淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机地球化学特征

刘会虎，胡宝林，薛俊华，徐宏杰，张文永，郑凯歌，兰天贺，任波



淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机地球化学特征

刘会虎1, 2，胡宝林1，薛俊华2，徐宏杰1，张文永3，郑凯歌1，兰天贺1，任波2

(1. 安徽理工大学地球与环境学院，安徽淮南，232001；2.淮南矿业(集团)有限责任公司深部煤层开采和环境保护国家重点实验室，安徽淮南，232001；3. 安徽省煤田地质局勘查研究院，安徽合肥，230088)

通过系统采样，应用有机碳分析、岩石热解、镜质组反射率测定、干酪根显微组分及类型鉴定、干酪根C同位素分析等油气地球化学测试方法，综合研究淮南地区碳—二叠系泥页岩的有机地球化学特征。研究结果表明：淮南地区石炭二叠系太原组泥页岩有机碳质量分数平均为2.08%，山西组泥页岩有机碳质量分数平均为2.58%，下石盒子组泥页岩有机碳质量分数平均为1.07%，上石盒子组泥页岩页有机碳质量分数平均为0.57%，孙家沟组泥页岩有机碳质量分数为0.12%。泥页岩中有机质类型主要为Ⅱ2型干酪根。研究区石炭—二叠系泥页岩样品镜质体反射率o均高于0.7%，太原组、山西组及下石盒子组岩石热解峰温基本上超过435 ℃，有机质热演化基本达到成熟—高成熟阶段。对比分析结果表明淮南地区石炭—二叠系的太原组、山西组和下石盒子组有机质丰度较高，生烃潜力大，有机质热演化程度较高，是页岩气勘探的有利层位。

淮南地区；石炭—二叠系；泥页岩；有机地球化学；页岩气

近年来，中国对早古生代寒武系、志留系泥页岩开展了大量研究工作[1−6]，而针对石炭二叠系地层开展的工作主要集中在西北的鄂尔多斯盆地、东北的辽河及南方的广西等地[7−11]。随着中国页岩气产业化步伐的加快，安徽省被确定为页岩气“十二五”规划中勘探开发的重点省份之一。然而，据检索文献，安徽省仅对皖南地区下寒武荷塘组及阜阳地区石岩—二叠系页岩气资源开展了部分工作[12−13]，而针对煤系地层石炭—二叠系分布广泛的淮南地区的海陆交互相泥页岩尚未开展工作。淮南地区石炭—二叠系含煤地层中泥页岩普遍广泛发育，具备雄厚的物质基础、良好的母质类型和适宜的成熟度[14]，为安徽省页岩气勘探的重点研究区，因而开展研究工作非常必要。国内外学者通过对北美及国内泥页岩研究，对页岩气成藏与勘探开发需要考虑的因素形成了较一致的认识，普遍认为有机质丰度、烃源岩干酪根类型、烃源岩演化程度等地球化学指标为评价页岩气成藏与勘探开发的重要评价参数[15−21]。因此，本文作者拟以淮南地区石炭—二叠系为研究层位，通过系统采样分析石炭—二叠系暗色泥页岩的有机地球化学特征，以期为淮南地区页岩气勘查提供第1手资料和科学依据，同时为上古生界海陆交互相页岩气的探索提供参考。

1 地质背景

淮南地区位于秦岭纬向构造带南亚带的北缘，东接华夏构造郯城—庐江断裂呈截接态势，南部止于合肥拗陷，西部接连周口凹陷，北面为蚌埠隆起。研究区为南北向一复向斜构造，主体构造形迹呈东西向展布，并在复向斜南北两翼发育了一系列走向压扭性逆冲断层，形成复向斜两翼的叠瓦式构造(图1)。

图1 淮南地区构造纲要图

研究区属于华北地层大区的淮南地层小区，地层除志留—泥盆系地层遭受剥蚀以外，自下元古界至第四系的其他地层均有发育。研究区在寒武—奥陶纪主要形成了地台型的浅海相沉积，在下奥陶末期，作为华北地台一部分上升成为陆地，遭受剥蚀，之后开始了上石炭纪的浅海相为主的海陆交互相沉积，至二叠纪时期沉积类型由过渡型的海陆交互相演化为陆相。研究区含煤地层为晚古生界石炭二叠系，泥页岩普遍广泛发育，自下而上包括太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组及石千峰群中的孙家沟组(图2)，太原组至孙家沟组为本次工作的目的层。

(a) 孙家沟组；(b) 上石盒子组；(c) 下石盒子组；(d) 山西组

研究区石炭系零星分布于接近矿区平原地带，二叠系则全被第四系所覆盖。太原组(C2−P1)厚为70~ 150 m，由浅灰、深灰色灰岩与砂岩、泥岩、煤组成，其中暗色泥页岩厚度在20%左右；山西组(P1)厚约为100 m，底部为灰黑色海相泥岩，富含动物化石，1煤下以粉砂岩为主，其上部含菱铁矿成分，偶见垂直裂隙方解石充填，3煤上部以泥岩为主，夹薄层砂质泥岩、细砂岩或砂岩条带，上部为灰白色中粗砂岩，成分以石英为主、长石次之，含少量杂色矿物，层理面含大量白云母碎片，硅、泥质胶结；下石盒子组 (P2－3)揭露厚度为35~169 m，平均厚度为131 m，一般由灰色、浅灰色细砂岩、粉砂岩和泥岩组成，中部含煤8煤，煤层间主要为粉细砂岩及砂泥岩互层，砂岩成分以石英为主，长石次之，含云母碎片；上石盒子组(P3)揭露厚度为221~636 m，平均厚度为548 m，下部为三角洲平原沉积，上部为海相沉积，以9煤顶细中砂岩为底界，向上逐渐以泥岩、砂质泥岩为主，且发育多层花斑状泥岩，再上为青灰、浅灰色细中砂岩、粉砂岩及泥岩，含煤多达21层(10~26煤)，砂岩成分以石英为主，长石次之，偶见菱铁矿或云母碎片；孙家沟组(P3)揭露厚度为184~281 m，平均厚度为227 m，岩性由灰色、灰绿色、灰紫色、紫红色泥岩、粉砂岩，夹灰色、灰白色中粒为主的砂岩、中细砂岩、含砾砂岩组成，多紫红色花斑泥岩，其中砂质岩成分以石英为主，长石其次，偶见菱铁矿成分。

2 样品采集与分析测试

系统采集了来自淮南地区潘集外围钻孔10−1、11−1、12−2、西风井X、20−2、L4−1、10−2等煤田钻孔的岩芯泥页岩样品36块，其中太原组1块、山西组19块、下石盒子组10块、上石盒子组4块、孙家沟组3块。采自太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、孙家沟组泥页岩样品用于有机碳质量分数TOC测试样品数分别为3，15，8，4和3件，分别来自太原组至孙家沟组泥页岩样品用于岩石热解分析样品数分别为1，13，7，2和3件，来自于这些地层泥页岩样品用于有机质镜质组反射率测试的样品数分别为1，14，7，4和3件，用于干酪根有机显微组分分析和有机质类型分析样品数均分别为1，13，7，2和3件，来自不同地层组的泥页岩样品用于干酪根同位素分析的样品均为1件。

泥页岩中有机碳质量分数测定执行国标GB/T 19145—2003[22]，测试仪器为Leco碳硫测定仪，有机碳质量分数单位为%。岩石热解依据GB/T 18602—2012[23]执行，测试仪器为油气显示评价仪，岩石热峰温单位为℃，热解参数0，1和2均为 mg/g。泥页岩中干酪根的镜质组反射率测定执行石油天然气行业标准SY/T 5124—1995“沉积岩中镜质体反射率(o，即镜质组在反射光中的反射光强相对垂直入射光强的百分比，用于表征烃源岩热演化程度)测定方法”[24]，测试仪器为MPV−SP显微光度计，镜质组反射率测试单位为%，测试条件为：室温23~25 ℃; 相对湿度20%~70%；双标样(蓝宝石、SiC)标定。干酪根有机显微组分及有机质类型鉴定测试执行石油天然气行业标准SY/T 5125—1996“透射光—荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法”[25]，测试仪器为Axiopot型透光—荧光高级生物显微镜。干酪根稳定C同位素测试执行石油天然气行业标准SY/T 5238—2008“有机物和碳酸盐岩碳、氧同位素分析方法”[26]，测试仪器为气体同位素质谱仪，仪器型号为Finngan MAT−252，测试单位为%。干酪根稳定C同位素测试条件为：将样品制备成纯CO2，用MAT−252双进样法与GBW04405参考气比较测试绘出相对PDB(pee dee belemnite)的值。

有机质的干酪根碳同位素以13C表示，其定义为

13C=[(13C/12Csample)/(13C/12CVPDB)− 1]×100%

式中：(13C/12Csample)为样品中干酪根的碳同位素比值；(13C/12CVPDB)为国际标准物VPDB(vienna pee dee belemnite)的碳同位素丰度比。

3 泥页岩有机地球化学特征

3.1 有机质丰度

目前研究成果普遍认为只有当泥页岩中总有机碳质量分数超过0.5%时泥页岩才为具有潜力的烃源 岩[27−30]，具有经济意义的页岩气储层有机质质量分数不低于2%[31−33]。CHARLES等[34]将烃源岩中有机质丰度定为6级，即TOC＜0.5%为很差；0.5%~1%为差；1%~2%为一般；2%~4%为好；4%~12%为很好；TOC＞12%为极好。2012年国土资源部公布的“页岩气资源/储量计算与评价技术要求(试行)”，将总有机碳质量分数分为5级：TOC＜0.5%为特低；0.5%~1%为低；1%~2%为中；2%~4%为高；TOC≥4%为特高。2014−04由全国国土资源标准化委员会审查、批准、颁布并于2014−06−01正式实施的行业规范“页岩气资源/储量计算与评价技术规范”(DZ/T 0254—2014)[35]对烃源岩有机碳质量分数分类时去掉了特低级别，只分了4级，其4级分类法和2012年试行规范分类相同。本次研究工作将依据最新规范开展页岩有机质丰度评价。根据实验测试结果，对研究区采自不同钻孔岩芯泥页岩样的TOC进行分析，如表1所示。

表1 研究区不同地层泥页岩TOC

Table 1TOCin mud shale from different formations in studied area

由表1可知：淮南地区石炭—二叠系太原组泥页岩TOC变化范围为1.22%~2.52%，平均为2.08%，山西组泥页岩TOC变化范围为0.11%~8.87%，平均为2.58%，下石盒子组泥页岩TOC变化范围为0.11%~2.74%，平均为1.07%，上石盒子组泥页岩页TOC变化范围为0.13%~1.16%，平均为0.57%，孙家沟组泥页岩TOC变化范围为0.10%~0.17%，平均为0.12%。由图2可知：研究区太原组、山西组泥页岩TOC均达到高级，下石盒子组达到中等级别，而上石盒子组和孙家沟组分别为低—特低级别。

3.2 有机质类型

不同类型的有机质具有不同的生烃潜力，且泥页岩有机质的类型对页岩气富集具有控制作用。通常将有机质类型划分为3类：腐泥型(Ⅰ)、混合型(Ⅱ)和腐殖型(Ⅲ)，基中混合型可进一步划分出腐殖—腐泥型(ⅡA)和腐泥—腐殖泥(ⅡB)[36]。不同类型的干酪根，具有不同显微组分。为了确定研究区石炭—二叠系泥页岩中有机质类型，本次研究工作拟从有机质干酪根显微组分、岩石热解参数及有机质干酪根碳同位素3个方面进行分析。

通过对采自研究区钻孔岩芯样品经过干酪根分离后进行透射光荧光镜鉴，山西组和下石盒子组泥页岩的干酪根中各显微组分质量分数变化如图3所示。由图3可知：泥页岩的干酪根显微组分中壳质组质量分数最高，镜质组次之，显微组分以壳质组和镜质组为主，含有一定数量的腐泥组成分和惰质组成分(两者之和基本小于20%)。对比太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组及孙家沟组地层泥页岩的干酪根显微组分质量分数(表2)，发现太原组、山西组及下石盒子组泥页岩的干酪根显微组分质量分数非常相似，上石盒子组和孙家沟组泥页岩的干酪根显微组分质量分数相似，泥页岩的干酪根中腐泥组和镜质组具有从底部太原组向顶部孙家沟组逐渐降低的趋势，而泥页岩的干酪根中壳质组质量分数有增高的趋势，惰质组质量分数在各个地层泥页岩的干酪根中质量分数差别较小。对不同地层泥页岩的干酪根中显微组分类型及质量分数进行分析，泥页岩的干酪根中显微组分类型有腐泥组的腐泥无定形体、壳质组的腐殖无定形体和其他组分、镜质组及惰质组组分，干酪根中显微组分以无定形体占有极大比例(70%左右)。壳质组和镜质组为主体的显微组分构成表明生烃潜力较好。对比研究区泥页岩的干酪根中显微组分和TOC变化在不同地层中的变化规律，发现两者之间有紧密的相关性。

(a) 山西组；(b) 其他组地层(b)中WY−49之前的样品来自下石盒子组，WY−15及43来自上石盒子组，WY−37及40来自孙家沟组，WY−12为太原组样品。

表2 不同地层泥页岩的干酪根主要显微组分类型及平均质量分数

Table 2 Main type and average mass fraction of maceral in kerogen from mud shale of different formations %

干酷根类型的确定是根据干酪根各显微组分质量分数计算所得到的类型指数TI来确定[37]。根据类型指数计算结果，研究区绝大部分泥页岩有机质的干酪根类型指数为0~40，干酪根类型为Ⅱ2型干酪根(腐泥—腐殖型)，在其他样品中，WY−27(山西组样品)的干酪根类型指数为40~80，为Ⅱ1型(腐殖—腐泥型)，WY−03(下石盒子组样品)、WY−15(上石盒子组样品)、WY−51(山西组样品)的干酪根类型指数小于0，为Ⅲ型干酪根(腐殖型)。

为进一步辅助判别不同地层泥页岩中有机质类型，可以根据岩石热解分析结果和泥页岩TOC，通过计算氢指数(H=2/TOC)进行判别，分析结果如表3所示。由表3可知：氢指数H相对较高，重点层位山西组和下石盒子组泥页岩样品变化范围更大，表明石炭—二叠系泥页岩分散有机质基本上属于腐泥—腐殖混合型的母质。根据H和岩石热解峰温制作了H−max图版(图4)可知：研究区泥页岩有机质大部分属于Ⅱ2型，小部分属于Ⅱ1型和Ⅲ型，这与根据泥页岩有机质干酪根的显微组组分计算类型指数所得的结论一致。

表3 不同地层泥页岩热解分析结果

Table 3 Rock pyrolysis results of mud shale from different formations

图4 IH−tmax图版确定有机质类型

对选自不同地层泥页岩进行了有机质的干酪根碳同位素分析，如表4所示。根据干酪根13C划分有机质类型[38]，13C＜−2.80%，属于Ⅰ型；−2.80%＜13C＜−2.55%，属于Ⅱ1型；−2.55%＜13C＜−2.30%以上分析，属于Ⅱ2型；13C＞−2.30%，属于Ⅲ型。由表4中测试结果，孙家沟组泥页岩有机质的干酪根13C＞−2.30%，干酪根类型属于Ⅲ型，而太原组、山西组、下石盒子组及上石盒子组泥页岩中有机质的干酪根C同位素分布于−2.30%~−2.55%，干酪根类型属于Ⅱ2型，这与干酪根反射率显微组分鉴定得到的机质类型结论一致。

表4 不同地层泥页岩有机质的干酪根碳位素

Table 4 Carbon isotope of kerogen in organic matter from mud shale of different formations

3.3 有机质成熟度

相同类型的有机质类型，因成熟度的差异使油气源岩具有不同的产气潜能。表征烃源岩成熟度常用的指标有镜质体反射率(o)和热解最高温度(热解峰温，max)。对淮南地区石炭—二叠系地层29个泥页岩样品中干酪根据进行镜质体反射率分析，结果如图5所示。

图5 泥页岩有机质热演化程度

由图5可知：研究区石炭—二叠系泥页岩有机质演化程度即有质镜质组反射率o为0.81%~1.19%，平均为0.93%；最小镜质组反射率为0.72%~1.12%，平均为0.84%；最大镜质组反射率为0.94%~1.25%，平均为1.01%。对不同地层泥页岩有机质演化程度进行分析，太原组泥页岩有机质最小镜质组反射率为0.94%，最大镜质组反射率为1.10%，平均镜质组反射率为1.02%；山西组泥页岩有机质平均镜质组反射率为0.83%~0.98%，平均为0.91%；下石盒子组泥页岩有机质平均镜质组反射率为0.82%~1.02%，平均为0.90%；上石盒子组泥页岩有机质平均镜质组反射率为0.88%~0.96%，平均为0.91%；孙家沟组泥页岩有机质平均镜质组反射率为0.97%~1.19%，平均为1.06%。

为进一步分析研究区石炭—二叠系泥页岩生烃潜力，根据镜质组反射率指标划分有机质演化阶段方法对研究区石炭—二叠系泥页岩有机质热演化程度进行统计分析。有机质演化阶段划分认为o＞0.70%时有机质演化进入成熟阶段[29]，而研究区样品有机质镜质组反射率均超过0.70%(图5)，说明研究区泥页岩中有机质演化均已达到成熟阶段，且研究区石炭—二叠系有机质镜质组反射率接近1.00%，表明有机质演化接近第1次生烃高峰。

同时本文将根据岩石热解峰温对研究区石炭—二叠系泥页岩有机质热演化程度进行分析。岩石热解峰温划分泥页岩有机质热演化阶段的标准认为：当岩石max低于435 ℃时，烃源岩演化阶段处于未成熟阶段；当max介于435~455 ℃时，烃源岩演化阶段为低成熟阶段；当max大于455 ℃时，烃岩源演化阶段为高成熟阶段；当max超过465 ℃时，烃源岩演化为过成 熟[31]。研究区石炭—二叠系泥页岩岩石热解峰温max数据显示：太原组泥页岩max为450 ℃，山西组泥页岩max变化于338~550 ℃，平均为451.23 ℃，下石盒子组泥页岩max变化于392~465 ℃，平均为444.29 ℃，上石盒子组泥页岩max变化于346~348 ℃，平均为 347 ℃，孙家沟组泥页岩max变化于336~436 ℃，平均为 372.3 ℃(表4)。根据划分标准，太原组泥页岩演化为成熟阶段；山西组泥页岩演化为从未成熟—成熟—高成熟—过成熟(13个样品中属于未成熟的有 2个)，烃源岩演化阶段以成熟—高成熟为主；下石盒子组泥页岩演化从未成熟—低成熟—高成熟，烃源演化阶段以成熟—高成熟阶段为主(7个样品中属于未成熟的有1个)；上盒子组和孙家沟组泥页岩演化阶段基本以未成熟为主(孙家沟组样品有1个岩石样品max为435~ 455 ℃，烃源岩演化为低成熟)。因此，根据岩石最高热解峰温分析结果，研究区地层中太原组、山西组和下石盒子组烃源岩已进入成熟—高成熟阶段。

4 讨论

为分析研究区石炭—二叠系泥页岩生烃潜能，依据最新行业标准[34]，根据泥页岩TOC实验数据，绘制了研究区泥页岩有机碳频率分布表，如表5所示。

表5 研究区泥页岩不同TOC样品的频率分布

Table 5 Frequency distribution from mud shale samples with differentTOCin the studied area %

由表5可以看出：太原组泥页岩TOC均高于1%，超过2%的样品占样品数量的66.7%，只是因为钻取太原组的钻孔数较少，样品量相对较少，作为参考的目标层位。山西组泥页岩样品中TOC＞1%的占总样品数量的88.9%，且具有较强的生气潜力，即TOC＞2%的烃源岩达61.1%，因此山西组可作为研究的首选研究层位。研究区下石盒子组泥页岩TOC相对山西组质量分数低，按照规范，泥页岩TOC为低水平等级的占样品数量的50%，具有高产气潜力的烃源岩即TOC＞2%的样品占泥页岩样品数数的40%，居中水平的占10%。上石盒子组泥页岩TOC均低于2%，泥页岩中TOC属于低到特低水平的占样品数量的75%，其中50%以上为特低水平，不具资源意义。研究区孙家沟组泥页岩TOC均低于0.5%，没有勘探价值。

为进一步分析研究区石炭—二叠系泥页岩生烃潜能，根据辅助参数岩石热解生烃潜量1+2进行评价。其中：1为烃源岩中残留的烃质量分数，2为烃源岩中干酪根热解烃质量分数。由于在有机质热演化过程中岩石热解参数中1+2显著降低，如用于确定原始母质类型常会产生误导，因此本次工作只作为辅助方法。对研究区泥页岩岩石热参数1，2和1+2及生成指数1/(1+2)进行了统计，如表6所示。

表6 不同地层泥页岩不同岩石热解参数平均值

Table 6 Average value of different rock pyrolysis parameters from mud shale of different formations

由表6可知：太原组、山西组和下石盒子组岩石热解2较高，表明源岩产烃潜力较高。太原组、山西组和下石盒子组泥页岩岩石热解生烃潜量1+2基本接近生油岩的最低标准2 mg/g，尤其是太原组和山西组与生油岩的最低标准接近。目的地层泥页岩岩石热解生成指数1/(1+2)均高于生油岩的最低标准10，表明转化率较高。

由前文分析，研究区石炭—二叠系泥页岩有机质类型主要为腐泥—腐殖型，具备较好的生油、气母质；泥页岩有机质镜质组反射率超过0.70%，接近于1.00%，有机质演化接近第1次生烃高峰，泥页岩热解峰温显示太原组、山西组和下石盒子组泥页岩有机质进入成熟阶段，且成熟程度由底部太原组向上部的山西组和下石盒子组降低，揭示生烃能力逐渐减弱。

综上，淮南地区石炭—二叠系太原组、山西组和下石盒子组有机质丰度较高，生烃潜力较高，具有良好的生气潜能，属中等—优质烃源岩，泥页岩有机质较高的成熟度有利于页岩气的生成，为页岩气勘探的重点层位；上石盒子组局部层位有机质以未成熟为主，有机质丰度略高于勘探的下限，属较差烃源岩，生烃潜力欠佳，需后期进一步查明，孙家沟组有机质以未成熟为主，有机质丰度远低于勘探下限，为非烃源岩，不建议作为勘探层位。

5 结论

1) 淮南地区石炭二叠系太原组泥页岩TOC平均为2.08%，山西组泥页岩TOC平均为2.58%，下石盒子组泥页岩TOC平均为1.07%，上石盒子组泥页岩页TOC平均为0.57%，孙家沟组泥页岩TOC平均为0.12%，太原组、山西组泥页岩段多数属于优质烃源岩，下石盒子组泥页岩为中等烃源岩品质，上石盒子组泥页岩为较差烃源岩，孙家沟组泥页岩为非烃源岩。

2) 根据泥页岩干酪根显微组分计算的类型指数、H−max关系图版及有机质干酪根碳同位素结果表明淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机质类型以Ⅱ2为主，部分为Ⅱ1型和Ⅲ型有机质。

3) 淮南地区石炭—二叠系泥页岩有机质演化程度即有机质镜质组反射率o平均值变化于0.81%~1.19%，平均为0.93%，均超过0.70%，有机质演化均已达到成熟阶段，岩石热解峰结果揭示太原组、山西组和下石盒子组烃源岩已进入成熟—高成熟 阶段。

4) 淮南地区石炭—二叠系的太原组、山西组和下石盒子组有机质丰度较高，生烃潜力大，有机质热演化程度较高，是页岩气勘探的有利层位，上石盒子组局部层位有机质丰度略高于勘探的下限，生烃潜力欠佳，需后期进一步查明，孙家沟组有机质丰度远低于勘探下限，为非烃源岩，不建议作为勘探层位。

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(编辑 刘锦伟)

Organic geochemical characteristics of Carboniferous-Permian mud shale from Huainan area

LIU Huihu, HU Baolin1, XUE Junhua2, XU Hongjie1, ZHANG Wenyong2, ZHENG Kaige1, LAN Tianhe1, REN Bo2

(1. School of Earth and Environment, Anhui University of Science & Technology, Huainan 232001, China;2. State Key Laboratory of Deep Coal Mining & Environment Protection,Huainan Mining Industry (Group) Co., Ltd., Huainan 232001, China;3. Exploration Research Institute of Anhui Coal Geology Bureau, Hefei 230088, China)

The organic geochemical characteristics of Carboniferous—Permian mud shale in Huainan area were comprehensively studied, by means of systemic sampling, and petroleum geochemical testing methods such as organic carbon analysis, rock pyrolysis analysis, measurement of vitrinite reflectance, identification of maceral in kerogen and kerogen type, and carbon isotope of kerogen analysis. The results show that the average organic carbon mass fraction in mud shale from Taiyuan formation is 2.08%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Shanxi formation is 2.58%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Lower Shihezi formation is 1.07%, the average organic carbon mass fraction in mud shale from Upper Shihezi formation is 0.57%, and the average organic carbon mass fraction in mud shale from Sunjiagou formation is 0.12%. The organic matter type of Carboniferous—Permian mud shale is mainly type Ⅱ2. Vitrinite reflectanceoof mud shale samples from the studied area is all higher than 0.7%, and the maximal rock pyrolysis temperatures of mud shale from Taiyuan formation, Shanxi formation and Lower Shihezi formation are above 435 ℃, which indicates organic matter in hydrocarbon source rocks mostly achieves mature: high mature stage of evolution. The contrast analysis results suggest Taiyuan formation, Shanxi formation and Lower Shihezi formation of Carboniferous—Permian are favorable formation for shale gas exploration because of their higher organic matter abundance, good hydrocarbon generation potential and relative high thermal evolution degree of organic matter.

Huainan area; Carboniferous—Permian; mud shale; organic geochemistry; shale gas

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.06.038

TE12

A

1672−7207(2016)06−2100−10

2015−06−02；

2015−08−30

国家自然科学基金资助项目(41302129，41402140)；山西省煤层气联合研究基金资助项目(2012012008)；安徽省国土资源厅公益性项目(2012-g-17)；安徽省自然科学基金资助项目(1408085QE88)(Projects(41302121, 41402140) supported by the National Natural Science Foundation of China; Project(2012012008) supported by the Shanxi Province United Research Funding of Coalbed Methane; Project(2012-g-17) supported by the Commonweal Project from Department of Land and Source in Anhui Province; Project(1408085QE88) supported by the Natural Science Foundation of Anhui Province)

刘会虎，博士，副教授，从事非常规天然气地质与勘探开发方面的研究；E-mail：xixiinformation@163.com