2. 中国地质调查局南京地质调查中心, 南京 210016
2. Nanjing Center, China Geological Survey, Nanjing 210016, China
0 引言
继北美页岩气产业取得巨大成功后，中国页岩气的勘探、开发也取得了长足的进步和实质性的突破，且在中上扬子地区取得了尤为显著的海相页岩气成果。上扬子区目前已建成了威远、长宁、焦石坝3个页岩气田和富顺—永川、彭水等页岩气产气区[1-3]；中国地质调查局于2017年在湖北宜昌实现了中扬子区页岩气调查的重大突破①。下扬子地区和中上扬子处于同一大地构造单元[4-5]，但多期构造运动、原型坳陷多期叠加与断坳复合导致后期构造改造强烈，对早期成藏与原生油气藏破坏严重，使得其页岩气成藏条件极为复杂[6-7]；海陆过渡相泥页岩的发育往往较为局限且纵向、横向连续性稍差；虽然烃源岩有机质丰度较高，但单层厚度小、黏土矿物含量高等特点使得页岩气的富集与保存受到一定的限制[8-10]:这些均是导致下扬子区萍乐坳陷二叠系乐平组海陆过渡相页岩气产业化难度加大的主要因素。
① 中国地质调查局武汉地质调查中心.湖北宜昌寒武系—志留系页岩气调查实现重大突破.武汉：中国地质调查局武汉地质调查中心, 2017.
本文以萍乐坳陷中东段的丰城—乐平地区为靶区，以海陆过渡相二叠系乐平组为目的层系，在深入了解本区构造、沉积背景的基础上，利用钻井岩心和一系列分析测试数据，系统分析了乐平组源储特征和含气性控制因素，以期为我国南方海陆过渡相页岩气的勘探与开发提供参考。
1 地质概况 1.1 研究区及地理位置丰城—乐平地区位于萍乐坳陷带中东部，其北以宜丰—景德镇断裂为界，南部以萍乡—广丰深大断裂、丰城—婺源断裂为界[11]，包括南鄱阳及其西南部分地区，是萍乡—乐平晚古生代海相构造坳陷的中—东段(南昌—宜丰逆冲推覆系及对冲前缘带)，后又经历中—晚燕山运动后(J—K)形成的狭长[12-13]地带。其变质基底为新元古界双桥山群变质岩，而后发育中生界—古生界的海相—海陆过渡相沉积构造层和晚燕山—喜山期的陆相盆地沉积构造层[14]。在印支—燕山晚期，丰城—乐平地区北缘发育了由北向南推覆的九岭推覆构造体系，南鄱阳南缘与官帽山逆冲系相向逆冲形成向塘—二甲村对冲带[15]。
1.2 乐平组泥页岩分布特征聂宽海等[16]依据北美页岩气勘探取得的成果，认为具有页岩气开采价值的页岩厚度下限为9 m。根据近年来萍乐坳陷的页岩气调查研究成果[17]，本区乐平组泥页岩分布广泛，厚度在50~300 m，沉积中心可达260 m以上，总体表现为南部较厚、向北部减薄的趋势；西部丰城地区乐平组泥页岩厚度超过200 m，东部乐平地区较薄，但其厚度一般不小于50 m(图 1)。受盆内断裂的影响，乐平组泥页岩总体表现为中部埋深较大、最大埋深超过4 000 m，向北部和南部有变浅的趋势；丰城地区乐平组泥页岩的埋深为1 000~3 000 m，乐平部分地区泥页岩已出露至地表。
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| 图 1 丰城—乐平地区区域构造位置及二叠系乐平组厚度等值线图 Fig. 1 Tectonic position of Fengcheng-Leping and Permian Leping Formation thickness contours |
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萍乐坳陷二叠系乐平组自下而上可分为官山段、老山段、狮子山段和王潘里段。本文根据丰城地区井1岩心实测有机地球化学参数对乐平组泥页岩发育较好的层段进行纵向划分(图 2)，并认为老山段和王潘里段是该组主要泥页岩层段。由于官山段(820~1 020 m)属致密砂岩层段，故不在图 2中展示。王潘里段分布在井深424~434 m的暗色泥页岩单层厚度为1.3~2.1 m，中间夹粉砂质泥岩和泥质粉砂岩，累计厚度为10.0 m，总有机碳质量分数(w(TOC))为2.05%~12.34%，平均值为6.30%。上老山亚段为泥页岩、粉砂质泥岩，夹薄层泥质粉砂岩及细砂岩。中老山亚段主要为暗色泥页岩和粉砂质泥岩，井深593~602 m为纯泥页岩段，共9 m，w(TOC)为1.12%~8.56%，平均值为2.48%。下老山亚段w(TOC)值普遍较高：1)井深677~682 m，岩性为粉砂质泥岩，厚度为5 m，w(TOC)为4.68%~10.13%，平均值为7.48%；2)井深702~711 m，岩性为粉砂质泥岩、泥页岩，厚度为9 m，单层泥页岩厚度约2 m，w(TOC)为3.475%~5.74%，平均值为4.56%；3)井深719~737 m，厚度为18 m，其中单层泥页岩厚度2~6 m，中部夹1~5 m煤层，w(TOC)为2.64%~7.38%，平均值为4.17%。对照GB/T 31483-2015页岩气地质评价方法[18]，认为下老山亚段为全区最好的页岩气有利层段。
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| Rd.深侧向电阻率；Rs.浅侧向电阻率；VSP.自然电位；GR.自然伽马。 图 2 井1二叠系乐平组泥页岩有机地球化学柱状图 Fig. 2 Geochemical histogram of Permian Leping Formation shale in well No.1 |
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研究区二叠系乐平组王潘里段和老山段的烃源岩残余w(TOC)、烃源岩生烃潜量(w(S1+S2))分布范围如表 1所示。结果表明，二叠系乐平组富有机质页岩主体达到“中等—好”的丰度级别，符合远景区—有利区的要求[19]；王潘里段和下老山亚段为好烃源岩，上老山亚段和中老山亚段为中等烃源岩(表 1)。
| 层位 | w(TOC)/% | w(S1+S2)/(mg/g) | 级别 | ||||
| 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | ||||
| 王潘里段 | 0.04~8.61 | 1.33(47) | 0.16~1.43 | 0.57(6) | 好 | ||
| 老山段 | 上亚段 | 0.22~3.70 | 0.81(38) | 0.06~3.18 | 0.90(6) | 中等 | |
| 中亚段 | 0.33~3.34 | 0.88(69) | 0.02~1.06 | 0.29(12) | 中等 | ||
| 下亚段 | 0.31~8.42 | 1.50(59) | 0.26~5.90 | 1.27(10) | 好 | ||
| 注：平均值括号内数字为实测样品数。数据来源为：江西省页岩气调查开发研究院.江西省及其周缘上古生界—中新生界页岩气资源调查评价与选区，南昌：江西省页岩气调查开发研究院，2012；江西省页岩气调查开发研究院.江西省页岩气资源潜力调查及选区评价，南昌：江西省页岩气调查开发研究院，2014；赣中南地质矿产勘查研究院.江西省南鄱阳页岩油气、致密油气资源调查评价.南昌：赣中南地质矿产勘查研究院，2016。 | |||||||
本文分析了研究区3口井(井2，井3和井4)乐平组官山段(P3lg)、老山段(P3ll)和王潘里段(P3lw)泥岩样品(小样122个，大样14个)以及来自煤矿矿井(井5，井9)乐平组泥岩样品(小样31个，大样6个)的有机地球化学参数(如干酪根镜检、元素、可溶有机质的生物标志物及岩石热解参数等)后(表 2)，发现各层位H/C平均值为0.603~0.640；It平均值为1.00~23.09；IH平均值为(28.94~98.20) ×10-3；w(5α-C27)平均值为23.00%~40.33%，5α-C27/(5α-C29)平均值为0.423~0.630，说明有机物质来源于高等植物和菌藻类的共同输入；Pr/Ph平均值范围为1.440~2.790，代表沉积水体偏氧化；饱和烃/芳烃平均值范围为0.300~1.300。
| 层位 | H/C | It | IH/10-3 | w(5α-C27)/% | 5α-C27/ (5α-C29) | Pr/Ph | 饱和烃/芳烃 | 有机质类型 | ||||||||||||||
| 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | 实测值 | 平均值 | |||||||||
| P3lw | 0.640 | 0.640 | 1.00 | 1.00 | 28.00~296.00 | 98.20(12) | 23.00 | 23.00 | 0.430 | 0.430 | 1.440 | 1.440 | 0.300 | 0.300 | Ⅱ2 | 0.430 | ||||||
| P3ll | 0.550~0.670 | 0.603(10) | 8.00~27.00 | 12.50(10) | 0.00~72.00 | 34.50(79) | 20.00~59.00 | 36.50(10) | 0.340~0.900 | 0.594(10) | 0.500~3.050 | 1.889(10) | 0.400~1.900 | 0.925(8) | Ⅱ2-Ⅲ | 0.340~0.900 | ||||||
| P3lg | 0.550~0.730 | 0.637(3) | 6.00~20.00 | 14.67(3) | 0.00~97.00 | 28.94(31) | 22.00~73.00 | 40.33(3) | 0.370~0.530 | 0.423(3) | 0.710~5.000 | 2.790(3) | 0.500~0.500 | 0.500(2) | Ⅱ2 | 0.370~0.530 | ||||||
| P3l | 0.460~0.820 | 0.610(16) | 3.00~36.50 | 23.09(16) | 12.00~310.00 | 93.26(31) | 21.00~35.00 | 30.00(6) | 0.340~0.840 | 0.630(6) | 1.020-3.930 | 1.930(6) | 0.300~2.600 | 1.300(6) | Ⅱ2 | 0.340~0.840 | ||||||
| 注：H/C为原子比；It.有机质类型指数；IH.氢指数。 | ||||||||||||||||||||||
通过对井2乐平组31件泥岩样品的镜检显微组分的鉴定可知，泥岩显微组分中无定型组分(矿物沥青基质)质量分数超过50%，其次为镜质组和惰质组，不存在其他壳质组和腐殖基质。结合乐平组泥页岩干酪根显微组分质量分数(图 3)可以看出：乐平组泥岩显微组分中无定型组分所占比例较大，可达70%以上，而形态有机组分(镜质组、惰性组、壳质组和腐泥组)质量分数低。故乐平组泥岩的主要生烃组分为无定型组分，有利于形成大量的油气。对照煤系烃源岩有机质类型划分标准[20]，综合分析可以确定研究区乐平组泥页岩有机质类型主要为Ⅱ2型。
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| 图 3 乐平组泥页岩干酪根显微组分 Fig. 3 Microstructure of kerogen in Leping Formation shale |
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镜质体反射率是目前研究干酪根热演化和成熟度通用的有效标尺。本文测试分析了区内5口钻井乐平组烃源岩的镜质体反射率(Ro)，结果(图 4)显示：位于萍乐坳陷西部樟树地区的井8乐平组烃源岩基本处于高—过成熟阶段，其中王潘里段Ro为1.80%~1.88%，处于1.3%~2.0%范围内，为高成熟阶段，以生气为主，中—下老山亚段Ro均大于2%，为过成熟阶段，干气；位于樟树东边的丰城井1乐平组烃源岩基本处于成熟—高成熟阶段，其中上老山亚段Ro(1.12%)处于0.5%~1.3%范围内，为成熟阶段，以生油为主，中老山亚段Ro为1.36%~1.46%，下老山亚段Ro为1.39%~1.44%，处于1.3%~2.0%范围内，为高熟阶段，以生气为主；位于丰城地区的井6乐平组烃源岩Ro为2.13~2.94%，整体均大于2%，为过成熟阶段，干气；同样井7乐平组烃源岩Ro为1.75%~2.90%，整体上基本大于2%，为过成熟阶段，干气；而位于萍乐坳陷东部乐平地区的井4下老山亚段Ro为0.64%~0.84%，处于成熟阶段，而官山段Ro为0.87%~1.16%，处于成熟阶段。
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| 图 4 研究区烃源岩热演化程度随深度变化图 Fig. 4 Thermal evolution degree of source rocks |
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根据区域地质资料[21]，萍乐坳陷燕山期岩体主要发育在西南的武功山超基性岩区、株潭镇岩浆岩发育区和南港岩浆岩发育区；在丰城地区，仅在其东北部的进贤县附近有燕山期花岗岩体出露，乐化附近见少量喜山期基性岩脉和白垩纪的火山碎屑岩；而东部的乐平地区没有明显岩体存在的异常显示，仅在鸣山煤矿乐平组煤层中发现小的花岗岩脉。整体上，丰城—乐平地区二叠系乐平组烃源岩成熟度在岩浆事件和埋深的双重控制下呈东低西高的特征，丰城以西地区有机质热演化程度最高，已达到成熟阶段的末期，局部达到过成熟阶段，钟陵、乐平地区已经进入成熟阶段，并且已接近或进入生油高峰期。结合以往的勘探成果①可知，丰城地区乐平组中下老山亚段均有较好的气测显示；而乐平地区井3在乐平组官山段钻见12 m的海相轻质油砂层，进一步证实本区具有“东油西气”的特征。因而，对于页岩气的勘探重点应转向研究区西部。
① 赣中南地质矿产勘查研究院.江西省南鄱阳页岩油气、致密油气资源调查评价.南昌：赣中南地质矿产勘查研究院, 2016.
3 泥页岩储层条件 3.1 岩石类型和矿物特征泥页岩发育的沉积环境宏观上决定了泥页岩层系储层的岩性组合特征，进而决定了储层岩石类型特征。本研究区乐平组为一套海陆过渡相沉积，以薄层泥页岩与砂岩、煤系等其他岩性互层为显著特点。其中官山段主要以中—细砂岩为主，老山段主要为泥岩和煤，狮子山段以粉砂岩为主，王潘里段则主要为砂泥互层[21]。
泥页岩的矿物成分比较复杂，除伊利石、蒙脱石、高岭石等黏土矿物以外，常含有石英、方解石、长石、菱铁矿等碎屑矿物和自生矿物，其成分的变化影响着页岩的孔隙度和裂缝发育程度，进而影响页岩对气体的吸附能力和储量产能。本区乐平组海陆过渡相泥页岩的黏土矿物体积分数高于美国大型页岩气盆地和四川海相页岩中的黏土矿物体积分数(平均为40%)[2, 22]，泥页岩矿物特征整体表现为“两高一低”，即高φ(黏土矿物)、高φ(硅质矿物)、低φ(碳酸盐矿物)(图 5)。
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| 图 5 乐平组泥页岩全岩各矿物及各种黏土矿物平均体积分数 Fig. 5 Average content of all rock minerals and clay minerals of Permian Leping formation shale |
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乐平组矿物以黏土矿物为主，其次为石英矿物。φ(黏土矿物)为29.0%~63.0%，平均为47.0%；φ(石英)为24.5%~61.0%，平均为42.0%；其他矿物体积分数为2.0%~23.2%，平均为11.0%。乐平组黏土矿物以伊/蒙间层(I/S)为主，φ(I/S)为30%~60%，平均为51%；其次为伊利石(I)，φ(I)为16%~42%，平均为25%；高岭石(K)和绿泥石(C)体积分数低，φ(K)为0%~43%，平均为14%，φ(C)为3%~16%，平均为10%。
3.2 物性特征泥页岩的储层物性对页岩气的聚集和后期的开发具有重要的影响，其中孔隙性的好坏直接决定储存油气的能力，约有平均50%左右的页岩气存储在页岩基质孔隙中[23]。渗透性则控制了油气的产能。孔渗测试结果(表 3)显示，研究区乐平组泥页岩样品有效孔隙度为0.600%~2.400%，平均为1.415%；渗透率为(0.000 386~0.008 300)×10-3 μm2，平均为0.007 845×10-3 μm2，整体表现为低孔特低渗特征。
| 样品序号 | 长度/cm | 直径/cm | 岩石密度/(g/cm3) | 有效孔隙度/% | 渗透率/(10-3 μm2) |
| 1 | 2.5 | 2.5 | 2.63 | 2.400 | 0.003 100 |
| 2 | 2.5 | 2.5 | 2.63 | 1.900 | 0.002 600 |
| 3 | 2.5 | 2.5 | 2.67 | 1.100 | 0.001 050 |
| 4 | 2.5 | 2.5 | 2.53 | 0.600 | 0.008 300 |
| 5 | 2.5 | 2.5 | 2.74 | 1.476 | 0.008 279 |
| 6 | 2.5 | 2.5 | 2.73 | 2.224 | 0.031 200 |
| 7 | 2.5 | 2.5 | 2.85 | 0.203 | 0.000 386 |
| 8 | 2.5 | 2.5 | 2.71 | ||
| 平均值 | 2.5 | 2.5 | 2.69 | 1.415 | 0.007 845 |
与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的烃源岩，也是聚集、保存天然气的储层和盖层。因此，有机质质量分数高的黑色页岩、高炭泥岩等，是页岩气发育的前提。在本研究区中，w(TOC)大于1%的泥页岩较为常见；页岩孔隙以粒间微孔和层间孔隙为主，但是一般总孔隙较小。美国五大页岩盆地页岩的孔隙度为2.0%~14.0%，渗透率一般小于0.1×10-3 μm2[22]；四川盆地的主要页岩气田的孔隙度为3.0%~8.4%，渗透率一般小于0.1×10-3 μm2，比表面积一般为8~20 m2/g[2]。相比而言，研究区乐平组泥页岩的孔渗性稍差，孔隙直径较大，但孔隙体积与比表面积较小[24]，这将极大地制约该套泥页岩的含气量和产气能力。但相对于其他常规储层而言，页岩气储层更加依赖于微裂缝系统。井1现场取心资料也可以证明，存在裂缝的岩心所富含的页岩气数量相对就多，更容易形成物性好的页岩气储层。所以微裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一。
3.3 储集空间类型根据乐平组氩离子-场发射扫描电镜观察可知(图 6)，该页岩段的储集空间发育多种微观孔隙，以有机质孔、粒间孔、粒内孔、微裂缝4种类型为主，这些微观孔隙相连，为页岩气提供了赋存和流通空间。
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| a.有机质孔；b.粒间孔；c.粒内孔；d.微裂缝。 图 6 乐平组泥页岩微观孔隙电子成像 Fig. 6 Electron imaging maps of micropores in Permian Leping Formation shale |
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井1乐平组页岩氮气吸附曲线表现出II型吸附曲线的特征(图 7a、b)[25]，这表明发生了多层吸附[26]。Ⅱ型吸附等温线可以解释为由于样品中存在大孔，所以在相对压力(p/p0)较高的阶段吸附量快速上升；脱附回线表现出H4型的特征，这再次证明了乐平组泥页岩的孔隙主要呈狭缝状[27]。
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| a、c.715.00 m；b、d.641.05 m。p.仪器内部压力；p0.大气压力。 图 7 井1乐平组泥页岩氮气吸附-脱附曲线(a、b，标准状态)和孔径分布(c、d) Fig. 7 Nitrogen adsorption-desorption curve (a, b, STP) and pore diameter distribution (c, d) of Permian Leping Formation shale in well No. 1 |
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井1乐平组页岩的孔隙体积为0.016 2~0.033 4 cm3/g，平均值为0.027 3 cm3/g；比表面积为4.31~13.18 m2/g，均值为10.24 m2/g；孔隙直径主要集中在2~5 nm(图 7c、d)，以较小的纳米级孔隙为主。统计多口井乐平组比表面积样品分析测试数据，可知二叠系乐平组比表面积为2.216~10.390 m2/g，平均为5.770 m2/g；总体反映出乐平组页岩具有一定比表面积，可为页岩吸附气的赋存提供基本的地质条件。
3.4 含气性特征井1乐平组泥页岩现场解吸实验结果表明，含气量较高的层段集中在乐平组下老山亚段的中下部(图 8)。气测数据与现场解析含气量有很好的正相关关系：
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| 图 8 井1乐平组泥页岩计算含气量柱状图 Fig. 8 Gas content calculation of Permian Leping Formation shale in well No. 1 |
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(1) 式中：V为现场解吸含气量，m3/t；φ(TG)为气测全烃体积分数，%。R2=0.481 7(R为相关系数)。利用公式(1)对井1乐平组页岩的含气量进行计算，结果表明，含气量为0.14~3.57 m3/t，平均值为0.23 m3/t。虽然相比于中国四川盆地，研究区乐平组页岩的含气量偏小，但也到达了有利区选区标准要求(总含气量≥0.5 m3/t)[2, 10]。
中老山亚段和下老山亚段(633.0~736.6 m)解吸气组分测试结果表明，解吸气主要由甲烷和氮气组成，二者的体积分数分别为21.50%~94.10%和4.26%~74.00%，其次是二氧化碳(0.40%~4.51%)，部分样品含有少量乙烷和丙烷(< 1%)。这与中老山亚段和下老山亚段页岩的成熟度处于高成熟阶段(1.36% < Ro < 1.46%)一致。因此，井1乐平组中下老山亚段页岩气属于有机质在高成熟阶段生成的天然气。
乐平组页岩气甲烷体积分数与埋深图(图 9)显示：王潘里段到中老山亚段，φ(甲烷)普遍低于50%；随着埋藏深度的增加，φ(甲烷)逐渐增加，下老山亚段φ(甲烷)普遍高于70%。这说明页岩气的富集需要一定的埋深才能对其保存更加有利。
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| 图 9 甲烷体积分数与埋深关系图 Fig. 9 Relationship between content of CH4 and the depth |
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丰城—乐平地区二叠系乐平组泥页岩发育在海陆过渡相沉积环境。东吴运动使本区全部上升成陆，在宜春西村、慈化等地见古土壤、古喀斯特地貌得以证实[28]。乐平组官山段时期，研究区西部受潮水波及，发育泥岩、粉砂岩、煤及炭质泥岩的泥坪，东区发育淡水湖相泥岩。下老山亚段时期，拉张作用使地壳全面下沉，海平面大幅度上升，整个研究区被海水淹没，总古地貌中间低、南北高，海水从西向东侵没，并演变为广阔的潮坪环境。潮上带东移使得泥岩沼泽随之东移，此时沉积了具有重要意义的B4煤组，也是页岩气重要的目的层。中老山亚段为最大海泛期，地壳加速下降，海平面快速上升，研究区广泛发育放射虫及海绵骨针硅质岩相的深水台盆沉积，并呈北东向条带状分布，硅质岩的出现代表了该区对全球海平面上升和扬子台地区岩石圈拉张断陷的沉积响应[29]。到上老山亚段—狮子山段时期，海平面下降，南鄱阳西北部的透镜状障壁岛阻挡了海水流动，使研究区形成泻湖环境，岩石类型以粉砂质泥岩和泥质粉砂岩互层为主，可见条带状细砂岩、薄煤层或炭质泥岩的沉积组合。王潘里段为海平面上升初期，研究区发育了泥页岩、粉砂岩、砂岩以及炭质泥岩、煤层组成的海陆过渡相富有机质泥岩和具有一定储集性能的泥质粉砂岩和泥质砂岩。由此可知，本区在二叠系乐平组时期主要处于弱氧化弱还原环境，这为其二叠系乐平组发育有利的烃源岩提供了保障。
4.2 适中的埋藏深度保障了页岩气的赋存迄今为止，虽然国内外具有经济价值的页岩气藏的埋深尚没有明确的界限，但他们确实直接影响着页岩气的经济可采价值。如美国Fort Worth盆地的Barnett页岩气藏通常分布在深度76.2~3 658.0 m[30-31]；随着页岩层段埋藏深度的增加，其有机质成熟演化程度逐渐增高，且比表面积也具有增大的趋势，这为页岩气的赋存提供了基本的地质条件；此外，页岩气的主要开采方式是浅层开采，适中的埋深也有利于节省钻探成本[32]。气测资料显示，丰城—乐平地区乐平组泥页岩中甲烷体积分数会随着埋深的增加而逐渐升高，相对于中老山亚段至王潘里段，下老山亚段甲烷体积分数普遍高于70%，是有利储集层段；同时丰城地区乐平组泥页岩埋藏深度一般小于2 000 m，这极大地降低了钻探和开采的难度。
4.3 西区相较于东区有利于页岩气的保存中生代以来，受到印支、燕山及喜山运动的影响，丰城—乐平地区二叠系北部发育九岭推覆体系，南部发育向塘—二甲村对冲带[33-34]。以赣江断裂为界(图 1)：研究区西区因远离武功山和九岭两个巨型隆起带，受推覆构造的改造较弱，且东部的官帽山逆冲系对其影响较小，其地质构造平缓，地层保存较为完整，如原地沉积体系的丰城煤矿区表现出宽缓的简单向斜构造[35]；在研究区东区，九岭推覆体系推覆活动强度大、推覆远，到乐平地区逐渐演变成了强烈的冲断，并与由南向北逆冲的官帽山逆冲系对冲形成向塘—二甲村对冲带[15]。东区上古生界虽保存较完整，但其内部结构复杂，大部分地区表现出由北向南逆冲的多个冲断片[36-37]，且在对冲带南部表现为由南向北的高角度逆冲叠覆。相对于地质构造比较简单的西区，东区复杂的地质构造会导致页岩气的逸散。同时，乐平组烃源岩的成熟度具有“东低西高”的特征，即丰城及其以西地区有机质热演化程度已进入成熟阶段的末期，局部达到过成熟阶段，而东区的有机质成熟度多集中在成熟阶段。因此，西区更有利于页岩气的保存(表 4)。
| 研究区 | 乐平组沉积相 | 乐平组页岩埋深 | 构造特点 | 页岩气成藏条件 |
| 西部丰城地区 | 潮坪相(官山段—下老山亚段)-深海相(中老山亚段)-泻湖相(老山段—狮子山段)-潮坪相(王潘里段) | 适中(多 < 2 000 m)有利层段为下老山亚段 | 地层保存较为完整，地质构造平缓 | 烃源岩发育环境较好 埋深适中利于开采 地质构造简单利于保存 |
| 东部乐平地区 | 湖相(官山段)-潮坪相(下老山亚段)-深海相(中老山亚段)-泻湖相(老山段—狮子山段)-潮坪相(王潘里段) | 较浅(500~1 000 m) | 地层保存较为完整，地质构造复杂，双向逆冲断片叠覆 | 烃源岩发育环境较好 埋深较浅且地质构造复杂不利于页岩气保存 |
1) 丰城—乐平地区二叠系乐平组海陆过渡相泥页岩厚度差异较大且非均值性较强，结合泥页岩的有机质丰度达到“中等—好”级别、有机质类型均以Ⅱ2型为主、有机质成熟度表现为“东低西高”的特征，认为王潘里段和下老山亚段发育好烃源岩，而上老山亚段和中老山亚段为中等烃源岩；泥页岩储集空间以特低孔低渗的微孔隙和微裂缝为主，开启的裂缝系统更有利于页岩气的运移富集。
2) 研究区二叠系海陆过渡环境为有利烃源岩的发育提供了基础，且适中的埋藏深度也保障了页岩气的赋存含量并降低了其开采成本；但东区受推覆带改造使得该区构造复杂，变形强烈，页岩气保存条件差，而西区则构造稳定，具有较好的勘探前景。
致谢: 江西地质工程公司提供了QY1井(文中为井1)等多口井资料，在此表示感谢。| [1] |
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