2. 中国石油大学(北京)地球科学学院, 北京 102249;
3. 辽河油田勘探开发研究院, 辽宁 盘锦 124010
2. College of Geosciences, China University of Petroleum(Beijing), Beijing 102249, China;
3. Exploration&Development Research Institute of Liaohe Oilfield, Panjin 124010, Liaoning, China
0 引言
油页岩是一种高灰分的固体可燃有机沉积岩，通过低温干馏可获得油页岩油。油页岩含油率大于3.5%，有机质含量较高，有机质类型主要为腐泥型和混合型(腐殖—腐泥型和腐泥—腐殖型)，其发热量一般大于4.18 MJ/kg[1-3]。作为一种重要的非常规能源，相关学者对油页岩特征与成因分类[4-6]、沉积环境[7-10]、不同类型沉积盆地尤其是湖相盆地油页岩地球化学特征及成矿规律[8, 11-19]、成矿模式[20-25]、资源评价方法体系及开发利用前景[26-30]等方面做了很多研究。我国油页岩资源丰富，以湖相油页岩为主，发育于多个坳陷和断陷湖盆中。
建昌盆地主体位于辽宁省西部，北部少部分位于内蒙古自治区，包括建昌、四官营子、梅勒营子、大城子、朝阳、黑城子凹陷及大阳山凸起、五虎山凸起和桃花吐隆起等次级构造单元。关于建昌盆地的大小及划分，不同学者有不同观点，或将建昌、四官营子、梅勒营子、大城子凹陷划分为建昌—喀左盆地[31-33]，或将四官营子、梅勒营子、大城子凹陷称为喀左盆地[34]，或将建昌凹陷划分为建昌盆地[35]，或将四官营子、梅勒营子、大城子、朝阳凹陷等称为大平房—四官营子盆地[36]。笔者通过对比研究后认为，建昌、四官营子、梅勒营子、大城子、朝阳和黑城子6个凹陷在中生代经历了相同的构造演化阶段，且在下白垩统九佛堂组均发育油页岩，因此建议视上述各凹陷属同一盆地，合称建昌盆地。前人对建昌盆地进行了若干相关研究，主要包括中生代构造演化[32, 37-38]、九佛堂组地层划分[39]、沉积特征及南部喀左地区油页岩控矿条件[34, 40]，但对包括6个凹陷在内的建昌盆地油页岩分布、品质特征、有机地球化学特征及资源潜力评价的系统性研究工作还需进一步完善。笔者在前人研究成果基础上，结合野外地质调查及相关分析测试，整体上对建昌盆地油页岩分布、品质、地球化学特征及沉积环境进行了系统分析，以期为该地区未来的油页岩勘探开发提供技术支持。
1 地质概况建昌盆地处于华北地块东北部燕山造山带辽西拗陷[38]。盆地呈北东向狭长带状展布，长约190 km，宽约35 km，总面积约6 400 km2(图 1)。建昌盆地是一个发育在克拉通基础上的中生代叠置盆地，在中生代盆地经历了三叠纪—侏罗纪挤压拗陷和白垩纪伸展裂陷两个演化阶段[32]。从早三叠世到侏罗纪末，受欧亚大陆东缘产生的东西向挤压和南北向反扭作用的影响，燕山—辽西地区形成一系列挤压推覆构造。早白垩世，Izanagi-Kula板块对欧亚板块东缘呈北西向俯冲，且呈后退式发展，燕山—辽西地区及其相邻的东北地区处于拉张伸展环境，逆冲推覆构造发生反转，该时期辽西地区形成众多北东向断陷盆地，建昌盆地为其中之一[32, 37]。建昌盆地各凹陷的东南侧为同沉积断裂盆缘，西北侧为沉积—侵蚀盆缘[40]。
建昌盆地下白垩统自下而上发育义县组(K1y)、九佛堂组(K1jf)、沙海组(K1sh)、阜新组(K1f)、张公屯组(K1z)，其上与中新统呈不整合接触。该盆地油页岩资源丰富，赋存于下白垩统九佛堂组(图 1)。九佛堂组为一套湖相碎屑岩沉积，自下而上可分为4段：一段发育浅灰色和灰白色中砂岩、细砂岩，深灰色泥岩、粉砂质泥岩等；二段发育黄灰色及灰白色凝灰质砂岩和粉砂岩，灰白色沉凝灰岩，深灰色泥岩、页岩和油页岩等；三段下部和中部发育灰黑色泥岩、页岩、油页岩，绿灰—褐灰色泥质粉砂岩和粉砂质泥岩互层，钙质粉砂岩夹重力流沉积，上部发育深灰色泥岩、页岩夹浅灰色细砂岩、油页岩和凝灰质粉砂岩；四段发育浅灰色含砾中粗砂岩、中砂岩，浅灰色粉砂岩、泥质粉砂岩。在垂向序列上，从下到上粒度由粗到细、再由细到粗(图 1)，呈下部水进退积型、以深湖相为主的加积型和上部水退进积型的岩石组合特征。九佛堂组可见多种类型化石，如狼鳍鱼、双壳类、叶肢介、翼龙类、植物等[40]。九佛堂组主要发育辫状河三角洲、扇三角洲、湖泊相、湖泊重力流等沉积相类型。辫状河三角洲相分布于各凹陷西北部，即盆地沉积—侵蚀盆缘，扇三角洲发育于凹陷东南盆地边界断层一侧，湖泊相发育于各凹陷的中心部位，深湖区可见重力流沉积。
建昌盆地油页岩开采工作始于20世纪五六十年代，目前已发现10多个油页岩含矿区，其中油页岩发育层数多、品质好的主要有建昌碱厂、凌源五家子、喀左九佛堂、朝阳七道泉子和敖汉旗大青山等几个含矿区。
2 油页岩发育特征 2.1 岩石类型我国油页岩以页岩(泥岩)为主[1]。在建昌盆地发现的油页岩岩石类型包括灰黑—棕黑色泥(页)岩、灰黑色泥灰岩和灰色粉砂质泥岩[34]。盆地南部五家子含矿区发育的油页岩(图 2a、b、c)以灰黑色泥岩(页岩)为主，可见少量粉砂质泥岩及泥灰岩，多发育水平层理和小型交错层理，粉砂质矿物主要为石英，油页岩层薄且呈多层；盆地北部大青山含矿区发育的油页岩(图 2d、e、f)多为灰黑色泥(页)岩，主要发育均匀层理和水平层理，页岩发育页片状页理。
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| 凌源五家子含矿区:a.油页岩矿层呈薄层或透镜状；b.油页岩样品；c.镜下特征(正交偏光)。敖汉旗大青山含矿区：d.油页岩矿层厚层状；e.油页岩样品；f.镜下特征(正交偏光)。 图 2 建昌盆地下白垩统九佛堂组油页岩野外及镜下特征 Fig. 2 Field and microscopic characteristics of oil shale within the Early Cretaceous Jiufotang Formation in Jianchang basin |
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通过对各个凹陷的油页岩层进行对比分析，油页岩分布于下白垩统九佛堂组一段、二段和三段，共发育9个矿组。一段发育1个矿组，即1-1矿组；二段发育2个矿组，即2-1和2-2矿组；三段发育6个矿组，即3-1、3-2、3-3、3-4、3-5和3-6矿组。从矿组发育数量可知建昌盆地油页岩主要分布于三段。层数分布上，一段发育1~3层油页岩，二段发育1~7层油页岩，三段发育5~34层油页岩。从含油率和厚度上分析，一段和二段油页岩平均含油率和累计厚度均小于三段。
2.3 平面分布盆地南部油页岩发育于九佛堂组一段、二段和三段中下部，含油率较低，厚度较薄，平面连续性差；盆地北部油页岩沉积时间较晚，发育于九佛堂组三段上部，含油率高且厚度大，平面连续性好(图 3)。综上所述，盆地南部的南段、盆地中部和北部厚度较大，厚度为30~40 m，尤其在盆地北部敖汉旗大青山含矿区油页岩最厚达135 m，盆地南部中段厚度较小，约十几米。
油页岩质量评价参数包括含油率、灰分质量分数、发热量、全硫质量分数[28](图 4)。从5个含矿区选取21个钻孔共计592个含油率数据进行分析，建昌盆地整体含油率值较低，平均5.15%，低品位(含油率介于3.5%~5.0%)油页岩占49%，96%的样品含油率在7.5%以下(图 4a)。在碱厂、五家子、九佛堂、七道泉子和大青山含矿区，低品位油页岩样品分别占43%，62%，49%，64%，50%。
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| a.含油率分布；b.灰分质量分数分布；c.全硫质量分数分布；d.质量评价参数的相关性。 图 4 建昌盆地油页岩质量评价参数 Fig. 4 Evaluation parameters of oil shale quality in Jianchang basin |
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建昌盆地油页岩灰分质量分数66.7%~91.8%，平均81.9%(图 4b)，属于高灰分油页岩，灰分成分主要为硅质灰分，熔融性类别为中熔灰分和难熔灰分；发热量平均5.19 kJ/g(图 4d)，属于中高发热量油页岩，发热量的高低与含油率和灰分相关。油页岩全硫质量分数很低，特低硫油页岩样品数量占总数78%，低硫油页岩样品数量占总数16%，高硫油页岩样品数量占总数6%，开发时对环境的污染很小。其中朝阳凹陷全硫质量分数0.94%，黑城子凹陷0.57%，梅勒营子凹陷0.75%，大城子凹陷0.68%，四官营子凹陷0.75%，建昌凹陷0.77%(图 4c)。研究[1]表明，含油率、灰分质量分数和发热量之间具有良好的相关性，含油率越高，发热量越高，灰分质量分数越低。在建昌盆地，含油率与发热量之间的相关性(R2=0.877 6)比含油率与灰分质量分数(R2=0.834 3)和灰分质量分数与发热量(R2=0.780 6)之间的相关性要强(图 4d)。
2.5 油页岩资源量进行油页岩资源量计算时，矿层可采厚度的下限定为0.7 m[1]，油页岩矿的最低品位是含油率为3.5%[28]。研究表明，建昌盆地油页岩查明资源1.58×109 t，油页岩查明技术可采资源8.22×108 t，油页岩油查明资源8.03×107 t，油页岩油查明技术可采资源4.22×107 t，油页岩油查明可回收资源3.17×107 t。其中：碱厂勘查区油页岩技术可采资源5.69×107 t，油页岩油可回收资源1.74×106 t；五家子勘查区油页岩技术可采资源1.50×108 t，油页岩油可回收资源5.75×106 t；九佛堂勘查区油页岩技术可采资源8.22×106 t，油页岩油可回收资源3.00×105 t；七道泉子勘查区油页岩技术可采资源4.61×108 t，油页岩油可回收资源1.81×107 t；大青山勘查区油页岩技术可采资源1.46×108 t，油页岩油可回收资源5.76×106 t。应用体积法对建昌盆地油页岩潜在资源量进行了预测，建昌盆地预测油页岩资源9.27×1010 t，折算成油页岩油预测资源量为4.54×109 t。
2.6 油页岩有机地球化学特征对采集于6个凹陷野外露头的21个油页岩样品进行了有机碳、岩石热解和饱和烃及芳烃馏分的色谱-质谱分析。总有机碳质量分数测定依据《沉积岩中总有机碳的测定》(GB/T18602—2003)[41]在CS230碳硫分析仪上完成，岩石热解实验依据《岩石热解分析》(GB/T19145—2001)[42]在OGE-Ⅱ油气评价工作站完成，饱和烃及芳香烃色谱-质谱实验利用的是Agilent7890-5975c气相色谱质谱联用仪，依据《气相色谱-质谱法测定沉积物和原油中生物标志物》(GB/T18606—2001)[43]完成。所有的样品分析工作均在中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室完成。
有机质丰度、类型和成熟度是评价油页岩生烃能力的3个重要指标。有机质丰度常用总有机碳质量分数(w(TOC))和岩石热解生烃潜量(w(S1+S2))等参数进行评价。建昌盆地w(TOC)为5.7%~13.9%，平均9.1%，w(S1+S2)介于27.2~105.3 mg/g之间，显示建昌盆地九佛堂组有机质丰度高，生烃潜力大。
有机质类型可以有效判断有机质产烃能力和生烃属性，可通过有机质的来源、有机质(干酪根)的显微组分、干酪根的元素组成等进行判定。目前常用氢指数(IH)与岩石热解峰温(Tmax)交汇图判别有机质类型。研究表明，建昌盆地油页岩有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型(图 5)，少量为Ⅱ2型。结合前人研究成果和对采集的油页岩样品进行生物标志化合物分析[33, 44]，结果表明，研究区油页岩主峰碳为C19和C23(图 6)，表明有机质生源为混合来源。甾烷类主要反映真核生物(如藻类、浮游动植物和高等植物)的贡献，有机质的输入来源对甾烷碳数的分布具有明显的影响作用，因而甾烷类是一种非常好的物源指示参数。C27甾烷是低等水生生物藻类来源，而C29甾烷主要是陆源高等植物输入为主，C28甾烷则是水生生物与陆源高等植物的混合产物[45-48]。图 7为m/z=191和m/z=217质量色谱图。m/z=217甾烷质量色谱图显示：碱厂剖面(图 7e)和旧烧锅剖面(图 7g)油页岩样品的C27—C29规则甾烷呈现出C27甾烷略占优势的“L”形分布，即C27甾烷丰度相对较高，则说明有机质母质可能主要来源于低等水生生物，有少量高等植物的混源输入；沟门子剖面(图 7d)和小菠菜沟剖面(图 7h)油页岩样品呈现出“V”字形分布，表明低等水生生物和陆生高等植物对有机质贡献相当；大青山剖面油页岩样品(图 7f)呈现C29略占优势的反“L”形分布，即C29甾烷丰度较高，表明有机质母质来源主要为高等植物，有少量低等水生生物藻类的混源输入。
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| 图 5 建昌盆地油页岩IH与Tmax交汇图 Fig. 5 Intersection diagram of IH and Tmax of oil shale in Jianchang basin |
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有机质成熟度反映有机质向油气转化的热演化程度，衡量指标众多。正构烷烃是饱和烃馏分中分布最广泛、含量最丰富的化合物系列，广泛分布于细菌、藻类和高等植物的生物体内，其分布与组成特征是良好的指示信息，可以很好地推断烃源岩有机质母质来源以及有机质成熟度。从m/z = 85正构烷烃质量色谱图(图 6)来看，所测样品主峰碳多为C23，主峰碳都靠近高碳数一端，分布曲线呈锯齿状，尖峰明显，多具有明显的奇碳优势，表明有机质成熟度低。建昌盆地油页岩镜质体反射率(Ro)平均为0.59%，Tmax均小于438 ℃，正构烷烃碳优势指数(CPI)分布在1.1~3.2范围内，Ts/Tm值(C27H46三降藿烷的异构体比值)小于0.1，反映有机质未成熟特征。C31升藿烷22S/(22S+22R)也是衡量成熟度的常用参数之一，该比值随着有机质成熟度的增长而增大，当有机质进入成熟阶段时，该比值大于0.4；未成熟时，该比值小于0.2。建昌盆地油页岩C31升藿烷22S/(22S+22R)值介于0.1~0.4之间(图 8)，也表明建昌盆地油页岩成熟度较低，处于未成熟—低成熟阶段。
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| 图 8 建昌盆地油页岩Ts/Tm与C3122S/(22S+22R)相关图 Fig. 8 Correlation diagram of Ts/Tm and C3122S/(22S+22R) of oil shale in Jianchang basin |
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建昌盆地九佛堂组发育湖泊相、三角洲相(包括辫状河三角洲和扇三角洲)和湖泊重力流相。通过油页岩野外露头勘查，发现油页岩沉积于各个凹陷的半深湖—深湖亚相中。在盆地北部的大青山含矿区(图 9)，厚层状油页岩与和深湖亚相灰黑色泥岩(页岩)互层，油页岩单层厚度大，含油率高；盆地南部建昌地区，中厚层状油页岩层除与深湖亚相灰黑色泥岩(页岩)互层外，亦可见薄层黑灰色泥质粉砂岩和灰黑色粉砂质泥岩。因此从油页岩出露区情况判断，盆地北部出露的油页岩矿层更靠近其凹陷的中心。
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| 图 9 敖汉旗大青山含矿区实测野外露头特征 Fig. 9 Field outcrop characteristics measured in Daqingshan mining area |
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油页岩的成矿需要丰富的有机质来源和良好的保存条件。辽西地区在早白垩世为温暖湿润气候，是著名的热河生物群的发源地。义县组和九佛堂组时期是热河生物群发育的鼎盛阶段，在该地层中发现了大量的恐龙、翼龙、鸟类、鱼类、叶肢介、植物、孢粉、藻类等20多个门类的化石[49-50]。相关有机地球化学数据表明，建昌盆地油页岩有机质输入为混合输入，有机质既来源于水生生物，也来源于陆生植物。温暖湿润的气候条件使得水生和陆生生物大量繁盛，促进陆地和湖泊有机质大量沉积于湖盆中，为油页岩的形成提供了良好的物质基础。
古湖泊的水体条件，包括盐度和氧化还原条件，对有机质的保存非常重要，可由多种地球化学参数表征。Sr/Ba值和B/Ga值常用来指示水体沉积环境[51]，此二者的数值越大，越反映咸水环境。B/Ga＜3.0为低盐度淡水沉积，B/Ga≥5.0为高盐度咸水沉积环境，B/Ga值为3.0~5.0为过渡沉积环境；Sr/Ba＜0.6指示淡水沉积，Sr/Br≥1.0为海相咸水沉积，Sr/Br值为0.6~1.0为过渡环境。建昌盆地油页岩B/Ga值为1.65~5.55，Sr/Ba值为0.30~0.74，说明油页岩沉积时期为淡水—微咸水环境[44]。伽马蜡烷是异常盐度或温度水体分层的标志，也被认为是咸水还原环境的标志物。样品的m/z = 191质量色谱图(图 7)表明，建昌碱厂(图 7a)、敖汉旗大青山(图 7b)、九佛堂旧烧锅(图 7c)地区油页岩样品皆以17α(H)，21β(H)-C30藿烷为主峰，伽马蜡烷丰度较低，伽马蜡烷/C30H值介于0.03~0.13之间，说明沉积环境为淡水环境。伽马蜡烷指数(伽马蜡烷/C30H值)小于0.2时表示淡水沉积，大于0.2时表示咸水条件。研究区伽马蜡烷指数较低，均低于0.2，表明样品整体沉积环境盐度较低，基本为淡水沉积(图 10)。
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| 图 10 建昌盆地油页岩Pr/Ph和伽马蜡烷/C30H相关图 Fig. 10 Correlation diagram of Pr/Ph and gammacerane/C30H of oil shale in Jianchang basin |
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姥鲛烷(Pr)和植烷(Ph)是由叶绿素的植基侧链生成，缺氧条件下表现为植烷优势，氧化条件下表现为姥鲛烷优势，因此姥植比(Pr/Ph)常用于判别有机质古环境的氧化还原程度。建昌盆地油页岩Pr/Ph值均小于1.0(图 10)，呈现出明显的植烷优势，表明油页岩形成于还原环境。根据姥鲛烷和植烷分布关系，可以有效判定湖沼相、淡水湖相、半咸水湖—咸水、盐湖相等沉积环境成因类型。研究表明，建昌盆地油页岩形成于淡水—咸水湖相(图 11)。芳烃中的三芴系列化合物，即芴(F)、硫芴(二苯并噻吩，DBT或SF)和氧芴(二苯并呋喃，DBF或OF)，可有效判定氧化还原条件和海相、盐湖相、咸水湖相、淡水湖相以及沼泽相等不同沉积环境。当DBT/P＞3且Pr/Ph＜1.0时，反映海相碳酸盐岩沉积；DBT/P=1~3且Pr/Ph＜1.0时，为海相和湖相富硫酸盐条件下的碳酸盐和混合岩沉积；DBT/P＜1且Pr/Ph＜1.0时，为湖相贫硫酸盐沉积；DBT/P＜1且Pr/Ph=1.0~3.0时，为海相和湖相的页岩沉积；DBT/P＜1且Pr/Ph＞3.0时，为河流或三角洲环境下碳质页岩和煤沉积。研究区油页岩DBT/P＜1且Pr/Ph＜1.0(图 12a)，说明当时为湖相贫硫酸盐环境。根据Pr/Ph和DBT/DBF相互关系同样可判定沉积环境(图 12b)，研究区显示为弱氧化-还原环境。综合上述指标可知，建昌盆地下白垩统九佛堂组油页岩沉积时期为淡水—咸水的湖泊环境，氧化还原条件显示为还原条件，有利于有机质的保存。
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| Ⅰ.淡水沼泽-湖沼相；Ⅱ.淡水湖相；Ⅲ.半咸水-咸水湖相；Ⅳ.盐湖相。 图 11 建昌盆地油页岩姥鲛烷和植烷分布三角图 Fig. 11 Triangle diagram of Pr/Ph, Pr/nC17 and Ph/nC18 of oil shale in Jianchang basin |
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| 图 12 建昌盆地油页岩DBT/P与Pr/Ph关系图(a)和硫芴系列/氧芴系列关系图(b) Fig. 12 Correlation of DBT/P-Pr/Ph (a) and DBT/DBF-Pr/Ph (b) of oil shale in Jianchang basin |
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此外，古构造也为油页岩发育和保存提供了有利条件。油页岩平面展布方向与盆地东侧控盆断裂方向一致，同时由于随着断裂活动的发育，湿润气候条件下降雨量大，水体逐渐加深，可容纳空间增大，形成半深湖—深湖相灰黑色泥岩、页岩并含油页岩的细粒沉积。
4 结论1) 建昌盆地油页岩平均含油率5.15%，平均灰分质量分数81.9%，发热量平均5.19 kJ/g，全硫质量分数低，属于中品位高灰分中高发热量低硫型油页岩，开发时对环境污染小。碱厂、五家子、九佛堂、七道泉子含矿和敖汉旗大青山含矿区累计油页岩查明技术可采资源8.22×108 t，油页岩油查明可回收资源3.17×107 t。建昌盆地预测油页岩资源9.27×1010 t，油页岩油预测资源量为4.54×109 t。建昌盆地油页岩有机质丰度较高，有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，少量为Ⅱ2型，处于未成熟—低成熟阶段。
2) 微量元素及有机地化分析表明，建昌盆地九佛堂组沉积时期气候温暖湿润，促进陆地和湖泊的有机质大量沉积，为油页岩的形成提供了良好的物质基础。地球化学指标表明，建昌盆地下白垩统九佛堂组油页岩沉积于淡水—咸水的湖泊环境，水底为还原条件，有利于有机质的保存。
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