黔西县天然气价格行情分析报告_黔西县天然气价格行情分析

1.第三纪煤层气盆地评价

2.矿产测勘处的区域地质调查及成果

3.贵州省黔西县海拔多少？

4.泥页岩气开发前景分析

2.3.1 煤层气生成机制

从总体上讲，煤层气的生成包括3个阶段：①原生生物气生成阶段；②热成因气生成（含热降解和热裂解作用）阶段；③次生生物气生成阶段。Scott（1994）依据镜质组反射率值和产烃量，将煤层气生成过程分为3个阶段，此方案反映了煤成烃量的变化过程。戴金星等（1992）根据有机质成熟度，将煤成气（包括煤层气）的生成过程划分为3个阶段。本书根据煤有机质热演化程度（Rmax）及后生变化、烃组分产量和性质，将煤层气生成过程划分为4个阶段，此类划分基本反映了煤层气生成的全过程。具体划分意见如表2.2所示。

表2.2 不同研究者对煤层气生成阶段的划分和依据

（据张新民等，2002）

在讨论煤层气生成的不同阶段之前，有必要简单阐述一下煤层形成的沉积环境。当有机质处在中位或高位沼泽时，以氧化环境（Eh＞0）为主，喜氧细菌作用占优势，在其分解作用下，有机质开始腐烂分解为水分和二氧化碳等物质。在这种环境中，即使有机质十分丰富，也难以保存，也就不可能形成具有工业意义的煤层。而当有机质进入到厌氧层后，厌氧细菌作用占优势，形成还原或强还原环境（Eh＜0）。此时大量有机质被保存下来，并堆积形成泥炭层。这一阶段虽然也存在生物化学和菌解作用，并生成少量气体，但由于上覆地层很薄或为松散的沉积物，不能起到保护封闭作用，这些少量甲烷也多逸散到空气中。因此，目前国内尚没有发现在泥炭层中具有较高的甲烷含量的实例，故本书未将泥炭化阶段的作用列入生气期。

2.3.1.1 原生生物气生成阶段

在泥炭至褐煤阶段煤中有机质由微生物降解作用生成的气体称原生生物气（或称生物化学气、细菌气）。即有机质在未成熟阶段，其 Rmax≤0.50%（有人认为 ＜0.30%），此时煤层已经具备了一定厚度的盖层（＜1500 m），其温度约为50℃，经过甲烷菌群的分解，发生生物化学降解作用，生成以甲烷为主的气态产物（CH4，NH3，H2S，H2O，CO2等），仅含有极少量重烃气，含量一般 ＜0.50%（或 ＜0.20%），为干气，干燥系数（C1/C2＋3）在数百以上。但由于褐煤中具有吸附能力的空隙为多核水分子所占据，故煤层对甲烷的吸附性差。在煤层顶底板有厚层泥岩或致密的岩层（如油页岩）存在，并对煤层气起良好的封闭作用时，煤层中才有可能保存并储集一定数量的煤层气。如我国抚新盆地，在煤层沉积之后，紧接着沉积了一层近百米的油页岩层，将煤层覆盖起来，使煤层中的甲烷得以封存。该区煤层的Rmax为0.50%～0.75%，其含气量为5.55～15.23 m3/t，平均为9.23 m3/t，比同煤级高出近1倍，说明本区甲烷有一部分可能是在褐煤阶段生成的气，并被保存在煤层中。又如美国鲍德河盆地，煤层Rmax＝0.30%～0.40%，煤层气含量仅为0.03～2.30 m3/t，然而由于煤层总厚达118m，盖层条件较好，已成为具商业意义的气田，并得到开发利用（Pratt et al.，1999）。我国目前对褐煤层煤层气缺乏研究和了解，但从内蒙古大雁煤矿（2000年）发生瓦斯爆炸事故分析，说明褐煤层中含有一定量的甲烷，亦可形成煤层气藏。

由泥炭到褐煤主要为细菌分解和发酵作用，减少CO2，生成甲烷，其生成机制为

煤成（型）气地质学

随着煤层上覆地层厚度的不断加大，其温度场和压力条件随之逐渐增加，煤变质程度也不断加深。当进入长焰煤阶段，煤及其生成物在不同的热催化作用下，开始了热解生气作用；一直到无烟煤Ⅱ、Ⅲ号（即Rmax为0.50%～6.00%），煤的累计生气量不断增加。在肥煤、焦煤和贫煤阶段为生气的高峰期；随着煤级的加深，出现了重烃和液态烃的生成过程，各种有机化合物和物理化学性质随之变化，呈现δ13C1值从低变质到高变质、由重的特点（图2.1）。热解生气作用又可分为热降解和热裂解两个生气阶段。

2.3.1.2 热降解气生成阶段

本阶段为长焰煤到瘦煤阶段，即Rmax为0.5%～1.9%。此期由于腐殖型或腐殖泥型母质（干酪根为Ⅲ、Ⅱ2）温度小于250℃，生成大量烃类物质，并以生气为主，生油为辅，产出大量重烃气，含量常大于3%。在气、肥煤、焦煤阶段，油、重烃和甲烷各自均有一次产出的高峰期。

图2.1 煤的成烃模式和有关演化特征

（据张新民等，1991，有修改）

2.3.1.3 热裂解气生成阶段

本阶段为贫煤和无烟煤阶段即Rmax＞1.9%，或＞2.0%，在高温（250℃）条件下，残余干酪根、液态烃和部分重烃裂解形成甲烷，为重烃气含量极低的干气。由于在正烷烃中甲烷自由能最小，化学性质最稳定，而芳香烃在高温（250～300℃）条件下，自由能低于环烷烃及正烷烃，故在过成熟或超过成熟阶段，最终裂解产物主要是甲烷；重烃含量很低，一般＜2%。

热模拟试验结果证明，不同煤级的煤气发生率和煤在不同热演化阶段的气、液态烃产率是不同的（表2.3，2.4），产烃率随着煤级增加和温度的升高而逐渐增高。根据热模拟试验数据，寻找最佳煤级进行勘探是一个重要的地质因素。由于不同煤级的孔隙、裂隙、吸附性和渗透性不同，因此，选择最佳煤级（即肥煤、焦煤、瘦煤）是开发利用所必须考虑的重要问题。

在煤化作用的各个阶段中，煤具有不同的化学结构分子式。从褐煤到无烟煤，煤的芳香核环数量在逐渐增加，其纵向堆砌加厚，排列有序化。侧链基（主要为烷基）和含氧官能团、含氮、含硫等官能团，在不同压力和温度作用下，不断分解、断裂，伴随有烃类和非烃类气体的产出。其生成机制为：

表2.3 我国部分煤的热模拟试验煤气发生率数据 m3/t煤

*为综合数据；**为引用国外文献数据。 （据张新民等，1991）

表2.4 煤在不同热演化阶段的气、液态烃产量及气液比率

（据戴金星等，1992，经改编）

煤成（型）气地质学

煤成（型）气地质学

上述演变过程都是在热力学条件下进行的，并不断有CH4生成。由于煤本身具有很大的内表面积，有很强的吸附能力，可以将生成的部分气体吸附在煤微小颗粒的表面，形成自产自储的煤层气藏；其余部分以游离态和溶解态运移出煤层，成为常规天然气的重要气源。

2.3.1.4 次生生物气生成阶段

Rice（1981）认为，次生生物成因气可以发生在任何煤级中，即褐煤或更高的煤级。次生生物成因气是一种后期细菌分解有机质生成的、以甲烷为主的气体。在地壳变动中，深埋的煤层被抬升到地表浅部，温度降低到小于50℃，由于带有富足的单细胞杆菌群的地表水，沿裂隙向煤层渗透，在缺乏硫酸盐的半咸水或淡水（低pH值）的还原水介质环境中，将煤分解为简单的有机质，再经厌氧细菌的分解作用形成CO2和H2，而CO2和H2在甲烷菌的合成作用后生成富12C的甲烷。Scott等认为，煤层中所发现的大部分生物成因气体，都是次生成因的生物气，它代表一种重要的煤层气。自20世纪60年代以来，在俄罗斯西西伯利亚北部的中生代地层中发现了一系列次生生物气大气田；之后相继在美国、加拿大等国家也发现了次生生物成因的大气田。我国在“九五”期间，据陶明信等2000）研究认为，淮南新集矿区的煤层气中有53%以上为次生生物气。

2.3.2 煤层气的组分及含量

表2.5 淮南煤田XS-02井煤心解吸气组分测试结果

（据陶明信等，2000）

煤层气是多种气体的混合物。表2.5是淮南煤田XS-02煤层气井不同煤层中煤层气组分的分析结果，该结果用气体质谱方法在MAT-271微量气体计上分析自煤心解吸试验的煤层气样品而得到的，其组分数据均为扣除样过程中混入的大气成分后的自然组分。从28组分析数据看，该井煤心解吸气的烃类组分以甲烷为主，其含量介于55.11%～95.75%之间；重烃含量很少；乙烷含量变化于0.03%～0.42%之间；丙烷含量在0.04%～0.18%之间，且大多数样品在仪器测试范围内检测不到丙烷。烃类组分的干湿指数（C1/C1～5）在0.9～1.0之间，说明为干气。该井煤心解吸气的非烃类组分主要为氮气，其次为少量二氧化碳，以及微量氨气和一氧化碳；一氧化碳属有害气体，但含量很低，只有0.02%～0.14%。表2.6是我国不同种类的煤层气样品用气相色谱仪测定的气体成分结果。其中的抽放煤层气样是指从井下瓦斯抽放钻孔口或从抽放泵站出口集的气体样品，解吸煤层气样是指从密封解吸罐中集的气体样品，开煤层气样是指从地面垂直开发井中集的气体样品。所有气成分分析结果都是无空气基的。为了对比，表中也列举了常规天然气的成分。可以看出，各类煤层气的成分中，除甲烷和重烃（如乙烷、丙烷、丁烷、戊烷）外，还有二氧化碳和氮气。

表2.6 中国部分矿区煤层气组分含量统计

续表

（据张新民等，2002）

为了进一步研究煤层气的组分和含量，本书统计了所收集的煤田地质勘探、煤层气开发井和矿井瓦斯抽放中测定的358个井田（矿）的煤层气样品，共涉及我国不同地质时代、不同煤级和不同矿区煤层气样品约6000余组数据。统计结果表明，煤层气（煤矿井中又称瓦斯）组分中以甲烷含量最高，含量为66.55%～99.98%，一般为85%～93%；二氧化碳含量为0～35.58%，一般＜2%；氮气含量变化极大，但一般＜10%。重烃气含量随煤级不同而变化，褐煤几乎为零，气煤、肥煤和焦煤含量最高，可达33.99%（云南恩洪矿区老书桌、大坪、硐山井田），平均为1.0%～14.10%；在云贵川地区龙潭组煤层中的含量较高，最大的为云南恩洪矿区，其次是黔西和重庆地区，其他地区极微。总体看煤层气中重烃气含量不及常规天然气中丰富。

据Scott对产自美国1380 多口煤层气井的985个气样的分析，煤层气的平均气成分为：甲烷占93.2%，重烃占2.6%，二氧化碳占3.1%，氮气占1.1%；平均发热量为3.7×107J/m3（Scott，1995）。

从上述可见，虽然各地区煤层气的成分都是以甲烷为主，但在不同的含煤盆地，同一盆地的不同部位、不同煤级，以及不同煤层气井之间，煤层气的组成往往出现较大的差异。据Scott的研究发现，控制煤层气成分的主要因素有：①煤的显微组分，特别是富氢组分的丰度；②储层压力，主要影响煤的吸附能力；③煤的热成熟度，即煤阶；④水文地质条件，主要通过输送细菌及生成生物成因的气体而影响煤层气的成分（Scott，1995）。

2.3.3 煤层气地球化学特征及意义

煤层气（煤型气）是煤经过生物和热力学作用后生成的气体，因此煤层气的性质与煤层的形成母质类型和不同的沉积环境关系密切。同时煤层在经历了煤化作用和变质过程后，使煤层气的组分和物理化学性质与碳同位素地球化学等特征亦具有较大的差别。不同成因的煤层气具有不同的性质，因此对各种甲烷气的区别是十分必要的，它对煤层气的勘探开发具有重要的实际意义和理论意义。

2.3.3.1 煤层气的物理化学性质

煤层气中除甲烷之外，还有乙烷、丙烷、丁烷等及一些非烃类气体（CO2，CO，H2S，NH3，Ar等）。其主要物理化学性质见表2.7，从表中可见，甲烷与重烃气在分子量、热值、沸点、临界温度及分子直径等参数上具有明显的差别，但均为气态、无毒、无色。烷烃气与非烃类气体的性质亦具明显区别。

表2.7 煤层气中常见组分的主要物理化学性质参数

①1 atm＝1.01325×105Pa。 （据戴金星等，1992，经改编）

2.3.3.2 煤层气碳同位素特征

碳是组成煤、石油和煤层气的两个主要元素之一。碳同位素有两个稳定同位素，即12C和13C，其丰度分别为98.87%～98.98%和1.02%～1.13%。δ13C是煤层气的主要识别标志。

δ13C值由于在不同的成煤环境中由不同的母质类型形成，在后期又常受热力学、物理化学和生物作用产生的同位素效应和分馏作用，使其发生变化。下面分别进行讨论。

1）不同环境中各种生物碳同位素值：不同植物在淡水中生长和在咸水、半咸水中生长的δ13C值不同。淡水植物的δ13C值为－34‰～－8‰，跨度最大；而海生植物则偏重，δ13C值为－17‰～－8‰；海生动物、高山植物、热带和温带植物的δ13C 值较轻；藻类δ13C值为－24‰～－12‰。

2）各种烷烃碳同位素值：图2.2 反映出烷烃的δ13C值是不同的。δ13C1跨度大，为－91‰～－14‰，但主要分布在－54‰～－30‰之间；δ13C2为－44‰～－19.9‰，主要分布在－38‰～－24‰之间；δ13C3为－38.7‰～－11.8‰，主要分布在－36‰～－22‰之间；δ13C4为－33‰～－20.8‰，主要分布范围为－30‰～－24‰；生物气 δ13C 为－91‰～－51‰；油型气δ13C为－58‰～－30‰；煤型气δ13C为－63‰～－13.3‰；混合气δ13C为－36‰～－13‰。

图2.2 中国天然气烷烃和CO2的δ13C1值分布

（据于津生等，19，有修改）

3）煤层气δ13C与Rmax的关系：油型气和煤型气均随母质成熟度的加深其δ13C值随之变重，但油型气比煤型气δ13C轻。图2.3中煤型气的δ13C1，δ13C2和δ13C3值亦随Rmax值增大而变重，其中δ13C1的变化幅度稍大，同时可以看出δ13C1＜δ13C2＜δ13C3。

图2.3 中国煤层气δ13C1、δ13C2、δ13C3与Rmax相关分布图

（据于津生等，19）

上述例子说明煤层气δ13C值变化与成煤环境、原始成煤质料和有机质热演化程度密切相关。

4）油型气和煤型气同位素的区别：由于两种气的母质均为有机成因，但油型气的干酪根类型为Ⅰ和Ⅱ2型（Ⅱ2型干酪根是以Ⅰ型为主，混有Ⅲ型的母质），煤型气干酪根为Ⅲ和Ⅱ1型（Ⅱ1型是以Ⅲ型为主，为混有型干酪根）。其δ13C值分布见表2.8，油型气的δ13C1较煤型气轻约－10‰，较δ13C2、δ13C3轻－3‰，同时较δD1轻约－70‰；混合气则介于二者之间。傅家谟等认为，当Rmax为0.5%～4%时，同一成熟度煤成层（煤层气）的δ13C比油型气重2.5‰±；当Rmax为0.5%～2.5%时，δ13C1＞－30‰是煤型气，δ13C1≤－55‰～－43‰是油型气；δ13C2＞－25.1‰、δ13C3＞－23.2‰是煤型气；δ13C2＜-28.8‰，δ13C3＜－25.5‰为油型气。于津生等认为油型气δ13C1分布范围为－58‰～-30‰，陆相沉积区δ13C1确认值为－50‰～－40‰，海相沉积区δ13C1确认值为－50‰～－30‰。根据成熟度，油型气可分为低成熟-成熟气、高成熟气和过成熟气3种类型：低成熟气的特点是与油伴生，重烃含量一般＞10‰，δ13C1为－55‰～－40‰；高成熟油型气与凝析油伴生，重烃含量一般为5‰～10‰，δ13C1为－40‰～－35‰；过成熟油型气为干气，重烃含量 ＜5‰，δ13C1为－35‰～－30‰。煤型气中矿井瓦斯 δ13C1＜－45‰，＞－20‰的情况很少；当δ13C1为－45‰～－20‰时有两种情况，其一是当δ13C1＞－30‰时可确认为煤型气，其二是当Rmax＜1.5‰时，若δ13C1＞－37‰也可确认为煤型气。

表2.8 东濮坳陷天然气同位素组成对比与鉴别

（据于津生等，19）

5）原生与次生生物气的主要区别：生物气系指在还原环境中，由于细菌的降解作用生成的以甲烷为主的干气。生物气δ13C1≤－58‰，也有人认为≤－55‰或＜－60‰，本书根据所测结果，认为δ13C1＜－58‰为宜；重烃气含量＜0.5‰或＜0.2‰，C1/C2＋3为170～250，缺丁烷。原生成因生物气多发生在白垩纪—新生代地层中Rmax＜0.5%的褐煤阶段。次生成因生物气一般指Rmax为0.55%～6.0%的煤层中，由于后期生物的降解作用生成的气体。其特点是煤层经过了不同程度的热解生气的作用，生成过热成因气。后来被抬升，使部分热成因煤层气散失。但对淮南新集矿的研究表明，该区煤层气中既有次生生物气，亦存在热成因气。陶明信等（2000）对新集矿区的8 层煤、18个样品进行了分析研究，其Rmax为0.85%～0.%，δ13C1为 61.3‰～50.7‰，平均为 56.6‰；δ13C2为25.3‰～10.8‰，平均为 19.7‰；δ13CCO2为 29.2‰～6.0‰，平均为 17.84‰；C1/C2＋3为99.5～99.9。根据δ13C1＝40.49 lgRmax34.0的关系计算，生物气占53.8%～56.5%，热成因气占46.2%～43.5%。生物成因气中的原生和次生生物气的区别目前利用δ13C1值还难以区分，需应用综合的手段，如地质背景、煤级和产状等加以分析。

6）浅层气、瓦斯和深层煤成气碳同位素的区别：浅层气指埋深小于1500 m的煤层气，瓦斯即为煤矿井抽放出来的煤层甲烷，深层气为埋深大于3500 m的煤层气。由于埋深不同，其所处的地热场也不一样，煤级亦有区别，故导致了煤层气的δ13C1值的变化。瓦斯（抽放气）的δ13C1值由于煤活动，可使外界的其他气体（如CO2）混入，使δ13C1值为-63.4‰～-32.8‰，平均为-48.2‰。但不同煤级的瓦斯δ13C1值是不同的，从褐煤到焦煤阶段的瓦斯，其δ13C1值为-63.4‰～-39.1‰；无烟煤瓦斯的δ13C1为-41.1‰～-24.9‰；浅层煤层气的δ13C1值为-66.30‰～-40.3‰，平均为-56.7‰；深层气δ13C1值为 -37.3‰～-28.5‰，平均为 33.5‰（表2.9）。也就是说浅层煤层气的δ13C1＜瓦斯δ13C1＜深层煤层气δ13C1，即为-56.7‰＜-48.2‰＜-33.5‰。从表中还可以了解到，同等煤级也同样是浅层 δ13C1（-65.54‰）＜瓦斯 δ13C1（-56.2‰）＜深层气 δ13C1（-36.05‰），且气煤煤层气δ13C1大于焦煤煤层气δ13C1。

表2.9 中国煤层气碳同位素值统计

*为原石油部资料，其他为煤炭科学研究总院西安分院资料，2002。 （据张新民等，2002）

2.3.3.3 煤层气地球化学特征的研究意义

1）通过对煤层气的生成过程、生成成因、组成成分的研究，已认识到煤层气生成是一个复杂的过程，受诸多因素制约；且煤层气的成分相当复杂，类型多种多样。因此，研究其生成的机制，区别出不同甲烷的成因类型，对了解煤层气的生、储、运具有重要的勘探和理论意义。

2）对煤层气物理化学性质的研究，对指导煤层气的地质勘探、选择有利区块和确定靶区具有实际意义，同时对不同气源的开发利用和经济评价也是十分必要的。

第三纪煤层气盆地评价

（一）我国富含有机质泥页岩发育的特点

受复杂的地质背景和多阶段演化过程的影响，我国含油气盆地类型多、盆地结构复杂。在早三叠世及古生代，我国发育有华北、扬子和华南、塔里木等大中型海相和海陆交互相克拉通及克拉通边缘盆地。经过中新生代改造后，这些大中型盆地普遍遭到破坏，仅在四川、鄂尔多斯、塔里木等地保留下来一部分克拉通盆地。中生代以来，陆相盆地广泛发育。其中部分陆相盆地叠置在克拉通盆地之上，部分盆地发育在古生代褶皱带之上。盆地的不同演化规律直接控制富含有机质泥页岩的发育和分布。按形成环境，可将富含有机质泥页岩划分为三种类型：海相厚层富含有机质泥页岩，海陆交互相、陆相煤系地层富含有机质泥页岩，湖相富含有机质泥页岩。

1.海相厚层富含有机质泥页岩

我国海相富含有机质页岩主要发育于下古生界的下寒武统和下志留统-上奥陶统顶部，以扬子克拉通地区最为典型（图5-6，图5-7）。

图5-6 中国南方下寒武统黑色泥、页岩厚度等值线（m）

（张金川等修编自据文玲、胡书毅等，2009）

图5-7 中国南方下志留统黑色泥、页岩厚度等值线（m）

（张金川等修编自据文玲、胡书毅等，2009）

其中，下寒武统海相富含有机质页岩在中上扬子区发育较好，有机质类型为Ⅰ-Ⅱ型。从区域沉积环境看，川东-鄂西、川南及湘黔（热水）3个深水陆棚区下寒武统海相富含有机质页岩最发育，TOC平均含量高达7%～8%。从盆地看，四川盆地下寒武统泥页岩平均厚139m，有机碳含量在0.5%～4.0%之间，多为1%以上，类型为I型，Ro值为2.0%～5.0%，盆地南部埋藏较浅。麻阳盆地、洞庭盆地泥页岩有机碳含量多数大于1%，母质类型为腐泥型，凹陷区Ro多大于3%，凸起区局部有热演化相对较低的地区，Ro小于1%。下寒武统海相富含有机质页岩的热演化程度普遍较高，仅在上扬子南部和北部、鄂西和下扬子中部地区Ro小于3.0%，其他地区下寒武统海相富含有机质页岩的热演化程度普遍大于3.0%，页岩气的前景不大。

下志留统海相富含有机质泥页岩主要分布在川东南、川东北、鄂西渝东、中扬子、下扬子等区，以硅质岩、页岩、炭质页岩为主，有机质类型为I型，Ro为2.0%～4.5%。厚20～100m，其中渝东鄂西地区热演化程度较低，是页岩气勘探的较有利地区之一。

我国南方地区下寒武统和下志留统富含有机质页岩在单层厚度和有机质含量总体上均达到了形成页岩气的基本条件，而埋深和热演化程度是影响进一步优选页岩气勘探靶区的主要因素。

2.海陆交互相、陆相煤系地层富含有机质泥页岩

晚古生代克拉通海陆交互相煤系富含有机质泥页岩在华北、华南和准噶尔地区分布广泛。中新生代陆相煤系地层富含有机质泥页岩主要在两类盆地发育：一类是大型坳陷，如鄂尔多斯和准噶尔盆地侏罗系，以及四川盆地上三叠统；另一类是断陷，东北地区的含煤盆地多为断陷。

华北地区海陆交互相富含有机质泥页岩单层厚度不大，多数与煤层交互出现。有机质含量受沉积相影响，变化较大，一般为0.5%～10%，其中沼泽相炭质页岩有机质含量普遍较高。这类泥页岩的有机质类型主要为Ⅱ-Ⅲ型，热演化程度多数为0.5%～2.5%，部分达到3.0%以上。

华南地区海陆交互相富含有机质泥页岩有单独发育以及与煤层交互发育两种类型。滇黔桂地区上二叠统龙潭组深灰色页岩一般厚20～60m，局部较厚。四川盆地上二叠统泥页岩厚10～125m，在川中和川西南一带一般厚80～110m，麻1井最厚为125m；在盆地西北缘、北缘及东北缘较薄，多小于20m。暗色泥页岩有机碳含量变化在0.5%～12.55%之间，平均为2.91%，多分布在3%～5%之间。其中泸州地区及自贡—资阳一带丰度值较低，有机碳含量小于3%。有机质类型以Ⅲ型为主。但有机质相对富氢。

准噶尔盆地石炭系滴水泉组富含有机质泥页岩包括暗色泥岩和炭质泥岩，累积厚度为0～249m，暗色泥岩有机碳含量平均为1.45%；炭质泥岩有机碳含量平均为15.53%，有机质类型主要为Ⅱ2-Ⅲ型，Ro值在0.51%～1.75%之间，平均为1.15%。中新生代断陷含煤盆地的暗色泥岩、煤和炭质泥岩互层分布的特点突出。暗色泥岩有机质含量多数在1.0%以上，炭质页岩多数在10.0%以上，单层厚度普遍不大，但累计厚度较大，热演化程度多在1.3%以下。

总体上，我国上古生界海陆交互相富含有机质泥页岩除上扬子及滇黔桂地区有单层厚度较大、具有进行页岩气单独勘探开发的条件外，多数地区发育的海陆交互相煤系地层富含有机质泥页岩单层厚度一般不大，不利于页岩气单层独立开发。中新生代陆相煤系富含有机质泥页岩一般单层厚度也不大，但这类泥页岩有机质含量较高，演化程度一般在过成熟早期以下，有利于形成天然气，且泥页岩层多与煤层、致密砂岩层互层，易形成页岩气、煤层气和致密砂岩气等多类型性天然气近距离叠置成藏（图5-8，图5-9），这是我国煤系地层普遍存在的天然气聚集特点。进一步深入研究页岩气、煤层气和致密砂岩气等多类型天然气的共生特点和叠置成藏规律，开展多种共生天然气勘查，探索其经济有效的多层合开发技术，是这类天然气有效开发利用的一个新课题。

图5-8 华北地区沁水盆地上古生界海陆交互相沉积特征

（据邵龙义，2006）

3.湖相富含有机质泥页岩

我国的准噶尔二叠纪坳陷，松辽、鄂尔多斯等中新生代坳陷，渤海湾等新生代断陷，沉积、陆相含油气盆地沉积了厚层富含有机质泥岩，这些富含有机质泥岩构成了这些盆地的主力烃源岩。

准噶尔盆地二叠系芦草沟组上段为灰黑色页岩、以页岩油为主夹沥青质页岩，累计厚度在200m以上，有机碳含量为4.85%～10.02%，有机质类型为偏腐泥混合型，Ro值为0.54%～0.91%；二叠系红雁池组、平地泉组也发育有较好的富含有机质暗色泥页岩。

松辽盆地坳陷层系主要发育有嫩江组和青山口组两套富含有机质泥岩。其中，嫩江组一段为一套黑色泥岩，全盆地稳定分布，在中央坳陷区的厚度大于100m，平均有机碳值高达2.40%，有机质以Ⅰ1型和Ⅰ2型为主。嫩江组二段暗色泥岩分布范围比嫩江组一段更广，发育更加稳定，平均厚度大约在150m左右，平均有机碳值为1.56%。青山口组一段在中央坳陷区几乎全部为暗色泥岩，厚度为60～80m，平均有机碳为2.2%，但仍以Ⅰ型和Ⅱ型为主。嫩江组一段和青山口组一段的Ro在齐家古龙凹陷的成熟度比较高，分别达到1.1%和2.0%（图5-10）；在三肇凹陷次之，分别为0.7%和1.3%，在盆地的边部成熟度比较低。

图5-9 沁水盆地阳1井气测异常图

（据林永洲，）

图5-10 松辽盆地古龙及邻区青山口组一段生油岩成熟区分布图

（据高瑞祺，，简化）

（二）不同类型页岩的页岩气勘查前景分析

页岩气战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作，面对的是新领域，第一手资料缺乏。因此，优选页岩气远景区时，主要考虑以下几方面：页岩地质特征，页岩气前景和页岩气开发的可行性。

页岩地质特征。从以上3种富含有机质泥页岩的地质特征看，海相厚层页岩的单层厚度大，有机质丰度高，有利于形成页岩气聚集，页岩的强度普遍较大，有利于井眼稳定，裂缝较发育，有利于页岩气开发。但部分页岩热演化程度高，Ro已经超过3.0%，生气高峰已过；部分页岩埋深较大，超过3000m。这两方面的不利因素使有利区范围明显缩小。

海陆交互相和陆相煤系富含有机质泥页岩有机质丰度高，热演化程度普遍不高，Ro多在3.0%以下，多数处于生气高峰。但单层厚度普遍不大，单独开发的经济性存在疑问。但由于多与煤层和致密砂岩层互层产出，如果煤层中存在煤层气富集或致密砂岩层中存在天然气富集比较普遍，则发展不同类型天然气多层合技术是海陆交互相和陆相煤系地层页岩气开发的一个可行方式。

湖相富含有机质泥页岩中，高有机质丰度中厚层富含有机质泥页岩普遍发育，但多数成岩程度不高，是页岩油的有利目标区。但井眼易于变形，不利于水平井开发技术的广泛应用。

考虑到我国不同类型富含有机质泥页岩的具体特点和国际上页岩气开发的成功经验，我国页岩气起步阶段首先要考虑海相厚层页岩中那些有机质含量大于1.0%，Ro在1.0%～2.5%之间，埋深在200～3000m之间，厚度大于30m的富含有机质页岩发育区；其次要考虑海陆交互相富含有机质页岩与致密砂岩和煤层在层位上紧密共生区，同时要开发不同类型天然气多层合技术。对于湖相富含有机质泥岩，应重点考虑页岩油的勘探开发，并优选硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

按以上原则对页岩气远景区进行评价，广泛看好的四川盆地大部分地区的下寒武统和下志留统厚层海相富含有机质页岩，埋深较大且有机质热演化程度较高，不利于页岩气勘探开发，仅川南地区较为有利。渝东鄂西、滇黔桂和川北地区下寒武统、下志留统和上二叠统的富含有机质页岩的Ro普遍小于3.0%，但由于构造改造，部分出露地表，部分深埋，埋深在500～3000m的有利区为条带状。

海陆交互相、陆相煤系地层的富含有机质泥页岩因单层厚度薄，多数不具备单独开发的条件。但我国海陆交互相、陆相煤系地层发育广泛，泥页岩层与煤层气特别是致密砂岩气叠置共生，发展页岩气与致密砂岩气等多类型天然气多层合技术具有十分现实的意义。沁水盆地、鄂尔多斯盆地河东地区、滇东黔西等含煤盆地的中深部，特别是煤炭开深度以下的煤系地层可以考虑作为发展多类型天然气多层合的研究和试验区。

湖相富含有机质泥页岩发育区的页岩气有利区优选首先应考虑的是成熟度。松辽盆地齐家古龙凹陷青山口组、姚家组富有机质页岩的成熟度已经达到1.1%以上，部分达到1.3%以上，是湖相泥页岩层系页岩气开发较为现实的地区。深部断陷的沙河子组广泛发育的暗色泥岩也具有页岩气前景。

湖相富含有机质泥页岩发育区的页岩油有利区优选首先应考虑的是埋藏浅、原油黏度小、泥页岩储层硬度较大、特别是发育粉砂岩等硬质岩层夹层的地区。

页岩气作为一种新型非常规天然气，在我国刚刚起步，据估计，我国页岩气潜力较大。页岩气战略调查与选区重点是：建立页岩气先导试验区，加快获取我国页岩和页岩气基本参数，加快页岩气综合评价，优选富含有机质泥页岩，优选出页岩气发育有利区，形成一套页岩气勘查开发技术。

页岩油作为烃源岩中残留的已生成的石油，也值得重视，国外的勘探开发经验值得借鉴。页岩油战略调查与选区的重点是：寻找优质，推进页岩油开发技术。

（三）中国南方页岩气发育及分布的有利性

我国南方泥页岩分布面积广、厚度大，热演化程度高，已转化成为油型的裂解气，美国主要产页岩气盆地亦具备此特点，因此，有必要以现代“页岩气”理论为指导，对我国南方页岩气藏发育有利区进行预测研究。鉴于我国页岩气研究处在起步阶段，可供研究的资料较少，本次有利区预测主要选取有机碳含量、成熟度、厚度及含气量等指标，用综合信息叠合法对我国南方页岩气发育有利区进行预测。结合以上对美国页岩气藏主控因素的分析，认为我国南方地区页岩热演化程度较高，普遍大于2%，笔者认为相应的有机碳含量可以适当降低，但至少应为2%，深度、厚度类比福特沃斯盆地Barnett页岩气藏的最大深度和最小厚度，分别为2591m和30m，成熟度达到1.0%即可（对热成因的页岩气而言）。

根据前人研究结果（孙肇才等，1993；马力等，2004），我国南方共发育了4套区域性黑色页岩和8套地区性黑色页岩。在系统分析研究各套泥页岩的沉积环境、有机质类型和含量、成熟度、厚度以及含气量等指标，并结合美国主要页岩气藏的参数指标分析研究后认为，上奥陶统厚度较小，下二叠统和上二叠统分别主要为碳酸盐岩和煤系烃源岩，故形成页岩气藏的古生界最有利层段主要是寒武系和志留系，次有利的为泥盆系和石炭系局部分布的页岩，再次为奥陶系和上二叠统页岩。

1.下寒武统

早寒武世梅树村期和筇竹寺期形成了一套我国南方古生界最好的烃源岩之一。下寒武统烃源岩发育在大陆边缘的内陆架盆地和斜坡区（马力等，2004），在北边的南秦岭海槽以及南边的滇黔海槽、扬子深海、江南深海发育了大套的黑色页岩、炭质页岩（马力等，2004）。

综合分析黑色页岩的沉积环境、有机碳含量、厚度、成熟度等指标，并与美国主要页岩气盆地进行类比研究，认为寒武系页岩气藏发育的有利区位于米仓山大巴山前陆以及渝东黔北湘西—江南隆起北缘一线（图5-11），基本上与冯增昭等（2001）所提的江南盆地的位置相当。

图5-11 中国南方下寒武统页岩气分布有利区

2.上奥陶统

奥陶系主要分布在稳定地台区，在扬子地台区奥陶系属于典型的台地相沉积，上奥陶统以稳定的碳酸盐岩为主，夹有五峰组页岩，在平面上主要分布在中上扬子区，其中，中扬子地区的川西南—鄂西一带，其五峰组页岩总有机碳TOC较高，为0.8%～6.0%，平均1.68%；以I型干酪根为主，Ro为1%～4%，由于TOC较高、分布稳定、干酪根类型好，有利于生成页岩气。

综合分析黑色页岩的沉积环境、有机碳含量、厚度、成熟度等指标，并与美国主要页岩气盆地进行类比研究，认为上奥陶统页岩气藏发育的有利区位于鄂西及鄂西北地区。该地区具有有机碳含量高、厚度大以及成熟度适中等特点（图5-12）。

图5-12 中国南方上奥陶统页岩气分布有利区

3.下志留统

下志留统龙马溪组黑色、深灰色炭质、硅质泥页岩，主要形成于闭塞、半闭塞滞留海盆环境，最大厚度可达300m。有机碳含量高，与美国主要页岩气藏的含气量相当，具备了页岩气成藏的有利条件。

通过对有机碳、成熟度及厚度的综合分析认为，下志留统黑色页岩中页岩气藏发育的有利区位于上扬子的米仓山大巴山前陆和渝东—鄂西一带、中扬子的鄂西以及下扬子的苏南等地（图5-13）。

4.泥盆系

泥盆系海相页岩主要分布在中上扬子地区，在滇、黔、桂、湘、粤等地区见有大面积分布的黑色页岩分布，在剖面上构成了黑色页岩、泥灰岩、白云质灰岩及硅质岩互层。但是目前测得的页岩有机碳含量比较低，一般小于0.6%，笔者认为这是勘探程度较低引起的，随着勘探程度的增大，该套页岩也将有更客观的评价，是页岩气藏发育的潜在层位（图5-14）。

图5-13 中国南方下志留统页岩气分布有利区

图5-14 中国南方中泥盆统页岩气分布有利区

5.石炭系

下石炭统泥质烃源岩为灰黑色—黑色泥质岩，仅分布南盘江、桂中局部地区。暗色岩厚50～600m，厚度较大区明显沿垭-紫-罗-南丹断裂分布，最大厚度区位于南丹—河池地区。有机碳含量较高（0.5%～3%），滇东曲靖—富宁地区TOC＞2%，最高达3.07%；黔南镇安—独山—荔波—桂中一线TOC多大于0.6%，局部地区大于1%，最高达2.02%；热演化程大部分地区大于2%，南盘江大部分地区大于3%，滇东地区相对较低，局部地区小于1.3%。总体评价为较好—好烃源岩（图5-15）。

图5-15 中国南方下石炭统页岩气分布有利区

6.上二叠统

上二叠统大面积发育泥页岩，主要分布在龙潭组、大隆组，分布面积达87×104km2，最大厚度可达1000m，残余有机碳含量为0.4%～6%，上二叠统页岩气的有利发育区位于上扬子的四川盆地、中扬子的湘中以及下扬子的江浙一带（图5-16）。

7.三叠系

四川盆地上三叠统须家河组为灰黑色页岩、泥岩、炭质页岩与浅灰色厚层至块状长石石英砂岩、粉砂岩互层，有机碳含量一般大于1.5%，平均1.95%，氯仿沥青“A”含量中等，平均为0.564%。巴中—平昌生烃凹陷地区，凉高山族油气成藏存在泥页岩裂缝型油气藏。云南地区上三叠统云南驿组下部灰岩段，厚度大于504m，下部页岩段，由黑灰绿色钙质页岩、硅质结核页岩及泥灰岩组成，厚度大于500m（图5-17）。

与美国已有页岩气发现的盆地相比，我国南方地区古生界地层厚度大，有机碳含量高，有机质类型均以I型为主，成熟度普遍较高，根据Cuitis（2002）研究的页岩气成藏地质条件（沉积地层以泥页岩为主，单层厚度在10m以上，TOC≥0.3%以及成熟度Ro≥0.4%）来看，我国南方地区具备页岩气成藏的烃源岩条件。

有利的页岩气藏的特征是有机碳含量高（＞2%）、有机质类型好（I型）、厚度大（＞30m）、深度适中，且具有普遍含气的黑色页岩层、粉砂岩以及细粒砂岩，发育天然裂缝体系等。页岩气藏作为一种非常规天然气藏，在美国取得了勘探和开发成功，在很大程度上得益于成藏理论的认识进步和勘探技术的迅速发展，最主要的是认识到了吸附气的特点。所以，我们要综合运用已有的各种页岩资料，用各种先进的分析手段，并充分借鉴美国页岩气成功的理论和经验，我国的页岩气勘探肯定能取得事半功倍的效果。

图5-16 中国南方上二叠统页岩气分布有利区

图5-17 中国南方下三叠统页岩气有利区

（四）页岩气有利区

页岩气作为一种新型非常规天然气，在我国刚刚起步，据估计，我国页岩气潜力较大。页岩气战略调查与选区重点是：建立页岩气先导试验区，加快获取我国页岩和页岩气基本参数，加快页岩气综合评价，优选富含有机质泥页岩，优选出页岩气发育有利区。我国页岩气可分为北方和南方两大地区，其中以南方地区为主，主要分布在上扬子、中下扬子和滇黔桂地区。

1.四川盆地

四川盆地与美国东部地区页岩气发育盆地具有相似的地质条件，均是古生代海相沉积背景下形成的富含有机碳页岩，后期大幅度的构造抬升和强烈地质改造的程度也大致相当，富含Ⅲ型干酪根的泥/页岩直接产气及高演化程度下的原油裂解气导致盆地具有页岩气勘探的良好前景（图5-18至图5-20）。整体分析，四川盆地东部和南部以古生界的下寒武统和下侏罗统源岩为主，层位老但埋深浅，在现今的工业技术和经济背景条件下最适合于开展页岩气的勘探研究。

1）川东地区古生代长期处于沉降—沉积中心，烃源岩发育层数多且质量好，构成四川盆地页岩气勘探的首选层位之一。古生界主要发育了寒武系、奥陶系、志留系及二叠系深灰—黑色页岩。其中，下志留统页岩烃源岩厚100～700m，平均400m，最大823m，有机碳含量0.2%～3.13%，成熟度Ro为2.2%～4.0%（刘若冰等，2006），可作为页岩气勘探的主体层位。其次，上二叠统页岩厚20～120m，平均60m，有机碳含量高达3%～7.54%，成熟度为1.6%～3.1%（王兰生等，2004），也是一套潜力良好的页岩气勘探目的层。

图5-18 四川盆地下寒武统页岩气有利区

2）川中地区下侏罗统泥岩有机碳含量为0.07%～4.51%，平均1.19%，成熟度Ro为0.70%～1.12%（陈盛吉等，2005），Ⅱ型为主的干酪根更多地造就了油藏的形成；上三叠统Ⅲ型干酪根泥质及炭质泥岩有机碳含量为0.5%～1.5%，平均1.14%（陈义才等，2005），平均厚20～350m，稳定分布，Ⅲ型干酪根构建了页岩气的良好基础。由于埋藏深度相对较大，川中地区下寒武统形成工业价值页岩气藏的区域地质条件相对较差。在下寒武统，发育了筇竹寺组和下志留统的龙马溪组页岩烃源岩，前者厚达数百米，有机碳含量0.20%～9.98%，平均0.%。在川中南部，厚度可达200～400m，有机碳含量为0.5%～1%（马力等，2004）；后者厚度可达1000m，有机碳含量为1.0%～4.9%。此外，川中南部地区（川南）的上、下二叠统源岩也值得关注。

图5-19 四川盆地上二叠统页岩气有利区

图5-20 四川盆地下二叠统页岩气有利区

3）川西地区整体属于前陆坳陷，三叠系及二叠系泥质气源岩与大套致密砂岩频繁互层，更显示了根缘气发育的优越性。该区古生界普遍埋深较大，局部露头发育地区也显示了优良的生气能力，如上二叠统泥质烃源岩厚25～100m，有机碳含量0.5%～1.5%，下二叠统页岩厚10m，有机碳含量为1%～2%（张永刚等，2007），具有良好的生气能力。因此，局部埋深相对较浅的高碳泥岩和页岩是页岩气勘探的潜在领域。

4）四川盆地围缘抬升较高，古生界泥页岩气源岩广泛出露或近地表发育，也可作为页岩气勘探的潜在领域。

四川盆地页岩气的勘探将是中国南方油气勘探的一个重要步骤和方向，对丰富和发展中国天然气地质理论具有重要意义。四川盆地具有与美国盆地相似的地质条件和构造演化特点，泥/页岩不仅是盆地内常规气藏的烃源岩，而且还具备了页岩气成藏的地质条件（刘丽芳等，2005）。四川盆地具有发育页岩气的良好地质条件，按照构造演化及地层发育特点，大致可以分为3个基本层次，即川东、川东北、川东南工业性页岩气成藏条件最好，川中及部分盆地围缘相对较差，川西由于埋藏相对较深，主体宜进行根缘气勘探。

按照常规勘探思路，四川盆地已经发现了一大批天然气田，但结合盆地页岩发育的地质特点及美国页岩气勘探经验，四川盆地具有以下寒武统和下志留统为主形成区域性页岩气发育的良好地质条件，平面上侧重于盆地的东半部，包括川东、川中、川南、川西南等。勘探过程中宜与常规天然气研究相结合，重视经济深度范围内的吸附及游离含气量变化，重点通过页岩有机碳含量、综合含气量、裂缝发育、埋藏深度及勘探有利性研究，指导页岩气勘探快速发展。

2.渝东黔北

渝东黔北以上震旦统和下寒武统页岩发育为主，北部还发育有上奥陶统和下志留统富含有机质泥页岩。上震旦统富含有机质泥页岩厚30～70m，下寒武统富含有机质泥页岩厚50～300m；上震旦统及下寒武统暗色岩有机碳含量在1.0%～3.0%之间；Ro在1%～3.5%之间，部分达到4.0%以上，以生气为主；生烃强度一般大于1×109m3/km2。

3.下扬子

下扬子西部下二叠统富含有机质泥页岩厚100～200m，有机碳含量为0.4%～2.82%，Ro值为0.8%～2.5%；上二叠统烃源岩厚50～200m，有机碳含量为1%～3%，Ro小于1.5%，但在沿江地区较高，可达2.0%以上。下扬子南部下三叠统青龙组灰黑色泥岩发育，有机碳含量为0.5%～2.0%，Ro小于1.5%。

矿产测勘处的区域地质调查及成果

形成于挽近地质时期的中国大陆第三纪含煤盆地，可分东、西两个部分。大陆东部的含煤盆地受滨太平洋构造域的制约，盆地分为两种类型，位于海域的东海陆架、台西及南海北部属于弧后盆地或弧后前陆盆地，盆地规模较大，总体呈北北东向展布；位于大陆东部沿郯庐断裂带呈北北东向展布和分布在隆起带或坳陷带亦呈北北东向展布的盆地均以小型断陷或坳陷为主。大陆西部的含煤盆地受特提斯构造域的制约，盆地类型亦可分为两种，位于喜马拉雅板片及冈底斯—腾冲活动带西段的盆地，受喜马拉雅断裂带和雅鲁藏布江断裂带的影响，属主动大陆边缘（岛弧型）盆地；集中分布在中国大陆西南部（滇桂）华南板块与藏滇板块交汇部的盆地，受三江构造带、康滇构造带的影响，均为小型断陷型盆地，有些盆地兼有走滑性质。上述含煤盆地中的海域弧后盆地和喜马拉雅构造带的主动大陆边缘盆地，受自然地理条件与勘探程度的限制，暂不列入煤层气勘探评价范围。

属特提斯构造域位于大陆西南隅（滇桂）的第三纪含煤盆地，靠东部的琼北文昌盆地、桂南盆地育较早（始新-渐新世）有些延至第三纪末（中新-上新世）；受北西走向具左旋走滑性质的右江断裂带、南丹—紫云断裂带控制，并受北北西走向构造带的干扰，形成了诸多北西、北东向的小型断陷盆地。南宁、合浦、百色等盆地，老第三纪处于温湿气候条件，形成含有褐煤、油页岩等暗色碎屑岩沉积。新第三纪中新统长坡组煤系含煤较差，仅有局部可煤；黄牛岭组含煤性较差，含1～3层褐煤；中上新统南康群仅含数层局部可褐煤层；桂南、琼北盆地群含煤性亦较差。均是寻找煤层气藏的不利地区。

位于扬子陆块西缘康滇构造带的滇北盆地群、滇东南盆地群，因受绿汁江断裂带、安宁河断裂带、小江断裂带的控制，断陷盆地呈南北向分布，盆地均发育于新第三纪，由数十个小型断陷盆地组成。滇北盆地群昭通、弥勒、寻甸、曲靖等盆地，含煤岩系为上新统昭通组，中部含煤段为炭质粘土、粘土与褐煤互层，钻井钻遇煤层厚193.77 m，一般厚数米至数十米。滇东南盆地群开远、红河盆地和文山盆地，含煤岩系为中新统小龙潭组，中段含煤段含褐煤厚数十米，开远小龙潭盆地含煤厚223 m。滇北、滇东南盆地群上第三系含煤岩系含煤性好，但煤岩变质程度低均为褐煤，因此该区亦属寻找煤层气藏的不利地区。

跨越华南、藏滇两个板块，分布在几个构造带的川西藏东盆地群、思茅盆地群、腾冲盆地群，受江断裂带、澜沧江断裂带和怒江断裂带组成的三江构造带的控制，具有右旋走滑性质，形成了一系列沿构造带走向的小型断陷盆地。分布在松潘—甘孜活动带的剑川盆地，含煤岩系为中新统双河组，含煤2～3层，厚2.5 m。昌台盆地含煤岩系为中新统昌台组，中部含煤段含三组煤层，含煤层、煤线21～92层，可煤层3～33层，厚30.93 m。阿坝盆地含煤岩系为上新统阿坝组，中部含煤段含五组煤层，含可煤2～22层，厚36.61 m。分布在羌北—昌都—思茅（微）陆块、羌中南—唐古拉—保山陆块、冈底斯—腾冲活动带的浑源、丽江、保山和潞西等百余个盆地，含煤岩系为上新统三营组，含煤数层至10余层，多为薄—中厚煤层。龙棱景东为巨厚煤层，厚达50～100 m。滇西新第三纪含煤盆地煤系十分发育，煤层多，厚度大，含煤性好，但是煤系地层因缺少上覆盖层未能深埋，煤岩变质程度低，均为褐煤。红河等少数盆地煤岩为气煤、长焰煤，可能是构造应力作用的结果。鉴于煤层气地质条件和自然地理条件等因素，滇西及整个大陆西南地区第三纪含煤盆地均列为暂不考虑煤层气勘探开发的地区。

分布在中国大陆东北部的依安盆地，是松辽盆地发展演化萎缩期形成的第三纪含煤盆地。至今仅有一口钻井钻遇1 m厚的煤层，含煤岩系为古、始新统乌云组。分布在松辽—华北沉降带的含煤盆地还有下辽河、渤海湾、华北老第三纪裂陷盆地，含煤岩系为下始新统—上始新统孔店组上部薄煤层。位于大兴安岭—山西隆起带的围场—林西盆地，冀北蒙南张北、集宁盆地，是新第三纪形成的中小型坳陷盆地，含煤岩系为中新统汉诺坝组，含煤3～20余层，可煤3层，厚0.5～2.7 m。上述盆地含煤岩系变质程度低，均为褐煤，因此亦是煤层气勘探暂不考虑的地区。

位于滨太平洋构造域大陆构造—岩浆“活化”带东侧的第三纪含煤盆地，主要受郯庐断裂系的控制，形成一系列北北东走向的断陷盆地，自北而南为普阳—宝泉岭隐伏带、佳木斯隐伏带、依兰—尚志盆地、舒兰盆地、伊通盆地、沈北盆地、黄县盆地、潍坊隐伏带、坊子盆地。另一带发育在同属郯庐断裂系的敦化—密山断裂带，自北而南为虎林—密山隐伏带、牡丹江隐伏带、敦化盆地、梅河口盆地、抚顺盆地。郯庐断裂系控制的地堑型含煤盆地煤系地层均为下第三系。

普阳—宝泉岭隐伏带含煤岩系为始、渐新统宝泉岭组，有局部可煤，盆地深部煤系发育较好。依兰—尚志盆地含煤岩系为始、渐新统达莲河组，含煤最多达20余层，厚0.3～0.9 m，煤层薄。舒兰盆地含煤岩系为始新统舒兰组，下部含煤30～50余层，并含数层油页岩，上部含煤20～30层，局部达50层，煤层厚10～30 m，可煤6～15层，舒兰含可煤厚17.76 m。伊通盆地含煤岩系为下始新统双阳组和上始新统—下渐新统永吉组，含薄煤层。沈北盆地含煤岩系为始新统杨连屯组，下部含煤5～61层，厚50～60 m，上部含可煤厚0.89～22 m，中部夹30 m厚的油页岩。黄县盆地含煤岩系为始新统黄县组，含可或局部可煤7层，厚1.25～15.6 m，其中一层可煤厚6.5 m，并含油页岩5层。潍坊隐伏带、坊子盆地含煤岩系为始新统五图组，仅昌乐五图盆地含可煤30余层，厚36 m，煤层不稳定，夹有油页岩。

分布在敦化-密山断裂带的虎林-密山隐伏带，含煤岩系为始、渐新统虎林组，含煤8层，可煤1～2层，厚1.05～1.52 m。桦甸盆地含煤岩系为古—渐新统桦甸组，上部含煤段含煤23层，厚 0.15～0.9 m，最厚2 m，含可煤3层，单层厚0.5～0.7 m。梅河口盆地含煤岩系为始、渐新统梅河口组，含煤30余层，一般含煤14层，主要位于下含煤段，含可煤5～7层，单层厚0.6～3 m，局部达25 m，可煤厚3.37～88.15 m，均厚21.53 m。抚顺盆地含煤岩系为始新统古城子组，含巨厚煤层，厚0.6～134 m，均厚50 m，并夹油页岩。计军屯组煤层仅有0.5～0.8 m，其下古新统老虎台组含煤1～2层，厚0.5～2.3 m；栗子沟组含煤1～2层，厚0.5～4 m。

第三纪含煤盆地煤层气勘探程度很低，仅有抚顺盆地施钻了三口试验井，石油勘探在普阳—宝泉岭盆地获取的井下资料亦可借鉴。

依兰—尚志盆地南北长200 km，盆地北部达莲河组煤层厚1.8～23.1 m，一般厚11.1～18.2 m。地堑东侧煤层埋深400～1200 m，煤层厚6.0～23.0 m，单层厚大于7.0 m，均厚大于1.5 m，煤层顶板油页岩厚度大于110 m。煤岩镜质体反射率为0.51%～0.58%，属长焰煤。上述资料说明，依兰-尚志盆地尚具有可能形成煤层气藏的一定条件。

普阳-宝泉岭隐伏带是被第四纪沉积覆盖的第三纪断陷盆地，油气勘探已有15口钻井钻遇煤层，含煤岩系为始、渐新统宝泉岭组。汤参1井煤层最大埋藏深度为29.6 m，钻遇煤层72层，累厚71 m，单层均厚0.99 m。新1井煤层埋藏最浅为235.0 m，最大单层厚度为10 m。汤参1、2井煤岩镜质体反射率为0.28%～1.14%，随煤层埋深增大煤岩变质程度亦随之增高。据报道，盆内施钻的油气勘探井在含煤地层中试获天然气，单井产气量为（1～7.2）×104 m3/d。从勘探资料可见，第三纪煤岩变质程度随煤层埋深逐渐增高，埋深1000 m以上为褐煤，1000 m以下逐渐增为长焰煤，再深增至气煤煤阶。由此可见，在煤层气勘探深度可及的范围内，可对盆地煤层气成藏条件进行有宜的探索。

抚顺盆地是唯一进行煤层气勘探试验的第三纪含煤盆地，盆地位于依兰—舒兰断裂带与敦化—密山断裂带的交汇部，第三纪含煤盆地叠置在前震旦系基底上发育的侏罗、白垩纪断陷盆地之上。第三纪盆地经历了古新世拉张裂陷构造岩浆强烈活动时期，含煤沉积不稳定，始新世早期构造活动缓和时期，形成了巨厚煤层，始新世中期深水湖相发育时期，形成了巨厚油页岩层，至始新世末盆地隆升沉积中断。由于成盆期后北东东向逆冲断裂的推覆和北西西向断裂的切割，形成了近东西走向的不对称向斜构造，向斜南翼翘起，北翼被逆断层冲断，西部和南部煤层变浅或出露地表，东部向斜核部煤层埋深达1300 m。

抚顺盆地含煤岩系为下第三系古、始新统抚顺群，主煤层为始新统底部古城子组，煤层少、单层厚度大，其下的古新统老虎台组、栗子沟组，煤层厚度小、变化大。古城子组煤层厚130 m，均厚50 m，最薄2 m。煤岩以光亮、半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，含量高达90.37%，挥发分为42.83%～46.7%，属低灰、低硫、低磷煤。镜质体反射率为0.54%～0.65%，属长焰煤，其下为气煤。煤层含气量，560.8～680 m井段含气量为5.55～9.36 m3/t，随煤层埋深含气量增加，但向斜轴部含气量减少。科控1井测定煤层含气量为15.14 m3/t，兰氏体积为17.19～23.47 m3/t，兰氏压力为2.63～4.06 MPa。探2井井深850 m，地层压力为6.05 MPa，地层渗透率为2.0×10-3μm2。科控1井758.2～795.2 m钻遇主煤层厚29 m，筛管完井未压裂排292天，产气25.5×104m3，单井日均产气873 m3/d。

抚顺盆地是一个发育在中生代断陷盆地之上的第三纪小型断陷盆地，盆地虽小却发育了较好的老第三纪含煤岩系，始新世早期古城子组煤层巨厚，煤系地层之上又有厚达110 m的油页岩覆盖，形成了良好的沉积组合，有利于煤层气成藏与保存。聚煤期后的构造变动对盆地有一定的影响，逆断层的推覆及配套断层的切割都会使盆地构型改变，但是抚顺盆地基本保持了向斜构造轮廓，主煤层深埋部位保存基本完好，煤层埋藏适中，煤岩属长焰煤、气煤，为煤层气成藏提供了基本条件。从抚顺盆地含煤状况分析，盆地含煤性较好，煤岩煤质较好，实测煤层含气量、渗透率、等温吸附参数、地层压力等与中低煤阶正常范围测定参数值基本相符合，试验井排状况表明主煤层具有一定的产能，说明盆地具有形成煤层气藏的可能条件，值得对其进行探索。

从整个中国第三纪含煤盆地状况分析，除海域弧后盆地规模较大外，大陆上发育的含煤盆地规模均较小，多属小型断陷盆地，盆地总面积（不含海域）16×104 km2，煤炭量为158.17×108 t，仅占全国煤炭量的0.28%。由于第三纪含煤盆地所处地域古气候条件适宜，大陆东北部老第三纪含煤盆地与西南部的新第三纪含煤盆地均有丰富的聚煤沉积物源，形成了巨厚的煤层，但大多缺少上覆盖层，煤层埋深较浅，煤岩变质程度较低，大部为低变质褐煤。总体评价第三纪含煤盆地认为，煤层气成藏条件较差。但抚顺盆地、依兰—舒兰盆地、宝泉岭盆地等，在煤层之上覆盖有较厚的油页岩，煤层埋藏并不太深，但煤岩变质程度已达长焰煤、气煤阶，煤系地层生烃能力、储集条件均趋变好，因此可选择这类盆地进行探索，对开拓第三纪低变质煤阶小型盆地煤层气勘探是有益的。

综上所述，根据含煤—煤层气盆地形成煤层气藏的基本条件，参照煤层气勘探取得的地质参数，综合分析研究评价认为：鄂尔多斯盆地东缘石炭、二叠系含煤岩系和西南缘侏罗系含煤岩系，沁水盆地南部石炭、二叠系含煤岩系，黔西盆地群二叠系含煤岩系，准噶尔盆地南缘侏罗系含煤岩系和松辽盆地东南部及盆地南部断陷盆地群白垩系含煤岩系是寻找煤层气藏的有利层位和地区。

鄂尔多斯盆地具有形成含煤盆地的稳定构造环境，持续沉降形成了多期叠置型沉积构造盆地。鄂尔多斯盆地基底为前震旦系稳定地块，地块上发育了早古生代克拉通盆地，其后形成了晚古生代克拉通含煤盆地。印支期后华北克拉通盆地解体，形成中生代前陆坳陷盆地，其下的石炭、二叠系含煤岩系变形形成沉积构造盆地，三叠纪末期和早、中侏罗世发育的含煤岩系覆盖其上，形成叠置型含煤盆地，喜马拉雅期盆地抬升，周缘形成地堑型断陷盆地。鄂尔多斯盆地在华力西中期至燕山期末，仅有数次短暂抬升，总体处于持续稳定沉降状态，形成了有利煤层气成藏的巨厚的含煤沉积组合。印支期后，石炭、二叠系含煤岩系在差异升降及挤压应力作用下，形成近南北、偏北北东向不对称性巨型复式向斜，受逆冲推覆西部构造陡窄复杂，中、东部构造宽缓简单，有利于煤层气成藏。盆地虽经多期构造运动改造，构型基本完好，变形不很剧烈，多层系含水层形成的水动力系统未遭大的变革破坏，对煤层气成藏与保存都很有利。

鄂尔多斯盆地具有良好的聚煤沉积环境，石炭、二叠纪时期盆地处于华北克拉通含煤盆地聚煤有利相带，形成了以太原组、山西组为主的海相、海陆交替相、陆相含煤岩系，侏罗纪又形成了以延安组为主的陆相含煤岩系，两个地质时代的煤系地层均具有煤层多、厚度大、煤质好、丰度高的特点，同时还发育了与煤系地层相匹配的区域性沉积盖层，良好的沉积组合有利于煤层气成藏与保存。

鄂尔多斯盆地构造活动较稳定，印支期后岩浆活动较弱，含煤盆地以深成变质为主，以巨型盆地构型为轮廓，自盆缘向盆内形成由低至高的煤岩变质环带，石炭、二叠系煤岩变质跨度大，由长焰煤至无烟煤阶，盆地东缘带以低中变质煤为主，由北向南变质程度逐次增高。中侏罗世延安组煤系以低变质煤为主，盆地南部变质程度稍高。

鄂尔多斯盆地煤层气勘探试验成果，石炭、二叠系目标煤层含气量、渗透率、地层压力、含气饱和度、气井产量等地质参数，初步验证了石炭、二叠系煤层气成藏条件，盆地东缘晋西挠褶带是煤层气成藏有利地区。侏罗系延安组应选择盖层条件较好，煤层含气量相对高的盆地西南部进行勘探。鄂尔多斯盆地煤层气勘探试验同时表明，由于盆地构造部位不同和含煤岩系分布的差异，盆地东缘晋西挠褶带成藏条件亦有所不同，目前初步证实以中部离石鼻状隆起成藏条件较好，南、北段尚需进一步勘探验证。从已有勘探资料表明，含煤岩系向盆地延伸部位，煤层发育、煤岩变质、水动力和水化学等条件可能变好，对煤层气成藏更为有利，是寻找盆地内煤层气高产区带的有利地区。

沁水盆地是在山西隆起带上形成的构造盆地，印支期后华北石炭、二叠纪克拉通盆地解体，与东、西坳陷带相间形成山西隆起带，燕山期受差异升降与挤压应力作用，前三叠系形成复式背向斜构造，石炭、二叠系煤系地层圈闭形成沁水复式向斜，喜马拉雅期形成的汾河地堑斜截盆地西部，虽经多期构造变形改造，盆地构型基本完好，盆内构造较为简单，为煤层气成藏准备了构造条件。

沁水盆地石炭、二叠纪时期位于华北含煤盆地的聚煤有利相带，形成了以太原组、山西组为主的含煤岩系，煤系地层厚度大、煤层多、煤质好、埋藏浅、丰度高，是煤层气成藏的基本物质条件。煤系地层之上发育了三叠系区域性沉积盖层，是煤系地层深埋成煤、成烃的必要条件。在三叠系沉积盖层覆盖下的石炭、二叠系煤系地层，煤岩变质可以达到中低煤阶，燕山期山西隆起带深部岩浆大面积侵入，形成区域性岩浆热变质异常带，使中低煤阶煤演化成为高中阶煤，煤岩变质程度增高使煤层渗透性变差，但经煤层气勘探测试表明，煤层渗透率并不很差，勘探试验井气水产出状态还较正常，说明沁水盆地煤阶虽高但煤层储集条件尚有形成煤层气藏的可能。

沁水盆地煤层气地质条件的另一特点是，现今盆地中部有一近东西向分水岭，盆地地层水形成南、北两个水动力系统。已有资料证实，盆地北部岩溶陷落柱发育，钻井泥浆漏失严重，地下水动力活跃，是煤层气成藏的不利地区。经煤层气勘探初步证实，沁水盆地南部斜坡带煤层气成藏条件较好，根据盆地煤层气地质条件综合分析，向盆地中部延伸的斜坡带深部煤层气成藏条件可能变好，是寻找煤层气高产带的有利地区。

黔西盆地群位于四川盆地与红水河盆地之间，是华南克拉通含煤盆地经印支期后变形改造的滇黔桂盆地群的一部分，由于多向构造应力作用形成多种型式的向斜构造，二叠纪龙潭组含煤岩系构成向斜构造圈闭，形成以含煤盆地（向斜）为单元的水动力系统和含气系统。

黔西盆地群位于康滇古陆东侧，晚二叠世龙潭期处于华南克拉通含煤盆地聚煤有利相带，形成煤层多、厚度大、煤质好、含煤性好、丰度高的龙潭煤系。黔西盆地群位于水城—紫云断裂与贵阳—师宗断裂交叉带以西，是煤岩变质较适中的中低变质区，对煤层气成藏较为有利。龙潭组含煤岩系之上连续沉积了海相碳酸盐岩、膏盐岩层，是一套封盖条件好的沉积盖层，向斜内三叠系残留厚度多为1000～2000 m，封盖层条件较好，有利于煤层气成藏与保存，煤层埋藏浅亦有利于煤层气勘探。

黔西盆地群虽然列入寻找煤层气藏的有利地区，但是仍应指出，经多期、多向构造变形改造已裸露地表的黔西中小型残留盆地，虽然构造向斜保存基本完好，但二叠系含煤岩系经过变形重建，煤层渗滤条件变差，水动力系统及其相伴的含气系统亦随之调整重建，赋存在煤层中呈吸附状态的甲烷是否在煤层中依然留存，只有经过煤层气勘探实践验证，才能作出正确的结论。

准噶尔盆地发育在准噶尔地块之上，震旦纪至早寒武世为克拉通发展阶段，其后受洋盆影响构造较为活动，晚二叠世进入陆内坳陷沉积发展阶段，中三叠世开始为前陆坳陷盆地发展时期，喜马拉雅期天山褶皱带向北强烈推覆，盆地南缘强烈沉陷，形成明显的不对称箕状盆地。印支中期形成前陆坳陷盆地后，经燕山、喜马拉雅期沉积建造叠加与构造运动改造，坳陷加深，规模扩大，强化了前陆盆地构型，但盆地未经褶皱回返，未遭严重破坏，整体构型保存基本完好，对煤层气成藏与保存都很有利。

准噶尔盆地主要含煤岩系为下、中侏罗统八道湾组和西山窑组，煤系地层厚度大、煤层多、煤质好、丰度高。在两套含煤岩系间发育了深湖相细碎屑岩沉积，煤系地层之上发育了上侏罗统、白垩系及第三系沉积盖层，形成了一套有利煤层气成藏的沉积组合。

准噶尔盆地燕山期后盆内岩浆活动较弱，含煤岩系随盆地沉陷深埋以深成变质为主，形成由盆缘向盆内、由低至高的不对称型变质环带，在盆地周缘煤层埋深适中、煤岩变质适中、水动力条件封闭的构造带，是煤层气成藏的有利地带。据已有资料分析，盆地南缘构造陡带有可能形成水动力封闭的高压带是寻找煤层气藏的有利地区。

松辽盆地的基底为稳定的嫩松地块，古生代盆地基础分属两类，北部为华力西褶皱带，南部为华北古生代克拉通，燕山运动卷入滨太平洋构造域，早期形成北北东走向的中小型断陷盆地群，晚期形成北北东走向的大型坳陷盆地，喜马拉雅期盆地边缘形成北北东走向的大型裂陷带。侏罗纪至早白垩世为松辽盆地聚煤期，早、中侏罗世煤系分布在盆地西缘断陷带，晚侏罗至早白垩世煤系分布在盆地东南部断陷盆地。早白垩世沙河子组、营城组分布在盆地东南部及盆地以南的中小型断陷盆地，是松辽盆地的主要含煤岩系。松辽盆地深部断陷盆地群受控于北北东向为主的扭压性断裂，晚侏罗世火山岩发育，早白垩世构造相对稳定，含煤岩系夹少量火山岩、火山碎屑岩。燕山晚期至喜马拉雅期，盆地边缘郯庐断裂系活动，形成北北东向张扭性裂陷带，有些断陷盆地亦有掀斜或断褶，但断陷盆地群基本格局并未破坏，以断陷盆地为单元的水动力系统依然存在，对煤层气成藏与保存都很有利。

松辽盆地深部及以南的含煤断陷盆地，晚侏罗至早白垩世沉积均以独立的中小型断陷盆地为单元，形成陆内河湖相含煤沉积，晚侏罗世火山岩发育煤系较差，早白垩世物源充沛聚煤较好，早白垩世发育了厚度大、煤层多、煤质好、丰度高的含煤岩系，早白垩世晚期沉积层覆盖于煤系地层之上，晚白垩世沉积披覆式的覆盖于断陷盆地之上，形成良好的区域性封盖层。

松辽盆地深部及以南断陷盆地煤岩变质程度较低，多处于低变质烟煤阶，由于松辽盆地深部高热流值、高地温场形成的区域性地温异常，煤系地层变质程度相对增高，使低变质煤演化适中，煤层埋深又较浅，既利于煤层气成藏，又有利于勘探开发。

松辽盆地深部含煤断陷盆地煤层气勘探程度很低，仅有铁法盆地及松辽盆地以南的阜新盆地进行了煤层气勘探试验，勘探成果初步证实了施钻盆地的煤层气前景。根据松辽盆地东南部及以南的断陷盆地的煤层气地质条件分析，参照铁法、阜新盆地煤层气勘探实践，评价认为松辽盆地东南部及盆地以南的早白垩世含煤断陷盆地是寻找煤层气藏的有利地区。

经过对含煤—煤层气盆地的分析研究和综合评价，除上述四个成煤地质时期五个盆地（群）确认为寻找煤层气藏的有利层位和有利地区外，尚有跨越六个成煤地质时期近二十个大小不等的盆地（群）可列为寻找煤层气藏的可探索地区。

石炭二叠纪盆地：鄂尔多斯盆地南部渭北隆起带东、北部，鄂尔多斯盆地西北部桌子山构造带（银川断陷），华北（狭义）盆地（北、南华北），四川盆地东南部，美姑盆地，湘中南盆地群，红水河盆地西部等。

三叠纪盆地：库车盆地，四川盆地东南、西部，楚雄盆地等。

侏罗纪盆地：松辽盆地西缘、吐鲁番-哈密盆地、库车盆地北缘等。

白垩纪盆地：三江盆地群等。

第三纪盆地：抚顺盆地、依兰—舒兰盆地、普阳—宝泉岭隐伏带等。

贵州省黔西县海拔多少？

葛 旭

( 中国科学院古脊椎动物与古人类研究所)

一、矿产测勘处成立背景及发展沿革

矿产测勘处的全名为委员会矿产测勘处，成立的目的是为测勘全国矿产，以应对抗日战争的需要。它成立于 1942 年 10 月，它的前身可以追溯到委员会江华矿务局。1940 年 10 月 1 日，委员会将设在云南昭通的叙昆铁路沿线探矿工程处改建为西南矿产测勘处，工作范围限黔滇康三省。1942 年 10 月 1 日，西南矿产测勘处改组为全国性机构，去掉 “西南”两字，改为全国性的矿产测勘处，测勘范围不受省区的限制。1943 年6 月，矿产测勘处因交通过于偏僻，迁至贵州贵阳。1945 年底，矿产测勘处奉命回南京。当时的地址在峨眉路 21 号，即原中国地质学会旧址。1949 年后，第二野战军的万里同志奉命前来接管矿产测勘处。将委员会矿产测勘处改名为南京军管会矿产测勘处，任命谢家荣为处长。后来又隶属华东工业部。1950 年，矿产测勘处再改隶属中央财政经济委员会，亦由谢家荣任处长。1951 年，矿产测勘处成为中国地质工作指导委员会组成部分，6 月改为地委会地质矿产勘探局南京办事处。1952 年 8 月地质部成立，它就成为地质部的南京办事处。

二、矿产测勘处区域地质调查概况

1. 准备时期 ( 1940. 10. 1 ～ 1942. 10. 1)

这段时间为区域地质调查的准备时期，简单区域地质调查情况如下:

1940 年

派出 10 队，叙昆铁路沿线昆明至威宁段，个旧、保山、腾冲、兰坪。完成了叙昆铁路沿线昆明至威宁段间 1∶ 10 万地质矿产图，详测威宁、德卓、铜厂河、稻田坝铜矿，宣威倘塘查格煤田，沾益卡居煤田，曲靖茨营褐煤，宣威打锁坡煤田，寻甸县麦浪煤田，叙昆沿线铜铅锌银矿，个旧花岗岩深度之物理探测，兰坪油田，滇西保山、腾冲间地质矿产。

1941 年

测绘地形图面积为 90km2，地质图 60 幅，矿区图 30 幅，云南省三份共 543 幅，贵州省 1 份共 150 幅，西康省1 份74 幅，四川省1 份262 幅，1∶ 50000 昆明附近共8 幅。共派出测勘队 19 队，工作范围涉及滇东和滇西等处共 24 县，镇雄、威信、盐津、大关、彝良、威宁、昭通、鲁甸、水城、会泽、巧家、昆明、文山、祥云、弥度、宾川、蒙化、龙陵、镇康、云县、猛勇，测绘面积 20000km2。详测昭通褐炭、威宁水城煤铁矿、乐马厂铅银矿、文山钨矿，滇西矿产概测，昆明铝土矿。

1942 年

测绘地形图面积为 145km2，云南 1∶ 10 万者 3 份，各 181 幅，1∶ 5 万者 2 份，各 309幅。贵州省 1∶ 10 万者共 150 幅。筑渝间地形图 1∶ 5 万者 2 份，各 77 幅。西康省 1∶ 10 万者共 74 幅。四川省 1∶ 10 万者 1 份，共 262 幅。昆明附近 1∶ 5 万地形图共 8 幅。共派出测勘队 18 队，工作范围除滇东、滇西及黔西外，又扩展至湘南各县。湖南桂杨、常宁、临武，贵州遵义、、黔西、修文、贵筑、大定、毕节，云南师宗、罗平、永善、巧家、东川、禄劝、武定、富民、嵩明、易门、玉溪、峨山，测绘面积 40000km2。详测了水城大河边煤田、水城小河边煤田、威宁二堂拱桥间煤田、水城其他煤田、禄劝寻甸县境煤田、盘县普安县煤田、平彝罗平师宗县境煤田。水城观音山铁矿、赫章铁矿山铁矿、易门铁矿、罗次武定县境铁矿、平彝罗平间铁矿、禄劝县境铁矿、修文黔西县境铁矿。罗平富乐镇老君台铅锌矿、巧家茂租铅银矿、巧家白马厂及万发铜铅银矿、安南花贡铅银矿、彬县保和墟板壁领银矿、禄劝寻甸县境之铅银矿。巧家渭姑铜矿、巧家鱼坪铜矿、永善巧家昭通玄武式铜矿、湖南彬县、桂阳禄紫、禄劝巧家崇明境铜矿。平彝余家老厂锑矿、平彝大核桃冲锑矿、师宗南崖锑矿、安南小场锑矿、缅宁邦卖油榨房锑矿、兴仁县属之下山锑矿。兴仁滥木厂汞矿、普安小屯汞矿、大龙井汞矿。彬县安源锡钨矿、临武香花岭锡钨矿、桂阳常宁大义山锡钨矿、宜章廊村锡矿。

2. 草创时期 ( 1942. 10 ～ 1945)

1942 年 10 月 1 日由谢家荣任处长，指导工作。全处设处长 1 人，共设五课，分股办事，下分总务、测绘、地质、工程、会计五课。22 人到 31 人不等，工友 11 人到 16 人。测勘工作可分三类: 矿产调查、区域地质调查和其他调查。矿产调查以详测矿区为主，路线及区域地质调查为辅。

区域地质调查情况如下:

1943 年

完成西康南部 1∶ 10 万区域地质矿产图，年共派出 11 队，湖南资水流域、常宁、永兴、新田、宁远、祁阳、江华、湘黔边境，贵州都匀、独山间、贵阳、修文，云南彝良、昭通、鲁甸水城、东川、昆明，西康南部。完成云南会泽铜铅锌矿区的物理探矿，贵州水城观音山探矿，钻探昭通褐煤，西康矿产调查、湖南锡钨矿的继续测勘。勘定水城煤田钻眼及调查耐火材料，黔桂铁路沿线都匀独山间煤矿、贵筑修文铝矿的样，昆明附近铝矿的测勘、湘黔边境汞矿初勘、资水沿线水力地质的测勘。

1944 年

1∶ 2500 贵州贵筑县云雾山铝土矿地形图 1 幅。共派 9 队，贵州修文、开阳、贵阳、平越、平坝、都匀、独山间煤田。详测了平越猫猫营铝土矿、贵阳林东煤田、贵州贵筑县云雾山铝土矿、贵州修文王官区铝土矿、贵州平坝清镇区的初勘、贵筑县中曹司矿、贵州都匀独山煤矿。

1945 年

实测1∶ 5000 贵阳华家山煤田地形地质图1 幅，1∶1 万云南富民老煤山地形地质图1 幅，1∶ 1 万云南安宁草铺铝土矿地形图 1 幅，1∶ 5000 云南昆明马街子地形图 1 幅，1∶ 5000 云南昆明柴村铝土矿地形图 1 幅，1∶ 5000 云南昆明小石坪铝土矿地形图 1 幅，1∶ 2. 5 万四川简阳龙泉驿油田地质图及构造图各 1 幅。共派出 9 队，测绘了四川长寿、巴县、简阳、隆昌，贵州都匀、修文、贵筑，云南富民、个旧，台湾省。详测了四川长寿油田、云南铝矿、云南富民煤矿，派出四川简阳油矿队、贵州贵筑铝队、贵州都匀煤矿队。

从 1940 ～1945 年的抗日胜利，矿产测勘处在日货弥漫，生活费高涨的困难情况下，顽强生存，完成各项工作。其中包括水城威宁煤铁矿床的详勘，昭通褐炭的钻探和滇黔高级铝土矿的发现及详勘，此外还有西康及滇西的概测，川中各地石油的探测。

3. 展时期 ( 1945 ～ 1950)

日本投降后，进入一个更为辉煌的阶段，矿产测勘处已由过去在西南后方的面或线的概测，进而达到后来的点的详测，从地面的地质观察进而达到地腹的工程钻探。在这期间，谢家荣还首先在中国开创了地质调查、勘探承包的先例，在那几年中一个接着一个的胜利，发现淮南新煤田，又发现安徽凤台的磷矿和福建漳浦的三水型铝土矿等。1945 ～1949 年，找矿手段又有了新变化，除了肉眼观察外，还用了机械钻探，订购了一批为国内其他地质机构所不大设置的钻机，用汽油发动，装金刚石钻头的岩心钻，从 200 ～500m 一共有十余架，自此使经济地质如何做到理论联系实际，发生质的变化。

区域地质调查情况如下:

1946 年

共 15 队，河北开滦，安徽淮南盆地、当涂，江苏东海、南京附近，湖北大冶，福建漳浦，江西大余，湖南新化，广东乳源、乐昌、曲江，广西富川、苍梧、宾阳，四川绵阳、遂宁、巴县、隆昌，云南个旧。详测开滦煤田，东海磷矿，福建漳浦铝矿，大冶铁矿，广东广西钨矿，四川中部油田，钻探淮南新煤田，发现淮南八公山新煤田。

1947 年

共 24 队，辽宁海城，河北临榆、唐山、开滦，江苏铜山、东海、、江浦，安徽滁县、蚌埠，江西庐山、宜春萍乡间，台湾新竹，福建漳浦，湖南新化、安化，广西钟山、河池南丹间、田东、田阳、西林、西隆，广东云浮、新会、阳春、阳江，河南英豪，四川巴县、遂宁、南川、绵阳、江油、荣昌、永川、隆昌、威远、自流井、灌县，西沙群岛。详测了东北铀矿，台湾新竹煤田，广西铀矿钻探，湖南新化锑矿，湘江煤田，淮南煤田，详测四川中部煤田，打井总进尺 3000 余米，发现凤台磷矿，福建漳浦铝矿，凤台山金家煤田。

1948 年

共 24 队，南京镇江、江阴、无锡，浙江吴兴、杭州、绍兴、江山，安徽宣城、凤台、淮南，江西万年、丰城、分宜、萍乡、永新、泰和、瑞昌、湖口，广东英德，海南雷州半岛，广西富贺钟区、右江，四川巴县、中江，湖北武昌。详测了台湾地下水，江西鄱乐煤田、丰城余干间煤田，广西稀有金属，钻探土地堂煤田，凤台磷矿、西湾煤田，打钻总进尺 4877m。

1949 年

共 9 队，江苏江宁、栖霞山、宁镇山脉，安徽当涂、大淮南、铜陵，山东招远、莱阳。完成鲁中南区域地质矿产图，大淮南盆地地质矿产，详测玲珑金矿、山东粉子山菱镁矿、莱阳石墨矿、铜官山铜矿，槽探栖霞山铅矿。

1950 年

共 12 队，东北鞍山、本溪、夹皮沟、老牛沟，淮南八公山、定远，鲁南新蒙、安庆以北、胶东东西、南京附近、钻探八公山煤田、定远理想煤田、金岭镇铁矿、铜官山铜矿、栖霞山铅矿。完成各区域路线地质图，矿区地形地质详图，共钻探 7900m。探明八公山新煤田储量可达10 亿 t，发现铁岭镇北金召铁金，栖霞山黄铁矿闪锌矿方铅矿，南京附近磷矿、沥青矿，杭州西湖磷矿。

4. 停顿时期 ( 1950 ～ 1952)

1950 年，矿产测勘处再改隶属中央财政经济委员会。1952 年 8 月成为地质部的南京办事处。由于机构的改制，这一段时间只有很少的区域地质调查。

三、矿产测勘处所取得的成果

在谢家荣处长的带领下，短短的 12 年的时间里，矿产测勘处取得了国内外学术界公认的重要的成果。

发现 1000 万 t 以上的黔滇一水型铝土矿，10 亿 t 的淮南八公山新煤田，260 万 t 的凤台磷矿，60 万 t 的漳浦三水型铝土矿，以及矿量当时还没有确定的栖霞山黄铁矿闪锌矿方铅矿，和安庆以北的许多铜矿，又发现了金岭镇北金召的铁矿。证明叶家集砂铁矿的来源是大别山脉中的含磁铁矿花岗岩。在滁县发现了寒武纪和奥陶纪化石。还有一些小发现，当涂大黄山的矾石矿、桂西的菱铁矿，南京附近的磷矿和沥青矿、山东南墅的蛭石矿，等等。共钻探 1. 2 万 m，是当时中国人在中国境内打钻所完成的最高纪录。

( 一) 矿产方面

1. 煤田 ( 云南昭通褐煤)

1941 年矿产测勘处迁到昭通后，颜祯调查煤田，同年还派顾功叙、张鸿吉、王子昌对其进行了电法勘探，这是经过以电阻系数法测探并以班加钻机钻探加以证实的。这些工作得出褐煤储量估计为 1 亿 t 左右。1943 年派马祖望、江镜涛负责对此褐煤进行两个月的钻探工作，获得总计 1. 4 亿 t 的褐煤储量。这是中国首次使用钻探设备勘探煤田并获得成功的历史记录。贵州水城、威宁的烟煤，当时经过几度详测，储量估计可达 2 亿 t。

1947 年 Junior Straitline 新钻机运到湘中煤田，在湘江公司的磨石塘及湖湘公司的史家坳附近同时开钻，1947 年底，磨石塘钻眼已深达 120m。曾经穿过好几层炭质页岩及砾岩三层，还有一层淡水石灰岩。

其中轰动中国地质界、矿冶界，最突出的为安徽淮南新煤田的发现。1946 年，抗战胜利，淮南煤田告急，亟待开辟新的煤田。1946 年 6 月淮南矿务局邀请谢家荣前往考察，从舜耕山及八公山的弧形构造以及八公山脚下有奥陶纪石灰岩的出露，谢家荣推想八公山附近的平原地带有赋存煤层的可能。以后又发现距离煤层更近的石炭、二叠纪灰岩隐约出露于平原之中。虽然为冲积层覆盖，并无露头。他认为除非有断层或褶皱等意外情况，煤层存在应该没有问题。1946 年 8 月初至 10 月底，地形勘测及地质调查，大致竣工。淮南新煤田可大规模开。不到 1 年的时间估计储量 4 亿 t。1950 年，在八公山打 500m 的深井 3 个，以供建设新井的准备，新煤田的储量达 10 亿 t 以上。新中国成立后，淮南煤田已成为中国重要的煤炭基地。淮南煤田是地质学理论和钻探而获得的最好的例子。

除淮南外，经过调查与钻探的尚有湖南中湘煤矿、南京附近煤矿、河南英豪煤田、湘赣铁路宜春一带的煤田、开滦煤矿区东南部及西北部国营矿区，安徽宣城、怀远、大通煤田，江苏镇江煤田及徐州贾汪煤田还有台湾新竹煤田。1950 年，在山东淄川煤田，为建设新井而打，共钻 200 余米，已经打到大煤层，完成任务。

2. 铜矿

铜矿 1944 年被发现在安徽省铜陵县，表面俱为铁矿，厚约 20cm，在铁矿下发现铜矿，厚 50cm，长约 100cm，宽 80cm，成囊袋状，矿石为黄铜矿，矿产概算约 200 万 t。1950 年 6 月起陆续派人前往该区调查钻探，除扩大了铅矿区范围外，还发现了铜的指示植物———海州香薷，即俗称所谓铜草。1952 年正式成立了 321 地质队。40 年来的勘探证明，铜陵是中国重要的铜的冶炼基地之一。

3. 磷矿 ( 安徽凤台磷矿的发现)

中国是农业国家，农业的增产和持续，大部分靠肥料，磷肥是基本而重要的肥料。1946 年，从苏北、皖北到江西中部，不断试验，除了在结晶片岩系及第三纪湖成层中发现若干含磷层外，1947 年 3 月赵家骧、燕树檀、李庆远在安徽凤台无意发现了磷矿，这是矿产测勘处的又一重要发现，这与云南昆阳磷矿同属一式而产于寒武系底部的水成磷矿层。详测的结果，证明它平均层厚1m，平均含五氧化二磷20% 的磷矿石共有259 万 t，露头明显，开容易，地处淮海之滨，运输尤为便利。虽然含磷成分在当时尚不能加以利用，可还有若干优点，如能用去氟法制炼磷肥，与东海的富矿相掺和，就可得到合格的和满意的料剂。同时指出了昆阳式磷矿可东延达数公里，并且是有远景地区。

江苏东海磷灰石矿山地质结构较为简单，全区是一个向西北倒转的背斜层，含矿层150m，测量的剖面 15 个，绘制了 1∶ 5000 地质地形图。

4. 铝矿

矿产测勘处应用系统的科学方法，发现了低矽高铝的富矿层，并经过各种分析方法确定了滇黔所产之富矿均属硬水铝石，有一部分为软水铝石，从而提供了冶炼的参考和研究途径。根据当时粗略估计，两省铝矿储量可达数亿吨。其中福建漳浦铝矿的新发现，最为突出。1945 年南延宗在云南中部发现了铝土矿，但未宣布地点，后来昆明炼铜厂炼铝，认为这种**多孔的矿是 Boehmite，与贵州是不同型，后发现了白色高级铝土矿，并证明**者系由白色矿风化而成。铝矿在中国当时一直是一个未能解决的问题，抗战以前山东博山的铝矿以及抗战期间滇黔两省的铝矿都一时难以应用最经济的拜尔法处理。福建漳浦铝矿，是福建省土壤地质调查所宋达泉、俞震豫于 1942 年调查闽南土壤时，首先发现，并经著文论述，但仅仅是红土中的几颗结核状的物质，并且成分优劣不等。1946 年 9 月，殷维翰、沙光文赴闽南漳浦一带，进行初步测勘，他们集了大量样品，含二氧化硅仅7% ，氧化铝则高达 59% 。经研究以后，果然证实的确是三水铝石，这是在中国第一次发现用拜尔法处理的铝矿，当时随即开 200t 矿石运交铝业公司。漳浦铝矿的发现，不仅可以解决铝的需要，节省外汇的消耗，而且在以后认识华南铝土矿的产状，指出探测铝矿的方针等方面都有非常重大的意义。

5. 地下水

1948 年秋，调查地下水。郭文魁、刘汉及钻探顾问戴维斯前往钻研地下水地质及协助钻探水井，在两个月的时间共调查了台南台中及屏东一带。西部沿海一带冲积层和台地砾石层分布很广，其中蓄水很多，普通浅井数十尺就可得水，100 ～ 200m 以下常为喷水井。台南高雄区是沿海平原，为喷水泉。

6. 铅锌矿

南京栖霞山铅锌矿发现于 1948 年，谢家荣在锰矿废石堆里发现黄绿色六方柱状的晶体，为含铅的矿物，确定为磷氯铅矿，打了 4877m 钻眼，发现栖霞山铅矿、下蜀的钼和桂西的菱铁矿。钻井尺度 1800m。1950 年 8 月 9 日打到铅矿，证明为铅锌矿。大约有4000 余吨的可以炼的氧化铅矿，栖霞山铅锌矿床的发现看来并不轻松，经历了三四年的探索和研究，这是一个以谢家荣为代表的多人智慧而发现一个矿床的最好例子。

7. 石油

石油为国防重要，矿产测勘处在抗战刚刚胜利的时候去勘察过一次油矿外，还在四川重庆沙坪坝一带测绘 1∶ 5000 地质图，派了 3 个调查队去遂宁、绵阳一带详测地质构造图并拟定各处的钻眼位置。1948 年在遂宁缓背斜下钻，一台钻机，在白垩系红层中见到少量轻油，以气为主。此区的钻探工作后来转移。1948 年在简阳龙泉驿背斜下钻，见气，此区工作一直持续到新中国成立以后。同年在绵阳江油构造区测图，下钻较晚。

1945 年谢家荣调查了一些含油地区，并编写出版了 《四川赤盆地及其中所含之油、气、卤、盐矿床》和 《再论四川赤盆地中之油气矿床》两篇文章。他提出高背斜与低背斜及行列背斜理论，认为两大背斜所夹持的大向斜中又有低小背斜隆起，此低背斜轴部所在，常为白垩系、侏罗系岩层发育之地区，是含油最有希望的地区。

1945 年 12 月，对的石油和天然气进行了调查。认为虽有适合于积聚油气的构造约 35 个之多，但历来产油气数量很少，原因是第三纪 ( 古、新近纪) 时，造山运动过于剧烈，地层倾角陡峻，褶皱断裂强烈，油气多已散失。

1947 年 9 月在委员会急需石油的情况下，谢家荣要求矿产测勘处在找油查气方面多投入力量。当时根据已知油气显示区，在四川石油局和地质调查所已经开展和调查的矿区与远景区之外，初步拟定了两个踏勘区与 3 个普查勘探区。调查了四川华蓥山，江津石油沟、隆昌圣灯山、自贡盐井、峨眉山、遂宁、简阳龙泉驿、绵阳江油、灌县、汶川、茂县等地区的地层与结构。此项工作于 1947 年结束。1948 年 12 月 27 日，召开四川石油地质座谈会，约请中外地质学家勘测，复聘英国 M. W. Strong 入川调查，其结果认为四川有油，值得继续钻探，并指出钻探四川石油必须详细研究红色地层。四川虽未见大量石油，但可继续开展调查工作，四川原油层似有多层，有奥陶纪、泥盆纪、二叠纪、三叠纪的海相沉积，有很好的储油层，决定详细测量，定出钻井位置，调查三叠纪背斜层。右江生油层之踏勘，在广西右江田阳发现油苗，提出第三系 ( 古、新近系) 为可生油层，1948 年结束。

8. 钨锑锡

湖南新化锡矿山锑矿是抗战胜利后矿产测勘处调查的重点之一，虽然之前，已开10 年，但它的结构，依然不清楚。1947 年先后有两队人员考察，又运去两架新式钻机，第一钻眼在欧家冲东的坝塘山，1947 年 12 月 17 日开工; 第二眼在陶塘于 12 月 28 日开钻，进行顺利。关于该处地质调查钻探，矿产测勘处主要地质工程人员论证颇多。

9. 铀矿

铀矿是发展原子能的基本原料，对于国防及将来的经济建设，关系非常重大，所以全世界的地质工作者几乎都在注意这种稀有矿床。矿产测勘处调查了广西钟山黄羌坪和辽宁海城的铀矿。

10. 铁矿

山东金岭镇铁矿 1950 年 5 月钻探队用美国先锋式 200m 的汽油机一架试探，杨庆如、韩金桂、王达舜负责，前中央地质调查所的秦馨菱协助，在 180m 处发现磁铁矿体。186m未见底，金岭铁矿区没有地面矿块的干扰，地形平坦，磁性异常，特别强大，为理想的磁测区。这次勘探为自从中国施行物理探矿以来最重大、最实际的收获。这是磁测与钻探同时进行，也是理论与实际相结合的成果。

11. 磁铁矿和萤石

1948 年调查了浙江绍兴的磁铁矿和江山萤石，赵家骧、马子骥、王宗彝负责，矿体分布于东西两区，矿质纯粹，含铁率为 60% ，西区成脉状，南自李家湾，北达双峰尖仙人洞。全长 1000m，厚 3m，可达五六百万吨。交通方便，矿质极佳，且含萤石，易冶炼。江山南边相距 20km 的上台镇附近，有两条萤石矿脉。全长 1000m，厚半米到两三米不等，脉中除萤石外，可见石英，占 10% ，萤石以白色为主，一部分呈浅紫色和绿色。精确测量，共得确实矿量 843688t，可能矿量 170 万 t。

12. 海南岛的矿产

海南岛之矿产，国人前往调查者很少，近期马祖望、谢庆辉参考日本人调查报告，编写了海南岛矿产调查报告，主要矿产如下。

( 1) 铁矿

铁矿为海南主要，产地分布甚广，位于昌江县、保亭县、乐东县、文昌县、乐会县、理善港附近。石碌铁矿: 石碌山位于海南之西岸。田独铁矿: 位于崖县白石岭西端及黄泥岭之北，西距榆林港约 12km 成白色乃至淡**砂质粘土。其他铁矿: 大岭铁矿在崖县之西北。雁岭铁矿: 崖县东北 50km。南丁岭铁矿: 田独铁矿西北 5km。玉山附近矿:位于崖县干家东村之北。河头仔坑尾村: 文昌县城之北。迈豆岭: 文昌县之南。西岸岭:烟塘市西北。嘉积市: 海南岛东湖尾村。南牛岭: 嘉积市东 8km。岭上圆: 龙滚市西南1km。万宁童滚间: 万宁童滚间公路。理善港附近: 临东市之东。

( 2) 锰矿

东石碌锰矿: 位于石碌铁山之东，总长度 400m，产量为 82 万 t，铁锰成分不足，硅酸成分过剩。水头圆锰矿: 榆林东北 13km，约有储量 21000t。加茂川锰矿: 加茂川下之南 5. 5km，无大价值。

( 3) 钨矿

南朋岛及舍市两处，位于广东阳江县之东南，宽 15 ～20m，含矿 0. 5% ，被日本人集尽。

( 4) 锡矿

位于翔岭、西田及军屯等几处，可面积 4013000m2，含锡石量 986280t。

( 5) 铜矿

不多，位于石碌山之西部。

( 6) 铅银矿

位于九所之东北，相距 10 ～12km。

( 7) 金矿

以砂金为主，分布于各河溪上游，有乐安、石岗栈、新宁坡、纱帽岭及海军市五处。乐安之北，昌化大江沿岸一带，厚 1m，乐安附近砂金，分布区域广，故颇有试探之价值。石岗栈位于陵水上游，无价值。

新宁坡二甲村间砂金，位于北黎东约 25km，品质不佳，纱帽岭附近砂金位于那大市南 19km，品质尚可。澄迈县加乐脉金矿位于牛肠岭西北一带，厚 1 ～2m，好劣不均。昌江大岭脉金矿，延长有 500m，宽 2m。

( 二) 设备方面

矿产测勘处对物理探测工作十分重视，完成电探工作多种，配合全国大规模矿产测勘，1946 年 4 月起，增加人员 6 ～7 人，并拨款千余万元，向美订购设备，并做了设备到达前的准备。

1) 充实设备;

2) 配置电波法探测仪器，正积极进行;

3) 配置磁性探测的校核设备;

4) 地面电探及油井电测设备;

5) 放射性矿物的检测及野外探勘仪器，并试配放射性测井仪;

6) 协助石油探测工作，配置必要的仪器如岩心定向仪;

7) 试配地化法直接探油仪器;

8) 试配自动连续不用电缆的油井电测。

四、结束语

矿产测勘处在成立的短短 12 年里，经历了战乱、经费紧张、交通不便等各种难以想象的困难，但在谢家荣处长的带领下，取得一系列丰硕的成果，同时为新中国的区调工作奠定了基础，这是中国地质学重要的一部分，这些是非常难得、值得敬佩的。

参 考 文 献

［1］ 四川盆地及其所含之油气卤盐矿床 . 地质论评，1945

［2］ 淮南新煤田及大淮南盆地地质矿产 . 地质论评，1947

［3］ 王育麟，石宝珩 . 谢家荣教授对中国石油事业的贡献 . 中国地质事业早期史 ( 王鸿祯主编) . 北京: 北京大学出版社，1990

［4］ 郭文魁，殷维翰，谢学锦 . 谢家荣与矿产测勘处———纪念谢家荣教授诞辰 100 周年 . 北京: 石油工业出版社，2004. 9

泥页岩气开发前景分析

境内最高点海拔为1679.3米,最低点海拔为760米,平均海拔1250米。具有低纬度、高海拔的地理位置特点。黔西县的地势西北高，东南低。东北、西北、西南及南部山峦绵延。

东南西三面呈河谷深切，中部为浅洼地、缓丘坡地和丘峰洼地，地势比较平坦开阔。县城属丘陵地形，在群山环抱之中，九座狮山分布在城内外，城池如含莲花，故有“九狮闹莲”之称。

黔西县位于贵州中部偏西北、乌江中游鸭池河北岸。东经105°47′～106°26′、北纬26°45′～27°21′间，县域面积2389.5平方公里。东邻修文县，以六广河为界；南邻清镇市和织金县，以鸭池河为界；西邻大方县。

扩展资料：

黔西县的气候属亚热带温暖湿润气候，类型多样，四季分明，水热同季，雨量较为充沛。多年平均气温14.2摄氏度；

最低月平均气温3.3℃（1月），最高月平均气温23℃（7月），极端最高气温35.4℃，降雨量1087.5毫米、日照时长1066.9小时、无霜期271天，三伏无酷暑、三九不严寒。冬无严寒，夏无酷暑。

黔西县的矿产主要有煤、高岭土、大理石、重晶石、水泥石灰岩、软质黏土、土陶原料黏土、黄铁矿、赤铁矿、钴锰矿。黔西是西部大开发西电东送工程拉开序幕的地方，能源优势明显。

参考资料：

4.3.3.1 优势层系分析

对于优势层系的论证，我们综合取了厚度、埋深、地球化学、储层、含气量、量等因素进行对析确定。

(1)地球化学对比

各层位有机碳含量对比发现，同一组泥页岩样品由于样地点及岩性差异，其有机碳含量变化较大。牛蹄塘组有机碳含量分布区间居中，平均值 5.2%；火烘组虽然有少量样品有机碳含量高达4.24%，但其平均值仅0.96%；梁山组有机碳含量最高达到17.6%，平均值仅1.74%。通过有机碳含量平均值对比可见，龙潭组有机碳含量最高、牛蹄塘组其次，龙马溪组平均有机碳含量也达到1.98%。

有机质成熟度反映了生烃阶段及主要产物，通过不同层系的有机质成熟度最大值、最小值及平均值可见，虽然各层系都有个别样品的镜质体反射率值较低，但总体上各层位有机质成熟度均达到生气水平。

通过对美国产气泥页岩相关文献的调研，根据收集到的参数资料与贵州省此次泥页岩气调查评价参数做一对比(表4.31)，可以看出，贵州省发育的多套含气泥页岩层系其地化条件与北美具有一定的相似性，有机碳含量均较高；但有机质多具有高成熟的特点，除个别层系(牛蹄塘组、火烘组)的成熟度相对较高，个别地方超过3.5%外，其余各层系均具有适当的演化程度，非常有利于页岩生烃产气。

表4.31 中国美国地球化学参数对比

(2)储层分析

对贵州省不同层系泥页岩储层岩矿组成综合分析，对比美国各大产气泥页岩层系的矿物组成(表4.32)，整体来看，贵州省各含气泥页岩层系脆性矿物含量较高，具有较好的破裂潜力，适于后期压裂。但个别层系，诸如龙潭组和打屋坝组的黏土含量相对较高，且岩性上多为砂泥互层，破裂潜力一般。

表4.32 贵州省各含气泥页岩层系矿物组成对比一览表

1)孔渗特征。综合以上对贵州省不同层系泥页岩储层物性的分析，得出以下主要结论(表4.33)，龙马溪组和龙潭组孔渗性相对较好，而牛蹄塘和打屋坝组在孔渗方面表现较差。

表4.33 贵州省各目的层系孔渗对比一览表

2)孔隙类型。目前的研究结果表明，泥页岩储层孔隙结构复杂，孔径分布较广，但以大中孔较为集中。泥页岩微观孔隙类型多样，针对贵州省7套含气泥页岩层系，我们对泥页岩孔隙类型进行了分类探讨。页岩孔隙主要受沉积环境、有机地球化学、矿物组成的影响。海相龙马溪组泥页岩储层微观孔隙较为发育，且以大中孔居多，且有机孔隙占据较大比例。对于海陆过渡相龙潭组、梁山组泥页岩来说，其孔隙类型以矿物粒间孔和溶蚀孔为主，黏土矿物层间孔次之，而有机孔则相对不发育(表4.34)。

表4.34 贵州省各目的层系孔隙类型特征对比一览表

3)孔隙结构。从孔隙结构上来看(表4.35)，贵州省各含气泥页岩层系的孔隙结构具有很强的相似性。其中，黏土矿物含量高的龙潭组、打屋坝组和火烘组表现出以平行板状、尖劈孔为主，而脆性矿物含量较高的牛蹄塘组、梁山组表现出两端开放的管状孔、平行壁的狭缝状孔及四面开放的尖劈形孔等开放型孔隙结构，而黏土含量处于中间值的龙马溪组则兼具以上孔隙结构。从比表面积和孔隙体积来看，龙潭组、打屋坝组、龙马溪组一般为高值，牛蹄塘、旧司组则一般为低值。所有层系的样品均表明，孔隙中中孔占绝对比例，一般都在60%以上。

(3)含气性

表4.35 贵州省各目的层系孔隙结构参数对比

1)等温吸附。根据贵州省7套含气泥页岩层系的等温吸附实验对比作图分析(图4.26)，龙潭组具有最高的等温吸附气量，这与其高的有机碳含量和较高含量的微孔有很大关系；次高为梁山组，梁山组也为煤系地层，孔隙结构上类似龙潭组，这也不难解释其等温吸附气量较高；值得指出的是牛蹄塘组其等温吸附气量也相对较高，可达 3～4m3/t，但其解吸气量却较低，总的来看，虽然现阶段浅井的解吸气量不是很高，但高的等温吸附气量也表明其具有更高含气量的潜力；火烘组、打屋坝组以及旧司组，等温吸附气量相对最低，这表明其在孔隙结构上具有很大程度的相似性，各类实验数据也表明，旧司组和打屋坝组在孔隙结构方面的相似性。

图4.26 贵州省各含气泥页岩层系典型样品等温吸附气量对比

泥页岩的厚度和埋深也是控制泥页岩气成藏的关键因素。要形成工业性的泥页岩气藏，泥页岩必须达到一定的厚度，才能成为有效的烃源岩层和储集层。泥页岩厚度和分布面积是保证泥页岩气藏有足够的有机质及充足的储集空间的重要条件(秦建中，2005)。页岩厚度同时控制着泥页岩气藏的经济效益，根据页岩厚度及展布范围可以判断泥页岩气藏的边界(聂海宽等，2009)。在页岩气藏形成基本条件限定下，泥页岩厚度越大，所含有机质就越多，天然气生成量与滞留量也就越大，页岩气藏的含气丰度越高，保存条件越好。

2)现场解吸。我们对贵州省26口调查井进行了现场解吸含气量的统计分析统计表明，各组数据均呈现出随着深度增加，解吸气量呈现增加的趋势，这一结果对现阶段牛蹄塘组浅井解吸气量少有了更好的解释。对于牛蹄塘组，要想得到较高的含气量，要提高钻井深度，以现阶段的经验和数据表明，要在1500m以深才有可能在牛蹄塘组得到较高的解吸气量。另外，各泥页岩层系现场解吸气量结果对析也表明，龙潭组具有最好的含气效果，龙马溪组其次，打屋坝组和旧司组现场解吸气量存在较大的不确定性，但总体来看，还是具有较好的含气效果和泥页岩气潜力，可以作为后续开发潜力层系。

最后，通过对贵州省各含气泥页岩层系的各项指标做了一蛛网图，从而从宏观上提高了对贵州省各含气泥页岩层系的认识和把握(图4.27)，有利于后续工作的开展和实践。

(4)量

图4.27 贵州省各含气泥页岩层系地质参数对比

本次综合研究认为，贵州省泥页岩气主要分布在下寒武统牛蹄塘组、下寒武统変马冲组、下志留统龙马溪组、下石炭统打屋坝组、下二叠统梁山组和上二叠统龙潭组，其中，下寒武统变马冲组1513.76×108m3，占贵州省总量的2%；下寒武统牛蹄塘组35493.22×108m3，占贵州省总量的39%，可量6388.78×108m3；下志留统龙马溪组14763.74×108m3，占贵州省总量的16%，可量2657.47×108m3；下石炭统打屋坝组14429.7×108m3，占贵州省总量的16%，可量25.35×108m3；下二叠统梁山组8689.86×108m3，占贵州省总量的9%，可量1.60×108m3；上二叠统龙潭组17265.16×108m3，占贵州省总量的19%；可量3107.73×108m3(表4.36)。

表4.36 贵州省泥页岩气量层系分布表　单位：108m3

综合分析认为，龙马溪组和龙潭组是贵州省目前最具开发潜力的优质层系，其丰度也最高。贵州省临近的重庆已有多口泥页岩气井在龙马溪组产气，因此就目前阶段的勘探实践来看，目前最能快速实现页岩气开发并且开发风险最小的是龙马溪组。龙潭组虽然现场解吸气量较高，甚至最大达到19m3/t，但是鉴于其岩性的复杂性以及开发井效果的空白性，虽然开发有很大希望但存在一定风险，可作为第二优势层系；虽然牛蹄塘组泥页岩层系量最大，但是鉴于目前其含气性的不确定性，开发风险较大，需要进一步加强研究，且根据现阶段钻井经验，牛蹄塘组开发井要在1500m以深含气性才有可能较大的提升，因此虽然现阶段不宜大规模开发牛蹄塘组页岩气，但是一旦深层泥页岩气获得突破，其巨大的潜力将会是首选考虑开发的层系；梁山组和打屋坝组/旧司组含气性较好，且各项地质指标均符合开发条件，但是鉴于其分布范围的局限性，可作为第三位优势开发的层系。

4.3.3.2 有利区开发前景

本次研究认为，贵州省现阶段适宜优先开发的有利区块为龙马溪组的道真有利区以及习水有利区，其丰度高，较高的含气量有证可据，勘探开发风险较低；另外适宜优先开发的是龙潭组的黔西有利区，其不仅含气页岩面积大，而且含气量高，最高可达19m3/t；值得一提的是晴隆有利区是三个泥页岩层系(梁山组、旧司组、龙潭组)有利区重叠的地区，具有较高的开价值，可作为优先发展的有利区；牛体塘组虽然面积较大，但是鉴于目前的勘探阶段下其含气量较低，在其含气性未有实质性提高的时候，可适当放缓对其的直接实践开发。

优选出的泥页岩气富集有利区中，经过综合分析认为，道真、黔西、习水、关岭岗乌—晴隆光照、桐梓、晴隆、代化有利区为近期可优先勘探开发的泥页岩气有利区。