摘要
本文依托宁夏六盘山北段 1∶5万彭堡等 4幅区域地质调查项目，采用地质剖面测量和地球化学采样测试的方法，对六盘山北段泥页岩的地球化学和分布特征进行了研究。研究表明，六盘山北段地区泥页岩主要赋存于六盘山群马东山组一段下部层位，泥页岩厚度为 30～100 cm，岩性为深灰色、灰黑色泥页岩，整体出露稳定，含大量动植物化石碎片和鱼化石。岩石矿物组分以自生矿物方解石、白云石和碎屑矿物石英长石类富集为特征。泥页岩总有机碳含量为 0.55%～8.95%，生烃潜量（S1+S2 ）为 0.45～16.12，平均 6.34。干酪根类型指数为-33～81.5，平均 28，类型主要为Ⅱ—Ⅲ型。具有富氢贫氧的特征。热解峰温为 426～473 ℃，热演化程度处于低成熟阶段，以生油为主。含油率为0.2%～4.5%。泥页岩仅在彭堡幅和红庄幅内有出露，在固原市幅和古城幅内未见出露。在彭堡幅内环马东山背斜呈北北东向条带状分布于臭水沟—上套子沟—大穴脑—庙沟—驮粮沟—死人沟—铁水泉—甜水沟，走向呈北北东向，倾角36°～47°。在红庄幅内沿南北向呈条带状分布于水沟—水沟坪—海家庄—建河子—开城沟一带，岩层倾角 22°～ 50°。研究可为宁夏未开非常规油气勘查开发提供详实的科学数据及远景区2处。
Abstract
This study is based on four 1∶50000 regional geological survey (including Pengpu) in the northern segment of the Liupanshan, Ningxia. Through geological profile measurements and geochemical sampling and analysis, the geochemical characteristics and spatial distribution of mudstone and shale in the northern Liupanshan are systematically investigated. The results indicate that the mudstone and shale in the northern segment of the Liupan-shan are mainly hosted in the lower part of the first member of the Madongshan Formation of the Liupanshan Group. The mudstone-shale units are 30-100 cm thick, consisting predominantly of dark gray to grayish-black lithologies. They exhibit good lateral continuity in outcrop and contain abundant plant and animal fossil debris, including fish remains. The mineral assemblage is characterized by enrichment in authigenic minerals (calcite and dolomite) and detrital quartz-feldspar components. The total organic carbon content of the mudstone and shale ranges from 0.55% to 8.95%. The hydrocarbon generation potential (S1+S2) varies from 0.45 to 16.12 mg/g, with an average of 6.34 mg/g. The kerogen type index ranges from −33 to 81.5, with an average of 28, indicating predominantly Type II-III kerogen. The organic matter is enriched in hydrogen and depleted in oxygen. The pyrolysis peak temperature varies from 426 to 473 ℃ , indicating a low level of thermal maturity and a predominance of oil generation. The oil content ranges from 0.2% to 4.5%. Mudstone and shale are exposed only within the Pengpu and Hongzhuang map sheets, and are absent in the Guyuan and Gucheng map sheets. Within the Pengpu map sheet, the strata occur in an NNEtrending, belt-like distribution around the Madongshan anticline, extending from Choushuigou through Shangtaozi-gou, Daxuenao, Miaogou, Tuolianggou, Sireangou, Tieshuiquan to Tianshuigou. The strike is NNE, with dip angles ranging from 36° to 47°. Within the Hongzhuang map sheet, the strata occur in a N-S-trending, belt-like distribution along the Shuigou-Shuigouping-Haijiazhuang-Jianhezi-Kaichenggou area, with dip angles of approximately 22° to 50°. The implementation and results of this project provide robust scientific data for the exploration and development of unconventional oil and gas resources in Ningxia, and identify two prospective target areas.
0 引言
烃源岩作为一种非常规油气资源，由于其资源量大、相对容易开采、用途广泛等特点，越来越受到人们的重视，成为非常规能源领域研究的热点（熊永强等，2004）。中国油页岩主要以陆相淡水和半咸水湖为主，其形成时代以中、新生代为主，油页岩富集的有利条件是高湖泊生产力、微生物繁盛和藻类勃发及稳定的水体分层、缺氧的还原环境、较高的古盐度（母彩霞等，2026）。碎屑湖泊相具有油气生成与储集的良好条件，就生油条件而论，深湖、半深湖亚相水体深，地处还原或弱还原环境，适于有机质的保存和向烃类转化，为良好的生油环境，而湖泊相中发育的各类砂体也是油气的良好储集体 （陈哲等，2019；海连富等，2020）。宁夏地处西部矿产资源经济区（一级）之陕甘宁青二级矿产资源经济区，石油、天然气、煤、铅锌、镍、钨、锑、金、锂、钾盐、芒硝、石膏、水泥灰岩大理岩等矿产资源非常丰富（梅燕雄等，2024）。六盘山盆地符合以上类型，该盆地是在元古宙结晶基底和加里东褶皱基底之上发育起来的以白垩纪地层为沉积主体的中新生代湖盆（魏仙样等，2011），具有深湖、半深湖亚相水体特征。沉积物主要为碎屑岩为主的砂岩及粉砂岩、泥岩。自下而上发育三桥组（K1s）、和尚铺组 （K1h）、李洼峡组（K1l）、马东山组（K1m）及乃家河组 （K1n）（宁夏回族自治区地质矿产局，1996；宁夏回族自治区地质调查院，2017），其中下白垩统马东山组沉积了较厚的、有机碳含量中等—较高的湖相暗色泥页岩，泥页岩中有良好的烃源岩，且分布广泛、地球化学指标良好，是油气远景调查的有利目标层。
本文基于“宁夏六盘山北段 1∶5 万彭堡等 4 幅区域地质调查”项目，通过地球化学数据分析及地质剖面测量和地质路线填图，对六盘山盆地北段地区下白垩统马东山组一段泥页岩进行了研究，对其有机质丰度、类型、成熟度地球化学特征进行了分析研究，对泥页岩的分布区域、范围、出露的规模等特征进行了圈定和总结，评价了其生油潜力和热演化成熟度，以期为六盘山地区油气资源的进一步勘探工作提供科学依据。
1 地质概况
研究区位于宁夏固原市六盘山盆地北段（图1），该盆地是燕山运动形成的一个内陆单型沉积湖盆，具有中元古界结晶基底和下古生界褶皱基底双重沉积基底特征（李渭等，2020）。从中生代开始盆地进入伸展断陷盆地发育期，白垩纪伸展应力进一步增强，盆地整体断陷沉降接受更大范围沉积，形成了盆地最厚的一套沉积建造。下白垩统沉积时水体一般较深，以还原环境为主（王军等，2014）。大地构造位置总体上处于祁连造山带、鄂尔多斯西缘和阿拉善微陆块三大构造体系结合地带的青藏高原东北缘。研究区内发育的活动断裂带由东向西包括牛首山—罗山断裂带、烟筒山活动断裂带、香山—天景山活动断裂带、六盘山东麓断裂和海原断裂带。这些断裂带呈向东凸出的弧形，南端逐渐收敛，又称为宁南弧形构造带，在研究区内表现为发育一系列北西—南东向断层及褶皱构造（图2）。
图1研究区大地构造位置图
Ⅲ—柴达木—华北板块；Ⅲ2—祁连早古生代造山带；Ⅲ2 1 —北祁连中元古代—早古生代海沟系；Ⅲ2 1-1 —景泰—海原弧后盆地； Ⅲ2 1-1-2 —西华山—六盘山冲断带；Ⅲ2 1-2 —白银—西吉岛弧； Ⅲ2 1-2-1 —西吉坳陷盆地；Ⅲ4—阿拉善微陆块；Ⅲ4 1 —腾格里早古生代增生楔；Ⅲ4 1-1 —卫宁北山—香山晚古生代前陆盆地；Ⅲ4 1-1-4 —烟筒山—窑山冲断带；Ⅲ5—华北陆块；Ⅲ5 1 —鄂尔多斯地块；Ⅲ5 1-1 —鄂尔多斯西缘中元古代—早古生代裂陷带；Ⅲ5 1-1-3 —陶乐—彭阳冲断带；Ⅲ5 1-2 —鄂尔多斯中生带坳陷；Ⅲ5 1-2-1 —天环向斜
宁南弧形构造带是青藏高原北东向扩展的最前锋部位（宁夏回族自治区地质调查院，2012①），是祁连成矿带的重要组成部分，中生代以来的地质作用造就了研究区内比较发育的油气、岩盐及石膏等矿产。
盆地内出露地层主要有前白垩系、白垩系、古近系、新近系以及第四系。其中白垩系在研究区内出露面积较大，发育下白垩统，即六盘山群（K1L），构成了研究区主体地层格架。自下而上发育三桥组 （K1s）、和尚铺组（K1h）、李洼峡组（K1l）、马东山组 （K1m）及乃家河组（K1n），各组之间连续沉积，无沉积间断（宁夏回族自治区地质矿产局，1996；宁夏回族自治区地质调查院，2004②；甘肃省地质调查院， 2004③）。其中有油气显示的层位为马东山组一段 （K1m1）的含有机质暗色泥页岩。
2 地质特征
马东山组与下伏李洼峡组（K1l）及上覆乃家河组（K1n）均为整合接触。以具有蓝灰—黄绿色宏观色调并夹有大量碳酸盐岩为特征与下伏李洼峡组和上覆乃家河组相区别。岩性主要为蓝灰、灰绿色泥岩、页岩、粉砂岩夹泥灰岩、鲕粒灰岩。
下白垩统马东山组一段：主要分布于研究区内马东山地区的臭水沟、铁水泉沟、庙沟、吴家庄等地以及大关山地区的海子峡、水沟、海家庄、杨家庄、北家山及开城沟等地，以蓝灰、灰绿、灰白、土黄色调为主，岩性为砾屑灰岩、砂屑灰岩、白云质灰岩、藻纹层灰岩、鲕粒灰岩、泥灰岩、粉砂岩、泥岩等（图3a），烃源岩即发育于此段。
下白垩统马东山组二段：与一段分布相同，广泛出露于研究区西部马东山地区的臭水沟、铁水泉沟、庙沟等地，及大关山地区的海子峡、北家山、开城沟等地，岩性以蓝灰色灰岩、泥灰岩、泥岩为主夹紫红色粉砂岩，以发育紫红色粉砂岩与一段区分 （图3c、d）。
下白垩统马东山组三段：主要分布于研究区西部马东山地区铁水泉沟、庙沟、开城沟、红沟等地，以蓝灰、灰绿、灰白、土黄色色调为主，岩性为灰岩、白云质灰岩、泥灰岩、粉砂岩、泥岩、藻纹层灰岩、鲕粒灰岩等（图3b），相对于一段色调明显变暗、变黄，晶洞发育，抗风化能力增强，泥灰岩可见“球形”风化，有动植物化石。
本文分别于研究区的红庄幅内“水沟”与“水沟坪”两处进行了地质剖面测量（泥页岩剖面 PM013、 PM016），根据野外剖面认识，马东山组泥页岩主要赋存于马东山组一段（K1m1）下部层位。PM013测得泥页岩共 7 层，泥页岩厚度变化在 30～100 cm； PM016 共测得泥页岩 8 层，泥页岩厚度变化在 30～60 cm（图4、图5）。岩性主要为富有机质泥页岩，整体较破碎，风化面颜色为浅蓝色、蓝灰色、灰色和黑色等，新鲜面均为深灰色、灰黑色，新鲜断口有较浓油味，马东山臭水沟臭水河附近地表见臭泉，并发出浓烈刺鼻的硫化氢味。由于泥页岩能干性较弱，岩层发生强烈揉皱，层内变形严重，但整体出露稳定且连续。含大量动植物化石及碎片和鱼化石、风干沥青，鱼化石保存较完整，骨骼发生碳化，纹路清晰可见（图6）。
图2研究区地质简图
图3马东山组岩性特征
a—马东山组一段宏观特征；b—马东山组三段宏观特征；c、d—马东山组二段宏观特征
3 岩石矿物学组分特征
马东山组泥页岩层段岩性以钙质泥岩、暗色页岩及少量泥质粉砂岩组合为特征，其岩石矿物组成为自生矿物方解石、白云石和碎屑矿物石英长石类，这两类矿物组分含量均值分别达 38.2% 和 39.8%，黏土矿物含量均值为17.2%。马东山组泥页岩全岩矿物组成以碳酸盐岩类为主，方解石+白云石含量为 3%～68%，均值达 38.2%；长石类次之，钾长石+斜长石含量为 11%～44%，均值 24.4%；石英含量再次之，含量为 7%～48%，均值 17.2%；黏土矿物含量最少，均值为 13.2%；另含少量黄铁矿、硬石膏、菱铁矿及方沸石，四者含量为 0～27%，均值为 8%（宁夏回族自治区地质调查院，2012①）。
4 泥页岩地球化学特征
本研究共采集六盘山北段臭水沟、海子峡、水沟、水沟坪、海子沟林场等 11 处下白垩统马东山组一段泥页岩样品共计30件，分别进行了干酪根显微组分、有机元素、有机碳、岩石热解、含油率、干酪根 δ13CPDB等项目的测试分析，其中含油率测试由陕西煤田地质化验测试有限公司完成，其余项目由长江大学地球化学实验室完成。
4.1 有机质丰度
有机质丰度是评价泥页岩生烃潜力和规模的重要指标。通常采用总有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）、生烃潜量（S1+S2）等指标来评价。
图4固原市海家庄水沟坪泥页岩实测剖面柱状图
图5固原市海家庄水沟泥页岩实测剖面柱状图
（1）总有机碳含量（TOC/%）
有机碳含量是泥页岩有机质丰度评价的重要指标，也是影响页岩气富集的一个根本性因素，不但决定页岩气的生成量，而且影响页岩气的赋存和富集，进而影响页岩气的资源丰度。泥页岩中有机质气体具有重要的吸附作用，大量的气体就是以吸附形式存在于干酪根表面，因此有机碳含量（TOC） 越高，其生气量和吸附量越高。
图6马东山组一段泥页岩及化石特征
a、c—鱼化石特征（固原市水沟）；b—烃源层面强烈揉皱现象（固原市海家庄）；d—泥页岩极薄层页理（固原市水沟坪）；e、f—植物化石； g—气泡泉（固原市臭水沟）
研究区内马东山组主要为暗色湖相泥页岩（包括泥页岩类），其泥岩有机质类型多为腐殖型，因此以湖相暗色泥岩总有机碳评价标准评价泥页岩级别（表1）。
表1湖相暗色泥岩总有机碳评价标准
样品测试结果显示，马东山组泥页岩总有机碳含量分布范围为 0.55%～8.95%（表2），平均为 5.08%，总有机碳含量>1.0% 的样品占总分析样品 96%，其有机质较高。氯仿沥青“A”含量平均值为 0.0889%（尹娟和郭建军，2013），说明其生气量和吸附量较高，评价结果为很好。
表2研究区泥页岩总有机碳测试结果统计
（2）生烃潜量（S1+S2）
目前，岩石热解分析能定量评价泥页岩的生烃潜量。通常，生烃潜量（S1+S2）大于 10.0为很好烃源岩；5.0～10.0 为好烃源岩；2.0～5.0 为中等烃源岩； 0.5～2.0为差烃源岩；小于0.5为非烃源岩。
本文对所采集样品进行了岩石热解生烃潜量分析，结果显示各类烃源岩都存在，生烃潜量（S1+S2）最大值为 16.12，最小值为 0.45，平均值为 6.34（＞5.0） （表3），是好烃源岩，因此，从生烃潜量来看，研究区内下白垩统马东山组泥页岩的有机质丰度比较理想。
4.2 有机质类型
有机质类型是评价烃源岩生烃能力的重要指标之一，不同有机质类型，其生油气潜力和产烃类型都有一定差异。本研究利用多种参数分别分析研究区内地表露头样品的有机质类型，然后综合多参数结果，确定研究区内泥页岩有机质类型。
（1）干酪根有机显微组分组成
基于干酪根各显微组分对油气贡献的不同，通过测定的各显微组分的相对百分含量可以计算干酪根类型指数（TI），进而划分干酪根类型。一般认为，TI≥80时为 I型腐泥型生油母质干酪根；40≤TI＜ 80 时为 II1 型腐殖腐泥型生油气母质干酪根；0≤TI ＜40时为II2型腐泥腐殖型生油气母质干酪根；TI＜ 0时为III型腐殖型生气母质干酪根（黄薇等，2019）。研究区内马东山组干酪根有机显微组分以腐泥组和惰质组为主，镜质组次之，壳质组最少。结果显示，露头样品腐泥组均值含量为 58%，惰质组含量为 28%，镜质组为 9%，壳质组为 5%（表4）。对比 “固页1井”钻孔样品分析，惰质组、镜质组与壳质组含量较露头样品均有所降低，反映了地表风、氧化作用对干酪根有机显微组分不同成分相对含量的影响。
表3研究区泥页岩生烃潜量测试结果统计
表4六盘山北段马东山组一段泥页岩干酪根显微组分及类型统计
注：钻孔样品数据据宁夏回族自治区地质调查院，2014④；58（25），其中58表示平均含量百分数，（25）表示采集测试样品数量。
干酪根类型指数为-33～81.5，均值28。类型以 Ⅱ1型（52%）和Ⅲ型（36%）为主，Ⅱ2型（8%）次之，Ⅰ 型（4%）最少。
（2）干酪根有机元素组成
样品测试结果显示，马东山组泥页岩氢指数平均值为 122.25 mg/g，最小值 12.54 mg/g，最大值 336.65 mg/g，总体富氢较高；氧指数平均值为 101.77 mg/g，最小值26.35 mg/g，最大值346.92 mg/g，具有贫氧的特征（表5）。其 H/C 原子比值为 0.71～1.51，平均 0.90，O/C 原子比值为 0.09～0.19，平均 0.13，说明马东山组干酪根热演化程度相对较低。
（3）干酪根碳同位素分析
干酪根碳同位素值δ13CPDB是有机质类型评价的重要指标（张彦杰等，2002；屈红军等，2003），按照黄籍中（1988）确定的干酪根 δ13CPDB 评价标准，将 δ13CPDB介于-35‰～-30‰ 定义为Ⅰ型有机质，介于-30‰～-27.5‰ 定义为 Ⅱ1 型有机质，介于-27.5‰～-25‰ 定义为Ⅱ2型有机质，小于-25‰ 定义为 Ⅲ 型有机质。本文露头样品测试结果为-25.1‰～-19.2‰，干酪根碳同位素值相对较小，反映了马东山组泥页岩干酪根类型主要为Ⅱ-Ⅲ型 （表6）。有机显微组分及其丰度显示，其生烃源组合主要以腐殖+藻类占优势，腐殖组+藻泥组的相对含量较高。其所揭示的古地理沉积环境为陆相湖盆相，具体有机质组分可能为陆相高等植物腐殖质的输入和湖盆本身藻类等低等水生生物。
4.3 有机质成熟度
从有机质到油气需经过一系列复杂的物理及化学变化，衡量这种变化程度（有机质向油气转化程度）的参数即“成熟度指标”。表征烃源岩成熟度有多种指标，其中镜质体反射率（Ro）、热解峰顶温度（Tmax）是常用的成熟度指标。本文用热解 Tmax参数来判断研究区内泥页岩有机质的成熟度。
表5研究区泥页岩氢氧指数测试结果统计
表6六盘山北段马东山组一段泥页岩干酪根碳同位素特征
注：钻孔样品数据据宁夏回族自治区地质调查院，2014④。
研究区内露头样品热解峰温 Tmax测试结果显示 （表7），平均值为437℃，最大值为473℃，最小值为 426℃。有 30% 的露头样品 Tmax低于 435℃，属未成熟阶段；有 57% 露头样品 Tmax为 435~445℃，属低熟阶段；仅 13% 露头样品 Tmax达到成熟及以上热演化阶段。其热解峰温 Tmax整体相对较低，说明研究区内马东山组一段泥页岩整体处于低成熟阶段。
4.4 含油率特征
本文对研究区内彭堡幅和红庄幅采集的 15 件泥页岩样品进行含油率测试，结果显示含油率最大 4.5%，最小 0.2%，平均 2.7%（表8）。说明含油率中等。
5 泥页岩分布特征
本研究发现，泥页岩主要分布在彭堡幅及红庄幅中，彭堡幅中泥页岩呈条带状环马东山背斜分布 （图7），主要分布于臭水沟—上套子沟—大穴脑— 庙沟—驮粮沟—死人沟—铁水泉—甜水沟，走向呈北北东向，倾角36°～47°，背斜转折端南端平面出露宽约30 m，铁水泉附近平面出露宽约160 m；在红庄幅内呈条带状连续出露的共有 3 条，自西向东第一条主要沿南湾里—水沟农场—开城沟呈南北向分布，平面出露宽度 90～280 m，最窄处位于开城沟北侧约 1.2 km 处，最宽处位于水沟农场西侧约 500 m 处，走向呈南北向，出露长约10 km，倾向西，倾角约50 °；自西向东第二条主要沿水沟农场—开城沟—段才沟呈南北向分布，平面出露宽度 100～190 m，最窄处位于开城沟北侧1 km处，最宽处位于柯庄西侧约 1.1 km处，走向呈南北向，出露长度约 9 km，倾向东，倾角约 22°；自西向东第三条主要沿海家庄—柯庄—水沟坪—杨家庄呈南北向分布，平面分布宽度 70～230 m，最窄处位于图幅最南端，最宽处位于柯庄，走向呈南北向，平面分布长度约8 km，岩层向东倾，倾角约 30°。此外在红庄幅海子沟有少量分布，沿南北向呈带状分布，分布长度约2.6 km，南部宽约 60 m，北部宽约100 m。出露规模较小。
表7研究区泥页岩最高峰温测试结果统计
表8研究区泥页岩含油率测试结果
图7研究区泥页岩平面分布图
6 结论
（1）经采样测试发现六盘山北段地区下白垩统马东山组一段泥页岩总有机碳含量为 0.55%～8.95%，平均为 5.08%，总有机碳含量>1.0% 的样品约占总分析样品 96%，其有机质含量较高，说明其生气量和吸附量较高；生烃潜量（S1+S2）值为 0.45～16.12，平均为 6.34（＞5.0），从总有机碳含量和生烃潜量来看，研究区内烃源岩较好。
（2）泥页岩干酪根类型指数为-33～81.5，平均为 28。类型以Ⅱ1型（52%）和Ⅲ型（36%）为主，Ⅱ2 型（8%）次之，Ⅰ型（4%）最少；氢指数为 12.54～336.65 mg/g，平均为 122.25 mg/g；氧指数为 26.35～346.92 mg/g，平均为 101.77 mg/g，表明总体具有“富氢贫氧”的特征。其 H/C 原子比值为 0.71～1.51，平均为 0.90，O/C 原子比值为 0.09~0.19，平均为 0.13，说明泥页岩干酪根热演化程度相对较低；干酪根碳同位素值δ13CPDB值为-25.1‰～-19.2‰，干酪根碳同位素值相对较小，反映了泥页岩干酪根类型主要为 Ⅱ-Ⅲ型。
（3）泥页岩热解 Tmax为 426～473℃，平均值为 437℃。约 30% 的样品 Tmax低于 435℃，属未成熟阶段，约 57% 样品 Tmax为 435～445℃，属低熟阶段，仅 13% 样品 Tmax 达到成熟及以上热演化阶段。综合其热解 Tmax，说明研究区内泥页岩成熟度较低，整体处于低成熟阶段；含油率为 0.2%～4.5%，平均为 2.7%。
（4）在六盘山北段彭堡幅、固原幅、红庄幅及古城幅 4 幅 1∶5 万区域地质图中，马东山组泥页岩仅在彭堡幅及红庄幅内见有出露。在彭堡古内出露面积约 1.48 km2，环马东山背斜呈北北东向条带状分布，倾角36°～47°；在红庄幅内沿南北走向呈条带状分布，出露面积约 3.92 km2，岩层倾角为 22°～50°。本文在图幅外未作调查，故泥页岩在图幅外的分布情况及规模暂未定。
注释
① 宁夏回族自治区地质调查院 .2012. 宁夏固原岩盐资源勘查开发关键问题研究——区域沉积相研究[R].
② 宁夏回族自治区地质调查院 .2004.1∶25 万固原市幅（J48C004003）区域地质调查报告[R].
③ 甘肃省地质调查院.2004.1∶25万静宁县幅（I48C001003）区域地质调查报告[R].
④ 宁夏回族自治区地质调查院 .2014. 六盘山盆地油气基础地质调查报告[R].