二連盆地霍林河地區低煤階煤層氣成藏條件及主控因素

雷懷玉 孫欽平 孫斌 李五忠 陳剛 田文廣

1.北京大學工學院 2.中國石油勘探與生產公司 3.中國石油勘探開發研究院廊坊分院

二連盆地霍林河地區低煤階煤層氣成藏條件及主控因素

雷懷玉1,2孫欽平3孫斌3李五忠3陳剛3田文廣3

1.北京大學工學院 2.中國石油勘探與生產公司 3.中國石油勘探開發研究院廊坊分院

我國越來越重視對低煤階煤層氣的勘探,但已有的資料表明,目前對低煤階煤層氣藏的認識還不夠深入。為此,以我國典型的低煤階煤層氣區——二連盆地霍林河地區為例,對該區煤層氣地質特征和煤巖煤質及煤巖演化程度、煤儲層滲透性、煤層含氣性等煤儲層特征進行了分析,從構造條件、封蓋條件及水文地質條件3個方面研究了煤層氣藏主控因素及保存條件。結論認為:霍林河地區煤層氣成藏條件有利,具有煤層厚度大、煤層埋深較淺、煤儲層滲透性好、含氣量較高、封閉保存條件好等特點;保存條件是該區煤層氣成藏的主控因素,且封閉條件好的淺部是煤層氣富集的有利區。

二連盆地 霍林河地區 低煤階 煤層氣 成藏條件 主控因素 儲層特征 蓋層封閉

國外低煤階煤層氣勘探開發已經取得了巨大的成功,近幾年在美國粉河盆地、加拿大阿爾伯達盆地、澳大利亞蘇拉特盆地等低煤階區實現了煤層氣商業性開發,表明低煤階煤層氣勘探具有很大潛力[1-2]。我國低煤階煤層氣資源量約占煤層氣總資源量的40%,資源潛力大,我國越來越重視低煤階的勘探,但是對低煤階煤層氣藏的認識還不夠[3-6]。

二連盆地群是我國重要的低煤階聚煤區,煤層氣勘探前景好[7-8]?；袅趾拥貐^是二連盆地群典型的聚煤盆地,研究該區煤層氣成藏條件,對于二連盆地群其他含煤凹陷的煤層氣勘探有較好的借鑒作用。

1 研究區概況

霍林河盆地位于大興安嶺南段,距通遼市西北400 km,為一北東向展布的半地塹型斷陷盆地,面積540 km2(圖1)。區內煤炭資源豐富,以低煤階褐煤為主。構造總體為一不對稱的寬緩向斜,兩翼傾角比較平緩,東翼傾角小于10°,西翼傾角12°～15°。盆地發育次級褶皺,自北往南依次為:西林保拉向斜、珠斯花背斜、翁能花向斜、“三湖”背斜、西南向斜,盆地呈“三洼二隆”的格局(圖2)。該區主要發育北東和北西向高角度正斷層,其中盆地西緣F1為同生斷層,控制盆內煤層的發育,構造總體屬簡單—中等。自20世紀70年代開始,在該區主要進行了煤炭的勘探與開發工作,2007年中國石油天然氣股份有限公司在中部洼陷鉆探一口煤層氣井,排采試驗獲得工業氣流。

2 煤層氣成藏條件分析

2.1 煤層分布

上侏羅—下白堊統霍林河組是霍林河地區的含煤層段,其中上侏羅統的下含煤層段為該區煤層氣勘探的重點目標層位。

下含煤段分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ共4個煤組,煤層厚度巨大,可采煤層平均總厚度76.91 m。該區存在2個富煤中心,分別位于煤盆北部的翁能花向斜和南部的西南向斜。煤層層數多,但煤層沿走向、傾向的分岔(變薄、尖滅)明顯(圖3),該區煤層氣勘探的主力層位為ⅡB、ⅢA、ⅢB、ⅣC。霍林河地區煤層的埋藏深度大多淺于1 000 m,只在向斜軸部煤層埋藏深度大,煤層總體沿盆地東南邊緣向盆地中心,其埋深逐漸增大。滕玉洪等根據煤田做的瓦斯含量解析資料的計算結果,霍林河地區甲烷風化帶的埋藏深度為416.8 m[9]。因此煤層氣勘探的深度為400～1 000 m。

圖1 二連盆地群霍林河地區所在位置示意圖

圖2 霍林河地區構造圖

2.2 煤儲層特征

2.2.1 煤巖煤質及煤巖演化程度

該區煤層的鏡質組反射率為0.370%～0.603%,一般低于0.5%,以褐煤為主。該區煤的演化受深成變質作用控制,煤的變質程度與煤層埋藏深度規律明顯,Ro值隨深度的增加逐漸變大。煤巖類型屬半暗—半亮型,各主力煤層的有機顯微組分以鏡質組分為主,含量大部分超過80%,惰質組及殼質組含量很低。煤的工業分析顯示該區水分含量較高,平均17.0%。灰分含量中等,平均為23.9%。各主力煤層灰分含量變化具規律性,邊、淺部煤層灰分高,中深部含量較低,總體屬于中灰煤。

霍林河地區煤熱演化程度低,還沒有達到大量生烴階段,煤層氣組分以生物氣為主,含少量煤熱解氣(圖4)。從煤巖煤質上看,霍林河地區煤層鏡質組含量高,對煤層氣成藏有利。金振奎等通過沁水盆地分析了灰分產率對煤儲層性能的影響,認為無機物一般充填于煤孔隙及裂隙[10],占據孔裂隙空間。并根據之間的關系統計,得出灰分產率與孔隙度之間呈線性負相關。本次研究用低煤階樣品也得出同樣的關系(圖5):即灰分產率越高,孔隙度越低。低煤階煤層氣氣運移通道主要以孔隙型為主。因此對于低煤階煤儲層,灰分含量對煤儲層滲透性有較大影響,灰分越大,煤儲層滲透性越差。

圖3 霍林河地區侏羅系煤層對比圖

圖4 煤化階段及氣體生成圖(秦勇等,1996)

圖5 低煤階煤儲層灰分產率與孔隙度的關系圖

2.2.2 煤儲層滲透性

由于煤層變質程度較低,內生裂隙不發育,煤層氣的滲流通道主要以孔隙為主。本區的煤巖孔隙度,由上向下隨著深度的增大而降低,但降低幅度不大,下含煤段的平均孔隙度為17.9%。總的看來,本區煤層的孔隙度較高,對于煤層氣的解吸、滲濾比較有利。

煤層氣勘探試驗注入、壓降測試煤層埋深900 m,煤層滲透率為0.91 mD。對煤層進行壓實曲線分析表明(圖6):煤層埋深100～500 m,每增加100 m,滲透率降低2.1 mD;而在埋深500～900 m,埋深每增加100 m,滲透率降低0.1 mD。說明埋藏早期以大孔隙壓實為主,后期以微孔隙壓實為主?？傮w本區煤儲層物性好,滲透性較高,淺部煤層滲透率將更高。

圖6 霍林河地區褐煤壓實曲線圖

2.2.3 煤層含氣性

本區煤層含氣量的資料不多,從部分煤炭鉆孔中取樣測試得到的含氣量最高達到了7.7 m3/t(如表1)。煤層氣井 H1井煤樣測試含氣量為2.08～6.53 m3/t,煤層甲烷平均含量為91.47%,總體隨埋藏深度的增加,煤層含氣量與甲烷含量均增加。

煤的等溫吸附實驗顯示,霍林河地區煤層的吸附性能較差,蘭氏體積及壓力較小,蘭氏體積為1.7～7.74 m3,蘭氏壓力為0.9～3.68 M Pa(圖7)。測定甲烷δ13C1值為-62‰,顯示有生物氣的特點,說明該區煤層氣主要為生物成因氣。因此,雖然該區煤層熱解氣量小,煤層吸附能力較低,但生物氣的補充與良好的保存條件保證了該區仍有較高的含氣量與含氣飽和度,對煤層氣成藏有利。

表1 霍林河地區煤層含氣量及成分統計表

圖7 霍林河地區煤層等溫吸附曲線圖

2.3 煤層氣藏保存條件

2.3.1 構造條件

霍林河煤盆已發現的斷層主要為北東和北西向高角度正斷層,主要分布在背斜及煤層埋藏較淺的盆緣煤層露頭區。在煤層埋藏較深的區域地層厚度較大,斷層較少。埋藏深度400 m之下的厚煤層主要分布于兩個向斜區,受斷層的影響很小。另外,根據煤田的鉆孔抽水試驗,本區斷層的導水性很小。本區斷層的斷距小,大部分斷層在鉆孔中見不到明顯的破碎帶,巖性多為細、粉砂巖或泥巖,致使斷層導水性均較差,密封性較好。因此本區斷層對煤層氣藏保存影響較小。

2.3.2 水文地質條件

煤系含水層處于承壓水封閉環境,對煤層氣的封閉保存較為有利[6,11]。本區含水層主要有第四系松散含水層、煤系地層砂巖裂隙風化帶含水層和煤系基底火山巖裂隙含水層。第四系含水層與煤系風化帶含水層直接接觸,無隔水層相隔,二者存在密切的水力聯系。下含煤段風化帶水在本區為潛水,無承壓性,煤層大部分埋藏在地下水位之下。地下水的主要補給來源為大氣降水直接或通過第四系砂礫石層垂直滲入補給,水型主要為 HCO3—Ca型和 HCO3—Na—Ca型,礦化度低,有利于次生生物氣的生成。因此本區地下水對煤層氣保存不起作用,而主要是生物氣的生成。

2.3.3 封蓋條件

煤層氣封蓋層包括煤層的上覆巖層(即煤層頂板)、煤層的下伏巖層(即煤層底板)和厚煤層分岔、尖滅處的側畔巖層,其中鄰近煤層的圍巖最為重要?；袅趾咏M發育3個泥巖段,其中下含煤段之上的上泥巖段全區穩定分布,厚度多在100 m以上,是煤層氣藏良好的區域蓋層。主煤層直接頂底板巖性多為泥巖和泥質膠結或凝灰質膠結的粉砂巖,封蓋性較好。鉆探結果也顯示主力煤層ⅣC直接頂底板為泥巖,對煤層氣的保存有利。

3 煤層氣成藏主控因素分析

低煤階煤層氣藏成藏過程一般經歷一次沉降,生物氣為其主要氣源,基質孔隙發育滲透性好,氣源供給和保存條件是低煤階煤層氣成藏的關鍵?；袅趾拥貐^煤巖熱演化程度低,煤層含氣量不高,而煤儲層物性比較好,因此保存條件是該區煤層氣成藏的主控因素,且主要為良好的蓋層封閉。

霍林河地區地下水環境較好,地下水為 HCO3—Ca型和HCO3—Na—Ca型,礦化度低,淺層單斜緩坡容易形成生物氣補給;淺層孔滲性好,深部煤層氣向上運移,淺部如蓋層條件好則在高部位富集成藏形成游離氣與吸附氣復式氣藏(圖8)。

4 結論

圖8 霍林河地區煤層氣成藏模式圖

1)霍林河地區煤層發育,層數多,可采煤層總厚度大;煤層含氣量較高,煤儲層孔隙度大,滲透性較高,成藏條件較好。

2)煤層氣藏保存條件較好,蓋層封閉是該區煤層氣成藏的主控因素。

3)淺層封閉條件較好的區域是該區煤層氣富集的有利區。

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Conditionsand major controlling factors of coalbed methane accumulation in coal reservoirs with low coal rank in the Huolinhe area,Erlian Basin

Exp loration of CBM in coal reservoirs with low coal rank has been draw ing more and more attentions in China.However, current available data show that the CBM reservoirs w ith low coal rank are still poo rly understood.By taking the Huolinhe area in the Erlian Basin,a typical Chinese CBM gas zonew ith low coal rank,as an examp le,we analyzed the CBM geological features,quality and thermalmaturity of coals aswell as permeability and gas potential of coal reservoirs.Themajor controlling factors and p reservation conditionsof CBM reservoirs are studied in respect of structural,sealing,hydrogeologic conditions.The coal reservoirs in the Huolinhe area are featured by large thickness,shallow burial dep th,high permeability,high gas content,good seals,thus are favo rable for CBM accumulation.Sealing is the majo r factor controlling CBM accumulation in the study area,and favo rable CBM plays exist in shallow layers w ith good seals.

Erlian Basin,Huolinhe area,low coal rank,coalbed methane,accumulation conditions,majo r controlling facto r,reservoir feature,seal

國家科技重大專項項目“煤層氣富集規律研究及有利區塊預測評價”(編號:2008ZX05033)。

雷懷玉,1960年生,高級工程師;2002年畢業于中國科學院,獲博士學位;現在北京大學工學院博士后工作站從事非常規油氣方面研究工作。地址:(100007)北京市東城區東直門北大街9號中國石油勘探與生產公司新能源處。電話:(010) 84886341。E-mail:leihy@petrochina.com.cn

雷懷玉等.二連盆地霍林河地區低煤階煤層氣成藏條件及主控因素.天然氣工業,2010,30(6):26-30.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.007

2010-03-24 編輯 羅冬梅)

Lei huai yu 1,2,Sun Qin ping 3,Sun Bin3,Li Wu z hong3,Chen Gang3,Tian Wen guang3

(1.College of En gineering,Pe king Unive rsity,Bei jing 100871,China;2.Explo rati on&Pro ducti on Com2 pany,Petro China,Bei jing 100011,China;3.Lang fang Branch,Petroleum Explo rat ion&Develo pment Re 2 sear chIns ti tute,Pet ro China,Lang fang,He bei 06500 7,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 6,pp.26-30,6/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.007

Lei Huaiyu,senio r engineer,was bo rn in 1960.He go t his Ph.D degree from Chinese Academ y of Sciences in 2002.He is now wo rking at the postdocto ral station of the College of Engineering,Peking University,being engaged in studiesof unconventional oil and gas.

Add:No.9,No rth Dongzhimen Avenue,Dongcheng District,Beijing 100007,P.R.China

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