準噶爾盆地白家海凸起深部含煤層氣系統儲層組合特征

陳　剛，秦　勇，胡宗全，李五忠

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發研究院，北京　100083；2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州　221116；3.中國石油勘探開發研究院 廊坊分院，河北 廊坊　065007)

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準噶爾盆地白家海凸起深部含煤層氣系統儲層組合特征

陳剛1，秦勇2，胡宗全1，李五忠3

(1.中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發研究院，北京100083；2.中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州221116；3.中國石油勘探開發研究院 廊坊分院，河北 廊坊065007)

摘要:準噶爾盆地東部白家海凸起發育較穩定的侏羅系煤層，埋深大于1 500 m。以往該區西山窯組和八道灣組煤層氣試采取得了較好的效果，顯示了白家海凸起深層煤層氣具有較好的勘探前景。由于區內以常規油氣開發為主，豐富的煤層氣資源有待勘探開發。基于此，分析了區內侏羅系深部煤層賦存特征、熱演化程度、煤層含氣量及煤層頂底圍巖等成藏地質條件，認為西山窯組煤層氣為獨立含煤層氣系統，八道灣組煤層及其頂底砂巖組合為統一含煤層氣系統。八道灣組源內型、源外型含煤層氣系統成藏條件優越，煤層氣及煤系砂巖氣資源豐富，具有較大的共采潛力。

關鍵詞:準噶爾盆地；白家海凸起；含煤層氣系統；儲層組合；共采潛力

含煤層氣系統是含油氣系統理論在煤層氣領域的延伸，劉煥杰等[1]基于沁水盆地南部煤層氣生儲蓋等成藏要素首次提出含煤層氣系統，吳世祥[2]、朱志敏[3-4]等參考含油氣系統的概念和研究方法完善了含煤層氣系統概念[5]。秦勇[6]、沈玉林[7]、楊兆彪[8]等在研究多煤層地質特征時，基于層序地層格架的控制，提出了多層疊置獨立含煤層氣系統，一個含煤層氣系統在垂向上相互封閉，其流體壓力系統與外界無交換。隨著煤層氣勘探開發深度不斷被突破，超過1 000 m埋深的深層煤層氣資源逐漸被重視，深層煤儲層具有高應力、高壓力、高地溫、特低滲的特點[9-11]，勘探開發技術難度大，開采成本高。以現有勘探開發技術單獨開發深層煤層氣資源顯然不具有經濟優勢，若考慮一個含煤層氣系統內其他天然氣資源，采用立體綜合勘探的思路是獲取深層煤層氣資源較為現實可行的經濟有效手段。筆者在對準噶爾盆地白家海凸起侏羅系深層煤層氣地質特征研究發現，該區八道灣組煤層具有較好的含煤層氣系統儲層組合，且多口常規氣井測試證實其具有較大的勘探前景。

1地質背景

白家海凸起位于新疆準噶爾盆地中部，吉木薩爾縣北，五彩灣鎮以西，面積2 400 km2。研究區常規油氣勘探程度高，尚無深部煤層氣井，區內有4口常規井針對侏羅系煤層段開展過壓裂改造試氣。

圖1　準噶爾盆地構造工區Fig.1　Sketch geotectonic map of the Junggar Basin

圖2　準噶爾盆地彩南地區西山窯組底界構造Fig.2　Structural map of the bottom of Xishanyao Formation in Cainan block Junggar Basin

研究區地處準噶爾盆地中央坳陷東部白家海凸起，現今構造形成于二疊紀晚期[12]，后經過印支運動、燕山運動和喜山運動的進一步疊加和改造(圖1)。構造特征主要發育2個向斜夾1個背斜，中部為白家海背斜，南北分別為阜康—沙帳向斜和五彩灣向斜[13-15]。白家海背斜軸部沿北東向發育一系列小斷層，呈雁行式排列(圖2)。研究區從早侏羅世至中侏羅世主要由辮狀河-三角洲沉積體系演化成曲流河-三角洲沉積體系的過程。早侏羅世早期東北部克拉美麗山提供了大量物源，研究區主要以砂質辮狀河沉積為主，近東西向展布，往盆地中央坳陷湖泊區逐步發育大面積的漫灘沼澤相，此時期氣候溫暖潮濕，大型木本植物枝繁葉茂，成為有利的成煤環境(圖3)；中侏羅世早期，中央湖盆濱淺湖相泥巖向湖內退縮，低地平原上河流密布，植物繁茂，水生動物發育，泥炭沼澤大規模出現，為后期成煤提供了有利條件。

準噶爾盆地白家海凸起侏羅系水西溝群自下而上劃分為八道灣組、三工河組和西山窯組，其中八道灣組和西山窯組是主要的含煤層段(圖4)。八道灣組含煤1～15層，多數在2～5層，可采煤層1～11層，含煤系數0.38%～9.24%；西山窯組含煤1～20層，煤層單層厚度變化大，受沉積環境和聚煤作用影響較大。

圖3　準噶爾盆地彩南地區八道灣組沉積相展布Fig.3　Sedimentary facies map of the Badaowan Formationin Cainan block Junggar Basin

圖4　白家海凸起侏羅系含煤地層綜合柱狀Fig.4　Composite columnar section of Jurassic coal-bearing strata in Baijiahai dome

2煤層氣地質條件

白家海凸起侏羅系煤層埋深超過1 500 m，由于深部煤層應力高、溫度高、煤巖壓縮性強，致使深煤儲層物性及含氣性等與淺層差異明顯。研究區煤層氣勘探程度低，缺少深層煤巖實測資料。筆者依托區內大量常規油氣勘探開發資料，開展含煤地層煤層氣成藏地質條件分析。

2.1深部煤儲層展布特征

白家海凸起八道灣組發育1～2層煤，煤層全區均有分布且橫向展布穩定，單層厚度大于6 m，最厚達16 m以上，平均厚度約10 m。富煤中心位于研究區北側彩49井區，呈環帶狀分布，中部白家海凸起煤層呈北東—南西向展布，大部分煤層厚度大于10 m(圖5(a))。西山窯組煤層受沉積環境和古地貌影響較明顯，全區均有分布，煤層厚度分布變化大。西山窯組發育2～5層煤，煤層層數總體呈北東東向展布，東南部煤層最發育，中部層數最少。西山窯組煤厚總體呈北東向展布，東南厚西北薄，厚度介于5～20 m，平均煤厚8.3 m，在沙南3井-阜11井形成富煤中心，白家海凸起背斜部位變薄，在阜康—沙帳向斜區煤層顯著增厚。八道灣組煤層整體呈一向西南傾斜的單斜，埋深從東部1 000 m往西至5 500 m左右，近北西—南東向展布，構造相對平緩(圖5(b))。在古構造背景基礎上形成的白家海凸起北部形成了鼻狀構造，同一地區西山窯組煤層埋深比八道灣組煤層埋深淺300～500 m。

圖5　白家海凸起八道灣組煤層厚度和煤層埋深分布Fig.5　Coal seam thickness and buried depth isoline of Badaowan Formation in Baijiahai dome

2.2深部煤層熱演化程度與地層溫度

基于鉆孔煤樣鏡質組反射率測試結果，白家海凸起侏羅系煤階呈“喇叭狀”分布規律，縱向上煤巖熱演化程度隨埋深的增加而增大，平面上煤巖熱演化程度等值線呈北西向展布(圖6(a))，這一分布格局與煤層埋深等值線分布特征類似，指示煤巖熱演化受深層熱變質作用控制顯著。研究區東北部彩3井區和東南部沙丘1井區煤層埋藏淺，煤層熱演化程度最低，為褐煤-長焰煤，西南部煤層埋藏深，煤層熱演化程度最高達1.0%以上，在阜11井區西南為肥煤。在同一地區八道灣組煤層熱演化程度要比西山窯組煤層高0.05%～0.20%。煤階的分布特征，對深煤層含氣性、滲透性及可采性具有重要影響。

圖6　白家海凸起八道灣組煤巖熱演化程度和地溫等值線Fig.6　Ro and modern geothermal field isoline of Badaowan Formation in Baijiahai dome

根據區內10余口常規油氣井測溫數據，侏羅系八道灣組和西山窯組煤層地溫與埋深呈正相關關系，即隨著煤層埋藏深度增加，煤層溫度呈線性增大。區內現代地溫梯度介于1.8～3.0 ℃/hm，平均為2.5 ℃/hm，區域上，研究區內2組煤層的地溫梯度大概都呈NE—SW向環帶狀展布，最高值位于區內西北部的彩17～彩19井區，低值區位于研究區東部。總體來看，兩組煤層的地溫梯度均低于3.33 ℃/hm的平均水平，屬于相對地溫的“冷盆”[16-17]。侏羅系煤層溫度區域分布與煤層埋深分布格局一致，等溫帶呈SN向展布(圖6(b))。自東向西地溫逐漸升高，其中八道灣組現今地溫介于25～85 ℃，西山窯組現今地溫介于10～80 ℃。

2.3深部煤層含氣量及其分布

綜合地溫場、煤階、流體壓力場等因素相關關系[10,18-20]，基于白家海凸起煤儲層地質條件，結合該區高溫高壓條件下煤巖等溫吸附模擬實驗結果[21-22]，利用回歸方法，建立了該區深部低階煤含氣量數學模型,即

式中，V為煤層含氣量，m3/t；P為煤儲層壓力，MPa；Ro,max為煤巖鏡質組最大反射率，%。

根據該區周緣煤礦樣品溫壓條件下等溫吸附模擬實驗以及白家海凸起侏羅系含煤地層地溫場、煤巖熱演化程度、流體壓力場等地質條件的分析，參考研究區內惟一一口井的實測含氣量數據，結合上述數學模型，預測了研究區煤層含氣量及其平面分布(圖7)。隨著煤層埋藏深度由東向西逐漸增加，含氣量呈現逐漸增大的趨勢。八道灣組等含氣量線與煤巖熱演化程度等值線趨勢近似。八道灣組煤層含氣量相對富集區主要分布于白家海凸起東部，沙南1井區煤層含氣量大于9.5 m3/t；白家海凸起西南部由于受煤巖熱演化程度增高的影響，煤層含氣量向西南部逐漸增大至9.5～12 m3/t。煤層含氣量從沙南1井區向西、北、南方向受溫度負效應影響逐漸減小至8.5 m3/t左右，這是由于當埋深達到煤層含氣量臨界深度時，煤層含氣量隨深度的增加呈現降低的趨勢[9,19,23]。整體上西山窯組煤層埋深淺于八道灣組，含氣量主要受地溫場和壓力場的影響，與埋深等值線趨勢近似呈南北向展布。相對富集區主要位于研究區東部，含氣量達10.5 m3/t以上，向西部受溫度負效應影響含氣量略有降低。

圖7　白家海凸起八道灣組煤層含氣量等值線Fig.7　Isoline of CBM content of Badaowan Formation in Baijiahai dome

3深部含煤層氣系統儲層組合特征

準噶爾盆地白家海凸起侏羅系發育西山窯組和八道灣組2套煤層，其中西山窯組煤層頂底板圍巖主

要以泥巖為主，封蓋性好，煤層既作為生氣層，又作為儲氣層，處于局部構造高部位或側向水力封堵可獨立形成含煤層氣系統。八道灣組煤層頂底板在白家海凸起至阜北斜坡發育大面積連續分布的砂體，煤層及其頂底板砂巖處于同一壓力系統內，煤層作為主要的烴源巖，可形成統一含煤層氣系統。

3.1八道灣組含煤層氣系統儲層組合

八道灣組三段煤系發育以下伏砂巖+中部煤層+上覆砂巖為主的含煤層氣儲層組合(圖8)。通過彩35井-彩39井-彩19井連井剖面可看出這種儲層組合橫向展布較穩定，構成了本區特殊的含煤層氣系統儲層組合。由于白家海凸起位于彩南油田區內，八道灣組砂巖常規油氣勘探程度高，資料較為豐富，而西山窯組和八道灣組煤層氣資料較少，筆者煤層氣相關數據來自常規井地質、測錄井等間接獲取。

圖8　白家海凸起八道灣組煤層及其頂底砂巖儲層組合Fig.8　Reservoir combination of Badaowan Formation coalbed and its sandstone in Baijiahai dome

下伏砂巖：據金博等的研究認為八道灣組砂巖儲層以巖屑砂巖為主，成分成熟度低，分選中等到好，結構成熟度高[24]。區內儲層常見次生巖屑溶蝕作用，以粒內溶孔和粒間溶孔為主，下伏砂巖孔隙度為8.91%～12.68%，平均10.9%；滲透率為0.05×10-15～0.27×10-15m2，平均0.19×10-15m2，為低孔特低滲致密儲層[24-26]。煤層底部致密砂巖較頂板致密砂巖分布穩定，呈北東—南西向展布，砂巖厚度20～50 m，平均厚度約35 m，厚砂體分布于白家海凸起西南部，在彩35井區超過50 m，砂體展布形態受控于辮狀河道的擺動。

中部煤層：八道灣組上煤層在全區均有分布，單層平均厚度約16 m，基于測井資料解釋煤層孔隙度2.96%～9.08%，平均5.33%，滲透率介于0.018×10-15～1.257×10-15m2，平均0.754×10-15m2。

上覆砂巖：據況昊等的研究認為砂巖孔隙度為10.24%～14.34%，平均11.6%；滲透率為0.12×10-18～2.3×10-18m2，平均0.6×10-18m2，為低孔特低滲致密儲層[25]。由于水下分流河道分支數量減少，砂體分布范圍有所縮小，砂體厚度介于10～40 m，平均厚度約20 m。超過30 m厚的砂體主要分布于白家海凸起北部，呈北東—南西向展布。

區域性封蓋層：白家海凸起八道灣組上煤層含煤層氣儲層組合之上廣泛發育的前三角洲泥巖為八道灣組煤層及其頂底砂巖組合的區域蓋層，泥巖厚度5～45 m，平均厚度約20 m。泥巖厚度總體呈北西向展布，在彩504井區厚度最大，平均厚度超過30 m，封蓋性好。

3.2含煤層氣系統成藏模式

根據上述含煤層氣系統儲層組合特征，結合區內常規氣井試采結果(表1)，認為白家海凸起西山窯組煤層氣為自生自儲型獨立含煤層氣系統成藏模式(圖9)。在白家海凸起靠近斷層區，除了八道灣組上煤層自身烴源巖外，深部二疊系、三疊系烴源巖生成的氣體沿斷層或不整合面運移至八道灣組煤系儲層組合中再吸附成藏[27]，構成了源外型含煤層氣系統成藏模式(圖9)。氣體同位素及其組分也證實了部分氣源來自于深部高成熟烴源巖[28]。在白家海凸起—阜北斜坡區由于缺少垂向上斷裂的溝通，地層相對較平緩，烴源巖主要以八道灣組三二段煤系烴源巖為主，氣體向上或向下圍巖中短距離運移并成藏，形成源內型含煤層氣系統成藏模式。源外型含煤層氣系統較源內型及自生自儲型含煤層氣系統試采效果好，成為深部煤層氣經濟有效開發的現實之路。

表1　準噶爾盆地白家海凸起煤層氣及致密砂巖氣試采

圖9　白家海凸起含煤層氣系統成藏模式Fig.9　Reservoiring model of CBM system in Baijiahai dome

4結論

(1)白家海凸起發育分布穩定的西山窯組和八道灣組煤層，八道灣組煤層平均厚度大于西山窯組，為深層含煤層氣系統主要目的層。

(2)白家海凸起由東向西隨著埋深的增加，煤層含氣量呈增大的趨勢。基于建立的含氣量預測數學模型，在淺部相同埋深條件下，壓力正效應大于溫度負效應，八道灣組煤層含氣量高于西山窯組煤層；在深部同一埋深條件下溫度負效應大于壓力正效應，八道灣組煤層含氣量略低于西山窯組煤層。

(3)準噶爾盆地白家海凸起西山窯組發育自生自儲型獨立含煤層氣系統成藏模式，八道灣組發育源內型、源外型含煤層氣系統成藏模式，據試采結果證實源外型含煤層氣系統開發潛力大，將成為深部煤層氣及煤成氣共采有效途徑。

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Characteristics of reservoir assemblage of deep CBM-bearing system in Baijiahai dome of Junggar Basin

CHEN Gang1,QIN Yong2，HU Zong-quan1,LI Wu-zhong3

(1.PetroleumExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China;2.KeyLaboratoryofCBMResourceandReservoirFormationProcess,MinistryofEducation,ChinaUniversityofMining&Technology,Xuzhou221116,China;3.LangfangBranch，ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,PetroChina,Langfang065007,China)

Abstract:Coal seams in Jurassic Xishanyao and Badaowan Formation were developed well in the Baijiahai dome of Junggar Basin.The burial depth of main coalbed is more than 1 500 m.Over the past ten years,the pre-production of several conventional oil and gas wells in coal seams had obtained good results,the volume of coalbed methane were more than 7 000 m3,which shows a good deep coalbed methane exploration prospect in Baijiahai dome.The amount of coalbed methane resources remains to be developed in Cainan oilfield.Based on the in-depth analysis of deep coalbed distribution characteristics,coal thermal evolution degree,the distribution of gas content and adjacent formation,it is considered that the Xishanyao coalbed is an independent CBM-bearing system,and the combination of Badaowan coalbed and its adjacent sandstone is another CBM-bearing system.The superior accumulation conditions of the inner-source type and outside source type of Badaowan CBM-bearing system are enriched in CBM and sandstone gas resources,both two have a potential in commingled production.

Key words:Junggar Basin;Baijiahai dome;CBM-bearing system;reservoir assemblage;exploration potential

中圖分類號:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0080-07

作者簡介:陳剛(1980—)，男，湖北鐘祥人，博士后。Tel：010-82311360，E-mail:chengang.syky@sinopec.com

基金項目:國家科技重大專項資助項目(2011ZX05033-003)

收稿日期:2015-09-10修回日期:2015-11-18責任編輯:韓晉平

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Chen Gang,Qin Yong，Hu Zongquan,et al.Characteristics of reservoir assemblage of deep CBM-bearing system in Baijiahai dome of Junggar Basin[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):80-86.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9001