川南筠連地區煤層氣地質特征與富集規律

王勃 ，梁興 ，馬斌 ，侯偉 ，趙洋 ，何勇 ，史鳴劍 ，閆霞

（1.應急管理部信息研究院，北京 100029；2.中國石油浙江油田分公司，浙江 杭州 310023；3.山西蘭花煤層氣有限公司，山西 晉城 048000；4.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；5.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；6.中國石油勘探開發研究院，河北 廊坊 065007）

我國煤層氣資源豐富，并對煤層氣也有了一定的研究及認識。南方高煤階煤層氣資源量為4.66×1012m3，其中川南黔北為 9.69×1011m3，占 21%，是我國高煤階煤層氣的重要組成部分［1-8］。但與我國第1個取得商業化開發的沁水盆地相比，它具有構造復雜、煤層單層厚度小、層數多、滲透率低、地應力大及煤層傾角大等成藏特點，被國內外視為煤層氣勘探開發禁區。因此，現有相關高煤階煤層氣的研究多集中于沁水盆地和鄂爾多斯盆地［9］，而對于川南地區的研究相對較少［10-13］，亟需開展該區煤層氣富集規律的研究，建立有利區評價參數體系。為此，筆者以川南筠連區塊為研究對象，綜合利用煤層氣勘探開發資料，開展了研究區煤層氣成藏地質特征及富集模式等研究，并優選了富集有利區，以期指導煤層氣下步的勘探開發。

1 研究區地質特征

1.1 區域概況

研究區構造上位于上揚子準地臺西緣的川南-黔北賦煤構造帶［14］（見圖1）。該構造帶斷裂活動較為復雜，早古生代為隆起帶，晚古生代因構造斷裂活動下陷接受沉積，燕山運動開始抬升、剝蝕，部分煤層已剝蝕殆盡，形成現今的殘余褶皺［15］；其主要含煤地層為上二疊系龍潭組（P3l），純煤總厚度平均11.31 m，含煤系數為13.41%，可采煤層總厚度平均8.79 m［16］。構造變形以NWW和近EW向為主，次為NE向構造［17］。川南地區主要分布著筠連、古敘、南廣及芙蓉4個礦區。

圖1 川南-黔北煤田地質略圖（據邵龍義等［14］，2013）

1.2 煤層傾角、層數、單層厚度

川南地區主要含煤層系為上二疊統龍潭組（宣威組），以陸相沉積為主。下部為陸相黏土巖、砂巖、泥巖夾煤線及煤層；上部為海陸交替相含煤沉積，共含煤層3～17 層（見圖 2），單層厚度一般在 1～3 m，累計厚度多小于10 m，最大達12 m［18］。古敘礦區煤層傾角多在30°左右，僅少部分地區可達50°左右；芙蓉礦區珙長背斜兩翼煤層傾角都較大，在 25°～80°，南翼較緩，僅 5°～14°；筠連礦區煤層傾角不大，落木柔背斜北翼大多在30°左右，南翼煤層傾角較大，達60°左右。

筠連區塊煤層一般為簡單/復雜結構的薄煤層和中厚煤層。YSL1等19口煤層氣評價井及大量煤田鉆孔數據表明，本區塊含煤段厚度在19～42 m，揭露煤層為 C2，C3，C4，C7，C8，C9，研究 區內 C2，C3，C7，C8（亦 寫 作C2+3+7+8）煤層普遍發育，局部發育C4，C9煤層。根據YSL1等14口評價井有效煤層厚度測井解釋資料及33口煤田鉆孔資料研判，C2+3+7+8煤層有效厚度介于4.00～12.20 m，平均為 6.54 m［18］。

1.3 含氣性

研究區C2+3+7+8煤層含氣量（指單位質量煤層含煤層氣的體積）介于10.94～18.66 m3/t，呈現向斜核部富氣的特點，高值區主要分布在中部井區（見圖3）。依據等溫吸附曲線與實際測試的含氣量計算了該區煤層的吸附飽和度。結果表明：C2+3煤層蘭氏體積（含氣量）為25.69～28.04 m3/t，蘭氏壓力為 2.18～2.51 MPa，含氣飽和度為81.80%～95.87%；C7+8煤層蘭氏體積為27.63～34.08 m3/t，蘭氏壓力為 2.30～2.78 MPa，含氣飽和度為70.43%～98.46%（見表 1）。

圖3 川南筠連地區C2+3+7+8煤層含氣量分布

表1 研究區主力煤層吸附飽和度測算

1.4 煤巖微裂隙及連通性、煤層滲透率

通過對研究區X2等9口井C2+3，C7+8煤層煤巖微觀裂隙進行描述和分析，認為煤巖微裂隙較發育—發育，連通性以中等為主、少量為差或好。對X3井C7+8煤顯微裂隙的統計結果表明：主次裂隙近直角相交，裂隙走向大體一致；主裂隙長度在0.01～2.20 cm，寬度在1～260 μm，密度為4.7～8.7條/cm；次裂隙長度在0.01～1.10 cm，寬度在 1～180 μm，密度為 3.3～7.3 條/cm。——表明裂隙發育，利于儲層壓裂改造。

X2等6口井C7+8煤層的注入/壓降試井測試表明，滲透率為 0.02×10-3～0.76×10-3μm2（見表 2），平均為0.20×10-3μm2，與沁水盆地樊莊-鄭莊區塊對比，煤層滲透率相對較高，預測該區整體產氣效果優于樊莊。

表2 筠連區塊煤層試井分析數據

1.5 儲層壓力系數、臨儲比

儲層壓力系數直接反映了地層封閉性和地層能量的大小，系數越大，地層封閉性越強，地層能量越高，越利于煤層氣吸附成藏，同時利于降壓排采開發過程中煤層氣產能的釋放。研究區煤層壓力為3.40～9.07 MPa，平均 5.80 MPa；壓力梯度主要在 0.72～1.29 MPa/100 m，屬常壓—略超壓儲層［19-20］。從儲層壓力梯度與煤層產氣量的相關性（見圖4）來看，儲層壓力梯度大于0.90 MPa/100 m的井，產氣量普遍高于1 000 m3/d。

圖4 筠連區塊儲層壓力梯度、臨儲比與產氣量的相關性

臨界解吸壓力的大小不僅影響產氣速率，還影響著產氣半徑的大小。根據滲流力學原理，直井開發的儲層壓力分布呈漏斗狀，由于直井井筒附近泄流面積減小，滲流阻力增大，壓降損失增多，因此，臨界解吸壓力越小，解吸范圍越小，越不利于解吸產氣［21］。即臨儲比越小，所需壓降越大，導致壓降面積越小，越不利于解吸產氣。研究區臨儲比介于0.47～1.00，利于煤層氣的解吸產出。從臨儲比與煤層產氣量的相關性（見圖4）可以看出，臨儲比大于0.70的井，單井產氣量普遍高于1 000 m3/d。

2 煤層氣富集規律與有利區優選

2.1 富集模式

前人針對主控因素對煤層氣富集控制作用的研究主要體現在以下幾個方面：一是認為回返抬升和后期演化控制著煤層氣成藏過程，進而控制煤層氣富集［22］；二是從微觀構造形態入手，認為構造較弱或未調整區有利于煤層氣的富集［23］；三是認為封蓋層控制含氣量，進而控制煤層氣富集［24-28］；四是認為封閉體系環境中無論是煤層氣還是煤系氣，都可以富集成藏［29］；五是認為水動力滯流區煤層氣易富集，并探討了滯流區的富集效應［30-32］，對水文指標進行定量化表征［33］。筆者通過對構造、沉積及水動力配置關系的分析，初步提出了煤層氣富集的主控因素配置關系［34］，并以前期成果為基礎，對研究區主控因素系統進行解剖和論證，從而建立了寬緩向斜富集模式。

2.1.1 構造演化呈“L”形，氣藏保存條件好

煤層氣成藏演化過程控制著煤巖變質程度和生烴，進而控制著現今含氣量的分布［22］。研究區的成藏過程可劃分為4個階段：第Ⅰ階段，晚二疊世—印支沉降深埋期。煤層埋深持續增大，埋深達1 400 m后，抬升放緩，古地溫為70°C，古地溫梯度約為3°C/100 m，至晚三疊世末期，鏡質組最大反射率達0.65%左右，發生第1次生烴，生烴量有限。第Ⅱ階段，印支抬升期—燕山早期。受燕山運動影響，本區處于穩定—持續沉降階段，煤層埋深達4 000 m左右，古地溫增至90～180°C，煤層大量生烴，煤階達到瘦煤和貧煤階。第Ⅲ階段，燕山中晚期。本區發生了第3次沉降—隆升變化，煤層埋深可達 5 000～5 500 m，古地溫達 200～210 °C［35］，煤化作用不斷增強，煤階達到無煙煤階，煤層大量生烴。第Ⅳ階段，喜山運動—第四系。受喜山運動影響，煤層發生整體褶皺回返，煤層氣成藏演化過程曲線呈“L”形，后期未抬升至風化帶（埋深200 m以淺）（見圖5，其中不同顏色分別代表不同地質時期地層），保存條件好，C2+3+7+8煤層平均含氣量大于12 m3/t。

圖5 南筠連地區成藏演化（據朱志敏等［35］，2010）

2.1.2 沉積相控制儲蓋巖性組合的分布

沉積相控制了煤層段巖性組合，其中潟湖-潮坪相、分流間灣相多發育泥巖頂板，封蓋性強，利于煤層氣富集［24］。研究區在潮坪相控制下，發育不同的儲蓋巖性組合，儲蓋組合與實測含氣量之間存在明顯的對應關系：X2-X3，X1-X9，X3-X13 井區 C7+8煤層直接頂底板巖性組合為泥巖-泥巖、（碳質）泥巖-泥巖、泥巖-細砂，C7+8煤層平均含氣量多在14 m3/t以上；X4-X9，X7井區以北C7+8煤層直接頂底板巖性組合為（碳質）泥巖-泥質砂巖，為一般組合，C7+8煤層平均含氣量多在10 m3/t以下；X4井區以南及X7井區以南C7+8煤層直接頂底板巖性為泥質（細）砂巖-泥巖/泥質砂巖發育區，為不利組合，C7+8煤層平均含氣量多在8 m3/t以下（見圖 3、圖 6）。

圖6 筠連區塊C7+8煤層氣儲蓋巖性組合與含氣量關系圖版

2.1.3 水動力承壓-滯流區利于煤層氣富集

基于筆者之前關于水文地質規律研究的思路及方法［32］，利用研究區生產實踐數據及煤層產出水測試化驗數據，計算了等折算水位，劃分了水型，并在平面上進行了水動力分區。從分區結果和實測含氣量的綜合評價圖來看，川南筠連區塊整體上位于地下水高勢能的滯流-弱徑流區，水型以NaHCO3型為主，水力梯度小，水動力運移緩慢，C7+8煤層平均含氣量多在10 m3/t以上，僅在分布很有限的強徑流區和補給區，C7+8煤層平均含氣量低于8 m3/t（見圖7）。

圖7 筠連區塊水動力分區與C7+8煤層含氣量綜合評價

2.1.4 寬緩向斜富氣模式

依據上述理論分析，建立了寬緩向斜富氣模式（見圖8），該模式具有以下特征：

圖8 寬緩向斜富氣模式

1）發育斷層少或發育少量逆斷層，地層傾角相對較小（小于10°），處于勢能均衡區，向斜核部具有儲層壓力梯度大（大于0.90 MPa/100 m）、煤層含氣量大（大于16 m3/t）、含氣飽和度高（大于85%）及滲透率高（大于 0.3×10-3μm2）等特點；2）為障壁海岸沉積體系，潮坪沉積相，區域性泥巖蓋層發育，直接頂底板巖性多為泥巖；3）位于滯流-弱徑流區域，地下水勢能高，水動力運移緩慢，溶解作用弱，散失小，水型為NaHCO3型，水力梯度小。

2.2 有利區優選

依據煤層氣富集模式和特點，建立了有利區的優選指標體系（見表3），并據此優選預測了川南地區筠連區塊的沐愛向斜、羅場向斜、建武向斜等3個寬緩富氣向斜區（見圖9），為后期川南地區煤層氣勘探開發提供了依據。

表3 有利區關鍵參數

圖9 筠連區塊水動力分區與C7+8煤層含氣量綜合評價

以沐愛向斜為例。該有利區核部地層傾角小于10°，兩翼傾角變大，介于 15°～25°，發育 2 條逆斷層；區域性泥巖封蓋層發育，直接頂底板為巖性致密的泥巖或粉砂巖，儲層壓力梯度最大達1.19 MPa/100 m，形成了良好的封存條件。該區整體含氣量較高，越靠近向斜核部，煤層含氣量越高。以C7煤層為例，最高含氣量可達 18.8 m3/t；C2，C3，C7，C8等 4 套煤層總厚度大于 7 m；煤層埋深適中，C8煤層埋深介于300～800 m。總之，該區成藏條件有利于煤層氣的勘探開發。

3 結論

1）川南筠連區塊煤層氣具有“一小五高”的成藏特征，即煤層單層厚度小、含氣量高、含氣飽和度高、儲層壓力梯度高、臨儲比高、滲透率相對較高等，這些特征利于煤層氣的解吸產出。

2）根據煤層氣主控因素的配置關系，認為寬緩向斜是研究區煤層氣富集的主要區域之一，是研究區煤層氣勘探開發的主要方向之一。

3）預測了川南地區筠連區塊的沐愛向斜、羅場向斜、建武向斜等3個富集有利目標區，為下步川南地區勘探部署提供了依據。