隴東煤田侏羅系煤層氣成藏主控因素與模式

朱志良，高小明

（甘肅煤田地質研究所，蘭州 730000）

0 引言

隨著國家炭達峰和炭中和目標的提出，煤層氣作為綠色清潔能源，在推動國家工業綠色化、煤炭行業轉型發展等方面發揮著重要的作用。研究煤層氣成藏的主控因素和成藏模式有利于對富集規律的認識，從而指導有利區預測和靶區優選［1-2］，加快煤層氣實現大產業化建設［3］。鄂爾多斯盆地沉積礦產豐富，其中煤層氣資源7.26 萬億m3［4］，為國內煤層氣地質資源量最豐富的含氣盆地。前期學者在盆地東緣做了大量的煤層氣科研地質工作，而西南緣的隴東地區的工作甚少。晉香蘭［5］從全盆地的角度提出鄂爾多斯盆地侏羅系煤層氣藏屬于典型的單斜構造富氣模式，氣體的富集受地溫、古構造應力、地下水動力聯合控制；胡馳等［6］用灰色關聯法分析了隴東合水地區的煤層含氣量，認為地質構造和埋深是含氣量變化的主要控制因素。賈建稱等［7］論述了盆地西南緣侏羅紀—白堊紀的地層特征和判別標志，并建立了地層序列；葉博等［8］提出隴東演武地區侏羅系延安組油藏圈閉條件優越，油藏的形成分別為早白堊世末的充注成藏和晚白堊世以來構造抬升引起的油氣二次運移成藏；根據李超等［9］、張曉輝等［10］、邵曉州等［11］、馮雪等［12］的研究，長慶油田對隴東地區三疊系延長組的油藏勘探程度較高，其中鎮涇油田、華池油田、平涼北地區和慶陽油田均發育不同規模的油藏。隴東煤田中生界侏羅系煤層氣地質資源量約5 117.5 億m3，占甘肅省總煤層氣資源的89.6%［13］。該區煤層氣勘探工作處于起步階段，缺乏煤層氣成藏主控因素和模式的研究。

分析隴東煤田侏羅系煤儲層特征、煤層氣形成的源巖條件和儲集能力，重點探討氣藏圈閉的封存條件，闡述氣藏的形成模式及對應的氣藏類型，通過對該區的煤層氣地質條件綜合評價，優選出有利富集區，以期為今后的勘探工作提供參考和指導。

1 區域概況

隴東煤田地處鄂爾多斯盆地的西南緣，位于甘肅省慶陽市、平涼市境內（圖1），南北長215 km，東西寬160 km，面積約3.4 萬km2［14］，蘊藏著豐富的煤炭及油氣資源［15］，預測煤炭資源量約為1 600 億t，占甘肅省煤炭資源量的96%［16］。煤系地層主要為中侏羅統延安組，區內煤層累計厚度大，埋深淺，有利于煤層氣的富集成藏，含煤地層下伏三疊系延長組，巖性主要為礫巖、砂巖、粉砂巖、砂質泥巖及泥巖互層，間夾黑色頁巖、含油頁巖，富含植物化石及煤線，其中的砂巖常為儲油層［17］。

圖1 隴東煤田地理位置（a）及侏羅系綜合柱狀圖（b）Fig.1 Geographic location（a）and stratigraphic column of Jurassic（b）in Longdong coalfield

2 煤層氣儲層特征

2.1 煤層分布

隴東煤田侏羅系延安組沉積時古構造及古地形的差異導致煤田內不同地區煤層層數、厚度分布的差異（表1），表1 中A—T 所代表區塊見圖1。研究區西緣可采煤層層數多、分布面積廣、橫向較穩定；中部煤層埋深大；東緣局部含較薄的可采煤層；南緣發育厚煤層，儲量大，厚度變化也大。煤層整體表現出由北向南變厚的特征。

表1 隴東煤田不同勘查區煤層特征Table 1 Coal seam characteristics of different exploration areas in Longdong coalfield

2.2 煤巖與煤級

煤類的不同影響其生烴能力，主要決定因素為煤巖組分和變質程度［18］。區內可采煤層宏觀煤巖類型以均一狀暗煤為主，夾有中—細條帶的亮煤或鏡煤。各區塊顯微煤巖特征基本相似，鏡質組體積分數為40.60%～60.93%，平均為53.38%；惰質組體積分數為24.29%～48.27%，平均為34.69%；殼質組體積分數為2.12%～2.43%，平均為2.18%；煤的鏡質體反射率（Ro）為0.59%～0.83%，演化程度低，以低階煤為主。西緣逆沖斷裂帶以長焰煤為主；東部慶陽單斜以不粘煤為主，弱粘煤次之。區內燕山期以來未見巖漿巖活動，煤的演化以深成變質作用為主。

2.3 煤層含氣性

隴東煤田煤的Langmuir 體積為2.72～33.90 m3/t，平均為13.00 m3/t；Langmuir 壓力為0.99～6.26 MPa，平均為3.15 MPa（圖2）。煤層對甲烷的吸附能力強，Langmuir 壓力較高，易于煤層氣的解吸。統計發現，東南緣煤儲層吸附性和解吸性要高于西緣。

圖2 隴東煤田延安組煤樣甲烷等溫吸附曲線Fig.2 Methane isothermal adsorption curves of coal samples of Yan’an Formation in Longdong coalfield

研究區煤儲層臨界解吸壓力為0.42～2.25 MPa，平均為0.88 MPa；煤層氣甲烷（CH4）濃度為72.31%～94.01%，平均為84.50%；含氣飽和度較低，為12%～51%，平均為34%（表2）。

表2 隴東煤田延安組煤等溫吸附參數及含氣性統計Table 2 Isothermal adsorption parameters and gas-bearing properties of coal samples of Yan’an Formation in Longdong coalfield

2.4 煤層物性

研究區的測試數據顯示，煤樣孔隙度為3.90%～11.50%，平均為7.40%；滲透率為0.07～3.89 mD，平均為0.99 mD；掃描電鏡觀察顯示，煤層有機質內孔隙和氣孔較發育，以小孔和微孔為主，植物細胞殘留孔隙所占比例高達35%，孔隙間連通性好。鏡煤中裂隙發育，裂隙呈開啟狀態，少許裂隙中充填碳酸鹽礦物。物性特征表明，區內煤層滲流通道發育較好，有利于煤層氣運移產出。

3 成藏主控因素

基于隴東地區煤炭勘查鉆孔資料及33 個煤層氣井試井及煤樣測試資料，結合鉆探、水文數據，認為煤層氣的富集主要受控于以下因素。

3.1 生烴能力

前期研究表明，煤的3 組顯微組分產烴類氣體能力各不相同（圖3），總的趨勢是殼質組＞鏡質組＞惰性組［19］。隴東地區煤以鏡質組為主（平均為53.38%），是煤層氣生成的主要貢獻者，主要為長焰煤，變質程度低，生烴能力較差，但其中變質程度更低的褐煤所對應的生烴潛力也遠超其煤層的自生儲氣能力，因此認為決定煤層含氣量的主要因素是儲氣能力與保存條件。

圖3 煤巖顯微組分的生烴能力［9］Fig.3 Hydrocarbon generation capacity of coalrocks maceral

3.2 保存條件

地質構造、煤層埋深、沉積特征和水文條件等因素影響煤層氣的封存條件和富集程度［20-21］。

3.2.1 構造條件

隴東地區橫跨鄂爾多斯西南緣4 個構造單元（圖4）：西緣逆沖斷褶構造帶、天環坳陷、伊陜斜坡和渭北隆起［22］。

圖4 鄂爾多斯盆地西南緣構造單元劃分Fig.4 Structural units of the southwestern margin of Ordos Basin

西緣逆沖斷褶構造帶由3 條近南北向逆沖壓性大斷裂組成：沙井子—彭陽斷褶帶、青龍山—固原斷褶帶和甜水堡—平涼斷褶帶；均為壓性逆斷層，斷裂面為透氣性較差的泥巖充填，密閉性能好；斷距為幾米到幾百米，內部常伴生斷鼻構造、斷塊半背斜等次級構造，保存條件較差，如環縣沙井子礦區的X1508 井，煤心現場解吸氣含量只有2.88 m3/t。

天環坳陷涵蓋研究區中部和東部，以簡單的向斜構造為主，西翼陡而東翼緩，發育褶皺和少量的鼻狀構造。向斜的兩翼煤層尖滅且被致密泥巖蓋層封閉，形成氣藏圈閉；軸部由于埋深增加、上覆圍壓、構造應力集中等，所受壓力異常高，是煤層氣富集程度最高的區域。寧縣九龍川井田的NZ311、NZ614、涇川荔堡X3804 井位于向斜斜坡鼻狀構造單元，現場解吸氣含量可達5.54～7.67 m3/t，向斜斜坡帶亦為富集成藏的“甜點區”。

伊陜斜坡在區內為西傾的單斜，而環縣、華池、合水及慶城以東均位于該單斜的構造高地，煤層發育差，子午嶺一帶隆起可采煤層僅在局部低洼地帶發育，部分受到基底隆起影響，蓋層后期被剝蝕。南部存在一定程度的隆起，形成近東西向相間分布的隆起帶及坳陷帶，呈南翹北傾形態，褶皺構造影響到煤層氣的富集。華亭、平涼、崇信等地煤層穩定，厚度大，但喜山期數組近東西向的正斷層對煤層氣藏的破壞作用強烈，煤層頂板之上的裂隙和斷裂成為氣體的逸散通道，周邊井田（赤城、周寨、新窯、華亭礦區等）煤層含氣量在1 m3/t以下。

3.2.2 埋藏深度

隨著煤層埋深增加，一方面上覆地層壓力增大，煤吸附氣體能力增強；另一方面煤的滲透性降低，保存條件變好［23］。隴東地區煤層氣隨埋深增加總體呈現出先增加（如圖5 藍線所示）后降低（如圖5紅線所示）的趨勢，具有“臨界深度”特征［24］。

圖5 隴東煤田延安組煤層埋深與含氣量關系Fig.5 Relationship between buried depth and gas content of coal seams of Yan’an Formation in Longdong coalfield

不同的構造分區埋深控藏作用有差異，天環坳陷和伊陜斜坡局部富煤區，含氣量變化表現出最佳深度的特點，而南部渭北隆起帶與西緣逆沖斷褶構造帶受埋深影響較小。如寧正礦區和靈臺礦區煤層含氣量與埋深呈良好的線性關系，但超過臨界埋深后，不再呈簡單的線性關系。寧中勘查區九龍川井田的4 個煤層氣參數井顯示，埋深淺于1 150 m 的煤層含氣量增加迅速，變化梯度為每百米2.25 m3/t；埋深超過1 150 m，煤層含氣量增加緩慢，變化梯度為每百米0.35 m3/t。在靈臺礦區、沙井子礦區也有相似的變化趨勢，但在華亭礦區、新窯礦區、赤城礦區由于張性正斷層裙帶發育，封蓋層大范圍遭到斷裂帶的破壞，氣體逸散嚴重，含氣量與埋深無關。

3.2.3 沉積環境

沉積作用很大程度上決定了煤層與圍巖之間的配置組合、蓋層的巖性、巖相及空間展布，進而影響著煤層氣的保存條件；不同沉積體系對煤儲層的封蓋能力差異明顯，良好的煤儲層+蓋層組合條件對煤層氣的富集十分重要［25］。隴東煤田延安組形成于沖積扇、河流、湖泊三角洲和湖泊等沉積環境［26］（圖6）。

圖6 隴東煤田中侏羅世沉積古地理圖Fig.6 Sedimentary paleogeographic map of Middle Jurassic in Longdong coalfield

延安組沉積期西部基底隆起為高地，大氣降水及地表水匯集形成河流，河流沉積向東或東北逐步推進，在該區西部的南北兩側發育沖積扇，中部零星發育陸相湖泊，在華池、正寧以東演變為湖泊三角洲，最終在陜西境內形成湖泊相；天然堤限定下的岸后泛濫平原（或盆地）是煤系泥巖的形成環境。

泥巖厚度受物源環境控制。北部物源補給更豐富，環縣以西，甜水堡向北一帶，泥巖厚度普遍大于50 m；中部，慶城—涇川—華亭一帶，泥巖厚度為10～50 m。由于水動力弱，使得延安期充填物多為泥巖、粉砂質泥巖、粉砂巖等細粒沉積物，封蓋性能強，為后期生成的煤層氣保存提供了天然屏障。

受區域性構造沉降及氣候影響，延安組沉積期泛濫平原大面積沼澤化，為煤的形成提供了理想環境。后期構造的持續調整，使得海平面升降變遷，而差異性壓實作用的疊加，造就了煤層在垂向上結構的復雜性；古地形控制著煤層在平面上的賦存范圍。綜上分析可知，煤層頂板（氣藏）是否具有有效的保護蓋層就顯得尤為重要。

3.2.4 水文地質條件

煤層氣成藏過程中氣體的運移、散失、保存與富集，與其所處的水文地質環境密切相關，主要表現為水力運移逸散、水力封閉和水力封堵等3 個方面的控制作用［27-28］。結合構造形態及水文地質資料，認為隴東煤層氣藏局部受到水力封堵和封閉的控氣作用。

盆地整體為東西向不對稱的向斜，東翼緩西翼陡，向斜軸部靠近西側，且為隱伏煤田，地表被巨厚的第四系黃土層覆蓋。對煤層有影響的含水層為中侏羅統直羅組、延安組中上部（煤8 層頂板以上）砂巖復合承壓含水層，中間以安定組—直羅組相對隔水層相隔，煤系下部為富縣組—三疊系上部相對隔水層。裂隙、孔隙潛水涌水量一般為100～300 m3/d，隨季節變化，裂隙承壓水礦化度較高，屬于弱富水性到中等富水性含水層。

寧中勘查區抽水試驗結果顯示：煤系水礦化度為2.698～17.463 g/L，水化學類型主要為SO4-Na 和SO4-Cl-Na 型。區內承壓水頭標高達1 000 m，地下水與地表水徑流方向基本一致，均為周圍區域（東、北、西區域）向馬蓮河與涇河交匯處流動，水動力為弱交替區帶。

從含水層、隔水層分布來看，延安組煤層本身屬于弱含水層，其上下被良好的隔水層與相對強的含水層相隔，不存在與強含水層溝通現象，煤系具有較好的煤層氣保存條件。

在盆地東部，向斜東翼局部地層剝蝕嚴重，后期沉積的含水層與煤系呈不整合接觸，煤層從露頭接受補給，順層從淺部滲流至深部，在壓差驅使下與向上擴散的氣體形成氣水界面，封堵性質的水文地質條件有利于煤層氣的保存。

盆地西部的逆沖斷層帶為壓性逆掩斷層，不導水且為隔水邊界，區域水文地質條件簡單，水力封閉控氣深度在1 200 m左右，氣水連通性較差，有利于煤層氣相對富集。

3.3 后期次生生物氣補充

生物成因氣包括早期（原生）生物成因煤層氣與晚期（次生）生物成因煤層氣［29］，在合適的pH 值、礦物離子組分、礦化度等條件下，烴源巖及其產物經過構造抬升再次進入微生物作用帶內，沉積有機質被微生物作用而產氣［30-31］。區內東部合水、華池、慶陽一帶，在燕山運動第2 幕以后地層抬升，延安組地層接受不同程度剝蝕，兩翼煤層被抬升至淺部，為次生生物氣的形成提供了地質條件。

盆地東部抬升，使得延安組早期煤化作用生成的煤層原生氣大部分逸散。此時的地層溫度適中，微生物在還原條件下作用于煤層，生成的次生生物氣造成局部煤層氣富集。

4 富集成藏模式

通過對隴東地區的沉積、埋深、構造、水文等地質條件相互作用的分析［32］，結合生、儲、蓋（保存條件）及后期次生氣源的補充等配置關系的研究［33-34］，劃分出該區4 種煤層氣富集成藏模式（圖7）。

圖7 隴東煤田侏羅系煤層氣成藏模式Fig.7 Accumulation models of Jurassic coalbed methane in Longdong coalfield

（1）盆地中心超壓氣藏。研究區中部涇川南部—鎮原東部—西峰—慶城—環縣東部為天環坳陷帶，煤層形成于河流相、三角洲平原環境，頂板為致密泥巖，厚度多超過10 m，處于盆地中心，埋深多超過1 300 m，超壓的封閉體系使得煤層含氣量增大（盆地中心延安組平均壓力系數為1.35，壓力梯度為0.215 MPa），造成煤層氣在盆地中心富集成藏。

（2）逆斷層-巖性封堵氣藏。西部沙井子礦區發育南北向的逆沖斷層帶，斷層封閉作用明顯，延安組河流相細砂巖相對發育，為游離氣富集提供了地質條件，在煤層上部巖性和構造遮擋區富集形成常規氣藏。

（3）構造高點-巖性圈閉氣藏。東部處于慶陽單斜構造帶，次級褶皺發育，在靈臺南—正寧南—寧縣南部區，延安組主要形成于泛濫平原環境，儲蓋配置關系好，煤層頂板發育20 m 以上的泥巖，后期改造程度弱，整體封蓋性能好，煤層含氣量為1～10 m3/t，在鼻狀構造、次級背斜等單斜上傾方向高部位，局部構造高點成為煤層氣優先富集的場所。

（4）水力封堵次生生物氣藏。東部寧縣南—正寧南—華池西部一帶煤層厚度變薄，甚至無煤層賦存，為后期抬升剝蝕所致。在局部殘留較厚、溫度適中水文地質條件的淺煤層中，在上覆白堊系巨厚含水層水力封堵下，次生生物氣在淺部煤層中富集。如靈臺百里南B2001 井，主煤層埋深500 m，含氣量達到5 m3/t，展示了區內煤層抬升背景下次生氣富集特征。

依據不同成藏模式，結合區內煤層賦存特征、煤儲層特征、含氣性特征和保存條件等，篩選出3類7 個主要影響因素作為評價指標（表3），其中儲層條件包括Langmuir 體積、滲透率、飽和度，資源條件包括煤層厚度、煤層含氣量，保存條件包括構造復雜程度、煤層傾角。采用多層次模糊數學對研究區的煤層氣地質條件進行了綜合評價。

表3 隴東煤田延安組有利區煤儲層參數Table 3 Coal reservoir parameters of Yan’an Formation in favorable areas of Longdong coalfield

寧縣九龍川、涇川高平、環縣沙井子為3 個有利目標區（圖4）。寧中九龍川主力煤層總厚為10～30 m，埋深為1 050～1 250 m，煤層平緩，含氣量為2～10 m3/t，面積為600 km2。涇川高平區塊煤厚5～20 m，不粘煤，埋深為850～1 300 m，煤層傾角多小于8°，含氣量為2～8 m3/t，面積為100 km2。環縣沙井子區塊煤厚為5～20 m，長焰煤，埋深為400～1 200 m，煤層傾角平均為45°，含氣量為1～5 m3/t，面積為820 km2。

綜上所述，隴東地區的煤層橫向分布穩定，垂向層數多，變化快，勘探重點應選擇高含氣厚煤帶區域，在煤層平緩、滲透性好的含氣層，可考慮水平井或者直井射孔壓裂，若煤層較厚，建議在套管內定點射孔壓裂，防止塌孔，提高穩定性。

5 結論

（1）隴東煤田中侏羅統延安組以低階煤儲層為主。煤層盆地中心厚、兩翼薄，由西北向東南變厚。東南緣煤儲層的含氣性和解吸性優于西緣，孔隙度、滲透率適中，裂隙發育呈開啟狀態，有利于煤層氣解吸產出。煤層氣甲烷濃度高，飽和度較低，區域上差異性富集特征顯著。

（2）隴東煤田延安組泥巖對煤層氣的保存和富集成藏起到至關重要的作用。構造、埋深、沉積環境、水文地質條件聯合影響著保存條件，是煤層氣差異性富集的地質背景原因。后期次生生物氣的補充豐富了氣源，形成局部淺層煤層氣富集。

（3）隴東煤田存在盆地中心超壓、逆斷層-巖性封堵、構造高點-巖性圈閉、淺部水力封堵次生生物氣4 種成藏模式。

（4）寧縣九龍川、涇川高平、環縣沙井子為3 個有利勘探區，可作為下一步的重點勘探區域。