鄂爾多斯盆地中東部深層煤層氣成藏富集規律

摘" 要：鄂爾多斯盆地上古生界煤層廣泛發育，深部煤層氣資源十分豐富。

為明確鄂爾多斯盆地深部煤儲層的地質特征以及含氣規律，優選煤層氣富集有利區，以鄂爾多斯盆地中東部8號煤為研究對象，綜合利用地質、分析測試以及生產數據等資料，分析了深部煤巖儲層地質特征和含氣性特征。結果表明：8號煤在中-東部地區發育厚度大、西部和南部厚度小，煤巖類型以光亮煤和半亮煤為主，顯微組分以鏡質組含量處于絕對優勢，有利于煤層氣的生成和儲集；蓋層以泥巖和灰巖為主，保存條件較好；煤巖孔隙成因類型包括植物組織孔、氣泡孔和晶間孔，局部發育張性裂隙，孔隙大小以微孔和大孔為主；煤儲層含氣量具有中東部高、西部地區低的特征，煤層含氣量隨埋深增大呈現“先增大后減小”的趨勢，深部煤層游離氣占比超過30%；構建了包括含氣量、煤層厚度、埋深、宏觀煤巖類型、泥質含量以及煤體結構6參數的評價指標體系，在3個先導試驗區內劃分出Ⅰ類和Ⅱ類煤層氣富集有利區。研究成果可為深層煤層氣有利區優選和高效開發提供指導。

關鍵詞：深層煤層氣；地質特征；有利區；鄂爾多斯盆地

中圖分類號：TE 121

文獻標志碼：A

文章編號：1672-9315（2024）06-1165-11

DOI：10.13800/j.cnki.xakjdxxb.2024.0614開放科學（資源服務）標識碼（OSID）：

收稿日期：

2024-07-

18

基金項目：

中國石油天然氣股份有限公司攻關性應用性科技項目（2023ZZ1804）;國家科技重大專項（2016ZX05050）

第一作者：

張道鋒，男，江西萍鄉人，高級工程師，E-mail：zhangdaofeng_cq@petrochina.com.cn

通信作者：王冰，男，山東菏澤人，工程師，E-mail：

wbing01_cq@petrochina.com.cn

Enrichment law of deep coalbed methane accumulation

in central and eastern Ordos Basin

ZHANG Daofeng1，WANG Bing1，WANG Hua1，2，ZHENG Xiaopeng1，HUANG Jinxiu3

（1.Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China;

2.National Engineering Laboratory of Low-Permeability Oil amp; Gas Exploration and Development，Xi’an 710018，China;

3.Development Department of Gas Field，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi’an 710018，China）

Abstract：

The Upper Paleozoic coal seams are widely developed in Ordos Basin，and deep coalbed methane（CBM）resources are very rich.

To clarify the geological characteristics and gas bearing laws of deep coal reservoirs in Ordos Basin，and to select favorable areas for coalbed methane enrichment，the study focuses on the No.8 coal seam in the central and eastern Ordos Basin.By comprehensively utilizing geological，analytical and production data，the geological characteristics and gas bearing characteristics of deep coal reservoirs were analyzed.The results show that No.8 coal seam is characterized by larger deposition thickness in the middle and east，and smaller deposition thickness in the west and south.Coal rocks are mainly composed of bright coal and semi-bright coal.Cap rocks are mainly composed of mudstones and limestones，with good preservation conditions.The genetic types of coal pores include plant tissue pore，bubble pore and intercrystalline pore.Tensile fractures are developed locally，and the pore size is mainly micropores and macropores.The CBM content is high in central and eastern regions and low in western regions.The gas content shows a trend of “first increasing and then decreasing” with increasing burial depth.The higher formation temperature promotes the conversion of adsorbed gas to free gas，resulting in more than 30% for free gas in coal reservoir.The evaluation system，composed of such six parameters as" gas content，thickness of coal seam，buried depth，macroscopic coal-rock type，shale content and coal body structure，has been established.The favorable areas of CBM in Type Ⅰ and Ⅱ have been classified in the three pilot test areas.The research can provide guidance for the optimization of favorable areas and efficient development of deep CBM.

Key words：deep coalbed methane;geological characteristics;favorable area;Ordos Basin

0" 引" 言

天然氣作為一種重要的清潔能源，在全面實現國家“雙碳目標”和保障國家能源安全中占有重要戰略地位［1］。隨著天然氣勘探開發進程的不斷深入，深層煤層氣在中國能源供給結構中的地位顯得愈發重要，煤層氣勘探向深層進軍的趨勢日益顯現［2］。在中國早期關于煤層氣的研究中，普遍以1 000 m作為“淺層”與“深層”煤層氣的埋深臨界值，而新的地礦行業標準《煤層氣資源評價規范：DZ/T 0378—2021》

將1 200 m以深的煤層氣定義為深層煤層氣資源。美國波森斯盆地和落基山地區的3個盆地中煤層埋深普遍超過1 300 m，加拿大西部阿爾伯塔盆地、美國懷俄明州的漢納盆地以及猶他州的尤尼塔盆地均開展了深層煤層氣的先導試驗工作［3-5］。中國深層煤層氣規模開發起步較晚，目前中國深層煤層氣可采資源量占總可采資源量的28.76%，深層探明率僅2.01%［2］。隨著鄂爾多斯盆地東南緣的大寧-吉縣區塊吉深6-7平01井獲得10×104 m3的工業氣流，標志著中國深層煤層氣勘探取得重大進展［6］。準噶爾盆地白家海凸起的彩探1H井試采獲高產工業氣流，拉開了準噶爾盆地深層煤層氣開發的序幕［7］?，F有的勘探開發實踐打破了國外學者提出的“1 786 m以深為煤層氣工業開發禁區”的認識，表明中國深部煤層氣勘探開發前景廣闊。

煤儲層自身特征和頂底板特征是控制煤層氣成藏最主要的兩個因素［8］，其中煤巖自身特征包括煤層厚度、煤巖組成和類型、巖石物性和成熟度等，頂底板巖性組合及分布決定了氣體的保存條件［9-11］。與中淺層煤巖相比，深層煤巖在上覆載荷的作用下受到更強的機械壓實作用而表現出更小的孔隙度特征，沁水盆地南部埋深小于800 m的煤巖孔隙度為1%～13%，埋深大于800 m時煤巖孔隙度小于6.5%，且孔隙度與埋深的變化關系隨煤階的不同而有所差異［12-13］。煤層在深埋過程中由于遭受更加強烈的應力和溫壓條件，深部煤層裂隙發育較淺層更為復雜［5］。深層煤巖在較高溫度作用下變質程度較高，較強的生氣和凝膠化作用致使氣孔和割理十分發育［2］。深部煤層和中淺層煤層在氣體賦存狀態和儲層特征等方面存在顯著差異，中淺層煤層中的天然氣以吸附態占絕對優勢，游離氣含量較少；深部煤儲層吸附氣與游離氣并存，二者含量的相對比例主要取決于煤巖組分和地層溫壓條件［14］。隨著埋深的增加和上覆靜巖壓力的快速增大，煤儲層滲透率總體呈減小趨勢。深部復雜的地應力和地層溫壓條件可能導致煤巖因塑性變形而產生新的裂隙，進而在一定程度上改善滲透條件［5］，深層煤巖滲透率演化更為復雜。以煤層氣成藏認識為基礎，以含氣性和氣井產能為核心優選有利區是深部煤層氣高效開發的先決條件［6］。已有的煤層氣有利區評價方法包括灰色類聚法、模糊數學法、加權平均法和模糊物元法等［15-18］，常見的評價指標有資源豐度、含氣量、儲層厚度、煤巖組分以及頂底板巖性等［19-20］。

鄂爾多斯盆地中東部地區深層煤層氣勘探開發處于起步階段，煤層氣成藏地質特征和富集規律缺乏系統研究。結合深層煤層氣已有的地質理論認識，綜合地質勘探、分析測試以及生產資料，探討煤儲層地質特征、煤巖組成以及孔隙結構，預測鄂爾多斯盆地中東部深層煤層氣富集有利區，為盆地深層煤層氣勘探開發提供理論支持。

1" 區域地質特征

鄂爾多斯盆地是在華北克拉通晚古生代陸表海沉積基礎上形成的中生代內陸河湖相多旋回沉積盆地［21］。盆地在晚奧陶世受加里東構造運動影響而表現為主體抬升，經歷了長達120 Ma的剝蝕［22］。之后受海西構造運動控制，盆地持續沉降，晚石炭世本溪組沉積期盆地東西兩側均有海水侵入，其中盆地中東部受古華北?？刂?，地層厚度相比于西部較薄。早二疊世太原組沉積期，盆地具有北高南低的古地形特征，形成潟湖-潮坪-三角洲沉積體系［23］。中、晚二疊世盆地北部的抬升導致海水由北向南逐漸退出，中東部發育一套陸相湖泊-三角洲沉積地層［24］。

鄂爾多斯盆地中東部北至烏審旗，南到清澗，西鄰蘇里格、東接吳堡，主體位于伊陜斜坡二級構造帶（圖1），構造活動十分微弱，構造發育簡單，整體為一平緩的西傾單斜構造，地層傾角不大于3°；煤儲層和頂底板斷層極不發育，為煤層氣后期保存提供了較為有利的構造條件。受沉積環境控制，盆地中東部煤層主要發育在石炭-二疊系的本溪組、太原組以及山西組，煤層發育廣泛且分布穩定，總厚度達35 m，自上而下可細分為1～10號煤層。8號煤位于本溪組頂部，在盆地東部埋深介于1 500～3 500 m，厚度最大約15 m，呈西深東淺、西南薄東北厚的分布特征。深部8號煤層位于承壓水區域，較弱的水動力環境為煤層氣側向封堵提供良好的水文地質條件［10］。

2" 成藏地質特征

2.1" 儲層地質特征

鄂爾多斯盆地中東部本溪組發育在障壁島海岸沉積背景下，可進一步劃分為障壁島

-潟湖-潮坪沉積相［25-26］。障壁島為灰白色砂巖，在波浪作用下砂巖的結構和成分成熟度較高。潟湖是由障壁島砂體所圍繞的半封閉或封閉淺水區域，發育灰黑色泥巖和煤層，夾薄層粉砂巖，局部有灰巖沉積。潮坪沉積體系受周期性潮汐作用控制，以粉、細砂巖為主［27］。

8號煤發育在本溪組頂部，受物源方向和沉積環境控制，煤層呈北東-南西向展布（圖2）。鉆錄井和測井解釋數據顯示，中部煤層最為發育，沉積厚度為6～15 m，平均約8.6 m，尤其沿Q35-M172一線，煤層厚度超過10 m；東部厚度為4～12 m，平均7.0 m，厚度總體小于中部地區，但在SD1H井區附近也形成了厚度大于10 m的富煤中心；西部煤厚4～10 m，平均厚度5.4 m；南部煤層厚度僅0～4 m。煤儲層中的夾矸層數及分布對煤巖含氣

量和鉆井開發帶來不利影響，依據煤層與夾矸的匹配關系，將煤巖結構分為兩種類型：煤層中無明顯夾矸層視之為Ⅰ分型，煤層中發育一套穩定夾矸層視之為Ⅱ分型（圖3）。中部地區煤層表現為

Ⅰ分型結構（SH115井和M42井），東部煤體結構

以Ⅰ分型為主，Ⅱ分型次之（Y75井和Y133井），西部Ⅱ分型比較發育（SH144井和T119井）。

煤巖取芯實測含氣量顯示，含氣量與煤層厚度有正相關關系。中部煤層厚度較大地區的含氣量介于17～27.6 m3/t，西部和南部地區含氣量較小，約9.8～21.8 m3/t，東部地區M115

井含氣量為11.1 m3/t，但在局部富煤中心SD1H

井的含氣量卻高達24.3 m3/t（圖2）。

2.2" 煤巖類型和組分

煤巖類型和演化程度控制著煤層的生氣能力、孔縫結構以及儲集能力［28-29］。盆地中東部8號煤以光亮型和半亮型原生結構煤為主。煤巖

不同組分的生烴能力存在顯著差異，其中鏡質組和惰質組以生氣為主，殼質組以生油為主。不同顯微組分發育不同類型和孔徑的孔隙，例如微孔在鏡質組中較為發育，惰質組中通常中孔和大孔發育，這決定了各組分的相對含量會影響煤儲層的整體吸附潛力［30］。此外，煤巖中的灰分和水分通過占據氣體存儲空間以及與氣體形成競爭吸附而減少煤層含氣量［31］。典型井樣品分析統計結果顯示，

煤巖有機顯微組分以鏡質組為主，惰質組次

之，

殼質組含量較低。取自于中部M172井和Q35井的煤巖樣品鏡質體含量分別為76.8%～86.1%和47.7%～97.7%（平均含量分別為80.4%和83.1%），東部的Y160H井的鏡質體含量為66.5%～75.5%（平均含量為70.6%），西部的J26井為48.6%～82.1%（平均含量為67.4%），與中東部地區相比鏡質體含量較低（表1）。煤巖工業組分分析數據顯示中部煤質較好，向東西兩側逐漸變差。M172井和Q35井固定碳和灰分含量分別為69.8%、16.9%和79.7%、10.5%，Y160H井

和J26井分別為62.7%、29.6%和61.9%、26.1%。

2.3" 煤儲層的孔裂隙結構

煤儲層具有孔隙和裂隙組成的雙重孔隙結構特征，孔隙是煤層氣賦存的主要空間，裂隙是氣體在煤儲層運移的主要疏導通道［32］。不同成因類型的煤巖孔隙是煤層生氣、儲氣及滲透性能的直接反映。通過光學顯微鏡及掃描電鏡觀察，盆地中東部8號煤孔隙成因類型包括植物組織孔、氣泡孔和晶間孔（圖4）。植物組織孔保存較好，部分被滲出瀝青體充填（圖4（a）和（b））。氣泡孔發育密集，表現出成群分布特征，單個氣孔直徑通常為數十至數百納米，有時與微裂隙伴生（圖4（e））。晶間孔發育在煤儲層自生無機礦物晶體之間，孔隙形態取決于礦物種類和晶體排列關系（圖4（f））。由于鏡質體的均勻致密特性，煤化過程中易產生

裂隙，已發現的裂隙類型主要為張性裂隙（圖4（c）），

為天然氣在煤層中的運移提供優勢通道。

孔徑分布很大程度上決定了氣體的賦存狀態和相對比例，依據國際理論與應用化學聯合會（IUPAC）的孔徑劃分標準［33］，將煤孔隙分為微孔（lt;2 nm）、中孔（2～50 nm）和大孔（gt;50 nm）。CO2-低溫液氮吸附以及高壓壓汞聯合表征技術顯示，8號煤巖孔隙以微孔和大孔為主，中孔所占比例較?。▓D5）。M172井微孔和大孔在總孔隙度中的比例分別為56.85%和39.26%，中孔占比只有3.79%；Q36井微孔和大孔比例分別為57.77%和40.99%，中孔占1.25%。煤巖樣品核磁共振T2圖譜表現為明顯的兩端雙峰特征，說明煤巖微孔和大孔體積占絕對優勢，中孔最不發育。左側峰比右側峰面積大，表明微孔比大孔更為發育。以上孔徑分布特征表明鄂爾多斯盆地中東部深層煤巖在具有較強氣體吸附能力的同時，也為游離氣的存儲提供了較大空間。

2.4" 儲蓋層組合

煤層氣能否大面積連片成藏不僅取決于儲層特征，還受蓋層封閉能力的控制，后者主要取決于其巖性和厚度。蓋層厚度越大，對煤層氣垂向散失的抑制能力越強；在厚度相同時，與巖性有關的孔滲性越差，流體突破壓力就越大，其封閉能力也就越強。蓋層封閉能力由強到弱依次為泥頁巖、灰巖、泥巖-粉砂巖互層、細砂巖和砂巖［34］。依據盆地中東部太原組和本溪組鉆井資料，劃分出煤-泥、煤-灰以及煤-砂3種儲蓋組合關系（圖6）。受控于太原組潟湖-潮坪-三角洲古混合沉積體系，煤-泥儲蓋組合分布在研究區西部、北部以及南部邊緣地區，泥巖厚度為4～12 m；煤-灰儲蓋組合主要發育在中南部，灰巖厚度為6～20 m。泥巖和灰巖蓋層整體發育厚度較大且分布穩定，有利于煤層氣保存。例如T4井發育厚層泥巖蓋層，煤層氣測峰值為92%，密閉取芯含氣量為24 m3/t，蓋層與煤層的應力差為7 MPa；LT1井發育巨厚灰巖蓋層，氣測峰值85%，密閉取芯含氣量為27 m3/t，蓋層與煤層應力差高達22 MPa；S100井的蓋層巖性為砂巖，氣測峰值為28%，含氣量約18 m3/t。其中泥巖和灰巖蓋層與煤層的地應力差較大，約

7～22 MPa，滿足大規模壓裂改造的應力封隔條件。

2.5" 深部煤層氣含氣特征

不同于常規油氣藏，煤層氣生成以后一般未經過長距離運移，而是在原位以吸附態和游離態形式儲存，表現為自生自儲和大面積連片分布的成藏特征，因此儲層含氣性是反映煤層氣富集和氣井產能的重要指標［35-36］。煤巖變質程度影響煤的生氣量和孔隙結構，進而決定了煤層整體的含氣特征［37-41］。煤巖成熟度數據顯示，中東部區塊的Q85井、M172井8號煤實測鏡質體反射率Ro分別為2.07%和1.78%，對應的平均實測含氣量分別為25.7 m3/t和19.5 m3/t，西部的J26井煤巖Ro為1.73%，巖樣含氣量為18.5 m3/t。

與淺部煤層相比，深部煤層經歷了較高的地層溫度和壓力，呈現不同的煤層氣吸附特征和賦存狀態。一方面，較高的地層壓力可降低氣體吸附所需的吸附勢能，使得煤基質表面具有更多的吸附位，煤對氣體的吸附能力增強；另一方面，溫度的升高增強了氣體分子的熱活動性，進而增大氣體吸附所需的吸附勢能，煤基質對氣體的吸附能力下降。煤層在埋深過程中存在某一深度（臨界深度）使得地層壓力的正效應弱于溫度的負效應，臨界深度以淺煤層吸附能力隨埋深快速增強，臨界深度以深煤層吸附能力逐漸減弱。因此煤層含氣量隨深度的變化是不同地質因素耦合的結果。文中含氣量是通過將保壓或密閉取心獲取的煤樣放入解吸罐實測獲得，由損失氣、解吸氣和殘余氣量3部分組成。吸附氣量是在實驗室等溫吸附試驗的基礎上，將煤儲層實測溫度和壓力數據帶入Langmuir方程計算得到游離氣量即為實測含氣量與吸附氣量的差值，8號煤含氣量轉折深度約2 600 m，轉折深度以淺含氣量隨深度增加而迅速增大，轉折點最大含氣量超過35 m3/t，轉折深度以深煤層含氣量隨埋深逐漸降低（圖7）。鑒于目前煤巖含氣量測試樣本的數量較少，含氣量轉折深度分布規律有待進一步研究。中淺層煤層氣主要以吸附氣的形式存在于煤層中，游離氣含量較少，但隨著埋深的增加，地層溫度升高和孔隙結構變化，深部煤層中游離氣的比例逐漸增大，吸附氣含量占比降低［39］。M172井8號煤總含氣量為17～32 m3/t，其中游離氣占比為15.8%～58.4%，

平均含量為37%（圖8）。Q85井和Y106煤儲層游離氣含量分別為32%和31%，該數值遠高于盆地淺部煤層10%左右的游離氣平均含氣量。

3" 深層煤層氣富集有利區

受晚古生代海陸交互相沉積環境控制，鄂爾多斯盆地煤系地層廣泛發育。深部煤層疊合分布面積約20.5×104 km2，利用體積法初步估算深部煤層氣資源量23.47×1012 m3，被視為天然氣勘探開發重要的戰略接替領域?；谇笆雒簬r展布、成分、孔裂隙結構以及含氣性分析，在鄂爾多斯盆地中東部劃分出3個煤層氣勘探開發先導試驗區，即納林1H、米脂北以及綏德3個區塊（圖9）。

在3個先導試驗區內，通過地質評價方法優選富集有利區是目前盆地中東部深層煤層氣產能建設亟待解決的問題。評價參數是煤層氣富集地質評價方法的基礎，研究區深部煤層氣目前處于勘探開發初級階段，已獲取了一定量的包括含氣性在內的靜態數據和產能動態數據?；谇笆雒簩託鈨拥刭|特征和含氣規律的認識，以煤層氣井產能為刻度，針對所有可能影響煤層氣富集高產的因素，采用數學相關性分析法得到產能與各因素的關系，進而確定了6種地質評價參數：含氣量、煤層厚度、埋深、宏觀煤巖類型、泥質含量以及煤體結構。對已有的產能數據和各評價參數疊合分析，確定各參數的閾值其中含氣量為20 m3·t-1，煤層厚度為8 m，埋深為2 300 m，煤巖泥質含量為20%（見表2）。

米脂北區塊的Ⅰ類富集有利區位于其中部，總體呈北東-南西向展布，納林1H和綏德區塊的Ⅰ類富集有利區均位于區塊中東部，該區域煤層厚度較大，煤質純度較高；Ⅱ類富集有利區位于環繞Ⅰ類富集區的周邊地區，受沉積環境控制，煤層厚度較薄，不利于煤層氣規模聚集（圖9）。

M172H井為率先在Ⅰ類富集有利區8號煤層實施壓裂試氣的水平井，完鉆井深4 006 m，水平段長度1 314 m，煤巖鉆遇率94.3%，平均氣測值65.28%。采用15段46簇實施CO2減水和高強度體積壓裂改造，加砂量為6 100 m3，注入CO2量為2 800 m3。試氣火焰長9～10 m，日產煤層氣量13.51×104 m3。

4" 結" 論

1）8號煤巖類型以光亮煤和半亮煤為主，鏡質體平均含量高于80%，鏡質體反射率高于1.7%，煤巖熱演化程度達到中高變質階段。受晚古生代海陸交互相沉積體系影響，蓋層以厚層的泥巖和灰巖為主，砂巖蓋層僅分布在東北部，表明研究區煤層氣總體封閉條件較好。

2）煤巖孔隙成因類型包括植物組織孔、氣泡孔和晶間孔，局部發育張性裂隙。CO2-低溫液氮吸附、高壓壓汞以及核磁共振聯合試驗表明，煤巖孔隙以微孔和大孔為主，較高比例的大孔為游離氣提供了有利的儲存空間。

3）煤儲層含氣量整體表現為中東部地區高、西部地區低的特征。在地層溫度和壓力的耦合作用下，煤層含氣量隨埋深增大呈現先增大后減小的趨勢。相比于中淺部煤層，深部煤層中的游離氣含量高于淺部。

4）基于煤儲層地質特征和含氣性，在盆地中東部劃分出納林1H、米脂北以及綏德3個煤層氣勘探開發先導試驗區。建立了深層煤層氣富集區地質評價方法，并在先導試驗區內劃分出Ⅰ類和Ⅱ類煤層氣富集有利區。

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（責任編輯：李克永）