川東南南川區塊龍潭組深部煤層氣成藏特征及勘探前景

郭 濤，金曉波，武迪迪，解 飛，劉盡賢

(1.中石化華東油氣分公司勘探開發研究院，江蘇 南京 210011；2.中國石化煤層氣重點實驗室，江蘇 南京 210011)

國內已建成沁水盆地、鄂爾多斯盆地東南緣兩大煤層氣產業基地，2021 年產量占全國煤層氣產量98%，且集中在1 000 m 以淺區域。隨著有效支撐壓裂工藝技術成熟，鄂爾多斯盆地東緣延川南、大寧-吉縣、臨興等區塊深部煤層氣獲得突破并實現商業開發，深部煤層氣逐漸引起業界重視[1-3]。據“十三五”全國煤層氣資源評價，中國煤層埋深1 500～3 000 m 深部煤層氣資源量為30.4×1012m3，展現了我國深部煤層氣巨大的勘探開發潛力[4]。

受構造演化和保存條件差異影響，煤層氣存在過飽和干煤系統、飽和-近飽和濕煤系統和欠飽和濕煤系統等，不同含氣系統需要采用不同的開發策略[2]。前人對深部煤層氣做了大量的研究工作[3-6]，闡述了深度對煤層氣賦存狀態、可壓性等的影響及控制作用，對甜點評價也做了較為系統的研究，認為深部煤層氣具有“高含氣量、高飽和度”的賦存特征，寬緩背斜及平緩單斜構造是深部煤層氣勘探有利區。但前期深部煤層氣勘探突破、商業開發及相關研究工作基本集中在鄂爾多斯盆地東緣(準噶爾盆地白家海地區侏羅系煤層氣源主要來自石炭系高-過成熟天然氣，屬于煤巖氣的范疇[7])，其他盆地鮮有相關報道。

近年來，中國石化華東油氣分公司在四川盆地東南緣南川區塊實施煤層氣直井4 口，其中NY1 井常規壓裂下試獲日產氣量3 000 m3[8]，另外3 口井采用有效支撐壓裂技術[1]，試獲日產氣量(0.65～1.30)×104m3，Y2 井埋深1 976 m，直井實現自噴生產1.3×104m3/d，穩產效果良好，目前正在開展井組試驗，有望建成四川盆地第一個深部煤層氣田。筆者以南川區塊為例，基于鉆井及分析化驗資料，以主力煤層1 號煤為研究對象，從儲層特征、含氣性、可壓性等方面入手，開展二疊系龍潭組煤層氣成藏特征研究及勘探潛力評價，為四川盆地東南緣深部煤層氣勘探開發提供借鑒。

1 區塊概況

研究區位于重慶市南川區，構造上位于四川盆地東南緣，川東高陡構造帶萬縣復向斜內。龍潭組沉積時期，四川盆地及其周緣整體處于海陸過渡相，由西南往東北方向依次發育河流三角洲、濱岸沼澤、潮坪-潟湖、碳酸鹽巖臺地、淺水陸棚、深水陸棚沉積(圖1)，受沉積控制，四川盆地東南緣龍潭組煤層廣泛分布。研究區龍潭期主體處于潮坪-潟湖-碳酸鹽巖臺地沉積體系，發育一套灰黑色泥巖、粉砂質泥巖夾煤層、灰巖沉積，與下伏茅口組呈平行不整合接觸，與上覆長興組呈整合接觸。

圖1 研究區位置、構造綱要及地層綜合柱狀圖Fig.1 The location and structural outline maps and the composite stratigraphic column of the study area on Southeastern mowgin of the Sichuan Basin

2 煤儲層特征

2.1 煤層分布及埋深

龍潭組縱向具有三分性，潭一段、潭三段發育泥巖、炭質泥巖夾煤層、灰巖沉積，潭二段為一套厚層狀灰巖，厚15～30 m，全區分布穩定。煤層主要位于潭一段、潭三段，發育2～4 層煤層，潭一段1 號、2 號煤層全區分布穩定，潭三段3 號、4 號煤分布局限(圖1)。1 號煤是在茅口組碳酸鹽巖緩坡臺地沉積后[9]，海水東退形成的一套煤層，沉積環境穩定，形成的1 號煤全區穩定分布，厚度1.5～4.2 m，是研究區主力煤層，其頂板主要為灰黑色泥巖、灰質泥巖，部分地區發育灰巖，底板為鋁土質泥巖。受多期構造作用影響，形成NE 向構造及斷層，呈現出由斷層控制的背斜、向斜相間分布的特征。受構造控制，研究區煤層埋深變化大，主體區埋深1 000～3 000 m，背斜區埋深一般1 000～2 500 m，向斜區埋深均超過2 500 m，最深達4 500 m。

2.2 煤巖煤質特征

通過煤心觀察，工業分析、顯微組分、氬電鏡等分析化驗資料分析，確定煤的宏觀煤巖類型主要為半亮型煤，原生結構煤，顯微組分以鏡質組為主，其次為惰質組，鏡質組體積分數65.0%～87.6%，平均78.2%，惰質組體積分數8.6%～21.8%，平均15.4%，未見殼質組，礦物質體積分數1.8%～14.6%，平均6.4%，礦物主要成分為黏土礦物、黃鐵礦、碳酸鹽等礦物。煤層鏡質體隨機反射率1.6%～2.2%，變質程度中等，屬于瘦煤-貧煤，整體上隨埋深增大而增大。研究區煤層灰分產率4.3%～21.6%，平均11.2%，為低灰煤。煤層高鏡質組含量、低灰分、中高演化特征，利于煤層的生烴、吸附，是煤層氣成藏的物質基礎。

2.3 孔裂隙發育特征

孔裂隙結構測定方法主要包含流體注入法和圖像分析法兩大類[10-11]。本文通過宏觀煤巖描述、掃描電鏡、光片及CO2吸附法、低溫氮氣吸附法、壓汞法聯測的方式開展南川區塊深部煤層孔裂隙發育特征研究。

煤巖宏觀描述及掃描電鏡結果表明(圖2)，研究區煤巖裂隙類型主要為張性裂隙、剪性裂隙、收縮縫，可見割理規律性排列，其中張性裂隙寬度為2～5 μm；剪性裂隙寬度較小，一般小于1 μm；割理為原生裂隙，寬度約為1 μm，大部分被碳酸鹽巖礦物充填，部分由于后期改造再次張裂而得以保存。不同成因的孔隙特征是反映煤層氣富集、擴散的直接體現[12]，研究區煤樣在掃描電鏡下能夠觀察到胞腔孔、氣孔和溶蝕孔的發育，胞腔孔均勻分布，孔徑大小為1～5 μm，部分被黏土礦物填充；鏡下可以觀察到氣孔密集分布，呈不規則圓形，具有一定方向性；溶蝕孔大小和形態各異，彼此連通性較差。

圖2 煤層孔裂隙發育掃描電鏡圖Fig.2 SEM images showing the pores and fractures in coal seams

壓汞實驗用于煤孔隙特征研究，一般表征小于10 μm 孔徑范圍，大于10 μm 部分主要受裂縫影響[13-14]。研究區壓汞實驗同樣揭示煤微裂隙發育，具備游離氣賦存的微觀儲層條件，排驅壓力0.02 MPa，表明汞注入初期主要受微裂縫影響，孔徑分布呈現出微小孔及裂隙發育這種“兩邊大、中間小”的特征，滲透率貢獻幾乎全部來自裂縫(圖3)。

圖3 Y2 井壓汞孔、裂隙分布頻率Fig.3 Mercury injection experiments-derived distribution frequencies of pores and fractures in well Y2

CO2吸附法、低溫氮氣吸附法、壓汞法聯合測試(去除壓汞法孔徑大于10 μm 表征裂縫部分)，揭示了煤全尺度孔徑分布特征，結果表明，研究區煤層為“微孔、微裂隙”型(圖4、圖5)，孔徑分布以微孔為主，占比達78.4%，比表面積主要貢獻來自微孔，貢獻達到95%。甲烷分子主要吸附于10 nm 以下孔隙中，微孔發育利于煤層氣吸附，微裂隙發育改善滲透率，利于后期壓裂改造及滲流，對煤層氣開采過程中解吸、擴展、滲流過程具有重要作用。

圖4 Y1 井煤層全尺度孔徑、比表面積分布特征Fig.4 Distributions of full-scale pore sizes and specific surface area of coal seams in well Y1

圖5 Y1 井煤層不同尺度孔徑、比表面積分布Fig.5 Distributions of the specific surface area of pores with varying sizes in coal seams in well Y1

3 含氣性及賦存特征

煤層含氣性受煤巖煤質、演化程度、保存條件、埋深等綜合控制，研究區煤層鏡質體隨機反射率1.6%～2.2%，處于瘦煤-貧煤演化階段，具有較強的生烴能力。煤層微孔發育，占比達78.4%，具有較強的吸附能力，利于煤層氣的富集。鉆井揭示逆斷層具有較強的封閉性，NY1 井距離斷層78 m，埋深1 900 m，煤層水礦化度43 000 mg/L，水質類型為Ca-Cl2型，測井解釋含氣量23 m3/t，常規壓裂下穩定日產氣量3 000 m3[8]。煤田鉆孔、鉆井含氣量測試揭示煤層含氣量12～37 m3/t，具有較好的含氣性。

煤層氣賦存狀態是深部煤層氣評價的關鍵指標，隨埋深增大，溫度升高、壓力增大，煤層吸附能力存在臨界轉換深度[5-6]。臨界轉換深度以淺以溫度為主導，隨埋深增大，煤層吸附能力逐漸增強，含氣量增大；臨界轉換深度以深以壓力為主導，隨埋深增大，煤層吸附能力降低，吸附氣量降低，在良好保存條件下，解吸出來的氣體將以游離氣的狀態賦存于煤儲層中。

地面工程取心含氣量測試及不同溫度下的等溫吸附實驗揭示，研究區煤層具有“高含氣、富含游離氣”的特征，含氣量12～37 m3/t，隨深度增大而升高。通過煤樣在30、40、50、60、70℃等溫吸附實驗(圖6)，計算5 個溫度對應埋深及壓力下吸附量，揭示區塊煤層吸附臨界轉換深度在1 500 m 左右，1 500 m 以深煤層在地層條件下的吸附性能開始下降(圖7)。通過實測含氣量與理論含氣量差值計算游離氣量，游離氣占比一般在24%～36%(表1)。Y2 井埋深1 976 m，煤層現場解吸氣量16.0 m3/t，總含氣量31.6 m3/t，理論含氣量23.9 m3/t，游離氣占比24.4%。Y1 井埋深2 700 m，現場解吸氣量18.0 m3/t，總含氣量37.6 m3/t，理論含氣量24.2 m3/t，游離氣占比35.6%。隨埋深增大，游離氣占比逐漸升高。

表1 南川區塊龍潭組煤層含氣量及游離氣占比統計Table 1 Statistics of gas content and free gas proportions in coal seams in the Longtan Formation within the Nanchuan block

圖6 Y1 井煤層不同溫度下等溫吸附實驗結果Fig.6 Results of isothermal adsorption experiments of coal seams in well Y1 under different temperatures

圖7 煤層吸附能力隨埋深變化關系Fig.7 Adsorption capacity of coal seams vs.burial depth

現場含氣量測試解吸速率呈先上升后下降的特征，這一特征有別于淺層、中深部煤層解吸速率逐漸減低的規律，Y1、Y2 井解吸速率前期上升階段主要為游離氣、吸附氣同時貢獻的結果(圖8)，解吸速率降低階段主要為吸附氣解吸的結果，解吸規律也證實研究區深部煤層游離氣的存在。另外，Y2 井煤層埋深1 976 m，放噴即產氣，穩定日產氣量1.3×104m3，目前已穩產6 個月，Y2 直井自噴生產這一生產特征也證實區塊富含游離氣。

圖8 解吸速率變化趨勢Fig.8 Trends in desorption rates of wells

4 地應力及可壓性

地應力是控制儲層天然裂縫分布及水力壓裂裂縫形態的重要因素，影響煤儲層原始滲透率及壓裂改造效果[15-17]，水平應力差異系數影響著縫網復雜程度[18]。研究區三軸應力實驗及特殊測井揭示，區塊最小水平應力梯度1.5～2.1 MPa/hm，隨埋深增大，水平應力梯度增大，水平應力差異系數逐漸減小，泊松比增大，彈性模量降低，符合深部煤層氣非均質性隨深度增大趨于收斂的特征(圖9)，深部煤層較淺部煤層壓裂改造難度更大。但深部煤層與淺部相比，存在兩個優勢，一是水平應力差異系數隨埋深增大逐漸減小，研究區埋深超過2 000 m，最小水平主應力大于30 MPa，但水平應力差異系數小于0.1，有利于形成復雜縫網[19]。二是同一地質條件下，深部煤層較淺部煤層遭受構造作用影響更小，煤體結構一般以原生結構、碎裂結構為主，煤體結構是影響煤層壓裂的重要因素，目前碎粒煤、糜棱煤仍然是煤層氣開發禁區，其不僅影響煤層氣井鉆完井質量，且嚴重影響煤層氣井壓裂改造效果[20]，深部煤層原生結構、碎裂結構煤為壓裂改造提供了良好先決條件。

圖9 Y1 井煤層三軸應力實驗Fig.9 Triaxial stress experiments of coal seams in well Y1

另外，頂底板與煤巖力學性質差異、天然裂縫發育情況也是影響深部煤層壓裂改造的重要因素。良好的應力隔檔可以防止煤層壓裂突破頂底板，保障壓裂縫在煤層擴展，一般認為，灰巖與煤層力學性質差異較大，應力隔檔強，利于煤層壓裂，泥巖頂板次之，砂巖頂板較差[3]。研究區煤層頂板主要為含灰泥巖、泥巖、灰巖，三維應力實驗揭示，泥巖頂板在不同圍壓下的抗壓強度均顯著高于煤層，壓裂縫難以突破頂底板(圖10)。天然裂縫一般與地應力共同作用，影響壓裂縫的起裂及裂縫走向。陳守雨等[21]認為，復雜縫網的形成主要受到水平應力差的大小和水力裂縫與天然裂縫之間的夾角兩因素的影響。當水力裂縫與天然裂縫的夾角小于30°時，若水平應力差異系數較小時，壓裂后能夠形成復雜縫網，若水平應力差異系數較大時，水力壓裂后將不易形成縫網。當天然裂縫與水力裂縫的夾角較小時，無論水平應力差大小，天然裂縫都將張開，從而形成縫網；當水力裂縫與天然裂縫夾角較大時，無論水平應力差多大，天然裂縫都不會張開[22]。以Y2 井區為例，特殊測井揭示井區最大主應力方向50°，天然裂縫主方向55°，水平應力差異系數0.07，微地震監測結果顯示，水力裂縫方向40°～46°，與最大主應力方向及裂縫方向基本一致。Y2 井壓裂施工順利，施工壓力平穩，獲得了高產，說明天然裂縫的發育有利于壓裂縫網的擴展，天然裂縫與最大主應力方向夾角越小，越有利于天然裂縫的開啟及長距離縫網的形成。

圖10 Y1 井泥巖頂板與煤層抗壓強度對比Fig.10 Comparison of compressive strength between the mudstone roof and coal seams in well Y1

5 勘探前景分析

四川盆地東南緣龍潭組煤層處于潮坪-潟湖-碳酸鹽巖臺地沉積體系(圖1)，潮坪為有利的聚煤環境，龍潭組煤層具有分布廣、層數多、單層薄的特征。大量鉆孔及頁巖氣鉆井揭示，川東南地區龍潭組煤層總厚度4～12 m，局部達18 m，層數2～8 層，受沉積控制，往西南方向丁山、仁懷地區煤層厚度、層數逐漸增加。受峨眉山玄武巖區域熱事件影響，南川往仁懷方向，煤層演化程度逐漸增大，鏡質體隨機反射率最大達到3.0%，廣泛發育的煤層及中高演化程度為煤層氣成藏奠定了良好的物質基礎。除區內鉆井揭示龍潭組煤層良好的含氣顯示外，大量煤田鉆孔揭示川東南地區龍潭組煤層良好的含氣性[23]。Y2 井的突破證實川東南地區龍潭組深層煤層氣良好的勘探潛力[24]，該井放噴階段開始產氣，套管8 mm 油嘴測試，測試壓力2.5 MPa，測試產量1×104m3/d，油管針型閥控制進分離器測試，測試最高日產氣量1.8×104m3，目前日產氣量(1.1～1.3)×104m3近200 d，累產氣超過240 萬m3(圖11)。另外，往川東南盆地內方向，隨著埋深增大、構造破壞作用減弱，保存條件更加優越。盆緣隔檔式褶皺構造發育，地層產狀變化快，埋深變化大。丁山、林灘場等盆緣寬緩背斜及盆內高陡背斜富集條件優越，埋深適中，是川東南深部煤層氣勘探的重要方向，根據煤層厚度、埋深等初步預測，綦江、綦江南、南川、赤水等區塊1 000～3 000 m 埋深煤層氣有利區面積4 789 km2，資源量9 929 億m3。

圖11 Y2 井生產曲線Fig.11 Production curves of well Y2

6 結論

a.南川地區龍潭組煤層形成于潮坪-潟湖-碳酸鹽巖沉積體系，主力煤層1 號煤厚1.5～4.2 m，鏡質體隨機反射率1.6%～2.2%，鏡質組體積分數平均78.2%，灰分含量平均11.2%，煤體結構主要為原生結構煤。儲層為“微孔-微裂隙”型儲層，煤巖孔徑分布以微孔為主，占比達78.4%，其比表面積貢獻達到95%，利于煤層氣吸附；同時，微裂隙發育，裂隙類型主要為張性裂隙、剪性裂隙、收縮縫，大部分裂縫保持開啟狀態，利于壓裂改造及氣體滲流。

b.研究區深部煤層具有“高含氣、富含游離氣”的賦存特征，煤層含氣量12～37 m3/t，隨深度增大而升高，臨界轉換深度在1 500 m 左右，游離氣占比一般在24%～36%。三維應力實驗及特殊測井揭示，隨埋深增大，煤層水平應力梯度增大，水平應力差異系數逐漸減小，泊松比增大，彈性模量降低。研究區1 號煤以原生結構煤為主，煤層頂板主要為含灰泥巖、泥巖、灰巖，抗壓強度顯著高于煤層。埋深超過2 000 m，水平應力差異系數小于0.1。天然裂縫與最大主應力方向基本一致，有利于煤層壓裂改造。煤層地應力、頂底板特征、天然裂縫等綜合評價認為，區塊深部煤層具有較好的可壓性。

c.綜合川東南龍潭組煤層展布規律、含氣性、構造及埋深變化，結合南川區塊深層煤層氣富集高產地質認識，認為丁山、林灘場等盆緣寬緩背斜及盆內高陡背斜是川東南深部煤層氣勘探的重要方向。