易同生，包書景，陳 捷，付 煒

(1.貴州省煤田地質(zhì)局，貴州 貴陽 550009； 2.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽 550009；3.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100029)

黔北煤田林華礦煤系氣成藏特征及開發(fā)方式

易同生1,2，包書景3，陳 捷2，付 煒2

(1.貴州省煤田地質(zhì)局，貴州 貴陽 550009； 2.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽 550009；3.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100029)

基于煤系氣共采試驗，分析了林華礦龍?zhí)督M煤系氣儲層沉積組合、含氣性、有機質(zhì)類型及礦物組分等賦存特征。研究表明：煤系氣賦存于多個沉積單元體中，除煤層及直接頂?shù)装逋?，還存在多個獨立的泥(頁)巖、砂巖含氣層段；研究區(qū)泥(頁)巖、致密砂巖含氣層沉積厚度大，占煤系總厚60%以上；含氣量高，平均2.76m3/t以上，最高達4.46m3/t；有機成熟度高，鏡質(zhì)體反射率(Ro)平均2.46%，近90%泥頁巖大于2%，處于過成熟早期生干氣階段；有機質(zhì)含量高，TOC含量平均3.97%，68%樣品大于2%，有機質(zhì)類型均屬于Ⅲ型；脆性指數(shù)較高，平均56%；研究區(qū)煤系氣儲層基本類型可劃分為2類7型，煤系至少含有兩套獨立含氣系統(tǒng)，即4#-10#煤層、11#-15#煤層段分別為同一含氣系統(tǒng)；基于多煤層煤系儲層組合類型和含煤系氣系統(tǒng)探討并劃分了煤系氣合層共采開發(fā)方式。

林華礦；煤系氣；成藏特征；含氣系統(tǒng)；開發(fā)方式

煤系氣即指整個含煤巖系中賦存在煤層中的煤層氣、泥(頁)巖中的頁巖氣和砂巖層中的致密砂巖氣的統(tǒng)稱[1]。在煤層氣勘探開發(fā)過程中，煤系非煤層含氣顯示異?，F(xiàn)象受到廣泛關注，尤其是滇東-黔西-黔北賦煤區(qū)典型薄至中厚煤層群發(fā)育特征和泥質(zhì)粉砂巖、泥巖、煤層等多種巖相組合為煤系氣成藏、富集提供物質(zhì)基礎和賦存空間，同時煤系氣賦存具有普遍性和差異性[2]。

近年來，國內(nèi)外學者通過對煤系氣成藏機制、富集規(guī)律、儲層條件等研究，認為煤系儲層具有“巖石類型多元化、煤系氣賦存形態(tài)多樣、生儲蓋組合關系多變”典型特點[3-6]，煤系氣具有同源共生、異源共存和兼探共采可行性[7-10]。但目前對煤系氣共采兼容性及評價參數(shù)建立尚處于探索階段，理論基礎研究相對薄弱、資源落實程度欠佳、合理勘探開發(fā)技術匱乏，在煤系烴源巖生、排烴規(guī)律、評價指標及共探共采開發(fā)策略等方面研究還尚未成熟[11]。

本文基于黔北煤田林華礦龍?zhí)督M煤系氣共探共采試驗，從煤系沉積組合、含氣特征、有機質(zhì)含量及礦物組分垂向剖析整個煤系，分析了煤系氣賦存特征及基本組合類型，探討了煤系氣合層共采開發(fā)方式，為多煤層條件下煤系氣賦存特征研究和共采技術優(yōu)化提供借鑒。

1 地質(zhì)背景

林華礦位于黔北煤田中部金沙地區(qū)，出露地層由老至新為中二疊統(tǒng)茅口組(P2m)、上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P3l)、長興組(P3c)，下三疊統(tǒng)夜郎組(T1y)、茅草鋪組(T1m)、松子坎組(T2s)和第四系(Q)。井田構造相對簡單，斷層稀見，地層走向NE∠70°，總體受金沙-黔西向斜北西翼的次一級褶曲(新華向斜)控制(圖1)；自西向東，其軸線先后穿過上二疊統(tǒng)、三疊系；北西翼地層傾角較陡，為7°～35°，平均28°；南東翼地層傾角較緩，為4°～12°，平均9°，最小主應力方向為NE∠50°。

主要含煤地層為二疊系龍?zhí)督M，整體沿北東向分布于潮坪-瀉湖環(huán)境，屬海陸交互相含煤沉積體系，沉積巖性主要以黑色-深灰色的泥(頁)巖、粉砂質(zhì)泥巖、薄層泥灰?guī)r、細砂巖、粉砂巖及煤層組成。煤系總厚91.54～126.91m，平均厚106.13m，含煤9～21層，煤層總厚度8.68～15.60m，平均12.11 m，含煤系數(shù)為11%，其中含可采煤層2～6層(主要為4#、5#、9#、13#、15#煤層)，可采總厚度3.01～12.13 m，平均6.39m，煤種為無煙煤三號。

2 煤系氣開發(fā)地質(zhì)條件

2.1 巖性組合特征

(1)垂向分布特征。研究區(qū)煤系發(fā)育巖性主要有粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥(頁)巖、灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r和煤等，總厚120.96m，其中，以泥質(zhì)粉砂巖為主，厚45.68m，占總層厚35.01%(圖2)；泥(頁)巖總厚38.66m，占總厚的29.63%；煤層總厚16.55m，含煤系數(shù)12.68%，粉砂巖及粉砂質(zhì)泥巖分別占7.99%、7.25%，其余細砂巖、泥灰?guī)r含量不足5%。

(2)結構特征。通過對煤系不整合面、測井異常響應、沉積地球化學響應面等層序邊界識別，煤系從老至新呈現(xiàn)出一系列典型的由煤/泥巖、粉砂質(zhì)泥巖/泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖和細砂巖組成的反粒序組合，組合類型多樣(圖3)。 15#煤層至13#煤層底板為煤→炭質(zhì)頁巖→灰?guī)r→泥質(zhì)粉砂巖→粉砂巖、13#煤層至上部10m處粉砂巖頂部，巖性組合為煤→粉砂質(zhì)泥巖→泥質(zhì)粉砂巖→粉砂巖等。

圖1 林華礦區(qū)域構造綱要圖Figure 1 Regional tectonic outline map of Linhua coalmine area

圖2 林華礦龍?zhí)督M巖性頻率分布Figure 2 Longtan Formation lithologic frequency distribution in Linhua coalmine

圖3 龍?zhí)睹合捣敲簩又饕练e巖性結構特征Figure 3 Longtan coal measures main non-coal sedimentary rock lithologic structural features

主要巖石粒徑介于黏土粒級至細沙粒級。粉砂巖巖石顆粒呈次棱角狀-次圓狀，分選性中等-好，鏡下主要為微晶-隱晶硅質(zhì)，其次為炭質(zhì)及粉砂碎屑，顆粒間屬于孔隙膠結，分選性中等偏好，粒徑d<0.03mm，為巖屑石英粉砂巖；泥質(zhì)粉砂巖巖石顆粒多呈次棱角狀-次圓狀，分選性差-中等，鏡下白云石屬它形晶粒結構，粒徑d<0.03～0.06mm，屬粉晶，為含碳含巖屑粉晶白云巖；泥(頁)巖為泥質(zhì)膠結和菱鐵質(zhì)膠結，鏡下成分中泥質(zhì)呈灰色、灰黑色密集狀隱晶質(zhì)集合體，碳質(zhì)呈微細粒狀、團粒狀或集合體狀產(chǎn)出，為黑色含鈣含粉砂含鐵炭質(zhì)泥(頁)巖。

2.2 煤系含氣性

(1)氣測含氣顯示。從氣測錄井結果(圖4)，整個煤系除煤層外，煤系砂巖層、泥頁巖層也具有較高含氣顯示。其中，煤層氣測全烴值為2.85%～14.48%，平均為8.55%，氣測甲烷值為1.05%～11.33%，平均為6.26%；非煤層煤系氣測全烴值為0.17%～12.04%，平均為5.18%，氣測甲烷值為0.03%～10.06%，平均為3.08%，氣測顯示較好。

圖4 林華礦煤系含氣測試結果Figure 4 Linhua coalmine coal measuresgas-bearing tested results

(2)現(xiàn)場含氣量測試。為進一步獲取煤系非煤層含氣性，對煤系含氣砂巖層、泥(頁)巖層及可采煤層進行現(xiàn)場解吸(圖4)。其中，煤層(15件)含氣量為8.19～18.82m3/t，平均值為16.13m3/t，主要煤層總含氣量均超過14m3/t；泥頁巖(10件)總含氣量(現(xiàn)場解吸、損失氣量及殘余氣之和)為2.30～4.21m3/t，平均達2.93m3/t，整體含氣量較高，優(yōu)于埋深較深的頁巖層段含氣量；砂巖層(29件)總含氣量為1.73～4.46m3/t，平均達2.76m3/t，與頁巖層相當。

(3)吸附性。通過13件泥(頁)巖樣等溫吸附實驗結果(圖5)：4#-15#之間泥(頁)巖蘭氏體積VL為1.20～3.43m3/t，平均為2.02m3/t，PL為0.04～1.46MPa。其中4#-5#煤層VL為2.12m3/t；5#-9#煤層段VL為1.36～2.57m3/t，平均1.79m3/t；9#-13#煤段VL為3.28～3.35m3/t，平均3.31m3/t；13#-15#煤層段VL為1.38～2.94m3/t，平均2.56m3/t。綜合分析，龍?zhí)督M泥(頁)巖具有較好的吸附性能，尤其是煤系下煤組(13#-15#煤)VL平均大于2.5m3/t，層段之間基本隨埋深增加吸附量增大，層段內(nèi)隨埋深增加吸附量增加變化趨勢。

2.3 有機成熟度

(1)有機質(zhì)類型及含量。通過透射光-熒光干酪根顯微組分鑒定及類型劃分測定，煤系泥(頁)巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，占32%～82%，其次為惰質(zhì)組，占12%～55%，腐泥組及殼質(zhì)組亦均小于15%；隨層位及埋深差異顯微組分及占比不同，上煤組(4#-9#煤) 泥(頁)巖鏡質(zhì)組含量高于下煤組(13#-15#煤)。利用干酪根類型指數(shù)計算及干酪根類型判別標準，有機質(zhì)類型均屬于Ⅲ型，即以生氣為主，與《貴州省頁巖氣資源評價》中上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M煤系頁巖評價結果一致。

基于42件泥(頁)巖樣品總有機碳測定結果(圖6)，其TOC含量為0.56%～9.58%，平均3.97%，其中TOC大于2%占68%，有36%的樣品TOC大于5.0%，隨埋深增加總體呈增加的趨勢，尤其在下煤組13#-15#煤之間泥頁巖TOC含量為1.36%～9.58%，平均達到5.2%。

(2)有機成熟度。林華礦煤系泥頁巖鏡質(zhì)體反射率(Ro)為1.988%～2.879%，平均2.4564%，近90%泥頁巖大于2%，處于過成熟早期生干氣階段，生烴能力強，有機質(zhì)成熟度隨埋深無明顯變化規(guī)律。

圖5 泥(頁)巖樣等溫吸附實驗結果Figure 5 Mudstone (shale) samples isothermal adsorption tested results

圖6 煤系泥(頁)巖TOC含量區(qū)間分布Figure 6 Coal measures mudstone (shale) TOCcontent interval distribution

2.4 礦物組成特征

(1)礦物成分。全巖分析中，硅質(zhì)礦物和黏土礦物含量是頁巖氣層段優(yōu)選、壓裂選層、射孔選點的關鍵指標，脆性礦物含量的提高有利于實現(xiàn)體積壓裂改造。由煤系4#-15#之間泥(頁)巖、粉砂巖全巖X-射線衍射分析(圖7)，礦物成分總體上以石英、長石和黏土礦物為主，其次為碳酸鹽礦物(主要為方解石和白云石)、菱鐵礦和黃鐵礦等；黏土礦物以伊/蒙間層礦物、伊利石為主，其次為綠泥石，含少量的高嶺石和蒙皂石。4#-5#煤段的石英含量為18.65%～36.96%，平均30.94%；黏土礦物含量為29.00%～42.25%，平均為34.19%；5#-13#煤段石英含量為4.34%～47.05%，平均為25.59%；黏土礦物含量為18.20%～77.78%，平均為46.65%；13#-15#煤上段石英含量為25.54%～38.19%，平均為32.77%；黏土礦物含量為25.94%～52.43%，平均為38.43%，其下段石英含量為22.27%～29.12%，平均為25.87%；黏土礦物含量為19.52%～47.85%，平均為39.30%。

圖7 煤系泥(頁)巖、砂巖礦物組分分布Figure 7 Coal measures mudstone (shale), sandstonemineral component distribution

(2)脆性評價。以復雜礦物組成的煤系頁巖脆性指數(shù)計算方法，將硅質(zhì)礦物、長石、方解石、白云石及碳酸鹽巖作為脆性礦物，計算的井田煤系泥頁巖儲層4#-5#煤層段脆性指數(shù)為57.75%～76.72%，平均為65.81%，脆性指數(shù)高；5#-13#煤層段脆性指數(shù)為13.84%～81.81%，平均為51.27%；13#-15#間灰?guī)r層上段脆性指數(shù)為38.66%～59.53%，平均為52.26%，灰?guī)r下段脆性指數(shù)為24.41%～62.03%，平均為34.29%，整體脆性較好。

2.5 煤系氣儲層組合類型

煤系氣具有典型“賦存形態(tài)多樣、沉積巖性差異大、旋迴性極強、水動力條件弱、多層疊置、成藏類型多樣、動態(tài)平衡關系弱”賦存特征。滇東-黔西-黔北煤系“單層厚度薄、煤層群、巖性多樣、互層頻繁”的沉積特征表現(xiàn)出同一巖性(如煤層、泥頁巖層)既是烴源巖，又兼具儲層和蓋層功能，而致密砂巖層為煤系氣運移儲集提供場所，導致煤系氣成藏既有自生自儲，又有它生它儲類型。

從典型鉆孔煤系氣測錄井及含氣解吸特征顯示(圖8)，基于煤系含氣性、厚度及巖性均一性組合特點，將林華礦煤系氣儲層基本類型劃分為2類7型，即獨立成藏類和共生組合類。獨立成藏類分為2種類型：①泥頁巖層；②泥質(zhì)粉砂巖層；共生組合類分為5種類型：①泥灰?guī)r-泥頁巖氣-砂巖層；②泥(頁)巖-煤層-致密砂巖-煤層；③泥頁巖-煤層-灰?guī)r層；④泥質(zhì)粉砂巖-煤層-泥質(zhì)粉砂巖；⑤泥(頁)巖層-煤層。

S-泥(頁)巖層；C-煤層；T-泥質(zhì)粉砂巖層；L-泥灰?guī)r層圖8 林華礦煤系氣儲層組合基本類型Figure 8 Linhua coalmine coal measures gasreservoir association basic types

總體而言，從林華礦煤系垂向剖面物性特征分析，煤系氣賦存于多個沉積單元體中，除煤層及直接頂?shù)装逋?，仍存在多個獨立的泥(頁)巖、砂巖層氣藏；煤系泥(頁)巖層、泥質(zhì)粉砂具有“沉積厚度大、含氣量高、有機成熟度高、有機質(zhì)含量高、脆性礦物含量高”沉積賦存特點，薄至中厚煤層、砂泥巖層互層沉積特點為煤系氣運移、聚集成藏提供良好保存條件，下煤組泥(頁)巖層、砂巖層賦存條件優(yōu)于上煤組，合層共采開發(fā)潛力大。

3 煤系氣開發(fā)方式

3.1 疊置含氣系統(tǒng)成藏作用

煤系受控于其內(nèi)在物性特征及化學特性的吸附勢能和外部沉積、構造、水文等因素的動力場條件，打破煤儲層壓力系統(tǒng)的動態(tài)平衡，使煤層群甚至單一煤層的壓力系統(tǒng)及其控制下的含氣性相對獨立[12]，是多個煤系氣藏垂向疊置分布的根本原因。受區(qū)域構造分異作用，一個含煤盆地在平面上往往可存在多個煤系氣藏，此外，煤系受垂向上多類型極低滲透性巖層導致的隔水或隔氣層的發(fā)育，導致多個煤系含氣系統(tǒng)疊置成藏，尤其在泥(頁)巖、致密砂巖互層的海陸交互相沉積地層。

3.2 合采兼容性分析

基于西南地區(qū)薄至中厚煤層群普遍發(fā)育條件，單一煤層地面開發(fā)難以獲得理想的產(chǎn)能，合層開發(fā)是實現(xiàn)經(jīng)濟效益最大化的有效途徑。但合層開發(fā)時因流體壓力系統(tǒng)、供液能力、臨界解吸壓力、滲透率等因素的差異，容易造成層間能量干擾和氣液倒灌，因此并非改造層越多越好。在多個含氣系統(tǒng)、煤系氣賦存形態(tài)多樣及多種組合類型普遍發(fā)育的背景下，哪些層段合排的干擾較低或兼容性較高，哪種組合類型利于煤系氣共采是決定能否多系統(tǒng)、多類型煤系氣合層開發(fā)或遞進開發(fā)的根本條件。

基于研究區(qū)煤層氣參數(shù)井資料(表1)，依據(jù)含氣量、地層供液能力、臨界解吸壓力、滲透率、儲層壓力等參數(shù)分析研究區(qū)合采可行性。研究區(qū)主要可采煤層其含氣量、臨界解吸壓力隨埋深呈先減小后增大的變化趨勢，以10#煤層為轉(zhuǎn)折點呈兩段式分布；壓力系數(shù)其下煤組(11#-15#煤層)較上煤組低，上煤組為常壓儲層，下煤組為欠壓儲層；從地層供液能力來看，單位涌水量均遠遠小于0.1 L/(s·m)，富水性極弱，且上煤組遠低于下煤組；各評價參數(shù)分布差異性表現(xiàn)出分布趨勢一致性，以此表明研究區(qū)煤系儲層至少含有兩套獨立含氣系統(tǒng)，即4#-10#煤層、11#-15#煤層段分別為同一含氣系統(tǒng)，至于兩個獨立含氣系統(tǒng)內(nèi)是否還存在次級系統(tǒng)，由于資料缺乏，尚需進一步研究。

表1 研究區(qū)合采可行性分析參數(shù)統(tǒng)計

3.3 煤系氣合層開發(fā)方式

煤系泥(頁)巖層、致密砂巖層含氣顯示在滇東-黔西地區(qū)多煤層條件煤系普遍存在，部分層段平均含氣量達到2.5m3/t，開發(fā)潛力較大，但基于煤系氣“多層系、多儲層、單儲層薄、非均質(zhì)性強、疊置氣藏共生共存”賦存特點，制約其合層共采開發(fā)進程。近年來，國內(nèi)就煤系氣共探共采的研究主要集中在從含氣特征、賦存特征、成藏要素、富集模式及疊置含氣系統(tǒng)等地質(zhì)評價上對煤系的縱向解剖，而對兼容性評價、開采方式及開發(fā)工藝上相對較少，僅在共采貢獻率綜合評價模型、分隔合采技術等方面零星報道[13-15]。

基于多煤層煤系氣儲層和煤系儲層組合基本類型，從以煤層氣為主兼顧泥(頁)巖氣、致密砂巖氣和獨立泥(頁)巖氣、致密砂巖氣兩類，針對同一含氣系統(tǒng)不同煤系組合類型、不同含氣系統(tǒng)不同煤系組合類型初步提出并劃分其開發(fā)方式及途徑(表2)。尤其針對同一含氣系統(tǒng)組合型煤系氣藏， 地面原位開采進一步分為3種方式：①以煤層為載體，通過上、下變密度擴射，打開泥(頁)巖、致密砂巖含氣層；②煤層間距小于3m，采用多煤層連射打開多個儲層實現(xiàn)整體改造；③煤層間距為3～10m， 巖性較均一的砂巖含氣層，采用水平井煤層間成井，定向射孔溝通上、下煤層，實現(xiàn)整體改造。

表2 煤系氣合層共采開發(fā)方式

4 結論

(1)煤系氣在滇東-黔西地區(qū)多煤層、泥(頁)巖、致密砂巖互層的海陸交互相沉積地層普遍存在，賦存于多個沉積單元體中，除煤層及直接頂?shù)装逋?，還存在多個獨立的泥(頁)巖、砂巖層含氣藏。

(2)黔北煤田林華礦煤系泥(頁)巖、泥質(zhì)粉砂巖具有“沉積厚度大、含氣量高、有機成熟度高、有機質(zhì)含量高、脆性礦物含量較高”沉積賦存特點，煤系氣富集成藏度高，開采潛力大，其下煤組儲層條件優(yōu)于上煤組煤系。

(3)對研究區(qū)煤系垂向剖析，煤系氣儲層基本類型劃分為2類7型；基于儲層評價參數(shù)，研究區(qū)煤系至少含有兩套獨立含氣系統(tǒng)，即4#-10#煤層、11#-15#煤層段分別為同一含氣系統(tǒng)；初步劃分了煤系氣合層共采開發(fā)方式。

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CoalMeasuresGasReservoiringFeaturesandExploitationPatterninLinhuaCoalmine,QianbeiCoalfield

Yi Tongsheng1,2，Bao Shujing3，Chen Jie2，F(xiàn)u Wei2

(1.Guizhou Research Center of Shale Gas and CBM Engineering Technology，Guiyang 550009，China； 2.Coal Mine Explorationof Guizhou Province，Guiyang 550009，China； 3.Oil & Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 10029, China)

On the basis of coal measures gas multi-layer production test, analyzed hosting features of the Longtan Formation coal measures gas reservoir sedimentary association, gas-bearing property, organic matter types and mineral components. The study has shown that the coal measures gas is hosted in multiple sedimentary units, besides coal seam and immediate roof and floor, still have multiple individual mudstone (shale) and sandstone gas-bearing sectors. Study area mudstone (shale), compact sandstone gas-bearing strata have features of large depositional thickness, account for more than 60% in coal measures; high gas content, average above 2.76m3/t, maximum 4.46m3/t; high organic matter maturity, vitrinite reflectance (Ro) average 2.46%, about 90% mudstone (shale) above 2%, in early over mature dry gas generation stage; high organic matter content, average TOC content 3.97%, 68% samples >2%, organic matter type III; higher brittleness index, average 56%. Study area coal measures gas basically can be partitioned into 2 categories and 7 types. Coal measures at least have two sets of individual gas-bearing systems, which is coal seam Nos.4 to 10 and Nos.11 to 15. Based on multi-layer coal measures reservoir association type and coal measures gas system discussion, partitioned coal measures multi-layer production exploitation pattern.

Linhua coalmine; coal measures gas; reservoiring features; gas-bearing system; exploitation pattern

貴州省科技重大專項資助項目(黔科合重大專項字[2014]6002號)；中國地質(zhì)調(diào)查局資助項目(12120114020201-05)；

易同生(1964—)，男，貴州遵義人，研究員。

2017-08-06

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.09.05

1674-1803(2017)09-0023-08

A

責任編輯：宋博輦