鄂尔多斯盆地南部侏罗系煤层气成因探究

田文广，邵龙义，张继东，赵素平，霍万国

(1.中国矿业大学(北京)，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊065007；3.中国石油渤海钻探井下作业公司第一试油工程作业部， 河北 廊坊 065007)

鄂尔多斯盆地南部侏罗系煤层气成因探究

田文广1,2，邵龙义1，张继东2，赵素平2，霍万国3

(1.中国矿业大学(北京)，北京100083；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院，河北 廊坊065007；3.中国石油渤海钻探井下作业公司第一试油工程作业部， 河北 廊坊 065007)

鄂尔多斯盆地南部侏罗系具有较好的煤层气勘探潜力，但煤层气成因有待深入研究，弄清楚其成因类型能够有效指导该区下一步勘探开发方向。基于区域地质条件、煤层气样品组分、稳定同位素等分析，对其成因进行了探讨。结果表明，研究区浅部的彬县、焦坪、黄陵地区煤层气δ13CCH4一般介于-81‰～-57‰，煤层气干燥系数一般大于100，δDCH4一般介于-236‰～-234‰，煤层气为晚期生物成因，同时，地层水矿化度低，煤岩孔隙度较高，渗透性较好，具备生物气生成的地质条件；深部合水-宁县地区煤层气δ13CCH4一般介于-49‰～-35‰，煤层气干燥系数一般小于100，是典型的热成因气，地层水矿化度高，呈酸性，不利于生物气的生成。

鄂尔多斯盆地；侏罗系；煤层气；成因

鄂尔多斯盆地南部侏罗系煤层分布广泛，厚度较大，目前多口井已获高产工业气流，具有较好的煤层气勘探潜力。但该区煤层气成因尚没有形成系统认识，影响到对煤层气勘探开发前景的进一步认识。本文基于探井煤芯解吸气组分、井口气组分及同位素的测试资料，结合煤层水地球化学、煤岩孔隙-渗透性以及水动力等条件的分析，对该区煤层气成因及富集的主控因素进行了综合研究。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地南部位于甘肃省庆阳市和陕西省咸阳市的北部和铜川市西部。构造位置位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡带西南部，总体表现为西北倾斜的单斜构造，地层倾角1～2°，断裂构造不甚发育。延安组是侏罗系的主要含煤地层，岩性主要为砂岩、泥岩和煤层[1-2](图1)，延安组煤层层数多，分布面积广，总厚度一般4～30m，主力煤层有延6顶煤、延7顶煤、延8顶煤、延9顶煤，其中延9顶煤厚度较大，是煤层气主要勘探目的层，其厚煤带主要分布在合水-宁县-彬县以及焦坪一带，局部单层厚度可达12～20m。

图1 鄂尔多斯盆地南部侏罗系延安组下段地层综合柱状图

该区煤岩镜质组含量总体上呈现由东南向西北增加的趋势，东南部彬县、焦坪、黄陵一带煤岩镜质组含量一般小于50%，惰质组含量一般大于40%，西北部合水-宁县地区煤岩镜质组含量一般大于50%，惰质组含量一般小于30%。煤岩演化程度较低，RO一般介于0.55%～0.8%，总体变化趋势是由东南向西北随煤层埋深的增加而增高。

该区煤层含气量一般0～7m3/t。煤层埋深小于700m的彬县、焦坪和黄陵地区含气量变化较大，局部煤层含气量可达5～7m3/t。而煤层埋深大于700m的合水-宁县地区，煤层含气量一般小于3m3/t(图2)。

图2 侏罗系延安组煤层含气量随埋深变化

鄂尔多斯盆地南部侏罗系延安组含水层主要为河道砂岩含水层，在盆地周边断裂隆起和地层出露区接受大气降水或地表水的补给，向盆地内部径流，强度逐渐减弱，矿化度增高(图3)，沿边缘露头或古高地向盆地内部水化学分带明显，由浅至深，地层水逐渐由Na2SO4型向NaHCO3型再向CaCl2型转变。

2 样品采集及分析方法

采集样品共计54件。其中，排采气3口井11件，煤芯解吸气3口井36件，排采水7口井7件，排采水均采自排采时间超过6个月以上的煤层气井，累计产出水量大于压裂总量5倍以上，基本排除压裂液的影响，采集点分布如图3所示。

图3 延安组延9段地层水矿化度分布

气体组分和稳定同位素测试由中国石油勘探开发研究院廊坊分院天然气成藏与开发实验室完成，仪器为7890A型天然气分析仪和Finnigan Mat Delta Plus GC/C/IRMS同位素质谱仪。对样品多次重复分析，使两次测量值之间的误差满足低于±1%，稳定同位素采用国际PDB标准。

3 实验结果与煤层气成因分析

3.1 煤层气组分与同位素组成

研究区煤层气甲烷含量一般介于59.80%～91.39%，重烃主要为C2H6，含量介于0～1.99%，CO2含量介于0.62%～3.04%，N2含量介于7.15%～37.21%；δ13CCH4具有由浅部向深部变重的趋势，浅部彬县、焦坪和黄陵地区δ13CCH4介于-81.0‰～-57‰，δDCH4介于-236‰～-234‰，深部合水-宁县地区δ13CCH4介于-49‰～-32‰(表1)。

3.2 煤层气成因分析

3.2.1 基于C1/(C2+C3)与δ13CCH4关系的成因分析

低煤阶煤层气以生物气为主[3]，或者存在晚期生物气的补充[4-5]。生物成因气甲烷碳同位素(δ13CCH4)一般轻于-55‰[6-8]，另外，生物成因煤层气一般以甲烷为主，干燥系数较高，一般大于100[9]。

表1 延安组煤层气组分与稳定同位素测试结果统计

研究区浅部的彬县、焦坪、黄陵地区煤层气δ13CCH4一般介于-74‰～-57‰，煤层气干燥系数一般大于100；而深部合水-宁县地区煤层气δ13CCH4一般介于-49‰～-35‰，煤层气干燥系数一般小于100。将以上测试结果放到Kotarba建立的天然气成因判识图版[9]，结果显示，浅部彬县、焦坪、黄陵地区煤层气为生物成因气，而深部合水-宁县地区煤层气主要为热成因气(图4)。

图4 基于C1/(C2+C3)-δ13CCH4 成因判识(底图引自Kotarba，2001 [9])

3.2.2 基于δ13CCH4-δDCH4关系的成因分析

生物气甲烷氢同位素(δDCH4)一般介于-400‰～-170‰之间[10]。一般认为，生物甲烷产生主要有两种途径，即二氧化碳还原和乙酸发酵，并可通过δ13CCH4与δDCH4之间关系加以鉴别(图5)[10]。

浅部彬县地区井口气δDCH4值介于-236‰～-234‰，而δ13CCH4介于-81.0‰～-72.7‰，由图5判断煤层气成因为二氧化碳还原型生物气。同时，由于该区成煤时代为早中侏罗世，成岩早期生成的原生生物气很难保存至今，煤层气同位素和地质条件分析也表明该区生物气主要为晚期生物气。

3.2.3 地质条件综合判识

中低煤阶煤层晚期生物气的生成需要较活跃的水动力条件[11-13]，同时，水介质要求低盐度和较低矿化度[14]，一般矿化度低于20000mg/L[15]，pH值最佳区间为6.4～7.5[16]，也有文献认为pH=8时，低煤阶煤CH4生成量最高[15]。产甲烷菌生长需要有足够的孔隙空间[17]，煤层需要具备高渗透特点[18]。

研究区东南浅层地层水矿化度低，一般4390mg/L ～13000mg/L，水型为NaHCO3型，硫酸根含量较低，平均仅30mg/L；pH值一般7.7～7.9，呈弱碱性(表2)。煤岩压汞测试结果表明，延9顶煤孔隙度平均8.46%，渗透率平均6.98×10-3μm2，煤岩孔、渗条件较好(表3)。上述地层及地球化学环境条件，均适合产甲烷菌的大量繁殖，适宜生物气的生成。

图5 彬县地区基于 δ13CCH4 -δDCH4 煤层气成因判识(底图引自Whiticar，1999)[10]

地区井号K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO2-4HCO-3总矿化度pH∗N2175545574512657913361967484406．0合水⁃宁县N2813299805451221495941117384206．0X1169734953762647811871339468506．0JPC⁃11526．532．613．9125412．6183846907．95焦坪JPC⁃21456．631．710．512705．10181745907．70JPC⁃31400．831．810．4130311．1162943907．83彬县DFS⁃C01465965．846．8653931．01683130207．90

注：*表示没有单位。

表3 侏罗系延安组延9顶煤孔隙度、渗透率和压汞测试结果

注：彬县地区数据来源于Xu Hao[19]

西北部合水-宁县地区，由于远离露头区，缺乏地表水的渗入，处于水动力滞留区，地层水矿化度高，一般大于40000mg/L，水型一般为CaCl2型，pH值6.0(表2)，呈酸性，水介质条件不适于生物气的生成，缺乏晚期生物气的补充。

4 结论与问题

1)研究区东南部浅层的彬县、焦坪、黄陵地区煤层气为生物成因气，生物甲烷形成于二氧化碳还原途径，存在晚期生物气的补充；西北部的合水-宁县地区煤层气为热成因气。

2)关于浅部生物气属于生物成因煤层气，还是生物成因煤成气运移至有利部位再吸附成藏，需要下一步深入研究。

3)目前煤层生物气判别方法基本借用常规天然气对生物气的判别方法和标准，需要建立一套适合煤层生物气的判别方法。

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Analysis of genetic types of the coal bed methane of Jurassic formation，Southern Ordos Basin

TIAN Wen-guang1,2，SHAO Long-yi1，ZHANG Ji-dong2，ZHAO Su-ping2，HUO Wan-guo3

(1.China University of Mining and Technology(Beijing)，Beijing 100083，China；2.Research Institute of Petroleum Exploration and Development-Langfang，Langfang 065007，China；3.The First Oil Test Engineering Operations，Downhole Services Company BHDC，China National Petroleum Corporation，Langfang 065007，China )

Exploration activities have proved that Jurassic Formation of South Ordos Basin has great potential of CBM(coalbed methane)，to clarify the genetic type of the CBM can effectively guide the further exploration，for this purpose，the geologic characters of the formation，the gas samples and stable isotope of the CBM were analyzed，and the results show that the δ13CCH4value of the shallow layers of Bin County，Jiao-ping and Huangling area range between -81‰～-57‰，the dry factors are mainly above 100，δDCH4mostly distribute between-236‰～-234‰，all the features above proved that the CBM is biogenesis gas，and the reservoir of these area is characterized by low water salinity and relatively good penetration condition，which is favorable for biogenesis gas’s generation.While for the deeper zone of He Shui-Ning County area，the δ13CCH4value ranged from -49‰～-35‰，the CBM dry factors are less than 100，which is typically thermogenic gas，and also，its formation water is not conducive to the generation of biogenic gas because of the high salinity and acidic property.

Ordos Basin；Jurassic formation；CBM(coal bed methane)；genetic type

2014-01-08

国家科技重大专项“煤层气富集规律研究及有利区块预测评价” 资助(编号：2011ZX05033)

田文广(1979-)，男，黑龙江肇源人，工程师，博士后，主要从事煤层气地质与开发的研究。E-mail：tianwg69@petrochina.com.cn。

P536

A

1004-4051(2015)05-0081-05