川南煤田龙潭组煤系泥页岩气与煤层气组合模式及合采前景分析

尹中山，蒋 琦，熊建龙，罗 勇，琚宜文

(1.四川省科源煤矿瓦斯煤层气工程研究中心有限公司 成都 610072; 2.自然资源部复杂构造区页岩气勘探开发工程技术创新中心 成都 610072; 3.四川省煤田地质局 成都 610072; 4.四川省煤炭地质工程勘察设计研究院 成都 610072; 5.中国科学院大学 北京 100049)

古叙、芙蓉、筠连矿区构成了川南煤田的主体(以下简称研究区)，煤炭资源丰富(图1)，现有十余对国有矿井、年产煤约1 500万t，作为煤矿生产安全措施的井下抽采瓦斯约1.5×108m3，用于瓦斯发电(石屏一矿)、民用(芙蓉、筠连矿区)，在综合利用上迈出了重要的一步。但四川省作为清洁能源示范省，煤层气资源开发力度远不如省内的天然气、页岩气、水电、风电等能源，而煤层气开发除在筠连沐爱约60km2规模化开发取得成功外，其他地区的探索并非一帆风顺[1]。

据有关文献综合，山西临兴、陕西延川南、贵州六盘水等地区在不同埋深、煤系中煤层气与致密砂岩气开展了合采的实验，取得了良好的效果，给煤层气产业带来了希望。尤其在西南地区的贵州六盘水杨煤参1井6 000m3/d[2 ]、四川高县川高参1井8 307m3/d的高产气井[3 ]，为开发南方地区煤系地层烃源气提供新例证。

煤系地层中主要岩性是煤、泥页岩、砂岩的单一岩层、交互出现，具有多旋回性，即“多源、多储、多盖”的特点；煤层吸附、生烃强度大、超压封闭作用、上覆地层厚度大等构成了良好的保存能力[4]；海陆交互相泥页岩多为砂质泥页岩和碳质泥页岩[5 ]； 上二叠统龙潭组海陆过渡相泥页岩是四川盆地重要的烃源岩层系，前期的研究工作主要集中于烃源岩评价[6]。

依据龙潭组沉积微相的研究成果提出源储一体型煤系页岩气藏、源储紧邻型煤系三气组合气藏、下生上储型煤系两气组合气藏[2]。

图1 研究区地质概况图Figure 1 Study area geological sketch map

本文探讨的煤系泥页岩气单独试验、开采及将含气泥页岩与含气煤层同时作为开发目标层尚未见报道。在以煤储层为主，结合紧邻泥页岩层富气层位对气井产量的贡献为出发点开展研究实验，对解放南方大范围难于开采、动用储量、提升单井/区块产能/产量有极其重大的意义。

1 研究区煤系泥页岩气储层的特征

从理论上讲，页岩发育且夹层少，埋深适中、介于1 500～3 500 m，自身具备生烃条件，其顶底板泥岩、炭质泥岩或砂质类岩石保存条件良好，具备页岩气成藏的地质条件，是下一步实施页岩气勘探的最优有利区。煤系烃源岩与天然气储层叠置发育，相邻接触，近源聚集，源储互层且往往同层，具备成藏要素配置的优势[7 ]。

煤系地层的“煤层弹性模量小、抗压强度低，存在裂隙和巨大的比表面，对机械和物理化学的外力作用敏感”[6]，这一独特之处，也是煤储层改造、开发的劣势。

利用不同深度(地表、浅井、深井)泥页岩标本进行总有机碳TOC、镜质体反射率Ro、全岩和黏土X射线衍射分析XRD、扫描电镜SEM、高压压汞等方法手段,获得泥页岩有机地球化学、矿物组分、孔隙结构等参数,来评价煤系泥页岩气、煤层气储层孔隙结构的非均质性及主控因素。

我国聚煤时期跨度长、煤系地层分布广、聚煤盆地面积大,含煤岩系中的有机质含量高、岩石旋回性强、以Ⅲ型干酪根为主、储层陆源物质丰富、多期构造热演化等特点奠定了煤系非常规天然气具有发育良好的物质基础[7]。在贵州西页1井[8]、重庆东页深1井[6 ]、湖南邵阳2015H-D3井[9]及本研究区川高地1井[10]、DC-4井均在上二叠统龙潭组/宣威组煤系地层中相应层位得到验证，有机质TOC普遍>2%，有机质类型为Ⅲ类，是较好的生气烃源岩。

海陆过渡相龙潭组的岩性受沉积环境的影响，纵向上层系发育较多，泥页岩、煤层、粉砂质页岩及粉砂岩交互出现，岩性变化频繁。

煤层多、薄且成组伴生，含气量高、含气饱和度一般(50%～ 70%)，煤体结构破碎为主、原生结构综合比例35%～50%，煤层普遍含水较弱，地层倾角较陡15°～45°，低孔隙度、低-极低渗透率，物性较差，解吸速度较慢等。

2 研究区煤系泥页岩的特征

2.1 易识别

海陆过渡相泥页岩层发育且厚度大，泥页岩品质体现为“高黏土矿物、高孔隙度、高TOC、高含气量”的“四高特征”；在测井曲线上常具有扩径、高自然伽马、较高声波时差、高中子孔隙度、高深浅电阻率等特征(图2)。

2.2 含气量大

海陆过渡相泥页岩有机质富集，特别是毗邻煤层发育的黑色泥页岩、炭质泥页岩等，有机碳含量普遍超过10%，且成熟度偏高，处于生干气阶段；总体上具有含气性较好、含气量变化范围大0.05～6.45m3/t的特点。

2.3 非均质性强

海陆过渡相煤系泥页岩储层孔隙结构非均质性主要受控于不同沉积环境及成岩演化下矿物组分差异,随着黏土矿物含量的增加和脆性矿物含量的减小而增大。

2.4 难改造

海陆过渡相煤系泥页岩脆性矿物含量较低，取值为6.3%～65.7%，平均27.7%，泥页岩储层可压性较海相页岩差。

图2 川高地1井沉积微相划分及其泥页岩TOC含量垂向分布图(据参考文献[10]修改)Figure 2 Well CGD No.1 sedimentary microfacies partitioning and argillutite TOC content vertical distribution(after reference[10], modified)

3 研究区煤系泥页岩气与煤层气组合类型划分

研究区在晚古生代煤系地层形成后即开始稳定沉降，至晚白垩世达到最大埋深，这一时期该套泥页岩和煤层中的有机质进入热演化的过成熟阶段，进入大量生气阶段，煤层、富有机质泥岩等气源岩中大量生成的天然气在满足自身储集的基础上，向上、下或侧向泥页岩层、致密砂岩储层中以活塞式运聚，从而在垂向上形成了煤层—页岩—致密砂岩的多种储层中气体连续成藏的组合模式。后期随着地层的抬升，温度降低，煤层和泥页岩中饱和富集的天然气发生逸散，进入上覆的各种储集层中，在适当的位置聚集并保存下来[15]。

3.1 已有的煤系泥页岩地层组合模式

综合了贵州、吐哈、鄂尔多斯、山西、湖南等地煤层气与煤系泥页岩气及其组合模式。

易同生提出，黔西南地区六盘水地区的源储一体型煤系页岩气藏(Ⅰ)、源储紧邻型煤系三气组合气藏(Ⅱ)、下生上储型煤系两气组合气藏(Ⅲ)三类[2]；曹代勇提出，吐哈盆地台北凹陷不利组合(I)、有利组合(II)两种[4]；谢英刚基于鄂尔多斯盆地东缘提出，源内致密气气藏产层组合(A 型)、近源致密气藏产层组合(B 型)、近源致密气藏产层组合(C 型)源内致密气气藏产层组合(D 型)四型[15]；李辉沁水盆地南部基于砂体发育规模提出，孤立分散型、水平搭接型、垂向叠置型、错位叠置型、水平-错位复合叠置型五类[12]；郗兆栋提出，湖南邵阳的①型单源双储；② 型双源双储；③ 型双源多储三型[9]。

共同的特点以煤储层为中心，结合顶底板的岩性特征、含气性特征、电性、物性特征及岩石物理力学特征开展组合提炼。

3.2 煤层及煤系泥页岩组合模式

煤层气和页岩气为自生自储连续型天然气藏。研究区宣威组/龙潭组与长兴组发育多套煤系天然气储集层，存在不同类型的共生组合模式。煤系天然气藏具有层位相邻、重复叠置、多旋回性特点，存在多类型气藏组合。不同的岩相组合代表了不同的沉积环境变化和不同的煤系气共生关系，根据研究区宣威组/龙潭组和长兴组岩相组合类型及各类气藏空间的重复叠置，可以将研究区煤系气总结归纳为3种基本的共生组合模式(图3)。

图3 研究区煤系气共生组合模式Figure 3 Study area coal measures gas association mode

组合Ⅰ，分为Ⅰ1和Ⅰ2：该组合岩相为泥岩(炭质泥岩)与煤层互层，煤层之间以泥岩和炭质泥岩夹层时为Ⅰ1型组合，夹粉砂岩时为Ⅰ2型组合。一般为泥坪和泥炭沼泽沉积，泥岩发育，有机碳含量高，煤层与泥岩均可作为烃源岩。由于泥岩致密且厚度稳定使其同时作为很好的封盖层，受压实和生烃动力的影响，在煤层与泥岩之间产生异常高压，煤层及泥页岩含气量较高，是最为优势组合(川高地1井C6、C7煤层及C5煤层均为这种组合)。其中，在煤层之间夹粉砂岩层时，砂岩中含气量一般较低，对煤系气贡献不大。川高地1井C6+C7煤层顶底部为厚度较大的暗色泥岩，地层压力系数达到1.18 ～1.36，为高压储层，煤层含气量为12.10m3/t,顶底板泥岩含气量为1.85 m3/t。

组合Ⅱ，分为Ⅱ1和Ⅱ2型：岩性组合为一般以泥岩、炭质泥岩为顶底板，中部夹多套煤层、煤层之间以泥质粉砂岩为主，底板为泥岩与砂岩互层。根据对川南含气性分析，一般底板为泥岩与粉砂岩互层(Ⅱ1型)较底板全为粉砂岩(Ⅱ2型)含气量较高，为泥坪-砂坪沉积。由于底板砂岩发育，孔渗较好，无法形成有效的压力封闭箱，地层压力一般以常压的特点，顶板富有机质泥岩段可作为封盖层，保证了煤系气的富集。

组合Ⅲ，岩性组合以砂岩与煤层互层，顶底板砂岩极为发育，泥岩较少，为泥坪-砂坪沉积，一般情况下，以煤层为主力烃源岩，气体部分运移到砂岩储层中，由于缺少上部泥岩的有效封盖，部分生成的天然气发生迁移，地层一般为常压或异常低压储层，含气量相对较低。

4 煤系泥页岩气与煤层气合采

煤系气以不同相态赋存在不同岩性储层之中，勘探开发效果取决于吸附气与游离气或有机储层气与无机储层气之间合采兼容性及其地质控因。鉴于此，合采地质技术是煤系气开发技术体系的核心构成之一[5]。

大量的文献论及煤系“三气”合采[13]等，对于单直井或丛式井组，讨论煤层气不同层位的合采，关键在“间距、压力系统、解吸速度”等指标；有煤层气与砂岩气的合采，对单一煤层提高产量的探索则有水平井、多分枝水平井等方式。但煤层气与煤系泥页岩气的合采方式，没有论及。

本文仅探讨龙潭组煤层气与煤系紧邻型泥页岩气，通过样品测试、气测录井、测井特征等证实的确存在[8-9,14](图2)。

4.1 必要性

煤系地层具有多层系、垂向上复合气藏共生共存的特点，储层较致密，单一储层开采不仅产量低、开发难度大，而且开发成本高，不宜进行单层开采。从提高储量动用程度、降低单层开采成本、提高单井经济产量角度出发，对煤系气藏的开发应采用合层开采的方式。

前已述及，煤层的生烃能力极强，煤层及其泥页岩生存的烃类气体在一定的地质条件下可能运移至薄互层的泥页岩、砂岩中储集起来，增大泥页岩的含气性，因此有理由认为本研究区上二叠统龙潭组/乐平组的含气泥页岩随着埋藏深度的增加，有储集大量烃类气体的可能，局部地区已发现有异常压力区存在，具备较好的开发前景。

据1 000m以浅大量煤炭钻孔资料的统计，煤系地层中连续较稳定的泥页岩厚度较薄，约10～15m，在沉积时期水体动荡、能量较强且与物源补给有关，尚难达到页岩气层段的开发厚度，需要考虑几种岩性组合的累积效应，即“单一煤层与其顶底板+伪顶底板的炭质泥页岩、含炭泥页岩作为一个评价单元”，在烃类资源总量上才有保证，可做为煤层气资源开发的有力补充。表1所列表明煤系三气的特点，为开展含气泥页岩与煤层气合采试验，确有必要。

表1 煤系三气富集有利区的要素统计

4.2 条件

煤层气的合采条件主要取决于区内煤系天然气的水文条件、储层组合、储层压力等相关地质参数是否匹配[15 ]。

4.2.1 一般条件要求

煤储层单一及与煤系泥页岩组合储层的“厚度、含气量、脆性指数、岩石顶底板的参数、渗透率、孔隙率”等参数应达到GB/T31483-2015规范的要求。

同时对组合储层的岩石力学性质、储层压力梯度、渗透率、供气能力、层间胶结程度的特征及差异性等加强系统研究。

4.2.2 可以实现合采的要求

煤系气藏考虑气体的临界解吸压力，含水储层考虑储层的供液能力层系内各压裂段供液能力差异小、储层压力差异小和临界解吸压力差异小，合层排采层间干扰不明显。若储层压力差异引起的层间干扰在采气初期比较明显，但随着生产的进行，多层共采层与层之间不断地进行压力、产量的自我调节，储层压力较大的层位随着开采的进行对总产量的贡献率会不断减小，而较小的层位将逐渐发挥作用。

4.2.3 可控因素

初步研究表明,研究区如筠连煤田龙潭组泥页岩储层各项指标基本达到了页岩气开发的最低要求,但长石、石英、碳酸盐岩等脆性矿物含量较低,不利于页岩储层的压裂造缝[4,14]。储层物性客观因素、压裂工艺和工作制度均是造成层间干扰的因素。压裂工艺和工作制度较容易控制与实现，而储层物性应重点深入分析和施工工艺上加以控制。

4.3 可实现性

煤储层中的煤层气易于解析、围岩中其他烃类气体的适度补充、异常高压系数造就了高产煤层气井的出现。

以川高参1井为例，初步分析认为其高产的原因，煤储层本身含气量高、压力系数大、厚度较大、煤体结构完整、脆性指数高，游离气比例高等特点。游离气作为煤系气的重要组成部分，依靠区域盖层物性和异常压力才能得以保存。也就是说，煤系游离气与吸附气的共生富集或具有工业性共采价值的煤系气成藏需要较大的埋藏深度，不同地区的深度门限有所变化；否则，可能仅有单纯的煤层气富集成藏，而非整体意义上的煤系气。热成因游离气含量决定初产，天然裂缝发育及超压控制高产，水平井人工压裂裂缝“人造气藏”实现有效开发。

5 结论

①初步将研究区的煤层气与其顶底板泥页岩气划分为Ⅲ类五型组合。

②研究区煤层气与煤系泥页岩气资源丰富，具备多种类型的单井高产的有利前景区。

③埋藏深度、储集层厚度、含气面积等应与煤层气、煤系泥页岩或致密砂岩气构成储层组合开发，优势叠加，摒弃劣势，实现煤系气开发的商业化、经济性。

④加强有利区构造研究，尤其对顺煤层走滑断层、小断层切割煤层的研究；加强水文地质条件的研究，煤系主体是隔水层，仍不能排除个别地段富水、断层导通的可能性；煤系气开发应在研究区开展水平井或顺煤层钻完井术、煤层顶板钻探与定向射孔技术的研发，实现工业化生产。