黔西地区红果区块煤层气资源评价与勘探潜力分析

周德华，李倩文，蔡勋育，陈 刚

（1.中国石化油田事业部，北京100728；2.中国石化石油勘探开发研究院非常规资源研究所，北京100083）

黔西地区是我国煤层气资源最为丰富的地区之一，总资源量高达5.022 6×1012m3，其中埋藏深度在200～1 500 m的煤层气资源量就占总资源量的50%以上[1]，主要存在于上二叠统龙潭组（P2l）和长兴组（P2c）层系内，多分布在褶皱带残留向斜中[2]。之前研究表明，亦资孔向斜、岩脚向斜、格木底向斜是黔西最为有利的煤层气勘探开发盆地[1-5]，其中亦资孔盆地含煤面积1 362 km2，含气煤层面积占61.45%，煤层气资源总量3 587.8×108m3[4]。红果区块位于亦资孔向斜盘关次向斜（图1），煤层气勘探程度较低，煤层气基本地质条件、有利目标及资源前景等缺乏系统研究和整体评价。因此，本文从区块煤层气成藏地质条件出发，统计分析该区煤田钻孔以及5口煤层气井的煤样相关测试参数以及分布规律，综合煤层展布特征、煤质特征、物性特征、含气性特征和保存条件等，对红果区块煤层气的资源潜力和富气区进行了评价与优选，指出该区块下一步煤层气勘探方向。

1 区域地质概况

红果区块位于贵州省黔西地区六盘水盘县，构造上位于亦资孔向斜西北部盘关次向斜（图1）。自晚二叠世煤系形成以来主要经历了印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动，其中燕山期NW-SE向强烈挤压变形和喜山期EW向挤压及右行剪切改造对研究区影响显著；该向斜处于杨梅山和盘县两个大型逆冲断裂构造的上盘，整体上呈一NE向延伸的短轴开阔斜歪倾伏向斜，向斜轴迹在南部发生偏转呈近NS向；北西侧由NW向杨梅山逆冲断裂为界、倾角35°～70°、断裂带长约40 km、断距约800 m、变形较为强烈，南东侧与NNE 向盘县逆冲断裂相接、倾角50°～85°、断裂带长约40 km、断距约500～1 500 m，北侧以NW向照子河逆断裂为界、倾角65°～73°、断裂带长约40 km、断距约600～800 m。总体上盘关次向斜为一南窄北宽、向西凸出的弧形倾伏向斜，轴向NE30°～45°，往东北方向发展为一复式向斜，长约45 km，宽12～20 km，含煤面积约605 km2；向斜内部构造较为简单，断裂稀疏，展布方向与褶皱方向一致，地层倾角西陡东缓，总体上对于煤层气成藏较为有利[4]。

图1 亦资孔向斜盘关次向斜构造Fig.1 Structure outline of Panguan syncline in Yizikong Basin

2 煤层气地质特征

2.1 煤层展布特征

红果区块主要发育上二叠统长兴组和龙潭组含煤地层，含煤层23～38层（图2），煤层总厚度32.09～45.83 m，平均34.4 m，总体上该区煤层分布连续稳定，是中国大陆南方二叠系煤系地层煤层总厚度最大的地区[6]。全区可采有4层，分别为12号、17号、18号、24号煤层，其中12号和17号煤层在全区分布稳、厚度较大，是煤层气主要勘探目的层。12号煤层厚度一般为1～4 m，具有自向斜中部向南、向北增厚的趋势；17号煤层厚度一般为1～3.5 m，西南部厚度较大。区块煤层埋藏深度较浅（图3），由两翼向轴部埋深逐步增加，轴部地区埋深超过1 500 m，向斜两翼埋深一般小于500 m，其余地区埋深多在1 200 m以浅。从构造和展布来看，盘关区块构造两翼较宽缓，埋深适中，较有利于煤层气勘探和开发。

图2 六盘水地区地层分层（据陈本金，等[3]改）Fig.2 Stratigraphic division of coal-bearing strata in the Liupanshui area（according to CHEN Benjin,et al[3]）

图3 盘关次向斜12号煤层顶面埋深Fig.3 Burial depth of 12#coal seam in Panguan syncline

2.2 煤岩煤质特征

区块煤岩演化程度以中等变质程度的肥煤和焦煤为主，Ro为0.9%～2.0%；自西向东由气煤逐渐递变为贫煤（图4），成条带状分布，总体上以深成热变质作用为主，东南部叠加岩浆热变质演化程度较高[6-7]，反映该区生烃潜力较大。宏观类型以半暗煤为主，次为半亮煤；煤岩显微组分以镜质组为主，含量为47.7%～95%，平均77%，向斜东翼含量最高达80%以上，垂向上从上到下镜质组含量表现为增大—减小—再增大的变化趋势；惰质组含量为10%～30%，壳质组含量变化较大，为0～21%。

通过对区块各井田煤质特征进行统计发现，研究区灰分产率平均22.86%，各井田基本相当；挥发分产率9.6%～38.45%，平均28.81%（图5），向斜东部低于西部，总体上属于中、高灰分、高挥发分煤。

图4 盘关向斜上二叠统煤介分布Fig.4 Coal distribution of upper Permian in Panguan syncline

图5 盘关次向斜各井田煤岩组分组成Fig.5 Maceral compositions of coal fields in Panguan syncline

2.3 煤储层物性特征

上二叠统煤系中部的厚煤层煤体结构多为粉状、鳞片状，煤系上、下部的煤层煤体结构为块状、碎块状，煤岩割理发育，煤岩割理密度为每5 cm 7～83条[8]，煤层渗透率相对较高[9]。根据区内5口井的注入压降试井测试成果分析（表1），向斜东翼金竹坪井田渗透率为（0.004 4～0.416）×10-3μm2，向斜西翼亮山井田渗透率仅为（0.001～0.027 5）×10-3μm2，总体上表现为随着煤层埋深增加渗透率逐渐降低。煤层埋深1 000 m以浅的煤岩渗透率相对较好，有利于煤层气开发[10-11]。

2.4 煤层含气性特征

煤层含气性与煤岩煤质、煤层热演化程度等有关[12]。一般来说，煤层热演化程度高、挥发分高则煤层含气量亦高，煤的吸附能力越强[13]。依据5口钻井煤心样品的解吸测试数据，含气量为10.98～26.3 m3/t，整体含气量较高，且随着煤层埋深增大而增高，明显具有向斜核部控气特征（图6）。煤样的等温吸附试验显示，Langmuir（兰氏）体积为19.82～31.36 m3/t，Langmuir 压力为1.22～3.13 MPa，表明该区煤层具有较好的吸附能力，这也是含气量相对较高的原因之一。

表1 红果区块煤层渗透率统计Table1 Permeability of CBM from wells in Hongguo area

图6 盘关次向斜12号煤层含气量分布Fig.6 Gas content distribution of 12#coal seam in Panguan syncline

2.5 保存条件

2.5.1 顶底板的封盖作用

研究区主力煤层12号和17号煤层的顶、底板均以泥岩、粉砂岩为主，厚度多在3 m 以上，稳定性较好，作为直接盖层为煤层提供了一个相对封闭的储存体系。此外，盆地范围内还存在一套分布稳定、厚度较大的区域盖层，即主力煤层上覆的下三叠统飞仙关组地层，分布范围广泛，多为泥岩、粉砂岩等细碎屑岩组成，厚度大，最大780 m，一般在500 m以上，其中泥岩、粉砂质泥岩累厚约200 m，可作为区域性盖层；并且煤系地层中泥岩广泛分布，主要可采煤层的顶、底板多为泥岩、粉砂岩。因此，研究区煤层顶底板岩性及分布对于区块煤层气的保存较为有利，含气量整体较高[8]。

2.5.2 水文地质条件的控制作用

盘关次向斜是一个残留向斜盆地，地下水的补给源主要为煤系露头，大气降水和地表水从煤系露头顺层向深部煤系补给，抑制了深部区煤层气向外移散，形成地下水封堵，地层含水量小，地下水循环深度不大[12-15]。根据煤层气井排采试验显示，Q1井日产水0.4～2.6 m3，Q2井日产水0.2～1.8 m3，表明该区煤系地层含水性较弱。这主要是由于煤系上覆下三叠统飞仙关组的泥岩、粉砂质泥岩和煤系下部峨眉山玄武岩具有较好的隔水性和封闭性。研究区煤层水文地质条件为弱径流—滞流环境，距离断层相对较远，避免了断层的错动促使煤系含水性变得复杂，对煤层气的保存有利（图1）。

2.5.3 储层压力的控制作用

煤层气主要以吸附状态存在，煤储层压力越高对甲烷的吸附能力就越强，煤层气越有利于富集成藏[13,16]。在区块西翼的金竹坪区块和东翼的亮山区块，共实施了4口井7个层次煤层的注入/压降试井，统计显示煤储层实测压力为6.598～12.896 MPa，储层压力系数为0.82～1.2，总体上属于正常压力范围；受煤层埋深影响显著，自向斜两翼向轴部随着煤层埋藏深度的增加储层压力增高，该区煤层含气量的分布也基本呈现这一规律，煤层气储集条件由向斜两翼向轴部逐渐变好；该区煤田勘探过程中在煤层段发生过瓦斯喷出、涌水或气水同喷现象[17]，反映该区总体上煤层气保存条件较好[18]（图7）。

图7 红果区块储层压力系数随埋深变化Fig.7 Pressure coefficient distribution of coal reservoir in Hongguo area

3 煤层气富集目标评价

3.1 煤层气资源评价

通过对研究区煤层的煤岩煤质特征、含气性特征、储集条件及保存条件综合分析，认为研究区具有埋深适中（500～1 200 m）、累厚大（10.3～25.8 m）、热演化程度中等（0.9%～2.0%）、含气量高（10.8～26.3 m3/t）的特征。综合评价出红果区块煤层气有利区面积260 km2，煤层气资源量422×108m3，资源丰度1.62×108m3/km2。

3.2 有利目标优选

综合评价研究区煤层厚度、含气量、变质程度、压力系数等参数[19-20]，重点考虑埋深关键参数（研究区煤层厚度、含气量等资源条件优越，平面上差异较小，埋深成为影响开发效果的关键参数），建立了适用于红果区块煤层气综合选区评价标准，如表2所示，优选出3类有利区（图8）。

图8 红果区块综合评价Fig.8 Comprehensive evaluation of Hongguo area

I1类有利区位于向斜东部，靠近异常热变质带，煤岩热演化程度高，煤岩割理裂隙发育，G2在该区407 m处钻遇9号煤层，经测试压力系数1.32，证明该区保存条件优越，同时地表条件相对较平缓，表明I1类有利区是下一步勘探评价的重点目标区；I2类有利区位于向斜西部，含气量较I1类区略低，压力系数0.8～1.1，是下一步有利的接替目标区；向斜核部区域为II类目标区，煤层倾角较大，埋深超过1 200 m，在现有开发技术条件下不具备经济性。

4 结论

红果区块具有埋深适中（500～1 200 m）、累厚大（10.3～25.8 m）、热演化程度中等（0.9%～2.0%）、含气量高（10.8～26.3 m3/t）的特征，主力煤层煤体结构主要为碎裂煤，割理发育，煤层气地质条件优越。

结合煤层埋深、含气量、变质程度、压力系数等参数，综合评价出煤层气有利区面积260 km2，煤层气资源量422×108m3，资源丰度1.62×108m3/km2，其中，I1类有利区位于向斜东部，靠近异常热变质带，煤岩热演化程度高，煤岩割理裂隙发育，是勘探评价的重点目标区；I2类有利区主要位于向斜西部，压力系数显示为常压区，是下一步有利的接替目标区；而向斜核部区域为II类区，资源落实，但埋深超过1 200 m，现有经济技术条件下开发难度较大。

表2 红果区块煤层气综合评价标准Table2 Comprehensive evaluation standard of CBM in Hongguo area