海相煤系气成藏特征及其有利开发层段——以黔北威宁龙参1井下石炭统祥摆组为例

杨兆彪，易同生，李 庚，颜智华，耿殿英，高 为，姜炳仁

(1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 贵阳 5500091; 2.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221008)

煤系气，泛指煤系中赋存的各类天然气，涵盖以吸附相为主的煤层气、以游离相为主的致密砂岩气、吸附相-游离相共存的页岩气等，即所谓的“煤系三气”[1]。据估算，中国2 000 m以浅的煤系气地质资源总量为82万亿m3[2]。为推动2030年“碳达峰”和2060年“碳中和”，我国“十四五”期间要“稳油增气”[3]，进一步开发利用清洁低碳的天然气能源。我国天然气对外依存度很高，2018年已达到45.3%。因此加大天然气勘探开发力度，开拓新区新领域，是油气勘探发展的必然之路。

目前，煤系气研究集中在海陆过渡相及陆相沉积的鄂尔多斯盆地、沁水盆地、塔里木盆地、四川盆地和鸡西盆地等[4-7]，部分区域已取得好的勘探开发效果[8-10]。滇东黔西是我国重要的聚煤区域，煤层气资源丰富，上二叠统龙潭组煤层气资源量约占全国的10%[11]，煤系气资源同样较为丰富[12-13]。然而该区域除了海陆过渡相的龙潭组，下石炭统祥摆组(黔西为祥摆组，滇东为万寿山组)为一套海相含煤地层，石英砂岩、页岩、薄灰岩、薄煤层/煤线广泛发育。前期开展的黔西南页岩气资源调查评价项目实施参数井1口—威页1井，获取了祥摆组页岩的储层参数,700 m以深页岩气含量平均0.527 m3/t，符合工业开采标准，但该层位的煤系气资源特征及有利开发层段尚不清楚。

为此，依托贵州省地质勘察基金项目《贵州省西部煤系气调查评价》在黔北威宁龙街向斜实施1口参数井——龙参1井，完成了气测录井和测井，获取了祥摆组完整的岩芯，开展了大量的物性测试和含气量测试，为认识祥摆组煤系气储层物性和资源潜力提供了重要的依据。笔者主要依据龙参1井测试化验结果，对该区下石炭统祥摆组煤系气有利开发层段进行分析评价。

1 地质背景

研究区地处贵州省威宁县北西部，行政区属毕节地区威宁县管辖，西与威宁县中水镇接壤，北与云南的邵通市接壤，南与威宁县观风海镇接壤，东邻雪山镇，直距威宁县城50 km。威宁地区地处扬子板块的西部，属于上扬子地块六盘水裂陷槽四级构造单元。工作区整体为一向斜构造，即龙街向斜(图1(b))。在主体向斜的基础上，发育四方井次级背斜。向斜内断层较不发育，但在龙街向斜西翼存在2组断裂，以正断层为主，北东和北西2种走向。区内构造复杂程度中等。

区域出露地层由老至新有寒武系中上统、奥陶系下统、志留系中统、泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系中下统、古近系下统及第四系。其中，以石炭系分布范围最广，二叠系次之。除沉积岩外，尚发育有晚二叠世的火山喷发岩。石炭系下统祥摆组(C1x)为本次研究的目标地层，部分文献也称之为旧司组下段[14]。龙街向斜保存了深水陆棚相沉积(图1(a))，具备优质页岩层的发育。

祥摆组为含煤地层(图1(c))，岩性为深灰、灰色薄-中层状及厚层状细粒石英砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与灰色、深灰色、黑灰色黏土岩、粉砂质黏土岩近等厚互层产出，夹3～5层薄煤层。厚170.70～316.93 m，平均246.16 m。本组底部和顶部为厚3～8 m的棕黄、灰黄色中-厚层状石英砂岩、粉砂岩夹薄层黏土岩，与下伏汤粑沟组之间常有0～0.12 m的铁质风化壳存在，2者之间呈平行不整合接触。

图1 龙街区块所在区域图、构造纲要图和龙参1井煤系地层柱状[14]Fig.1 Longjie block location map,structural outline map and coal measure stratigraphic histogram of Long test well 1[14]

2 实验测试

现场采集龙参1井祥摆组泥页岩、煤样，密封包装后运送至贵州省煤田地质局实验室，按照GB/T 474—2008标准制备样品，开展基础实验、物性试验及含气性测试试验。

2.1 基础测试

依据显微组分组和矿物测定方法(GB/T 8899—2013)，使用显微光度计(型号Scope.A1)测试煤样显微组分;依据煤的工业分析方法(GB/T 212—2008)，利用马弗炉、灰皿、干燥器、分析天平等进行煤样工业分析;按照煤的镜质体反射率显微镜测定方法(GB/T 6948—2008)，利用显微光度计(型号Scope.A1)进行煤样镜质组反射率测定。

依据沉积岩中总有机碳的测定法(GB/T 19145—2003)，使用碳硫分析仪(型号CS230)测定泥页岩TOC含量;依据全岩光片显微组分测定方法(SY/T6414—2014)，使用显微光度计(型号Scope.A1)进行泥页岩显微组分测定;依据沉积岩中镜质体反射率测定方法(SY/T5124—2012)，利用显微光度计(型号Scope.A1)进行泥页岩成熟度测定;依据透射光-荧光干酪根显微组分鉴定及类型划分方法(SY/T 5125—2014)，利用显微镜(型号Leica DM4P DFC450C)测定泥页岩干酪根类型;依据沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法(SY/T 5163—2018)，利用X射线衍射分析仪(X’pert powder)开展泥页岩矿物组分测定。

2.2 物性测试

依据气体吸附BET法测定固态物质标准(GB/T 19587—2017)，采用低温氮吸附仪(型号TriStar3020)进行低温液氮实验;按照覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法(SY/T 6385—2016)，采用自动氦孔隙度测试仪(Ultrapore—300)、脉冲式覆压孔渗测定仪(PoroPDP—200)进行孔隙度、渗透率测试。依据岩石样品扫描电子显微镜分析方法(SY/T 5162—2014)利用扫描电镜进行孔裂隙观察。

2.3 含气性测试

依据煤层气含量测定方法(GB/T 19559—2008)、页岩含气量测定方法(SY/T 6940—2013)，采用高精度现场解析仪(型号FJSH-YJ-003)进行煤及泥页岩含气量测定;依据天然气的组成分析(GB/T 13610—2014)，采用气相色谱仪(型号GC4000A)进行气体组分测试;依据高压等温吸附实验方法(GB/T 19560—2008)，利用等温吸附解吸仪(IS-300)进行煤样等温吸附实验。

3 煤系储层物性

3.1 煤 层

龙参1井揭露的祥摆组埋深为785.14～1 170.84 m，视厚度为385.7 m，真厚度约为342 m。共有12层煤，煤层真厚度0.13～0.99 m，平均真厚度0.39 m，总厚4.66 m。煤层厚度分布多为0.2～0.6 m，占煤层层数的50%，其次煤层厚度分布在0.1～0.2 m的煤线占煤层层数的33.33%，此外第一层煤最厚，也仅为1.1 m，如图2所示。

图2 龙参1井煤层厚度垂向分布Fig.2 Vertical distribution map of coal seam thickness of Long test well 1

研究区煤层宏观煤岩类型以光亮型煤为主，煤岩显微组分以镜质组为主，惰质组次之。其中镜质组质量分数介于81.46%～89.08%，平均质量分数84.96%;惰质组质量分数介于10.92%～18.54%，平均15.04%。镜质组最大反射率2.87%～3.00%，平均2.92%，煤阶主要为高变质的无烟煤。主煤层灰分产率在5.75%～30.34%，平均18.47%，为中灰煤，如图3所示。

图3 龙参1井煤层显微组分三元图Fig.3 Ternary Diagram of coal seam microstructure of long test well 1

3.2 泥页岩

3.2.1泥页岩厚度

祥摆组按照地层岩性组合特征可进一步分上、下2段(图4)。

图4 龙街向斜连井剖面Fig.4 Connecting well profile of Longjie syncline

上段主要以中厚层泥页岩为主，夹薄层灰岩和细砂岩。以龙参1井为例，页岩主要分布深度为800～952 m;其中单层厚度在10 m以上的粉砂质泥岩有5层，最厚一层达到了27.73 m，接近30 m，页岩断续发育累计厚度为128.25 m，远远大于商业性开发需要的50 m。

祥摆组下段主要为细砂岩、灰岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和薄煤层或煤线为主，祥摆组下段为主要含煤层段，岩性连续厚度一般较小，多表现为频繁的泥-砂互层。以龙参1井为例，主要为薄煤层，泥岩和砂岩互层，仅有一层细砂岩达到了10 m，其余岩性均在10 m以内，泥页岩断续发育，累计厚度51.96 m。总计泥页岩厚度180.21 m，泥质粉砂岩厚度75.39 m，广义的泥页岩厚度为255.6 m，为祥摆组优势储层。

3.2.2TOC、显微组分及成熟度

龙参1井祥摆组泥页岩TOC含量介于0.77%～8.94%，平均2.01%，随层位向下而增大，下段高于上段(图5)，对于当前页岩气藏开发TOC含量一般需达到1%以上，达到2%以上最好，祥摆组具有TOC含量较高的特征。

图5 龙参1井泥页岩TOC含量随埋深变化Fig.5 Variation of TOC of mud shale with burial depth from Long test well 1

有机显微组分以壳质组为主，腐泥组和镜质组次之，惰质组最少。其中壳质组质量分数34%～53%，平均43%;腐泥组质量分数15%～52%，平均38%;镜质组质量分数10%～32%，平均16%;惰质组质量分数1～3%，平均1.7%。腐泥组随层位埋深减小而增大(图6)，反映了由滨海相逐渐向深海相过渡。与之对应，上段有机质类型主要为Ⅱ1型，下段主要为Ⅱ2型，Ro,max平均2.54%。TOC含量、有机质类型和成熟度类似于四川盆地的龙马溪组。

图6 龙参1井泥页岩显微组分Fig.6 Microscopic composition map of mud shale of Long test Well 1

3.2.3矿物组分

泥页岩矿物组分分析结果显示(图7):主要以黏土矿物和石英为主，石英质量分数在16.69%～68.87%，平均质量分数38.52%，接近40%;黏土质量分数在33.34%～81.87%，平均48.99%;泥页岩黏土质量分数略高于非煤海相地层，如渝东南和川西南龙马溪组其平均值分别为29.6%和41.1%，但远远低于海陆过渡相的含煤地层，如沁水盆地和鄂尔多斯盆地的山西组其平均值分别为58.0%和57.5%[15]。高岭石、绿泥石、伊利石、伊/蒙混层等均有发现，且以伊利石和伊/蒙混层占绝对优势。斜长石仅在部分样品中检测出，质量分数介于9.88%～16.82%，平均13.38%。黏土矿物组分含量特征指示本区成岩作用强，蒙脱石已经全部转为为伊利石、绿泥石、高岭石、伊蒙混层等，处于晚成岩阶段[14]。

图7 龙参1井泥页岩矿物组分分析结果Fig.7 Analysis results of mud shale mineral composition of Long test well 1

3.2.4脆性指数

脆性指数是反映页岩可压裂性的一个直观指标，泥页岩矿物成分中的石英、长石、方解石等脆性矿物在外力作用下极易产生裂缝，有利于页岩气的开发。参考中国海相页岩气矿物组分脆性指数方法计算了祥摆组泥页岩样品的脆性指数[16]为

(9)

式中,I为脆性指数，%;ws为石英质量分数，%;wc为长石质量分数，%;wy为方解石、白云石等碳酸盐岩矿物质量分数，%;wq为所有矿物质量分数之和1。

计算结果显示:脆性指数介于17.13%～61.16%(图8)，平均48.02%，泥页岩脆性指数较大，平均值大于40%，后期易于改造。整体具有随层位降低脆性指数增大的趋势，这与石英等脆性矿物组分含量随层位降低而增大相关(图9)，其中石英质量分数与TOC含量关系为正相关关系(图10)，这一现象在川南五峰组—龙马溪组页岩储层中也存在[17]，即部分石英推测为生物成因石英。

图8 龙参1井泥页岩脆性指数Fig.8 Diagram of brittleness index of mud shale of Long test well 1

图9 龙参1井泥页岩矿物组分Fig.9 Mud shale mineral composition of Long test well 1

图10 TOC含量与石英质量分数关系Fig.10 Relationship between TOC content and quartz content

整体上海相煤系地层泥页岩具有脆性指数高的特征，而海陆过渡相煤系地层泥页岩矿物组分以黏土矿物为主，石英质量分数较少，脆性指数往往较低。以土城向斜1口参数井龙潭组泥页岩为例，其黏土矿物质量分数在66.77%～93.19%，计算脆性指数仅有18.97%，砂岩的脆性指数仅有19.03%。2者具有明显的区别。

3.2.5孔渗性

泥页岩微孔较为发育(图11)，存在有机质气孔及微裂缝。低温液氮实验显示总孔容介于0.001 9～0.023 9 cm3/g，平均为0.016 76 cm3/g;总孔比表面积介于11.8～16.85 m2/g，平均为14.387 m2/g;孔径介于3.786 2～6.760 6 nm，平均为5.518 6 nm。这一测试结果与以中国重点地区的山西组、太原组和龙潭组为代表的海陆过渡相泥页岩储层，以及与以龙马溪组和牛蹄塘组为代表的海相泥页岩储层相比(表1)，表现为总孔容和孔比表面积高于前者但低于后者，处于过渡状态。孔隙度平均为4.77%，渗透率平均为0.002×10-15m2，属于低渗储层。

表1 中国重点地区部分页岩储层孔隙表征参数[15]Table 1 Pore characterization parameters of some shale reservoirs in key areas of China[15]

图11 泥页岩孔裂隙扫描电镜图Fig.11 Scanning electron micrograph of mud shale pores and fissures

4 煤系含气性特征

4.1 煤层含气性

祥摆组煤层含气量介于3.34～10.66 m3/t，平均含气量5.88 m3/t，多数煤层含气量介于2～6 m3/t，占煤层含气量的69.23%。垂向上，由浅及深，煤层含气量变化趋势呈现先增加后减小再增大的连续波动趋势，其中，在埋深1 111.44 m处，含气量达到最高，为10.66 m3/t，在埋深1 125.14 m处，含气量最低，为3.34 m3/t(图12(a))。各煤层均做了45 ℃条件下的等温吸附试验，数据来源于该试验结果。通过公式计算得出，理论含气饱和度15.62%～35.56%，平均23.50%，说明本研究区域内煤层为欠饱和状态。

煤层气组分主要以CH4为主，体积分数介于45.75%～96.86%，平均体积分数78.21%;N2次之，体积分数介于2.14%～33.86%，平均体积分数20.68%;CO2最少，体积分数介于0.33%～1.47%，平均0.95%;其余气体组分体积分数均小于0.01%(图12(b))。整体上在1 000 m以深，煤层处于原位甲烷带。

图12 龙参1井煤层含气量和气体组分体积分数Fig.12 Coal seam gas content and composition content of Long test well 1

4.2 泥页岩含气性

祥摆组泥页岩含气量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t，垂向上，由浅及深，可将祥摆组含气量大致在埋深842.99 m处分为2段，上段含气量呈现先升高后降低的趋势，下段总体趋于增长，含气量在946.16 m处达到最高，为1.48 m3/t(图13(a))。总体上来看研究区内含气量随埋深增大而升高。按照页岩气有利区含气量最低值0.50 m3/t，目标区含气量下限值1.0 m3/t评价，研究区泥页岩含气量大多达到有利区标准，部分小层含气量高于1.0 m3/t，可作为后期重点的勘探开发层段。

图13 龙参1井泥页岩含气量及组分Fig.13 Mud shale gas content map (top) and composition map (bottom) of Long test well 1

祥摆组泥页岩组分以860.06 m为界，以浅层位气体组分主要以N2和CH4为主，CH4体积分数较低，平均20.05%，N2体积分数较高，平均77.46%。以深层位气体组分N2，CH4发生变化，甲烷为主要气体，平均体积分数64.37%(图13(b))。据此表明，祥摆组860 m以浅地层仍处于风化带，后期勘探开发应重点关注860 m以深的地层。

5 煤系气开发有利层段评价

基于祥摆组岩性组合的垂向分段特征，在有利开发层段优选时，对于上部层段，目的层段主要以泥页岩为主，综合考虑国内外页岩气勘探开发实践及前人研究成果[18]，考虑其单层厚度或连续厚度、TOC含量、含气量和脆性指数进行有利开发层段的优选。上段具有泥页岩单层连续厚度大、脆性指数大、TOC含量较高，含气量中等的特征，适宜进行大规模的体积压裂，但须规避浅层风化带。

对于下部层段，尽管为主要含煤层段，考虑到煤层厚度薄，含气饱和度低等特征，依然以泥页岩为主要目的层，但也考虑薄煤层占比，占比越高越好。泥页岩及薄煤层在力学性质上相近，下段泥页岩脆性指数普遍较高，都在40%以上。基本具备煤层+泥页岩多层穿层压裂改造的储层物性基础。

基于以上分析，参考国内外页岩气商业性开发关键参数值，研究区有利开发层段评价指标见表2。

表2 页岩气有利开发层段优选指标Table 2 Optimum index for favorable development intervals of shale gas

以龙参1井为例，分别以厚度大于10 m以上的祥摆组上段单层泥页岩和祥摆组下段单层泥页岩(包括煤层)为主，合并邻近和所夹含气粉砂岩、泥质粉砂岩，构成目标层段(表3)。对照各层物性参数和评价指标表2，大部分小层并不能所有指标都满足表2。为此采用主成分分析法[19-20]，对多个评价指标提取主成分，在确保不损失原有信息的前提下，将多个指标简化为少数不相关的主要指标，达到降维、简化数据和提高分析结果可靠性的目的，并且以评价指标相关系数矩阵的特征值作为权重，对每个主成分进行加权求和，得到各个评价对象的综合得分F值，评价结果具有客观性，根据得分大小进行排序。

表3 龙参1井祥摆组上、下段页岩气开发有利层段优选结果Table 3 Optimal results of favorable intervals for shale gas development in the upper part of Xiangbai Formation in Long test well 1

评价结果显示(图14):龙参1井祥摆组上段有利开发层段主要为小层4，埋深在881.01～911.86 m，该层主要表现为单层厚度大，TOC含量较高，含气量和脆性指数稍低，其次为小层3，主要位于祥摆组上段中部。龙参1井祥摆组下段有利开发层段主要为小层6，埋深范围在1 151.64～1170.84 m，该层主要表现为单层厚度较大，TOC含量高，脆性指数大，但含气量稍低，其次为小层5，在这2层中都含有一定的薄煤层，主要位于祥摆组下段下部。分别取前2位作为有利开发层段，剩余的可定义为次有利开发层段。

图14 龙参1井煤系气有利开发层段评价结果Fig.14 Evaluation results of CMG favorable development intervals of Long test well 1

根据前人评价，在龙街向斜区埋深大于2 500 m的地层处于地层水交替阻滞带范围，油气成藏条件变好[14]。综合前面的分析，在深部区域，祥摆组上段的中部和下段的下部是有利开发层段。

6 结 论

(1)海相煤系地层祥摆组储层空间展布具有分段性:下段薄煤层发育，煤层层数较多，煤-泥岩-砂岩互层发育;上段泥页岩发育，单层连续厚度大。

(2)泥页岩 TOC含量平均2.01%，随层位埋深增大而增大。祥摆组上段有机质类型主要为Ⅱ1型，下段主要为Ⅱ2型，Ro,max平均2.54%。矿物组分主要以黏土矿物和石英为主，石英平均质量分数38.52%，黏土平均质量分数48.99%，脆性指数高，整体上随层位埋深增大而增大;泥页岩孔隙度平均为4.77%，渗透率平均为0.002×10-15m2，属于低渗储层。泥页岩储层物性接近于非含煤海相地层，如龙马溪组等，优于含煤海陆过渡相地层。

(3)泥页岩含气量介于0.27～1.48 m3/t，平均0.57 m3/t。气体组分结果显示860 m以浅仍处于风化带。薄煤层变质程度高，Ro,max平均为2.92%，但含气量平均为5.88 m3/t，含气饱和度低。煤系气资源潜力具有以页岩气为主，煤层气为补充的特征，且推测深部区域更具有勘探前景。

(4)以煤系页岩气为评价主体，选取泥页岩单层厚度、TOC含量、含气量、脆性指数等关键参数，采用主成分分析法，评价了祥摆组煤系气有利开发层段。综合研究认为:有利开发层段主要位于祥摆组上段中部和下段下部。