鄂尔多斯盆地神府地区含煤层气系统特征

田 兵, 段志强, 赵俊梅, 郑有伟

(1.内蒙古科技大学矿业与煤炭学院， 包头 014010； 2.中国石油长庆油田公司勘探开发研究院， 西安 710018)

中国煤层气分布广泛，资源丰富，是当前支撑国家能源转型的重要组成部分，煤层气开发还兼具保障煤矿安全生产、环境保护的多重属性[1-3]，近年来成为天然气领域研究的热点。然而，现阶段煤层气开发单井产量低，回报期长，投资风险较大；且目的煤层埋深多集中于1 000 m以浅[4]，如何实现1 000 m以深的深部煤层气的高效开发值得高度关注。

根据煤层气的成藏地质特征，将“含煤层气系统”[5-6]内的煤层、煤系砂岩互层段作为统一目的层进行综合评价和共探合采，将极大地拓展资源评价空间和领域，提高潜在资源量与资源丰度，相比单一煤层气开发有效提高开发产能[7-8]。目前，美国、澳大利亚和加拿大等国家已实现了煤层气与致密砂岩气合采的商业化开发[9-11]，其中，澳大利亚苏拉特盆地是近年来世界上合采开发最为成功的盆地，单井平均产气量2.83万～5.66万m3/d，最高可达56万m3/d[10]，其煤层、煤系砂岩互层段的沉积旋回特点及其纵向多套“含煤层气系统”构成已引起高度关注。

鄂尔多斯盆地东缘神府地区是中国重要的含煤层气带，埋深大于1 000 m的深部煤层气资源占比达60%以上，潜力巨大。同时煤田浅部煤炭开采的影响，也促使煤层气向深部勘探。该地区深部地层具有多煤层发育、煤系砂岩层数多、厚度大的特点，“含煤层气系统”共探合采基础较好。然而，强烈的煤系沉积分异作用形成旋回性强、储盖性能差异显著、复杂的“含煤层气系统”时空配置，导致煤层气资源探明率和利用率总体偏低。基于此，通过对该地区上古生界煤层气、煤系砂岩气成藏地质条件的系统分析，划分垂向叠置含煤层气系统并建立成藏模式，以期为提高区域煤层气勘探开发效率提供地质依据。

1 区域地质背景

神府地区位于鄂尔多斯盆地东北缘，构造单元上属晋西挠摺带与陕北斜坡带交汇的北部单斜带。区块东侧发育的两条控凹断层将区块划分为东部隆起带，中部缓坡带和西部深陷带。生产实践及前期研究表明，研究区石炭-二叠系发育多套含煤岩系，也是本区的主力含气岩系，其中太原组4+5#和本溪组8+9#煤是区内的主力煤层，整体埋深较大，受控于西倾单斜的构造格局，埋深呈阶梯式分布特征(图1)。区块东北部埋深较小，主要在1 000～1 400 m，向西逐渐增加，西南角深度最大，达到2 000 m以深。

图1 神府地区8+9#煤层埋深等值线图

2 成藏地质条件

2.1 广覆式优质煤系烃源岩

神府地区上古生界煤系烃源岩主要分布在石炭系本溪组、二叠系太原组和山西组，包括煤岩和暗色泥岩。研究区内煤系烃源岩钻井统计、宏观描述、显微组分和镜质组反射率数据显示，煤岩累计厚度18～32 m，呈薄厚相间分布特点，煤岩有机碳含量47.1%～76.7%，平均值为65.06%；暗色泥岩累计厚度20～145 m，具有南厚北薄的趋势；煤系烃源岩原始沉积物主要是高等植物，煤镜质组含量在36.8 0%～75.1 3%，在有机显微组分中占主导地位，惰质组含量次之，壳质组含量最低；有机质类型主要为Ⅲ型，以生气为主；烃源岩成熟度Ro主要分布在0.94%～1.21%，平均值为1.1%，本溪组-山西组烃源岩均达到了成熟生气阶段；盆模计算结果显示神府地区烃源岩总生烃强度主要为3×108～18×108m3/km2。总的来看，该地区烃源岩厚度大，分布广，有机质含量高，成熟度和生烃强度中等较高，为区块内煤层气藏和煤系砂岩气藏提供了良好的气源供给条件。

2.1.1 主力煤岩厚度、埋深及含气量

作为典型的“源储一体”非常规天然气，煤层厚度、含气性是煤层气勘探和开发的重要控制因素[12-13]。统计区内已钻井煤层数据，4+5#煤厚度在0.6～8.8 m，平均厚3.3 m，受控于沉积环境，区内的西北和西南部煤层较薄，东北部及西部深陷带中南部G-1-S-3-S-7-S-8井区厚煤层发育(图2)；8+9#煤厚度在6.8～21.6 m，平均厚14.5 m，8+9#煤层层数多，夹矸主要分布在西南角三维区和东北部，净煤厚度平面东西向呈“厚-薄-厚-薄”相间分布的特征，区内的东北缘及三维区东南部发育薄煤区，西部深陷带区域8+9#煤厚度较大，其中中南部S-11-T-1-G-1-S3井区及西南角三维区中部S-15-S-16井区最为发育(图3)。

图2 研究区4+5#煤层厚度等值线图

图3 研究区8+9#煤层厚度等值线图

主力煤层4+5#煤含气量在1～5 m3/t，钻井揭示埋深范围为1 018.50～2 102.68 m，平面上大体呈条带状分布，从东北向西南方向呈现“低-高-低-高”相间分布特征，其中区内北部和西部深陷带中南部S-3-S-7-S-8井区煤层含气量相对较高。8+9#煤含气量1.5～6.5 m3/t，埋深范围为1 063.30～2 156.72 m，分布特征4+5#煤相类似，但在同一位置上的含气量略高于4+5#煤，西部深陷带中南部S-3-S-15-S-7-S-8井区煤层含气量相对较高。

2.1.2 煤岩煤质及孔渗特征

采集S-3、S-4、S-7、S-15等6口井9块煤岩样品，针对开展了煤岩学，吸附特征及孔隙特征分析。煤岩取心观察表明，神府区块4+5#和8+9#煤均以亮煤和暗煤为主，偶见镜煤和丝炭线理或透镜体，类型为半亮-半暗型煤，具有混合煤岩类型的特点。4+5#和8+9#煤主要以原生结构和碎裂煤为主，有利于煤层气的勘探和开发。

此外，考虑到虽然加入省份特征变量可以控制不同省份特征对经济增长的影响，但是也有可能对回归结果造成干扰，因此进一步剔除了省份控制变量对模型进行了回归，发现研究结论并未发生改变。[注] 限于篇幅，论文中没有报告剔除了省份控制变量后的回归结果，但是有兴趣的读者可以向笔者索取。

煤的吸附特征是决定煤层含气量大小和煤层气开发潜力的重要影响因素。等温吸附实验结果显示，区内4+5#煤兰氏体积在6.86～9.71 m3/t，8+9#煤兰氏体积在8.65～10.88 m3/t，8+9#煤兰氏体积高于4+5#煤，吸附能力更强。

采用低温液氮和核磁共振(NMR)测试来刻画煤岩孔隙特征。低温液氮实验分析煤岩的比表面积、总孔体积、平均孔直径，结果显示，4+5#煤平均孔直径在16.16～18.16 nm，比表面积在1.949～4.194 m2/g，总孔体积在0.006 7～0.015 1 m2/g；8+9#煤层平均孔直径在18.61～22.42 nm，BET比表面积在2.39～3.40 m2/g，总孔体积在0.009 6～0.012 9 m2/g。神府区块煤岩孔隙基本以纳米级孔隙为主，造成基质储层的渗流能力较差。

核磁共振测试分析煤岩的可动流体饱和度、束缚水饱和度、孔隙度。煤岩样品呈现典型的双峰特征。4+5#煤层核磁孔隙度在0.66%～4.35%，束缚水饱和度在12.99%～66.57%，可动流体饱和度在34.43%～87.01%；8+9#煤层核磁孔隙度在1.22%～4.25%，束缚水饱和度在20.70%～70.39%，可动流体饱和度29.61%～79.30%。区内煤岩储层大孔喉较少，主要发育纳米级微细孔喉，饱和岩样仅有少量流体可以被动用，造成煤岩的束缚水饱和度较高。

2.2 煤系砂岩气储层地质特征

晚古生代本溪组至石千峰组沉积期，神府区块纵向上砂岩发育，成因类型多样，其中，本溪组本1段、太原组太2段和山西组山2段为主力砂岩储层。

2.2.1 砂岩储层区域分布特征

受海侵及潮汐作用影响，本1段发育较大范围的潮坪沉积，南部为砂坪发育区，中北部为混合坪发育区，主要发育潮道、砂坪、混合坪砂体，砂体间连通性较差(图4)。神府区块内以南部(特别是西南部)发育的潮道和砂坪砂体为主，砂体厚度较大，可达10 m以上。

图4 研究区本1段砂岩厚度分布图

太2段区域上发育桥头砂岩和马兰砂岩两套海侵三角洲砂岩。两套砂岩均为北部物源供给的三角洲沉积体系，自北向南推进，呈条带状展布。桥头砂岩以三角洲平原亚相为主，三角洲平原亚相区主要展布在S-17-S-18-S-19-G-1一线以北，其南侧为三角洲前缘亚相分布区，分流河道、水下分流河道砂体发育(图5)，砂体连通性较好，并且呈现出自北向南、自西向东砂体厚度逐渐变小的趋势。分流河道砂体垂向叠置，复合砂体厚度多在10 m以上，以S-11、S-1井附近砂体厚度较大，可达20 m。与桥头砂岩期相比，马兰砂岩沉积时期岸线向物源区退缩，区块内为三角洲前缘沉积，分流间湾大面积展布，分流河道砂体展布面积明显缩小，仅在研究区南部S-4-S-3-S-7井附近发育水下分流河道砂体，砂体厚度多在10～20 m(图6)。

图5 研究区太原组桥头砂岩厚度分布图

图6 研究区太原组马兰砂岩厚度分布图

山2段储层以三角洲平原分流河道砂体为主。三角洲平原自北向南推进，分流河道砂体呈北东-南西向条带状展布(图7)。分流河道砂体垂向切割叠置现象普遍，且缺乏泥质隔层，砂体间连通性较好，具有较好的储集性能。区块中东部和西南部分流河道砂体较为发育，厚度多在20 m以上。

图7 研究区山2段砂岩厚度分布图

2.2.2 砂岩岩石学及物性特征

薄片观察结果显示，神府区块上古生界砂岩以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，其中，山西组以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，太原组主要为长石岩屑砂岩和岩屑砂岩，本溪组发育石英砂岩。砂岩分选和磨圆中等，颗粒呈次圆状和棱角状，多为颗粒支撑，颗粒间呈线-凹凸接触，多见石英次生加大，岩石结构致密。

铸体薄片观察结果表明，研究区上古生界砂岩储层的孔隙类型以粒间溶孔、粒内溶孔及残余粒间孔为主，另外存在较丰富的晶间微孔(图8)。

图8 研究区砂岩储层孔隙特征显微镜下照片

统计S-2、S-3等9口井的岩心和壁心孔渗数据可知，本1段储层孔隙度分布区间为4.2%～10.5%，平均值为8.1%；渗透率分布区间为0.01～2.26 mD，平均值为0.51 mD；太2段储层孔隙度分布区间为4.0%～14.5%，平均值为8.0%；渗透率分布区间为0.01～4.02 mD，平均值为0.40 mD；山2段储层孔隙度分布区间为4.0%～13.6%，平均值为7.5%。渗透率分布区间为0.01～12.50 mD，平均值为0.63 mD，区块内主体砂岩均属于低孔低渗储层。平面上，本1段大于4%的孔隙度在区块东北侧和西部深陷带中南部呈片状分布，S-3井孔隙度最高，可达13%。太2段大于4%的孔隙度在西部深陷带中南部呈北东向带状展布，S-3井孔隙度最高，可达10.2%。山2段平面孔隙度变化较大，除个别井外，西部深陷带西南部孔隙度在5%以上，S-13井孔隙度最高，可达10.5%。

各微相内砂岩孔渗数据统计揭示，沉积微相控制了优质储层的分布，障壁砂坝、砂坪、分流河道、潮汐水道、混合坪砂体等水动力较强的沉积微相内砂岩储层物性较好(图9)，其平均孔隙度一般在6%以上，平均渗透率在0.3 mD以上，是最有利储层发育的微相。

图9 不同沉积微相砂岩储层物性对比图

2.3 封盖层地质特征

良好的顶底板封盖层，尤其是顶板，可以减少构造运动过程中煤层气的向外渗流运移和扩散散失，保持较高的地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水对煤层气造成的损失。神府区块4+5#煤顶板厚度为0.28～6.98 m，平均2.34 m，底板厚度为0.99～9.24 m，平均为4.21 m。平面上分布比较稳定，以泥岩为主，零星的分布少量砂岩。8+9#煤顶板厚度为0.6～13.5 m，平均为3.86 m，底板厚度为0.5～9 m，平均为3.53 m。平面上分布比较稳定，以泥岩为主，零星的分布少量砂岩。

发育在最大海泛面附近的区域性低渗透岩层，是含煤层气系统的主要分割层和盖层[14-15]。具体到神府地区，太2段上部的灰黑色水下分流间湾泥岩层可作为8+9#煤和本1段砂岩的区域盖层，泥岩厚度为1.32～15.38 m，平均7.63 m，山2段顶至山1段发育的灰白色泛滥平原、分流间湾泥岩可作为4+5#煤和太1段、山2段的区域盖层，泥岩厚度为3.57～24.47 m，平均15.26 m，这两套盖层也是含煤层气系统的主要分割层。上石盒子组发育的广覆式厚层连续性褐色、红褐色泛滥平原泥岩则作为整个上古生界煤层含气层的区域性优质盖层。

3 含煤层气系统划分及成藏模式

依据含煤层气系统的生储盖地质特征，结合区内砂岩气井试采结果，将神府区块内垂向叠置发育的海陆过渡相三角洲-潮坪-泻湖相多套煤层及砂岩层在上古生界划分出2套垂向叠置，相对独立的含煤层气系统，一是8+9#煤-本1段、太2段砂岩的下含煤层气系统，二是4+5#煤-太1段、山2段砂岩的上含煤层气系统(图10)。

图10 研究区含煤层气系统成藏模式图

神府地区含煤地层倾角较小，整体为单斜式构造格局。晚三叠末期，神府煤层达到最大埋深，区域埋深达1 500～2 300 m[16]；晚侏罗世—早白垩世，区域煤层有机质进入主生气阶段[17-19]，初期生成天然气量较少，首先赋存在煤储层中，以吸附状态为主；随着煤系烃源岩的持续大量生气，煤层孔隙与裂缝中逐渐赋存并充满游离态天然气，煤层气藏形成；之后生成的天然气饱和充填煤储层孔隙空间，致使地层压力升高，压力差导致后生成的天然气向毗邻的已致密化砂岩储层运移并聚集，煤系致密砂岩气藏形成。成藏模式导致纵向上靠近主力煤层的致密砂岩储层含气饱和度更高(图10)。

从研究区含煤层气系统成藏模式可知，煤层生烃后原地形成煤层气藏，短距离运移形成砂岩气藏，主要以源内成藏为主。以下含煤层气系统为例，8+9#煤层厚度在6.8～21.6 m，平均厚14.5 m，而8+9#煤上下邻近致密砂岩气层厚度在0.6～8.73 m，平均为2.62 m，两气的距离介于0.6～30.3 m，平均仅为9.81 m，其中绝大多数都小于20 m。含煤层气系统内两气储层紧邻或间距较小，易于在同一井筒内将多层储层同时打开实施储层压裂改造和排采措施[20-21]。此外，煤层孔渗条件相对较差，相邻压裂后的砂岩储层可为煤层气的解吸与运移提供有利通道。以含煤层气系统为单元开展煤层气与煤系砂岩气合采，是深部煤层气经济开发的有效途径。

4 结论

(1)神府区块煤层气是中煤阶深埋藏煤层气藏，4+5#和8+9#煤既是区内优质的烃源岩系，也是煤层气的主要储集层。西部深陷带中南部S-3-S-15-S-7-S-8井区煤储层埋深较大，厚度大，夹矸少，含气量较高，纳米级孔隙发育，保存条件较好，深层煤层气勘探开发潜力大。

(2)神府地区上古生界组本1段、太2段和山2段砂岩为主力煤系砂岩气储层。主力砂岩层厚度大，整体连通性好，以长石岩屑砂岩和岩屑砂岩为主，为典型的低孔低渗致密砂岩储层。优质储层主要发育在较强水动力环境、粒度粗、溶蚀孔隙发育的西部深陷带中南部S-3-S-15-S-13-S-8井区，与煤层气有利储层发育区基本一致。

(3)神府地区上古生界煤系地层垂向叠置发育2套含煤层气系统：8+9#煤-本1段、太2段砂岩下含煤层气系统和4+5#煤-太1段、山2段砂岩上含煤层气系统。含煤层气系统内两气储层紧邻或间距较小，以含煤层气系统为单元开展煤层气与煤系砂岩气合采，是深部煤层气经济开发的有效途径。