威宁地区下石炭统祥摆组:一个潜在的薄互层煤系气新层系

金军,秦勇,易同生,高为,颜智华,李耿

1)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;2)贵州省煤田地质局,贵阳,550081

内容提要:水页1井未压裂煤系高产气流的偶然发现,昭示黔西北威宁及其邻区下石炭统祥摆组可能成为我国西南局部地区煤系气勘查新层系。然而,该区祥摆组前期煤系气地质调查有限,关于资源条件和前景区的认识存在一定差异,且对煤系特点考虑不足。鉴于此,基于近期地质调查进展,结合前人基础地质研究成果,探讨了威宁及其邻区祥摆组煤系气地质条件和勘查前景。结果显示,威宁地区祥摆组是一套典型的薄互层煤系,下段潮坪—潟湖相煤系气显示强烈,但煤系储层总体上具有低孔特低渗的特征。单井研究发现,随埋深加大,祥摆组储层吸附气含量存在一个“临界深度”,一旦超过该深度,煤系页岩吸附甲烷含量快速增高,煤层吸附甲烷含量开始降低但其游离气含量可能增大,导致总含气量可能明显增大。综合分析认为,威宁地区祥摆组在埋深大于1500 m之后可能具有综合开发价值,龙街、羊场、海改地、二都、天星洞、玉龙6个深向斜是下一步勘查的重点构造单元,往东可扩展到黔西地区格目底、晴隆、朗岱等较大规模深向斜构造。同时,逆冲推覆构造对祥摆组煤系气保存条件的影响值得高度关注。基于上述分析,提出了落实祥摆组煤系气勘查战略选区的5条原则性建议。

我国煤系气地质条件复杂多样,薄互层煤系气是近年来受到业界关注的新领域(秦勇等,2019)。祥摆组作为西南地区下石炭统大塘阶下部的一个地层单元,在黔西北威宁—水城一带发育薄互层煤系(张博,2014)。2013年,水城地区找水钻孔水页1井钻遇下石炭统祥摆组,意外获得自喷气流20000 m3/d(非常规油气资源网❶),昭示祥摆组可能成为我国西南局部地区一个具有商业性勘查开发前景的煤系气新层系(贵州省国土资源厅❷;高堋❸)。随后,贵州煤田地质局等先后在该区施工参数井,为深化认识祥摆组煤系气储层属性提供了进一步依据(张本杰等,2016)。2019～2021年,贵州省立项开展黔西地区煤系气资源调查,施工了祥摆组参数井LC1井(秦勇等❹)。笔者等基于勘查进展,结合前人对该区下石炭统祥摆组—旧司组基础研究成果,分析威宁及其邻区祥摆组煤系气地质条件,提出了进一步落实勘查前景的原则性建议。

1 研究背景

1.1 构造与沉积背景

威宁地区构造上隶属威宁—水城NW向构造变形区,北、西、南边缘与云南省接壤,北东边界以垭都—紫云大断裂与黔西北宽缓褶皱带相接(图1)。区内主要构造为威水复背斜,由泥盆系—石炭系组成,近轴部被倾向SW的走向冲断层破坏(刘军等,2019);在此背景上发育SN—NE向褶皱,由泥盆系、石炭系和二叠系组成,并被SN向和NNE向断层所切割(图2)。

图1 贵州省加里东—海西期分划性断裂及研究区位置(据田硕夫等,2016)Fig.1 Caledonian—Hercynian divided faults of Guizhou Province and location of study area (from Tian Shuofu et al., 2016&)

图2 威宁地区下石炭统祥摆组底面深度等值线图(据杨刚,2020修改)Fig.2 Contour map of bottom depth of the Lower Carboniferous Xiangbai Formation in Weining area (modified from Yang Gang, 2020&)

NW向垭都—紫云大断裂控制了贵州西部泥盆纪—二叠纪的沉积作用(卢树藩等,2021)。黔西地区早石炭世大塘阶地层曾经统称旧司组,分为大田和祥摆两个亚段,下部的祥摆亚段以硅质页岩为主且含薄煤层及煤线,上部的大田亚段以灰岩和泥质灰岩为主,岩性岩相差异显著。鉴于此,贵州省原地质矿产局1976年将祥摆亚段命名为祥摆组,大田亚段沿袭旧司组名称(贵州地质局区域地质调查大队❺)。威宁地区祥摆组形成于潮坪—潟湖环境(卢树藩等,2021),主要由细砂岩、粉砂岩、黑色页岩组成,夹碳质页岩和煤层及煤线,厚度8～404 m,一般厚50～150 m(唐显贵,2012)。

1.2 祥摆组煤系气前景评价现状

2013年以来,贵州省煤田地质局等单位对包括威宁地区在内的贵州省西部地区下石炭统页岩气资源前景做过多轮初步评价研究。

例如,以含气页岩厚度≥50 m、TOC含量≥1.5%、镜质组反射率Ro≥1.3%、埋深500～4500 m、总含气量≥1.0 m3/t为标准,初步认为威宁—水城NW方向坳陷槽为祥摆组—旧司组页岩气有利带,龙街向斜等为有利勘查区(唐显贵等,2014)。

再如,认为黔西—黔南地区祥摆组—旧司组页岩气有利区分布在威宁、水城、晴隆一带,优选出龙街、威水、格目底、蟠龙、中营向斜等有利向斜,面积1813 km2,50%概率页岩气地质资源量为3900亿m3(明方平等,2015)。

又如,有利区发育于六盘水NW向坳陷槽,优选出威宁、晴隆2个祥摆组—旧司组有利区,面积3638 km2,50%概率页岩气地质资源量9600亿m3(唐显贵等,2016);晴隆一带为祥摆组—旧司组页岩气勘查有利区,目标层系埋深500～3500 m,面积2970 km2,50%概率页岩气地质资源量7885亿m3(张本杰等,2016)。

贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心采用全国页岩气资源战略调查项目推荐的评价标准(页岩TOC>1.5%,Ro≤4.0%,埋深500～4500 m,厚度>10 m,总含气量>1.0 m3/t),结合黔西北地区具体地质条件,预测水城—威宁一带是祥摆组—旧司组页岩气勘查的最有利区,50%概率地质资源量为1553.85亿m3(李凯,2016)。

成都理工大学采用海相页岩气有利区评价参考标准(富有机质页岩厚度≥50 m,TOC≥1.0%,Ro≥1.5%,埋深500～3000 m,有一定上覆地层厚度,构造抬升期改造弱),结合沉积环境和成藏条件研究,认为龙街向斜东翼南段为威宁地区祥摆组—旧司组页岩气有利区,估计有利区目标层系富有机质页岩厚度>100 m,主体埋深1200～3000 m(杨刚,2020)。

2 祥摆组煤系气储层基本属性

以近期施工的LC1井(钻孔位置见图2)为主,结合前人区域研究成果,分析威宁地区祥摆组煤系气储层基本属性。

2.1 祥摆组煤系薄互层特征

据龙街向斜前期煤炭勘查资料,祥摆组厚度170.70～316.93 m,平均246.16 m(张博,2014)。含煤2～15层,一般10层左右,煤层累计厚度0.50～10.10 m,平均4.55 m,含煤系数1.85%,单煤层平均厚度0.46 m。含可采煤层2 层,分别命名为C1、C2煤层,累计可采厚度0.19～3.26 m,平均1.75 m,可采含煤系数0.71%。

LC1井终孔深度1172.54 m,在785.14～1170.84 m钻遇祥摆组,厚度385.7 m,处于前人认识的厚度范围(唐显贵,2012)。祥摆组以黑色页岩(包括粉砂质泥岩和泥质粉砂岩)和细砂岩为主,间夹薄煤层及煤线(图3)。其中,页岩总厚度270.6 m,砂岩总厚度94.45 m;煤层(煤线)12层,累计真厚度4.66 m,含煤系数1.21%;单煤层厚度0.13～0.99 m,层均厚度0.39 m(秦勇等❹)。

图3 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组柱状简图(杨兆彪等,2021)Fig.3 Brief columnar section of the Lower Carboniferous Xiangbai Formation in the Well LC1 of Weining area (Yang Zhaobiao et al., 2021&)

在整个黔西北地区,祥摆组经历了从潟湖—潮坪向浅海陆棚环境的沉积演化过程(卢树藩等,2021)。下段沉积于潟湖—潮坪环境,为煤层集中段,细粒碎屑岩与薄煤层或煤线垂向交互产出,薄互层煤系岩性序列特征十分显著。上段以中—厚层黑色页岩为主,夹少量煤线,该段中上部发育数层灰岩,主要沉积于浅海陆棚环境。

2.2 祥摆组烃源岩地球化学

据龙街向斜东翼浅部煤矿井下观测,祥摆组煤层以亮煤为主,夹少量暗煤和镜煤条带,偶见透镜状及线理状丝炭。煤岩显微组分以镜质组占优势,平均含量86%,常见基质镜质体和均质镜质体,有少量结构镜质体及碎屑镜质体,偶见胶质镜质体;惰质组含量次之,平均含量14%,多为半丝质体及碎屑惰质体;光学显微镜下未见可识别的壳质组分。煤中无机质以粘土矿物为主,多呈浸染状,含少量石英、黄铁矿和方解石。煤层平均灰分产率25.14%,全硫平均含量2.63%,为中灰分中高硫煤层。

根据多口参数井样品测试结果,威宁—水城地区祥摆组页岩总有机碳(TOC)含量为0.80%～2.40%,主要介于1.00%～2.00%之间(李凯,2016)。区域上,TOC含量大于2.0%的地带分布于龙街向斜—威宁县城一带,呈NW向条带状展布(杨刚,2020)。LC1井33件黑色页岩样品测试结果显示,TOC含量在祥摆组上部为1.0%左右,中部多在1.0%～2.0%,下部多超过2.0%,在底部高达4.0%～9.0%(秦勇等❹)。

威宁地区祥摆组页岩干酪根类型指数TI为-13～84,有机质以Ⅱ1型和Ⅱ2型为主,存在Ⅲ型和Ⅰ型有机质(田硕夫等,2016)。页岩干酪根碳同位素δ13C为-40.0‰～-15.1‰,平均-28.2‰,指示沉积有机质以Ⅱ1型为主(李凯,2016)。

龙街镇煤矿煤样镜质组油浸最大反射率为2.54%～3.07%,达过成熟阶段。区域上,祥摆组页岩镜质组最大反射率1.60%～3.07%,处于高成熟—过成熟阶段;反射率在区内东部中段的局部地带<2.0%,其余地带均大于2.00%,在龙街向斜最高(杨刚,2020)。随埋深增大,LC1井祥摆组页岩和煤的镜质组最大反射率从1.14%增高到2.95%,纵贯成熟～过成熟阶段,埋深与镜质组最大反射率之间对数相关性显著(图4)。

图4 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组煤和页岩镜质组最大反射率深度剖面Fig.4 Plots of maximum vitrinite reflectance vs. depth of coal and shale in the Lower Carboniferous Xiangbai Formation from the Well LC1 in Weining area

2.3 祥摆组黑色页岩物理性质

威宁地区祥摆组黑色页岩矿物组成在区域上变化极大。平均来看,页岩主要由石英和粘土矿物组成,两者平均含量相当,两者之和接近80%;碳酸盐矿物次之,平均含量在17%左右;长石、黄铁矿、石膏等含量极低。脆性矿物(石英、长石、黄铁矿和碳酸盐矿物)平均含量达到60%,储层可压裂性良好(杨刚,2020)。根据矿物组成及含量计算,LC1井祥摆组页岩脆性指数变化范围为17.13%～61.16%,平均48%,略低于区域平均值,但下部薄煤层集中段页岩脆性指数明显增高,多为50%～60%(杨兆彪等,2021)。

研究区祥摆组页岩孔隙度为2.14%～3.29%,渗透率介于0.0013～0.1900 10-3μm2(姜秉仁等,2021);LC1井祥摆组平均孔隙度为4.77%,平均渗透率0.002mD(秦勇等❹)。可见,区内祥摆组页岩属于低孔特低渗储层。

基于等温吸附实验,本区祥摆组黑色页岩朗格缪尔体积1.58～4.52 m3/t,平均3.25 m3/t,吸附能力较强;朗格缪尔压力1.82～2.13 MPa,平均1.93 MPa,反映解吸相对较快(姜秉仁等,2021)。

2.4 祥摆组储层含气性

威宁及其邻区祥摆组煤系天然气显示强烈。2013年,威宁地区东侧外围的水城地区水页1井钻遇祥摆组,钻至井深2009 m左右发生天然气自喷,无阻流量达20000 m3/d(秦勇等❹)。据现场解吸实验结果,黔西北地区祥摆组页岩含气量0.1～2.9 m3/t,平均1.0 m3/t(贵州省国土资源厅❷)。其中,两口井祥摆组页岩现场解吸气总量0.91～3.00 m3/t,平均1.96 m3/t,主要分布在1.5～3.0 m3/t之间(姜秉仁等,2021)。在距威宁县城东南部约70 km的中营向斜,晴页2井祥摆组页岩含气量1.38～2.35 m3/t,平均1.81 m3/t(张本杰等,2016)。

LC1井在埋深1000 m左右的祥摆组钻进过程中,泥浆槽面可见气泡。该井祥摆组气测显示十分普遍,砂岩气测异常层累计厚度66.7 m,含气层累计厚度5.15 m,气层累计厚度15.41 m;页岩气测异常层累计厚度147.85 m,含气层累计厚度5.75 m,气层累计厚度26.35 m。发现13个气测显示重点层段,以甲烷为主,强烈显示层段与煤层密切相关,全烃浓度最高达25.87%(表1)。

表1 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组气测异常重点层段统计Table 1 Statistics of key intervals of gas logging anomaly in the Lower Carboniferous Xiangbai Formation in the Well LC1 in Weining area

LC1井祥摆组—旧司组钻孔岩芯和煤芯现场解吸样品共97件,其中45件配套室内解吸及气体成分测试数据,包括页岩样品31件、煤样14件(图5)。总体来看,页岩甲烷含量在旧司组<0.5 m3/t,进入祥摆组有所增高,井深超过950 m之后增高明显,部分样品>1.0 m3/t。薄煤层或煤线主要赋存在1000 m以深,甲烷含量尽管变化极大,但10件煤样甲烷含量超过8.0 m3/t(最高12.13 m3/t),其中7件煤样甲烷含量大于10.0 m3/t,3件煤样甲烷含量介于8.0～10.0 m3/t。

图5 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组—旧司组甲烷含量深度剖面Fig.5 Plots of methane volume vs. depth of the Lower Xiangbai Formation and Jiusi Formation in the Well LC1 in Weining area

LC1井祥摆组相同深度段煤层甲烷含量显著高于页岩样品(图5)。主含煤段深度1000～1180 m,煤层甲烷含量在4.91～12.13 m3/t之间,平均9.31 m3/t,符合我国能源标准(NB/T 0013-2014)(国家能源局,2014)规定的中高煤阶Ⅱ类区块含气量标准;页岩甲烷含量0.26～1.33 m3/t,平均0.66 m3/t,尚未达到我国地质矿产行业标准(DZ/T 0254-2014)(国土资源部,2014)规定的页岩气储量起算下限及能源行业标准(NB/T 103983-2020)(国家能源局,2020)规定的页岩含气量Ⅲ类级别。这一统计结果显示,就单纯的煤系页岩气而言,具有进一步勘查价值的埋深至少应该大于1100 m。

进一步分析,无论页岩还是煤层,LC1井祥摆组吸附气含量在垂向上均存在一个“临界深度”,这是深部储层温度解吸效应逐渐大于压力吸附效应的必然结果(秦勇等,2005,2012),将会导致深部煤系储层游离气含量增高(秦勇,2021;郭旭升等,2022),同样可为有利勘查深度预测提供依据。井深增大,煤系页岩吸附甲烷含量从880 m以浅的≤0.5 m3/t急剧增大到1000 m深度的1.5 m3/t左右(图6a);薄煤层或煤线吸附甲烷含量临界深度在1100 m左右,甲烷含量在该深度以浅随深度增大而增高,超过该深度则随深度增大而明显降低(图6b)。该井祥摆组页岩吸附甲烷含量在含煤段的快速增高,也与含煤薄互层段的多重内幕封盖效应密切相关,因为致密低渗煤层本身就是强封盖层。

图6 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组—旧司组吸附甲烷含量临界深度: (a) 页岩;(b) 煤Fig.6 Critical depth of absorbed methane content in the Lower Xiangbai Formation and Jiusi Formation in the Well LC1 in Weining area: (a) shale; (b) coal

煤系储层含气性的特点之一,是在深度剖面上的有序聚集,临界深度以浅的煤系气以吸附态为主,具有工业价值的煤系气资源几乎只有煤层吸附气,临界深度以深则煤系吸附气与具有工业开采价值的游离气共存,故临界深度是煤系吸附气与游离气共探合采的埋深上限(秦勇,2021)。基于这一原理,预测LC1井祥摆组埋藏超过“临界深度”之后,煤层游离气含量将有所升高,导致甲烷总含量增高,勘探开发价值提升(图6b)。由此,指示龙街向斜乃至整个威宁地区祥摆组煤系气综合勘查的有利深度超过1100 m(下述)。

采收率是衡量天然气藏经济价值的重要指标。LC1井未做试井,周边地区也缺乏祥摆组地下水头资料,难以分析祥摆组储层压力,无法根据储层压力、等温吸附常数和实测含气量测算采收率。为此,采用煤系气初期勘查阶段常用方法,根据解吸率(现场解吸和室内解吸气含量之和与总含气量之百分比)初步分析祥摆组煤系气可采性。由图7可见,祥摆组煤系气解吸率尽管变化极大,但页岩吸附气解吸率平均可达84%,煤层吸附气平均解吸率也有74%,可解吸性总体上较强。

图7 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组—旧司组吸附气解吸率深度剖面Fig.7 Plots of desorption rate of absorbed gas vs. depth of the Lower Xiangbai Formation and Jiusi Formation in the Well LC1 in Weining area

LC1井祥摆组页岩吸附气的解吸率分布存在两个特点:一是解吸率—深度包络线呈增高—降低趋势,转折深度在820～920 m,下包络线转折趋势更为明显(图7);二是解吸率与吸附甲烷含量无关,可能受TOC含量、孔隙结构等因素耦合控制(图8)。另一方面,煤层吸附气的解吸率随埋深增大呈增高趋势,指示煤层气可采性随深度增大而持续改善(图8)。

图8 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组—旧司组吸附甲烷含量与解吸率关系Fig.8 Plots of desorption rate of absorbed gas vs. absorbed methane volume of the Lower Xiangbai Formation and Jiusi Formation in the Well LC1 in Weining area

3 祥摆组煤系气保存条件

基于LC1井煤系气深度分布特点分析保存条件,有助于提取祥摆组煤系气勘查上限深度的相关信息。考察更为广阔的区域地质条件,则是优选研究区祥摆组煤系气勘查前景区的基础。

3.1 祥摆组煤系气勘查开发上限深度

上述分析初步显示,LC1井祥摆组煤系气富集取决于两方面基本条件:一是下段薄煤层/煤线与页岩、砂岩频繁互层,提供了内幕封盖条件;二是存在一个含气量“临界深度”,指示了具有进一步勘查价值的储层含气量上限深度。前一基本条件影响到煤系气风化带深度,只有在风化带深度之下,煤系气才具有工业开发价值的有效组分浓度和含量。后一基本条件决定了煤系储层游离气含量及其在总含气量中比例显著增加的深度,只有在“临界深度”以下游离气含量才会显著增高。为此,可将风化带深度大致视为煤系气勘查开发的“上限深度”。

LC1井祥摆组解吸气主要由N2和CH4构成,其他成分浓度极低,煤样全程解吸甲烷浓度80%对应的深度在1000 m左右,页岩解吸甲烷浓度在900 m以深显著升高(图9a)。煤(岩)芯解吸包括自然解吸和粉碎解吸两个阶段,后一阶段解吸气为残余气。基于黔西地区龙潭组钻孔煤芯精细解吸实验,发现残余气阶段普遍出现高浓度CO2和N2,证实这是煤中“封闭孔”保留了较多早期成因气体的缘故(陈义林等,2013;Chen Yilin et al., 2019;王莉娜,2019)。这一客观现象,无疑降低了全解吸过程甲烷浓度,对识别煤系气风化带深度造成影响。鉴于此,剔除这一影响,仅采用LC1井祥摆组煤(岩)样自然解吸阶段结果,不仅页岩气甲烷浓度出现连续增高变化,同时多数煤样解吸气甲烷浓度也超过了80%(图9b)。

图9 威宁地区LC1井下石炭统祥摆组—旧司组煤系气甲烷浓度深度剖面:(a) 解吸全过程;(b) 室内自然解吸Fig.9 Plots of methane concentration of CMG vs. depth of the Lower Xiangbai Formation and Jiusi Formation in the Well LC1 in Weining area: (a) entire desorption process;(b) indoor natural desorption

综上分析,LC1井祥摆组煤系气风化带深度位于1000 m左右。在此深度以浅,煤层含气量低,加之煤层过薄,工业开发价值受到影响;超过这一深度,页岩含气量及煤层游离气含量(图6b)均可能显著增高,资源富集程度明显增强,加之煤层吸附气解吸率升高,煤系气开发潜力将显著增大。基于此,进一步类比鄂尔多斯盆地东缘石炭二叠系煤系气开发实践(秦勇等,2020),威宁地区祥摆组煤系气综合勘查深度上限大致在900～1100 m,平均上限深度1000 m,有工业开发价值的深度上限还将往下延伸(后述)。

3.2 祥摆组煤系气富集构造单元

研究区祥摆组—旧司组上覆下伏地层封盖性强,雪山镇—龙街镇—中水镇一带及其周边地区断层发育相对较弱(图2),这是区内下石炭统页岩气保存的两方面重要条件(杨刚,2020)。区内地层褶皱变形强烈,龙街、羊场、海改地、天星洞、玉龙、二都6个向斜祥摆组底界深度均大于3000 m,最深达4500 m,终孔深度2250 m的ZK2井仍未钻穿祥摆组,预示这些向斜是祥摆组煤系气可能富集的主要构造单元(图2)。

结合全省页岩气地质调查成果,从更大区域范围考察祥摆组埋深状况(李凯,2016;唐显贵等,2016)。在威宁—水城地区,构造线以NW向为主,泥盆系—石炭系一般沿背斜核部呈条带状出露,两翼覆盖二叠系和三叠系,祥摆组埋深小于3000 m,埋深大于3000 m地带主要位于向斜轴部,如格目底、朗岱、晴隆等向斜(图10)。

图10 黔西地区主要向斜分布图Fig.10 Distribution of main synclines in the western Guizhou名称:1—盘关向斜;2—土城;3—照子河;4—旧普安;5—青山;6—晴隆;7—中营;8—朗岱;9—六枝;10—蟠龙;11—杨梅树;12—格目底;13—小河边;14—大河边;15—神仙坡;16—土地垭;17—二都;18—侉都;19—海改地;20—哈拉河;21—迤那;22—玉龙;23—羊街;24—龙街Name of syncline: 1—Panguan; 2—Tucheng; 3—Zhaozihe; 4—Old Pu’an; 5—Qingshan; 6—Qinglong; 7—Zhongying; 8—Langdai; 9—Liuzhi; 10—Panlong; 11—Yangmeishu; 12—Gemudi; 13—Xiaohebian; 14—Dahebian; 15—Shenxianpo; 16—Tudiya; 17—Erdu; 18—Kuadu; 19—Haigaidi; 20—Halahe; 21—Yina; 22—Yulong; 23—Yangjie; 24—Longjie

为此,考虑褶曲因素,黔西地区较大规模向斜构造单元存在祥摆组煤系气大面积连片保存富集的地质条件,如格目底、晴隆、朗岱等向斜,勘查前景值得期待(图10)。同时,在这些向斜构造单元,下石炭统祥摆组与上二叠统龙潭组煤系均有赋存,可能构成“两层楼”式煤系气富集层系,有可能大幅度提升勘查价值。需要强调的是,威宁—六盘水地区褶皱和断裂发育,逆冲推覆构造体系影响到上古生界煤系气保存条件及勘查前景,需在今后开展专项研究。

4 讨论

多家机构开展过贵州省西部上古生界页岩气勘查前景和战略选区分析,为认识威宁地区祥摆组煤系气资源前景奠定了基础。近期勘查进展及研究成果,为客观认识威宁及其邻区祥摆组煤系气资源前景提供了新的依据。然而,作为一个新区新层系,威宁地区祥摆组目前勘查资料尚不足以支撑对相关地质条件的全面分析。为此,参考国内其他地区煤系气地质研究成果,结合研究区有限的实证资料,就相关问题开展讨论,进而提出威宁及其邻区祥摆组煤系气勘查战略选区的原则性建议。

4.1 祥摆组页岩气保存条件

关于威宁及其邻区祥摆组页岩气勘查战略选区,各家认识存在一定差异(详见“1.2”节),问题在于对煤系气保存条件的客观分析,涉及有利勘查深度上限以及断裂与保存条件之间关系。

统计全国314口井测试结果,煤层吸附气含量的临界深度对于低阶煤层约为950 m,中阶煤层在1000 m左右,高阶煤层约700 m(陈刚,2014)。钻孔煤芯解吸结果显示,鄂尔多斯盆地东缘北段深成变质作用下的低—中阶煤层吸附气含量临界深度为1250 m(郭广山等,2021)。基于准噶尔、鄂尔多斯、沁水3个盆地14个区块煤样等温吸附模拟实验,中—高阶煤层吸附气含量理论临界深度在1500～1800 m(周德华等,2022)。勘查开发成果表明,沁水盆地郑庄—樊庄区块高阶煤层吸附气含量临界深度在800～1000 m(陈世达等,2016)。LC1井祥摆组高阶薄煤层吸附甲烷含量临界深度约为1100 m,位于上述其他地区中—高阶煤层吸附气含量临界深度变化范围,指示威宁地区祥摆组煤层吸附气与游离气共探的上限深度与其他地区可以类比。

祥摆组页岩与薄煤层频繁互层,只有吸附气与游离气合采才可能具有商业价值。页岩储层吸附气与游离气共存,页岩气开采实质上就是吸附气与游离气合采。鄂尔多斯盆地东缘煤系页岩吸附气含量理论临界深度为680～880 m,随TOC含量增高而增大(Wang Feiteng et al., 2019);在此深度之下,若保存条件具备,煤系页岩游离气比例将随深度增大而增高,导致页岩总含气量随之增大(郭旭升等,2022)。LC1井祥摆组煤系页岩吸附甲烷含量在900 m附近突然增高,与鄂尔多斯盆地东缘煤系页岩吸附气含量理论最大临界深度相近,表明祥摆组煤系页岩游离气比例显著增高而具勘查价值的上限深度大于900 m。

开发实践显示,鄂尔多斯盆地东缘(鄂东)临兴地区上古生界煤系气合采上限深度约1500 m(秦勇等,2020;秦勇等❹)。2019年,中国石化集团在川南建成国内首个深层页岩气田,目标层系龙马溪组埋深3500～4000 m(王红岩❻)。近年来,鄂东大宁—吉县区块及准噶尔盆地白家海凸起深部煤系气勘查取得重大突破,目标层深度2200～2400 m煤系气井稳产气流日均数万立方米,且具有游离气比例高、生产初期以自喷为主、投产即高产的共性特点(郭绪杰等,2021;徐凤银等,2022,2023)。基于无烟煤样品开展物理模拟和数值模拟,发现在相当于4500 m深度的温度条件下,煤的等量吸附热仍低于化学吸附热,表明该深度水平煤储层仍表现为物理吸附,具有吸附—解吸可逆性,有利于吸附气解吸(郭涛,2021)。如图2所示,研究区主要向斜祥摆组大面积埋深超过4500 m。根据气体组分浓度实测结果,LC1井祥摆组煤系气风化带深度约在1100 m。类比上述实践及研究成果,威宁乃至黔西地区祥摆组煤系气开发有利深度大于1500 m,往深部至少可延伸到4000 m。

断裂对天然气保存影响体现在正反两个方面,正断层导致天然气逸散,逆断层有利于天然气富集。例如,黔北安场向斜安页1井页岩气最高产量超过10万m3/d,向斜西翼发育逆断层,断层两侧不同层系致密岩层对接,有效遮挡了天然气侧向逸散,形成逆断向斜侧向封堵、常规与非常规气共存成藏模式(翟刚毅等,2017)。以往的黔西地区下石炭统页岩气有利区优选均极力避开断裂发育区,将天然气保存构造条件一概而论,值得商榷。黔西(特别是威宁地区)褶皱冲断构造发育,喜马拉雅期EW向压应力场进一步强化了断裂的挤压性质(王伟锋等,2014)。鉴于此,精细研究煤系气构造保存条件,将有助于落实威宁及黔西地区祥摆组煤系气勘查前景,为发现勘查甜点区提供关键依据。

4.2 祥摆组含煤性与煤系气勘查前景

先前评价工作仅从页岩气角度分析祥摆组—旧司组资源潜力,缺乏对煤系气特点的专门考虑(详见“1.2”节)。祥摆组含煤性的勘查工作极其有限,难以支撑煤系气资源前景精细调查。尽管如此,并不妨碍相关问题的宏观性讨论。

目前,关于包括威宁在内的黔西地区祥摆组煤系气资源量估算结果差异极大,几乎没有考虑煤层这一重要气源岩及天然气地质载体。显然,先前某些评价指标过于宽泛,评价参数和指标范围不统一,这是造成煤系气资源量估算结果出现显著差异的重要原因。尤其重要的是,若不考虑煤层气,同样会严重低估祥摆组煤系气资源潜力。

就薄互层煤系而言,煤层发育特点对煤系气勘查前景至关重要,如煤层层数、厚度、煤质、煤层与其他沉积岩互层情况以及煤层分布范围、赋存深度等,煤线发育特点同样具有资源调查价值。然而,目前对黔西地区较大规模向斜祥摆组含煤特征知之甚少;祥摆组—旧司组页岩气勘查战略选区前期成果中,仅在威宁地区龙街向斜考虑过煤层及煤线的重要性(杨兆彪等,2021)。

实际上,祥摆组发育范围广泛且含煤性变化极大(唐显贵等,2012;方永坤等,2013;张博,2014)。在贵州省境内由NW往SE以及由北往南,早石炭世大塘阶沉积环境由潟湖—潮坪、滨浅海逐渐过渡为浅海—半深海(卢树藩等,2021),祥摆组煤层层数逐渐减少,厚度变薄,含煤性变差,直至不含煤。但是,这一轮廓性认识难以为祥摆组煤系气战略选区提供详细依据,需要细化了解祥摆组沉积相分布特征,详细圈定祥摆组含煤区,结合储层属性、构造条件等开展评价。

4.3 祥摆组煤系气战略选区原则

鉴于上述原因,有必要针对煤系气特点,考虑煤层气资源贡献,统一评价参数与指标体系,进一步落实祥摆组煤系气勘查战略选区。选区评价标准包括但不限于如下情况:

(1)前已述及,鄂东及准噶尔盆地深部煤系气勘探近期获得重大突破,而吐哈盆地正在施工的煤系气探井深达3400 m(于江艳等❼);川南建成的国内首个商业性深层页岩气田,目标层系龙马溪组埋深3500～4000 m(王红岩❻)。威宁地区祥摆组底界埋深在0～4500 m,在多数向斜大于 1500 m,如龙街向斜核部为2500～3500 m,海改地、羊街等向斜核部深达3000～4500 m(图1)。研究区向斜核部出露地层多为二叠系,下三叠统等仅有零星分布(杨刚,2020)。鉴于此,祥摆组上覆较大厚度的上古生界地层及顶界埋深1500～4000 m,实际上指示了上覆有效盖层需要达到的厚度,可作为研究区煤系气选区评价的标准之一。

(2)祥摆组发育10余层薄煤层和煤线,一方面构成该组重要的气源岩,另一方面说明祥摆组实际上属于薄互层煤系。澳大利亚苏拉特盆地是全球目前煤系气生产规模最大的盆地,高产原因在于开发层系侏罗系瓦隆组为薄互层煤系,由此衍生出一系列有利于煤系气富集成藏的地质条件,如源储紧邻为天然气近源排出并转化为砂岩游离气提供了面式输导条件、煤层及泥岩频繁互层提供了内幕封盖条件等(秦勇等,2019)。为此,聚焦祥摆组含煤区,优先考虑煤层层数多、累计厚度相对较大且煤层和煤线发育的地带,应作为研究区煤系气地质选区评价的一个重要标准。

(3)威宁地区十分发育的褶皱和断裂共同构成典型的逆冲推覆构造体系(王伟锋等,2014),祥摆组选区评价完全避开断裂区并不现实(秦勇等❹)。前已述及,正断层导致天然气逸散,逆断层有利于天然气保存,黔北安页1井区古生界页岩气富集起源于逆断向斜侧向封堵(翟刚毅等,2017)。与此类似,研究区东侧外围水页1井下的石炭统页岩气富集成藏模式也被认为与逆断层封堵密切相关(易同生等,2022)。基于上述分析,向斜构造单元两翼完整或发育逆断层且单元内部正断层稀少,应是研究区祥摆组煤系气选区评价的重要标准之一。

(4)干酪根热解或者由裂解生成干气的镜质组反射率上限值为3.0%,而所生成干气的保存上限值为4.6%(Burhaman et al., 2009)。在美国大规模商业开发的五大含气页岩系统中,页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统镜质组反射率介于1.1%～2.2%之间(田硕夫等,2016)。从沉积有机质生气能力角度,镜质组反射率1.1%～3.0%为有利的热演化范围,3.0%～3.5%为较有利热演化范围(国家能源局,2020)。根据实测资料,研究区埋深1200 m以浅的祥摆组镜质组反射率多在2.0%以上,最高超过3.0%,随埋深加大,反射率将进一步增高(本文前述)。考虑这些实际情况,可将镜质组最大反射率1.3%～4.0%(过成熟—高成熟阶段)作为祥摆组煤系气地质选区评价的标准之一。

(5) 我国能源行业标准将页岩含气量分为三类,其中Ⅲ类含气量范围为1.0～2.0 m3/t(国家能源局,2020)。煤层气储量起算下限与煤变质程度密切相关,贫煤～无烟煤(镜质组反射率>1.90%)储层的空气干燥基下限含气量为8 m3/t(自然资源部,2020),而威宁地区祥摆组镜质组反射率多数大于2.0%。研究区祥摆组煤系气主要由页岩气和煤层气构成,共生煤层气的客观存在一定程度上降低了勘查对页岩含气量的要求。LC1井祥摆组煤层游离气含量可能增大的“临界深度”约1100 m,对应的共生页岩含气量约为1.50 m3/t(图6)。基于这些分析,考虑祥摆组页岩气与煤层气共生的实际情况,建议将页岩含气量>1.5 m3/t、煤层含气量>8.0 m3/t作为选区评价的一条必要标准。

5 结论

(1)威宁地区下石炭统祥摆组厚度较大,下段以黑色页岩和细砂岩为主,间夹多个薄煤层及煤线,薄互层煤系岩性序列特征典型;上段以中—厚层黑色页岩为主,夹少量煤线,为一套页岩气层系。

(2)祥摆组煤层全硫含量高,页岩有机质以Ⅱ型为主,这与受海水影响强烈的潮坪—潟湖沉积环境有关。部分地带祥摆组有机质丰度较高,热演化主要处于高成熟—过成熟阶段,生气条件优越。煤系气储层低孔特低渗,但含煤段页岩储层脆性较高,可压裂性较好。

(3)威宁及其邻区祥摆组煤系气显示强烈,勘查前景可观。祥摆组吸附气含量临界深度位于900～1100 m,超过这一深度,页岩吸附甲烷含量显著增高,煤层吸附甲烷含量降低但其游离甲烷含量可能增高,导致总含气量增大,这是煤系气有序聚集深度效应的客观反映。

(4)参考国内关于临界深度的认识,结合中国北方煤系气综合开发实例,认为龙街、羊场、海改地、天星洞、玉龙、二都6个深向斜是威宁地区祥摆组煤系气可能富集的主要构造单元,向东可至水城地区的格目底、晴隆、朗岱等较大规模向斜构造单元,具有进一步勘查或工业开发价值的祥摆组煤系气赋存在1500 m以深。

(5)基于上述分析,结合研究区下石炭统页岩气选区评价现状,从5个方面提出了威宁乃至整个黔西地区祥摆组煤系气勘查战略选区的原则性建议。

注 释Notes

❶ 非常规油气资源网. 2014. 水页1井前事回顾[EB/OL]. [2014-05- 24].http://bbs.cuog.cn/thread-9782-1-1.html#user consent#.

❷ 贵州省国土资源厅. 2013. 贵州省页岩气资源调查评价. 贵州省地勘基金重点项目研究报告: 1～154.

❸ 高堋. 2021. 贵州威宁—水城地区页岩气地质调查井工程完成实施方案审查[EB/OL]. [2021-06-18]. http:// www.ogs.cgs.gov.cn/yqdt/yqdtdwdt/ 202108/t20210820 679126.html.

❹ 秦勇, 吴财芳, 杨兆彪. 2021. 贵州省西部煤系气调查评价. 贵州省地勘基金重点项目研究报告: 1～275.

❺ 贵州地质局区域地质调查大队. 2021. 祥摆组[EB/OL]. [2021-12-15]. https://baike.baidu.com/item/%E7%A5%A5%E6%91%86%E7%BB%84/ 3834145?fr=aladdin#ref[1]_9412872.

❻ 王红岩. 2021. 我国深部页岩气勘探开发进展. 2021年全国煤层气学术研讨会: 1～42.

❼ 于江艳, 安凤霞. 2022. 吐哈油田探索煤岩气勘探新领域[EL/OL]. [2022-12-27]. [2023-02-13]. https://www.xjtvs.com.cn/hy/sy/xw/dsp/ 29594254.shtml.