川东南南川区块龙潭组深部煤层气成藏特征及勘探前景

郭 涛，金晓波，武迪迪，解 飞，刘尽贤

(1.中石化华东油气分公司勘探开发研究院，江苏 南京 210011；2.中国石化煤层气重点实验室，江苏 南京 210011)

国内已建成沁水盆地、鄂尔多斯盆地东南缘两大煤层气产业基地，2021 年产量占全国煤层气产量98%，且集中在1 000 m 以浅区域。随着有效支撑压裂工艺技术成熟，鄂尔多斯盆地东缘延川南、大宁-吉县、临兴等区块深部煤层气获得突破并实现商业开发，深部煤层气逐渐引起业界重视[1-3]。据“十三五”全国煤层气资源评价，中国煤层埋深1 500～3 000 m 深部煤层气资源量为30.4×1012m3，展现了我国深部煤层气巨大的勘探开发潜力[4]。

受构造演化和保存条件差异影响，煤层气存在过饱和干煤系统、饱和-近饱和湿煤系统和欠饱和湿煤系统等，不同含气系统需要采用不同的开发策略[2]。前人对深部煤层气做了大量的研究工作[3-6]，阐述了深度对煤层气赋存状态、可压性等的影响及控制作用，对甜点评价也做了较为系统的研究，认为深部煤层气具有“高含气量、高饱和度”的赋存特征，宽缓背斜及平缓单斜构造是深部煤层气勘探有利区。但前期深部煤层气勘探突破、商业开发及相关研究工作基本集中在鄂尔多斯盆地东缘(准噶尔盆地白家海地区侏罗系煤层气源主要来自石炭系高-过成熟天然气，属于煤岩气的范畴[7])，其他盆地鲜有相关报道。

近年来，中国石化华东油气分公司在四川盆地东南缘南川区块实施煤层气直井4 口，其中NY1 井常规压裂下试获日产气量3 000 m3[8]，另外3 口井采用有效支撑压裂技术[1]，试获日产气量(0.65～1.30)×104m3，Y2 井埋深1 976 m，直井实现自喷生产1.3×104m3/d，稳产效果良好，目前正在开展井组试验，有望建成四川盆地第一个深部煤层气田。笔者以南川区块为例，基于钻井及分析化验资料，以主力煤层1 号煤为研究对象，从储层特征、含气性、可压性等方面入手，开展二叠系龙潭组煤层气成藏特征研究及勘探潜力评价，为四川盆地东南缘深部煤层气勘探开发提供借鉴。

1 区块概况

研究区位于重庆市南川区，构造上位于四川盆地东南缘，川东高陡构造带万县复向斜内。龙潭组沉积时期，四川盆地及其周缘整体处于海陆过渡相，由西南往东北方向依次发育河流三角洲、滨岸沼泽、潮坪-潟湖、碳酸盐岩台地、浅水陆棚、深水陆棚沉积(图1)，受沉积控制，四川盆地东南缘龙潭组煤层广泛分布。研究区龙潭期主体处于潮坪-潟湖-碳酸盐岩台地沉积体系，发育一套灰黑色泥岩、粉砂质泥岩夹煤层、灰岩沉积，与下伏茅口组呈平行不整合接触，与上覆长兴组呈整合接触。

图1 研究区位置、构造纲要及地层综合柱状图Fig.1 The location and structural outline maps and the composite stratigraphic column of the study area on Southeastern mowgin of the Sichuan Basin

2 煤储层特征

2.1 煤层分布及埋深

龙潭组纵向具有三分性，潭一段、潭三段发育泥岩、炭质泥岩夹煤层、灰岩沉积，潭二段为一套厚层状灰岩，厚15～30 m，全区分布稳定。煤层主要位于潭一段、潭三段，发育2～4 层煤层，潭一段1 号、2 号煤层全区分布稳定，潭三段3 号、4 号煤分布局限(图1)。1 号煤是在茅口组碳酸盐岩缓坡台地沉积后[9]，海水东退形成的一套煤层，沉积环境稳定，形成的1 号煤全区稳定分布，厚度1.5～4.2 m，是研究区主力煤层，其顶板主要为灰黑色泥岩、灰质泥岩，部分地区发育灰岩，底板为铝土质泥岩。受多期构造作用影响，形成NE 向构造及断层，呈现出由断层控制的背斜、向斜相间分布的特征。受构造控制，研究区煤层埋深变化大，主体区埋深1 000～3 000 m，背斜区埋深一般1 000～2 500 m，向斜区埋深均超过2 500 m，最深达4 500 m。

2.2 煤岩煤质特征

通过煤心观察，工业分析、显微组分、氩电镜等分析化验资料分析，确定煤的宏观煤岩类型主要为半亮型煤，原生结构煤，显微组分以镜质组为主，其次为惰质组，镜质组体积分数65.0%～87.6%，平均78.2%，惰质组体积分数8.6%～21.8%，平均15.4%，未见壳质组，矿物质体积分数1.8%～14.6%，平均6.4%，矿物主要成分为黏土矿物、黄铁矿、碳酸盐等矿物。煤层镜质体随机反射率1.6%～2.2%，变质程度中等，属于瘦煤-贫煤，整体上随埋深增大而增大。研究区煤层灰分产率4.3%～21.6%，平均11.2%，为低灰煤。煤层高镜质组含量、低灰分、中高演化特征，利于煤层的生烃、吸附，是煤层气成藏的物质基础。

2.3 孔裂隙发育特征

孔裂隙结构测定方法主要包含流体注入法和图像分析法两大类[10-11]。本文通过宏观煤岩描述、扫描电镜、光片及CO2吸附法、低温氮气吸附法、压汞法联测的方式开展南川区块深部煤层孔裂隙发育特征研究。

煤岩宏观描述及扫描电镜结果表明(图2)，研究区煤岩裂隙类型主要为张性裂隙、剪性裂隙、收缩缝，可见割理规律性排列，其中张性裂隙宽度为2～5 μm；剪性裂隙宽度较小，一般小于1 μm；割理为原生裂隙，宽度约为1 μm，大部分被碳酸盐岩矿物充填，部分由于后期改造再次张裂而得以保存。不同成因的孔隙特征是反映煤层气富集、扩散的直接体现[12]，研究区煤样在扫描电镜下能够观察到胞腔孔、气孔和溶蚀孔的发育，胞腔孔均匀分布，孔径大小为1～5 μm，部分被黏土矿物填充；镜下可以观察到气孔密集分布，呈不规则圆形，具有一定方向性；溶蚀孔大小和形态各异，彼此连通性较差。

图2 煤层孔裂隙发育扫描电镜图Fig.2 SEM images showing the pores and fractures in coal seams

压汞实验用于煤孔隙特征研究，一般表征小于10 μm 孔径范围，大于10 μm 部分主要受裂缝影响[13-14]。研究区压汞实验同样揭示煤微裂隙发育，具备游离气赋存的微观储层条件，排驱压力0.02 MPa，表明汞注入初期主要受微裂缝影响，孔径分布呈现出微小孔及裂隙发育这种“两边大、中间小”的特征，渗透率贡献几乎全部来自裂缝(图3)。

图3 Y2 井压汞孔、裂隙分布频率Fig.3 Mercury injection experiments-derived distribution frequencies of pores and fractures in well Y2

CO2吸附法、低温氮气吸附法、压汞法联合测试(去除压汞法孔径大于10 μm 表征裂缝部分)，揭示了煤全尺度孔径分布特征，结果表明，研究区煤层为“微孔、微裂隙”型(图4、图5)，孔径分布以微孔为主，占比达78.4%，比表面积主要贡献来自微孔，贡献达到95%。甲烷分子主要吸附于10 nm 以下孔隙中，微孔发育利于煤层气吸附，微裂隙发育改善渗透率，利于后期压裂改造及渗流，对煤层气开采过程中解吸、扩展、渗流过程具有重要作用。

图4 Y1 井煤层全尺度孔径、比表面积分布特征Fig.4 Distributions of full-scale pore sizes and specific surface area of coal seams in well Y1

图5 Y1 井煤层不同尺度孔径、比表面积分布Fig.5 Distributions of the specific surface area of pores with varying sizes in coal seams in well Y1

3 含气性及赋存特征

煤层含气性受煤岩煤质、演化程度、保存条件、埋深等综合控制，研究区煤层镜质体随机反射率1.6%～2.2%，处于瘦煤-贫煤演化阶段，具有较强的生烃能力。煤层微孔发育，占比达78.4%，具有较强的吸附能力，利于煤层气的富集。钻井揭示逆断层具有较强的封闭性，NY1 井距离断层78 m，埋深1 900 m，煤层水矿化度43 000 mg/L，水质类型为Ca-Cl2型，测井解释含气量23 m3/t，常规压裂下稳定日产气量3 000 m3[8]。煤田钻孔、钻井含气量测试揭示煤层含气量12～37 m3/t，具有较好的含气性。

煤层气赋存状态是深部煤层气评价的关键指标，随埋深增大，温度升高、压力增大，煤层吸附能力存在临界转换深度[5-6]。临界转换深度以浅以温度为主导，随埋深增大，煤层吸附能力逐渐增强，含气量增大；临界转换深度以深以压力为主导，随埋深增大，煤层吸附能力降低，吸附气量降低，在良好保存条件下，解吸出来的气体将以游离气的状态赋存于煤储层中。

地面工程取心含气量测试及不同温度下的等温吸附实验揭示，研究区煤层具有“高含气、富含游离气”的特征，含气量12～37 m3/t，随深度增大而升高。通过煤样在30、40、50、60、70℃等温吸附实验(图6)，计算5 个温度对应埋深及压力下吸附量，揭示区块煤层吸附临界转换深度在1 500 m 左右，1 500 m 以深煤层在地层条件下的吸附性能开始下降(图7)。通过实测含气量与理论含气量差值计算游离气量，游离气占比一般在24%～36%(表1)。Y2 井埋深1 976 m，煤层现场解吸气量16.0 m3/t，总含气量31.6 m3/t，理论含气量23.9 m3/t，游离气占比24.4%。Y1 井埋深2 700 m，现场解吸气量18.0 m3/t，总含气量37.6 m3/t，理论含气量24.2 m3/t，游离气占比35.6%。随埋深增大，游离气占比逐渐升高。

表1 南川区块龙潭组煤层含气量及游离气占比统计Table 1 Statistics of gas content and free gas proportions in coal seams in the Longtan Formation within the Nanchuan block

图6 Y1 井煤层不同温度下等温吸附实验结果Fig.6 Results of isothermal adsorption experiments of coal seams in well Y1 under different temperatures

图7 煤层吸附能力随埋深变化关系Fig.7 Adsorption capacity of coal seams vs.burial depth

现场含气量测试解吸速率呈先上升后下降的特征，这一特征有别于浅层、中深部煤层解吸速率逐渐减低的规律，Y1、Y2 井解吸速率前期上升阶段主要为游离气、吸附气同时贡献的结果(图8)，解吸速率降低阶段主要为吸附气解吸的结果，解吸规律也证实研究区深部煤层游离气的存在。另外，Y2 井煤层埋深1 976 m，放喷即产气，稳定日产气量1.3×104m3，目前已稳产6 个月，Y2 直井自喷生产这一生产特征也证实区块富含游离气。

图8 解吸速率变化趋势Fig.8 Trends in desorption rates of wells

4 地应力及可压性

地应力是控制储层天然裂缝分布及水力压裂裂缝形态的重要因素，影响煤储层原始渗透率及压裂改造效果[15-17]，水平应力差异系数影响着缝网复杂程度[18]。研究区三轴应力实验及特殊测井揭示，区块最小水平应力梯度1.5～2.1 MPa/hm，随埋深增大，水平应力梯度增大，水平应力差异系数逐渐减小，泊松比增大，弹性模量降低，符合深部煤层气非均质性随深度增大趋于收敛的特征(图9)，深部煤层较浅部煤层压裂改造难度更大。但深部煤层与浅部相比，存在两个优势，一是水平应力差异系数随埋深增大逐渐减小，研究区埋深超过2 000 m，最小水平主应力大于30 MPa，但水平应力差异系数小于0.1，有利于形成复杂缝网[19]。二是同一地质条件下，深部煤层较浅部煤层遭受构造作用影响更小，煤体结构一般以原生结构、碎裂结构为主，煤体结构是影响煤层压裂的重要因素，目前碎粒煤、糜棱煤仍然是煤层气开发禁区，其不仅影响煤层气井钻完井质量，且严重影响煤层气井压裂改造效果[20]，深部煤层原生结构、碎裂结构煤为压裂改造提供了良好先决条件。

图9 Y1 井煤层三轴应力实验Fig.9 Triaxial stress experiments of coal seams in well Y1

另外，顶底板与煤岩力学性质差异、天然裂缝发育情况也是影响深部煤层压裂改造的重要因素。良好的应力隔档可以防止煤层压裂突破顶底板，保障压裂缝在煤层扩展，一般认为，灰岩与煤层力学性质差异较大，应力隔档强，利于煤层压裂，泥岩顶板次之，砂岩顶板较差[3]。研究区煤层顶板主要为含灰泥岩、泥岩、灰岩，三维应力实验揭示，泥岩顶板在不同围压下的抗压强度均显著高于煤层，压裂缝难以突破顶底板(图10)。天然裂缝一般与地应力共同作用，影响压裂缝的起裂及裂缝走向。陈守雨等[21]认为，复杂缝网的形成主要受到水平应力差的大小和水力裂缝与天然裂缝之间的夹角两因素的影响。当水力裂缝与天然裂缝的夹角小于30°时，若水平应力差异系数较小时，压裂后能够形成复杂缝网，若水平应力差异系数较大时，水力压裂后将不易形成缝网。当天然裂缝与水力裂缝的夹角较小时，无论水平应力差大小，天然裂缝都将张开，从而形成缝网；当水力裂缝与天然裂缝夹角较大时，无论水平应力差多大，天然裂缝都不会张开[22]。以Y2 井区为例，特殊测井揭示井区最大主应力方向50°，天然裂缝主方向55°，水平应力差异系数0.07，微地震监测结果显示，水力裂缝方向40°～46°，与最大主应力方向及裂缝方向基本一致。Y2 井压裂施工顺利，施工压力平稳，获得了高产，说明天然裂缝的发育有利于压裂缝网的扩展，天然裂缝与最大主应力方向夹角越小，越有利于天然裂缝的开启及长距离缝网的形成。

图10 Y1 井泥岩顶板与煤层抗压强度对比Fig.10 Comparison of compressive strength between the mudstone roof and coal seams in well Y1

5 勘探前景分析

四川盆地东南缘龙潭组煤层处于潮坪-潟湖-碳酸盐岩台地沉积体系(图1)，潮坪为有利的聚煤环境，龙潭组煤层具有分布广、层数多、单层薄的特征。大量钻孔及页岩气钻井揭示，川东南地区龙潭组煤层总厚度4～12 m，局部达18 m，层数2～8 层，受沉积控制，往西南方向丁山、仁怀地区煤层厚度、层数逐渐增加。受峨眉山玄武岩区域热事件影响，南川往仁怀方向，煤层演化程度逐渐增大，镜质体随机反射率最大达到3.0%，广泛发育的煤层及中高演化程度为煤层气成藏奠定了良好的物质基础。除区内钻井揭示龙潭组煤层良好的含气显示外，大量煤田钻孔揭示川东南地区龙潭组煤层良好的含气性[23]。Y2 井的突破证实川东南地区龙潭组深层煤层气良好的勘探潜力[24]，该井放喷阶段开始产气，套管8 mm 油嘴测试，测试压力2.5 MPa，测试产量1×104m3/d，油管针型阀控制进分离器测试，测试最高日产气量1.8×104m3，目前日产气量(1.1～1.3)×104m3近200 d，累产气超过240 万m3(图11)。另外，往川东南盆地内方向，随着埋深增大、构造破坏作用减弱，保存条件更加优越。盆缘隔档式褶皱构造发育，地层产状变化快，埋深变化大。丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜富集条件优越，埋深适中，是川东南深部煤层气勘探的重要方向，根据煤层厚度、埋深等初步预测，綦江、綦江南、南川、赤水等区块1 000～3 000 m 埋深煤层气有利区面积4 789 km2，资源量9 929 亿m3。

图11 Y2 井生产曲线Fig.11 Production curves of well Y2

6 结论

a.南川地区龙潭组煤层形成于潮坪-潟湖-碳酸盐岩沉积体系，主力煤层1 号煤厚1.5～4.2 m，镜质体随机反射率1.6%～2.2%，镜质组体积分数平均78.2%，灰分含量平均11.2%，煤体结构主要为原生结构煤。储层为“微孔-微裂隙”型储层，煤岩孔径分布以微孔为主，占比达78.4%，其比表面积贡献达到95%，利于煤层气吸附；同时，微裂隙发育，裂隙类型主要为张性裂隙、剪性裂隙、收缩缝，大部分裂缝保持开启状态，利于压裂改造及气体渗流。

b.研究区深部煤层具有“高含气、富含游离气”的赋存特征，煤层含气量12～37 m3/t，随深度增大而升高，临界转换深度在1 500 m 左右，游离气占比一般在24%～36%。三维应力实验及特殊测井揭示，随埋深增大，煤层水平应力梯度增大，水平应力差异系数逐渐减小，泊松比增大，弹性模量降低。研究区1 号煤以原生结构煤为主，煤层顶板主要为含灰泥岩、泥岩、灰岩，抗压强度显著高于煤层。埋深超过2 000 m，水平应力差异系数小于0.1。天然裂缝与最大主应力方向基本一致，有利于煤层压裂改造。煤层地应力、顶底板特征、天然裂缝等综合评价认为，区块深部煤层具有较好的可压性。

c.综合川东南龙潭组煤层展布规律、含气性、构造及埋深变化，结合南川区块深层煤层气富集高产地质认识，认为丁山、林滩场等盆缘宽缓背斜及盆内高陡背斜是川东南深部煤层气勘探的重要方向。