煤层气封闭体系及其与煤层气富集的关系

欧阳永林 孙 斌 王 勃 田文广 赵 洋 曹海霄

煤层气封闭体系及其与煤层气富集的关系

欧阳永林1孙 斌1王 勃1田文广1赵 洋1曹海霄2

欧阳永林等.煤层气封闭体系及其与煤层气富集的关系.天然气工业，2016, 36(10): 19-27.

研究封闭体系对煤层气富集的控制作用对于指导煤层气勘探开发具有重要的意义。为此，分析了煤层气富集与封隔层（包括区域盖层、区域底板和直接顶底板）、后期构造调整、地层产状等地质要素的关系，结果发现具有区域性泥岩盖层及底板分布稳定、成藏期后构造抬升—回返幅度小，地层平缓且处于均势状态的地区煤层气易于富集。进一步结合多年来国内外煤层气的勘探开发实践，提出了封闭体系的概念，即具有阻止气体向上、下运移的封盖层和侧向稳定带组成的地质单元，在封闭体系环境中不仅煤层气富集，而且煤系气也可以富集成藏。最后根据煤层（系）气的封闭体系要素配置关系，划分了“三明治”式煤层气藏、煤层气—砂岩气共生气藏及煤成砂岩气藏等3种气藏类型，提出了煤层气勘探思路应由单纯的煤层气勘探向煤层气与煤系气立体勘探的方向转变，同时建立了煤层（系）气地质选区评价指标体系，指出在准噶尔盆地与鄂尔多斯盆地东缘开展煤层气与煤系气立体勘探有可能取得良好的应用效果。

煤层气 煤系气 富集 封闭体系 封隔层 区域盖层 顶底板 断层 平缓地层 立体勘探

煤层既是烃源岩，又是储集层，煤层生烃并以吸附态赋存于煤层中则形成煤层气，煤层生烃运移至煤层附近的砂岩层中则形成煤系气。前人针对煤层气富集开展了卓有成效的研究：通过煤层气成藏过程的分析，认为回返抬升和后期演化控制着现今煤层气的富集程度[1]；通过对微观构造形态的分析，提出构造未调整或调整弱区域利于煤层气富集[2]；通过储盖特征、成因类型及组合关系的分析，认为封盖层控制含气量，进而控制煤层气富集[3-7]；通过对煤层直接顶底板岩性与封闭性的研究，提出泥岩、膏盐层等细粒岩封盖层的封盖性能最优等[8-10]。

尽管这些成果在一定程度完善了煤层气地质理论，推动了我国煤层气产业的发展，但是对控制煤层气富集的影响因素考虑不全面，并且未对煤系气的富集控制因素进行探讨。为此，笔者基于前人的研究成果，从系统论的角度出发，提出了封闭体系的概念，论证封闭体系对煤层（系）气富集的控制作用，建立控制煤层（系）气富集的封闭体系组合类型及模式，以期更好地指导煤层（系）气勘探及富集区优选。

封闭体系是指由上盖层、下底板及侧向稳定带组成的，具有一定煤层（系）气富集规模的地质单元。其具有以下特点：①煤层或煤系上、下具有良好的封盖层，即上盖层和下底板，能够阻止煤层气向上、下运移；②体系内地层势能低、势差小、流体压力差别不显著、地层能量相对稳定，能够气藏侧向稳定；③体系边界多为超低储层物性、煤层（系）尖灭带或岩性变化带等。

1 封闭体系控制煤层（系）气富集

封闭体系对煤层气的控制作用贯穿于煤层（系）气生成、聚散、富集及成藏等全过程。笔者在调研了大量文献的基础上，分析了国内外大规模商业开发煤层气富集区[11-13]的地质条件，认为煤层气富集区都具有盖层条件好、后期构造改造弱、构造简单、地层平缓等共同特点。具备这一特点的煤层（系）气典型盆地包括沁水盆地、鄂尔多斯盆地、鲍恩盆地、苏拉特盆地、圣胡安、阿尔伯达和粉河盆地等（表1）。

煤层气藏以沁水盆地为例，该盆地3号煤层顶底板整体以封盖能力强的泥岩为主，其次为砂质泥岩，砂岩只在部分地区零星分布。直接顶底板泥岩最发育的马必北—郑庄区块、樊庄—潘庄区块以及沁南—夏店区块，整体以三角洲平原分流间湾环境为主，3号煤层含气量一般都大于15 m3/t，最高可达30 m3/t；位于沁水一带的马必南区块3号煤层底板中三角洲前缘河口坝砂岩比较发育，含气量较低，一般介于6～20 m3/t；北部沁源区块以三角洲平原分流河道间漫滩环境为主，3号煤层顶板以砂质泥岩最为发育，分流河道砂岩零星分布，整体上封盖能力较好，煤层含气量介于12～22 m3/t[2]（图1）。

煤系气藏是以煤系中砂岩与煤层作为储层而形成的气藏。以美国皮申思盆地为例，该盆地煤层最大厚度为37 m，直接盖层和底板均为致密砂岩，间接顶底板为泥页岩[14-15]；2001年在皮申思盆地白河隆起进行了深部煤层气与盖层低渗砂岩气合采，合采深度1 560～2 560 m，储层压力梯度为0.906 MPa/100 m；65口井单井日产气量稳定在10 890 m3左右，最高达14 375 m3；采出气中70%～90%来自煤层生成的气。

表1 国内外主要煤层气盆地地质参数统计表

2 封闭体系要素

封闭体系分为上封隔层和下封隔层。上封隔层要素包括区域性盖层、直接顶板岩性、后期构造运动的改造强度及地层倾角等；下封隔层要素包括区域性底板、直接底板岩性等。由于区域性盖层及底板、直接顶底板岩性组合对于煤层（系）气藏的控制作用相同，故作统一论述。

2.1 区域性盖层及底板

区域性盖层是指位于煤系地层上方对煤层（系）气起到整体保护的上覆岩层，区域性底板是指位于煤系地层下方对煤层（系）气起到整体保护的下伏岩层。区域性盖层及底板的岩性、厚度、分布范围及稳定性控制着封闭体系的好坏，也是决定直接盖层及底板好坏的根本。借鉴常规油气盖层封闭能力标准，结合煤层（系）气的区域性盖层及底板特点，笔者建立了煤层（系）气区域性盖层及底板封闭能力评价表[16-18]（表2），认为良好的区域性盖层需具备以下几个条件：①良好的岩性组合；②泥质含量大于50%；③上覆地层有效厚度大于150 m；④横向分布连续，分布面积大于50 km2；⑤与储层压力系数差大于0.1 MPa/100 m。只要存在良好的区域性盖层及底板，即使储层物性及直接顶底板组合具有一定的差异，也不会导致大量气体散失[19-20]，既可形成煤层气藏，也可形成煤系气藏。

2.2 直接顶底板岩性

煤层顶底板不同岩性的组合关系具有不同的封闭能力[21]，进而直接影响着煤层气的富集。参考常规天然气盖层的评价指标[22-23]，可将顶底板封盖层划分为屏障层、半屏障层和透气层3类（表3）。

表2 区域性盖层及底板的宏观封闭能力评价标准表

表3 顶底板封盖性能分类表

按表3中的分类，如果直接顶底板岩性为泥岩则是良好的屏障层，利于煤层气的保存。以沁水盆地北部山西组3号煤层为例，该煤层顶板为厚层泥岩或粉砂质泥岩，局部为中粗粒砂岩，厚度介于5～25 m，泥岩在横向上连续性较好。泥岩中黏土矿物高岭石含量高于太原组底板，含有少量伊利石和伊蒙混层矿物。实测的泥岩中值孔径为220 Å（1 Å=10-10m，下同），总孔容为0.276 cm3/g，排驱压力为24.7 MPa，基岩渗透率为8.97×10-4mD，封盖能力强。3号煤层底板为厚层的砂质泥岩和泥质粉砂岩，厚度介于2～15 m，黏土矿物几乎全部为高岭石。砂质泥岩实测中值孔径为524 Å，总孔容为0.009 3 cm3/g，排驱压力为11.0 MPa，封盖性强[24]。

如果直接顶底板岩性为砂岩，在良好区域性盖层良好发育的基础上，该砂岩层可成为良好的煤系气储层，在合适的圈闭条件下，则易形成煤系气藏。在沁水盆地南部郑庄区块，太原组、山西组和下石盒子组均发育数层区域性分布的泥质岩石，具有“内幕”的区域性封盖特征。根据储盖组合特征，可将该区的煤系气藏可分为独立砂岩气藏及煤—砂岩互层型气藏等2种类型[25]。勘探实践表明，郑庄区块石炭—二叠系的砂岩以次生孔隙、粒内溶孔、粒间溶孔及微裂缝为主，孔隙度峰值介于2%～3%，渗透率峰值介于0.01～0.1 mD，属于致密砂岩气藏，如图2所示，郑试31井的3号煤层直接顶板为砂岩，砂岩气测显示为含气层，分析含气量为8.7 m3/t[26]。

图2 郑试31井测井响应特征图

2.3 后期构造改造

无论是煤层气还是煤系气，都存在成藏的关键时期，成藏关键时期后的构造改造强度则是影响气藏是否富集的关键。

煤层气成藏（尤其是煤层经历生气高峰）以后，多数聚煤盆地会经历回返抬升和后期演化，从而控制现今煤层气藏的富集程度[27]。以沁水盆地的煤层气藏为例，该盆地属于构造活动较弱的克拉通内断陷盆地[28-29]，其构造改造强度介于其西侧的鄂尔多斯盆地与其东侧太行山以东后期构造运动强烈改造的华北东部断块含煤区之间，燕山期—喜马拉雅期中期煤层抬升至逸散带时间介于距今0～27 Ma，抬升回返时间晚且短，有利于煤层气的保存[30]。

煤系气成藏受后期构造改造，发生一定的抬升、剥蚀，使得储、盖层组合及成藏过程实现最佳配置组合，以苏里格气田为例，该气田成藏关键时期为晚侏罗纪—早白垩纪[31]，在白垩纪末期，鄂尔多斯盆地发生大规模抬升和剥蚀，地层压力下降，导致煤系天然气发生解吸膨胀、运移至成藏[32]，实现了成藏耦合与源储共生的紧密结合[33]。

另外，改造后期的断层发育对煤层气的富集具有一定的控制作用，距离断层越近，煤层含气量越低。蜀南地区沐爱区块地震解释表明，白色区域为断层发育区，煤层含气量普遍较低，红色区域远离断层，煤层含气量普遍较高。结合含气量测试结果分析，距离断层发育1个井距附近，煤层含气量低，多小于8.7 m3/t，区块内的小断层对含气量的影响范围较小（图3）。

2.4 地层倾角

地层倾角越小，说明构造改造程度越低，流体压力差别不显著、地层能量相对稳定，即处于均势状态，能够气藏侧向稳定越利于煤层（系）气藏的资源规模发育。如果地层倾角较大，一般不利于煤层（系）气藏的形成，即使形成气藏，其资源规模也较小，不易形成大气藏。国内外勘探开发实践表明，资源规模大的煤层（系）气藏地层倾角大多小于5°，地层倾角大，区域性封盖条件好的地区，尽管含气量较高，但整体规模较小。以准噶尔盆地南缘阜康水磨沟—四工河区块为例，该区块为一个不对称向斜，两翼地层倾角大，南翼倾角60°～74°，北翼倾角40°～60°。南翼除43号煤层，其余煤层直接与地表连通，煤层中裂隙发育，形成对外开放体系，靠近地

表煤层露头部位的气体向外逸散，形成甲烷风化带，煤层气资源量仅有120×108m3[34]。

图3 基于地震解释的蜀南地区沐爱区块断层分布及煤层气井含气量数据图

3 封闭体系要素组合类型及模式

通过对区域性盖层的稳定性、直接盖层顶底板岩性的组合关系、后期构造运动的改造强度及地层倾角等封闭体系要素进行组合分析，认为以下3种组合类型可形成3种富集模式：“三明治”式煤层气藏、煤层气—砂岩气共生气藏及煤成砂岩气藏（表4）。

3.1 “三明治”式煤层气藏富集模式

区域性泥岩盖层及泥岩底板发育稳定、连续，直接顶、底板岩性致密，突破压力高，后期构造抬升—回返幅度小。煤层既是储层又是烃源岩层，从结构上看，煤层位于致密岩性之间的“夹层”，储盖组合呈现出“三明治”式结构，上、下封盖层均为区域性泥岩，形成了良好的封闭体系，利于气藏大面积分布，呈广覆式分布的特征（图4-a）。

3.2 煤层气—砂岩气共生气藏富集模式

区域性泥岩盖层及泥岩底板发育稳定、连续，直接顶、底板岩性为砂岩，煤层是烃源岩层，煤层和砂岩层是共生储层，兼有“自生自储”及“内生外储”的特点[35]。构造抬升、剥蚀引起压力降低，煤层及直接顶、底板砂岩层产生一定的裂隙，为煤层吸附气解吸、扩散及运移至砂岩层提供了储集空间，上、下封盖层均为区域性泥岩，形成了良好的封闭体系。具有煤层吸附气连续分布、砂岩游离气藏局部发育的特点（图4-b）。

3.3 煤成砂岩气藏富集模式

煤系地层区域性泥岩盖层及泥岩底板发育稳定、连续，但是煤层薄，资源规模小，不具备煤层气经济开发价值。构造抬升剥蚀产生构造裂隙和小规模的开放性断层形成良好的运移通道，又使得煤层产生的气体运移、聚集在煤层附近上下的砂岩，砂岩含气性好，物性好，在以泥岩为围岩的岩性圈闭条件下形成砂岩气藏（图4-c）。

4 我国煤层（系）气勘探新思路

目前我国煤层气商业开发主要集中在煤层埋深1 000 m以浅的有利区，多为“三明治”式煤层气藏富集模式，而我国煤层埋藏1 000 m以深煤层气资源量巨大，特别是鄂尔多斯盆地东部和准噶尔盆地，最新的评价结果显示，鄂尔多斯盆地东部煤层埋深介于1 200～2 000 m的煤层气资源量为2.749×1012m3，2 000 m以深煤层气资源量为7.97×1012m3。准噶尔盆地彩南地区埋深3 000 m以浅煤层气资源量为1.658 7×1012m3，砂岩气资源量为4 580×108m3[36]。要实现深部煤层气规模效益开发，需要转变思路，将煤系地层看作一个整体，开展封闭体系的评价，根

据封闭条件要素组合类型及模式（表4），优选煤系气共生成藏的有利目标区。

表4 封闭体系要素组合类型及模式表

图4 煤层（系）气藏富集模式图

鄂尔多斯盆地东部下石盒子组7段区域泥岩盖层广泛发育，构成区域顶板，本溪组泥岩广泛发育构成区域底板，后期构造回返幅度小，断层不发育、地层平缓（一般小于5º），形成良好的封闭体系。石炭系—二叠系发育2套主力煤层和多套主力砂岩，煤系气富集，形成煤层气—砂岩气共生气藏富集模式，神木、临县—兴县、石楼西、大宁—吉县等地区在二叠系深部（1 200～3 000 m）盒8段、山2段、太原组等煤系地层勘探陆续获得突破。

准噶尔盆地目前是西北地区煤层气勘探开发热点地区，目前煤层气开发集中在盆地东南缘，而盆地腹部彩南地区煤系气勘探也获得较好的效果，该区西山窑组煤层顶底板泥岩发育，煤层厚度介于5～20 m，属于“三明治”式煤层气藏富集模式；八道湾组上段煤层与砂岩互层发育，煤层厚度介于2～16 m，砂岩厚度介于10～50 m，侏罗系煤系上部三工河组湖相泥岩区域发育，厚度超过30 m，下部八道湾组底部湖相泥岩发育，厚度大于20 m，二者对煤系气形成了良好的封堵，形成煤层气—砂岩气共生气藏（图5）。该区断层不发育且规模较小，后期构造稳定，地层倾角小于5º，多口井获得高产气流。浅部寻找“三明治”式煤层气富集目标以及深部寻找“三明治”

式煤层气和煤层气—砂岩气共生气藏富集目标是准噶尔盆地主要勘探方向。

图5 准噶尔盆地彩南地区八道湾组三一段成藏组合图

5 结论

1）封闭体系控制煤层（系）气富集成藏全过程，封闭条件好，煤层含气量高，煤系砂岩天然气富集；反之，封闭条件差，煤层含气量低，煤系砂岩含气性差。

2）封闭体系分为上封隔层和下封隔层，上封隔层要素包括区域性盖层、直接顶板岩性、后期构造运动的改造强度及地层倾角等；下封隔层要素包括区域性底板、直接底板岩性等。煤系地层具备展布稳定的区域盖层、区域底板，成藏期后构造抬升—回返幅度小，断层封闭性好且规模小、地层平缓的地区具备煤层（系）气富集条件。

3）根据封闭体系要素组合类型及成藏特点，可划分出3种煤层（系）气富集模式：“三明治”式煤层气藏、煤层气—砂岩气共生气藏及煤成砂岩气藏.

4）指出鄂尔多斯盆地东缘、准噶尔盆地浅部寻找“三明治”式煤层气富集目标以及深部寻找“三明治”式煤层气和煤层气—砂岩气共生气藏富集目标是准噶尔盆地主要勘探方向。

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（修改回稿日期 2016-07-08 编 辑 罗冬梅）

CBM sealing system and its relationship with CBM enrichment

Ouyang Yonglin1, Sun Bin1, Wang Bo1, Tian Wenguang1, Zhao Yang1, Cao Haixiao2
(1. Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang, Hebei 065007, China; 2. College of Petroleum Engineering, China University of Petroleum , Qingdao, Shandong 266580, China)
NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 10, pp.19-27, 10/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

It is of great significance to study the controlling effect of sealing systems on CBM enrichment in coalbed methane (CBM) exploration and development. In this paper, the relationships between CBM enrichment and geological elements were analyzed. The geological elements include sealing layers (e.g. regional cap rock, regional floor, and immediate roof and floor), later structural adjustment and strata production status. It is shown that CBM tends to enrich in the areas where regional mudstone cap rocks and floors are distributed stably, structures are uplifted and inversed slightly after the hydrocarbon accumulation period and the strata is gentle in a balanced state. Then, the concept of sealing system was put forward based on the worldwide CBM exploration and development practices over the years. A sealing system refers to a geological unit composed of a lateral stable zone and cap rock which prevents gas from migrating upward and downward. In a sealing system, CBM can get enriched and coal-measure gas can also be accumulated. Finally, three gas reservoir types (i.e., sandwich-type CBM reservoir, associated CBM-sandstone gas reservoir and coal-derived sandstone gas reservoir) were identified based on the configuration relationships between elements of the CBM (or coal-measure gas) sealing system. It is recommended to change the exploration ideas from simple CBM exploration to 3D CBM and coal-measure gas exploration. In addition, an evaluation index system of CBM (or coal-measure gas) geological selection was established. It is pointed out that good application effects may be realized if the stereoscopic CBM and coal-measure gas exploration is applied in the Junggar Basin and the eastern margin of the Ordos Basin.

Coalbed methane (CBM); Coal-measure gas (CMG); Enrichment; Sealing system; Sealing layer; Regional cap rocks; Roof and floor; Fault; Gentle formation; Stereoscopic exploration

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.10.003

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”（编号：2016ZX05041-002、2016ZX05041-005）。

欧阳永林，1958年生，教授级高级工程师，硕士；现任中国石油勘探开发研究院廊坊分院副院长，主要从事油气地球物理和煤层气勘探等方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市万庄44号信箱。ORCID: 0000-0001-9240-4966。E-mail: ylinoy@ petrochina.com.cn

孙斌，1969 年生，高级工程师，博士；主要从事煤层气勘探部署等方面的研究工作。地址：（065007）河北省廊坊市万庄44号信箱。E-mail: s-bin@petrochina.com.cn