滇东北地区煤层气富集特征及勘探目标优选

2018-10-29邵龙义王学天张家强侯海海王巨民林玉成

天然气工业 2018年9期

邵龙义王学天张家强侯海海唐跃王巨民林玉成

1.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院 2.中国地质调查局油气资源调查中心3.云南省煤炭地质勘查院 4.云南省煤田地质局

滇东北地区镇雄—威信煤田（以下简称镇威煤田）上二叠统煤层气总资源量为765×108m3，具有良好的煤层气勘探开发潜力[1]。近20年来，研究人员对滇东—黔西地区进行了深入的煤层气地质研究工作，认识到煤层气富集区主要位于以复向斜、向斜为主的聚煤构造单元中，煤层气资源潜力受到煤层厚度、埋深、含气量、煤岩组分、顶底板岩性和水动力条件等因素的综合影响[2]。滇东—黔西地区上二叠统海陆过渡相含煤岩系中甲烷含量及含气量梯度在垂向上呈波动式变化，可划分为多个相对独立的含煤层气系统[3-4]，隔水阻气层主要为最大海泛面附近的海相泥岩及低渗岩层，其平面展布受到沉积环境的显著控制，靠陆地偏氧化沉积环境中岩层封堵性则较差，往往形成结构简单的单一含煤层气系统[5]。数学建模表明新庄矿区观音山勘探区煤层含气量的3个关键因素分别是煤层埋藏深度、煤层顶板5 m内砂岩厚度和顶板岩性，此外构造条件和地下水动力条件对煤层含气性均有显著影响[6]。虽然众多学者都对滇东地区进行过煤层气选区评价工作[1,7-8]，但目前尚缺乏对滇东北地区各含煤向斜进行系统的煤层气选区评价研究。本文通过研究煤层含气量、甲烷浓度与煤层厚度、埋藏深度、煤岩煤质及顶底板岩性等参数之间的关系，分析研究区煤层气富集的控制因素，在此基础上建立了基于模糊数学的多层次煤层气选区评价标准[9-10]，并对该区煤层气进行选区评价，以期为镇威煤田下一步的煤层气勘探开发工作提供地质依据。

1 区域地质背景

镇威煤田地理位置位于云南省东北部，北接川南煤田，东临黔西北煤田，东西长约125 km，南北宽约120 km，面积约为10 800 km2（图1）。大地构造位置位于古扬子板块西南缘，中二叠世末期上扬子地区在东吴运动中结束茅口期陆表海环境，再次整体抬升为陆地，中二叠统茅口组石灰岩遭受风化作用形成广泛分布的残积平原[11]。中、晚二叠世之交峨眉山玄武岩大规模喷溢[12]，向东波及至小江断裂带，其厚度整体由西向东逐渐变薄，形成了滇东—黔西地区上二叠统含煤岩系的沉积基底。后期燕山运动和喜马拉雅运动使得现今煤田构造以北东—北东东向隔挡式褶皱为主要特征，向斜较宽缓，背斜较紧密，各向斜构造几乎均具北西翼陡而南东翼缓的特点。断裂构造相对发育较差，以北东向为主，北西、北北西向次之，挤压逆冲断层占主导地位[13]（图1）。

晚二叠世研究区西侧康滇古陆隆起，自西向东发育山麓冲积扇带、河流冲积平原带、三角洲平原及滨海平原带，上二叠统含煤岩系覆盖了陆相、过渡相及海相沉积环境，包括西部陆相宣威组以及东部海陆过渡相龙潭组和海相长兴组[14]，龙潭组大致对应宣威组中下部，长兴组大致对应宣威组上部。含可采煤层5～10层，自东向西由下向上迁移，自上而下编号C1～C10。吴家坪期早期，主要以陆相沉积为主，仅东部少数地区受到海水影响，发育若干薄煤层；吴家坪期晚期则主要以三角洲平原沉积为主，泥炭沼泽发育，末期发育全区可采的C5煤层。长兴期区域海平面上升，河流冲积平原向西退缩，逐渐过渡为三角洲沉积环境和滨海、浅海沉积环境，泥炭沼泽随之向西迁移[15]（图2）。

图1 滇东北镇威煤田区域位置及地质概况图

2 煤层气富集特征及影响因素

2.1 煤层含气量的分布特征

镇威煤田煤层含气量横向上总体表现为东高西低的特征，彝良和庙坝矿区含气量较低，一般不超过15 m3/t；新庄矿区西部、马河矿区、牛场—以古矿区和镇雄矿区西北部煤层含气量较高，一般介于9～18 m3/t；东部石坎矿区、母享—则底矿区及新庄矿区东部含气量变化较大，一般介于5～20 m3/t，最大含气量可达40 m3/t（图3）。

镇威煤田煤层含气量在各矿区垂向变化趋势各不相同（表1）。为了避免煤层浅层风化带的影响，表1中的含气量排除了埋深小于200 m且甲烷浓度小于70%的数据。煤田东部石坎、镇雄、母享—则底、新庄及马河矿区含气量由深至浅逐渐降低，煤层甲烷浓度饱和时，龙潭组底部C9煤层含气量多超过20 m3/t，龙潭组顶部C5及C6煤层含气量则多介于5～20 m3/t；长兴组顶部C1煤层含气量普遍小于10 m3/t。煤田西部兴隆矿区含气量自上向下增加，但最大含气量不超过5 m3/t，可能与封盖条件较差有关，煤层埋深超过600 m时甲烷浓度仍小于50%。煤田中部彝良、庙坝及牛场—以古矿区含气量变化趋势相对复杂，以C5煤层为界可划分为下含气系统（龙潭组及宣威组中下段）和上含气系统（长兴组及宣威组上段），下含气系统总体含气量大于上含气系统，各含气系统内含气量自下而上逐渐增加。该规律在牛场—以古矿区尤为显著，龙潭组平均含气量由C6煤层的10.1 m3/t增加到C5煤层的12.5 m3/t，长兴组平均含气量由C3煤层的8.6 m3/t增加到C2、C1煤层的超过 10 m3/t（表 1）。

2.2 煤层分布

2.2.1 煤层厚度

图2 镇威煤田上二叠统沉积相及煤层分布示意图

图3 镇威煤田可采煤层含气量平面分布图

表1 镇威煤田可采煤层含气量统计表 m3/t

镇威煤田以龙潭组上段C5煤层为主要可采煤层，全区稳定分布，局部可采煤层主要为C1、C6、C7和C9煤层，煤层总厚度由东向西方向先变厚再变薄（图2、4）。龙潭组下部C9煤层分布稳定，结构简单，在镇威煤田东部为可采煤层。C6煤层主要分布在研究区东部，向西至庙坝矿区逐渐变薄尖灭。C1煤层在中部新庄、马河、牛场—以古矿区可采，向东西两侧变薄尖灭。C2、C3、C4煤层在煤田东部及西部局部可采。

图4 镇威煤田可采煤层总厚度分布图

含气量与煤厚大体上呈正相关关系，部分矿区含气量与煤厚呈较明显的线性正相关关系，如石坎矿区（相关系数R为0.6）。较常见的情况是含气量与煤层厚度之间存在一定的离散性，但其中煤层厚度与含气量上限及含气量下限同时存在较明显的线性关系，如马河矿区（图5-a）。甲烷浓度的下限与煤厚普遍表现为正相关关系，反映煤层厚度的增加有助于煤层气的保存（图5-b）。总之，煤层厚度不仅控制了煤储层的生气潜力，对煤层气保存也有一定影响，在煤层顶底板保存条件不理想的情况下，煤层厚度对含气量的影响更为显著。

2.2.2 煤层埋深

镇威煤田各矿区向斜构造中煤层埋深由南向北呈深浅相间的分布特征，整体上煤田东南部煤层埋深较浅，包括母享—则底、镇雄、牛场—以古矿区，一般不超过1 000 m。煤田中部各矿区向斜轴部煤层埋藏较深，深度超过1 500 m，煤层气保存条件较好，包括石坎、马场、新庄、洛旺及彝良矿区。而煤田西北部仅盐津矿区埋藏较深，可达1 500 m，其余矿区埋深均未超过1 000 m（图6）。

含气量上限与煤层埋深关系呈正相关关系，含气量下限则受煤层埋深影响较小，如马河矿区和新庄矿区等（图7-a），各矿区最大含气量对应的埋藏深度自西向东增加，可能由于西部较高的地热梯度使临界深度变浅[16]。甲烷浓度下限与煤层埋深呈正相关关系，甲烷浓度下限受埋深影响的显著程度可能受到煤层厚度、煤变质程度和顶底板保存条件的综合约束（图7-b）。

图5 镇威煤田煤层厚度与含气量、甲烷浓度的关系图

图6 镇威煤田C5煤层埋深分布图

图7 镇威煤田煤层埋深与含气量、甲烷浓度的关系图

2.3 煤岩煤质特征

2.3.1 煤变质程度

镇威煤田煤变质程度相对较高，煤类以瘦煤、贫煤和无烟煤为主，挥发分含量介于2%～28%，镜质组最大反射率介于1.95%～2.74%。受构造作用影响[13]，最大变质程度分别达到贫煤与无烟煤的矿区表现为近东西向条带在南北方向相间分布，无烟煤主要分布于母享—则底、镇雄、牛场—以古以及两河、庙坝矿区，贫煤主要分布在石坎、新庄、马河、彝良、洛旺以及兴隆、炭场湾、芭蕉矿区（图8）。

含气量与煤变质程度（挥发分含量）的关系相对复杂，挥发分含量小于10%时与最大含气量基本为正相关关系，挥发分含量大于15%时与最大含气量则主要为负相关关系，不同矿区最大含气量对应的挥发分含量介于10%～17%，挥发分含量超过17%时含气量普遍小于15 m3/t。以无烟煤为主的牛场—以古矿区含气量最大值对应较低的挥发分，而以贫煤为主的马河、石坎、新庄矿区最大含气量则对应于较高的挥发分。

图8 镇威煤田煤类分布图

2.3.2 煤岩组分及煤岩类型

镇威煤田上二叠统煤的显微煤岩组成以镜质组为主，平均含量介于42%～79%；惰质组次之，平均含量介于14%～15%；受煤变质程度影响，壳质组成分难以识别。宏观煤岩类型总体以半暗煤及半亮煤为主、暗淡型次之，个别为光亮煤。区内含气量与镜质组含量大致为正相关关系（相关系数R为0.5），可能与镜质组生气潜力大、吸附能力强有关[10]。

2.3.3 灰分含量

镇威煤田煤层灰分含量自北西向东南逐渐降低（3%～45%）。煤田东南部可采煤层灰分含量一般小于20%，仅局部地区出现高值区（灰分大于25%），如镇雄矿区西部及石坎矿区中部；煤田中部多为中—低灰煤（灰分含量小于20%），如马河矿区南部与石坎矿区西部；煤田西部及北部多为中—高灰煤（灰分含量大于30%），如彝良矿区及兴隆矿区北部。龙潭组下段、上段及长兴组煤层的平均灰分含量分别为22.54%、18.53%和29.72%。

含气量与煤层灰分含量的关系相对复杂，但最大含气量与煤层灰分含量整体呈二次函数关系，即中低灰煤（灰分含量小于15%）及高灰煤（灰分含量大于30%）中最大含气量分别不超过10 m3/t、15 m3/t，灰分介于20%～30%的中灰煤最大含气量达24 m3/t。这与普遍认为的含气量随灰分含量增高而降低的关系并不完全相符[17-18]，由于煤层灰分含量受到物源供给或距河流远近的影响，灰分含量与含气量的关系反映了沉积环境对含气量的控制作用[5,19]。甲烷浓度下限与含气量关系进一步证实这种关系，东部镇雄及新庄矿区C5煤层顶板多为海相石灰岩，甲烷浓度下限与灰分含量呈正相关关系，而中部牛场—以古矿区C5煤层顶板多为过渡相粉砂岩，甲烷浓度下限与灰分含量呈负相关关系，反映不同沉积相带及不同沉积环境下煤层顶板封盖能力的差异[20]。

2.4 顶底板岩性

龙潭组主要为海陆过渡相沉积，包括三角洲平原、潮坪沉积相。长兴组主要为海相沉积，以碳酸盐潮下带为主，煤层顶底板岩性组合包括冲积平原中的粉砂岩＋泥岩＋煤层＋细砂岩、碳酸盐局限台地中的石灰岩＋厚煤层＋泥岩、三角洲间湾中的泥质粉砂岩＋厚煤层＋厚层泥岩以及潮坪中的薄层煤层＋泥岩＋粉砂岩＋细砂岩（表2）。总体上，海陆过渡相沉积封盖能力较强，陆相沉积封盖能力较弱，符合常见沉积体系与封盖体系之间的关系[20-21]。

2.5 构造及水文地质条件

含煤岩系上覆下三叠统飞仙关组多为泥岩、粉砂岩和砂岩互层，为裂隙弱含水层或相对隔水层；二叠系—三叠系过渡段卡以头组主要为砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩与薄层石灰岩，为裂隙弱—中含水层，为煤层间接充水含水层；长兴组石灰岩岩溶不发育，但裂隙较为发育，随深度增加，岩层节理裂隙逐渐减少，富水性减弱，为煤层顶板直接充水含水层；龙潭组碎屑岩中含裂隙水，泥岩和煤层为相对隔水层，浅部接受大气降水补给，向深部节理裂隙逐渐减少，富水性减弱，为煤层直接充水含水层。含煤岩系下伏茅口组石灰岩为强岩溶含水层，但对煤层影响较小。总体而言，镇威煤田上二叠统微弱的地下水动力条件有利于煤层的保存[22-23]。

3 煤层气勘探开发有利区优选

3.1 多层次模糊数学评价模型

本研究基于多层次模糊数学方法建立煤层气选区评价模型[9,24]，以定量化复杂的煤层气评价参数，更全面地对煤层气勘探潜力进行评价。

3.1.1 评价参数优选及权重计算

利用层次分析法对镇威煤田各矿区中的煤层气选区的关键要素进行定量排序，将研究区煤层气资源、储集条件、保存条件和煤层气开发基础条件作为4个二级评价指标，每个二级评价指标对于煤层气开发的影响又受多个三级参数的影响，包括可采煤层总厚、含气量、资源丰度、挥发分含量、镜质组含量、煤层稳定性、灰分含量、顶底板岩性、水文地质条件、煤层埋藏深度、地形地貌及交通条件（表3）。

表3 镇威煤田煤层气选区评价参数及权重参数表

滇东北地区以煤变质程度较高、含气量高、煤层薄而分布稳定、渗透性低和构造条件复杂为特征[17,21,25]，煤层气富集成藏受到煤层厚度、煤层埋深、岩相组合特征和水文条件等因素的综合控制[6,8]，此外，不利的山地地形和交通条件一定程度制约了煤层气的勘探开发。根据前面研究的相关定性及定量分析成果，结合相关煤层气选区评价标准[1,2,6-8,10,26-27]，建立同级别参数指标之间的两两比较判别矩阵，计算判别矩阵的最大特征根及其对应特征向量[9]，即可得到各二级指标和三级评价参数的权重（表3），为保证计算结果的可信度和相对准确性，避免一些不合理的判别矩阵可能引起的失误，还对判别矩阵进行一致性检验[9,25]，最后综合二级指标权重与三级参数权重可获得各三级评价参数对于滇东北地区煤层气选区评价的重要性（表4）。

表4 镇威煤田煤层气评价参数隶属度赋值标准表

3.1.2 评价参数隶属度计算及赋值

通过建立各三级参数隶属函数，确定各矿区三级参数的隶属度取值方案[7-10]。三级参数的性质可分为定量参数和定性参数，定量参数包括可采煤层总厚、含气量、煤变质程度、镜质组含量、煤层倾角、灰分含量、煤层埋深，其隶属度主要通过分段线性函数的方法确定[9]，即在参数范围内先分段再线性拟合出隶属函数；定性参数包括煤层顶底板岩性、水文地质条件、地形地貌和交通条件，可分好、中、差3个层次，其隶属度划分标准及对应赋值如表4所示。

3.1.3 数学评价模型的建立

通过多层次模糊数学评价模型对煤层气勘探潜力指数（U）进行评价，U越高表示煤层气勘探潜力越大。