织金煤层气田气藏地质特征研究

2020-07-22马伟竣

中国煤层气 2020年3期

马伟竣

(中国石化华东油气分公司重庆页岩气有限公司，重庆 408400)

中国南方的贵州省织金、纳雍地区含煤资源量丰富，是贵州最大的无烟煤产区，也是我国南方潜在的高煤阶煤层气开发基地，构造位置上位于上扬子陆块黔中隆起，以NNE向短轴式褶皱为主，同方向的断层较为发育，使得含煤地层被分割赋存在一系列次级向斜单元。织金煤层气田前人大多侧向于对煤田的地质特征研究，主要借助于煤田钻孔资料进行分析，而对于织金煤层气田的研究大多侧重于含气特征、产能评价和排采制度的研究，未曾对其地质特征进行详细研究，本文从构造、沉积、煤岩煤质、含气性、保存条件展开详细研究，明确了气田的地质特征，为下步开发选层、不同煤组的产能评价和排采制度的确立提供地质基础，也为南方煤层气的勘探开发评价提供借鉴。

1 区块概况

织金煤层气田位于贵州省毕节市织金县，构造上处于黔中隆起岩脚向斜珠藏次向斜内，岩脚向斜是一个复式向斜残留盆地，由比德、水公河、三塘、阿弓、珠藏5个次向斜组成(图1)。气田主力煤层位于二叠系龙潭组，可进一步划分为上、中、下三个煤组，气田较浅部位为煤矿，勘探程度较高，煤田钻孔达到500多个，录取了煤层埋深、含气量、工业分析、气体组分分析等大量分析化验资料，2010年开始了煤层气勘探评价工作，目前气田正处于井组试验评价工作。

图1 气田区域构造背景图

2 气田地质地质特征

2.1 构造特征

气田构造为宽缓不对称次向斜，呈现不对称的变形特点，变形作用向北作用逐渐减弱，南东翼地层较陡，地层倾角25°～40°，北西翼地层平缓，地层倾角7°～13°。次向斜轴向为北东向，断层主要发育在珠藏次向斜翼部，埋深200m以浅部位，共18条断层，其中逆断层4条，正断层12条，断层走向以北东向为主，断距多小于30m，延伸长度0.5～4km，倾角60°～80°，属于四级小断裂。纵向上主力煤层龙潭组上、中、下三个煤组的构造继承性较好，大于200m的地层地震反射波阻连续性相对较好，构造变形相对较弱。煤层埋深整体较浅，受构造控制明显，向斜轴部埋深最大。上煤组煤层埋深200～400m，平均307m，中煤组煤层埋深300～550m，平均450m，下煤组煤层埋深400～650m，平均500m(图2)。

图2 龙潭组下煤组23号主力煤层顶面构造图

2.2 沉积特征

2.2.1 沉积相

气田主力煤层位于二叠系龙潭组，为一套海陆交互相碎屑岩夹碳酸盐岩含煤沉积，主要受到来自西侧陆源河流和来自东南侧的海岸潮汐作用双重作用的影响，上、中、下三个煤组为潮坪-三角洲-沼泽沉积体系，岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、粉砂岩、细砂岩，岩石颜色以灰色为主，沉积构造主要发育波状层理及水平层理，沼泽广泛发育，但受海平面频繁震荡的影响，沼泽稳定期短，形成了煤层多、薄的特点。上煤组和下煤组沉积为海侵时期，岩性以泥质粉砂岩和泥岩为主，粉砂岩次之，为潮坪-沼泽沉积体系，沉积微相可分为潮道、潮间混合坪、潮上泥坪、泥炭沼泽。中煤组由于发生海退，为三角洲-沼泽沉积体系，细砂岩比例升高，粉砂岩和泥质粉砂和粉砂质泥岩次之，沉积微相可分为分流河道、支流间湾、河流沼泽(图3)。

图3 龙潭组沉积微相划分柱状图

2.2.2 煤层厚度

气田龙潭组可开发的主力煤层8层(单层厚度大于0.8m)，分布稳定，从上到下煤层层数逐渐增多，下煤组煤层累计厚度最大。上煤组主力煤层为6号、7号煤层，煤层累计厚度1.5～6m，平均4.2m；中煤组主力煤层为16号、17号煤层，煤层累计厚度1.7～5.5m，平均3.2m；下煤组主力煤层为20号、23号、27号、30号煤层，煤层累计厚度3.3～10.9m，平均6.0m(图4)。

图4 龙潭组主力煤层连井剖面

2.3 煤岩煤质特征

龙潭组煤层热演化程度高，生烃能力强，以无烟煤为主。气田主力煤层镜质体反射率随埋深增加而增大，其中上煤组镜质体反射率2.7%～3.7%，平均3.2%，中煤组镜质体反射率2.8%～4.2%，平均3.3%，下煤组镜质体反射率2.9%～4.3%，平均3.4%。煤岩类型以光亮型、半亮型为主，煤层纵向、横向差别不大。宏观煤岩成分以亮煤为主，暗煤次之，含少量镜煤和丝炭。煤岩显微组分镜质组含量较高，其中上煤组镜质组含量75.4%～80.1%，平均74.2%，中煤组镜质组含量80.1%～87.2%，平均84.1%，下煤组镜质组含量83.3%～90.1%，平均85.5%。煤岩灰分为低-中等灰分，其中上煤组灰分8.3%～30.2%，平均22.1%，中煤组灰分6.8%～30.7%，平均17.5%，下煤组灰分7.2%～25.1%，平均12.5%。

2.4 含气性特征

气田主力煤层含气量受煤层埋深影响比较明显，轴部比两翼高，表现为向斜控气的典型特征，两翼浅部位由于断裂比较多，煤层气保存受到破坏，含气量明显比向斜轴部位置低。根据取心现场实测含气量数据结合煤田钻孔资料，埋深大于200m的主力煤层含气量大于10m3/t，含气量和含气饱和度整体随埋深增加而增大(图5)。埋深小于200m煤层含气量低于10m3/t。纵向上主力煤层以下煤组含气量和含气饱和度最高，其中上煤组含气量8.1～19.2m3/t，平均12.9m3/t；中煤组含气量9.3～21.9m3/t，平均14.2m3/t；下煤组含气量10.2～24.9m3/t，平均15.4m3/t。含气饱和度上煤组43.1%～82.2%，平均65.3%，中煤组55.3%～91.0%，平均80.5%，下煤组65.2%～95.0%，平均83.2%。

图5 龙潭组下煤组23号煤层含气量图

2.5 物性特征

气田位于黔中隆起区，虽然煤岩普遍存在变形，但深部发育稳定基底，在一定程度上对构造变形、破坏起到减缓作用，主力煤层煤体结构以碎裂煤为主，局部发育碎粒煤、糜棱煤，煤体结构整体较好，其中碎粒煤、糜棱煤主要局部发育在中煤组16号煤(图6)。织金煤储层的储集性能和渗流能力较好，气田主力煤层割理裂隙较发育，割理密度10～12条/6.5cm，以面割理为主，长度3cm以上，宽度0.1～0.5mm，常见方解石充填。煤岩光片在荧光显微镜下显示10×10mm微区裂隙118～250条，平均236条，以宽度小于5μm且长度小于1mm时断时续的裂隙为主。取芯证实碎裂煤储层具有高电阻、高声波时差的特征，电阻一般>50ohmm，声波时差>400us/m，测井解释主力煤层孔隙度和渗透率较高，孔隙度1.2%～8.8%，平均5.5%，渗透率0.1～0.4mD，平均0.2mD。

图6 龙潭组主力煤层煤体结构图

2.6 保存条件

气田龙潭组区域顶板为飞仙关一段泥岩，厚度在100m左右，区域底板为龙潭组底部峨眉山玄武岩，厚度在100m左右，能起到良好的隔水层，稳定的区域顶底板形成了珠藏次向斜独立、完整的水文地质单元。龙潭组风化裂隙发育程度随埋藏深度增大而减弱，钻井过程中龙潭组地层单位涌水量0.00086l/s.m，200m以深实测煤层水矿化度>3000mg/L，煤层水处于弱径流-滞留状态，保存条件较好(图7)，煤层压力系数高达0.85。龙潭组内细粒碎屑岩构成的煤层顶底板或煤层之间的致密岩层，具有高度的隔水阻气作用，上中下三个煤组的主力煤层的直接顶板岩性为泥岩、泥质粉砂岩，厚度2～6m，具有低孔(<1%)、低渗(<0.01mD)、致密特点，对3套主力煤层的也起到有效的封盖作用。

图7 气田地质剖面图

3 煤层气资源评价

根据主力煤层厚度、含气量、有利面积参数，计算气田龙潭组上中下三个煤组主力煤层累计丰度2.96×108m3/km2，最大有利面积51.7km2，资源量138.3×108m3，为中型、中丰度、浅层气田(表1)。纵向上由于下煤组主力煤层层数最多(4层)、煤层累计厚度最大、含气量最高，资源丰度最高(1.41×108m3/km2)，有利面积最大(51.7km2)，资源量最大(72.9×108m3)，占3个煤组总资源量的52.7%。中煤组资源丰度0.72×108/km2，有利面积45.5km2，资源量32.7×108m3，上煤组资源丰度0.83×108m3/km2，有利面积39.2km2，资源量32.7×108m3，综合评价下煤组4套主力煤层为Ⅰ类储层，中煤组2套主力煤层和上煤组2套主力煤层为Ⅱ类储层。