永夏煤田山西组煤系非常规气成藏条件与勘探潜力分析

许亚坤，张鹏，王昆

(河南省地质矿产勘查开发局 第四地质矿产调查院，河南 商丘 476000)

0 引 言

煤系气是煤系地层中赋存的各类非常规天然气的总称[1]，主要包括煤系页岩气、致密砂岩气和煤层气[2]。“三气”以不同相态共存：页岩气为自生自储式，主要以吸附-游离态赋存于储层中[3]；致密砂岩气为他源型气藏，主要以游离态形式存在[4]；煤层气也为自生自储式，主要以吸附态存在[5-6]。国内外学者通过对“三气”成藏机理研究，认为其成藏的圈闭界限比较模糊，在空间上相互叠置、相互交叉，具有同源共生的特点[7-9]。鉴于成藏特点，学者提出“三气”共采的设想[10-11]，但不同岩性储层、不同相态天然气，其产气机理存在本质差别，共采技术难度较大[12]。目前国内主要以单一气源勘探开发为主，在一些地区形成了商业性气田，同时近年来在“三气”或者“两气”共采的可行性研究和现场试验也取得了一些成果[9，13]，表明其具有良好的发展前景。

永夏煤田位于河南省东部商丘市境内，地处苏、鲁、豫、皖四省接合部，含盖夏邑县、永城市，西界到于贤集断层，北、东、南界均至豫鲁、豫皖省界。以永城隐伏背斜为中心向东西两翼扩展，背斜轴部隆起带为煤层剥蚀区，两侧各矿山围绕永城背斜呈带状分布，总面积约3 575.87 km2，煤炭总资源储量近30亿t[14]。根据以往油气和煤田勘探结果，永夏煤田石炭-二叠系发育有多套煤、泥岩和砂岩层系，具有较高的非常规气资源潜力，其中山西组烃源岩层位和厚度都比较稳定，基本上全区分布，且K4标志层鲕状铝质泥岩具有良好的封盖作用，由此形成有利生储盖组合，故将山西组作为主要有利层位进行研究。

1 研究区地质背景

研究区大地构造处于中朝准地台鲁西台隆西缘之次级构造单元的永城断陷褶皱带。区内经历了多次构造运动后形成以北北东向构造为主，东西及北西向构造次之的格局，其构造纲要图如图1所示。区内以八里庄断层为界划分为南北2个构造单元，北部以邙山背斜为主体，背斜轴部沿北西西向延伸，向东入安徽省境内，控制的煤系地层埋藏较深；南部以永城隐伏背斜为主，控制着永夏煤田的展布，背斜东翼煤层埋深较浅，西翼埋深相对较深。中部韩口和南部马桥部分地区岩浆活动较为频繁，侵入地层，下至奥陶系，上至二叠系上统间，其中山西组和下石盒子组岩浆岩较为发育。

研究区属华北地层区鲁西分区徐州小区，大面积分布有古生界地层，主要有石炭系中统本溪组、上统太原组和二叠系下统山西组、下石盒子组及上统的上石盒子组、石千峰组构成，平行不整合于奥陶系之上，厚度1 794～2 232 m。其上为新近系和第四系地层，厚度400～1 000 m。主要含煤地层为山西组，厚度67.67～136.95 m，平均121.38 m，由泥岩，砂质泥岩，砂岩及煤层组成，含煤3～4层，其中，赋存于该组中部的二2煤层为主要可采煤层，一般厚度2～4 m，平均2.60 m，结构单一，一般无分叉现象。煤系地层倾角一般小于15°，靠近永城背斜比较陡，总体是东翼倾角较陡，西翼倾角较缓，煤层倾角与地层倾角一致。

2 非常规气成藏条件

2.1 沉积环境特征

研究区早二叠世早期由于海水进退频繁，成煤环境极不稳定，泥炭沼泽不能长期持续发育，因此形成的煤层虽多，但厚度较薄。早二叠世晚期气候温暖湿润，对成煤十分有利，是聚煤的全盛时期。二2煤层发育在海退末期潮坪的基础上，层位稳定，普遍可采，仅局部冲刷缺失。沉积断面图(图2)上，煤层呈条带状，结构简单，少见分叉尖灭现象。中二叠世早期，三角洲朵叶废弃后，在有利的古气候、古植物条件下，出现沼泽并持续较长时间，形成局部可采的三煤，然而由于分流河道改道频繁，加上基底的振荡运动，有利的成煤环境易遭破坏，不易保持较长时间，形成的煤层常不可采，厚度小，变化大，横向上不连续。此后由于沉积作用迅速，陆源物质补给过于充分，河流频繁改道造成三角洲平原上泥炭沼泽不能持续长期发育，加之气候渐趋干旱，不利于植物大量繁荣生长，再未形成有价值的煤层。

图1 永夏煤田构造纲要图Fig.1 Tectonic outline map of Yongxia coafield

图2 永夏煤田南北向沉积断面图Fig.2 The sediment-section of the north-south direction of Yongxia coalfield

2.2 含煤岩系赋存特征

2.2.1 煤系地层展布特征

研究区永城大型沉积背斜控制了区内含煤岩系的赋存状态，煤层向隆起区或背斜倾斜尖灭，背斜带煤系地层遭受后期抬升剥蚀。总体上，煤系地层相对稳定，整体呈现低角度单斜形态，变形弱，以单斜和宽缓背斜为主，局部同沉积断裂一样对上盘煤层具有增厚作用。

2.2.2 煤层厚度及顶底板岩性

山西组为本区主要含煤地层，平均厚度121.38 m，岩性以灰-灰黑色泥岩、砂质泥岩、细砂岩及煤层为主，含煤1～3层，煤层总厚3.77 m，含煤系数为3.11%。二2煤层为主要可采层，可采层含煤系数2.20%。

二2煤层位于山西组中下部，层位稳定，全区大部可采，煤厚0.25～6.7 m，平均2.52 m，区内以中厚煤层为主，西南地区为厚煤层，多为高变质的贫煤和无烟煤，煤层埋深230～2 850 m。底板岩性多为厚度较大且稳定的厚层条带状细砂岩，部分地段相变为薄层泥岩或砂质泥岩；顶板岩性多为泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细粒砂岩，向上碎屑颗粒逐渐变粗，厚度较大，为稳定的顶板。

2.2.3 含气砂泥岩岩性特征

砂岩多为岩屑砂岩、次岩屑砂岩，主要矿物成分见表1。颗粒次棱角状—次圆状，分选中等，泥质支撑，基底式胶结为主，少见孔隙式胶结。胶结物多为钙质，有时为菱铁质或黏土矿物。上段中粒砂岩矿物成熟度和结构成熟度均为不成熟，为三角洲分流河道沉积产物；下段细粒砂岩与薄层泥构成双黏土构造，为典型潮坪环境产物。

表1 山西组砂岩主要矿物成分特征Tab.1 The feature of lithology and mineralogy of sandstone in Shanxi formation

二2煤层以上泥岩，高岭石含量高，伊利石含量低；二2煤层以下泥岩，高岭石含量变低，伊利石含量变高。说明二2煤层形成后受海水影响较形成前小，反映了山西组为过渡环境的特征。岩矿特征见表2。

表2 山西组泥岩类岩矿特征Tab.2 The feature of lithology and mineralogy of mudstone in Shanxi formation

2.3 烃源岩有机地化特征

有机碳含量、有机质成熟度、干酪根类型、显微组分以及埋藏史生烃史等作为表征非常规气有机地化指标而备受关注[15]，其中有机碳含量和有机质成熟度分别作为生烃物质和热演化阶段的指标，其含量的多少和变质程度更是衡量烃源岩生烃潜力的决定因素，直接影响储层的含气性[16-17]。

如表3所示，永夏煤田山西组泥岩有机碳含量(TOC)一般在0.33%～2.08%间，平均1.1%，镜质体反射率(Ro)在1.69%～2.33%间，平均2.05%，显微组分中以壳质组居多，其次是镜质组，最后是惰质组，主要的干酪根类型为Ⅲ型。区内山西组二2煤的镜质体反射率一般在1.76%～3.01%间，平均2.41%，显微组分中以镜质组占据绝大多数，惰质组和壳质组的含量较少。对比美国页岩气储层参数(表4)，研究区内泥岩的有机碳含量虽然达到了成藏条件的最低值，但是相对比较低，然而泥岩的有机质成熟度较高，同时煤层的有机质丰富，变质程度较高，生烃潜力较大，两者皆可成为重要的烃源岩。

表3 山西组烃源岩有机地化特征Tab.3 Characteristics of organic geochemistry of source rocks in Shanxi Formation

注：表中线上为各组的最小值～最大值，线下为平均值，括号内为样品数

表4 美国主要产气页岩与永夏煤田山西组泥岩的基本特征Tab.4 Basic characteristics of major shale gas production in U.S and Shanxi formation in Yongxia coalfield

2.4 储层物性特征

储层中的孔裂隙是气体的主要储存和运移的空间，其特征包括孔隙类型结构、孔隙大小、数量及孔隙度等，它是衡量煤层气储存和运移性能的主要参数之一。通过对研究区的样品进行压汞实验，可知区内山西组砂岩的孔隙度在0.7%～3.1%间，平均为1.64%，泥岩孔隙度在0.08%～1.6%间，平均为0.805%；山西组砂岩渗透率为0.002 2×10-3～0.080 7×10-3μm2，平均值为0.020 6×10-3μm2，泥岩渗透率为0.001×10-3～0.008 5×10-3μm2，平均0.005 0×10-3μm2，孔隙度和渗透率呈现低孔、特低渗的特征，在断裂带、裂缝发育地区，砂泥岩孔隙度和渗透率有一定程度的增加。从孔隙度和渗透率关系散点图(图3)可以看出，两者具有一定正相关性，且相关度较好，相关系数较高，但孔渗关系变化较为分散，可能是储层中砂泥岩存在裂缝和微裂缝较多缘故。

图3 砂泥岩孔隙度和渗透率的关系Fig.3 The relationship between the pore and permeability of sandstone and mudstone

区内样品排驱压力最高为11.55 MPa，最低为3.16 MPa，砂岩退汞效率一般在45%左右，泥岩退汞效率一般在60%左右。选取区内代表性砂岩和泥岩样品做毛管压力曲线(图4)，可以看出，泥岩与砂岩的“滞后环”现象较为明显，进汞和退汞体积差较大，表明开放性孔隙发育，孔隙连通性较好，有利于气体运移。

图4 研究区代表性砂泥岩毛管压力曲线Fig.4 Capillary pressure curves of representative sandstone and mudstone samples in the study area

2.5 含气性特征

2.5.1 煤层含气性特征

煤层的含气性主要包括游离气和吸附气。利用研究区内煤炭勘查时期的钻孔，对厚度达到0.80 m的煤层，按照MT/T 77—94 煤层气测定方法(解吸法)和GB/T 23249—2009 地勘时期煤层瓦斯含量测定方法测定煤样煤层气含量。对测试结果进行统计，剔除瓦斯风化带以内、距离断层较近以及受岩浆岩影响的钻孔，共41个实验数据，其煤层气含量统计如图5所示。对区内的二2煤样品做等温吸附实验，实验结果见表5和图6，等温吸附曲线变化形态基本一致，当压力低于1 MPa时，气体吸附量与压力呈正相关线性关系，随着压力继续增大，吸附量增大变缓；当压力在1～2 MPa间时，煤对甲烷的吸附量已经达到最大吸附量的一半；当压力达到6 MPa后煤的吸附量趋于饱和，此后阶段随压力继续增大，吸附量的增加更加缓慢直至趋于平缓。

图5 煤层甲烷含量频率直方图Fig.5 Frequency histogram of coal bed methane content

表5 煤及泥岩等温吸附实验结果

图6 煤及泥岩等温吸附曲线Fig.6 The Isothermal adsorption curves of coal and mudstone

煤层含气饱和度是指在一定温度和压力条件下，煤层气所达到的吸附饱和程度，一般用储层实际含气量与储层压力对应的理论含气量之比表示[18]。本次研究根据吸附实验、实测煤储层压力和实测含气量结果，采用式(1)和式(2)计算，得到含气饱和度

S=(Q/V)×100%，

(1)

V=VL×P/(P+PL)，

(2)

式中：S为含气饱和度，%；Q为实测含气量，m3/t；V为平衡压力P时的气体吸附量，cm3/g；P为平衡压力，MPa；VL为兰氏体积，cm3/g；PL为兰氏压力，MPa。

研究区内二2煤储层含气饱和度见表6，根据计算结果，研究区内的取样煤层为欠饱和煤层，含气饱和度平均为52.18%，个别钻孔较高，究其原因，主要是因为岩浆活动和构造的影响出现含气量异常，故造成含气饱和度较大。

2.5.2 泥岩含气性特征

由于研究区仍处于非常规气勘探开发的探索阶段，目前该区没有砂泥岩含气量的实测数据，仅在区域西部通许隆起处有一口页岩气井牟页1井的实测数据，如表6所示，所以本次研究利用岩电实验计算研究区砂泥岩的含气性。通过岩电实验得到4个关键参数a，b，m，n，再由阿尔奇公式(式(3))得到含水饱和度，再由式(4)计算含气饱和度，最后通过游离气的含气量的计算公式(式(5))得到结果。

阿尔奇公式表述为

Sw=(abRw/Rtφm)1/n,

(3)

含气饱和度计算公式为

Sg=1-Sw,

(4)

式中：Sg为含气饱和度，%；Sw为含水饱和度，%，Rw为地层水电阻率，Ω·m；Rt为原状地层电阻率，Ω·m；φ为孔隙度，%；a，b，m，n为岩电参数，无纲量，a为与岩性有关的岩性系数,b为与岩性有关的常数,m为胶结指数,n为饱和度指数。

G游=φ·S(ρ·Bg),

(5)

式中：G游为游离气含气量，m3/t；φ为孔隙度，%；Sg为含气饱和度，%；ρ为岩石密度，t/m3；Bg为体积系数。Bg计算式为

Bg=PscZi/PiTsc，

(6)

式中：Psc为地面标准压力，MPa；Zi为原始气体偏差系数，无因次；Pi为原始地层压力，MPa；Tsc为地面标准温度，K。

计算得出研究区山西组砂泥岩气含气量范围，为0.14～0.96 m3/t(表6)，同时区内泥岩等温吸附实验结果见表5。根据研究区水文地质条件推测，研究区储层应属于正常压力储层，压力估计接近或等于静水压力，按储层压力等于静水压力计算，故可将储层压力按静水压力计算吸附气量，为0.96～2.26 m3/t。

表6 研究区与牟页1井煤及砂泥岩含气性特征Tab.6 Gas bearing characteristics of coal and sand-shale in the study area and the well of Muye 1

注：表中线上为各组的最小值～最大值，线下为平均值

根据煤层气资源/储量规范，利用体积法对区内煤层气资源量进行估算(图7(a))，根据目前区内勘探情况和现阶段国内外煤层气、页岩气等非常规气勘探开发情况，本文以煤层底板高程进行垂向上的划分，分为-1 150 m以浅、-1 150～-1 450 m、-1 450～-1 950 m和-1 950 m以深，利用公式(7)分别计算各个区块的煤层气资源量，其中含气量和煤厚均取各个区块的平均值，经计算，研究区山西组煤层气资源量为566.24×108m3，资源丰度为0.53×108m3/km2。

Gi=0.01AghρyCx/Zi

(7)

式中：Gi为i块段煤层气地质储量，108m3；Ag为煤层含气面积，km2；h为煤层净厚度，m；D为煤的空气干燥基质量密度(容重)，t/m3；Cad为煤的空气干燥基含气量，m3/t；

根据页岩气资源/储量计算与评价技术规范，以区内钻孔山西组底部高程为准,同样在垂向上分为4个层次，再分别利用体积法(式8)和容积法(式9),对研究区内砂泥岩吸附气和游离气进行估算(图7(b))，得出砂泥岩气资源量,为1 067.99～2 253.53×108m3。

Gx=0.01AghρyCx/Zi，

(8)

Gy=0.01AghφSgi/Bg,

(9)

式中：G为块段煤层气地质储量，108m3；A为含气面积，km2；h为含气砂泥岩有效厚度，m；ρ为含气砂泥岩平均密度，t/m3；Cx为砂泥岩气吸附量，m3/t；φ为含气砂泥岩层平均孔隙度。

3 勘探潜力分析

美国页岩气勘探开发比较早，EIA 2017年数据显示，美国页岩气储量为8.7×1012m3，占天然气探明储量的66.3%。目前投入开发的页岩气地区主要有Barnett，Fayetteville，Woodford，Haynesville，Marcellus，Antrim，New Albany等，储层基本特征见表4[19-20]。

图7 研究区煤层气和砂泥岩气资源量简图Fig.7 Coalbed methane and sand-shale gas resources diagram in the study area

美国页岩气储层主要赋存于泥盆系、石炭系等，沉积于较深的静水环境，伴随着盆地沉降，沉积速率缓慢，水动力条件微弱，处于还原环境中[21]。永夏煤田沉积特征、古地理格局及沉积环境具有鲜明的海陆交互相沉积特征，山西组下部沉积环境为潮坪，上部形成于三角洲沉积体系，区内煤炭资源丰富，煤层比较稳定。研究区的地层时代、沉积环境与美国有很大的不同，对比有机地化特征可知，永夏地区泥岩有机碳含量相对较低，只有1.1%，但是依然达到了非常规气成藏条件的最低值，有机质变质程度相对较高，处于热裂解生凝析气阶段。不可忽视的是区域内煤炭资源储量近30亿t，其生烃和储烃能力都非常强，为非常规气的生储提供了有利补充条件。同时，根据邻近区域牟页1井现场解析数据,可知山西组泥岩含气量为0.42～3.37 m3/t，平均1.6 m3/t，绝大部分大于1 m3/t，充分显示该地区泥页岩良好的含气性。对比图7煤层气和砂泥岩气资源量图，可以看出，区内的煤系气资源总量相当可观，砂泥岩气基本全区分布，煤层气主要分布于区内西南和东南，由于东南地区煤矿较为集中，煤系气的勘探开发易受限制，故可将研究重点集中在西南地区，随着向西南方向的延伸山西组的埋深也逐渐增加，在同等条件下，随着埋深的增加气体也更容易被保存下来，类比牟页1井的目的层深度，下一步可将酇城的西南地区作为重点研究区。

4 结 论

(1)永夏煤田山西组下部地层沉积环境为潮坪，主要可采二2煤层是在潮坪基础上发展起来的泥炭坪形成，山西组上部形成于三角洲体系，区内烃源岩厚度较大，其中泥岩平均厚度54.03 m，二2煤层平均厚度2.52 m，基本全区分布；砂岩多为岩屑砂岩、次岩屑砂岩，成分以石英为主，泥岩中矿物成分以黏土矿物高岭石为主，石英、伊利石和长石等次之。

(2)泥岩有机碳含量为0.33%～2.08%，有机质成熟度1.69%～2.33%，显微组分主要以壳质组为主、镜质组次之，惰质组最少，干酪根类型为Ⅲ型，根据压汞实验数据，可知储层类型为低孔特低渗型；二2煤层有机质成熟度1.76%～3.01%，显微组分主要以镜质组为主，惰质组和壳质组较少。

(3)泥岩中含气量0.14～0.96 m3/t，煤层含气量4.19～43.24 m3/t，估算区内山西组非常规气资源量约1 634.23×108～2 819.77×108m3，区块具备非常规气形成的基本条件。根据区内砂泥岩以及煤层的储层特征、有机地化特征以及含气性特征，建议下一步以酇城西南地区为重点，从煤系“三气”共采的角度开展地质工作，优选井位进行探井和评价井的钻探压裂工作，验证目的层产气能力，以评价该区是否具有商业开采价值。