准噶尔盆地南缘齐古地区煤层气地质特征

2021-04-01彭文利马效杰蔡义峰

非常规油气 2021年1期

彭文利，薛冽，马效杰，蔡义峰，张塞

（中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，乌鲁木齐 830013）

1 研究背景

齐古地区位于准噶尔盆地南缘齐古断褶带中段，东边是阜康断裂带，西边是四棵树凹陷，构造上都属于北天山山前冲断带。行政区域为于独山子市和乌鲁木齐市之间[1-2]。

准噶尔盆地是一个大型含煤盆地，煤层主要发育在侏罗系西山窑组和八道湾组，煤系地层厚度大，分布较稳定，煤层气资源丰富但勘探程度较低[1,3]。准噶尔盆地埋深小于2 000 m 的浅层煤层气勘探主要集中在准噶尔盆地南缘和准噶尔盆地东部油气勘探区内。2005―2014 年新疆煤田地质局先后在准噶尔盆地南缘乌鲁木齐― 大黄山地区钻探了WC1，FC1，FS1 等60 余口井。除参数井未进行煤层气排采外，FS1 获得气流，是在准噶尔盆地南缘煤田第一口点火成功的煤层气生产试验井，其中阜康白杨河煤层气开发示范区钻探的50 口井陆续排采，目前日产气达4×104m3。2006―2007年中石油勘探开发研究院廊坊分院在准噶尔盆地南缘昌吉地区钻探了CS1 井和CS2 井。采用洞穴完井，CS1 井排采见少量气，CS2 井测试产水；2008 年新疆油田公司在准噶尔盆地南缘阜康地区钻探了FM1 井获得煤层气气流；科林思德股份有限公司阜在康南向斜区煤层气开发试验区先后钻探了CSD01，CSD02 等45 口井，其中CSD01 是准噶尔盆地煤层气产量最高的井，目前开发试验区日产气达17×104m3。显现出准噶尔盆地南缘具有较大的煤层气勘探开发潜力。

图1 所示为齐古地区煤层气勘探情况。从煤层气井的分布来看，目前煤层气主要集中在齐古地区的东边。齐古地区内大部分属于煤层气井空白区，有待于开发。在齐古地区的东边，新疆煤田地质局已开发了煤层气示范区，投入了产能建设；齐古地区内有两口10 年前钻探的煤层气井试验井CS1 和CS2，钻遇大部分煤层的煤岩均为肥煤，含气量高于一般条件下煤层气勘探的下限值4 m3/t，但测试出水未见气，有待于进一步勘探落实煤层气产能；齐古背斜区QG1，QG2，Q6 井等油气探井均钻遇较厚的煤层，气测异常明显，最高总烃达89.9%。因此，对该地区的煤层气地质特征与成藏条件的研究将进一步扩大准噶尔盆地南缘的煤层气勘探领域，揭开准噶尔盆地煤层气勘探开发的新篇章[3-5]。

图1 齐古地区煤层气勘探成果图Fig.1 Exploration results of coalbed methane in Qigu area

2 煤层地质特征

2.1 煤层分布特征

准噶尔盆地煤层主要发育于下侏罗统八道湾组、中侏罗统西山窑组。八道湾组煤层普遍发育在上段及下段；西山窑组煤层主要发育于底部。根据煤炭勘查资料结合地震及部分油气探井资料[3-5]，准噶尔盆地南缘煤层分布广泛，齐古地区侏罗系西山窑组含煤6～12 层，总厚10～50 m，各煤层沿走向东西有较大变化，东边煤层合并层数少，结构简单，西边煤层受沉积环境的改变，层数增加，煤层结构趋向于相对复杂，埋深2 000 m 以浅分布面积1 043 km2，如图2 所示。八道湾组含煤3～5 层，总厚10～70 m，煤层总的变化趋势是东厚西薄，分布面积898 km2。总之，准噶尔盆地南缘齐古地区侏罗系煤层多、煤层厚度大、主力煤层分布稳定。

2.2 煤岩煤质特征

根据煤田勘查研究资料[4]和统计的显微组分数据[6]，西山窑组所含煤层的显微煤岩类型以微惰质镜惰煤为主；八道湾组含煤层的显微煤岩类型为微镜惰煤。煤层中的矿物组成主要为黏土矿物，占7.1%～15.0%，黏土矿物呈浸染状或薄层状广泛分布。

煤质特征主要包括煤岩宏观特征与组分特征。影响煤层气生成与吸附主要是煤的化学工艺特性及显微组分特性。灰分含量是影响煤储层的生烃潜力、煤对甲烷的吸附能力及煤层气的可采性的因素。根据研究区煤田勘查研究资料[5-6]，该区西山窑组煤层以半亮型为主，光亮型居次。煤层具有特低-低中灰分、特低水分、中高挥发分、特低-低硫的特点[5]。煤级为中黏煤、长烟煤和气煤，局部有肥煤。该区八道湾组煤岩类型以煤层以光亮型为主，半亮型居次。低灰分、低水分、中低挥发分、特低硫是八道湾组煤层的特点[5]。煤岩显微组分分析见表1，结果表明采自煤矿区和探井煤样品富含镜质组，镜质组平均含量为41.4%～91.6%。石河子石场矿区八道湾组煤层煤质好，镜质组含量82.4%。呼图壁东沟矿区西山窑组煤层煤质极好，镜质组含量87.5%～95.8%。实测CS1 井煤层镜质组平均含量为41.7%，壳质组平均含量为14.8%，煤级为气煤[5-6]。从以上参数来看，齐古地区煤岩煤质较好，相对富集镜质组，成煤期处在封闭的还原环境，煤层生气潜力大。

图2 齐古地区侏罗系西山窑组煤层厚度图Fig.2 Coal seam thickness map of Jurassic Xishanyao formation in Qigu area

表1 齐古地区煤岩显微组分测定结果Table 1 Maceral determination results of coal rocks in Qigu area

2.3 煤层储集性及含气性特征

煤层不同于常规储层，既是源岩也是储层，煤层为双孔隙介质，即基质孔隙和天然裂隙，且具有自身独特的割理系统。煤层孔隙和裂隙的大小、形态、孔隙度和连通性等直接影响气体的聚集与吸附能力。已有研究表明，低阶煤的大孔隙或裂隙居多，因此研究齐古地区煤储层孔隙特征，有利于探讨该区煤层气储集、扩散和运移[6-10]。

齐古地区煤炭勘查程度较高，煤炭钻孔深度多浅于400 m，有多个钻孔在钻井过程中发生气浸，但煤层气勘探程度较低，仅钻探了CS1 井和CS2 井两口煤层气参数井。根据钻井结果表明，CS1 井和CS2 井煤层平均孔隙度为8.42%，最大可达16.4%；平均渗透率为10.97×10-3μm2，最大可达23.2×10-3μm2。总的来说煤层渗透率相对较高，利于开采，储集性、连通性较好，但存在一定的非均质性[8,10]。

通常情况下，吸附气占煤层总含气量90%以上，煤层储集性能主要取决于吸附能力。齐古地区的煤矿区煤层煤样的等温吸附实验结果见表2。

实验结果表明，该区煤层的吸附能力普遍较好，东、中部好于西部。呼图壁白杨沟煤矿、呼图壁小东沟煤矿煤层的吸附能力相对较强，煤层兰氏体积大，平均值达到20.8 m3/t，兰氏压力较大，平均值达到5.27 MPa，有利于煤层气开采。

气含量是煤层气能否开发的关键性参数，它决定了煤层气的资源丰度，控制着煤层气的采收率，影响着气井的最终产量。所以，气含量值的合理测定与取值对于资源评价是至关重要的。通过以往煤田地质勘查工作发现，齐古地区煤层含气性较好，在野外施工中发现钻孔有涌水冒气现象，涌出的气体可点燃。CS1 井和CS2 井含气量解吸测试结果见表3。从CS1 井和CS2井钻井结果和含气量解吸测试可知，CS1 井测试含气量平均为5.1～5.5 m3/t，吸附饱和度达66%～85%；CS2 井测试含气量为5.0～5.62 m3/t，吸附饱和度达73%；两口井全烃含量中甲烷达80%以上，含气量较高。

根据煤层气的成分组成和甲烷碳同位素值(-75.4‰～-26.18‰)判别，准噶尔盆地煤层气成因多样，既有生物成因，也有热成因，主要为混合成因[5]。测定CS1 井和CS2 井的甲烷碳氢同位素值为-64.6‰～-41.9‰，齐古地区主要为混合成因；准噶尔盆地南缘煤田含气量总体表现为东部和中部高，向西部逐渐变小的趋势，齐古地区位于准噶尔盆地南缘煤田含气量较高的中部；垂向上，气含量与深度呈正相关关系，随埋深增大气含量逐渐增加，一般深部含气量大于5 m3/t，气成分中甲烷含量也随埋深的增加而增大[5-11]。

表2 齐古地区等温吸附实验结果Table 2 Results of isothermal adsorption of Qigu area

表3 齐古地区煤层含气量成果数据Table 3 Achievement data of coalbed methane gas content in Qigu area

3 煤层气成藏条件分析

煤层气成藏的特点是自生自储。“生气、储集、保存”是煤层气成藏必须具备的3 个条件，煤层气富集成藏的基础是生气量，关键是储集及保存[12-15]。

煤层的厚度、埋深和煤阶等参数控制着煤层的生气能力。齐古地区西山窑组和八道湾组煤层多、煤层厚度大、主力煤层分布稳定，具备煤层气生成的雄厚物质基础；煤岩热演化程度较高，0.65%≤Ro＜1.00%，煤级主要为中低变质烟煤，即长烟煤、气煤为主，生气能力强。图3 所示为齐古地区中下侏罗统镜质体反射率变化情况。

图3 齐古地区中下侏罗统镜质体反射率变化图Fig.3 Changes of vitrinite reflectance of the middle and lower Jurassic in the Qigu area

图4 所示为齐古地区侏罗系西山窑底界构造。齐古地区的构造有利区处于准噶尔盆地南缘南部山前斜坡带内，整体呈倾向北北东的单斜构造，倾角10o～25o，局部25o～40o，其构造简单，利于煤层气保存。西山窑组、八道湾组煤层顶底板岩性以泥岩、炭质泥岩为主，煤层封闭性较好，使得煤层气的保存条件比较好，利于保存。

水文地质条件对煤层气的保存、运移及后期开采至关重要。齐古地区煤田水文地质条件总体上属简单型，含水微弱，有利于煤层气保存。地下水水位受当地侵蚀基准面控制，主要受控于地表水系，地下水的存在有效地控制了煤层气的逸散。齐古地区水文地质控气作用主要表现为水动力封堵[16-18]。

齐古地区煤层气成藏模式主要是受构造和水文地质条件的控制。新生代晚期的构造运动使北天山急剧隆升，形成山前冲断系统，形成成排的断层相关褶皱背斜带。齐古断褶带的褶皱与断裂相伴发育，结合该区实际地质条件，煤层气成藏类型以单斜、断背斜、断层遮挡为主[19-21]。煤层气成藏模式如图5 所示。

图5 齐古地区煤层气成藏模式图Fig.5 Pattern of coalbed methane accumulation in Qigu area

4 煤层气资源潜力分析

煤层的含气性和渗透率是控制煤层气富集程度的最基本的两个条件。煤层厚度和含气量决定着资源丰度的大小，资源丰度越大煤层气的富集程度越高，资源丰度是煤层气高产的物质基础；渗透率影响着煤层气开发的排采速度和产能，是煤层气井高产的主控因素[22]。

通过对该区内含煤区侏罗系西山窑组和八道湾组风化带以深至埋深2 000 m 以浅区煤层气地质资源量计算[22-25]，西山窑组、八道湾组含气煤层分布面积分别为742.6 km2和700.5 km2，资源量分别为1 563.0×108m3和2 148.1×108m3，资源丰度分别为2.10×108m3/km2和3.07×108m3/km2，可采资源量分别为625.2×108m3和859.2×108m3。

可见，齐古地区煤层分布面积大，资源量巨大。因煤层层数多、厚度大、资源丰度较高，对煤层气经济评价较为有利，同时该区相对较高的渗透率也对开采有利，使该区具有较大的勘探开发潜力。