黔北林华多煤层井田煤系气开发目标层段初选

方泽中，徐宏杰，桑树勋，金 军，刘会虎，高 为

（1.安徽理工大学 地球与环境学院，安徽 淮南232001；2.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州221008；3.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 贵阳550008）

煤系气泛指含煤岩系中赋存的各类天然气，具体指包括赋存在煤层中的煤层气、泥（页）岩中的页岩气和致密砂岩中的致密砂岩气[1]。煤系气储层渗透率低，较致密，而同一煤系内部垂向上多个含气系统叠置共生[2-4]。与单一开采煤层气或者页岩气相比，煤系气的合采，把不同储层中不同相态的天然气集中开采，即提高资源利用效率，又降低了开发成本。然而，对煤系天然气的开发目前还是主要停留在煤层气上，“两气”甚至“三气”共同开采在工程上还未成熟。针对这一问题，部分学者对煤系气成藏特征以及共生赋存模式进行相关研究，并取得了重要成果[5-7]。另外，杨兆彪[8]通过变换气井产能方程，对多煤层叠置地区煤层气合采产层组合进行优化；孙泽飞[9]基于共采模型和共采综合指数，对临兴区块煤系气共采的可能性进行分析，并划分共采有利区。林华井田位于贵州省西北部，该地区煤系垂向上多煤层与泥岩、砂岩层叠置共存，具备煤系气资源合采潜力[10-11]。前人对该井田及邻近地区的含煤地层特征以及资源赋存开展了相关的研究工作[12-13]，在成煤环境方面也做出了探讨[14-15]。目前，林华井田煤系气开发尚处在室内研究和勘探测试阶段。因此，提出一种确定煤系气开发目标层段初选方法，划分开采目标层段，对今后煤系气开发提供借鉴依据。

1 地质背景

林华井田面积约35 km2，井田总体呈北东东向的简单宽缓向斜构造，发育次一级褶曲新华向斜，北西翼地层走向北东-南西，倾角7°～34°；南东翼地层走向北西-南东，倾角7°～12°，井田内断层较少，主要呈北东东向。井田及其邻近地区出露地层有：二叠系中统茅口组，二叠系上统龙潭组、长兴组，三叠系下统夜郎组、茅草铺组，以及古近系、新近系和第四系。区域内三叠系、二叠系发育碳酸盐岩并含丰富的岩溶水，三叠系碎屑岩层含少量的裂隙水，第四系松散层零星分布，内含孔隙水，研究区内断层较少且其富、导水性均较差。地温梯度0.9～2.98 ℃/hm，煤层具有良好的含气性，另外，砂岩层和泥岩层也有较高的含气显示。研究区煤系综合柱状图如图1。

图1 研究区煤系综合柱状图Fig.1 Comprehensive histogram of coal measures in the study area

2 煤岩层发育特征与沉积环境

2.1 煤岩煤质与沉积环境

井田内煤类比较单一，为无烟煤3 号，镜质组最大反射率为3.07%～3.92%，平均3.36%。研究区主要煤层煤质见表1。

表1 研究区主要煤层煤质表Table 1 Main coal seam coal quality in the studied area

研究区内煤的干燥基灰分变化明显，从12.08%～ 38.86%都有分布，纵向上，自上而下出现先降低再升高的趋势。研究区纵向上全硫分含量变化较大，变化范围有0.32%～10.16%，变化趋势与灰分类似，4、5、9 煤层全硫分含量略微波动，13、15 煤层迅速升高。根据GB/T 15224.1—2018,GB/T 15224.2—2010 最新国家标准《煤炭质量分级》，4 号煤属于中灰煤、中硫煤；5 号煤属于中灰煤、中硫煤；9 号煤属于低灰煤-低硫煤；13 号煤属于中灰煤、中高硫煤；15 号煤属于高灰煤、高硫煤。黄铁矿硫占全硫分的67.5%～85.8%，说明全硫分以黄铁矿硫为主。

海水入侵往往会导致煤中硫分较高，特别是黄铁矿硫会明显升高[16]。在纵向上，龙潭组下段13 号、15 号煤层硫分明显较高，并且出现海侵体系域的铝土质泥岩，普遍发育有黄铁矿结核，这表明下部的13 号、15 号煤层受海水影响较大，属于泻湖沉积环境，硫分从15 号煤层的4.33%，降到13 号煤层的2.47%，再到9 号煤层的0.88%，说明海水活动有所减弱。龙潭组上部煤层硫分含量较低，4 号、5 号、9号煤层附近发育粉砂岩、泥岩、砂质泥岩等碎屑岩，表明其受海水活动影响较小，属于海退期，河流作用加强，其沉积环境由泻湖相转变为潮坪和潮控下三角洲平原，且9 号煤层硫分略低于上部煤层，说明9号煤层形成后，此时海水活动又略微增强，之后依次形成5 号、4 号煤层，此后沉积层序中常见灰岩，为龙潭组晚期至长兴组期的一次大的海进期，沉积环境又转变为泻湖-潮坪相，并慢慢过渡到长兴组的碳酸盐台地。

煤中灰分除少量来自成煤植物外，主要来源于外来物质，其含量变化与沉积期的古地理环境有一定联系，总体规律是由海向陆渐次递增[16]。煤中灰分的主要常量元素有Si、Al、Mg、Ca、Fe、K、S，其含量一般以氧化物的形式来表示，各煤层灰分常量元素组成见表2。

表2 各煤层灰分常量元素组成Table 2 Composition of ash major elements in different coal seams

煤中灰成分可以在一定程度反映聚煤环境的特征[16]。运用灰成分端元分析法建立三角端元图，分别以SiO2+AL2O3、CaO+MgO 和Fe2O3+SO33 组灰成分作为端元做出三角端元图，各煤层灰分成分三角端元图如图2。

研究区内SiO2+AL2O3组分上下2 段差异明显，4号、5 号、9 号煤变化范围大多都在80%～95%，而到了13 和15 号煤含量显著降低，说明上段煤层含较多以黏土矿物为代表的陆源矿物，多与淡水介质注入有关；区内含煤地层下部的13 号、15 号煤明显比上部的煤层更靠近Fe2O3+SO3端，表明煤中黄铁矿硫含量较高，一般代表还原性较强的覆水闭流盆地环境；CaO+MgO 组分含量均比较小，但下部13 号、15 号煤更接近CaO+MgO 端。由此可知，含煤地层上部的4 号、5 号、9 号煤处于还原性较弱的聚煤环境，接受陆源物质较多，而下部的13 号、15 号煤层则处于离陆源区较远，覆水较深，水动力较弱、还原性较强的环境下。同时下部的13 号、15 号煤层硫分含量高，受海水活动影响较大，离陆源区较远，这也与之前用硫分判断沉积环境的结论一致。

图2 各煤层灰分成分三角端元图Fig.2 Triangular diagram of ash compositions in different coal seams

2.2 煤岩层发育特征

研究区内含煤地层为龙潭组，属于海陆交互相沉积，出露于井田北部及西部外侧，龙潭组与下伏的茅口组呈假整合接触，厚91.5～126.9 m，平均106.1 m。岩性以灰、深灰色薄-中厚层粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩为主，夹细砂岩、钙质泥岩及4～7 层灰岩、泥质灰岩，厚度变化较小，在煤田西北部和中部地层厚度较厚，总体上呈现从西北厚，东南薄，向东南龙潭组地厚度逐渐变薄。

龙潭组含煤9～21 层，其中可采煤层2～6 层，一般2～4 层。井田共5 层可采煤层，可采总厚度3.0～12.1 m，其中9 号煤层基本全区可采，4 号、5 号煤层大部可采煤层，13 号、15 号煤层为局部可采煤层。其中龙潭组上段的4 号、5 号和9 号煤层发育较好，为主要可采煤层。从煤层厚度和层间距看，以9 号煤底部和10 号煤顶部为界，龙潭组可以划分为上、下2个含煤段。上段含煤层5～12 层，其中可采煤层2～5层；下段煤层层数3～8 层，可采煤层数1～2 层。煤层厚度以薄、中厚为主，最高可占79.4%，其中9 号煤层发育情况最好，煤层平均厚度大；中厚煤层以及厚煤层占比大；煤层为近距离和中距离分布为主，远距离煤层不发育。林华井田煤岩层发育情况见表3，研究区煤层厚度频率分布如图3。

表3 林华井田煤岩层发育情况Table 3 Distribution of coal seams in coal of Linhua

图3 研究区煤层厚度频率分布Fig.3 Frequency variation of coal seam thickness in study area

含煤岩层发育了不同成分、结构的泥（页）岩，有泥岩、粉砂质泥岩和碳质泥岩，TOC 含量为0.64%～9.69%，平均4.01%，其中富含有机质的灰黑色、黑色泥（页）岩为主要的烃源岩，其余泥（页）岩有机碳含量一般低于2%，生烃潜力不高。区内由于晚二叠世海水的频繁进退，造成“煤岩层单层厚度薄，泥（页）岩频繁与煤层、砂岩层互层”的特点，泥（页）岩单层厚度一般不大，一般低于3 m，而泥（页）岩累计厚度为30～60 m，平均厚度达到51.3 m。泥（页）岩本身具有一定的生烃能力，加上层段内煤层良好的物质基础和生烃潜力，配合泥（页）岩层较大的累计厚度作为储集基础，增大泥（页）岩含气量。

通过对研究区含煤层段的砂岩层物性测试显示，孔隙度分布范围为0.8%～7.6%，平均值3.1%，渗透率1.0×10-18～5.1×10-17m2，平均值1.8×10-17m2，属于低孔低渗的致密砂岩。煤系砂岩岩性以细砂岩、粉砂岩为主，含少量泥质粉砂岩，单层厚度薄，一般低于10 m，累计厚度最大有52 m，平均20 m。砂岩层通常本身不具备生烃能力，但受研究区晚二叠世的沉积环境影响，造成其与泥岩、煤层等烃源岩紧密接触，频繁互层，使得砂岩层持续接收来自烃源岩的充注，为致密砂岩气藏的形成提供了足够的物质来源。

以煤层为主要研究对象、同时兼顾煤系其他含气储层，可划分3 种煤系气储层共生组合模式：模式1 表现为泥岩或粉砂质泥岩夹煤层和炭质泥岩，常见于龙潭组上段中部和下段下部，煤层顶底板的泥岩单层厚度一般不大，含煤性较好，煤层厚度基本大于1.3 m，属中厚煤层，煤层和炭质泥岩是主要的烃源岩；模式2 是砂岩、泥质粉砂岩和煤层互层，常见于13 号煤层附近，砂岩单层厚度小，但总厚度较大，可达20 m，煤层层数多，厚度变化较大，烃源岩主要是煤层；模式3 是泥岩，砂岩和煤层互层，是全区最典型的组合模式，在全区普遍分布，煤层多，煤层累计厚度较大，泥岩和砂岩单层厚度薄，表现出较强的沉积旋回性，烃源岩主要是煤层，其次为页岩。研究区煤系气储层共生组合模式如图4。

图4 研究区煤系气储层共生组合模式Fig.4 Coal measure gas reservoir symbiotic combinationmodel in study area

3 煤系气开发目标层段初选

3.1 目标层段初选影响因素及选择方法

对煤岩层研究发现，研究区内含煤岩层单层厚度薄，泥岩、砂岩和煤层频繁互层，都有明显的气测显示，适合煤层气以及页岩气和致密砂岩气组合开采。煤系气开发的目标层段确定及后期组合开发，受储层厚度、煤岩层发育组合、储层压力、供液能力、水文地质条件、孔渗性、等多种因素影响。煤系气共采情况下，井眼贯通不同的叠置含气系统，系统之间流体能量动态平衡状态遭受破坏，2 个或2 个以上多个含气系统的产能被相互消耗而无法充分释放，这是造成共采叠置含气系统产气能力往往不尽如人意的实质原因[2]。目前，煤系气合采产层组合受到地质、工程2 方面因素制约，地质上体现为以层序地层结构为根本控制的含气系统叠置性，工程上受制于压裂的施工工艺。承接这一思想，将林华井田煤系气目标层段初选步骤分为地质、工程2 个部分，地质约束方面：首先进行煤系层序地层学分析，通过识别关键层对含气系统进行初步划分，再根据储层属性的测试、解释结果加强对含气系统的认识；在地质划分的基础上，考虑工程技术背景，在煤体结构、脆性指数以及围岩力学性质这3 项影响压裂施工的条件约束下，确定煤系气开发初选目标井段。煤系气合采目标层位优选方法流程图如图5。

地质约束即通过层序地层分析，描述各类煤系气储层垂向序列与组合特征，找到关键层（所谓关键层即起到隔水阻气划分含气单元作用的岩层），再根据储层属性的测试、解释结果来验证含气系统划分的合理性，据前人研究成果[17]以及分层条件，在不同含气系统中，由于关键层隔水隔气性，在不同含气系统的界面分割处气水垂向分布规律出现显著变化，而同一含气系统内的临界解吸压力、储层压力、渗透率储层属性差异较小，由此可对含气系统的划分的科学性做出验证。

图5 煤系气合采目标层位优选方法流程图Fig.5 Optimization process of reservoir combination for coal-measure gas

在完成含气系统划分的基础上，工程约束方面，还需考虑以下因素。煤体结构是影响井壁稳定和储层压裂的重要因素。当煤体原生结构破坏严重，甚至变成碎粒煤、糜棱煤，会影响目标层段的选择，因此要适当规避这类煤层。其次，泥页岩储层所含脆性矿物不但影响岩石基质孔隙的发育程度，还直接影响页岩的可压裂性。一般用脆性指数来反映岩石的脆性特征，脆性指数以（石英+长石+碳酸盐岩矿物）/（石英+长石+碳酸盐岩矿物+黏土矿物）×100%[5]计算结果表达。可以脆性指数40%为界确定泥页岩储层的可压裂性。脆性指数大于40%有利于形成具有较强导流能力的压裂缝网，易于压裂变形生成大量裂隙；小于40%则不利于煤系气压裂开发。最后是围岩的力学性质，不同岩性的围岩力学性质差别很大。由于含煤岩系整体孔隙度和渗透率较低，一般采用水力压裂的方式提高效率，而前人研究表明，围岩的力学性质明显高于煤层时，靠水力压裂造成的裂隙难以突破上下围岩的限制[18]，不适合合层开发。综合考虑上述影响因素，最终确定煤系气开发初选目标井段。

3.2 目标层段初选实例

3.2.1 基于地质约束下的含气系统划分

研究区晚二叠世频繁的海进海退，造成了龙潭组煤层、泥岩、砂岩频繁互层，单层薄的特点，既受到来自东-东南方向海水活动影响，又受到来自西侧的陆源河流补充，通过对区域岩性组合、沉积相构成、测井异常响应、煤系不整合面和沉积地球化学特征等综合研究，将研究区分为3 个三级层序，6 个体系域。最大海侵面（高水位体系域与海侵体系域分界线）附近常发育粉砂质泥岩、泥质粉砂岩，测试结果显示，这些岩层岩性致密，具有极低的孔隙度和渗透率，能阻断各层之间气、水连通性，可作为关键层，达到隔水隔气的要求，以此界面作为含气系统划分依据，初步将龙潭组由下到上分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ4个含气系统。储层属性测试结果见表4。

表4 储层属性测试结果Table 4 Reservoir property test results

煤层含气性测试结果表明，各煤层含气量介于8.19～18.82 m3/t。煤 层 气 的 主 要 成 分 为CH4、CO2和N2，各煤层甲烷成分占比的平均值有76.34%，最高可达97.93%。根据测试资料[14]结果显示，煤系非煤储层也具有较高含气量，其中砂岩层总含气量为1.73～4.46 m3/t，平均达2.76 m3/t，泥岩总含气量为2.30～4.21 m3/t，平均达2.93 m3/t。粉砂岩、细砂岩等非煤含气层中烃组分及干度指标与邻近煤层相应指标具有较好的一致性，表明非煤含气层中烃类气体为邻近煤层产生气体运移、赋存的结果，在成因性质上属于煤成气。可以发现在各个含气系统界面处，气测总烃以及气测甲烷含量明显降低，且由上到下，煤层含气量变化呈现出上升-下降-上升-下降的趋势，这分布特征与含气系统高度吻合。另外，根据测试结果也可发现，在同一含气系统内，不同储层之间临界解吸压力、渗透率变化幅度较小，在1 个数量级之内，而不同含气系统之间，临界解吸压力、渗透率相差较大，这也验证了含气系统划分的合理性。研究区煤系气储层物性柱状图如图6。

图6 研究区煤系气储层物性柱状图Fig.6 Physical property histogram of coal measure gas reservoir in study area

3.2.2 基于工程约束下的的目标层段初选

煤体结构影响着井壁的稳定，龙潭组的煤体结构大多较为完好，呈块状，基本保持着原生结构，对煤系气开发有较好的支撑作用。据X－射线衍射分析结果和前人研究发现[15]，本区煤系泥岩的矿物成分总体上以石英、长石、碳酸盐矿物和黏土矿物为主，通过计算可得，龙潭组上段含气系统Ⅳ的泥岩层脆性指数变化在57.8%～71.2%，平均为62.8%；含气系统Ⅲ的脆性指数为40.1 %～60.3 %，平均为51.3%；含气系统Ⅱ的煤岩层脆性指数跨度比较大从18.7%到81.8%都有分布，平均有52.3%，934 m 处粉砂质泥岩层脆性最低，小于20%，压裂效果差，不适合与含气系统Ⅱ内其他储层共同排采；含气系统Ⅰ的脆性指数41.8%～62.03%，平均44.9%整体脆性良好。不同含气系统内矿物成分含量如图7。

图7 不同含气系统内矿物成分含量Fig.7 Mineral compositions in different gas-bearing systems

煤层围岩力学性质测试结果见表5。由表5 可知，不同岩性的围岩力学性质差别很大。灰岩的抗压强度最大，平均值为55.9 MPa，最大值甚至达到117.9 MPa。由于室内测试样品较少，成本较高，因此结合地球物理测井技术，根据岩石力学测井解释结果，对目标层段进一步划分。从图6 可以看出，在940、956 m 处的灰岩层段，抗压强度与弹性模量明显升高，这意味着水力压裂造成的裂隙难以突破灰岩的限制，影响水力压裂效果，应避开这些灰岩层。

表5 煤层围岩力学性质测试结果Table 5 Test results of mechanical properties ofthe surrounding rocks in different coal seams

根据工程技术条件分析，对目标层段做最后的筛选，结果为：含气系统Ⅰ内深度在958～968 m 的Ⅰa 层段，包括15 号煤层及其顶底板泥岩；位于含气系统Ⅱ内的942～955 m、910～933 m 的Ⅱb、Ⅱc 层段；含气系统Ⅲ内878～904 m 的Ⅲd 层段；含气系统Ⅳ内864～876 m 的Ⅳe 层段。

4 结 语

1）林华井田含煤地层为龙潭组，属海陆交互相沉积，龙潭组上部煤层形成于还原性较弱的聚煤环境，接受陆源物质较多，属于潮坪环境成煤，而下部煤层覆水较深，还原性强，受海水活动影响大，属于泻湖环境成煤。

2）井田内具有“煤岩层单层厚度薄，泥（页）岩频繁与煤层、砂岩层互层”的特点，并总结归纳3 种煤系气储层共生组合模式：分别为泥岩或粉砂质泥岩夹煤层和炭质泥岩；砂岩、泥质粉砂岩和煤层互层；泥岩，砂岩和煤层互层。

3）将林华井田煤系气目标层段初选步骤分为地质、工程2 个部分：结合沉积环境，以划分含气系统为基础，再根据储层属性的测试结果加强对含气系统的划分做出验证，进一步分析工程约束条件（煤体结构、脆性指数以及围岩力学性质），最终确定5 个煤系气开发初选目标层段：Ⅰa（958～968 m）、Ⅱb（942～955 m）、Ⅱc（910～933 m）、Ⅲd（878～904 m）和Ⅳe（864～876 m）。