三塘湖盆地低阶煤煤层气成藏主控因素

2021-12-08涂志民王兴刚车延前张士钊李鹏曹志雄

新疆石油地质 2021年6期

涂志民，王兴刚，车延前，张士钊，李鹏，曹志雄

（1.中国石油煤层气有限责任公司，北京 100028；2.中国石油吐哈油田分公司勘探开发研究院，新疆哈密 839009）

新疆拥有丰富的煤层气资源，且以低阶煤煤层气为主，埋深小于2 000 m 的煤层气资源量为9.5×1012m3，约占全国的25%，其主要分布于准噶尔盆地、吐哈盆地和三塘湖盆地。位于准噶尔盆地南缘的阜康地区白杨河矿区作为中国低阶煤煤层气开发的示范区，单井日产气量最高达2 522 m3，井组日产气量最高达7 000 m3，取得了较好的开发效果[1]，而吐哈盆地和三塘湖盆地一直未有较好的勘探发现。2006 年，对三塘湖盆地马18 井西山窑组单煤层（1 151.0～1 154.0 m）进行压裂后，最大日产气量127 m3[2]；2015年，新疆煤田地质局在三塘湖盆地施工了21 口探井和生产试验井，生产试验井最高产气量为317 m3/d[3]。由于钻探区域含气量较低或工程工艺不匹配，均未取得理想的勘探效果。2018 年，中国石油煤层气有限责任公司会同吐哈油田，对吐哈盆地和三塘湖盆地煤层气进行联合勘探攻关，在该区前期失利井原因分析基础上，对有利区进行了重新认识，优选马朗凹陷为攻关目标区，并于当年5 月在三塘湖盆地马朗凹陷实施完成了T1井组8口井的钻探以及老油井M491井的煤层气复试，均按照前期煤层气公司在成熟区块形成的煤储集层压裂和排采工艺进行实施。现T1 井组中有1 口井日产气量超过2 000 m3，并能够持续稳产，井组日产气量超过7 000 m3，实现了该区低阶煤煤层气的勘探突破，揭示了三塘湖盆地煤层气的勘探潜力。

前人对低阶煤煤层气富集及成藏特征方面开展过针对性研究，取得了许多进展。例如，以二连盆地巴彦凹陷为例，对低阶煤煤层气成藏关键因素进行总结，建立针对性评价方法，进行有利区优选[4]；通过对比美国粉河盆地与中国准噶尔盆地水文地质条件对低阶煤煤层气成藏的影响，明确了水文地质条件是低阶煤煤层气富集的重要影响因素，确定了二次生物气的来源[5]；通过综合分析低阶煤煤层气成藏影响因素，建立了低阶煤煤层气深部承压式—超压成藏模式、盆缘缓坡晚期生物气成藏模式、构造高点常规圈闭水动力成藏模式等6 种成藏模式，指导了煤层气的勘探实践[6-8]。前人研究成果表明，低阶煤煤层气与中—高阶煤煤层气成藏具有显著的差异，主要表现在煤层气成因方面，低阶煤煤层气以生物气成因为主，而中—高阶煤煤层气以热成因为主。而水文地质条件对于次生生物气的生成具有举足轻重的作用，匹配的构造条件和顶底板封堵条件决定了生物气富集的程度，从而形成了不同的低阶煤煤层气成藏模式。对于三塘湖盆地，前人在煤层气成藏方面研究较少，主要是在煤层气富集特征分析基础上的资源前景评价、水文地质条件对煤层气富集的影响、煤层气成因分析等方面进行了研究[2-3，9]，总体上对该区低阶煤煤层气成藏规律的认识还不深入，成藏模式还未确定，成藏主控因素还不明确。为此，在前期勘探成果基础上，结合前人对该区煤层气的研究认识，本文对该区低阶煤煤层气成藏地质特征及富集规律开展研究，以期对该区扩大勘探规模提供参考。

1 地质概况

三塘湖盆地面积约2.3×104km2，位于西伯利亚板块南部活动大陆边缘，受到海西运动晚期、燕山运动期、喜马拉雅运动期南北方向的强烈挤压，形成了南北分带和东西分段的构造格局，可划分为东北冲断隆起带、中央坳陷带及西南逆冲推覆带3 个一级构造单元[10]。其中，中央坳陷带自西北向东南进一步划分为“五凹四凸”共9个二级构造单元，即汉水泉凹陷、石头梅凸起、条湖凹陷、岔哈泉凸起、马朗凹陷、方方梁凸起、淖毛湖凹陷、苇北凸起和苏鲁克凹陷[11]（图1）。

图1 三塘湖盆地构造单元划分（据文献［12］修改）Fig.1.Structural units in Santanghu basin(modified from Reference[12])

马朗凹陷位于三塘湖盆地中央坳陷带的中南部，以大型鼻状构造为主要特征，除发育北西—南东走向的边界断层外，还主要发育2 组逆断层，一组为近东西走向，另一组为北东—南西走向，整体上构造较为简单。T1 井组所钻探区域为近北西—南东走向的单斜，构造稳定，断层不发育，地层平缓，倾角8°～10°。主要勘探煤层属于中侏罗统西山窑组，煤体结构较简单，发育1～2个薄煤矸层。

2 地质特征

2.1 煤层特征

在侏罗系西山窑组煤层沉积期，研究区沉积环境主要为湖泊和辫状河三角洲，而煤层主要发育于湖泊的滨湖沼泽环境[13-15]。煤层沉积中心在马朗凹陷西北部，该区水体相对较浅，沉降与沉积物补给呈现均衡状态，长时期处于滨湖沼泽环境，发育巨厚煤层。T1 井组煤层单层厚度为44～48 m，平均为46 m；而在T1 井组邻近的油井M51井处，煤层单层厚度达61 m。往东南部延伸，沉积环境由滨湖沼泽环境逐渐演变为以滨—浅湖环境为主，煤层由单层变为多层，形成薄煤层与泥岩互层，煤层累计厚度为5～10 m。整体上该区煤层较发育，厚度较大，具有优越的煤层气成藏的物质基础（图2）。

图2 马朗凹陷西山窑组煤层厚度分布Fig.2.Schematic diagram of coal seam thickness of Xishanyao formation in Malang sag

不同沉积环境形成的煤层，其显微组分存在显著差异，具不同的煤相特征[16]。凝胶化指数为凝胶化组分与非凝胶化组分之比，其大小主要反映泥炭沼泽的覆水程度，一般凝胶化指数越大，反映环境越潮湿；结构保存指数反映植物遭受微生物降解及自然破碎的程度，其值越大，则植物遭受微生物降解和自然破碎的程度越低，即保存得越好。T1 井组西山窑组煤层凝胶化指数一般小于1，而结构保存指数一般大于3，说明煤岩中植物结构保存极好，降解程度低，反映成煤植物以木本植物为主，主要为陆地森林沼泽沉积（图3）。另外，根据镜质组与惰质组的比值，可将煤层划分为4 种成因类型[17]，研究区镜质组与惰质组比值一般为0.1～2.0，同样反映了沉积时水体整体较浅，基本上处于水下氧化环境。

图3 研究区T1井组西山窑组煤层煤相判别Fig.3.Coal facies discrimination of Xishanyao coal seam in well group T1 in the study area

2.2 煤质特征

煤质是煤岩原始沉积环境及煤化作用过程的综合反映，从微观上决定了煤岩的生气能力、储气能力及孔渗能力。研究区煤岩样品镜质体反射率为0.48%～0.54%，平均为0.49%，为低阶褐煤，主要为暗淡煤、半暗煤及半亮煤。煤体质地坚硬，为原生结构煤，裂隙不发育。根据T1井组不同深度5个样品的显微组分，在煤层上部994.0—1 004.4 m 井段，样品镜质组含量较低，为11.8%～25.3%，平均为17.13%，惰质组含量较高，为67.8%～81.8%，平均为76.6%；在煤层下部1 022.5—1 031.5 m 井段，样品镜质组含量较高，为53.1%～66.3%，平均为59.7%，惰质组含量为26.6%～40.8%，平均为33.7%；壳质组含量极少或未见。因此，在纵向上，由于煤层的沉积环境存在差异，其生气能力、孔隙度和渗透率也均有差异。

2.3 含气特征

含气量是煤层气富集成藏的主要因素，也决定着煤层气藏的开发效果。在研究区T1井组取23个样品进行解吸试验，测得含气量为3.76～6.35 m3/t，平均含气量为4.60 m3/t，远高于低阶煤开采最低含气量1.00 m3/t 的标准，具有较好的含气条件。同时，解吸气中甲烷含量为84.9%～89.2%，氮气含量为5.5%～13.4%，二氧化碳含量为2.2%～3.3%，解吸气主要由甲烷组成。总之，该区煤层含气性较好，厚度较大，煤层气资源丰富。

2.4 储集物性特征

煤岩储集层的物性特征决定了煤层气藏的开发条件，主要包括煤层吸附特征及孔渗特征。通过对T1井组4个样品开展等温吸附试验，测得兰氏体积为4.73～9.01 m3/t，平均为6.98 m3/t，兰氏体积相对较小，表明该区煤岩吸附能力较弱；兰氏压力较大，为1.80～4.81 MPa，平均为3.00 MPa，表明该区煤岩相对容易解吸，利于后期煤层气解吸产气。对T1井组5个样品进行了室内孔渗测试，煤岩储集层孔隙度相对较大，为7.17%～11.6%，平均为9.43%；基质渗透率相对较小，为0.34～1.33 mD，裂隙渗透率为13.40～18.90 mD，虽然基质渗透率相对较小，但是因裂隙发育，提高了煤岩储集层的渗透性。

3 煤层气成藏条件及成藏模式

3.1 煤层气成因

低阶煤煤层气成因有3 种类型，分别是热成因、生物成因和混合成因，不同的成因类型具有不同的煤层气成藏演化过程，决定了相应的勘探思路[18]。T1井组煤样镜质体反射率为0.48%～0.54%，表明研究区煤岩热演化程度较低，热成因气含量相对较少。另外，一般低成熟热成因煤层气组分中非烃类气体含量较高，而研究区排采井气样组分中甲烷含量一般大于90%，同样表明研究区煤层气中热成因气含量不高。

不同成因煤层气的C1/（C2+C3+）不同，热成因气该值小于100，生物成因气该值大于1 000，热成因与生物成因混合气则为100～1 000[19-20]。研究区内9 口煤层气井井口气样品的C1/（C2+C3+）为496～1 569，其中7口井气样该值为100～1 000，只有2 口井的气样该值大于1 000，表明该区煤层气主要是混合成因（图4）。

图4 研究区煤层气成因判别Fig.4.CBM genesis in the study area

甲烷稳定碳同位素也可作为判断天然气来源的重要指标，δ13C1小于-55.0‰时一般为生物成因气，反之为热成因气。研究区气样δ13C1为-63.6‰～-54.8‰，具生物成因气特征。结合甲烷氢同位素（δDCH4），从煤层气成因判别图显示主要位于混合成因区范围（图4）；生物气甲烷氢同位素（δDCH4）一般为-400‰～-170‰，并且生物气甲烷产生有2 种途径，即二氧化碳还原和乙酸发酵，研究区煤层气主要为乙酸发酵到二氧化碳还原过渡的生物成因气。另外，地层水的地化环境对煤层生物成因气生产具有重要影响，一般有利于生成生物气的地层水温度为0～75 ℃，pH 值为6～8，地层水矿化度小于11 000 mg/L，根据对T1 井组排采水样分析，研究区地层水温度一般为30～40 ℃，pH 值为7～8，地层水矿化度为6 000～11 000 mg/L，表明该区具有生物气生成的地层水地化环境，进一步表明该区煤层气以生物成因气为主，以热成因气为辅。

3.2 煤层气保存条件

水文地质条件对煤层气成藏具有重要的影响，对煤层气富集存在水力封堵、水力封闭及水力散失3 种作用，其主要与所在区域水动力环境有关。在径流区，煤层气随着水流散失；在滞留区，由于水力的封堵或封闭作用，形成煤层气富集有利区[9，21-22]。第四纪三塘湖盆地为干燥少雨的大陆性气候，蒸发量远大于降水量，地下水径流强度较弱，地下水补给不充分，地下水侧向封堵能力普遍较弱，对煤层气的保存能力普遍较差，造成三塘湖盆地整体上氧化面位置较深。

在此种水文地质背景下，在三塘湖盆地不同的构造位置，由于其接受外来水补给及储水能力不同，煤层气保存条件也存在差异。研究区所处位置能够接受西南侧的麦钦乌拉山积雪融化的雪水及大气降水的补给，保证了一定的水源补给，同时东、西方向上以北东倾向逆断层分别与方方梁凸起、岔哈泉凸起相接，从而形成了一个向斜储水构造。该区第四系松散岩类的孔隙潜水面深度小于5 m，新近系第一层承压含水层顶界面埋深小于60 m[23]，研究区具有煤层气保存的较好的水文地质条件。

研究区排采水矿化度为6 000～11 000 mg/L，位于弱径流—滞留区。T1 井组和M491 井埋深可划分为4个深度点，分别为900 m、1 000 m、1 100 m和1 500 m，而对应的矿化度分别为7 002 mg/L、8 578 mg/L、8 950 mg/L 以及10 999 mg/L，矿化度随埋深增加而增大。因此，可以推测越往盆地的边缘，地下水矿化度越小，即地下水由凹陷边缘沿斜坡向下倾方向流动，从而形成了侧向煤层气封堵[24]。

构造演化过程不仅决定了煤层的沉积发育情况，而且对煤层气的生、聚和散过程均有较重要影响。研究区作为三塘湖盆地次级凹陷，其演化过程受盆地演化控制。在燕山运动早—中期，三塘湖盆地进入统一拗陷期，形成了全盆地广泛发育的侏罗系煤系，为煤层气形成提供了物质基础。在燕山运动晚期—喜马拉雅运动期，三塘湖盆地进入再生前陆盆地演化阶段，持续挤压引起早期构造继承性活动，盆地南缘和北缘推覆断裂继续相向推覆，盆地加速沉降，发育了一套典型的山麓近缘粗碎屑堆积[11]。因此，研究区在侏罗系煤层形成以后，接受连续的沉积，发育了侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，煤层沉积后具有稳定的煤层气生烃构造背景，且上覆地层在后期未受到构造抬升破坏，有利于煤层气的保存。另外，钻遇的煤层顶底板均由深灰色泥岩组成，顶板发育一套稳定沉积的巨厚泥岩，泥岩厚度为200～250 m，中间见少量发育的泥质粉砂岩；底板同样稳定发育一套泥岩，其厚度较顶板薄，一般为5～12 m，前期该区所钻油井同样揭露顶底板均由泥岩组成，表明研究区具较好的顶底板封挡条件，避免了煤层气通过顶底板进行逸散。总之，无论从水文地质和构造，还是从顶底板封挡条件，马朗凹陷均具有良好的煤层气保存条件。

3.3 成藏模式

低阶煤由于其热演化程度较低，镜质体反射率小于0.65%，煤岩还未达到大量生烃阶段，煤层总体含气量相较于中—高阶煤岩偏低，富集成藏需生物气的补充。前人研究成果表明，低阶煤煤层气成藏主要由水文地质条件和构造地质条件耦合决定，主要有深部承压式超压成藏模式、盆缘缓坡晚期生物气成藏模式、构造高点常规圈闭水动力成藏模式等6 种类型[6-8]。

研究区煤层气成藏模式与盆缘缓坡晚期生物气成藏模式具有相似的特征，大气降水和冰雪融化水沿着南缘斜坡向凹陷内补给，在合适的地层温度、矿化度及pH值条件下，通过甲烷菌的作用生成生物气，随着地表水的补给，不断地“溶解—运移—再溶解—再运移”，最后富集于斜坡的中—下部[25]。当然，在斜坡的边缘浅部，由于生成的生物气通过该方式导致运移散失而含气量较低。而随着地层埋深的增大，地层温度随之增加，煤层气由以生物成因为主逐渐转化为以热成因为主。随着研究区不断构造沉降，在原位置热成因气逐渐增加，在合适的深度位置形成最有利的混合成因气富集区，形成了盆缘斜坡低阶煤混合成因模式（图5）。在研究区斜坡不同埋深位置，煤层气成因略有不同，其煤层气富集程度也存在一定差异，在浅层径流区含气量较低，往深部含气量逐渐增加，随着埋深进一步增大，含气量又逐渐降低。结合前期油井的煤层气测资料，埋深小于500 m 为浅层径流区，煤层含气量低；埋深500～1 800 m为煤层高含气区；而埋藏深度超过1 800 m后，煤层含气量又开始降低。

图5 研究区煤层气成藏模式（剖面位置见图2）Fig.5.CBM accumulation model in the study area(section location is shown in Fig.2)

3.4 成藏主控因素

低阶煤煤层气热变质程度较低，生烃量有限；原生生物气埋藏浅且覆盖岩层较疏松，难以保存，因此，煤层气富集成藏的关键在于后期的次生生物气的生成以及保存。三塘湖盆地第四纪以来的干旱气候环境，对次生生物气形成所需的淡水补给较为不利，主要依靠高山融雪补给。因此，水源补给是低阶煤煤层气成藏的首要控制因素，在水源补给水道流经区域是成藏有利区，其判断依据主要是潜水面的位置，潜水面位置越浅，补给水源越充足。其次，稳定的构造地质背景及封挡条件，是确保次生生物气生成后能够保存下来的关键。因此，该区之所以低阶煤煤层气富集成藏，主要由稳定的地表水补给、持续的构造沉降及良好的顶底板泥岩封挡条件共同控制，其中在干旱气候条件下地表水能否稳定补给，是煤层气能否成藏最为关键的因素。

总之，研究区具有较好低阶煤煤层气成藏条件，是煤层气富集有利区域，但是T1井组8口井实施后产气效果差异较大，该井组8 口井均为直井，采用菱形井网，井距为350 m×350 m 和200 m×200 m，并针对巨厚煤层采用了2 段合压、2 段和3 段分压进行压裂改造，采用了活性水和胍胶2种压裂液体系。经过近3年的排采生产，T1-5 井和T1-6 井日产气超过1 000 m3，其余井日产气一般小于500 m3。勘探实践表明，研究区具有低阶煤勘探的资源潜力，也证实了该区煤层气成藏富集特征；井组之间日产气量差异较大，主要原因在于压裂改造方面，T1-5 井和T1-6 井压裂规模比其他井增加了1倍，在2 m 的射孔厚度下，加入压裂液近2 700 m3、加砂130 m3，这是该2 口井产气量较高的主要原因。因此，压裂改造是该区巨厚煤层气能否把资源转化为产量的关键。因本文主要是针对成藏条件方面开展研究，而对产能差异原因未做详细深入分析，仅指出了目前的研究结论，下步该区的勘探实施主要依据该勘探思路进行进一步验证。