准噶尔盆地煤岩气的勘探发现及意义

郭绪杰 支东明 毛新军 王小军 易士威 朱 明 甘仁忠 武雪琼

（ 1中国石油勘探与生产分公司；2中国石油新疆油田公司；3中国石油勘探开发研究院 ）

0 引言

天然气作为当今世界主要的清洁能源，在国家生态文明建设和保障国家能源安全，以及国家“双碳”战略目标的实现中具有举足轻重的地位[1-3]。国际油价的持续动荡，天然气业务的高效收益，使天然气勘探开发在中国石油天然气集团有限公司提质增效中发挥着越来越重要的作用。

准噶尔盆地天然气资源十分丰富，探明率仅为7.5%，勘探潜力巨大，已经发现克拉美丽、呼图壁和玛河等一批大中型气田。近年来，在准噶尔盆地西部地区及南缘前陆冲断带深层大构造，相继取得天然气勘探重大突破，进一步证实盆地天然气良好的勘探前景[4-5]。多年来，在坚持常规气勘探的同时，中国石油新疆油田公司（简称新疆油田公司）也不断探索煤层气领域，在白家海地区已有多口直井在2000m以深获得低产气流，但在天然气来源方面，特别是在试气中表现出和煤层气迥异的特征，预示着一种全新的天然气资源类型。基于此，开展了准噶尔盆地煤岩储层天然气成藏条件和区带目标研究工作，实施风险勘探，探索煤岩气这一新资源类型的规模潜力，攻关高产稳产技术，对开辟准噶尔盆地天然气勘探开发新局面具有十分重大的意义。

1 煤岩气的提出

准噶尔盆地侏罗系煤层发育，八道湾组和西山窑组多套煤层广覆式分布，煤层气资源十分丰富[6-9]，因此，新疆油田公司以煤层气理论为指导，始终在煤层气领域坚持探索。煤层气勘探一般在1400m埋藏以浅，多为单斜构造，以吸附气为主，需长期排水降压。但在探索煤层气过程中，特别是在白家海地区已有多口直井在2000m以深不需长期排采即可快速获得低产气流，表现出明显不同于煤层气的特征，主要表现在以下几个方面：一是具有常规储层特征，煤岩储层孔隙度一般为4.5%～13.33%；二是天然气既有来自侏罗系煤层的自源气，也有来自深部石炭系的高—过成熟它源气；三是天然气赋存状态为吸附气、游离气共存，大致各占一半；四是试气多口井可快速获得气流，如彩504井西山窑组井段2567～2583m，煤层厚16m，压裂后抽汲2天后开始产气，产量最高为7300m3/d，自喷试采128天，产量最终稳定在2300m3/d。因此，把这种既不同于煤层气、也不同于常规气的新聚集类型的天然气定义为煤岩气。

按照煤岩气的思路对白家海地区所钻煤层气井进行重新研究，取得以下几点重要认识：一是煤岩气资源丰富，具有超万亿立方米规模；二是白家海凸起天然气具有双源特点，主要来自石炭系高—过成熟天然气，部分来自侏罗系煤层；三是彩504井无构造圈闭，西山窑组煤下砂岩未成藏，但煤层试气获突破，“彩504无圈成藏”说明西山窑组煤岩具有特殊性，可能具备大面积成藏条件；四是短期抽汲即可产气，初期最高日产量可达万立方米以上，反映煤层大孔隙发育，存在规模游离气，后期随着地层压力释放，吸附气持续稳定解析，具备长期稳产基础；五是采用水平井+体积压裂技术，预计产能可达直井的10倍左右。基于上述认识，提出对煤岩气实施风险勘探，探索煤岩气新领域，攻关水平井提产新技术，验证煤岩气大面积成藏新模式，开辟准噶尔盆地天然气勘探新局面。

2 地质背景

准噶尔盆地位于新疆北部，夹于依林黑比尔根山、扎依尔山和青格里底山之间，是发育在前石炭系基底之上经历多期成盆的大型叠合盆地，面积约为13×104km2，最大沉积厚度可达15000m。盆地分为6个一级构造单元（图1）[10]，发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系（八道湾组、三工河组、西山窑组、头屯河组、齐古组）、白垩系（图2），发育石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系等多套烃源岩，多年的勘探发现石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系等多套含油气层系，油气资源非常丰富[11]。第四次资源评价结果显示，盆地常规石油资源量为80.1×108t、天然气资源量为2.31×1012m3，是一个既富油又富气、常规油气和非常规油气并存、多个含油气系统共生的具有战略接替意义的大型含油气盆地[12-17]。

图2 准噶尔盆地东部地区地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of the eastern Junggar Basin

本次研究和勘探靶区主要聚焦在白家海凸起(图1），该凸起位于准噶尔盆地东部，面积为4000km2，夹于五彩湾凹陷、东道海子凹陷和阜康凹陷之间，三面临凹，成藏条件优越。白家海凸起为一自东向西倾没的大型宽缓鼻状构造，形成于海西期并长期继承性发育，自下而上沉积了石炭系、二叠系、侏罗系、白垩系及新生界，在不同层系发现了多种类型油气藏，是一个具有多源灶供烃、多途径输导、多层系含烃、多类型成藏、油气共生、常规非常规并存特点的复式油气聚集区。

图1 准噶尔盆地构造单元图Fig.1 Structural division of Junggar Basin

3 煤岩气形成条件及潜力

3.1 煤岩气形成条件

3.1.1 烃源岩

准噶尔盆地准东地区主要发育两套烃源岩，一是侏罗系煤系地层，二是石炭系暗色泥岩和凝灰质泥岩。石炭系高—过成熟烃源岩及侏罗系煤系烃源岩资源丰富[18]，为煤岩气形成提供了雄厚的物质基础。

石炭系烃源岩主要形成于碰撞期后岛弧构造背景，南北隆坳相间，受其控制，地层呈北西—南东向展布（图3）。烃源岩主要为下石炭统松喀尔苏组和滴水泉组，岩性主要为泥岩、碳质泥岩。滴水泉组烃源岩厚150～350m。松喀尔苏组烃源岩厚10～300m，有机质类型以Ⅲ型和Ⅱ2型为主，其性质为倾气型。滴水泉组烃源岩有机碳含量平均为1.06%，生烃潜量最高达10.7mg/g，氯仿沥青“A”含量平均为0.1504%，总烃含量平均为0.024%，松喀尔苏组烃源岩有机碳含量平均为4.07%，生烃潜量平均为3.56mg/g，最高达27.2mg/g，氯仿沥青“A”含量平均为0.098%，总烃含量平均为0.055%，松喀尔苏组烃源岩各项指标明显高于滴水泉组。滴水泉组Ro为0.55%～4.21%，大部分样品处于高—过成熟阶段;松喀尔苏组Ro为0.54%～1.83%，大部分样品处于成熟—高成熟阶段。

图3 准噶尔盆地石炭系烃源岩分布图Fig.3 Distribution of the Carboniferous source rocks in Junggar Basin

侏罗纪是准噶尔盆地最重要的成煤期[19-20]，含煤沉积建造几乎遍布整个盆地（图4），沉积厚度为200～3800m。煤层主要发育在八道湾组和西山窑组（图5），八道湾组煤层厚度一般在5m以上，盆地南缘昌吉—乌鲁木齐地区最大可达30m以上，东部阜康、五彩湾地区为10～20m。西山窑组煤岩主要分布在盆地西北缘、南缘和东部地区，煤层累计厚度一般为5～20m，最大可达70m。

图4 过东湾1井—永1井—莫深1井—莫北2井—石西1井—石南3井地震剖面图（剖面位置见图1）Fig.4 Seismic profile cross Well Dongwan 1-Yong 1-Moshen 1-Mobei 2-Shixi 1-Shinan 3 (section location is in Fig.1)

图5 准噶尔盆地侏罗系煤层分布图Fig.5 Distribution of the Jurassic coal seam in Junggar Basin

3.1.2 储层及储盖组合

煤岩作为一种特殊的储层，其储集性能不仅决定着吸附气和游离气的比例，而且也决定着煤岩气的富集及产能[21-23]。微孔（孔径小于10nm）构成煤的吸附容积，小孔（孔径为10～100nm）构成煤层气的毛细管凝结和扩散区域，中孔（孔径为100～1000nm）构成煤层气缓慢层流渗透区域，大孔（孔径大于1000nm）则构成剧烈层流渗透区域。以白家海地区为例，西山窑组煤岩为半亮—暗淡型煤，以块状为主，镜质组含量平均为57.2%，Ro平均为0.71%，为特低灰分（3.9%）、低水分（4.8%）、低挥发分气煤。八道湾组煤岩为半亮型煤，以块状为主，镜质组含量平均为91.5%，Ro平均为0.77%；为特低灰分、特低水分、中—高挥发分长焰煤。西山窑组煤岩孔隙度为5%～13.33%，八道湾组煤岩孔隙度为4.5%～8.3%。煤岩孔隙类型多样，主要为植物组织孔和次生孔，其中八道湾组煤岩以微—小孔为主，西山窑组煤岩以小—中孔为主。西山窑组煤岩储集性能比八道湾组煤岩更好。

准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组煤层广覆式分布，煤岩气能否聚集成藏，特别是大面积分布，既取决于煤岩储层，也取决于煤岩储盖组合。根据准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组钻井揭示的地层，将其储盖组合划分为4种类型，即顶底泥岩型、顶底砂岩型、顶泥底砂型、顶砂底泥型，其中顶底泥岩型储盖性能最好，顶泥底砂型较好。西山窑组主要为顶底泥岩型，煤层夹于泥岩之间且煤层之上泥岩分布广，对煤岩构成区域性盖层，封盖保存条件好，十分有利于煤岩气聚集成藏。八道湾组储盖组合类型多样，需要具体区带具体分析，优选有利目标。

3.2 煤岩气成藏模式

依据白家海地区钻井、测井、录井、试气及地震资料，综合分析已发现的常规油气藏，特别是深入分析煤层气井的试气情况，以及彩504井西山窑组煤岩和砂岩的成藏差异。彩504井无构造圈闭，煤下砂岩未成藏，但砂岩之上的煤岩试气获突破，天然气同位素分析表明其与石炭系高—过成熟烃源岩具有“亲缘关系”[24-25]（图6）。“彩504无圈成藏”表明煤层具有特殊性，可能大面积成藏。因此，通过研究对比常规气、煤层气和煤岩气成藏的共性和各自的特殊性，构建了煤岩气成藏模式，即“常规储层和非常规储层共存，游离气和吸附气共生，自源气和它源气互补聚集、有序分布，断裂穿层输导，缝孔甜点富集，大面积成藏”（图7）。

图6 白家海地区天然气与周缘构造天然气碳同位素对比图Fig.6 Comparison of carbon isotope of natural gas in Baijiahai Bulge and its peripheral structures

图7 煤岩气及常规天然气成藏模式图Fig.7 Accumulation pattern of coal measure gas and conventional gas

3.3 煤岩气有利区带及目标评价优选

3.3.1 选区

综合考虑煤层分布的构造背景、埋深、厚度、热演化程度，以及与石炭系烃源岩的关系，特别是实际钻井揭示的煤层含气情况，优选白家海凸起为煤岩气首选靶区。白家海凸起为一大型鼻状构造背景，邻近石炭系可靠烃源岩分布区，煤层埋深为1500～3500m，发育西山窑组和八道湾组两套煤层，厚度大于5m，Ro大于0.6%，煤岩为低阶煤，物性好，钻井均在煤层段呈现气测异常幅度大（高于10%）、曲线形态饱满的特征，表明煤层段含气性较好。煤层有出气井点，西山窑组和八道湾组煤层共试油6井6层，获气4井4层（彩504井、彩17井、彩512井、彩514井）。评价煤岩气有利面积为3030km2，预测资源量为8155×108m3，资源丰度为2.69×108m3/km2。

3.3.2 选层

白家海地区西山窑组和八道湾组两套煤层均稳定发育，通过对两套煤层的各项天然气地质条件对比分析，确定西山窑组煤岩为主要目的层。依据如下：一是埋深相对较浅。西山窑组埋深为1800～3600m，煤层在中下部分布，厚度为5～20m，煤层厚度大于10m的区有两个，面积分别为1020km2、2947km2；八道湾组埋深为2100～4000m，煤层在中下部发育，厚度为5～20m。二是西山窑组煤岩储集性能优于八道湾组，家探2井西山窑组和八道湾组煤岩孔隙度分别为8.76%、4.11%，自由流体饱和度分别为33.34%、2.78%；压汞曲线和孔喉分布情况均表明西山窑组煤岩孔隙结构好于八道湾组（图8、图9）。三是西山窑组煤岩储盖组合更好（图10、图11），西山窑组煤层上下泥岩层发育，而八道湾组煤层上下砂岩层发育。四是西山窑组具有大型地层圈闭背景。西山窑组煤层上倾尖灭点清晰，彩8井区、彩深1井区煤层缺失，凸起两侧断裂可靠，与西山窑组煤层尖灭线形成断层—地层复合圈闭背景，面积可达2600km2。

图8 家探2井煤层压汞曲线图Fig.8 Mercury injection curve of coal seam in Well Jiatan 2

图9 家探2井煤层孔喉分布图Fig.9 Pore throat distribution of coal seam in Well Jiatan 2

3.3.3 选点

按煤层埋深小于3500m，Ro>0.6%，断裂沟通石炭系烃源岩，处于裂缝发育带的标准，在白家海凸起圈定甜点区面积650km2，针对西山窑组煤岩优选彩31井断背斜构造部署水平井彩探1H井（图11），设计垂深为2400m、设计水平段长度为1200m，水平段方位角为350°，与最小水平主应力夹角为30°。彩探1H井有利条件如下：一是煤层厚度普遍大于6m，分布稳定，可确保水平段煤层的钻遇率及后期压裂提产；二是煤层上下泥岩顶底板厚度大，保存条件好；三是目标附近煤岩中有4口出气井点。彩504井、

图11 彩探1H井井位设计图Fig.11 Well location proposal of Well Caitan 1H

彩512井、彩514井在西山窑组煤层分别获得日产0.73×104m3、0.154×104m3和0.208×104m3的气流，彩17井在八道湾组获得日产0.887×104m3的气流；四是目标位于断背斜构造圈闭，有利于油气聚集成藏。

4 煤岩气的重大突破及其意义

4.1 煤岩气勘探重大发现

彩探1H井位于准噶尔盆地中央坳陷白家海凸起，其部署目的是探索煤岩气勘探新领域，攻关煤岩储层水平井+体积压裂提产新技术，验证煤岩气大面积成藏新模式。该井于2020年8月1日开钻，同年10月27日完钻，实际完钻井深为3556m（实际垂深为2385.84m），完钻层位为侏罗系西山窑组。

彩探1H井实际水平段长度为1000m，钻遇西山窑组煤层936m，煤层钻遇率为93.6%，在西山窑组见良好油气显示，气测全烃最高达987941×10-6，组分全，解释气层936m（图12）。采用冻胶造长缝+细分切割实现体积改造，12mm油嘴最高日产气5.7×104m3，8mm油嘴稳产2×104m3/d。在西山窑组煤岩储层首获工业气流，实现了提产目的。

图12 彩探1H井测井气测综合剖面图Fig.12 Comprehensive gas logging profile of Well Caitan 1H

彩探1H井试油快速见气并达高产工业产能，证实深埋煤岩储层富集规模游离气。煤岩既为烃源岩也为储层，煤岩中吸附气与游离气并存。预计彩探1H井初期以游离气为主，随着生产压差增加，后期降压吸附气解析，吸附气占比会逐渐增加，推测可长期稳产。

彩探1H井天然气甲烷碳同位素值为-30.25‰，乙烷碳同位素值为-25.91‰，干燥系数为0.97，反映形成于腐殖型母质，气源分析表明天然气主要来源于石炭系烃源岩，属于高—过成熟天然气。白家海凸起周缘西山窑组煤层的有利勘探面积为2430km2，估算天然气资源量为4860×108m3，具备大面积成藏的资源基础、构造背景和煤岩储层条件。

4.2 煤岩气勘探突破的意义

在地质认识上提出煤岩气这一全新的天然气资源类型，开辟了含煤盆地勘探新领域，为天然气勘探提供了新的找气方向，将为含煤盆地天然气勘探带来重要启示和深远影响。

（1）在工程技术上探索了煤岩气有效勘探开发技术。通过开展不同段簇组合、施工工艺和参数等对比试验，验证了常规煤层气增产工艺针对深层煤层改造具有造缝不充分、携砂困难、支撑剂运距短等局限性。探索深层煤岩气水平井压裂增产工艺技术，采用冻胶造长缝+细分切割技术实现体积改造，总共23级47簇压裂，压裂液用量为21986.6m3，加石英砂1840m3。采用12mm油嘴，套压为4.7MPa，日产气5.7×104m3，为煤岩气有效勘探开发积累了宝贵经验。

（2）在勘探实践上证实了准噶尔盆地煤岩气巨大的勘探潜力。传统意义的煤层气勘探深度小于1400m，以吸附气为主，依靠长期排水降压实现稳产，日产气普遍不足1×104m3。彩探1H井的突破证实了深部煤岩可作为天然气有效储层，将煤层的勘探深度至少拓展到3500m，预示着准噶尔盆地侏罗系八道湾组和西山窑组（分布面积10000km2）两套煤层可作为天然气勘探战略接替区，对新疆油田公司加快天然气发展具有重要意义。

5 结论

准噶尔盆地侏罗系煤层广覆式分布，煤岩气资源丰富，成藏条件好，具有巨大的勘探潜力。通过水平井及体积压裂可以实现较高的产量，加大压裂技术攻关有望获得更高产量。煤岩气在准噶尔盆地具备现实的增储上产潜力，在其他含煤盆地有很大的推广应用空间，特别是吐哈盆地侏罗系特征与准噶尔盆地非常相似，优选与采探1H井类似的目标钻探，有望实现突破。

煤岩气是一个全新的勘探领域，彩探1H井的突破仅仅是打开了勘探的一扇门，还有很多问题需要在今后的研究和勘探中探索解决。如煤岩气的定义和内涵一定会随着研究和勘探的深入进一步丰富完善；煤岩储层的微观特征、天然气驱替和运聚机理、成藏富集规律、非水基压裂进一步提高单井产量技术等方面的问题还需要在下一步勘探实践中深入研究。