陇东煤田侏罗系煤层气成藏主控因素与模式

2022-01-31朱志良高小明

岩性油气藏 2022年1期

朱志良，高小明

（甘肃煤田地质研究所，兰州 730000）

0 引言

随着国家炭达峰和炭中和目标的提出，煤层气作为绿色清洁能源，在推动国家工业绿色化、煤炭行业转型发展等方面发挥着重要的作用。研究煤层气成藏的主控因素和成藏模式有利于对富集规律的认识，从而指导有利区预测和靶区优选［1-2］，加快煤层气实现大产业化建设［3］。鄂尔多斯盆地沉积矿产丰富，其中煤层气资源7.26 万亿m3［4］，为国内煤层气地质资源量最丰富的含气盆地。前期学者在盆地东缘做了大量的煤层气科研地质工作，而西南缘的陇东地区的工作甚少。晋香兰［5］从全盆地的角度提出鄂尔多斯盆地侏罗系煤层气藏属于典型的单斜构造富气模式，气体的富集受地温、古构造应力、地下水动力联合控制；胡驰等［6］用灰色关联法分析了陇东合水地区的煤层含气量，认为地质构造和埋深是含气量变化的主要控制因素。贾建称等［7］论述了盆地西南缘侏罗纪—白垩纪的地层特征和判别标志，并建立了地层序列；叶博等［8］提出陇东演武地区侏罗系延安组油藏圈闭条件优越，油藏的形成分别为早白垩世末的充注成藏和晚白垩世以来构造抬升引起的油气二次运移成藏；根据李超等［9］、张晓辉等［10］、邵晓州等［11］、冯雪等［12］的研究，长庆油田对陇东地区三叠系延长组的油藏勘探程度较高，其中镇泾油田、华池油田、平凉北地区和庆阳油田均发育不同规模的油藏。陇东煤田中生界侏罗系煤层气地质资源量约5 117.5 亿m3，占甘肃省总煤层气资源的89.6%［13］。该区煤层气勘探工作处于起步阶段，缺乏煤层气成藏主控因素和模式的研究。

分析陇东煤田侏罗系煤储层特征、煤层气形成的源岩条件和储集能力，重点探讨气藏圈闭的封存条件，阐述气藏的形成模式及对应的气藏类型，通过对该区的煤层气地质条件综合评价，优选出有利富集区，以期为今后的勘探工作提供参考和指导。

1 区域概况

陇东煤田地处鄂尔多斯盆地的西南缘，位于甘肃省庆阳市、平凉市境内（图1），南北长215 km，东西宽160 km，面积约3.4 万km2［14］，蕴藏着丰富的煤炭及油气资源［15］，预测煤炭资源量约为1 600 亿t，占甘肃省煤炭资源量的96%［16］。煤系地层主要为中侏罗统延安组，区内煤层累计厚度大，埋深浅，有利于煤层气的富集成藏，含煤地层下伏三叠系延长组，岩性主要为砾岩、砂岩、粉砂岩、砂质泥岩及泥岩互层，间夹黑色页岩、含油页岩，富含植物化石及煤线，其中的砂岩常为储油层［17］。

图1 陇东煤田地理位置（a）及侏罗系综合柱状图（b）Fig.1 Geographic location（a）and stratigraphic column of Jurassic（b）in Longdong coalfield

2 煤层气储层特征

2.1 煤层分布

陇东煤田侏罗系延安组沉积时古构造及古地形的差异导致煤田内不同地区煤层层数、厚度分布的差异（表1），表1 中A—T 所代表区块见图1。研究区西缘可采煤层层数多、分布面积广、横向较稳定；中部煤层埋深大；东缘局部含较薄的可采煤层；南缘发育厚煤层，储量大，厚度变化也大。煤层整体表现出由北向南变厚的特征。

表1 陇东煤田不同勘查区煤层特征Table 1 Coal seam characteristics of different exploration areas in Longdong coalfield

2.2 煤岩与煤级

煤类的不同影响其生烃能力，主要决定因素为煤岩组分和变质程度［18］。区内可采煤层宏观煤岩类型以均一状暗煤为主，夹有中—细条带的亮煤或镜煤。各区块显微煤岩特征基本相似，镜质组体积分数为40.60%～60.93%，平均为53.38%；惰质组体积分数为24.29%～48.27%，平均为34.69%；壳质组体积分数为2.12%～2.43%，平均为2.18%；煤的镜质体反射率（Ro）为0.59%～0.83%，演化程度低，以低阶煤为主。西缘逆冲断裂带以长焰煤为主；东部庆阳单斜以不粘煤为主，弱粘煤次之。区内燕山期以来未见岩浆岩活动，煤的演化以深成变质作用为主。

2.3 煤层含气性

陇东煤田煤的Langmuir 体积为2.72～33.90 m3/t，平均为13.00 m3/t；Langmuir 压力为0.99～6.26 MPa，平均为3.15 MPa（图2）。煤层对甲烷的吸附能力强，Langmuir 压力较高，易于煤层气的解吸。统计发现，东南缘煤储层吸附性和解吸性要高于西缘。

图2 陇东煤田延安组煤样甲烷等温吸附曲线Fig.2 Methane isothermal adsorption curves of coal samples of Yan’an Formation in Longdong coalfield

研究区煤储层临界解吸压力为0.42～2.25 MPa，平均为0.88 MPa；煤层气甲烷（CH4）浓度为72.31%～94.01%，平均为84.50%；含气饱和度较低，为12%～51%，平均为34%（表2）。

表2 陇东煤田延安组煤等温吸附参数及含气性统计Table 2 Isothermal adsorption parameters and gas-bearing properties of coal samples of Yan’an Formation in Longdong coalfield

2.4 煤层物性

研究区的测试数据显示，煤样孔隙度为3.90%～11.50%，平均为7.40%；渗透率为0.07～3.89 mD，平均为0.99 mD；扫描电镜观察显示，煤层有机质内孔隙和气孔较发育，以小孔和微孔为主，植物细胞残留孔隙所占比例高达35%，孔隙间连通性好。镜煤中裂隙发育，裂隙呈开启状态，少许裂隙中充填碳酸盐矿物。物性特征表明，区内煤层渗流通道发育较好，有利于煤层气运移产出。

3 成藏主控因素

基于陇东地区煤炭勘查钻孔资料及33 个煤层气井试井及煤样测试资料，结合钻探、水文数据，认为煤层气的富集主要受控于以下因素。

3.1 生烃能力

前期研究表明，煤的3 组显微组分产烃类气体能力各不相同（图3），总的趋势是壳质组＞镜质组＞惰性组［19］。陇东地区煤以镜质组为主（平均为53.38%），是煤层气生成的主要贡献者，主要为长焰煤，变质程度低，生烃能力较差，但其中变质程度更低的褐煤所对应的生烃潜力也远超其煤层的自生储气能力，因此认为决定煤层含气量的主要因素是储气能力与保存条件。

图3 煤岩显微组分的生烃能力［9］Fig.3 Hydrocarbon generation capacity of coalrocks maceral

3.2 保存条件

地质构造、煤层埋深、沉积特征和水文条件等因素影响煤层气的封存条件和富集程度［20-21］。

3.2.1 构造条件

陇东地区横跨鄂尔多斯西南缘4 个构造单元（图4）：西缘逆冲断褶构造带、天环坳陷、伊陕斜坡和渭北隆起［22］。

图4 鄂尔多斯盆地西南缘构造单元划分Fig.4 Structural units of the southwestern margin of Ordos Basin

西缘逆冲断褶构造带由3 条近南北向逆冲压性大断裂组成：沙井子—彭阳断褶带、青龙山—固原断褶带和甜水堡—平凉断褶带；均为压性逆断层，断裂面为透气性较差的泥岩充填，密闭性能好；断距为几米到几百米，内部常伴生断鼻构造、断块半背斜等次级构造，保存条件较差，如环县沙井子矿区的X1508 井，煤心现场解吸气含量只有2.88 m3/t。

天环坳陷涵盖研究区中部和东部，以简单的向斜构造为主，西翼陡而东翼缓，发育褶皱和少量的鼻状构造。向斜的两翼煤层尖灭且被致密泥岩盖层封闭，形成气藏圈闭；轴部由于埋深增加、上覆围压、构造应力集中等，所受压力异常高，是煤层气富集程度最高的区域。宁县九龙川井田的NZ311、NZ614、泾川荔堡X3804 井位于向斜斜坡鼻状构造单元，现场解吸气含量可达5.54～7.67 m3/t，向斜斜坡带亦为富集成藏的“甜点区”。

伊陕斜坡在区内为西倾的单斜，而环县、华池、合水及庆城以东均位于该单斜的构造高地，煤层发育差，子午岭一带隆起可采煤层仅在局部低洼地带发育，部分受到基底隆起影响，盖层后期被剥蚀。南部存在一定程度的隆起，形成近东西向相间分布的隆起带及坳陷带，呈南翘北倾形态，褶皱构造影响到煤层气的富集。华亭、平凉、崇信等地煤层稳定，厚度大，但喜山期数组近东西向的正断层对煤层气藏的破坏作用强烈，煤层顶板之上的裂隙和断裂成为气体的逸散通道，周边井田（赤城、周寨、新窑、华亭矿区等）煤层含气量在1 m3/t以下。

3.2.2 埋藏深度

随着煤层埋深增加，一方面上覆地层压力增大，煤吸附气体能力增强；另一方面煤的渗透性降低，保存条件变好［23］。陇东地区煤层气随埋深增加总体呈现出先增加（如图5 蓝线所示）后降低（如图5红线所示）的趋势，具有“临界深度”特征［24］。

图5 陇东煤田延安组煤层埋深与含气量关系Fig.5 Relationship between buried depth and gas content of coal seams of Yan’an Formation in Longdong coalfield

不同的构造分区埋深控藏作用有差异，天环坳陷和伊陕斜坡局部富煤区，含气量变化表现出最佳深度的特点，而南部渭北隆起带与西缘逆冲断褶构造带受埋深影响较小。如宁正矿区和灵台矿区煤层含气量与埋深呈良好的线性关系，但超过临界埋深后，不再呈简单的线性关系。宁中勘查区九龙川井田的4 个煤层气参数井显示，埋深浅于1 150 m 的煤层含气量增加迅速，变化梯度为每百米2.25 m3/t；埋深超过1 150 m，煤层含气量增加缓慢，变化梯度为每百米0.35 m3/t。在灵台矿区、沙井子矿区也有相似的变化趋势，但在华亭矿区、新窑矿区、赤城矿区由于张性正断层裙带发育，封盖层大范围遭到断裂带的破坏，气体逸散严重，含气量与埋深无关。

3.2.3 沉积环境

沉积作用很大程度上决定了煤层与围岩之间的配置组合、盖层的岩性、岩相及空间展布，进而影响着煤层气的保存条件；不同沉积体系对煤储层的封盖能力差异明显，良好的煤储层+盖层组合条件对煤层气的富集十分重要［25］。陇东煤田延安组形成于冲积扇、河流、湖泊三角洲和湖泊等沉积环境［26］（图6）。

图6 陇东煤田中侏罗世沉积古地理图Fig.6 Sedimentary paleogeographic map of Middle Jurassic in Longdong coalfield

延安组沉积期西部基底隆起为高地，大气降水及地表水汇集形成河流，河流沉积向东或东北逐步推进，在该区西部的南北两侧发育冲积扇，中部零星发育陆相湖泊，在华池、正宁以东演变为湖泊三角洲，最终在陕西境内形成湖泊相；天然堤限定下的岸后泛滥平原（或盆地）是煤系泥岩的形成环境。

泥岩厚度受物源环境控制。北部物源补给更丰富，环县以西，甜水堡向北一带，泥岩厚度普遍大于50 m；中部，庆城—泾川—华亭一带，泥岩厚度为10～50 m。由于水动力弱，使得延安期充填物多为泥岩、粉砂质泥岩、粉砂岩等细粒沉积物，封盖性能强，为后期生成的煤层气保存提供了天然屏障。

受区域性构造沉降及气候影响，延安组沉积期泛滥平原大面积沼泽化，为煤的形成提供了理想环境。后期构造的持续调整，使得海平面升降变迁，而差异性压实作用的叠加，造就了煤层在垂向上结构的复杂性；古地形控制着煤层在平面上的赋存范围。综上分析可知，煤层顶板（气藏）是否具有有效的保护盖层就显得尤为重要。

3.2.4 水文地质条件

煤层气成藏过程中气体的运移、散失、保存与富集，与其所处的水文地质环境密切相关，主要表现为水力运移逸散、水力封闭和水力封堵等3 个方面的控制作用［27-28］。结合构造形态及水文地质资料，认为陇东煤层气藏局部受到水力封堵和封闭的控气作用。

盆地整体为东西向不对称的向斜，东翼缓西翼陡，向斜轴部靠近西侧，且为隐伏煤田，地表被巨厚的第四系黄土层覆盖。对煤层有影响的含水层为中侏罗统直罗组、延安组中上部（煤8 层顶板以上）砂岩复合承压含水层，中间以安定组—直罗组相对隔水层相隔，煤系下部为富县组—三叠系上部相对隔水层。裂隙、孔隙潜水涌水量一般为100～300 m3/d，随季节变化，裂隙承压水矿化度较高，属于弱富水性到中等富水性含水层。

宁中勘查区抽水试验结果显示：煤系水矿化度为2.698～17.463 g/L，水化学类型主要为SO4-Na 和SO4-Cl-Na 型。区内承压水头标高达1 000 m，地下水与地表水径流方向基本一致，均为周围区域（东、北、西区域）向马莲河与泾河交汇处流动，水动力为弱交替区带。

从含水层、隔水层分布来看，延安组煤层本身属于弱含水层，其上下被良好的隔水层与相对强的含水层相隔，不存在与强含水层沟通现象，煤系具有较好的煤层气保存条件。

在盆地东部，向斜东翼局部地层剥蚀严重，后期沉积的含水层与煤系呈不整合接触，煤层从露头接受补给，顺层从浅部渗流至深部，在压差驱使下与向上扩散的气体形成气水界面，封堵性质的水文地质条件有利于煤层气的保存。

盆地西部的逆冲断层带为压性逆掩断层，不导水且为隔水边界，区域水文地质条件简单，水力封闭控气深度在1 200 m左右，气水连通性较差，有利于煤层气相对富集。

3.3 后期次生生物气补充

生物成因气包括早期（原生）生物成因煤层气与晚期（次生）生物成因煤层气［29］，在合适的pH 值、矿物离子组分、矿化度等条件下，烃源岩及其产物经过构造抬升再次进入微生物作用带内，沉积有机质被微生物作用而产气［30-31］。区内东部合水、华池、庆阳一带，在燕山运动第2 幕以后地层抬升，延安组地层接受不同程度剥蚀，两翼煤层被抬升至浅部，为次生生物气的形成提供了地质条件。

盆地东部抬升，使得延安组早期煤化作用生成的煤层原生气大部分逸散。此时的地层温度适中，微生物在还原条件下作用于煤层，生成的次生生物气造成局部煤层气富集。

4 富集成藏模式

通过对陇东地区的沉积、埋深、构造、水文等地质条件相互作用的分析［32］，结合生、储、盖（保存条件）及后期次生气源的补充等配置关系的研究［33-34］，划分出该区4 种煤层气富集成藏模式（图7）。

图7 陇东煤田侏罗系煤层气成藏模式Fig.7 Accumulation models of Jurassic coalbed methane in Longdong coalfield

（1）盆地中心超压气藏。研究区中部泾川南部—镇原东部—西峰—庆城—环县东部为天环坳陷带，煤层形成于河流相、三角洲平原环境，顶板为致密泥岩，厚度多超过10 m，处于盆地中心，埋深多超过1 300 m，超压的封闭体系使得煤层含气量增大（盆地中心延安组平均压力系数为1.35，压力梯度为0.215 MPa），造成煤层气在盆地中心富集成藏。

（2）逆断层-岩性封堵气藏。西部沙井子矿区发育南北向的逆冲断层带，断层封闭作用明显，延安组河流相细砂岩相对发育，为游离气富集提供了地质条件，在煤层上部岩性和构造遮挡区富集形成常规气藏。

（3）构造高点-岩性圈闭气藏。东部处于庆阳单斜构造带，次级褶皱发育，在灵台南—正宁南—宁县南部区，延安组主要形成于泛滥平原环境，储盖配置关系好，煤层顶板发育20 m 以上的泥岩，后期改造程度弱，整体封盖性能好，煤层含气量为1～10 m3/t，在鼻状构造、次级背斜等单斜上倾方向高部位，局部构造高点成为煤层气优先富集的场所。

（4）水力封堵次生生物气藏。东部宁县南—正宁南—华池西部一带煤层厚度变薄，甚至无煤层赋存，为后期抬升剥蚀所致。在局部残留较厚、温度适中水文地质条件的浅煤层中，在上覆白垩系巨厚含水层水力封堵下，次生生物气在浅部煤层中富集。如灵台百里南B2001 井，主煤层埋深500 m，含气量达到5 m3/t，展示了区内煤层抬升背景下次生气富集特征。

依据不同成藏模式，结合区内煤层赋存特征、煤储层特征、含气性特征和保存条件等，筛选出3类7 个主要影响因素作为评价指标（表3），其中储层条件包括Langmuir 体积、渗透率、饱和度，资源条件包括煤层厚度、煤层含气量，保存条件包括构造复杂程度、煤层倾角。采用多层次模糊数学对研究区的煤层气地质条件进行了综合评价。

表3 陇东煤田延安组有利区煤储层参数Table 3 Coal reservoir parameters of Yan’an Formation in favorable areas of Longdong coalfield

宁县九龙川、泾川高平、环县沙井子为3 个有利目标区（图4）。宁中九龙川主力煤层总厚为10～30 m，埋深为1 050～1 250 m，煤层平缓，含气量为2～10 m3/t，面积为600 km2。泾川高平区块煤厚5～20 m，不粘煤，埋深为850～1 300 m，煤层倾角多小于8°，含气量为2～8 m3/t，面积为100 km2。环县沙井子区块煤厚为5～20 m，长焰煤，埋深为400～1 200 m，煤层倾角平均为45°，含气量为1～5 m3/t，面积为820 km2。

综上所述，陇东地区的煤层横向分布稳定，垂向层数多，变化快，勘探重点应选择高含气厚煤带区域，在煤层平缓、渗透性好的含气层，可考虑水平井或者直井射孔压裂，若煤层较厚，建议在套管内定点射孔压裂，防止塌孔，提高稳定性。