澳大利亚苏拉特盆地Surat区块低煤阶煤层定量表征与区带划分优选

崔泽宏 苏朋辉 刘玲莉 李 铭 王建俊

（中国石油勘探开发研究院）

0 引言

苏拉特盆地位于澳大利亚东部，为中生代大型克拉通盆地。盆地构造相对简单，整体上为近南北向宽缓的向斜。盆地内部主要发育三叠系—白垩系，最大沉积厚度为2500m，其中中侏罗统Injune Creek群Walloon亚群煤系地层蕴藏丰富的煤层气资源，煤层属于低煤阶。2015年以来，苏拉特盆地煤层气产业迅猛发展，至2019年苏拉特盆地2P（证实与概算）剩余储量约8100×108m3，年产量达315×108m3[1-2]，已成为澳大利亚东部LNG设施投产的重要基地。Surat区块位于苏拉特盆地东部，目前开发程度仍然较低，本文以岩心实验、DST测试为基础，定量表征煤层参数空间分布规律，结合煤层构造部位、水文地质特征，揭示Surat区块煤层地质特征差异。根据研究区煤层地质特征差异性开展区带划分和有利区带优选，为研究区煤层气选区提供指导，以实现经济开发。

1 区域地质特征

苏拉特盆地面积约30×104km2，盆地一级构造单元分为中央坳陷带、东部斜坡带与西部斜坡带[3-4]。Surat区块构造上横跨苏拉特盆地中央坳陷带和东部斜坡带（图1左），构造上整体呈现为西低、东高的构造形态。苏拉特盆地煤系地层位于中侏罗统Injune Creek群Walloon亚群，自上而下划分为Juandah和Taroom两套煤层组（图1右），Walloon亚群煤系地层顶底纵向跨度为350～400m，属于巨厚煤系地层。煤系地层以曲流河—湖泊相沉积为主，根据旋回对比划分，上部Juandah煤层组可分为Kogan、Macalister、Wambo和Argyle 4个次煤层组，下部Taroom煤层组可分为Upper Taroom和Condamine两个次煤层组[5]。每个次煤层组内部又可细分为若干个单煤层，单煤层数量达40个以上，单煤层厚度介于0.1～4.2m，其中单层厚度大于2m的煤层主要集中在Taroom煤层组。发育完整的Walloon亚群煤层厚度主要介于25～40m，隔夹层岩性主要为低孔低渗砂岩、粉砂岩、泥岩。

图1 苏拉特盆地Surat区块位置图（左）与煤系地层综合柱状图（右）Fig.1 Location of Surat block in Surat Basin (left) and comprehensive stratigraphic column of coal measure strata (right)

Walloon亚群煤系地层内部含有多期纵向叠置河道砂岩，沉积粒度普遍偏细。岩心实验研究成果表明，煤系地层中部分砂岩和粉砂岩层段蕴藏煤成气资源，但因较低渗透性限制了其产能[6]。

苏拉特盆地地质时期经历一次简单的沉降—抬升过程（图2）[7]，盆地经过晚三叠世的准平原化作用后，开始稳定的沉积、沉降阶段，中侏罗世发育Walloon亚群巨厚煤系地层；晚侏罗世—早白垩世，盆地持续沉积、沉降，至早白垩世末，盆地达到最大沉降量；晚白垩世至第四纪，苏拉特盆地构造变形主要以挠曲变形为主，盆地经历大规模构造抬升，古近系—新近系几乎无沉积，早期的侏罗系、白垩系在盆地东部边缘遭受剥蚀并出露地表，盆地内部形成了一系列背斜构造。

图2 苏拉特盆地中侏罗统煤系地层地质演化剖面（地质测线见图1）Fig.2 Geological evolution profile of the Middle Jurassic coal measure strata in Surat Basin(survey line location is in Fig.1)

苏拉特盆地中侏罗统Walloon亚群煤层属于典型低煤阶，镜质组反射率介于0.35%～0.6%[8]。由于研究区处于构造高部位、埋藏浅，煤岩演化基本处于低成熟状态，煤层气以生物成因为主，热成因为辅[9]。煤层显微组分以镜质组为主[10-11]，其中镜质组平均含量为75.4%，壳质组平均含量为22.5%，惰质组平均含量为2.1%，煤质较好，具备良好的产气和吸附能力。

2 煤层关键参数定量表征

2.1 煤层构造与埋深

Surat区块位于苏拉特盆地东缘，沿盆地构造走向呈现一狭长条带，构造上位于宽缓向斜的东翼构造高部位。区块内部构造形态简单，构造东高西低，地层平缓（地层倾角为2°～3°），研究区东部边缘受构造抬升遭受剥蚀，剥蚀区域煤层出露地表或局部被第四系覆盖。剥蚀线以东为煤系地层剥蚀区域（图3），由于煤系地层厚度大、地层倾角小，故剥蚀区面积相对较大，约占区块含煤面积45%左右。研究区断层较少且规模小，个别断层最大断距达到108m左右。煤层构造对煤层气解吸、运移和扩散仍具有较强的控制作用[12-13]，由于研究区构造部位高，为低煤阶高渗煤层气运聚成藏提供了良好的构造条件。

在地表起伏不大的情况下，煤层埋深近乎反映煤层的构造趋势。通过三维地质模型的构造层面与地形海拔层面作减法即可得到煤层埋深图。以Walloon亚群煤系地层底界埋深为参照，研究区煤系地层底界埋深主要集中在400～600m（图3），底界最大埋深接近920m。相对该盆地其他煤层气开发区域，研究区煤层埋深相对较浅，处于中、浅埋深区域。

图3 苏拉特盆地Surat区块Walloon亚群煤系地层底界埋深与煤层厚度分布图Fig.3 Burial depth of Walloon coal measure strata and cumulative thickness of coal seams in Surat block in Surat Basin

2.2 煤层厚度展布

研究区已有超2500口煤层气钻井数据，测井系列涵盖最基本的伽马、密度和井径曲线，为煤层识别和厚度解释提供了基础。基于标准化的密度曲线和伽马测井曲线，结合岩心校验，建立单井Walloon亚群煤系地层测井解释图版。基于单井煤层测井解释，构建煤相空间展布模型，即得到Walloon亚群煤层厚度分布图（图3）。从图3可以看出，剥蚀区内煤层厚度自西向东逐渐减薄，向盆地边缘方向煤层逐渐剥蚀直至尖灭，局部剥蚀区域被20～110m的第四系覆盖；煤层厚度大于20m的区域主要位于Surat区块西部，即构造剥蚀线以西，区块内单井煤层最大厚度为42m。

2.3 煤层含气量与渗透率定量表征

为了清晰表征煤层参数变化规律，开展了煤层岩心实验分析和煤层段DST测试试井解释分析。

以取心井岩心实验分析为基础，对Walloon亚群煤系地层Juandah 和Taroom两套煤层组煤层干燥无灰基含气量数据进行整理和分析。通过数据质量控制，剔除部分样品密度大于1.8g/cm3的差煤、碳质泥岩等样品数据，对煤矿和断层附近区域（距离小于500m）采样数据也进行剔除，将筛选后的数据样品分层组建立煤层干燥无灰基含气量与埋深趋势关系（图4）。从图4可以看出，随煤层埋深增大，煤层干燥无灰基含气量也逐渐增大，二者趋势呈对数关系。尽管煤层含气量与埋深呈现一定趋势关系，但受煤层非均质性影响，处于相同埋深范围的煤层含气量变化仍然较大。为了定量表征煤层含气量变化区域，制作了煤层干燥无灰基含气量与埋深的3类趋势线P10、P50和P90，即分别对应高、中、低含气量的3种表征模型。Juandah煤层组P10、P90趋势线相对P50趋势线标准偏差为1.83，从含气量P50趋势线上看，研究区Juandah煤层组煤层埋深为50～780m区域内，煤层干燥无灰基含气量介于1.0～6.9m3/t；Taroom 煤层组P10、P90趋势线相对P50趋势线标准偏差为1.96，从含气量P50趋势线上看，研究区Taroom煤层组煤层埋深为50～920m区域内，煤层干燥无灰基含气量介于1.0～6.5m3/t。

图4 苏拉特盆地Surat区块及邻区Juandah和Taroom煤层组煤层干燥无灰基含气量与埋深关系图Fig.4 Relationship between dry ash-free gas content and burial depth of Juandah & Taroom coal seams in Surat block and the adjacent area in Surat Basin

Walloon亚群煤层渗透率获取主要是基于DST测试分析得来的，DST测试依靠地层流体的产出流动和压力恢复的过程求取地层参数。根据DST测试获得地层参数，利用试井解释方法可求取煤层渗透率[14]。基于研究区545个煤层段渗透率数据，分层组建立煤层渗透率与埋深变化的指数趋势关系图版（图5），煤层渗透率变化范围较大，从0.1mD到几达西均有分布。

图5 苏拉特盆地Surat区块及邻区Juandah和Taroom煤层组煤层渗透率与埋深关系图Fig.5 Relationship between permeability and burial depth of Juandah & Taroom coal seams in Surat block and the adjacent area in Surat Basin

煤层渗透率受上覆地层垂向应力控制较为明显，随着煤层埋深增加，煤层的垂向应力也逐渐增大，煤层渗透率逐渐降低，但是同一埋藏范围内，煤层非均质性较强，煤层渗透率变化范围较大（图5）。从两套煤层组纵向对比来看，同一埋藏深度范围内，Taroom煤层组煤层渗透性总体好于上部Juandah煤层组，这可能缘于Taroom煤层组单煤层厚度较大、平面连续性好的原因。

研究区于2005年投入开发，目前约70%的井已进入产气递减期。煤层气田开发井型主要采用直井开发，煤层段通过扩孔下入割缝筛管生产，早期分层组两套井网开发（Juandah煤层组和Taroom煤层组），后期改为两套层组合采，单井峰值产气量主要介于（0.5～6）×104m3/d。一般来说，通过已开发煤层气田历史拟合获得的煤层气田渗透率更具有相对的可靠性[15-16]，根据重点开发区域单井历史生产数据拟合得到两套开发层组煤层渗透率主体介于20～1000mD，与DST测试获得的渗透率变化趋势有很好的匹配关系（图5）。

基于井点含气量和渗透率解释成果，以煤层埋深作为约束参数，建立煤层干燥无灰基含气量和渗透率属性模型。基于三维地质模型，形成Juandah+Taroom煤层组煤层干燥无灰基含气量和渗透率平面分布图（图6）。从平面上看，受埋深控制，自西南向东北方向，Juandah+Taroom煤层组煤层干燥无灰基含气量逐渐降低（图6左），煤层干燥无灰基含气量介于2～7m3/t（埋深150m以浅风化壳煤层不作统计）；自西南向东北方向，Juandah+Taroom煤层组煤层渗透率逐渐增高（图6右），研究区煤层渗透率介于10～700mD（埋深150m以浅风化壳煤层不作统计）。

图6 苏拉特盆地Surat区块Juandah+Taroom煤层组煤层干燥无灰基含气量分布图（左）与渗透率分布图（右）Fig.6 Distribution of dry ash-free gas content (left) and permeability (right) of Juandah+Taroom coal seams in Surat block in Surat Basin

煤层灰分和水分是衡量煤质的一项重要指标，且实验测试简单，Juandah煤层组和Taroom煤层组煤层灰分介于25%～32%，平均灰分含量为28%；两套煤层组煤层水分主要介于5.5%～6.5%。

2.4 煤层水动力条件

苏拉特盆地属于大自流盆地，地下水流动方向与煤系地层倾向基本一致，即水流方向自东北向西南沿地层倾斜方向渗流，补给区主要通过大气降水向煤层出露区进行补给。由于煤层地下水流动方向与煤层气运移、扩散方向相反，从而对煤层气侧向逸散起到良好的封闭作用。另外，由于地层倾角较小，邻近补给区地下水径流强度相对较弱，较弱的水动力条件对煤层气藏保存同样构成有利条件。从盆地边缘到腹部，煤层水矿化度增大，地下水阴离子含量由以HCO3-为主转变为以Cl-为主（图7）。由于地下水与地表水连通性好，邻近补给区煤层水盐度低，为细菌生长提供了适宜的环境，大量细菌生长繁殖，且水流方向有利于甲烷菌携入煤层生成甲烷，进一步提高煤层含气量。

图7 苏拉特盆地东缘水动力剖面示意图Fig.7 Generalized hydrodynamic profile of the eastern margin of Surat Basin

3 区带划分与优选

与常规油气藏相比，煤层气藏属于大面积连续分布的非常规气藏。煤层气藏特殊性在于，分布面积广大，但平面煤层气富集主控因素和产能差异显著[16-22]。以一个盆地或构造单元为研究对象，哪里煤层气最为富集，哪里既是煤层气富集区又是高产区，一直以来是中外学者讨论的议题。煤层构造部位、煤层渗透率、煤层含气量、煤层封闭保存条件和煤层水动力条件是评价煤层气选区主要因素[23-29]，其中煤层厚度和含气量是衡量煤层气丰度重要指标，煤层渗透率则是评价煤层气可采性重要参数，煤层厚度、含气量和渗透率是表征煤层气富集高产的主要参数[29-31]。

基于二维地震构造解释、煤层测井解释、岩心含气量和试井解释渗透率数据，引入地表海拔等地理信息，建立煤层气藏三维精细地质模型，构建研究区Walloon亚群巨厚煤系地层煤相分布模型、埋深模型和煤层含气量、渗透率模型。通过三维精细地质模型精细表征，Surat区块煤层特征在空间具有明显差异性：（1）研究区地层倾角介于2°～3°，由西南向东北方向，煤系地层上部逐步被剥蚀，由盆地内部向盆地边缘方向煤层厚度差异变化大（图3）；（2）煤系地层纵向跨度大，煤层含气量和渗透率差异变化大（图4、图5），由西南向东北方向，煤层含气量和渗透率呈明显差异变化（图6）；（3）研究区处于不同构造部位和水动力条件，由西南向东北方向，构造由稳定区转变为剥蚀区，东缘剥蚀区接受一定程度大气降水补给。

根据煤层发育构造部位、厚度展布、煤层含气量、渗透率分布特征，结合水动力条件，剖析研究区地质特征差异性，以已开发优质资源区作为类比刻度区，按优、劣次序开展区带划分和优选，指导煤层气地质评价选区和开发部署，技术流程如图8所示。

图8 苏拉特盆地Surat区块区带划分与有利区带优选技术流程图Fig.8 Flow chart of CBM exploration zone classification and favorable area selection in Surat block in Surat Basin

通过上述研究技术流程，基于Surat区块煤层地质特征差异，研究区平面上划分为3类区带（图9），基于三维地质模型，形成了研究区不同区带煤层气藏地质剖面（图10）。

图9 苏拉特盆地Surat区块煤层气储层区带划分图Fig.9 CBM exploration zone classification in Surat block in Surat Basin

图10 苏拉特盆地Surat区块Ⅰ—Ⅲ类区带剖面图（测线位置见图9）Fig.10 Geological section of Class I-III zone in Surat block in Surat Basin (survey line location is in Fig.9)

3.1 Ⅰ类区带

以已开发优质资源区作为类比刻度区预测Ⅰ类区带，刻度区类比包括煤层厚度、干燥无灰基含气量、渗透率3项参数，同时参考已开发气田，平面上避开剥蚀区域，进而圈定与刻度区地质条件相似的Ⅰ类有利区带。刻度区主要煤层条件如表1所示，以刻度区煤层参数下限值作为标准开展Ⅰ类区带预测，即煤层厚度大于等于18m、煤层渗透率大于等于20mD、煤层干燥无灰基含气量大于等于3.8m3/t、构造毗邻剥蚀区、较弱的地下水径流强度作为Ⅰ类区带预测标准。

表1 苏拉特盆地东缘刻度区煤层地质特征参数表Table 1 Geological parameters of coal seam reservoirs in the scale area on the eastern margin of Surat Basin

根据Ⅰ类区带优选结果（图9），Ⅰ类区带属于煤层气富集高产的有利区域，具有无比优越的地质条件，主要表现为：（1）Ⅰ类区带位于斜坡带构造高部位，即紧邻剥蚀区下倾构造方向，煤层保存完整，煤层厚度为18～40m，平均厚度为26m，煤层干燥无灰基含气量为3.8～6.5m3/t，含气储量丰度大；（2）Ⅰ类区带相对较浅，煤层气藏埋藏中深为280～580m（煤层埋深大于等于150m），煤层具有较高的渗透率，煤层渗透率为20～550mD，其物性略好于美国圣胡安盆地煤层气有利区带和粉河盆地高产区[32-33]，具备良好的商业开发价值；（3）从水文地质和保存条件来看，Ⅰ类区带属于弱径流区，水动力较弱，侧向上可形成水动力封堵[4，23]，具备良好的水动力封闭条件。煤层水为NaCl和NaHCO3混合型水。

3.2 Ⅱ类区带

Ⅱ类区带主要位于Ⅰ类区带上倾构造方向，主要位于内剥蚀区域，煤系地层厚度相对较大。由于Ⅱ类区带埋藏较浅，具有较高渗透率，故将煤层厚度作为Ⅱ类区带优选和划分的主要依据。从煤层厚度分布图可以看出（图3），剥蚀区内煤层厚度介于0～20m，从构造剥蚀线向东北方向过渡，煤层厚度逐渐减薄，直至尖灭。由于地层倾角小，煤系地层厚度大，煤层众多，即使部分区域顶部煤层遭受剥蚀，但仍残留一定厚度规模的煤层。以煤层厚度为标准，将邻近Ⅰ类区带且厚度大于8m的煤层区域划分为Ⅱ类区带。

由于Ⅱ类区带煤层埋藏浅，煤层气藏埋藏中深为200～300m（煤层埋深大于等于150m），考虑到开发钻井井身结构（表套下深150m）和风化壳浅层含气量低的特点，故开发可动用煤层限制埋深大于等于150m范围，煤层厚度为8～20m，煤层干燥无灰基含气量为2.8～4.2m3/t，平均为3.6m3/t，煤层渗透率为500～900mD，平均为680mD。该区带虽然煤层厚度较薄、含气量低，但煤层具有较好的渗透性，仍具有较好的开发价值。

从水文地质上看，虽然Ⅱ类区带主要位于剥蚀区内，但考虑到煤层气开发埋深大于等于150m范围，根据地层倾斜角度，推算Ⅱ类区带开发煤层段距离侧向煤层出露区至少3km左右，推断地下水动力强度仍处于弱补给区。该区带Walloon亚群煤层水样分析表明[34]，该区带为NaHCO3型水，属于大陆环境下形成的水型，pH值为7.84～8.54，适宜甲烷菌生长，利于产生次生生物气。

3.3 Ⅲ类区带

Ⅲ类区带位于Surat区块构造低部位，煤层厚度大，煤层埋藏较深（最深为920m），渗透率相对较低，故Ⅲ类区带划分主要以渗透率作为标准，将渗透率小于20mD作为与Ⅰ类区带的分隔界线。基于划分结果，Ⅲ类区带煤层气藏埋藏中深为550～740m（煤层埋深大于等于150m），煤层厚度为18～41m，平均厚度为27m，煤层干燥无灰基含气量为4.8～7.8m3/t，平均为6.5m3/t，煤层渗透率为0.1～20mD，平均为5mD。从煤层参数上可以看出，Ⅲ类区带是研究区煤层气最为富集区带，但由于煤层埋藏相对较深，渗透率较低，评价井试气产能差于Ⅰ类区带开发气田。从水文地质条件看，Ⅲ类区带远离补给区，属于弱径流—承压区。

综上所述，Ⅰ类区带位于斜坡带构造高部位，煤层保存完整，厚度较大，具有较高渗透率和含气量，处于煤层渗透率和含气量优势叠合带，控制煤层气富集和高产；Ⅱ类区带主要位于斜坡带构造内剥蚀区，煤层厚度较小、含气量较低，渗透率较高，为煤层气富集的低丰度区；Ⅲ类区带位于斜坡带构造低部位，煤层厚度大，含气量高，但渗透率较低，为煤层气聚集高丰度低产区。根据研究区3个区带地质特征比较（表2），Ⅰ类区带兼具煤层气高丰度和煤层高渗透率，为开发部署的有利区带，可作为产能建设和增产的有利区域；Ⅱ类区带虽含气丰度较低，但煤层高渗，可作为Ⅰ类区带开发中后期产能的接替补充；Ⅲ类区带虽含气丰度较高，但煤层相对低渗，作为后备潜力区，可考虑小井距开发，实现产量提升。

表2 苏拉特盆地Surat区块区带划分与煤层参数特征表Table 2 Geological parameters of coal seam reservoir and CBM exploration zone classification in Surat block in Surat Basin

4 结论

（1）研究区煤系地层单煤层多、薄，纵向煤层跨度大导致煤层含气量和渗透率变化差异大，随埋深增加，含气量逐渐减小，渗透率逐渐增大。受地质演化史控制，研究区横向上煤层厚度变化大，研究区东部受构造剥蚀影响，煤系地层上部煤层遭受不同程度剥蚀，由内剥蚀区向外剥蚀区方向，煤层厚度逐渐减薄直至尖灭。

（2）基于地质特征差异性刻画，将研究区划分为3类区带：Ⅰ类区带位于斜坡带构造高部位，煤系地层保存完整，煤层厚度较大，具有较高渗透率和含气量，处于煤层渗透率和含气量有利叠合区，为煤层气富集高产和运聚的有利区带；Ⅱ类区带主体区域位于斜坡带顶部内剥蚀区，煤层厚度较薄，含气量相对较低，但煤层埋藏浅且具有较高渗透性，为开发潜力区域，浅层水体活跃程度仍是下一步研究工作重点；Ⅲ类区带为斜坡带构造低部位，含气丰度大，但煤层渗透性相对较差，为煤层气富集低产区，仍需进一步明确煤层渗透性对开发产能的影响程度。

（3）区带划分为研究区地质精细评价和开发部署指明了方向。建议Ⅰ类区带作为优先地质评价、产能建设和增产的有利区域，为开发区域优选提供必备保障；Ⅱ类区带可作为Ⅰ类区带后期滚动评价和产能建设的接替补充；Ⅲ类区带相对低渗，作为后备潜力区，可考虑小井距开发，实现较低渗煤层气藏的产量提升。