煤系叠合型气藏及其勘探开发技术模式

桑树勋，郑司建，易同生，赵福平，韩思杰，贾金龙，周效志

(1.中国矿业大学 江苏省煤基温室气体减排与资源化利用重点实验室，江苏 徐州 221008；2.中国矿业大学碳中和研究院，江苏 徐州 221008；3.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116；4.中国矿业大学 低碳能源与动力工程学院，江苏 徐州 221116；5.贵州省煤田地质局，贵州 贵阳 550008；6.武汉工程大学 资源与安全工程学院，湖北 武汉 430073)

我国含煤盆地煤系具有旋回性强、多以细粒沉积岩为主，不同类型储层煤系天然气共生共储的特点，包括煤储层赋存的以吸附相为主的煤层气、砂岩储层赋存的以游离相为主的致密砂岩气、泥页岩储层赋存的游离相、吸附相共存的页岩气等[1-6]。一般将赋存于或形成于煤系中的天然气统称为煤系气，这里主要指煤系含煤段共生共储的煤层气、致密气、页岩气等非常规天然气，这种成因特点决定了煤系气高效开发的方向是共探共采[7-8]。煤系气合采的特点在于不同岩性储层中不同相态天然气的同井共采，其目的是提高煤系气资源开发效率和单井产量，煤层气、致密气、页岩气共探共采及同井合层开采对深部煤系气实现商业化开发几乎是必需的技术选择。但较单一相态的吸附气或游离气开采，煤系气共采的技术难度更大，深化煤系气成藏机理认识是破解煤系气共探共采技术瓶颈的基础。

关于煤系含煤段煤系气是否构成统一含气系统？存在地质成因上的复杂性、差异性和认识上的不一致。煤系叠合型气藏作为煤系含煤段统一含气系统和煤系气特有成藏类型受到关注[9-12]。例如，煤层同时作为气源岩和储层，具自生自储的残存煤层气，上覆砂体与煤层直接接触，煤层产生的天然气部分运移到砂体中聚集成藏，从而形成致密砂岩气藏；煤层与上覆砂体储层具有统一气源，经历了相同或者相似的沉积与构造演化形成物质上动态转化的统一压力系统(压力梯度一致)，就具备了煤系叠合型气藏形成的基本地质条件[13-16]。中国渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地、滇东−黔西盆地(群)等油气勘探开发实践都证实了煤系叠合型气藏的普遍意义，特别是上述煤层气–煤型气(致密砂岩气)叠合型气藏的实际开发价值。滇东–黔西盆地等华南地区二叠系龙潭组常见煤层与砂岩层互层型煤系叠合气藏[15]，而鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地等华北地区石炭–二叠系含煤地层常见煤层与砂岩层直接接触型煤系叠合气藏[16]。例如，渤海湾盆地济阳坳陷部分探井揭露了二叠系山西组煤层与上覆砂岩层直接接触，气测录井煤层和砂岩均具有强烈气显示，指示了坳陷内煤层与砂岩层直接接触型煤系叠合气藏的客观存在[17]；渤海湾盆地内煤系普遍埋藏较深，1 500 m 以深仅煤层气资源量达1.42×1012m3[15]，煤系气资源量巨大[18]，煤系叠合型气藏有望成为渤海湾盆地等深部煤系气商业开发的突破口和首选目标。

煤系叠合型气藏的发现与研究为我国煤系非常规天然气勘探开发提供了新的思路，同时也为含煤–油气盆地潜在深层油气勘探领域与地质甜点区提供了启示。笔者基于我国煤系叠合型气藏分布特征和华北山西组和华南龙潭组煤系叠合型气藏勘探开发实践，系统总结阐明煤系叠合型气藏科学内涵、形成条件、成藏过程及成藏模式，讨论不同类型煤系叠合型气藏地质适配性的勘探开发技术模式及对深部煤系气勘探开发的应用意义。

1 煤系叠合型气藏

1.1 概 念

煤系中煤层气、致密气和页岩气常常共生共储或共生邻储，具有统一的区域封盖条件，成藏过程中不同类型储层间发生能量物质传递和平衡−气体运移和相态转变，可构成统一的油气系统，其时空上紧密叠置，成因上密不可分，气体动态传质且压力梯度一致，形成了煤系特有的一种气藏类型，称之为煤系叠合型气藏[10,12]。煤系叠合型气藏是煤系气藏的特定类型，煤系气藏包括但不限于前者。

1.2 类 型

依据构成煤系叠合型气藏的岩性岩相特点及其组合关系，我国主要发育3 种煤系叠合型气藏类型[19]。

(分流)河道砂体与煤层接触型(图1a)，又称华北型。该类型煤系叠合型气藏形成于华北稳定克拉通和陆表海背景下的浅水三角洲沉积体系，以华北地区山西组为代表。

图1 我国典型煤系叠合型气藏类型[19]Fig.1 Typical types of coal measure superimposed reservoir in China[19]

煤层–砂岩–泥岩互层型(图1b)，又称华南型。该类型煤系叠合型气藏形成于华南古陆周缘的海岸带与三角洲沉积体系，其形成期构造活动相较于华北克拉通更为活跃，以华南地区龙潭组为代表。

煤层–砂岩–泥岩互层型夹厚层砂砾岩层型(图1c)，又称东北型。该类型煤系叠合型气藏形成于构造相对更活跃的中新生代，位于陆相为主的断陷或断坳盆地滨湖和湖相三角洲发育区，以东北地区白垩系城子河组、阜新组为代表。

1.3 特 征

煤系叠合型气藏的主控因素与近源型煤系气藏有很多相似的地方，如有效烃源岩、储层、盖层和沉积、构造条件等[20]，但也存在差异，沉积作用是煤系叠合型气藏成藏主控地质因素，并形成显著成藏特征。以华北型煤系叠合型气藏为例，煤系叠合型气藏(华北型)形成的关键是砂岩储层和煤储层在沉积序列上的有效相互叠置，即砂岩储层与煤储层直接接触，使得煤层排烃时，可以将烃类气体及时充注到煤层附近的常规储层内。与近源型煤型气藏相比，煤系叠合型气藏具有以下特点：(1) 源、储共生零距离，烃源岩连续分布，煤岩生烃直接充注上覆砂岩体，断层或者不整合面对气体的输导作用减弱。(2) 气藏中砂岩储层横向空间以冲刷带砂岩尖灭线为边界，构造圈闭对气藏的封存作用减弱，岩性圈闭的控制更为显著。(3) 煤层–砂岩二元结构储层间能量变化(流体压力)影响的渗流作用与烃浓度影响的气体扩散作用为气体运移的主要动力，气体自身浮力作用对气体运移的影响减弱。(4) 具有统一的区域封盖条件。

1.4 赋存分布

华北型煤系叠合型气藏发现于鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地C–P 煤系山西组，在鄂尔多斯盆地已开展深部煤系气共探共采工程实践探索。华南型煤系叠合型气藏广泛见于滇东–黔西盆地二叠系龙潭组，在黔西地区已实施了盘县松河示范工程、盘县杨梅树向斜示范工程、水城大河边示范工程等。东北型煤系叠合型气藏见于东北地区三江穆棱河盆地群、铁法盆地、阜新盆地白垩纪煤系等，在鸡西盆地等已实施煤系气勘查开发示范工程。

2 煤系叠合型气藏形成机理

本文以华北地区山西组(分流)河道砂体与煤层接触型煤系叠合型气藏为代表，探讨煤系叠合型气藏形成条件、形成过程及成藏模式。

2.1 形成条件

煤系叠合型气藏形成的关键是煤层与砂岩的相互叠置与直接接触[10,12]。早二叠世随着华北板块北部造山带的进一步抬升，海水从南部退出，华北石炭–二叠纪聚煤盆地大规模发育浅水三角洲沉积体系，三角洲平原聚煤条件好，在废弃的三角洲朵叶上沉积了厚层的泥炭沼泽，并向盆地内沉积中心延伸，发育分布广泛且连续的煤层。随着分流河道的侧向迁移，分流河道直接冲刷泥炭沼泽形成透镜状砂岩，冲刷不整合面往往岩性混杂不稳定性高，在后期的高地应力条件下易形成微裂隙发育的“薄弱层”，煤层、砂岩与“薄弱层”组成了石炭−二叠纪煤系中特殊的透镜状砂体–煤层叠置沉积组合。对于煤系透镜状砂岩储层，作为单一气藏在开发上具有横向分布断续、天然气资源受限的局限；对于煤储层，作为单一气藏存在储层厚度不足、低渗透煤储层难以改造的问题。而煤层–砂体复合储层体系及其形成的统一含气系统，天然气资源量充足且砂岩储层相对煤层易于压裂改造(图2)。

图2 华北地区山西组煤系叠合型气藏沉积体系模式[19]Fig.2 Sedimentary system model of coal measure superimposed gas reservoir in Shanxi Formation,North China[19]

2.2 成藏过程

煤系叠合型气藏成藏过程主要包括气源岩、储层、盖层的形成，天然气生成、吸附解吸、运移及逸散保存的全部过程。华北地区山西组煤系叠合型气藏，山西组主力煤层是该气藏的主力烃源层和储层重要组成部分，下伏太原组也有中厚–厚煤层发育，可以作为气藏重要的补充气源岩，太原组、山西组的石灰岩、暗色泥岩也有生气能力；叠合型气藏的储层包括煤储层与共生的透镜状砂岩储层及局部石灰岩储层，整个煤层–砂岩储层复合体系都是该气藏的有利储集体，其中，煤系气在煤储层中以吸附相为主要赋存形式，在砂岩中以游离相为主要赋存形式；叠合型气藏的盖层包括上二叠统直接泥岩盖层和石炭–二叠系煤系上部泥岩盖层；其中，泥岩直接盖层分布广泛且厚度相对较大；煤系上部泥岩盖层厚度一般相对较小，但对岩性圈闭的形成起到关键作用。已有基于盆地模拟技术研究，恢复了以济阳坳陷石炭–二叠纪煤系的沉积埋藏史、烃源岩热演化史及成熟度史(图3)，结果表明，华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏主要经过了3 个阶段[21]。

图3 济阳坳陷山西组煤系叠合型气藏成藏过程Fig.3 Accumulation process of Shanxi Formation coal measure superimposed reservoir in Jiyang depression

(1) 早−中印支期初次生气阶段：煤系叠合型气藏气源岩的上覆地层累厚达到3 000 m，古地温约90℃，气源岩成熟度(Rmax)达到0.60%，有机质热演化生成少量气态烃，生成的气态烃以吸附态赋存于煤层中。

(2) 晚印支期–早中喜马拉雅期生气停滞阶段：该阶段山西组煤系叠合型气藏受到多期次构造活动影响，地层多次发生隆升与沉降，气源岩上覆地层残余累厚小于3 000 m，有机质热演化生气停止。此外，受晚印支运动的影响，山西组煤系叠合型气藏气源岩上覆地层大幅度隆升后遭受风化剥蚀，气藏遭受破坏。

(3) 喜马拉雅期生气高峰阶段：山西组煤系叠合型气藏气源岩在喜马拉雅期持续沉降，埋深超过4 000 m，最大地温超过165℃，气源岩有机质成熟度Rmax达到1.26%；气源岩阶段生气量可达100.10 cm3/g，同时气源岩吸附能力增大，饱和吸附量达到8.42 cm3/g[11]；由此可见，喜马拉雅期为华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏关键期。

2.3 成藏模式

华北地区山西组煤系叠合型气藏气源主要来自C–P 煤系煤层为主气源岩的二次生烃作用，印支末期初次生烃形成的气藏经过燕山早期地层大幅抬升已经逸散殆尽，燕山晚期二次生烃的区域较为局限，同时由于构造应力场的转换，进入断–拗陷盆地发育阶段，持续到喜马拉雅期，沉降中心进入大幅沉降阶段，为凹陷内广泛强烈的二次生烃作用提供了很好的热演化背景。古近纪以来，C–P 煤系开始大量生气，煤层由于其自身具有较强的吸附能力使其能够始终保存一定量的吸附气，而随着煤层的持续生气，一方面烃浓度差导致持续的扩散排烃，另一方面煤储层超压产生大量微裂隙，大部分的游离气通过煤层内侧向运移与煤层–砂岩垂向运移，周期性充注到孔渗条件更好的透镜状砂岩储层中富集保存；煤层与砂岩间的“薄弱层”由于强烈的岩性差异容易形成微裂隙成为气藏储层结构内优势运移通道。在未被断层破坏的C–P 含煤层系内部广泛发育的泥岩对气藏起到岩性圈闭和烃浓度封闭的作用。中晚喜马拉雅期煤系持续的生烃使得叠合型气藏始终保持着不间断的天然气充注过程，形成自源型、自储式气藏(图4)。

图4 华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏模式[19]Fig.4 Diagram of coal measure superimposed gas reservoir in Shanxi Formation,North China[19]

3 煤系叠合型气藏的勘探开发技术模式

3.1 华北型煤系叠合型气藏

以华北地区山西组为代表的煤系叠合型非常规气藏，该气藏的发现对深部煤层气/煤系气勘探开发有特别重要的意义，其勘探开发技术模式如图5 所示。赋存于三角洲平原的透镜状砂岩与煤层共生叠置储层复合体是华北地区山西组煤系叠合型气藏的典型识别标志层，由于其气藏要素特殊的空间配置关系，往往不能形成如页岩气藏式连续厚层状油气富集区，但其优质的烃源岩和相对较好的储层条件往往能够形成一定范围的甜点区，如何在深部煤系寻找煤层–砂岩叠置复合体成为预测叠合型气藏的关键。沉积相(微相)对叠合型气藏煤层–砂岩复合体的形成至关重要，结合深部高分辨率地震岩相解释可准确识别分流河道透镜状砂岩–煤层叠置储层复合结构，优选煤系叠合型气藏的目标区或靶区。

图5 华北型煤系叠合型气藏(华北地区山西组)成藏模式及其勘探开发模式Fig.5 The accumulation model and exploration and development significance of North China coal measure superimposed gas reservoir (Shanxi Formation in North China)

探井油气显示特征表明，华北地区山西组垂向上储层孔隙率和渗透率随埋深整体呈下降趋势，然而在C–P 煤系却呈现波峰特征，同时测井解释结果显示气层和干层共存，指示深部C–P 煤系具有发育煤系天然气藏的潜力[19]。煤系叠合型气藏因其特殊的岩相组合和体系内的物质传递关系，需针对煤层–砂岩的叠置属性采取地质适应性的勘探开发技术与工艺。常规的煤层水力压裂形成的裂缝常限制在煤层范围内部，不能实现对上覆砂岩层的有效开发[22-23]。将上覆砂岩层作为致密气产层，同时也作为煤层气虚拟产气层，采用小层扩边射孔的水力压裂技术，减小煤层与砂岩层交界面的强度差值，利用水力压裂垂向造缝高度改造煤层，驱动煤层气向上覆岩层的传递是实现煤系叠合型气藏共探共采的有效方法之一[14]，但需合理优化水力压裂规模、射孔高度等工艺方案[19]。采用上述技术模式，鄂尔多斯盆地东缘山西组煤系叠合型气藏开发取得了显著效果。

对于华北地区山西组河道砂体与煤层接触型煤系气叠合型气藏，基于“高分辨率地震岩相解释”的煤系叠合型气藏有利区识别与“虚拟产气层合层开发”的技术模式也成功指导了济阳坳陷山西组煤系叠合型气藏的勘探开发工作。煤系叠合型气藏地质适配性勘探开发技术模式为煤系气勘探开发技术工艺选择提供了地质理论依据和参考,也为我国煤系气共探共采和深部煤层气商业化开发提供了新的方向。

3.2 华南型煤系叠合型气藏

以华南龙潭组为代表的煤系叠合型气藏，对贵州省、云南省等地二叠纪煤层气/煤系气高效勘探开发具有现实指导意义，其勘探开发技术模如图6 所示。该类型煤系叠合型气藏以发育薄–中厚煤层群和煤层、泥岩、砂岩储层交互为重要特征，发育的储层多且薄，如单一煤层或砂岩含气层开发，资源采收率与单井产气量均较低。现采用的煤层气井水力压裂规模，不能实现华南地区龙潭组煤系叠合型气藏全层段储层的连续压裂改造。针对华南地区龙潭组特殊地质条件，提出了“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压”的关键水力压裂工艺，即需要优选煤层群中的有利含气层段，并对优选含气层段分段压裂改造，配以小层射孔(薄煤层为主要射孔段)与投球分压工艺，在优选层段形成一个具有高导流能力的裂隙网络，单井实现多个有利层段内煤层兼顾层间砂岩的整体压裂效果。分段压裂实现了单井纵向多个组合含气层段压裂，小层射孔实现了压裂段内多层薄煤层兼顾砂岩层的整体水力压裂，投球分压形成长度均一、规模较大的多煤层复合型立体产气层。实践表明，黔西地区二叠系龙潭组煤系叠合型气藏，采用煤层扩边射孔压裂与合层排采的方法，实现了煤系叠合型气藏煤层气与致密砂岩气共采，并获得了工业气流[14]，杨梅树向斜杨煤参1 井最高日产气量达4 656 m3。

图6 华南型煤系叠合型气藏(华南地区龙潭组)成藏模式及其勘探开发意义Fig.6 The accumulation model and exploration and development significance of South China coal measure superimposed gas reservoir (Longtan Formation in South China)

华南地区龙潭组各射孔层段煤岩物理力学性质的差异性导致各射孔层段裂隙破裂存在时间顺序，改变泵注程序或者应用封堵球可调整射孔段开裂顺序，裂缝垂向扩展高度是影响叠合型气藏形成大尺度裂缝网络的重要几何参数，裂缝扩展到围岩的高度与煤层和围岩的强度差值呈非线性负相关，应用小层扩边射孔工艺可减少煤层与围岩交界面处的应力差值，在有效的射孔高度与额定泵注排量下可形成缝长均一且导流能力强的裂缝网络，实现压裂段内多个薄煤层兼顾层间砂岩的整体改造，提高煤系叠合型气藏的单井产气量。

华南地区龙潭组煤层–砂岩–泥岩互层型煤系叠合型气藏的勘探开发技术模式，即“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压”，已应用于“贵州省盘江矿区松河矿瓦斯(煤层气)地面丛式井抽采示范工程”，实现了煤系气的共探共采，目前正在贵州省水城矿区大河边区块煤层气勘探开发示范工程推广和优化改进。

4 结论

a.中国发育3 种主要类型煤系叠合型气藏，即赋存于华北地区山西组的(分流)河道砂体与煤层接触型、华南地区龙潭组的煤层–砂岩–泥岩互层型和东北地区城子河组的煤层–砂岩–泥岩互层夹砂砾岩型。

b.煤系叠合型气藏是煤系含煤段煤系气特有的关键气藏类型；沉积作用是煤系叠合型气藏的关键主控地质因素，三角洲沉积体系的泥炭沼泽、分流河道、分流间湾的沉积微相组合为煤系叠合型气藏的有利沉积相序组合；煤层为主的叠置复合储层结构和岩性圈闭是煤系叠合型气藏的重要特征，统一含气系统和压力梯度一致是其本质特征。

c.煤系叠合型气藏成藏经历气源岩、储层、盖层的形成和天然气生成、吸附解吸、运移及逸散保存的全部过程，含煤段煤层/砂岩/页岩不同类型储层间发生能量物质传递和平衡、煤层气/致密砂岩气/页岩气间运移和相态转化是煤系叠合型气藏形成的主要机理。华北地区山西组煤系叠合型气藏成藏经历了初次生气充注、生气停止逸散、二次生气充注3 个阶段，喜马拉雅期是成藏关键期。

d.高分辨率地震岩相解释气藏识别与虚拟产气层合层开发是华北型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的关键特征，“层段优选、小层射孔、分段压裂、投球分压、合层排采”构成华南型煤系叠合型气藏勘探开发技术模式的核心内涵。煤系叠合型气藏地质适配性勘探开发技术模式已得到应用，将为我国煤系气共探共采和深层煤层气高效勘探开发提供重要技术支持。