云南老厂矿区煤层气储层地质条件及其资源潜力

2022-10-26李金龙蔡益栋陈志柱薛晓辉

现代地质 2022年5期

李金龙，李倩，蔡益栋，陈伟，陈志柱，王坚，薛晓辉

(1.云南省煤田地质局，云南昆明 650034；2. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；3. 北京福瑞宝能源科技有限公司，北京 100176；4. 云南煤层气资源勘查开发有限公司，云南昆明 650034)

0 引言

我国煤层气资源丰富，地质资源量约为36.8×1012m3，占世界煤层气总量的12%[1]。煤层气作为非常规能源体系中的重要组成部分，其勘探开发对保障国家能源安全、促进能源结构清洁化、实现“双碳”目标均有重要意义[2-5]。云南老厂矿区煤储层面积514.41 km2，各煤层甲烷含量 5.40～38.74 m3/t，一般在10 m3/t 以上。全区煤层气869.62 亿m3，资源丰度1.69 亿m3/km2，其中浅部含气丰度 0.21～1.34 亿m3/km2[6]。前人针对老厂矿区煤层气赋存地质条件[7]、储层特征及孔裂隙结构[8]、水文地质特征[9]、煤层气成藏条件[10]、煤层气可动性、气井产能特征及其影响因素[11-12]、气水成因[13]等开展了研究，但针对区域资源特征仍缺乏系统性的研究；因此，本文拟针对老厂矿区煤层发育、煤岩特征、物性特征、煤层吸附性及含气性等富集采出关键要素开展分析，评价区内煤层气地质条件和资源潜力，为该区煤层气选区、井位部署和后期优化开发方案提供依据。

1 区域地质概况

老厂矿区是我国西南地区重要的煤炭及煤层气富集区之一[8]，构造位置属于扬子准地台滇东台褶带曲靖台褶束与华南褶皱系滇东褶皱带罗平—师宗褶断束的接触过渡区，以弥勒—师宗断裂为界，在师宗以北向东弯曲拐向 NE，经罗平向NE延至黄泥河[14](图1)。老厂矿区为滇东各矿区中受海侵影响最大、海陆交互相沉积最明显的矿区。矿区地层下部为海相灰岩夹碎屑岩，中部为潟湖潮坪滨海湖沼沉积相富煤沉积地层，上部为滨海平原到短期海侵交替沉积环境下的含煤沉积地层[15-16]。沉积期间构造快速沉降，煤系地层厚度大，上覆地层也较厚。受区域地温异常等因素的影响，本区煤变质程度较高。

图1 老厂矿区勘查区位置及构造纲要图Fig.1 Structural outline map of Laochang block

区内出露地层有古生界寒武系、奥陶系、志留系、泥盆系、石炭系、二叠系，中生界三叠系及新近系、第四系地层。缺失震旦系上统、奥陶系上统及下统、志留系下统及中统、泥盆系下统、侏罗系、白垩系等地层。上二叠统龙潭组、长兴组为区内主要含煤地层，含煤地层平均总厚461.41 m，层数较多，且大多可采。一般含煤27～42层，含煤总厚36.02 m，其中含可采或局部可采煤层15层，平均总厚27.61 m。其中，C7+8、C13、C16、C194个煤层是区内煤层气勘探开发的重点目标层段。此外，含煤地层由泥岩、粉砂岩、细砂岩、煤层及菱铁岩等互层交替组成。煤层顶底板多为厚度不等的泥岩或炭质泥岩，具有较好的封闭性，煤层气生储盖叠置分布(图2)[17]，有利于煤层生气后的富集和保存[2, 5]。

图2 老厂矿区雨汪区块含煤地层综合柱状图[13]Fig.2 Stratigraphy for coalbeds in the Laochang Block[13]

2 煤储层特征

2.1 煤层特征

老厂矿区内部分煤层有向深部变薄、分叉合并的变化趋势。煤层总体变化规律为：(1)煤层结构在垂向上，自下而上由复杂到简单；(2)煤层层间距变化大，平均间距多在3～10 m之间，部分煤层层间距较小，有分叉合并现象；(3)煤层厚度稳定性在垂向上，自下而上有从不稳定→较稳定→稳定→不稳定变化的规律。目标煤层C7+8厚度介于0～9.50 m之间，平均厚2.72 m，在全区平均厚度最大，属稳定可采的中厚煤层；C13煤层厚度为0～13.34 m，平均厚2.28 m，层位稳定，属较稳定的全区大部可采的薄-中厚煤层；C16煤层厚度在0～9.16 m之间，平均厚1.74 m，属稳定的全区基本可采的中厚煤层；C19煤层厚度为0～12.52 m，平均厚2.68 m，属全区基本可采、较稳定的薄-中厚煤层。煤层厚度不仅会影响煤层气的资源量，还会影响其逸散和保存作用[18]。煤储层中有机质含量随煤层厚度增加而增多，因而煤层越厚，生气量也会随之增加[19]，并且当构造较为稳定时，相同煤阶的煤层越厚，含气量就越高[20]。

2.2 煤岩特征

老厂矿区煤岩以构造煤为主。各煤层裂隙较为发育，易破碎成块粒煤或粉粒煤。宏观煤岩类型主要有光亮型、半亮型和半暗型。4套主采煤层中，C7+8、C13、C16煤层以半亮型为主， C19煤层为半暗-暗淡型。有机显微组分以镜质组为主，壳质组次之，含少量惰质组。镜质组含量普遍大于60%，以无结构镜质体为主，结构镜质体和碎屑镜质体次之。其中无结构镜质体以均质和基质镜质体为主，少见团块镜质体。结构镜质体中，植物细胞结构保存较差，其中细胞腔少数中空，多填充有黏土矿物及碳酸盐矿物和其他显微组分。而壳质组以变碎屑壳质体、变树脂体、变树皮体、变角质体为主。惰质组在煤岩组分中含量较少，以半丝质体、碎屑惰质体较多，其次为丝质体，粗粒体所占比例很少。煤岩组分中无机矿物含量差异较大，介于1.90%～60.70%之间，平均为20.28%。主要类型有黏土、硫化铁、碳酸盐、氧化硅4大类，以黏土为主。大部分矿物都与有机质混生，常被基质镜质体“胶结”，部分充填于细胞腔或裂隙当中。各煤层原煤灰分产率介于8.13%～57.22%之间，平均为22.53%，属于中灰煤。煤层灰分产率在垂向上总体表现为由上往下增大的趋势，到C19煤层达到最大。各煤层原煤全硫含量介于0.05%(C2煤层)～12.78%(C17煤层)之间，平均值一般在1%～2%之间，以中-高硫煤为主。各煤层全硫含量在垂向上总体表现为从上至下增加的趋势，至C17煤层最高(达4.49%)。上部(C2—C16)煤层全硫平均值为1.06%～2.53%，下部(C18—C19)煤层为1.88%～4.46%，其中C18、C19煤层全硫大于3%(表1)。总体来看上部煤层煤质较好，而下部煤层煤质较差，煤层受外力扰动易碎，导致煤层渗透性变差[21]。

表1 老厂矿区可采煤层主要煤质指标统计

表2 老厂矿区各煤层微观裂隙发育特征统计

2.3 物性特征

我国不同区域煤岩变质作用类型差异较大，但总体表现为：中低阶煤多经历深成变质作用，而高煤阶则是在深成变质的基础上，经多期次和多热源变质作用叠加形成[22-24]。研究区各煤层镜质组最大反射率在2.54%～2.80%之间，平均值为2.64%，属于高阶煤。煤层节理裂隙的发育程度主要与构造应力的后期改造破坏紧密相关，近断层处和褶皱挤压较强部位节理裂隙较发育。煤层主裂隙与次裂隙近直角相交，近垂直层理，裂隙走向大体一致，并且多被方解石、黄铁矿、氧化物等物质充填。4套主力煤层当中，C13煤层的微观裂隙发育程度最好，但由于受矿物填充影响，连通性变化较大，C14煤层的微观裂隙发育程度最差(表2)。

总体而言，上部煤层裂隙较为发育，但长度和密度较小，部分裂缝被方解石脉或黄铁矿所充填，裂隙连通性可能较差，会影响煤层渗透率的发育[25-26]。中部煤层裂隙发育，密度较大，连通性相对较好。下部煤层裂隙发育程度和连通性变化较大，裂缝同样有被矿物充填的现象。

研究区的煤层孔隙度介于1.30%～16.75%之间，平均4.96%；C7+8、C13、C16、C194个目标煤层的孔隙度介于1.30%～11.98%之间，平均4.85%，其中C7+8煤层的孔隙度最小，C16煤层的孔隙度最大(图3)。

图3 老厂矿区各煤层孔隙度层位分布图 Fig.3 Porosity distribution map of each coal seam inLaochang block

基于试井渗透率测试，研究区内煤层渗透率相对较低(表3)，介于0.005 6～0.780 0 mD之间，平均0.135 4 mD，以中低渗储层为主。试井渗透率随层位降低无明显规律性变化的趋势，可能是试井过程中煤层结构被破坏，或是由于煤储层自身具有的强各向异性[27]和非均质性[28]所致。C7+8煤层试井渗透率介于0.005 6～0.136 0 mD之间，平均为0.070 8 mD；C13煤层试井渗透率为0.016 0～0.023 0 mD，平均值是0.019 5 mD；C16煤层试井渗透率为0.200 0～0.780 0 mD，平均为0.490 0 mD；C19煤层试井渗透率为0.025 0～0.080 0 mD，平均为0.052 5 mD。4套主力煤层，C16煤层渗透性最好，属中渗储层；C13煤层最差，属低渗储层；C7+8煤层和C19煤层介于两者之间，属中低渗储层。总体上具有随煤层埋深增加渗透率呈现变小的趋势。

研究区主要煤储层压力介于1.21～12.41 MPa之间，平均为8.34 MPa；储层压力梯度处于0.65～2.73 MPa/hm范围内，平均为1.07 MPa/hm(图4)。煤储层压力随埋深增加而增大，压力梯度随埋深增加逐渐减小。煤储层的压力系统决定煤层气产出的能量大小及有效驱动能量持续作用时间[29-30]。

表3 老厂矿区煤层气井试井部分参数统计

研究区各储层能量总体上处于正常偏高，临近正常压力状态，部分煤层为高压储层。4个目的煤层的储层压力在1.21～12.41 MPa内，平均为7.26 MPa；压力梯度为0.65～2.73 MPa/hm，平均值是1.07 MPa/hm。4个目的煤层处于正常储层压力状态，为常压储层，地层能量较好。

图4 目标煤层储层压力与埋深关系 Fig.4 Relationship between reservoir pressure and burialdepth of target coal seams

3 煤层吸附性与含气性

煤层含气性与吸附性是计算煤层气资源量和预测煤层气井产能的重要参数之一，也是进行煤层气勘探与开发地质选区的重要依据[31-32]。区内主采煤层空气干燥基兰氏体积介于6.37～52.90 m3/t之间，平均为34.14 m3/t；干燥无灰基兰氏体积处于15.21～52.55 m3/t范围内，平均值是34.55 m3/t；兰氏压力在0.51～3.53 MPa内，平均值为1.60 MPa；吸附时间处于0.12～28.01 d之间，平均3.98 d。主采煤层吸附能力较强，并且随煤层埋深增加而增强(图5)，其可能是由于埋深影响下的储层压力和变质程度增强了储层吸附能力。

图5 老厂矿区煤层兰氏体积随深度变化Fig.5 Curves of coal seam VL with depth in Laochang block

图6 含气饱和度与储层压力、实测含气量、埋深关系Fig.6 Relationship between gas saturation and reservoir pressure, measured gas content and burial depth

区内空气干燥基含气饱和度为7.44%～94.57%，平均34.51%；干燥无灰基含气饱和度2.28%～97.89%，平均30.71%；同煤层空气干燥基和干燥无灰基含气饱和度的加权平均值为2.28%～96.23%，平均30.49%。整体表现为低含气饱和度特征，其中C2煤层、C3煤层以及C9煤层的含气饱和度均在10%以下。对研究区区各煤层含气饱和度、储层压力、含气量、埋深等因素展开分析，在区内埋深504.64～1 225.39 m范围内，各煤层储层压力与埋深呈正相关。储层含气饱和度与实测含气量的相关度较高，具体表现为含气饱和度随实测含气量的增加而增大(图6)，而储层含气饱和度同储层压力总体呈负相关关系(图7)。

图7 储层含气饱和度与储层压力关系图 Fig.7 Relationship between reservoir gas saturation andreservoir pressure

4 煤层资源潜力评价

本次研究采用体积法计算煤层气资源量。经计算，老厂矿区(道班房+雨汪)埋深2 000 m以浅含煤面积335.25 km2，煤层气地质资源量为1 395.10亿m3，煤层气资源丰度高达4.16 亿m3/ km2。从平面分布来看，50%以上的煤层气资源集中赋存在道班房区块德黑向斜和箐口向斜，地质资源量为727.55 亿m3；道班房区块南部煤层气地质资源量为396.62 亿m3，占整个老厂矿区的28.43%；雨汪区块地质资源量270.93 亿m3，占整个老厂矿区的19.42%。尽管道班房区块的地质资源量更多，但雨汪区块的煤层气资源均赋存于埋深1 000 m以浅，更有利于煤层气开发。因此，雨汪区块可作为煤层气勘探开发首选区。

表4 老厂矿区煤层气地质资源量统计

表5 老厂矿区主要煤层煤层气地质资源量统计

从纵向分布来看，整个老厂矿区(道班房区块+雨汪区块)埋深1 000 m以浅的煤层气地质资源量为422.82 亿m3，占30.31%；埋深1 000～1 500 m煤层气地质资源量343.36 亿m3，占24.61%；埋深1 500～2 000 m煤层气地质资源量628.91 亿m3，占45.08%(表4)。

4套主采煤层中，C13煤层煤层气地质资源量为174.75 亿m3，平均资源丰度0.53 亿m3/km2，对全区煤层气地质资源量贡献率为12.53%；C19煤层煤层气地质资源量为136.18 亿m3，平均资源丰度0.44 亿m3/km2，对全区煤层气地质资源量贡献率为9.76%(表5)。经计算，C7+8煤层煤层气地质资源量约190 亿m3，C16煤层煤层气地质资源量约110 亿m3。全矿区4套主采煤层的煤层气地质资源量总计超过600 亿m3。各目的煤层预测煤层气资源量均大于100 亿m3，但平均地质资源丰度属中-低丰度，单一煤层煤层气资源富集程度相对较低，需要采用合层开采的方式生产。