郭 偉

(中國(guó)石化 華東分公司 石油勘探開發(fā)研究院，南京 210011)

延川南煤層氣田基本特征與成藏關(guān)鍵因素

郭 偉

(中國(guó)石化 華東分公司 石油勘探開發(fā)研究院，南京 210011)

以延川南煤層氣田山西組2號(hào)煤層為例，分析了該氣田的基本特征。該氣田具有構(gòu)造簡(jiǎn)單，厚度穩(wěn)定，低孔、低滲，低壓力梯度，生烴潛力大，含氣量高，演化程度高等特點(diǎn)。通過研究區(qū)斷層與含氣量、地層水、地層壓力梯度的關(guān)系，局部構(gòu)造與割理發(fā)育、煤層氣產(chǎn)量的關(guān)系，以及對(duì)煤層氣甲烷碳同位素特征的分析，認(rèn)為：(1)斷層對(duì)煤層氣的富集作用明顯，斷裂帶煤層含氣量明顯變低；(2)中部斷裂帶控制了煤層的壓力梯度和地層水的分布；(3)煤層氣具有混合氣(自源和運(yùn)移來的熱成因氣)的特征，有一定構(gòu)造幅度的正向構(gòu)造，有助于煤層氣的富集。

斷層；煤層氣；2號(hào)煤層；山西組；延川南

鄂爾多斯盆地東緣煤炭地質(zhì)工作始于20世紀(jì)50年代，區(qū)塊東南部有王家?guī)X煤礦，中部有白額、譚坪煤炭普查區(qū)，而煤層氣勘探始于20世紀(jì)90年代初。延川南煤層氣田煤層氣勘探始于2008年，中國(guó)石化華東分公司在該區(qū)塊開展了煤層氣勘探評(píng)價(jià)工作。2009年X1井評(píng)價(jià)2號(hào)煤層獲得最高日產(chǎn)氣量2 632 m3，實(shí)現(xiàn)了延川南煤層氣田第一口探井的工業(yè)氣流突破。隨后開展探井評(píng)價(jià)、井組試驗(yàn)實(shí)現(xiàn)了氣田由點(diǎn)到面的商業(yè)突破，確定了延川南氣田具備整體開發(fā)的資源潛力，2013—2014年開展808口井工作量的5×108m3產(chǎn)能建設(shè)，至2014年8月，延川南工區(qū)投產(chǎn)總井?dāng)?shù)為535口，見氣井已有150口，33口井日產(chǎn)氣量超過了1 000 m3，日產(chǎn)煤層氣100 052 m3[1]。截至2015年3月產(chǎn)氣井326口，日產(chǎn)氣199 200 m3，由于新實(shí)施開發(fā)井處于見氣初期，氣田總體處于較好的上產(chǎn)趨勢(shì)。

1 氣田基本特征

1.1 構(gòu)造特征

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東緣南段(圖1)，南鄰鄂爾多斯盆地韓城區(qū)塊，隸屬于渭北隆起和晉西撓褶帶交會(huì)處，東以紫荊山斷裂帶與晉西隆起帶相隔，其構(gòu)造性質(zhì)既有別于活動(dòng)強(qiáng)烈的山西地塊先期擠壓褶皺，后期伸展斷陷；又不同于相對(duì)穩(wěn)定的鄂爾多斯盆地內(nèi)部，而是表現(xiàn)為過渡性質(zhì)的盆緣構(gòu)造類型，地層北西傾，總體形態(tài)為一簡(jiǎn)單的單斜，具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、地層平緩、斷裂少、活動(dòng)微弱、構(gòu)造穩(wěn)定的特點(diǎn)。

圖1 鄂爾多斯盆地構(gòu)造區(qū)劃及研究區(qū)位置

延川南煤層氣田同鄂爾多斯盆地一樣受3期斷裂運(yùn)動(dòng)的影響，即印支運(yùn)動(dòng)、燕山運(yùn)動(dòng)和喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)。根據(jù)構(gòu)造特征，延川南煤層氣田可劃分為4個(gè)二級(jí)構(gòu)造單元，分別是：王家?guī)X構(gòu)造帶、譚坪構(gòu)造帶、中部斷裂帶和萬寶山構(gòu)造帶。研究區(qū)發(fā)育4條主要斷層，分別是控制中部斷裂帶的2條逆斷層和位于東南部的2條正斷層(圖2)。

控制中部斷裂帶的2條逆斷層主要活動(dòng)期為燕山中期，向上消失于上二疊統(tǒng)上石盒子組地層中，向下消失于中奧陶統(tǒng)峰峰組地層中；走向NE，傾向SE，傾角60°，Y伸約20 km左右，斷距為25～60 m。

2條正斷層一條為西柏溝緩坡帶與白額斷鼻帶邊界斷層，位于區(qū)塊東中部，主要活動(dòng)期為喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)早期，向上消失于下三疊統(tǒng)劉家溝組地層中，向下消失于中奧陶統(tǒng)峰峰組地層中；走向NE，傾向SE，傾角60°左右，Y伸15.6 km，斷距為25～100 m。另一條正斷層為王家?guī)X構(gòu)造帶與西柏溝緩坡帶邊界斷層，位于區(qū)塊東南部，主要活動(dòng)期為喜馬拉雅運(yùn)動(dòng)早期，該斷層向上消失于三疊系地層中，向下消失于中奧陶統(tǒng)峰峰組地層中；走向NE，傾向NW，傾角40°，Y伸29.77 km，斷距為20～45 m。

1.2 地層特征

本區(qū)含煤地層為上石炭統(tǒng)太原組和下二疊統(tǒng)山西組，共發(fā)育11套煤層，主力煤層為山西組2號(hào)煤層和太原組10號(hào)煤層。

圖2 延川南煤層氣田構(gòu)造區(qū)劃

太原組為發(fā)育海相碳酸鹽—潮坪相沉積，含煤5～8層。底部為石英砂巖，下部為灰黑色泥質(zhì)粉砂巖，局部夾薄層石灰?guī)r；中部為3層生物碎屑灰?guī)r，夾薄層泥巖及薄煤層；上部為深灰色泥巖、粉砂巖、夾薄層砂巖，頂部有時(shí)見一層鈣質(zhì)泥巖。與下伏地層整合接觸，厚35～83 m，一般厚度為60 m。

山西組主要為三角洲平原相沉積體系，沉積環(huán)境穩(wěn)定，成煤物質(zhì)充裕，含煤4～5層。巖性上部以深灰色砂巖、粉砂巖為主，含不穩(wěn)定薄煤層1～2層；下部以深灰、灰黑色泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，含煤2～3層；底部為灰白色細(xì)粒長(zhǎng)石石英砂巖。與上覆石盒子組、下伏太原組均為整合接觸，厚30～75 m，一般厚45 m。

1.3 煤層厚度與埋深

以2號(hào)煤層為例，地震剖面上，2號(hào)煤層反射特征明顯，全區(qū)反射波基本可連續(xù)追蹤，2號(hào)煤層取心厚度2.28～6.73 m，平均4.44 m。2 號(hào)煤層的中部形成多個(gè)聚煤中心，厚度較大，平均6 m 以上[5]。在譚坪構(gòu)造帶X1井區(qū)煤厚5～5.5 m，萬寶山構(gòu)造帶X2井區(qū)厚4.5～5 m；煤層厚度呈東南厚，向北部及西部減薄。

2號(hào)煤層埋深呈東南淺、西北深的趨勢(shì)，區(qū)內(nèi)東南部煤層埋深較淺，邊緣出露；西北部煤層埋深較深，邊界處2號(hào)煤層埋深可達(dá)1 750 m；譚坪構(gòu)造帶埋深650～1 000 m；萬寶山構(gòu)造帶埋深1 000～1 350 m。

1.4 煤巖煤質(zhì)

1.4.1 煤巖演化程度

2號(hào)煤層總體上以光亮煤和半亮煤為主，半暗煤和暗淡煤在東北部和西南部零星發(fā)育。煤巖變質(zhì)作用主要受控于區(qū)域性的深成熱變質(zhì)作用。2號(hào)煤鏡質(zhì)體反射率變化為1.96%～3.22%，平均2.45%，整體處于貧煤、無煙煤階段，對(duì)應(yīng)于煤巖演化生氣高峰時(shí)期，隨埋深的增加變質(zhì)程度增大。

1.4.2 煤巖顯微組分

基于氣田內(nèi)9口煤層氣井57件煤樣顯微煤巖組分定量統(tǒng)計(jì)，2號(hào)煤層鏡質(zhì)組含量在47.94%～85.33%之間，平均75.33%；惰質(zhì)組含量為4.44%～33.47%，平均15.59%；殼質(zhì)組含量為0%～6.33%，平均2.60%；鏡惰比(V/I)在1.70～18.77之間，平均5.87，總體上氣田內(nèi)煤的鏡質(zhì)組含量高。鏡質(zhì)組含量高不僅有利于生氣形成豐度較高的煤層氣藏，還有利于形成割理，提高孔隙度，煤層的儲(chǔ)集物性變好。

1.4.3 煤質(zhì)特征

2號(hào)煤層灰分產(chǎn)率為5.37%～35.97%，平均值為12.4%，屬于特低灰—低灰煤，反映成煤沉積環(huán)境較為穩(wěn)定；垂向上呈先增高后降低的規(guī)律，靠近頂、底板處灰分產(chǎn)率較低，煤層中部灰分產(chǎn)率較高；平面上以X3井為中心向四周逐漸降低，在區(qū)塊東北部發(fā)育以X4井為中心的高灰分產(chǎn)率區(qū)。灰分趨勢(shì)表明萬寶山煤的吸附能力強(qiáng)于譚坪構(gòu)造帶。水分含量0.36%～1.73%，平均0.89%，以X5井為中心向北西、南東2個(gè)方向逐漸降低。揮發(fā)分產(chǎn)率8.39%～20.36%，平均10.80%，屬于中低揮發(fā)分煤，以X6井為中心向周邊減少。全硫含量0.17%～2.52%，平均0.63%，平面上呈北西低、南東高的特征(圖3)。

1.5 儲(chǔ)層特征

1.5.1 孔隙度與滲透率

據(jù)不同井的實(shí)驗(yàn)資料，按照實(shí)驗(yàn)室測(cè)定的真密度和視密度計(jì)算得出：2 號(hào)煤層煤心的孔隙度值介于1.3% ～ 4.6%，平均為3.3% ；10 號(hào)煤層的煤心樣品孔隙度值介于2.6% ～ 4.3%，平均為3.7%。對(duì)區(qū)塊內(nèi)不同井2 號(hào)煤層的煤心樣品以及10號(hào)煤層的煤心進(jìn)行注入/ 壓降測(cè)試，得到2 號(hào)煤層滲透率介于(0.017 35 ～ 0.169 8) ×10-3μm2，10 號(hào)煤層滲透率介于(0.026 ～ 0.226 5) ×10-3μm2，煤儲(chǔ)層滲透率相對(duì)較低[5]。

1.5.2 割理

割理主要是指煤中寬度在毫米級(jí)的割理或裂隙，主要以內(nèi)生成因?yàn)橹鳌８鶕?jù)取心觀察描述(圖4)，延川南煤層氣田2號(hào)煤層裂隙平均面密度在2.88～7.08 條/5cm之間，平均為5.06 條/5cm；其中面割理密度在4～25 條/5cm，平均15 條/5cm；端割理2～20 條/5cm，平均8 條/5cm。

1.6 煤層含氣性與吸附性能

2號(hào)煤層含氣量分布在5.54～20.48 m3/t之間，平均12 m3/t，多數(shù)煤層氣井大于8 m3/t。受煤層埋深的影響，該煤層含氣量在東南部、東北部較低；整體上，以中部斷裂帶為界，形成西部以X2井為中心、東部以X1井和X6井為中心的2個(gè)煤層氣富集區(qū)。其中，西部X2井煤層含氣量最高可達(dá)20.48 m3/t，屬于中高含氣量地區(qū)；東部X1和X6井區(qū)最高達(dá)16 m3/t左右，位于譚坪緩坡帶附近。

氣田內(nèi)所取煤樣實(shí)驗(yàn)得到煤層蘭氏體積普遍較大，反映煤層吸附能力較強(qiáng)。2號(hào)煤蘭氏體積為13.59～46.51m3/t，平均為27.56m3/t，平面上以X2井為中心向四周遞減。該區(qū)的蘭氏體積普遍較高，說明該區(qū)煤具有較強(qiáng)的儲(chǔ)氣能力。2號(hào)煤層解吸壓力為1.48～9.27 MPa，平均4.52 MPa，普遍高于理論臨界解吸壓力。其中譚坪構(gòu)造帶解吸壓力相對(duì)較低，在1.48～5.19 MPa之間，平均3.42 MPa；萬寶山構(gòu)造帶解吸壓力較高，在4.01～9.27 MPa之間，平均6.25 MPa，萬寶山構(gòu)造帶相對(duì)譚坪構(gòu)造帶煤層可采性較強(qiáng)。

圖3 延川南煤層氣田2號(hào)煤層煤質(zhì)參數(shù)平面等值線據(jù)李青修改，2014。

圖4 延川南煤層氣田2號(hào)煤層巖心割理裂隙

2 煤層氣富集的關(guān)鍵因素

Walter B.Ayers Jr.[13]在對(duì)San Juan盆地美國(guó)最大的Fruitland煤層氣田研究后，提出控制煤層氣資源與產(chǎn)能的關(guān)鍵因素有9個(gè)，包括熱演化程度、煤的顯微組分、含氣量、煤層厚度、裂縫密度、圍壓、滲透率、埋藏歷史、水動(dòng)力條件。一旦選定勘探目的層系，其基本的地質(zhì)參數(shù)就變化不大，就像頁(yè)巖氣一樣，龍馬溪組優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖在南方很多地方都有分布，但決定涪陵頁(yè)巖氣田富集高產(chǎn)的后期構(gòu)造作用更重要[14-15]。因此，本文重點(diǎn)討論與構(gòu)造作用相關(guān)的幾個(gè)要素對(duì)煤層氣田形成的控制。

2.1 斷層的作用

沁水盆地是中國(guó)首個(gè)成功商業(yè)化開發(fā)煤層氣的盆地，具有良好的向斜富氣規(guī)律[3]。黃孝波等[7]認(rèn)為，沁水盆地石炭—二疊系煤系地層地下水滯留的弱水動(dòng)力條件地區(qū)是煤層氣富集的有利部位，但向斜核部后城腰斷層和寺頭斷層破壞了煤層氣藏的蓋層，使部分煤層氣逸散而導(dǎo)致局部煤層的含氣量降低。圖5表明2條斷層夾持的斷塊含氣量明顯低于兩側(cè)。

延川南煤層氣田是一個(gè)單斜構(gòu)造，但中部斷裂帶的作用依然不可忽視。據(jù)李青[2]研究，斷裂帶西北部含氣量為13～20 m3/t，主體產(chǎn)量可達(dá)1 500～2 200 m3/d；而中部斷裂帶東南地區(qū)含氣量為10 m3/t，主體產(chǎn)量可達(dá)1 000～1 500 m3/d。地層壓力也反映了斷層控制的分帶現(xiàn)象，中部斷裂帶以西的萬寶山構(gòu)造帶，壓力梯度為0.5～0.8 MPa/hm；中部斷裂帶以東的譚坪構(gòu)造帶，壓力梯度為0.4～0.52 MPa/hm；再向東過了正斷層是西柏溝緩坡帶，壓力梯度總體小于0.4 MPa/hm。

圖5 沁水盆地南部晉城—陽城地區(qū)煤層含氣量示意[7]

同時(shí)，中部斷裂帶控制了地層水的性質(zhì)，中部斷裂帶以東水型為NaHCO3型，以西則為CaCl2型，總礦化度由3 000 mg/L增加到120 000 mg/L。

2.2 局部構(gòu)造

Fruitland煤層氣田最富集的一區(qū)帶，發(fā)育2組面割理，對(duì)提高煤層的滲透率和產(chǎn)量很有幫助，其滲透率為(5～60)×10-3μm2，局部構(gòu)造、地層或者是復(fù)合圈閉能夠增加煤層氣的產(chǎn)量[13]。

雖然延川南煤層氣田總體是一個(gè)單斜構(gòu)造，但在斷層附近也存在一些低幅度背斜或斷鼻。這些構(gòu)造早期受北東方向的擠壓作用隆起，后期改造作用較小。前文所述的割理，其分布和發(fā)育密度與斷層、局部構(gòu)造密切相關(guān)。平面上2號(hào)煤層裂隙面密度由南東向北西方向總體上明顯增大，在X1、X2井區(qū)存在局部高值區(qū)，背斜翼部割理最為發(fā)育，寬緩地帶割理相對(duì)偏低。X1井區(qū)割理密度3～6條/5cm，平均5條/5cm；X2、X8井區(qū)4～8條/5cm，平均6條/5cm；X9、X4井區(qū)相對(duì)稍差，為3～5條/5cm，平均4條/5cm。

趙少磊等[16]分析了沁水盆地南部樊莊區(qū)塊山西組3號(hào)煤層構(gòu)造形態(tài)與產(chǎn)能的關(guān)系，發(fā)現(xiàn)背斜的軸部附近低產(chǎn)井較多，原因是背斜軸部張性斷裂發(fā)育，導(dǎo)致煤層氣容易沿?cái)嗔岩萆?，同時(shí)張裂隙溝通頂部含水層。因此，構(gòu)造形態(tài)的分析，必須結(jié)合變形強(qiáng)度和構(gòu)造演化歷史。San Juan盆地、沁水盆地煤層氣田都是向斜富氣的典型，而延川南煤層氣田則是一個(gè)單斜構(gòu)造成藏的實(shí)例，這有助于類似地區(qū)煤層氣的勘探開發(fā)。

2.3 天然氣的運(yùn)移

Fruitland煤層氣田的富集區(qū)煤層氣以自源為主，但同時(shí)也有運(yùn)移來的熱成因氣和生物氣[13]。據(jù)秦勇等研究[6]，煤層氣碳同位素在200 ℃時(shí)(相當(dāng)于鏡質(zhì)體反射率2%)為-44‰～-26‰，260 ℃時(shí)(相當(dāng)于鏡質(zhì)體反射率4%)為-34‰～-11‰。延川南地區(qū)2號(hào)煤層鏡質(zhì)體反射率大于2%，16口井煤層氣甲烷碳同位素值為-29.6‰～-41.75‰(表1)，為熱成因氣，但同位素值差別大，平面分布不具規(guī)律性，既與鏡質(zhì)體反射率無關(guān)，也與現(xiàn)今埋深無關(guān)。從研究區(qū)埋藏歷史看，達(dá)到最大埋深為侏羅紀(jì)到早白堊世，晚白堊世以來處于抬升階段，既有燕山期的擠壓，也有喜馬拉雅期的拉張，煤層氣的解析—擴(kuò)散作用較強(qiáng)，也即延川南煤層氣除原地氣以外，還有運(yùn)移來的氣。低壓力梯度、混合氣(自源和運(yùn)移來的熱成因氣)的特征，決定了有一定構(gòu)造幅度的正向構(gòu)造，可能具有更好的產(chǎn)能。

表1 延川南地區(qū)2號(hào)煤層甲烷碳同位素測(cè)試數(shù)據(jù)

3 結(jié)論

(1)延川南煤層氣田與San Juan盆地和沁水盆地構(gòu)造背景不同，不具備向斜富氣的條件，在煤巖基本地質(zhì)特征一致的情況下，構(gòu)造作用成為控制煤層氣富集的關(guān)鍵因素。

(2)斷層對(duì)煤層氣的富集作用明顯，斷裂帶煤層含氣量明顯變低；斷層形成早、后期不活動(dòng)對(duì)煤層氣的富集影響小，晚期活動(dòng)的正斷層對(duì)煤層氣的富集具有明顯的破壞。

(3)延川南煤層氣田中部斷裂帶控制了煤層的壓力梯度和地層水的分布。

(4)延川南煤層氣具有混合氣(自源和運(yùn)移來的熱成因氣)的特征，決定了有一定構(gòu)造幅度的正向構(gòu)造，有助于煤層氣的富集，可能具有更好的產(chǎn)能。

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(編輯 徐文明)

Basic characteristics and key factors of gas accumulation in Yanchuannan coalbed gas field

Guo Wei

(PetroleumExplorationandDevelopmentInstitute,SINOPECEastChinaBranchCompany,Nanjing,Jiangsu210011,China)

The basic characteristics of the Yanchuannan coalbed gas field were analyzed in a case study of the No.2 coalbed in the Shanxi Formation. The gas field is featured by simple structure, stable thickness, low porosity, low permeability, low pressure gradient, high hydrocarbon potential, high gas content, and high thermal maturity. The relationships between faults and gas content, formation water, formation pressure gradient, the relationships between local structure and cleat development, coalbed gas content, and the characteristics of methane carbon isotopes were studied. Conclusions were drawn as follows. (1) Faults significantly controlled the enrichment of coalbed gas. Coalbed gas content decreased in fracture belts. (2) The central fault belt controlled the pressure gradient of coalbed and the distribution of formation water. (3) The coalbed gas was mixed self-sourced gas and thermogenic gas. Positive structure with certain amplitude is helpful for the enrichment of coalbed gas.

fault;coalbed gas; No.2 coalbed;Shanxi Formation;Yanchuannan

1001-6112(2015)03-0341-06

10.11781/sysydz201503341

2015-01-03；

2015-04-24。

郭偉(1988—)，女，助理工程師，從事煤層氣勘探開發(fā)研究。E-mail:245366548@qq.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)(2011ZX05035)06課題資助。

TE132.2

A