2017, Vol. 39
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2. 四川省天然气地质重点实验室, 四川 成都 610500;
3. 中国石油西南油气田公司蜀南气矿, 四川 泸州 646000;
4. 四川省煤田地质局一三七队, 四川 达州 635000;
5. 中国石油西南油气田公司川中油气矿, 四川 遂宁 629000
2. Provincial Key Laboratory of Natural Gas Geology, Chengdu, Sichuan 610500, China;
3. Southern Sichuan Gas Field, Southwest Oil & Gas Field Company, PetroChina, Luzhou, Sichuan 646000, China;
4. No. 137 Team, Coalfield Geology Bureau of Sichuan Province, Dazhou, Sichuan 635000, China;
5. Central Sichuan Gas Field, Southwest Oil & Gas Field Company, PetroChina, Suining, Sichuan 629000, China
新一轮资源评价显示，中国埋深小于2000 m的煤层气地质资源量36.81×1012 m3，埋深小于1500 的可采资源量为10.87×1012 m3；四川盆地煤层气地质资源量6 042.00×108 m3，可采资源量2110.00×108 m3[1]。按聚煤期，四川盆地含煤地层集中分布在上二叠统和上三叠统，从地域分布看，大部分分布于四川盆地盆周地区，尤以蜀南地区煤田最为丰富，该地区古叙、芙蓉、筠连、南广煤田上二叠统煤层气资源估算达2 865.13×108 m3，资源丰度0.631×108 m3/km2[2-4]，煤层气开发利用前景较优越。蜀南地区上二叠统含煤地层地面勘探开采起步早，基础研究较多，掌握了聚煤环境、煤层分布、煤资源分布等，但对煤层气勘探开发工作很少，仅对个别采煤区开展过选层和地质条件初步分析[5-6]，对煤层气储层特征、成藏地质条件、煤储层的解析特征[7-8] 等认识不够系统，煤层气资源潜力及选区评价有待深入。
本文在充分利用测井及录井资料、煤层气参数井资料的基础上，以上二叠统龙潭组为研究对象，从煤层埋深及分布、煤岩煤质特征、孔裂隙发育特征、等温吸附特征、含气性5 个方面系统总结了储层特征，开展了煤储层质量综合评价，进一步证实资源潜力，为勘探开发提供地质依据。
1 区域概况研究区（蜀南地区）位于四川盆地南部，地理位置属于重庆市和四川省的泸州市、宜宾市管辖，东南至叙永，西至荣县，北至铜梁，以川南为主体，附带川西南东部、四川盆地南部边缘部分地区，总面积约为4.96×104 km2。构造位置为川南中隆低陡穹形带，包括威远、长宁及其以东的50 余个地面及腹地构造（图 1）。该地区构造复杂，背斜、向斜相间呈NNE 向展布排列，断层发育。受后期南北向挤压作用，区内南部地层普遍褶皱抬升，含煤地层大面积遭受剥蚀破坏，煤层主要赋存于保存较好的向斜内部和背斜的翼部[9]。
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| 图1 研究区地理位置和构造示意图 Fig. 1 Location and structures map of the study area |
蜀南地区含煤地层主要分布于上二叠统龙潭组，与上覆长兴组浅海碳酸盐岩呈整合接触，与下伏茅口组呈平行不整合接触，是一套海陆交互相沉积的含煤岩系，岩性以泥质沉积为主，夹粉砂岩、细粒岩屑砂岩，含可采煤层，产双壳、腕足等动物化石和植物化石。
煤层厚度决定了煤层气资源量的大小，因而它是评价煤层气储层的一项重要参数。为了落实研究区煤层分布，首先通过取芯井资料标定测井曲线，总结出煤层在测井曲线上具有“三高三低”（高声波、高补偿中子、高电阻率、低自然伽马、低体积密度、低有效光电吸收截面值）的特征，然后根据测井响应特征校正录井资料中的煤层，以保证煤层解释的准确性。通过分析研究区测井、录井及参数井资料，研究区内龙潭组地层广泛分布，仅长宁背斜核部遭受剥蚀。龙潭组纵向上共发育煤层25 层，单煤层厚度最厚可达5.0 m，普遍集中在0.5～3.0 m，单井揭示的最多可达15 层。煤层厚度分布不均，连续性较差，大足、宜宾一带以西煤层分布少，少数井揭示煤层总厚度1.0～2.0 m 或仅见煤线，甚至没有煤层，如威远地区。大足、宜宾一带以东，煤层数量和单层厚度较大的井主要分布在铜梁—大足—隆昌—江津一带，宜宾—长宁—古宋、高县，贵州赤水一带，该区域煤层厚度普遍为5.0～15.0 m，局部地区可达20.0 m（YA5 井）（图 2）。其中长宁地区龙潭组煤层上部连续性较好，煤层单层厚度较厚（1.0～3.0 m），中部发育较少，下部连续性也较好，煤层单层厚度0.5～1.0 m，煤线发育（图 3），上覆长兴组、下伏茅口组致密灰岩及龙潭组内部的细粒砂岩可为煤层的顶底板。
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| 图2 蜀南地区龙潭组煤层厚度分布图 Fig. 2 Coal thickness coutour of Longtan Formation in Southern Sichuan Basin |
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| 图3 长宁地区龙潭组煤层对比图 Fig. 3 Comparison of coalbed of Longtan Formation in Changning region |
龙潭组煤系地层埋深0～4000 m，普遍集中在2000～3000 m，研究区中部及南部剥蚀区周缘埋深相对较浅，小于2000 m（图 4），适合煤层气的开采。
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| 图4 蜀南地区龙潭组煤系地层埋深图 Fig. 4 Coal bury depth map of Longtan Formation in Southern Sichuan Basin |
通过对煤的宏观煤岩成分观察，按照煤岩成分组合及其反映的平均光泽强度，确定煤的宏观煤岩类型为半暗半亮型煤，煤岩显微组分以镜质组为主，其次为惰质组，镜质组含量较高，为10.30%～89.30%，平均62.42%，惰质组含量为7.10%～86.30%，平均27.40%，壳质组未出现。煤中含有少量黄铁矿、碳酸盐和黏土等矿物。煤层中黄铁矿多为同生矿物，在龙潭组上部近海条件形成的煤层中含量高，在龙潭组下部内陆条件下形成的黄铁矿含量低。煤岩镜质体反射率为2.59%～3.32%，变质程度高，属于无烟煤。研究区煤灰分产率较低，在20% 左右，据赵庆波等煤灰分分级标准[10]，属于中灰分煤。
研究表明，煤中硫的赋存状态受成煤环境影响，一般来说，冲积平原河流相发展的沼泽相为低硫煤，近海潮坪泥炭坪为高硫煤[11-13]。研究区龙潭组中下部煤的全硫平均值较低，在0.5% 以下，为低硫煤，表明其为冲积平原河流相发展的沼泽相。而在龙潭组上部可达4.0%，为高硫煤，表明其为近海潮坪泥炭坪相。
2.3 孔裂-隙发育特征通过气体吸附实验，研究区煤样孔径范围1.70～375.00 nm，BJH 平均孔直径3.60～31.15 nm，以中孔和小孔为主，大孔次之。中孔主要提供孔隙容积，微孔提供吸附比表面积，也是决定煤层含气量的关键因素[14]。BJH 累积比表面积0.0518～15.0810 m2/g，平均2.6400 m2/g，BJH 总孔体积0.003-0 mL/g（图 5）。通过煤岩宏观描述，煤体结构较为完整。岩芯观察煤岩宏观缝较发育，多被方解石、黄铁矿充填。微裂隙发育不均，有些煤样微裂隙发育良好，每厘米有5～11 条，而有些煤样微裂隙不发育，基本未见充填，偶见少量方解石充填。
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| 图5 蜀南地区龙潭组煤岩孔径分布曲线 Fig. 5 Isothermal and pore size distribution curve of coal of Longtan Formation in Southern Sichuan Basin |
根据煤层含气量测定方法，参照美国矿业局直接法（USBM）进行测定，测试结果显示该区煤层含气量高。煤层含气量（干燥无灰基）为10.79～35.67 m3/t，平均22.13 m3/t，煤层气含量随深度的增加而增加[15-16]，研究区煤层普遍埋深较深，埋深可作为煤层气含量高的原因之一。
煤层气的气体成分以甲烷为主，平均含量可达95.0%，含少量的N2 和CO2（分别占4.8%和0.4%）。刘文汇等通过研究天然气成因类型及判别标志，认为以δ13C=-55.0‰为界限作为鉴别热成因气、生物成因气的主要地化指标[17-19]。龙潭组煤层气δ13C为39.3‰～-32.1‰，全部大于-55.0‰，主要为热成因气（图 6）。
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| 图6 煤层气甲烷碳同位素分布直方图 Fig. 6 Distribution histogram of Coalbed methane carbon isotope |
煤岩储层的吸附性能通常用等温吸附的兰氏（Langmuir）参数来评价，煤的最大吸附能力可用兰氏体积来表征，兰氏压力的物理意义是实际吸附量达到极限吸附量50% 时的压力，代表煤层气解吸的难易程度，值越高，煤层中吸附态气体脱附越容易，越有利于开发[16, 20-21]。
通过对14 个样品进行等温吸附线测定，原煤的兰氏体积（空气干燥基）为9.48～33.84 m3/t，平均值为23.54 m3/t，煤层气的吸附能力强，开发潜力大。兰氏压力为1.44～4.44 MPa，平均值为2.33 MPa，兰氏压力低。
根据等温吸附实验结果和含气量测试结果，储层压力取压力梯度为1 MPa/100 m 的估测值，可估算出煤层的吸附饱和度、临界解吸压力和地解比（表 1）。估算的吸附饱和度为47.78%～90.29%，平均值为74.00%，高于全国含气饱和度平均值45.00%；临界解吸压力为1.84～9.31 MPa，平均值3.99 MPa。地解比为0.11～0.70，平均值为0.41，与美国勇士、圣胡安盆地以及中国沁水[22]、柳林煤层气开发地区相比，地解比偏低。地解比低，降压范围就越大，煤层气井出气时间就越慢，势必需要长期排水降压才能产气，对煤层吸附气的开发是不利的，开采成本较高。综合分析研究区煤储层吸附性能好，需要针对性的有效开采技术。
| 表1 蜀南地区龙潭组煤层等温吸附参数表 Table 1 Isothermal adsorption parameters table of coal of Longtan Formation in Southern Sichuan Basin |
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煤层气储层评价对于指导煤层气勘探开发具有重要意义，目前还没有一个系统的、实践性较强的煤层气储层综合评价系统。本文引用苏付义[14] 提出的煤层气储层参数评价标准。
从表 2 中评价结果显示，蜀南地区煤岩类型、煤层厚度、甲烷含量、含气量是煤层气储层好的一面，但是演化程度、灰分含量、单层厚度、地解比是煤层气储层质量差的一面。综合储层组合参数认为储层质量总体较好，可为煤层气资源聚集提供很好的温床。
| 表2 蜀南地区龙潭组煤层气储层评价结果表 Table 2 CBM reservoir evaluation results of Longtan Formation in Southern Sichuan Basin |
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煤层厚度和含气量控制煤层气资源丰度及资源量，资源丰度及资源量作为煤层气资源潜力的主要指标[23-26]。从美国勘探开发成功经验来看，在煤层气选区开发时，在煤层渗透率、含气量等其他储层条件优越的情况下，多选择在煤层厚度较大的地区进行；只有含有一定数量的煤层气才有开发价值，因此含气量越高越好。研究区煤层厚度一般，但是含气量高，从储层参数单因素层面到储层参数组合再到储层综合评价都显示资源潜力大。
根据《煤层气资源/储量规范DZ/T 02162002》要求，采用了体积法计算煤层气资源量，主要参数有：煤层含气面积、煤层厚度、煤质量密度和煤含气量[27]。经计算，蜀南地区埋深小于500 m 的煤层气资源量为2176.45×108 m3，资源丰度为0.92×108 m3/km2；埋深500～1500 m的煤层气资源量为3217.14×108 m3，资源丰度为0.88×108 m3/km2；埋深大于1500 m 的煤层气资源量为47795.97×108 m3，资源丰度为1.50×108 m3/km2（表 3）。
| 表3 蜀南地区龙潭组煤层资源量计算结果 Table 3 Coal resources calculation results of Longtan Formationin Southern Sichuan Basin |
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埋深小于1500 m 的长宁—叙永地区龙潭组煤层气勘探实践已取得阶段成果。四川省煤田地质局于2007—2009 年在长宁地区以东的古蔺—叙永地区已经施工了3 口煤层气生产试验井组并获气。中国石油浙江油田公司2011 年至今在长宁地区西南方的筠连地区完成煤层气钻井194 口，生产能力超过31000 m3/d。中国石油西南油气田公司2013 年在宁210 井上二叠统龙潭组煤层进行了压裂施工，经过约4 个月的排采后成功获气。说明蜀南地区开展煤层气勘探与开发资源是可行的，需要适宜的开采技术支持。可以选择在长宁—叙永地区开展煤层气开发试验工作，进一步探索合理的勘探评价方法与适宜的开采技术。
5 结论（1）蜀南地区龙潭组煤层分布不均，埋深较大。煤层分布于大足宜宾以东地区，厚度主要在5～15 m，自西向东有增厚的趋势；除长宁区块遭受剥蚀外，多数地区埋深在2000～3000 m，煤层气保存条件好。
（2）蜀南地区龙潭组煤储层热演化程度高，主要为半亮型无烟煤；煤质较好，水分含量低，灰分含量中等，挥发组分含量较低；孔隙以中小孔为主，裂缝发育不均，多被充填。
（3）煤层兰氏体积大，有高含气量潜力；龙潭组砂岩或上覆长兴组及下伏茅口组致密灰岩可作为煤岩的顶底板，适宜煤层气开采。但兰氏压力小，临界解吸压力小，地解比低。
（4）采用体积法计算蜀南地区煤层气的资源量为53189.56×108 m3，资源总量较大，但在目前经济技术条件下勘探开发有效面积小、资源量偏低。埋深小于1500 m 的资源量近6000×108 m3，面积约6-100 km2；埋深大于1500 m 区域面积广、资源量高、丰度高。
（5）长宁叙永地区龙潭组煤层气勘探实践已有初步成果，可选择在该区开展煤层气开发试验工作，探索煤层气勘探评价方法及有效的开采技术。
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