迟焕鹏，毕彩芹，单衍胜，胡志方

(中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083)

0 引 言

我国能源正朝着清洁低碳、安全高效、创新优化的现代化能源结构推进。煤系地层中煤层、致密砂岩、泥页岩等储层蕴含的丰富的天然气是我国非常规天然气的主要组成部分[1]，综合勘探开发煤系地层中的非常规天然气资源既能够增加清洁能源的供应，又能提高单井的利用率，还可以有效预防煤矿瓦斯事故[2-3]。我国目前发现的致密砂岩气田均位于含煤盆地中[4]，在四川南部、贵州西部、沁水、鄂尔多斯等地区煤层群发育，煤层气、页岩气和致密砂岩气资源分布具有重叠特点[5-8]。

四川南部地区上二叠统宣威组和龙潭组是该地区的主要含煤地层，1 500 m以浅的煤层气资源量占四川全省的82%，且煤层含气量较高，具有良好的开发利用潜力[9-11]。本文以在该区内所钻的川高地1井所获得的钻井、地质资料为基础，对煤系地层岩芯样品进行实验分析，以获得煤系地层的物性特征，最后对煤系地层非常规天然气开发有利层位进行了筛选和讨论。

1 地质与工程概况

川高地1井位于四川南部芙蓉矿区芙蓉井田深部，构造上位于四川前陆盆地南缘的叙永-筠连叠加褶皱带珙长背斜南西翼西部，为单斜构造，地层平缓，地层倾角12～18°，断层不发育。研究区主要含煤地层为上二叠统宣威组和龙潭组，其煤层主要发育于宣威组中上段和龙潭组全部，含煤地层内部为连续沉积，系陆相含煤建造或海陆交替相含煤构造。

川高地1井自上而下钻遇了第四系，三叠系嘉陵江组、飞仙关组，二叠系宣威组，峨眉山玄武岩组地层，钻遇地层情况如图1(a)所示。根据实际钻遇地层和钻井过程，嘉陵江组以灰岩、泥质灰岩为主，飞仙关组以泥岩、泥质粉砂岩为主，宣威组以泥岩、粉砂质泥岩为主，并夹厚度不等的煤层；地层和煤层较为完整，岩溶、裂隙发育较差，地层岩石可钻性较好。所钻遇的宣威组煤系地层情况如图1(b)所示，煤系地层厚度129.26 m，主要岩性为煤层、灰色-深灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、炭质泥岩。

图1 川高地1井钻遇地层及煤系地层柱状图(资料来源：文献[12])

川高地1井在煤层、暗色泥岩和致密砂岩等煤系地层气测异常值较高，较为明显的异常显示8处(表1)。异常总烃峰值13.78%～57.47%，峰基比12.19～36.84，特别是位于井段688.00～699.70 m的C6+7、C8煤层及所夹岩，总烃峰值高达57.47%。飞仙关组的致密砂岩也有良好的气测显示，全烃峰值较高。

2 煤岩煤质特征

川高地1井所钻遇的煤层的情况见表2。该地区含煤地层主要为上二叠统宣威组，共钻遇煤层9层，总厚度为8.81 m，单层厚0.20～3.41 m。根据岩芯所观测的宏观煤岩特征，煤层均为原生结构煤，煤体结构完整。C6+7和C8煤单层厚度较大，分别为3.41 m和1.69 m，两层煤间距只有1.14 m，且岩性组合较好，C6+7煤层顶板为飞仙关组致密的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩，C8煤层底板主要为泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩等，封隔条件较好。

表1 川高地1井主要气测异常显示

资料来源：文献[12]。

表2 川高地1井钻遇煤层情况

资料来源：文献[12]。

在晚二叠世初四川南部地区主要沉积了一套滨岸带冲积平原碎屑岩。其中，工作区东部的龙潭组以海陆过渡相为主，而川高地1井所在的西部宣威组以陆相沉积为主[13]。宣威组主要发育了泻湖潮坪相，自西向东沉积地层变化不大，沉积岩石类型以粉砂岩和泥岩为主，煤层连续性较好，该时期煤层西部发育较好，以黑色半暗型煤为主；沥青光泽、玻璃光泽；细-中条带结构、层状构造。含煤地层上覆的飞仙关组属浅滨-海相沉积，岩性主要是紫色泥岩、泥质粉砂岩，厚度稳定，是良好的封盖层。

煤的组分特征对煤的吸附能力起控制作用，川高地1井煤质显微组分见表3，各煤样的显微组分以有机组分为主，其中主要是镜质组。各煤样的最大镜质组反射率位于大部分都大于2.5%，应属于高变质煤中的半无烟煤和无烟煤[14]，主要原因是工作区上二叠统煤系地层未受到岩浆侵入影响，煤的变质作用主要受较深处地热和上覆岩石压力的影响。无机组分以黏土矿物和碳酸盐岩为主，硫化物类含量较少。C6+7和C8煤层的无机组分含量最低，煤质较好，吸附能力最强，C5、C9和C10三层煤的壳质组含量接近40%，煤质较差，吸附能力稍弱。

3 煤系地层物性

3.1 孔隙性

煤层的孔隙度、孔隙结构与煤层的吸附性密切相关。对川高地1井岩芯样品进行分析，孔隙度范围在7.21%～16.89%之间，平均孔隙度为12.20%，泥页岩孔隙度最高达4.25%，孔隙度较高，说明煤系地层储集性较好。

按照苏联学者霍多特对煤岩孔径结构的划分方案，煤孔隙可分为微孔(小于10 nm)，小孔(10～100 nm)，中孔(100～1 000 nm)，大孔(大于1 000 nm)，其中吸附孔是指小于100 nm的微孔和小孔[16]。对所取的样品采用低温液氮吸附法进行了室内实验测试，从表4的测试结果来看，平均孔径在12.35～17.32 nm之间，孔隙以微孔为主，煤储层的比表面积和孔体积较高，吸附能力均较高，且泥岩也具有一定的吸附能力，说明该地区的煤系地层具有较好的储气能力，尤其是C8和C10样品，比表面积和孔体积在所有煤储层样品中最高，而且微孔是孔体积的主要贡献，说明主力煤层C6+7和C8孔隙的吸附能力较强。

3.2 渗透性

煤岩杨氏模量低、泊松比高[17]，因此，煤储层具有很强的应力敏感性[17]。目前，在煤层气勘探开发过程中，主要通过注入压降试井来获得煤储层的渗透率。在川高地1井钻探过程中，通过注入压降法对连续分布的C1煤层、C6+7和C8煤层进行了试井，注入时间12 h，压降测试时间为24 h，解释得到该井的结果如表5所示，从中可以看出，测试的煤层渗透率偏低，分析认为是煤层孔隙直径较小，连通性较弱所致。

表3 煤层的显微组分特征

资料来源：文献[15]。

表4 低温液氮实验测试结果

资料来源：文献[15]。

表5 川高地1井渗透率测试分析结果

资料来源：文献[12]。

3.3 储层压力

根据试井测试结果，川高地1井C1储层压力系数1.34～1.6，C6+7、C8储层压力系数1.18，均为超压储层。C1储层破裂压力为15.78～15.85 MPa，破裂压力梯度2.40 MPa/100 m，闭合压力14.56～14.61 MPa，闭合压力梯度2.21 MPa/100 m，C6+7、C8储层破裂压力为18.68 MPa，破裂压力梯度2.69 MPa/100 m，闭合压力17.63 MPa，闭合压力梯度2.53 MPa/100 m，破裂压力和闭合压力均属于正常压力范围。

3.4 含气量

川高地1井现场解吸煤岩样品16件，空气干燥基含气量分布如图2所示，可以看出主要煤层的含气量均较高，且从图中可以看出， C9～C12样品所代表的C6+7煤层和C8煤层的含气量最高。从图3所示的空气干燥基泥页岩和致密砂岩含气量分布图看出，泥页岩含气量0.14～6.45 m3/t，平均2.85 m3/t；致密砂岩含气量0.29～0.49 m3/t，平均0.38 m3/t，本井的泥页岩也具有较高的含气量。

煤层样品解吸气气体组分主要为CH4，N2次之，含少量C2H6、C3H8、CO2和H2，其中CH4含量80.54%～98.25%，平均95.42%，N2含量0.55%～18.39%，平均3.23%。

3.5 吸附性

一般而言，兰氏压力和兰氏体积常被用来评价煤储层的吸附特性，兰氏体积表示煤层气储层的最大可吸附量，兰氏压力是在吸附量达到最大吸附量的一半时的压力。川高地1井等温吸附实验结果见表6，从表6可以看出，煤储层的兰氏体积为16.88～28.05 m3/t，平均值为22.51 m3/t，兰氏体积较大，大量的微孔、小孔为甲烷气体提供了更大的吸附空间，有利于甲烷气体的吸附；兰氏压力为1.30～2.29 MPa，平均1.77 MPa，根据如式(1)所示临界解吸压力计算公式，计算出临界解吸压力(表6)。

(1)

式中：pcd为临界解吸压力；pL为兰氏压力；V为实际含气量；VL为兰氏体积。

图2 煤岩含气量柱状图

SH-泥页岩；S-砂岩图3 泥页岩和砂岩含气量柱状图

表6 川高地1井等温吸附及含气性结果

样品编号煤层编号兰氏体积VL/(m3/t)兰氏压力PL/MPa储层压力/MPa饱和吸附量/(m3/t)含气量/(m3/t)临界解吸压力/MPa含气饱和度/%临/储比C1C1煤层21.471.629.0818.2211.611.9163.720.21C4C5煤层16.881.497.8814.208.781.6261.830.20C8C6+7煤层28.052.177.8823.1812.101.6252.200.21C10C8煤层24.942.297.8819.3216.334.3484.520.55C15C10煤层21.191.307.1017.9111.981.6966.890.24

表6中，煤储层压力较高，临界解吸压力与储层压力之比(临/储比)为0.20～0.55，平均为0.28，临/储比相对较低，排采存在一定难度；但含气饱和度位于52.20%～84.52%之间，平均为65.83%，含气饱和度较高，具有一定开采价值。尤其是主力煤层C6+7和C8的含气量较高，分别为12.10 m3/t和16.33 m3/t，兰氏压力也相对较高，尤其是C8煤层，临/储比达到了0.55，可采性较好。

4 分析与讨论

通过对煤质、煤系地层储层物性的分析，从煤层单层厚度大，煤体结构完整，煤质有机组分含量高，地层含气量高等角度看：C6+7和C8煤层的单层厚度大，分别为3.2 m和1.8 m，煤体结构、煤质最好，孔隙性、含气量、兰氏体积均最好，为主要有利目标层；C1煤层总厚度为1.48 m，总厚度较大，单层厚度小，煤质较差，中间夹两层泥岩，可作为次要有利目标层；C5煤层厚度小，煤质差，兰氏体积较小，不具有单独开发的价值，但是该煤层上下的暗色泥页岩具有较高的含气量，可以探索煤系泥页岩地层天然气的开发潜力；飞仙关组气测全烃较高的致密砂岩段是川南地区首次在飞仙关组1 000 m以浅发现气测异常，且厚度较大，可以探索煤系致密砂岩地层的天然气开发潜力。

5 结 论

采用室内实验的手段，对煤系地层的煤岩煤质，孔隙性、渗透性、储层压力、含气量和吸附性等物性特征进行了分析，得到如下结论。

1) 川南地区煤系地层孔隙以微孔为主，比表面积和孔体积较大，煤系泥页岩和致密砂岩层具有较好的孔隙性，有利于天然气的聚集，尤其是C6+7和C8煤层的孔隙的吸附能力最强。煤系地层渗流孔隙发育较少，孔隙连通性差，需要采取储层改造提高地层的渗透性。

2) 川南地区煤层含气量较高，平均可达10 m3/t以上，C6+7煤层和C8煤层的含气量最高，煤系泥页岩层含气量较高，气体组分主要为CH4，平均含量达95%以上，煤系地层具有较好的非常规天然气开发潜力。

3) C6+7和C8煤层的单层厚度大，煤体结构、煤质、孔隙性最好，含气量、兰氏体积均最高，为主要有利目标层；C1煤层及泥页岩夹层的储层压力较高，可作为次要有利目标层；C5煤层及上下的暗色泥页岩具有较高的含气量，可以探索煤系泥页岩地层天然气的开发潜力；飞仙关组气测全烃较高，且厚度较大，可以探索煤系致密砂岩地层的天然气开发潜力。