郭东鑫，张华莲，王 晋，张跃磊

(1.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心 (重庆地质矿产研究院) 重庆 400042；

打通区块位于重庆市綦江区赶水、打通、安稳、石壕等乡镇，距重庆市区以南 170km 左右(图 1)，区块面积为107.81km2，主体位于松藻矿区内。区块煤层气开采主要以井下瓦斯抽放为主，主要目的是防止煤矿瓦斯事故，改善煤矿安全生产条件。部分学者[1-2]曾对该区煤层气资源进行了评价，认为该区发育变质程度高的无烟煤，镜质组含量高，煤层气资源丰富、含气量高(17～20m3/t)、可采性好，资源丰度高(1.71×108m3/km2)，是重庆地区煤层气勘探开发的重点目标区之一。该区目前已实施了Q1、Q2井钻探、压裂及排采工程，揭示了较好煤层气勘探开发前景。本次研究通过对打通区块煤层气基本地质特征、赋存规律及控气要素开展分析，旨在为该区块煤层气勘探开发有利区的预测提供指导。

图1 区块及钻井位置图Figure 1 Block situation and boreholes layout

1 煤层气赋存地质背景

打通区块大地构造位置处于扬子准地台内的上杨子台褶带与四川台坳两个二级大地构造单元的分界处[3]。区块位于川鄂湘黔隆起褶皱带中段西侧酒店垭背斜西翼，箭头垭背斜-桑木场背斜西翼发育的次级褶皱带上，在平面分布上呈向北东收敛、南西撒开的放射状，具有娄山褶皱的特征，即背斜宽缓，向斜紧凑，褶曲波幅由东向西逐渐减弱，由东向西依次有两河口向斜、羊叉滩背斜、大木树向斜和鱼跳背斜形成向西突的“鼓包形构造”(图2)。这种特殊的构造形态，是不同方向应力的共同作用致使煤系及其上覆地层抬升的结果。

图2 区块构造纲要图Figure 2 Block structural outline map

区内地层沉积由老到新依次有寒武系、奥陶系、志留系、(泥盆系和石炭系缺失)二叠系(含煤地层)、三叠系、侏罗系。古生界主要出露于本区的东部和东南部背斜轴部或近轴部；中生界分布于西部及东部和东南的向斜部分；新生界只发育有第四系，零星分布于河谷地带及岩溶洼地中。其中，二叠系龙潭组是本区的主要含煤地层，属海陆过渡相沉积，厚57～107m，与上覆长兴组为整合接触，与下伏茅口组假整合接触。由灰至深灰色泥岩、砂质泥岩、粉砂岩及少量细砂岩、泥灰岩、石灰岩和铝质泥岩组成。含煤层层数多，含煤10-12层。龙潭组整体含水性弱，与上覆上二叠统长兴组和下伏中二叠统茅口组含水层缺乏水力联系，有利于煤层气资源的富集。

2 煤储层基本特征

区块内上二叠统龙潭组发育4套主力煤层(M6-3、M7-3、M8、M12)(表1)，均为全区可采煤层。煤层单层厚度薄，总厚4.01～9.88m，平均7.58m，M8煤层厚度最大，平均厚度2.75m。

表1 区块主力煤层特征一览表

区内主力煤层宏观煤岩类型以半暗型煤为主，条痕为灰黑色，似金属光泽，贝壳状断口，内、外生裂隙均较发育，偶见斑块状黄铁矿。有机质含量平均81.5%～88.0%，以M8煤层为最高。煤岩有机质显微组成以镜质组和半镜质组为主，平均含量61.0%～88.0%；半丝质组与丝质组次之，占比13.9%～39.0%；无机组分中以黏土类为主，硫化物次之，含少量氧化物类及碳酸盐类。煤岩镜质体平均反射率(Rran)2.13%～2.56%，热演化程度高，属贫煤-无烟煤。Q1井M7-3、M8煤层孔渗测试表明，煤层孔隙度介于1.69%～5.87%，平均为2.96%，孔隙度总体偏小；渗透率为(0.004 5～1.146 2)×10-3μm2，层属低孔低渗储层。

3 含气性特征及控气因素

3.1 含气性特征

区内各钻孔主力煤层含气量测试分析表明(表2)，M6-3煤层平均含气量为10.26m3/t；M7-3煤层含气量为19.62～21.92m3/t，平均为20.84m3/t；M8煤层含气量为8.26～27.92m3/t，平均为17.81m3/t；M12煤层含气量为23.12m3/t。整体上，M6-3煤以深的煤层含气量较高，均值在20m3/t左右。煤层气CH4浓度较高，平均达96.88%。

表2 钻孔煤层气(瓦斯)实测含量及解析成分表

3.2 控气因素

煤层气富集的必要前提是生成、储集、封盖、运移、聚集、保存等条件及其动态发展过程的有利配置，是构造因素控制之下诸多地质因素耦合作用的结果[4-6]。研究认为，本区煤层气富集的主要有以下控制因素：

(1)沉积环境控制作用。沉积环境控制着聚煤特征、含煤岩系的岩性、岩相组成及其空间组合，并决定着煤储层物性和盖层围岩特征，通过围岩透气性能影响着煤层气的保存条件[5-6]，是影响煤层气聚集与保存的基础地质条件。

区块内龙潭组发育以泻湖—海湾—潮坪及浅海碳酸盐沉积为主，聚煤区以滨岸沉积环境为主，后期南桐潮坪环境对煤储层封盖起主控作用[7-8]，龙潭组煤层顶底板发育海湾—潮坪—沼泽/泥炭相泥岩或粉砂质泥岩，具有较强的封盖能力。煤的微孔容为 0.015 9～0.032 2 cm3/g，而伪顶发育炭质泥岩、页岩等，结构致密，孔径以小孔为主，小于100nm 的平均占65.3%，孔容为 0.011 4～0.017 2 cm3/g，平均0.014 6 cm3/g，因此透气性极差，是良好的封闭层；直接顶发育细砂岩、粉砂岩，以微晶或细屑颗粒为主，粒径为0.25～0.005m，原生及次生孔隙多被黏土矿物充填，也是较好的不透气层；区内基本顶灰岩晶间孔隙、裂隙发育，面孔隙率平均3.1%，也限制了煤层气逸散，从而形成了一个良好的封闭体系[9]。

(2)构造作用。一般地，在褶皱强烈地带或紧密结合部位，如向斜的轴部附近、背斜的倾伏端等，受控与构造作用，构造煤发育，含气量大，煤层气(瓦斯)富集程度高。区内9-4号钻孔位于鱼跳背斜倾伏端走向转弯部位，M8煤层厚度为0.33 m，埋深296 m，但M8煤层构造煤发育，煤层气(瓦斯)含量高达34.90 m3/t。受构造作用控制，构造煤发育，煤层的孔裂隙结构破坏，从而造成煤层气(瓦斯)含量富集。

(3)水文地质作用。区内主要含水层为石灰岩岩溶裂隙含水层，自上而下可划分出1个强含水层、4个中等含水层、4个隔水层，含水层和隔水层纵向上相互叠置。嘉陵江组四段、五段、六段(T1j4-5)为强含水层；嘉陵江组一段、二段(T1j1-2)，玉龙山组二段、三段(T1y2-3)，长兴组(P3c)、茅口组(P2m)为中等含水层；嘉陵江组三段(T1j3)，飞仙关组一段、二段(T1f1-2)，玉龙山组一段(T1y1)、龙潭组(P3l)为隔水层(表3)。

表3 区块主要含水层与隔水层简表

4 结论

目前，已实施的Q1井排采试气产气 1 200m3/d，2017年3月以来已累计产气 1.2×105m3(290 d)，据初步估算，打通区块煤层气资源潜力约 215×108m3，煤层气资源及开发潜力大。

(1)綦江打通区块构造相对简单，煤储层具有 “一多一薄、两高低”的地质特征，即煤层层数多，4套主力煤层(M6-3、M7-3、M8、M12)分布稳定；厚度薄，最大为2.75m；孔渗低，孔隙度范围为1.69%～5.87%，平均为2.96%，渗透率范围为0.004 5×10-3～1.146 2×10-3μm2；变质程度高，煤岩镜质体平均反射率(Rran)2.13%～2.56%；含气量高，煤层平均含气量为10.26～ 23.12m3/t。

(2)区块煤层气含气量较高，煤层气富集主要受沉积环境、构造作用、水文动力条件耦合作用控制；煤层顶底板主要为具有封盖能力较强的海湾—潮坪—沼泽/泥炭相泥岩或粉砂质泥岩，对煤层气起到了很好的区域性封盖保存作用；含水层和隔水层纵向上相互叠置，水力联系差，煤层气保存条件良好。