四川盆地上二疊統龍潭組深-超深部煤層氣資源開發潛力

明 盈，孫豪飛，湯達禎，徐 亮，張本健，陳 驍，徐 唱，王嘉先，陳世達

(1.中國石油西南油氣田分公司勘探開發研究院，四川 成都 610041；2.中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083)

全球能源格局深刻變化、能源結構加快調整、國內“碳達峰、碳中和”目標下，清潔能源產業的發展迎來重要戰略機遇期[1]。加快煤層氣等非常規天然氣開發力度，對強化國家能源戰略安全保障、夯實資源保供基礎意義重大[2]。經過近幾十年的探索，我國煤層氣產業發展已初具規模，準南、沁水盆地南部(沁南)、鄂爾多斯盆地東緣(鄂東)、二連、黔西-滇東等盆地或地區先后部署近20 000 口生產井，但85%以上地面井產量來自沁南、鄂東兩大生產基地，目的煤層埋深總體小于1 000 m[3-5]。

深部煤層氣資源是我國煤層氣資源的重要組成部分，2 000 m 以淺煤層氣資源量約六成以上賦存深度超1 000 m，2 000～3 000 m 埋深的煤層氣資源約18.47×1012m3[6-8]。深部煤層氣在含氣性、地層能量及供氣能力等方面普遍優于淺部，具備支持國家天然氣“增儲上產”發展戰略的強大潛力[9]。近年來，鄂東延川南、大寧-吉縣、臨興，準噶爾盆地白家海、阜康，沁南鄭莊、柿莊北等區塊，部分目的層在1 000～2 500 m 埋深的煤層氣井先后實現了高產氣流突破。2020 年以來，儲層改造工藝的探索升級(例如，有效支撐壓裂[10]、極限壓裂[11]等)，極大提升了深部煤層氣的產出效率，實現了延川南區塊1 000～1 600 m 和大寧-吉縣區塊2 000～2 500 m 埋深煤層氣單井日產量由數百或數千立方米到數萬甚至超十萬立方米的大幅增加，顛覆了關于煤層氣勘探開發深度禁區的固有認識，極大提振了業內對深部煤層氣開發的信心和力度。

四川盆地發育有多套區域性烴源巖層系，天然氣資源儲量巨大[12]。據不完全統計，盆地內有340 余口井鉆遇龍潭組，316 口井見油氣顯示1 018 次，顯示段主要以煤層為主。然而，盆地內先期煤層氣勘探開發投入工作量較少，工程部署主要集中于盆緣筠連、古敘等一帶[13]。2016 年川高參1 井的高產突破(峰值日產8 300 m3[14])進一步落實了盆地內淺部煤層氣的資源基礎與商業開發價值，但川中深-超深部煤層氣地質資源特征及開發潛力尚處于起步探索階段。

據此，筆者基于國內關于深部煤層氣地質理論認識，通過盆地內老井復查、測井解釋、鉆井取心、實驗表征等手段，系統梳理了川中-蜀南龍潭組深部煤層氣成藏地質條件，從含煤性、含氣性、地層能量、儲層物性、構造特征等方面綜合剖析煤層氣成藏潛力和資源特征，初步提出了超深部煤層氣開發有利區和目標層段，以期為西南地區煤層群背景下深部煤層氣的勘探開發提供借鑒與指導。

1 區域地質概況

四川盆地位于揚子地臺西北部，上二疊統自下而上劃分為龍潭階和長興階：川西南部地區上二疊統為峨眉山玄武巖和陸相宣威組；川南-川中發育龍潭組和長興組；川北-川東地區龍潭組相變為吳家坪組，開江-梁平海槽內長興組相變成大隆組。龍潭組地層厚度60～160 m(局部可達200 m)，為一套海陸過渡相含煤層系，由深灰-灰黑色的泥頁巖、粉砂巖夾煤層組成(圖1)。龍潭組、宣威組(陸相地層)下部和吳家坪組(海相地層)屬于盆地內的同期異相沉積：宣威組與下伏茅口組呈不整合接觸，與上覆飛仙關組呈整合接觸，巖性為灰、灰綠色及紫紅色泥頁巖、粉砂巖夾砂質鐵質巖及煤層；吳家坪組與下伏茅口組呈不整合接觸，與上覆大隆組/長興組呈整合接觸，主要為石灰巖、含硅質灰巖、硅質頁巖及鈣質頁巖，底部發育鋁土質黏土巖，局部地區見炭質頁巖夾薄煤層。

四川盆地雛形生成于印支期，經喜馬拉雅期強烈壓扭性斷褶運動而定型。盆地現今構造分布樣式整體上可劃分為川東南斜坡高陡構造區、川中平緩構造區和川西坳陷低陡構造區，包括六個次一級構造區：川北低平、川西低陡、川中低平、川西南陡緩、川東高陡和川南低陡構造區(圖1)。川南以低陡構造為主，川中整體為寬緩的北傾斜坡，局部發育低幅隆起，深大斷裂不發育，煤層氣藏保存條件優越。

2 成藏地質基礎

2.1 煤層幾何分布特征

川中-蜀南一帶龍潭期廣泛發育海陸過渡沉積環境，以西部康滇古陸為主要物源區，自西向東依次發育沖積平原、潮坪-潟湖、混積臺地、開闊臺地沉積環境[15]。龍潭期煤巖層主要沿海岸線發育，龍潭早期至晚期，海岸線持續向西遷移，海侵不斷加劇，聚煤中心不斷西遷、范圍縮小。根據老井資料分析，龍潭組煤層分布面積約4.52×104km2，煤層累厚2～17 m，累厚≥6 m 面積2.80×104km2，遂寧-合江一帶為聚煤中心(圖1)；垂向上，煤層幾何分布表現為層數多(7～15 層)、成群賦存、間距小、單一煤層薄(0.1～4.5 m)、尖滅分岔現象顯著等特點(圖2)。龍二段水深增長緩慢，海岸線相比于龍一段時期無明顯遷移，長期處于水體深度適中的潮上帶-潮間帶泥炭沼澤沉積環境，為主要的聚煤期，穩定煤層厚度最大、層數最多、間距最小，是勘探開發的有利煤組。

圖2 四川盆地龍潭組煤層連井剖面Fig.2 Well cross section correlation of Longtan Formation coal seams in the Sichuan Basin

后期構造運動導致龍潭組煤層埋深范圍較廣，最大埋深可達4 500 m，自南向北逐漸變深(圖1)。其中，埋深2 000～3 000 m 煤層主要分布在川南低陡構造區，面積約1.06×104km2；埋深3 000～4 500 m 煤層主要分布在川中低平構造區，面積3.46×104km2。

上二疊統含煤40 余層，可對比編號煤層25 層，包括長興階8 層(1-8 號，C1-C8)和龍潭階17 層(9-25 號，C9-C25)?；谂璧?8 口探井統計分析發現，16、17、19、22 和24 號煤層發育分布較廣且側向連續性較好，是潛在的優質可采煤層(圖2、圖3)。龍二段下部19 號煤埋深介于2 500～4 000 m，厚度主要集中于1.5～4.5 m(平均3.2 m)，單層厚度、區域穩定性和可對比性顯著優于其他煤層。其中，19 號煤層單層厚度大于3 m 的有利面積達2 900 km2，單厚大于4 m 有利面積約700 km2，具備良好的可采性，是盆地深部乃至超深部煤層氣勘探開發的甜點目標層段(圖2、圖3)。

圖3 龍潭組煤層厚度分布箱型圖及19 號煤厚度等值線Fig.3 Box plot of Longtan Formation coal seams and the isopach map of the No.19 coal seam

2.2 煤巖煤質特征

四川盆地龍潭組煤層煤體結構分布與構造分區密切相關，川南盆緣一帶構造相對復雜且斷層發育，構造煤占比相對較高，川中地區構造類型簡單，深大斷層不發育，以原生結構煤為主，具備儲層壓裂改造基礎(圖4)。區內上二疊統煤層變質類型主要為深成變質作用，熱演化程度整體較高，鏡質體最大反射率Rmax普遍大于2.0%，貧煤、無煙煤均有發育。川南地區淺部煤層鏡質組體積分數介于22.80%～88.74%(平均58.34%)，惰質組體積分數平均20.79%；川中一帶巖心實測Rmax值為2.55%～3.50%，顯微組分以鏡質組為主(68.21%～84.50%)，惰質組平均10.46%，無機礦物體積分數平均21.33%。其中，無機礦物組分以黏土礦物類(0.18%～36.90%，平均12.79%)、硫化物類(0.17%～5.41%，平均4.26%)、碳酸鹽類(0.18%～36.90%，平均12.79%)和氧化硅為主。整體上，龍潭組煤變質程度與鄂東延川南(Rmax平均2.5 %)、大寧-吉縣(Rmax平均2.7%)等深部區塊基本相當，略高于臨興區塊(Rmax平均1.8 %)，有利于熱成因氣的大量生成，為煤層氣富集成藏奠定了氣源基礎[16]。

圖4 川中地區深部煤心照片與宏觀割理Fig.4 Photographs of cores with macroscopic cleats from deep coal seams in the central Sichuan Basin

2.3 煤層儲滲條件

川中地區煤體結構完整，割理系統呈網狀分布，面割理密度5～10 條/5 cm，端割理密度7～19 條/5 cm，部分割理被無機礦物填充(圖4)?？紫额愋桶饪?、鑄?？?、粒間孔、溶蝕孔、晶間孔等，其中尤以氣孔最為常見。深部煤樣進汞曲線呈典型的兩段式分布，即壓力小于10 MPa 時呈現較陡的斜線段；當壓力大于10 MPa后，曲線呈近水平直線段，進汞飽和度快速增高。這類曲線形態表明煤層以微小孔發育為主，中、大孔相對不發育。壓汞結果與核磁共振結果基本一致，T2譜曲線在0.1～2.5 ms 和10～100 ms 處分別存在兩個主峰，滲流空間譜峰面積極小，煤層較為致密，微小孔占據主導(BET 比表面積1.7～2.0 m2/g)，相對不利于煤層氣的滲流產出。根據層心測定結果，川南地區1 000 m 以淺煤儲層孔隙率2.5%～17.9%(平均7.68%)；相對而言，川中2 000～3 000 m 埋深煤層孔隙率明顯降低(2.8%～6.89%，平均4.55%)，滲透率介于(0.012～0.483)×10-3μm2，平均僅0.097×10-3μm2，與大寧-吉縣區塊孔隙率基本相當(圖5a)。

圖5 煤心試驗及試井孔滲測定結果Fig.5 Coal porosity and permeability results determined through coring and well testing

值得注意的是，我國西南地區承受的現今地應力強度較華北和西北地區明顯增高[17]，盆地內1 200 m 以淺煤層試井滲透率均小于1.0×10-3μm2，絕大多數煤層(60%) 滲透率小于0.1×10-3μm2(圖5b)?？梢酝茰y，深部乃至超深部煤儲層多屬于極低滲儲層，加之高應力梯度，對壓裂(特別是加砂強度)要求更高。

2.4 保存條件

四川盆地主要存在三類頂底板組合樣式：I 型，煤-泥組合；II 型，煤-灰組合；III 型，煤-砂組合。其中，泥巖蓋層對下伏煤層氣保存最為有利，砂巖蓋層疏導能力強，不利于氣藏的保存。據統計，區內煤層泥巖頂板的厚度介于3.00～17.26 m，氣測全烴范圍31.58%～93.68%，平均65.43%；灰巖頂板厚度介于1.75～2.90 m，氣測全烴范圍20.37%～86.59%，平均32.36%；頂板砂巖的厚度介于1.00～3.75 m，氣測全烴范圍12.36%～20.34%，平均14.68%(圖6)。

圖6 四川盆地煤層儲蓋組合類型及19 號泥巖頂板厚度等值線Fig.6 Reservoir-cap rock assemblage types of coal seams in the Sichuan Basin and the isopach map of the mudstone roof of the No.19 coal seam

平面上，巖性平面分布受沉積環境控制，盆地西部陸相環境砂巖以厚層河道砂為主，川南局部地區發育煤-砂儲蓋組合，川中以煤泥(含粉砂質泥巖或泥質粉砂巖)組合最為常見，分布面積達到33 300 km2。其中，19 號煤層頂板泥巖厚度普遍大于8 m，最厚可達14 m，為深部煤層氣的保存提供了優良條件(圖6)。例如，川中MX202 井19 號煤巖泥巖頂板厚度為8 m，氣測峰值為96.36%；R201 井頂板泥巖厚度為12 m，氣測峰值高達99.99%。

3 成藏地質特點

3.1 含氣特征

含氣特征是煤層氣地質評價的基礎。研究區淺部煤層實測含氣量平均值13.95 m3/t,深部煤層實測含氣量平均值15.27 m3/t(圖7)。2 000 m 以深煤層氣前期投入工作量較少，僅浙江油田分公司于2022 年在2 500 m埋深附近進行了兩套煤層的取心及含氣量現場測試(保壓取心未成功，含氣量16.64～17.61 m3/t，圖8)。深部煤層吸附氣和游離氣并存，根據等溫吸附試驗結果，原位溫度條件下煤層Langmuir 體積為12.4～14.4 m3/t，地層條件下最大吸附量介于11.0～12.8 m3/t，含氣飽和度達138%～151%，處于超飽和狀態，游離氣含量為4.84～5.60 m3/t。相對于其他含煤盆地的高階煤儲層，四川盆地深部煤層吸附能力略低，這可能與成煤環境制約下煤層的較高灰分產率(平均30%)有關。

圖7 實測含氣量垂向變化Fig.7 Vertical variation in measured gas content

圖8 取心井等溫吸附試驗結果Fig.8 Isothermal adsorption experiment results of cored wells

根據等溫吸附曲線曲率特征，求曲率方程的一階導數和二階導數，一階導數為0 時對應轉折壓力，二階導數為0 時分別對應啟動壓力和敏感壓力[18-19]，具體表達式為：

根據式(1)-式(3)，計算2 套取心煤層的啟動壓力、轉折壓力和敏感壓力依次為0.97、3.56、5.97 MPa 和0.93、3.08、5.09 MPa(圖9)。鑒于原位地層條件下煤層含氣飽和度均超過100%，即吸附氣和游離氣賦存，煤層實際排采過程中游離氣和吸附氣將并行產出，且吸附氣將經歷煤層氣解吸全過程(低效解吸→緩慢解吸→快速解吸→敏感解吸)。

圖9 取心井解吸階段Fig.9 Schematic diagrams showing the desorption stage of cored wells

一般情況下，受溫壓作用的共同影響，深部煤層氣吸附氣量在臨界深部以深逐漸降低，游離氣量隨深度增加呈增加的趨勢。這類超飽和氣藏富含原地游離氣，煤層氣產出不明顯依賴于排水降壓，投產即見氣，可以大大縮短見氣時間，保證地層能量充分利用，后續吸附氣快速或敏感解吸后可形成產能接替[9]。從開發角度而言，游離氣可統稱為有效資源，吸附氣理論產氣潛力(解吸至枯竭階段噸煤累計產氣量)需進一步考慮煤層氣解吸歷程和廢棄壓力值。因此，深部煤層氣有效資源量為游離氣量和有效解吸氣量的疊加。通常，美國煤層氣井廢棄壓力取0.7 MPa，中國廢棄壓力經驗取值介于0.2～1.0 MPa 之間[20-21]。在此基礎上，以0.1 MPa 為梯度，可計算廢棄壓力由0.2 MPa 遞增至1.0 MPa 時對應的有效資源量，該井取心樣有效資源量介于13.20～16.79 m3/t，殘余含氣量0.82～3.44 m3/t(表1)，理論采收率>80%，資源和開發潛力相對于中淺部煤層顯著增高。

表1 不同廢棄壓力下累計解吸量Table 1 Cumulative desorption amounts under different abandonment pressures

3.2 儲層壓力特征

煤層氣儲層壓力是地層能量的具體表現形式，決定了煤層氣的運移、產出動力。四川盆地二疊系煤層試井多集中于盆緣一帶筠連、古敘等礦區1 000 m 以淺的煤層，儲層壓力系數與埋深存在良好的正相關關系，700 m以深的兩個測點表現為異常高壓儲層(壓力系數>1.1，圖10)?；贓aton 公式法原理[22]，結合地層壓實、有效應力和均衡理論，利用密度測井和聲波對龍潭組煤層壓力系數進行了預測(公式(4))，預測結果與實測誤差范圍0.85%～2.24%，證實該方法具備一定的可靠性(圖11)。儲層壓力大于鉆井液柱有效壓力時會發生氣侵，因此，鉆井泥漿密度可定性判斷壓力系數。根據Eaton 法計算結果與鉆井泥漿密度推測，四川盆地3 000 m 以深地層壓力系數普遍大于1.8，磨溪-遂寧一帶為超壓中心，壓力系數可達2.2(圖12)。

圖10 試井儲層壓力系數隨埋深變化(文獻[23])Fig.10 Burial depth-varying reservoir pressure coefficient derived from well testing (reference [23])

圖11 壓力系數誤差分析Fig.11 Error analysis of pressure coefficient

圖12 四川盆地龍潭組煤層壓力系數等值線圖(Eaton 法)及氣侵鉆井泥漿密度分布Fig.12 Contour map showing the pressure coefficient of Longtan Formation coal seams in the Sichuan Basin (derived using Eaton's method)and the drilling fluid density distributions in the case of gas invasion

儲層壓力大于鉆井液柱有效壓力時，發生氣侵，因此鉆井泥漿密度可定性判斷壓力系數。

事實上，地層超壓在四川盆地并不鮮見，龍馬溪組頁巖壓力系數與埋深也表現出明顯的正相關(圖12)[23]。相同儲層條件下，壓力系數2.00 區域總含氣量是壓力系數1.00 區域的1.35 倍。地層超壓可能與區域構造作用有關，盆地中部變形微弱，源巖大量生烴后仍具有較好保存條件，使超壓得以保持[24]。相對于鄂東或準噶爾盆地深部煤層(欠壓-常壓為主)，四川盆地超高壓力系數區域一方面可以降低煤層應力敏感性，保持割理裂隙張開程度；另一方面，生產過程可以提供更強的氣體運移產出動力和更大的可壓降空間，保證氣井上產潛力和穩產周期(圖12)。

4 龍潭組深-超深部煤層氣開發潛力

我國深部煤層氣區塊尺度開發目前主要集中在延川南(中深部，1 000～1 600 m)和大寧-吉縣區塊(深部，2 000～2 500 m)的高階煤儲層。相對于上述區塊，四川盆地龍潭組煤層生烴條件和孔滲性相似，總含氣量略低但游離氣占比高，“儲層異常超壓”和“氣藏超飽和”地質優勢明顯。根據體積法估算，龍潭組煤層氣累計地質資源量11.98×1012m3，資源豐度1.98×108m3/ km2，可采資源量3.59×1012m3。其中，埋深2 000～3 000 m，3 000～4 500 m 和>4 500 m 煤層氣地質資源量分別為1.95×1012m3，7.92×1012m3和2.11×1012m3，開發潛力巨大。開發單元厚度的局限性(19 號煤層，平均厚度3.2 m)是制約四川盆地深-超深部煤層氣高效開發的關鍵，水平井工程施工(井眼軌跡控制、煤層鉆遇率等)面臨重大挑戰。此前，淺部薄煤層煤層氣水平井開發已有先例，中石化華東局在珠藏向斜部署兩口水平井(1 口U 型井，1 口J 型井，埋深500～600 m，目的層厚<2 m)，盡管煤層鉆遇率僅50%，但單井穩產達4 000～5 000 m3，是鄰近合采井單層氣量貢獻的10 倍，一定程度表明了水平井在薄煤層開發中的可行性。近年來，油氣領域關鍵核心技術旋轉地質導向獲突破，結合地質與工程一體化跟蹤處理流程，已實現川南頁巖氣水平段2～3 m 平均鉆遇率96.7%，為下一步盆地內深部薄層煤層氣的開采奠定了良好的工程技術基礎[25]。

參考大寧-吉縣深部煤層氣區帶評價方法，以19號煤層為目標層段，以煤層埋深為背景，從“生、儲、?！焙秃瑲庑缘葞状蠓矫?，建立了四川盆地龍潭組19 號煤層煤層氣有利區評價標準(表2)。其中，煤層厚度和煤變質程度用于綜合反映資源條件，構造條件和頂板巖性用以表征煤層保存條件，壓力系數反映產出潛力。厚煤層發育區、富游離氣區、高變質區、泥煤組合區、構造簡單區的疊合區作為I 類有利區。依據該標準，通過多參數疊合法，初步落實勘探有利區10 400 km2，估算資源量3.77×1012m3(圖13)。其中，川中低緩構造區煤層氣Ⅰ類有利區埋深3 000～4 500 m，面積4 413 km2，估算資源量1.71×1012m3；川南低陡構造區煤層氣Ⅰ類有利區埋深2 000～3 000 m，面積3 045 km2，估算資源量1.07×1012m3。整體上，四川盆地深-超深部煤層氣勘探潛力和資源規模巨大，立足盆地超深、超壓、超飽和等煤層氣資源稟賦優勢，以I 類區為目標區、19 號煤層為先期主力目標層，規劃開展風險井鉆探、老井壓裂試氣，進一步落實資源基礎，梳理成藏特征與賦存規律，探索形成深-超深部薄煤層煤層氣開發工程技術系列，對實現我國深部煤層氣資源的規?；_發具有重要意義。

表2 龍潭組19 號煤層氣有利區綜合評價Table 2 Comprehensive evaluation of coalbed methane favorable areas in the No.19 coal seam of the Longtan Formation

圖13 龍潭組19 號煤層氣有利區分布Fig.13 Coalbed methane favorable area distribution of the No.19 coal seam of the Longtan Formation

5 結論

a.上二疊統發育海陸過渡相沉積體系，煤層層數多、間距小、單厚薄但累厚大，埋深2 000～4 500 m，16、17、19、22 和24 號煤分布范圍廣且側向連續性較好，19 號煤層(煤厚1.5～4.5 m，平均3.2 m)是煤層氣勘探開發的甜點層段。

b.龍潭組深-超深部煤儲層具有煤體結構完整、熱演化程度高、封蓋條件好、氣藏超飽和、地層能量強、儲層超壓、構造變形微弱等有利成藏條件，是深部煤層氣勘探開發戰略突破的重要目標。

c.四川盆地深-超深部煤層氣勘探潛力和資源規模巨大，立足盆地超深、超壓、超飽和資源稟賦優勢，規劃開展風險勘探和老井試氣，落實資源潛力，梳理成藏特征，探索薄煤層深部煤層氣開發技術，對我國煤層氣的規?；óa意義重大。

符號注釋

c為Eaton 指數，取3；d為回歸系數；g為重力加速度，m/s2；H為深度，m；pf為地層壓力系數；pL為Langmuir 壓力，MPa；pt、pf、ps分別為轉折壓力、啟動壓力、敏感壓力，MPa；pW為靜水壓力，MPa；Tn、To分別為目標地層正常壓實聲波時差和目標地層實測聲波時差，μs/m；VL為Langmuir 體積，m3/t；ρz為密度測井值，g/cm3；ρw為水的密度，g/cm3，一般取1。