2025, Vol. 37
2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室, 成都 610051;
3. 四川长宁天然气开发有限责任公司, 四川 宜宾 644400
2. Sichuan Key Provincial Laboratory of Shale Gas Evaluation and Exploitation, Chengdu 610051, China;
3. Sichuan Changning Natural Gas Co., Ltd., Yibin 644400, Sichuan, China
中国深层煤岩气资源潜力大，最新的资源评价结果表明，埋深大于2 000 m的深层煤岩气资源量约40.71×1012 m3，可采资源量为10.01×1012 m3，主要位于鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地和四川盆地等地区[1-2]。近年来，中国深层煤岩气勘探取得重要突破，多口水平井单井产量突破10.0×104 m3/d，部分地区已实现规模效益开发。鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块发育石炭系—二叠系煤岩，中国石油煤层气公司在埋深大于2 000 m的深层煤岩气取得勘探突破，吉深6-7平01井测试获日产工业气流10.10×104 m3，在2021年累计提交深层煤岩气探明储量1 121×108 m3[3]。中国石化在延川南区块部署煤层气井共33口，水平井单井产量（2.5~6.0）× 104 m3/d[4]。在四川盆地南川地区，中国石化部署的Y2井自喷日产气1.30×104 m3，实现了渝东南地区深层煤岩气的勘探突破[5]。虽然深层煤岩气的生产领域已取得较大突破，但其勘探和开发理论认识仍处在初步阶段，包括深层煤岩气成藏富集规律和有利区评价指标等问题亟待解决。
深层煤岩气与中浅层煤层气相比，其成因机制、富集模式和成藏规律有很大变化。通常，浅层煤层气多呈碎裂—碎粒结构煤，孔隙度和渗透率均较高，以吸附气为主，总含气量中等。随着埋深的增大，煤层气逐渐过渡为深层煤岩气，两者之间存在“临界深度”，从地应力状态“转换深度”与吸附气含量“临界深度”2个关键指标出发，重新厘定了深层煤岩气的科学内涵与定义[6]。从浅层到深层，煤岩出现大量基质气孔和大规模的密集微裂缝，为游离气提供了较好的储集条件，煤岩气的赋存状态由吸附气为主转化为吸附气和游离气并重[7-9]。此外，深部煤岩的高地应力、地层压力和高地温梯度使深层煤岩具有特低渗透率、高含气量、高含气饱和度与煤体结构好等成藏特征[10]。目前国内对深层煤岩气储层特征、含气性特征和富集规律认识仍存在较多争议，包括深层煤岩气富集成藏理论和开采工程工艺等诸多问题亟待解决[11-12]。
四川盆地龙潭组发育多层煤岩，由于煤岩埋深大，长期未进行系统勘探。研究选取龙潭组煤岩气探井NT1H井和过路取心井Z11井、GS133井、LJ1井与YJ1井的岩心及测井资料，取心井位于不同埋深和构造带内，龙潭组岩性主要为煤岩、泥页岩和粉砂岩，气测显示全烃峰值为24%~90%，能反映研究区煤岩的总体特征。共采集样品16个，从煤岩煤质、物性测试、微观孔隙结构、煤岩含气性和储-盖组合等方面分析了龙潭组海陆过渡相煤岩地质特征，评价龙潭组深层煤岩气勘探前景。资源评价结果表明，四川盆地埋深2 000~4 500 m处深层煤岩气资源量达3.77×1012 m3[13]，在充分运用测井、钻录井和煤岩测试分析等资料基础上，针对遂宁—合江地区龙潭组深层煤岩气地质特征和资源潜力开展基础研究及地质评价，并得出新的认识，以期为四川盆地深层煤岩气勘探开发提供理论依据和技术支撑。
1 地质概况四川盆地位于扬子板块西北部，是在扬子克拉通基础上发展起来的大型叠合盆地[14]。根据区域构造特征，四川盆地可以划分为川北低缓构造带、川西低陡构造带、川中平缓构造带、川西南低褶构造带、川东高陡构造带和川南低陡构造带等6个不同的构造区带[15]，研究区域主要位于川中平缓构造带和川南低陡构造带（图 1a），区内构造简单，沉积盖层薄，断层不发育，具有构造平缓特征。
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下载原图 图 1 四川盆地遂宁—合江地区煤岩分布特征（a）和二叠系岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Distribution characteristics of coal rock(a)and comprehensive stratigraphic column of Permian(b)of Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
四川盆地晚二叠世总体沉积于伸展背景，晚二叠世加里东运动和峨眉山玄武岩事件导致四川盆地吴家坪组出现沉积分异格局，从盆地西南部到东北部依次发育峨眉山玄武岩和陆相宣威组、海陆过渡相龙潭组、海相吴家坪组，平面上依次出现河流相、滨岸沼泽相、潮坪—潟湖相、浅水陆棚相、深水陆棚相等沉积相[16]。研究区位于盆地中部，处于龙潭组滨岸沼泽相沉积体系，沉积了一套灰黑色泥页岩和粉砂岩为主夹煤岩的海陆过渡相岩石组合。龙潭组厚度为100~200 m，埋深为2 500~4 500 m，其与下覆茅口组灰白色泥晶灰岩呈平行不整合接触，与上覆长兴组灰白色石灰岩和深灰色泥页岩呈整合接触（图 1b）。遂宁—合江地区龙潭组岩性组合三分性特征明显，下部龙一段自下而上发育铝土质泥岩、灰黑色泥页岩、浅灰色砂岩夹薄煤岩；龙二段发育深灰色页岩、砂质页岩，灰黑色炭质页岩，浅灰色泥质砂岩，夹多套煤层；龙三段发育浅灰色砂岩、粉砂岩，深灰色泥页岩，浅灰色灰质页岩、砂质页岩，部分地区为灰岩。
2 储层特征 2.1 煤岩储层展布四川盆地上二叠统龙潭组煤岩发育，埋藏深度较大，地层倾角较为平缓，煤岩埋深为1 500~ 6 000 m，自南向北埋深逐渐增大，为典型的深层煤岩。通过对四川盆地中部各钻井统计结果表明，龙潭组发育2~15层煤，煤层总厚度为2.0~17.0 m，单层煤厚度为0.2~5.0 m（图 2）。四川盆地煤岩的聚煤中心位于遂宁—合江地区，煤岩总厚度为10.0~ 16.0 m，向外侧逐渐减薄[13]。该盆地二叠统自上而下可划分出25层煤，遂宁—合江地区龙潭组主要发育11号—25号煤，按纵向上相隔距离可划分为3套煤组，其中11号—16号煤（C11—16）和17号— 20号煤（C17—20）位于龙二段，21号—25号煤（C21—25）位于龙一段，各个煤组纵向跨度为3.0~15.0 m。19号煤发育稳定，厚度为1.0~4.5 m，是研究区的主力煤岩，煤岩内部多发育0.5~2.0 m的页岩夹矸层，将该煤岩分隔为19-1号和19-2号2部分。
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下载原图 图 2 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组龙一段—龙二段煤层连井对比 Fig. 2 Comparison of coal seam well-tie of the first and second member of Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
通过岩心观察和实验分析遂宁—合江地区煤岩的特征，宏观煤岩类型主要为光亮煤—半亮煤，少量半暗煤，煤岩组分主要为镜煤和亮煤；煤体结构较好，主要为原生结构煤，局部发育碎裂煤（图 3）。其中，19号煤为光亮煤，泥质含量低，具有原生结构，微裂缝和割理发育。在煤层气压裂和排采过程中，原生结构煤和碎裂结构煤力学强度高，有利于水平井钻井及大规模体积压裂，排采时返出煤粉较少[6]。
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下载原图 图 3 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩岩心照片 （a）光亮煤，见镜煤条带，割理发育，NT1H井，4 319.18 m；（b）光亮煤—半亮煤，碎裂结构，NT1H井，4 303.00 m；（c）半亮煤，发育多组微裂缝，部分裂缝被方解石充填，YJ1井，3 050.41 m；（d）半暗煤为主，受构造应力作用产生多组剪切裂缝，部分裂缝被方解石充填，Y101H31井，2 731.44 m；（e）半亮煤，黏土矿物含量较高，发育多处微裂缝，Z11井，3 479.35 m；（f）光亮煤，面割理和端割理发育，LJ1井，3 119.00 m。 Fig. 3 Core photos of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
煤岩煤质测试均按照国家标准开展实验，煤岩显微组分测定依据国家标准《煤的显微组分和矿物测定方法：GB/T 8899—2013》统计显微组分和矿物含量；工业分析测定依据国家标准《煤的工业分析方法：GB/T 212—2008》得出样品的灰分、固定碳、水分和挥发分含量；镜质体反射率测定依据国家标准《煤的镜质体反射率显微镜测定方法：GB/T 6948—2008》得出镜质体反射率（Ro）值[17-19]。
煤岩的物质成分主要由有机质和无机矿物组成，有机质是煤岩生烃的母质，其类型、丰度和成熟度对煤岩生烃有重要影响。通过对遂宁—合江地区多口井龙潭组煤岩开展显微组分（图 4）分析，煤岩的镜质组体积分数为36.8%~73.4%，平均值为59.6%，以均质镜质体为主，镜下呈平整、光滑的块状和条带状，基质镜质体次之，碎屑镜质体少量；惰质组体积分数为17.8%~32.6%，平均值为23.5%，以丝质体为主，粗粒体次之，惰屑体少量；无机矿物体积分数为7.0%~43.2%，平均值为17.9%，无机矿物以黏土矿物、硫化物矿物和碳酸盐矿物为主。整体来看，NT1H井19号煤岩具有较高的镜质组含量（体积分数为67.8%）和惰质组含量（体积分数为20.1%），无机矿物含量较低（体积分数为12.1%），品质较好。
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下载原图 图 4 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩显微组分含量柱状图 Fig. 4 Columnar diagram of maceral content of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
高的有机质热演化程度可以为煤岩气提供充足的物源，随着煤的热演化程度增大，煤层气的生成可分为3个阶段：生物气生成阶段（Ro ≤ 0.5%）、热降解气生成阶段（0.5% < Ro < 1.9%）和热裂解气生成阶段（Ro ≥1.9%）[7]。研究结果表明，Ro < 3.0% 时，随着热演化程度升高，甲烷的生成量和吸附量不断增大[20]。遂宁—合江地区龙潭组煤岩的Ro为2.31%~2.91%，平均值为2.70%，主要发育高煤阶的贫煤和无烟煤，煤岩热演化程度与鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块相当，生气能力较强，有利于深层煤岩气的富集。
煤岩的工业分析包括煤的灰分、固定碳、水分和挥发分，其中灰分代表煤岩中无机矿物的含量，而固定碳代表了煤岩中有机质的性质和含量[21]。龙潭组煤岩的工业分析实验结果（图 5）表明，煤岩的灰分质量分数为8.71%~29.86%，平均值为17.58%，属于低—中灰分煤；固定碳质量分数为62.09%~85.12%，平均值为74.29%；挥发分质量分数为6.06%~ 14.68%，平均值为8.12%；水分质量分数为0.53%~ 2.34%，平均值为1.27%。NT1H井19号煤具有较高的固定碳含量（质量分数为78.17%）和较低的灰分含量（质量分数为13.71%），有机质含量高，无机矿物含量低，与大吉地区本溪组8号煤品质相当，具备较强的生烃能力。YJ1井和GS133井煤样固定碳含量较低，灰分含量明显升高，煤岩含较多无机矿物，不同地区煤岩煤质差异较大，发育从特低灰分—高灰分煤岩，纵向上不同煤层灰分含量也不同，以19号煤和22号煤品质最优。
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下载原图 图 5 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩成分含量柱状图 Fig. 5 Columnar diagram of composition content of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
根据鄂尔多斯盆地东缘临兴区块、大宁—吉县区块和延川南区块深层煤岩的研究[22-23]，该地区煤岩的镜质组平均质量分数为75.60%~85.50%，Ro平均值为1.80%~2.70%，灰分质量分数为5.40%~ 36.00%，平均值为12.40%。四川盆地南部筠连地区上二叠统煤岩的灰分质量分数为6.65%~49.63%，平均值为29.21%[24]，煤岩煤质相对于遂宁—合江地区略差，依然实现了浅层煤层气的商业开发。遂宁—合江地区龙潭组深层煤岩与鄂尔多斯盆地东缘煤岩的镜质组含量和灰分含量相当，热演化程度高于后者，证实了遂宁—合江地区龙潭组深层煤岩具有良好的煤岩煤质，有利于煤岩生烃和煤岩气储集。
2.3 储层特征煤岩气的储集空间主要为煤岩基质孔隙和裂隙，具有微孔、低孔隙度、特低渗的特征。参考龙马溪组页岩储层孔隙度测定方法[25]，通过岩心宏观观察、煤岩线切割+氦气法孔隙度测试、三向覆压渗透率测试、拼接扫描电镜（MAPS）测试和低温N2+CO2吸附实验等方法，多尺度表征龙潭组煤岩的储集物性和孔隙结构。孔隙度实验采用金刚石线切割的方法获得直径为2.5 cm、高度为3.5 cm的煤岩柱塞样，参考国家标准《页岩氦气法孔隙度和脉冲衰减法渗透率的测定：GB/T 34533—2017》进行实验；低温N2+CO2吸附实验依据国家标准《气体吸附BET法测定固态物质比表面积：GB/T 19587—2017》及行业标准《岩石比表面和孔径分布测定静态氮吸附容量法：SY/T 6154—2019》开展实验；三向覆压渗透率依据行业标准《覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法》（SY/T 6385—2016），测试压力为龙潭组埋藏压力（压力为65~80 MPa），由龙潭组压力系数2.0和煤岩埋藏深度计算得出[26-29]。
2.3.1 裂隙发育特征煤岩裂隙的发育程度和连通性对其渗透性有决定性影响，按照裂隙的成因可划分为内生裂隙（割理）和外生裂隙2种类型[30]。割理是煤岩中的内生裂隙，其发育特征反映了煤体自身的力学性质，一般情况下，煤岩中割理密度越高，表明连通性好，储渗性能好，越有利于游离气富集，研究区龙潭组煤岩的宏观割理发育。NT1H井龙潭组煤岩的结构以原生结构为主，发育宏观中小型割理，面割理密度为6~12条/5 cm，端割理密度为4~10条/5 cm。2组割理相互近垂直，多呈不规则网状，极少被矿物充填，具有很好的连通性，改善了煤岩的渗透性。基于扫描电镜对微观割理发育情况进行观察，煤岩微观割理较为发育，宽度为0.1~10 μm，主要存在于镜质体内，呈直线状分布，延伸较短，与层理面相互垂直，内部较少被矿物充填。遂宁—合江地区煤岩外生裂隙发育程度较低，多为成岩作用后煤岩受构造应力产生的裂隙，与煤岩割理平行或垂直，裂隙长度为1~20 cm，与割理组成了缝网系统，促进煤岩气的吸附和解吸。岩心上可见少量裂缝贯穿煤岩，被碳酸盐岩部分充填。对NT1H井煤岩样品进行扫描电镜观察，NT1H井构造裂隙主要为剪切裂缝和张性裂缝，往往切穿有机质和无机矿物，延伸尺度较大，部分成组出现，相互连通贯穿，内部可充填黏土等次生矿物。
2.3.2 物性煤样的氦气饱和度法测试结果显示，遂宁—合江地区龙潭组煤岩孔隙度体积分数为5.78%~ 11.56%，平均值为7.66%（图 6）。NT1H井、Z11井和LJ1井等3口井龙潭组煤岩的渗透率为0.010 3~ 0.462 6 mD，平均值为0.138 9 mD（图 7）。实验结果表明，遂宁—合江地区不同井龙潭组煤岩物性横向上变化快，不同煤层也具有非均质性。各个煤岩小层中，NT1H井19号煤岩的渗透率和孔隙度均较高，孔隙度为8.30%，渗透率为0.057 6 mD，为物性最好的煤层。煤岩的渗透率决定了煤层气的流动性，NT1H井19号煤岩的高孔隙度和较高渗透率，表明其具有良好的储集和渗流能力，有利于后期压裂改造和渗流。
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下载原图 图 6 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩孔隙度柱状图 Fig. 6 Columnar diagram of porosity of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
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下载原图 图 7 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩渗透率柱状图 Fig. 7 Columnar diagram of permeability of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
不同成因的孔隙类型能直接反映煤岩气的富集和扩散[10]，四川盆地龙潭组煤岩主要发育气孔、植物组织孔和无机孔，微观裂隙也较为发育（图 8）。通过对龙潭组煤岩进行扫描电镜观察可见，气孔是由煤化过程早期生气和聚气作用形成，主要呈星点状发育在镜质体内，外表椭圆状或不规则状，孔与孔之间互不连通，孤立存在。植物组织孔在龙潭组煤岩中较不发育，以植物胞腔孔为主，孔径为0.1~ 10.0 μm，近椭圆状，植物组织结构破坏程度较大，常被矿物充填或者半充填。无机孔类型包括粒间孔、溶蚀孔和铸模孔，形状不规则，主要为煤岩中无机矿物在成岩作用形成的孔隙，粒间孔主要发育在黏土和碳酸盐等矿物颗粒之间，具有一定连通性。在一定条件下，黄铁矿与方解石矿物晶体遭受侵蚀或局部矿物晶体溶解脱落，在镜下可观察到和晶形大体相仿的印坑，形成矿物铸模孔和溶蚀孔，其形态不规则，连通性差。
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下载原图 图 8 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩孔隙和裂隙的扫描电镜照片 （a）煤岩内部见较多胞腔孔，4 288.87 m；（b）煤岩局部发育气孔，孔径 > 50 nm，4 324.38 m；（c）铸模孔内发育黄铁矿晶粒，4 323.19 m；（d）黏土、石英等无机矿物之间发育粒间孔，4 395.30 m；（e）剪切缝，见大量黏土矿物沿裂缝方向定向排列，左上角见矿物溶蚀孔，4 319.46 m；（f）张性裂缝，见黏土矿物填充，4 318.87 m。 Fig. 8 Scanning electron microscope photos of pores and cracks of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
龙潭组煤岩储层孔隙结构具有非均质性特征，发育纳米级别的孔隙到微米级别的裂缝，形成复杂的孔缝网络，促进煤岩气的吸附与扩散，同时也决定了煤岩气的富集及产能，利用低温N2+CO2吸附法可以表征孔隙特征[31-32]。龙潭组煤岩低温N2吸附曲线和脱附曲线相互分离（图 9a），脱附曲线在相对压力（P/P0）0.5~0.7处出现拐点，说明煤岩在孔径为2~50 nm时主要发育细颈瓶状孔，含少量的开放孔和半封闭孔。低温N2和CO2吸附孔径分布曲线（图 9b，9c）显示，龙潭组煤岩0.4~1.5 mm的孔隙较为发育；16号煤2~50 mm的孔隙较为发育，19号煤和21号煤该类孔隙不发育，表明不同煤岩的孔径分布存在差异性。在煤岩孔隙中，2 mm以下的孔隙发育有利于煤岩气的吸附，但其自身孤立发育，连通性差；微裂隙是甲烷分子以游离态赋存的主要场所，孔隙间连通性较好。龙潭组煤岩微裂缝延伸范围较大，可连接较小的微裂隙和孔隙，形成发达的孔缝网络，有利于煤岩气的吸附、储层改造和气体渗流。
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下载原图 图 9 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩低温N2和CO2吸附曲线 Fig. 9 Adsorption curves of low-temperature N2 and CO2 of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
煤样的含气性测试主要采用保压取心技术和等温吸附实验开展研究，与常规取心开展的含气量测试相比，保压取心能极大还原原始地层压力，最大程度减少岩心的气体和流体逸散，准确获得煤岩储层的含气量与流体饱和度等参数[33-34]。保压取心的煤岩总含气量主要由带压气量、解吸气量、残余气量和极少的损失气量组成，通过精确测量各个部分的含气量，解决了损失气计算带来的现场含气量测试存在差异的问题。为计算吸附气和游离气含量，在龙潭组原始地层压力为80 MPa和地层温度为120 ℃下开展等温吸附实验。考虑到煤岩中地层水对吸附性的影响，采用含水饱和度为23.9%~ 28.5% 校正煤岩的吸附气含量，并基于煤岩孔隙度，考虑吸附气占孔隙体积形成游离气含量评价方法。
煤岩的总含气量和游离气含量能直接表征其含气性特征，是反映煤层气开发效果的关键性参数。本次研究对NT1H井19号煤岩与Z11井21号煤岩开展保压密闭取心和煤岩现场含气量测试（图 10），并在室内开展等温吸附实验获取煤岩吸附气含量（图 11），NT1H井19号煤岩总含气质量体积为16.40~30.50 m3/t，平均值为24.60 m3/t。考虑含水饱和度校正后煤岩吸附气质量体积为9.90~ 21.55 m3/t，平均值为18.35 m3/t，游离气质量体积为7.12~11.34 m3/t，占总含气量的25.80%~37.10%（表 1）。对Z11井煤岩含气量测试结果计算表明，煤岩含气质量体积为19.50 m3/t。浙江油田对大安地区2口井龙潭组煤岩开展保压取心含气量测试[35]，H2-6井（保压失败）实测含气质量体积达到16.60~17.60 m3/t，最大吸附含气质量体积为11.04~12.77 m3/t；D2井保压实测含气质量体积为24.42~38.03 m3/t，煤岩等温吸附实验预测最大吸附含气质量体积为22.01~26.87 m3/t，游离气占总含气量的8.24%~29.34%。鄂尔多斯盆地煤岩埋深1 500 m时出现游离气，埋深1 800~2 600 m时含气质量体积为22.00~32.00 m3/t，游离气占含气量约20%[36]，相比之下遂宁—合江地区龙潭组深层煤岩具有较高的含气量和游离气比例，含气性较好。
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下载原图 图 10 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩含气量柱状图 Fig. 10 Columnar diagram of gas content of coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
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下载原图 图 11 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组19号煤等温吸附曲线 Fig. 11 Isothermal adsorption curve of No. 19 coal of Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
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下载CSV 表 1 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组保压取心煤岩含气量统计表 Table 1 Statistics of gas content of pressure-preserved coring coal rock from Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
对NT1H井和Z11井龙潭组气体组分开展实验分析，煤岩气成分以甲烷为主，体积分数为88.30%~ 97.70%，平均值为91.85%，重烃组分含量较低，含少量非烃气体，如CO2，N2，O2和He等，无H2S。对解吸气的气体同位素测试，NT1H井甲烷碳同位素δ13C1为-33.90‰~-31.95‰，属典型的煤系有机质气源；氢同位素δD为-153.70‰~-143.87‰，具有海陆过渡相的特征。NT1H井和D2井煤岩气碳、氢同位素值较为接近[35]，气体来源相同，为自生自储的热成因气。
总体上，遂宁—合江地区龙潭组超压，压力系数为1.8~2.2，具有含气量高，质量体积为16.6~ 38.0 m3/t，游离气占含气量8.30%~37.10% 的特征。鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区深层煤岩气的含气质量体积为17.5~30.0 m3/t，游离气占含气量的13.00%~18.00%[23]；四川盆地筠连地区中浅层煤层气的含气质量体积为1.8~21.0 m3/t，均为吸附气[24]。遂宁—合江地区深层煤岩总含气量和大宁—吉县地区深8号煤岩总含气量较为接近，游离气比例高于大宁—吉县地区，以较高的总含气量和含游离气与中浅层煤层气相区别。与其他2个地区的煤岩对比，研究区煤岩埋深更大，煤岩气生烃能力强，具有良好的保存条件，有利于煤岩气的富集成藏。
3.1.2 储-盖组合煤岩顶底板泥页岩、砂岩和灰岩等既可作为煤岩的盖层与储集层影响煤层气的逸散及保存，泥页岩也可作为烃源岩对煤系气有贡献作用[37-39]。对钻井资料进行统计，四川盆地龙潭组煤岩顶底板主要存在煤- 泥组合、煤-灰组合和煤-砂组合等3种组合（表 2），遂宁—合江地区以煤-泥组合与煤-砂组合为主。
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下载CSV 表 2 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩储-盖组合类型 Table 2 Types of coal-rock reservoir-cap assemblage of Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
NT1H井、LJ1井和YJ1井煤岩顶底板均为煤- 泥组合，顶底板泥岩厚度为0.5~7.9 m，内部泥岩夹矸厚度为0.2~2.0 m。Z11井和GS133井煤岩顶底板主要为煤-泥组合与煤-砂组合，顶底板页岩厚度为2.0~5.0 m，砂岩以致密砂岩为主，厚度为1.0~ 5.0 m。龙潭组遂宁—合江地区发育滨岸—沼泽沉积体系，大面积的沼泽造就了面积广泛的泥岩，其厚度较大，岩性致密，平面上大面积稳定发育，为煤岩气保存提供了良好的封闭条件，使气体大量聚集，煤岩全烃平均峰值可达52.80%，为煤岩气成藏和富集创造了有利条件。通过地应力实验测试和测井资料分析，煤岩与顶底板泥岩隔层水平主应力差为16.3~18.0 MPa，应力差极大，压裂过程中裂缝难以纵向跨越泥岩扩展，满足大规模改造的应力封隔条件。致密砂岩物性较差，平面发育不稳定，与煤岩直接接触时，导致地层水从致密砂岩中渗透而与煤岩中水相互连通，导致煤层气的逸散，使煤岩含气量降低，煤岩全烃平均峰值为15.60%，为煤岩气保存的不利条件。
研究区龙潭组泥页岩广泛发育[40]，对其储层物性分析测试表明，TOC为0.82%~8.31%，孔隙度为1.15%~11.75%，含水饱和度为61.49%~79.97%，总含气质量体积为1.4~4.2 m3/t，渗透率为（1.6~ 6.6）×10-4 mD，泥页岩储层条件一般，含气性一般，渗透率低。此外，致密砂岩也具有孔隙度差、含水饱和度高与含气量低的特征。综上所述，龙潭组页岩气和致密砂岩气储层品质较差，对煤岩气资源的补充程度有限，在体系中主要为盖层。
3.2 勘探前景四川盆地龙潭组深层煤岩气勘探开发起步较晚，但深层煤岩气资源潜力较大，有必要加大勘探力度。目前遂宁—合江地区正实施的2口深层煤岩气探井NT1H井和JT1H井揭示了遂宁—合江地区深层煤岩总厚度大、储层物性好、含气量高、保存条件好的特点，深化了深层煤岩气地质认识，为有利区优选提供了生产效果支撑。采用对比法分析遂宁—合江地区深层煤岩气资源潜力，研究从煤层气生烃条件、储集条件和保存条件总结了遂宁—合江地区、鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区以及四川盆地筠连地区等3个不同区块、不同埋深的煤岩（层）气地质特征与开发潜力（表 3），3个区块的煤岩地质条件具有可比性。
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下载CSV 表 3 四川盆地和鄂尔多斯盆地不同区块二叠系煤岩气地质特征对比表 Table 3 Comparison of geological characteristics of Permian coal-rock gas in different blocks of Sichuan Basin and Ordos Basin |
生烃条件方面，遂宁—合江地区龙潭组深层煤岩主要形成于滨岸—沼泽相沉积体系，发育演化程度高的贫煤—无烟煤，以煤组形式发育，具有埋深大、层数多、单层厚度小和累计厚度大的特征，煤岩总含气量和大宁—吉县地区深层煤岩相当，远高于筠连地区中浅层煤岩含气量；而大宁—吉县地区本溪组深层煤岩多为瘦煤—贫煤，埋深适中，单层厚度较大，各个区块的深层煤岩均为光亮煤—半亮煤，煤体结构均以原生结构煤为主，表现出一定的相似性；筠连地区中浅层煤岩主要形成于三角洲—潮坪环境，为无烟煤，灰分较高，吸附能力弱，以煤组形式发育，具有埋深浅、层数多和单层厚度小的特征。
研究区煤岩储层储集条件接近于大宁—吉县地区深层煤岩，优于筠连地区中浅层煤岩。一方面，研究区煤岩主要以原生结构煤为主，割理发育，见大量微孔和宏孔，与大宁—吉县地区深层煤岩具有相似性，筠连地区煤岩呈原生—碎裂结构；另一方面，研究区孔隙度和渗透率均高于大宁—吉县地区深层煤岩，但渗透率低于筠连地区浅层煤岩。整体而言，研究区煤岩的孔渗特征有利于煤层气的保存和运移；研究区煤岩热演化程度较高，灰分含量低，煤岩吸附能力较强，具有较高的吸附气含量；相较于大宁—吉县地区煤岩和筠连地区煤岩具有更大的埋深，研究区煤岩具有较高的游离气比例。
从保存条件上看，研究区位于川中平缓构造带，具有构造简单和地下水矿化度高的典型特征，储-盖组合以煤-泥组合为主，煤泥-煤砂组合为辅，能有效保存煤层气和隔绝地层水；压力系数为1.8~2.2，明显高于大宁—吉县地区和筠连地区。煤岩的高演化程度、中—低灰分、泥岩顶底板的封盖性和较高的压力系数均为煤层气的保存提供了良好的保存条件。
近两年四川盆地遂宁—合江地区龙潭组煤岩气勘探取得了明显进展，NT1H井测试获工业气流，JT1H井稳定日产气2.0×104 m3[35]，邻区南川地区Y2井直井自喷日产气1.3×104 m3[5]。多口龙潭组煤岩气探井的高产证实盆地内单层厚度为2~4 m的煤岩具备较大潜力。对比鄂尔多斯盆地C8—9号煤，研究区煤岩具有有利的生烃条件、储集条件和保存条件（表 3），在单层煤岩较厚的区域内具有良好的煤岩气勘探前景。根据主力煤组C17—20厚度、含气量、埋深、热演化程度和煤岩储-盖组合等条件对龙潭组深层煤岩气有利区进行评估，形成遂宁—合江地区龙潭组煤岩气有利区展布图（图 12），预测区内2 500~4 500 m深层煤岩气有利区面积为6 431 km2，资源量为2.53×108 m3。
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下载原图 图 12 四川盆地遂宁—合江地区二叠系龙潭组煤岩气勘探有利区分布 Fig. 12 Distribution of favorable area for coal-rock gas exploration of Permian Longtan Formation in Suining-Hejiang area, Sichuan Basin |
目前，鄂尔多斯盆地大宁—吉县地区已经实现了深层煤岩气商业开发，主要开发对象为本溪组深8号煤岩。受制于四川盆地深层—超深层煤岩单层厚度小，层数多的特点，水平井的施工和压裂面临较大的难题。结合鄂尔多斯盆地深层煤岩气和川南页岩气勘探开发与工程技术经验，运用煤岩地质建模和地质预测、煤岩水平井导向钻探、大规模体积压裂及煤层气控压排采等技术，开展深层煤岩气地质—工程一体化“甜点”综合评价技术攻关，有望较好地解决深层煤岩气勘探开发中存在的储层评价、钻孔、压裂和排采等一系列技术难题，实现遂宁—合江地区深层煤岩气规模效益开发。
4 结论（1）四川盆地遂宁—合江地区龙潭组煤岩形成于滨岸—沼泽沉积体系，煤岩层数多，单层厚度较小，但具有良好的储层物性。主力煤层为C19煤，煤层厚度为1.0~4.5 m；煤岩以光亮煤—半亮煤为主、煤体结构好、灰分含量低、镜质组含量高，生烃能力强。煤岩储层孔隙度和渗透率较高，有机质孔和无机孔协同发育，较多的微孔与微裂隙有利于煤岩气的吸附、储层改造和气体渗流。
（2）研究区煤岩埋藏深度大，煤岩实测总含气量高、游离气占比大，保存条件好。煤岩总含气质量体积为16.4~30.5 m3/t，游离气占比25.8%~ 37.1%，煤岩气自生自储，储-盖组合以煤-泥组合为主，煤岩气封闭条件好，有利于成藏与富集。
（3）遂宁—合江地区龙潭组煤岩具有良好的生烃条件、储集条件和保存条件，高产井证实深层煤岩气具备较大勘探潜力，与大宁—吉县地区深层煤岩气具有可比性。资源禀赋较优，研究区煤岩气资源量可达2.53×108 m3。下一步建议深化煤岩气成藏机理和富集特征研究，优化钻井和压裂技术，开展深层煤岩气地质—工程一体化技术攻关。
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