煤储层含气性深度效应与成藏过程耦合关系

陈世达，侯 伟，汤达祯，李 翔，许 浩，陶 树，李 松，唐淑玲

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；2.国家煤层气工程中心煤储层物性实验室，北京 100083；3.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；4.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028)

近年来，鄂尔多斯盆地东缘(大宁-吉县、石楼、三交北、延川南、临兴-神府)、盆地腹部(榆林、大牛地气田)和准东五彩湾、川东南等地区深部煤层气的勘探开发取得突破，引领煤层气产业进入新阶段，驱动资源勘探范围和产业规模不断扩大，水平井分段多簇体积压裂、直井/定向井多轮次压裂等技术装备体系发展迅速，产量快速增长[1-5]。同时，深部探井和开发井所揭示的大量新数据、新现象对传统中浅层煤层气成藏地质理论和生产理念产生一定冲击，地质层面表现出非常规油气自封闭成藏-连续聚集和常规油气浮力成藏-圈闭富集的耦合特性，超饱和、富游离气、投产即见气、峰值产气量高、累计产水量低等特点突出[6-8]。

煤层气成藏研究的根本目标是含气性，包括含气量、含气饱和度等关键参数。深部与中浅部煤层气藏的本质不同在于深部煤层气吸附气与游离气的工业开发价值并重，成藏机理的研究须充分考虑深部煤层气系统的结构性，统筹各子系统(吸附气/游离气)和各地质要素之间的逻辑关联性，进而以关键要素的互联、互动实现深部煤层气勘探开发的分类、分区指导。地层条件下，煤层原位总含气量为吸附气量和游离气量的叠加，受控于成藏地质过程中历史最大埋深和后期地层抬升至现今埋深过程中的储气保存条件[9]。其中，饱和吸附量是温压环境和煤体介质属性协同作用的结果，即压力正效应和温度负效应的耦合[10-11]。一般认为，埋深增大，温度负效应增强，饱和吸附量在一定深度反转而出现“临界深度”。大量学者通过高温高压等温吸附实验论证了这一观点，并拟合得到了不同地区、不同煤阶、不同含水饱和度等差异变量条件下饱和吸附气量随深度(温压)变化的理论预测模型[12-16]。但基于实验拟合确定的含气量临界深度与深部煤层气开发实践认识存在一定偏差，当前饱和吸附气量理论深度阈值多位于游离气排采显现深度界限之上。

显然，饱和吸附气量为特定煤介质在特定温压条件下的固有属性，不受保存条件的严格限制，但盆地或区块尺度温压持续作用背景下煤阶等地质要素的补偿或欠补偿效应对区域含气性转折深度(带)的动态调整作用不可忽视[17-18]。笔者在剖析鄂尔多斯盆地东缘(以下简称鄂东缘)煤层气探井资料的基础上，综合常规-非常规油气成藏地质学理论，探讨温压持续作用背景下区域饱和吸附气量转折深度的地质补偿效应，从成藏演化过程的角度揭示深部超饱和气藏形成的本质，以期为深部煤层气的资源评价和甜点选区提供理论依据。

1 煤储层含气性变化深度效应

笔者系统收集了鄂东缘中南部柳林-石楼-大宁-吉县区块(中石油矿区)和延川南区块(中石化矿区)的煤层气探井资料，包括注入/压降试井(储层压力、温度)、现场含气量测试和煤的镜质体最大反射率 (Rmax)、高温高压等温吸附等测试数据。同一探井涉及相同煤层多段取心的含气量数据点，考虑到煤层的强非均质性和深部煤层含气量测试的不稳定性，除去部分异常极值或受灰分产率影响明显的数据点外，同一煤层未作数据的平均化处理。

1.1 地层环境特征与储层特性

根据上述区块试井结果，储层压力随深度呈近似指数形式增高，具体表现为压力梯度先快增后缓增，区块间虽存在一定的数值差异，但趋势整体一致，即由中浅部欠压逐渐过渡为深部常压储层(压力梯度0.9～1.1 MPa/hm，图1a)；储层温度随埋深增大呈线性增高，平均地温梯度约3℃/hm(未考虑恒温带影响)，属于正常地温梯度的范畴。煤变质程度分布较为广泛(中-高煤阶)，Rmax介于1.04%～3.10%。且变质程度与埋深具有良好的正相关性，大吉和石楼西等深部区块Rmax相对较高(2.0%～3.1%，平均2.75%)(图1b)。从实测含气量结果来看(空气干燥基，1.18～35.43 m3/t)，500～2 500 m埋深范围内含气量随深度增加近乎线性增大，无明显转折降低或趋缓收敛的现象(图1c)。地层温度条件下等温吸附试验结果离散性相对较大，Langmuir 体积随埋深增加趋于增大，但深部增幅趋缓(图1d，2 000 m 以深样品实验温度为60℃，略低于实际地层温度)。

图1 鄂东缘煤储层关键参数随埋深变化Fig.1 Depth-varying critical parameters of coal reservoirs on the eastern margin of the Ordos Basin

1.2 含气性变化的地质补偿效应

基于图1d 中不同温度条件下不同变质程度煤样的等温吸附实验结果，通过多元线性回归拟合得到了考虑变质程度(Rmax，%)和地层温度(t，℃)的Langmuir 参数表征模型及原位饱和吸附量计算模型。

笔者团队开展的大吉地区6 件钻孔煤样的高温高压等温吸附实验结果(Rmax为2.52%～2.98%；温度为30、60、90℃)[19]与上述模型计算结果吻合性良好(图2)。

图2 等温吸附实测结果与计算结果对比Fig.2 Comparison between measured and calculated isothermal adsorption results

以此模型为基础，本节分别论述了压力梯度、变质程度和含气量补偿效应对区域饱和吸附气量深度效应及超饱和气藏形成的控制作用。相关参数变化路径基于柳林至延川南一带实测数据提取(图3)。

图3 相关参数变化路径Fig.3 Variation paths of relevant parameters

1.2.1 压力梯度补偿效应

早期建立的含气量数学模型多基于正常压力梯度计算，忽略了中浅部欠压储层条件和不断增大的压力梯度所带来的补偿效应[12,18]。具体而言，中浅部煤层气储层多以欠压为主，基于常压的假设条件导致原位饱和吸附量偏高(图4)。以Rmax=2.0%为例，恒定常压条件下，饱和吸附量转换深度为1 700 m，变压力梯度条件下深度界限可滞后至2 000 m，深部煤储层压力梯度趋于收敛稳定，饱和气量曲线重合。

图4 不同压力变化路径含气性临界深度变化Fig.4 Variations in critical depths for gas-bearing properties under different pressure variation paths

1.2.2 变质程度补偿效应

地层条件下，地层温压场和煤介质属性均随埋深发生改变，某一深度煤的饱和吸附气量是其对当前温压环境的具体响应。将图1c 中Rmax随埋深的变化路径代入式(3)，即可得到考虑储层压力、储层温度和煤阶耦合变化的区域饱和吸附气量变化曲线(图5)。可见，特定煤阶随深度增加存在较为明显的饱和吸附量转折深度，但实际地层条件下某种变质程度煤只会存在于某一特定深度(带)，Rmax随深度的增高会导致区域饱和吸附气量转折深度不断滞后，这与煤心等温吸附实测计算结果基本一致(图6)。变质程度补偿效应的实质是煤阶对吸附能力正效应和温度负效应的耦合，即Rmax增大带来的吸附能力增量大于温度负效应减量，当变质程度趋于稳定或补偿效应截止时，区域饱和吸附气量临界转折深度才会显现。

图5 区域饱和吸附气量随深度变化理论模型Fig.5 Theoretical model of depth-varying regional saturated adsorbed gas capacity

图6 考虑煤阶变化的区域饱和吸附气量变化Fig.6 Variations in regional saturated adsorbed gas capacity considering coal ranks

1.2.3 含气量补偿效应

从上述结果来看，大宁-吉县及周边区块埋深增大带来热演化程度增高、含气性增大和保存条件变好等多重效应，原位饱和吸附量受变质程度/压力正效应和温度负效应的叠加影响增速渐缓，但总含气量持续增高，当某一深度总含气量大于原位饱和吸附气量时，即表现为超饱和气藏，该深度阈值代表地层开始具备游离气封闭条件，使含气上限不受饱和吸附量的严格约束。由图7 可见，柳林-延川南一带埋深约2 000 m(±200 m)处气藏开始具备游离气保存条件，游离气占比不断增高，2 500 m埋深处含气饱和度平均约120%，3 000 m 埋深处含气饱和度预计可达136%(图7)。

图7 理论饱和吸附气量和实测总含气量对比Fig.7 Comparison between theoretical saturated adsorbed gas capacity and measured total gas content

2 煤储层含气性演化与成藏过程耦合关系

埋藏深度是影响煤层气富集程度的综合要素，煤层气藏形成是埋深演化过程中多动力综合的结果[20]。中国除变质程度较低的含煤盆地外，绝大多数盆地都经历了回返抬升演化阶段[9]。因此，煤层气成藏伴随着构造沉降、埋藏变质和回返抬升的演化过程，有的盆地甚至经历了多次的旋回。煤层的埋藏-抬升过程中温压环境变化决定了饱和吸附气量和甲烷密度的动态演化，游离气滞留与否取决于保存条件、保存效率的时空叠加，具备游离气保存条件的情况下，原位总含气量方可不受饱和吸附量的严格约束(图8)。

图8 地层回返抬升阶段煤层气系统动态演化过程Fig.8 Dynamic evolutionary process of the coalbed methane system during the rollback and uplift of strata

构造沉降阶段：最大古埋深及其配套温压条件决定煤的变质程度及其热演化过程中的生排烃强度，是现今煤层气成藏的物质基础(源)。该阶段发生层内甲烷充注、驱水，整体表现为“干煤系统”，气体运移主要受压力驱动，当流体压力足以克服盖层毛管压力时发生垂向逸散，原位最大储气能力取决于煤层吸附能力、超临界甲烷流体性质(或密度)、地层封闭条件和压力平衡关系。

回返抬升阶段：生烃作用停滞，地层压力系统及气水饱和关系发生再平衡：(1) 抬升至饱和吸附量临界深度(或温压阈值)前，煤对吸附气的固气能力增强，应力降低导致孔渗有所恢复，部分游离气转化为吸附气，但含水饱和度增加且甲烷发生膨胀，煤层储渗空间多处于气液高饱和或饱和状态(即流体承压状态，常压储层为主)。(2) 当地层抬升至临界深度以浅后，煤层压实程度、温度和压力持续减小，此时温度负效应小于压力正效应，饱和吸附量随抬升幅度增大开始趋于降低，部分吸附气解吸为游离气并向裂缝中运移，但大多因保存条件较差而发生逸散(或部分逸散)，后期地层水入渗或地表接受再沉积导致孔隙压力升高(吸附能力增强)，但此时没有气源补给，饱和气藏逐渐过渡为欠饱和气藏，抬升幅度越大、回返时间越长、水动力越强，含气饱和度则越低。

显然，现今煤层气藏含气性显现受控于构造沉降阶段生烃供气、回返抬升阶段含气系统再平衡的叠加，超饱和气藏形成或游离气滞留临界深度阈值与饱和吸附量转折深度界限可能不同步。其中，吸附气系统受控于地层温度、压力和煤特性的耦合[21]；游离气的运移成藏与改造定型受控于盖层与遮挡等“圈、运、保”条件的叠加影响，涉及浮力、储盖层毛细管力的耦合作用[20]。抬升过程中受构造改造形式、时间和强度不同的影响，不同地区煤层气藏的调整、破坏程度也不同[22]。深部煤层构造抬升幅度通常较小，改造强度较弱，仍可保持吸附气和游离气并存的超饱和气藏特性；中-浅层抬升幅度较大，断裂开启、露头剥蚀和煤层自封闭性降低等对游离气散失机制影响显著，仅吸附气得以滞留保存，并在抬升后期逐渐由饱和气藏过渡为欠饱和气藏[23]。

鄂东缘煤系沉积后经历了印支、燕山、喜马拉雅运动，煤层气成藏演化与煤系埋藏演化总体上具有继承性，经历了多期次埋藏与抬升[24]。煤变质程度是古埋深及古温压条件的具体反映，也是决定现今总含气量的主要煤质基础，变质程度越高，含气性显示则越好(图9)。整体上，区域尺度煤层埋深演化可大致划分为两大类型：“整体沉降、差异抬升”，即煤层历史最大埋深相似，但后期抬升幅度存在较大差异，导致煤的Rmax随现今埋深无明显变化或变化幅度较小，区域尺度饱和吸附量存在相对明显的转折深度，但游离气滞留深度界限多位于吸附量转折深度之下(图10a)；“差异沉降、整体抬升”，即浅部煤层历史最大埋深小于深部煤层，但后期抬升幅度差异不大，煤的Rmax随现今埋深增大趋于增高，区域饱和吸附气量增幅趋缓，补偿效应截止深度处方可发生转折，游离气滞留深度界限可位于区域饱和吸附量转折深度之上(图10b)。

图9 鄂东缘煤的镜质体反射率(Rmax)与现今含气量关系Fig.9 Vitrinite reflectance (Rmax) vs.current gas content of coals on the eastern margin of the Ordos Basin

图10 煤储层含气性深度效应Fig.10 Effects of depth on gas-bearing properties of coal reservoirs

先期关于中浅部煤层气成藏方面的成果颇丰，成藏要素切入点包括煤自身属性(源-储)及其所处地层环境(埋深、温压条件)、沉积环境(岩性组合)、断裂体系(保存)、构造形态-水体封闭性等方面。相对于常规油气圈闭富集、浮力成藏机理，中浅部煤层气多以吸附气自封闭成藏机制为主，具备连续性聚集、大面积分布等地质特征[20]。深部系统富集成藏地质要素与浅部无异，无外乎沉积、构造、水文地质等，但其对不同子系统(吸附气/游离气)的具体内涵有所差异。饱和吸附量变化是控制甲烷相态转换、平衡关系和吸附气上限的基础，游离气滞留深度则更加强调浮力成藏机制下的气体运移行为、源汇通道和聚气边界。但是，深部煤层气主要为源内成藏、侧向运聚，除了准东白家海凸起一带，尚未发现其他地区存在外源气的垂向输入补充，这是与常规油气(源储分离)的显著不同[5,25]。具体而言，深部超饱和气藏成藏主控因素可以概括为3 个端元：一是埋深，包括古埋深和现埋深，涉及地层温压环境、煤层变质生烃强度、甲烷相态平衡关系和超临界甲烷密度的深度效应；二是构造，涵盖构造形态和断裂体系，决定圈闭类型、有效容积和流体源汇路径；三是水动力场，包括宏观水动力场和微观气水分布，反映地层封闭性和流体可驱动性。埋深-构造-水动力场三元耦合关系是决定深部煤层气富集成藏的关键，体现为非常规油气自封闭成藏-连续性聚集和常规油气浮力成藏-圈闭富集理论的深度融合(图11)。区域尺度具备超饱和气藏埋深条件的前提下，构造条件和水动力场的差异耦合可能致使游离气的二次运移和空间尺度的差异富集。例如，大宁-吉县西北部沟槽区(或低凹区)受原始沉积卤水影响最为严重，矿化度>250 000 mg/L，水体封闭性强，游离气原地滞留形成“水力封堵型”超饱和气藏，含气饱和度110%～125%；中部平缓区局部可能存在游离气上浮分异现象，导致吸附饱和型(北部2 口井含气饱和度99.1%～99.7%)和超饱和型煤层气藏并存；鼻隆区与平缓区对接，接受分异游离气的补给，局部构造高点形成“构造圈闭型”超饱和气藏(含气饱和度103%～115%)。

图11 大吉地区构造-水文耦合约束下深部煤层气差异成藏模式Fig.11 Differential accumulation mode of deep coalbed methane under the constraints of structural-hydrological coupling in the Daning-Jixian area

3 结论

a.煤储层区域饱和吸附气量深度效应是煤体介质属性和地层温压条件综合作用的结果，温压效应持续作用背景下，压力梯度和变质程度补偿效应会致使原位饱和吸附气量转折深度(带)的滞后。不同区块煤层气地质条件存在差异，区域饱和吸附量转折深度、补偿效应起止深度和游离气滞留深度的界定应具体分析。

b.埋深是影响煤层气富集程度的综合要素，煤层气成藏受构造沉降、埋藏变质和回返抬升过程中多动力的综合影响。回返抬升过程及抬升后期埋深-构造-水动力场三元耦合关系与煤层吸附能力、超临界甲烷流体性质和多动力约束下地层封闭条件的平衡需综合考量，抬升幅度小且改造强度弱时游离气方可滞留，游离气滞留深度不能等同于饱和吸附气量转折深度。

c.深部高变质程度煤具备高含气的先天优势，是储量和产量增长的主力层系。鄂尔多斯盆地东缘柳林-延川南一带总含气量随埋深增大呈线性增高，深部趋缓收敛趋势不明显，大吉区块游离气滞留深度约2 000 m附近，该深度以深开始表现为吸附气、游离气共存的超饱和气藏，2 500 m 处平均含气饱和度约120%，3 000 m处含气饱和度预计可达136%。

符号注释

p为储层压力，MPa；pL为Langmuir 压力，MPa；Rmax为镜质体最大反射率，%；t为温度，℃；V、VL分别为原位饱和吸附量和Langmuir 体积，m3/t。