鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤系气共生组合模式

刘 闯

（1.中国石化上海海洋油气分公司勘探开发研究院，上海 200120；2.中国石油大学（华东）地球科学与技术学院，山东 青岛 266580）

煤系气是基于天然气储层成因类型提出的概念，泛指储存在含煤地层中的多种天然气，近年来受到广泛的关注［1-3］。对于煤系气所涵盖的范围，大多数学者认为主要包括煤系致密砂岩气、煤系页岩气和煤系煤层气，也有学者将煤系天然气水合物、碳酸盐岩气划分到其中［4-5］。为了界定研究范围，前人提出了更为精确的定义，即煤系“三气”，特定指代煤系致密砂岩气、煤系页岩气和煤系煤层气［6-7］，本文也是针对这三种煤系非常规天然气开展讨论的。通过对临兴地区烃源岩的分析，对煤系气共生组合模式进行精细分类，解析典型钻井实例，以期指导后续的勘探开发。

1 区域地质概况

临兴地区位于山西临县和兴县境内，构造位置上处于鄂尔多斯盆地东缘的伊陕斜坡和晋西挠褶带上，面积约2 500 km2，总体呈现为单斜构造（图1）。研究区周边的河东煤田保德矿区、三交矿区、大宁—吉县区块、渭北煤田韩城矿区、陕北煤田府谷矿区、延川南区块煤层气储量丰富，周缘的大牛地、榆林、神木、子洲、米脂气田致密砂岩气探明储量接近千亿方［8-11］。

图1 鄂尔多斯盆地构造单元及临兴地区位置［12］

上古生界地层自下而上发育上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统石盒子组、上二叠统石千峰组。下伏下古生界中奥陶统马家沟组与上古生界底部本溪组呈平行不整合接触，标志层为本溪组底部的铁铝土层风化壳，两者之间的上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统缺失，为加里东时期地层抬升遭受剥蚀所致［13］，上覆三叠系刘家沟组与上古生界顶部石千峰组呈整合接触。研究区整个上古生界地层内部连续沉积，相邻层段间整合接触（图2）。临兴地区整体地势相对平缓，地层倾斜角度小，呈现为北部地势相对较高、南部地势略低的单斜构造，从底部本溪组到顶部石千峰组，地层呈继承性发育。临兴地区中部受控于紫金山隆起的影响，发育环形展布的断层，呈放射状［14］。

图2 鄂尔多斯盆地临兴及周缘地区地层发育特征

2 烃源岩条件

对于含煤地层而言，煤和暗色泥岩都可以成为致密砂岩气的来源［15-16］。临兴地区上古生界发育广覆式分布的海陆交互相煤系烃源岩，煤和暗色泥岩作为主力烃源岩在盆地内广泛发育［17］。本溪组、太原组和山西组均有煤层发育和暗色泥岩发育，煤以半亮煤和半暗煤为主，表现为质轻、易碎、污手等特征，具有玻璃光泽，断口参差状或阶梯状，暗色泥岩致密，可见炭屑、植物碎屑等。山西组为三角洲相沉积，发育分流河道、分流间湾、沼泽等沉积微相；本溪组、太原组主要为障壁海岸沉积环境，沉积亚相包括障壁岛、潟湖、潮坪，发育障壁砂坝、潟湖、潮道、砂坪、混合坪、灰坪、泥炭沼泽等7种微相。根据L-20 井测井曲线与煤、暗色泥岩的对比关系可知，煤层在测井曲线上一般表现为低自然伽马、低电阻率、低密度、高声波的特点，暗色泥岩在测井曲线上一般表现为高自然伽马、高密度、低声波的特征。

2.1 有机质丰度

对于临兴地区整个含煤地层而言，本溪组煤的有机碳含量主要集中在20%～40%和60%～90%两个区间内，平均含量约为52.2%；太原组煤的有机碳含量分布在40%～80%之间的样品占90%，平均含量约为56.2%；山西组煤的有机碳含量平均约为35.0%。相对而言，本溪组和太原组中的煤层有机碳含量较高，生烃潜力较大。暗色泥岩的有机碳含量绝大部分小于10%，约占总数的91.2%。本溪组暗色泥岩的有机碳含量分布范围0.11%～9.1%，平均值为3.1%；太原组暗色泥岩的有机碳含量分布范围0.37%～76.1%，平均值为11.4%；山西组暗色泥岩的有机碳含量分布范围0.1%～3.97%，平均值为1.7%。值得注意的是，太原组部分暗色泥岩有机碳含量较高，最高可达76.1%，其共性在于这部分暗色泥岩中都含有较多的炭质成分。

煤的生烃潜量明显优于暗色泥岩。本溪组煤的生烃潜量最低可至0.46 mg/g，最高可达250 mg/g，平均约为65.0 mg/g。太原组煤的生烃潜量分布范围2.02～309.37 mg/g，平均约为119.2 mg/g，是临兴地区生烃潜量最好的层段。山西组煤的生烃潜量分布范围5.06～97.4 mg/g，平均约为38.7 mg/g。

整体而言，纵向上随着地层埋深的增加，煤的生烃潜量具有先大幅增加后略微降低的趋势。本溪组暗色泥岩生烃潜量平均约为2.1 mg/g，太原组暗色泥岩生烃潜量平均约为19.0 mg/g，山西组暗色泥岩生烃潜量平均约为3.8 mg/g。随着地层埋深的增加，暗色泥岩生烃潜量也具有先大幅增加后略微降低的趋势。与有机碳类似，太原组部分暗色泥岩生烃潜量最高可达187.8 mg/g，高于煤的平均生烃潜量，也是由于这部分暗色泥岩中大量的炭质成分导致的。

从临兴地区L-20 井上古生界烃源岩有机质丰度特征柱状图可以看出，本溪组和太原组有机碳含量高，生烃潜量大，属于中等—好的烃源岩（图3）。山西组烃源岩有机碳含量不高，生烃潜量相对较小，但是由于暗色泥岩厚度较大，故而也是临兴地区上古生界主力的烃源岩。

图3 临兴地区L-20井上古生界烃源岩有机质丰度柱状图

2.2 有机质类型

临兴地区上古生界烃源岩中镜质体多为条带状、碎屑状、丝状，零散分布，部分镜质体中可见气孔结构。通过对37 块煤和110 块暗色泥岩样品提取的干酪根进行鉴定，计算各组分之间的相对百分含量。结果表明，临兴地区含煤地层干酪根以镜质组为主，镜质组含量主要分布范围60%～100%，平均约为73.1%；其次为惰质组，主要分布范围0～30%，平均约为13.4%；腐泥组含量分布跨度较大，最高可达80%，但整体平均含量不高，平均约为9.3%；壳质组含量最少，平均含量仅4.3%。

根据干酪根各显微组分的相对含量，采用类型指数T值，对干酪根的类型进行划分（图4）。110 块暗色泥岩干酪根显微组分测试及计算T值结果显示，临兴地区含煤地层干酪根T值分布范围-88.9%～38.6%，其中超过91.8%的T值小于0，故而临兴地区含煤层段以Ⅲ型干酪根为主，含有少量的Ⅱ2型干酪根，不含Ⅱ1型干酪根和Ⅰ型干酪根。37 块煤样干酪根显微组分测试及计算T值结果显示，临兴地区含煤地层煤样干酪根T值分布范围-100%～61.3%，其中超过81.1%的T值小于0，故而临兴地区含煤层段的煤以Ⅲ型干酪根为主，含有少量的Ⅱ2型干酪根，极少的Ⅱ1型干酪根，不含Ⅰ型干酪根。

图4 临兴地区含煤地层干酪根显微组分特征

2.3 有机质成熟度

临兴地区含煤层段92 块烃源岩样品镜质体反射率Ro数值范围0.8%～2.3%，平均值约为1.1%，处于成熟阶段。其中，煤的Ro数值范围0.9%～2.3%，平均值约为1.1%，而暗色泥岩的Ro分布相对集中，分布范围0.8%～1.8%，平均值约为1.1%。临兴地区各含煤地层煤的Ro相差不大，对于暗色泥岩而言，本溪组有机质成熟度最高，其次为太原组，最后为山西组。本溪组、太原组、山西组暗色泥岩的Ro平均值依次为1.3%、1.1%、0.9%。含煤层段146 块烃源岩样品最高热解峰温Tmax 检测结果表明，Tmax最小值为312 °C，最大值可达591 °C，平均值约为472°C。综上所述，临兴地区含煤地层烃源岩整体处于高成熟阶段。

3 煤系气共生基本单元

对于煤系致密砂岩气藏而言，气源岩为暗色泥岩和煤层，储集层为致密砂岩；对于煤系页岩气而言，气源岩既可以是煤层，也可以是自身暗色泥岩；对于煤系煤层气而言，气源岩和储集层都为煤层本身［6］。不同学者根据各自临兴地区的岩性组合模式，对煤系非常规天然气组合类型进行了划分，其划分结果具有一定的区域适应性。为了使组合模式更具有普遍适用性，从而指导后期的“三气”合采，本文采取一定的简化方式，构建煤系气共生组合的基本单元，在基本单元的基础上，衍生适用于临兴地区的复杂组合模式。根据临兴地区上古生界致密砂岩、暗色泥页岩和煤层的纵向分布情况，基于烃源岩、储集层和盖层的岩性差异及组合关系，将煤系气的共生组合关系简化为如下基本单元（图5）：

图5 煤系气共生模式基本单元

（1）源储一体型：烃源岩生成的天然气以吸附态或游离态储存在原烃源岩内形成气层，页岩气和煤层气均属于此种类型，暗色泥页岩和煤层纵向叠置，形成页岩气和煤层气的共生。由于煤层的产气能力远远超过暗色泥页岩，当煤层另一侧的遮挡岩层具有足够的封盖能力时，若煤层所产气体超过煤层本身储气能力，在烃浓度的驱使下，天然气有可能从煤层向页岩中进行短距离的运移，此时两者组合类型便属于源储接触型。根据煤层和页岩的相对位置，可以分为2种模型。

（2）源储紧邻型：烃源岩和储集层直接接触，烃源岩生成的天然气从烃源岩层短距离运移到相邻储集层中聚集成藏。当致密砂岩与暗色泥页岩直接接触、且暗色泥页岩具有足够的产气能力时，暗色泥页岩排出的部分天然气进入致密砂岩储集层中，形成致密砂岩气和页岩气的共生；当致密砂岩与煤层直接接触，且煤层具有足够的产气能力时，煤层排出的部分天然气进入致密砂岩储集层中，形成致密砂岩气和煤层气的共生；当致密砂岩、暗色泥页岩、煤层同时存在时，致密砂岩中的天然气可能来自泥页岩，也可能来自煤层，也可能两者兼有，从而在纵向上叠置形成致密砂岩气、页岩气和煤层气的三者共生。对于“两气”共生模式而言，根据烃源岩和储层的相对位置，可以进一步划分为下生上储型和上生下储型。下生上储型代表致密砂岩层位于暗色泥岩层或煤层上方，天然气由下往上运移，砂岩层上部被其它致密岩层封堵，其封堵机理为物性封闭。上生下储型代表致密砂岩层位于暗色泥岩层或煤层下方，烃源岩生成的天然气发生倒灌，由上往下运移，上部暗色泥岩层或煤层被其它更为致密的岩层封堵，致密砂岩气藏封堵机理为烃浓度封闭。对于“三气”共存的源储接触型煤系气组合，同样可以形成下生上储型和上生下储型。当煤层位于页岩层和致密砂岩层之间时，煤层产生的天然气可能向两侧的页岩和致密砂岩运移，形成中生边储的源储结构。当致密砂岩层位于煤层和页岩层之间时，煤层和页岩层产生的天然气可能由两侧向中间的致密砂岩层运聚，形成边生中储的源储结构。根据致密砂岩、页岩和煤层的相对位置，中生边储和边生中储结构分别可以划分为2 种模式。

（3）源储分离型：烃源岩和储集层未直接接触，通过砂岩、裂缝、断层或多元素输导体系，烃源岩排烃生成的天然气从烃源岩层运移到储集层中聚集成藏。同样，根据烃源岩和储层的相对位置，也可以进一步划分为下生上储型和上生下储型。由于运移距离相对较长，天然气从上部往下运移所需要的烃浓度会非常高，所以上生下储型可能会比较少见甚至难以存在。根据输导体系的差异，可以划分为砂体输导型、裂缝输导型和断层输导型。根据烃源岩的差异，每一种输导型可以进一步划分为煤层气源型和泥页岩气源型。

综上所述，源储一体型具有2种类型，源储紧邻型分为12 种类型，源储分离型包括6 种类型，因而煤系气共生组合的基本单元可以划分为3 个大类，细分为20种小类。

在以上三个基本单元的基础上，可以形成多种衍生模式。如，在源储一体型煤层气和页岩气共生模式中，受控于沉积环境的影响，煤层和暗色泥页岩层出现频繁互层，衍生为煤层气-页岩气-煤层气-页岩气或页岩气-煤层气-页岩气-煤层气等互层型共生模式。再如，在源储接触型致密砂岩气-煤层气共生模式中，如果煤层底板仍为具有一定储集能力的致密砂岩，在煤层产气能力充足的情况下，天然气由煤层气向上下顶底板砂岩都进行短距离运移，形成致密砂岩气-煤层气-致密砂岩气的共生组合模式。或致密层上下均被煤层所夹持，致密砂岩气来源于上、下煤层中，组合成煤层气-致密砂岩气-煤层气模式，形成类似于“三明治”结构的共生模式。

4 典型钻井实例

（1）页岩和煤层组合。L-1 井太原组底部和本溪组顶部过渡区域，深度2 064～2 092 m，地层厚度28 m，为泥炭沼泽相沉积。顶部致密的页岩可作为封盖层，下部四层炭质泥岩和三层煤层互相叠置。最厚的炭质泥岩层为上部第一套炭质泥岩层，深度2 066～2 077 m，厚度11 m，位于太原组最底部。最主力的煤层为上部第一套煤层，深度2 077～2 081 m，厚度4 m，位于本溪组最顶部，也是含煤层段中的下煤组8 号和9 号煤层（图6a）。炭质泥岩层和煤层既可以作为烃源岩，也可以作为储层，均具有一定的产气和储层能力，加上顶部致密泥岩层的封盖，可以形成页岩气和煤层气的多层交互叠置。

（2）致密砂岩和页岩组合。L-7 井太原组地层深度1 954～1 977 m，地层厚度23 m，顶部致密泥岩层为封盖层，三套炭质泥页岩层中间夹有两套砂岩层（图6b）。炭质泥页岩层为该套地层的烃源岩层和储集层，自身储气的同时也为中间两层砂岩提供气源，形成页岩气-致密气-页岩气-致密气-页岩气的纵向叠置。

（3）致密砂岩和煤层组合。L-8 井本溪组地层深度1 961～1 985 m，地层厚度24 m。上部为中砂岩，中部为细砂岩，底部为煤层（图6c）。底部煤层作为气源岩，为上部两套砂岩提供天然气，形成源储紧邻型致密砂岩气藏，同时煤层自生自储形成煤层气，顶部致密泥岩层为封盖层，纵向上形成致密砂岩气-煤层气的叠置。

（4）致密砂岩、页岩和煤层组合。L-10 井本溪—太原组过渡区域，深度范围1 700～1 739 m，地层厚度39 m。顶部为太原组致密泥岩层，为该套地层的封盖层。1 704～1 723 m发育19 m厚的细砂岩，气测显示为较好的致密砂岩气藏，其气源岩为下部的暗色泥页岩和煤层。深度1 725.5～1 733.5 m 为下煤组8 号和9 号煤层，厚度8 m。上部砂岩和下煤组8 号和9 号煤层之间夹有炭质泥岩层和薄煤层（图6d）。该套地层形成致密砂岩气-煤层气-页岩气-煤层气的叠置组合。

图6 临兴地区致密砂岩、页岩和煤层组合

5 结论

（1）鄂尔多斯盆地东缘上古生界煤和暗色泥岩均为主力烃源岩，以Ⅲ型干酪根为主，含有少量的Ⅱ2型干酪根，镜质体反射率Ro均大于0.8%，整体处于高成熟阶段；

（2）根据致密砂岩、暗色泥页岩和煤层的纵向分布情况，基于烃源岩、储集层和盖层的岩性差异及组合关系，将煤系气的共生组合关系简化为源储一体型、源储紧邻型和源储分离型3个大类；

（3）根据岩性组合的相对位置、烃源岩及输导体系的差异，可以进一步细分为20 种小类，其中源储一体型具有2 种类型，源储紧邻型分为12 种类型，源储分离型包括6种类型，形成多种衍生组合模式。