煤系气是由整个煤系中的烃源岩母质在生物化学及物理化学煤化作用过程中演化生成的全部天然气，主要包括赋存在煤层中的煤层气、暗色泥页岩中的页岩气及致密砂岩中的致密气[1]。我国以往针对含煤地层的天然气勘探评价主要关注煤层，对煤层以外的煤系页岩气和煤系致密砂岩气关注较少，既没能充分利用好资源，又致使开发成本较高，勘探效益欠佳[2]。近年来，鄂尔多斯盆地、沁水盆地等地区的煤层气已实现商业化开发，煤系页岩气和煤系致密砂岩气也取得了重要发现[3-7]。鉴于诸多含煤盆地煤系地层具有多类型气藏共生共存的特点，许多学者提出了煤系气共探共采的评价思想，对煤系气成藏机理[8-10]、共生赋存模式[11-13]、共探共采可行性[14-16]等做出了相关研究和探讨，煤系气地质评价成为热门研究课题。
六盘水煤田是我国长江以南重要的煤炭工业基地，晚二叠世含煤地层厚度大、分布广，除煤层发育外，泥页岩和砂岩也占有较大比例，煤系旋回性强，条件满足时可构成多套“生储盖组合”[17-18]。区内煤层气资源潜力巨大，2 000 m以浅的煤层气资源量约1.39×1012m3，是我国重要的煤层气勘探开发战略接替区，在盘县地区的多个煤层气区块已成功申报矿权并有序投入开发，取得了工业气流突破[18-21]。2012年，贵州省开展了全省范围的页岩气资源调查评价，对区内上二叠统煤系页岩气地质条件开展了初步研究[17]，估算全省上二叠统煤系页岩气地质资源量约2.33×1012m3。近几年，盘县地区实施的多口煤层气井在钻遇煤系致密砂岩过程中，均有强烈的气测显示，显示了较好的煤系致密砂岩气成藏潜力[22-23]。含煤岩系中的煤层气、煤系页岩气和煤系致密砂岩气既相互独立又具有不同程度的成因联系与耦合关系，如果地质条件配置有利，能够形成具有工业开发价值的独立天然气藏或多类型天然气资源组合气藏[24]。六盘水地区的煤层气成藏地质条件一直被众多学者持续关注，煤层气地质研究程度相对较高[18]，但对煤系页岩气和煤系致密砂岩气地质条件的研究还很少，更缺乏对该区煤层气、煤系页岩气和煤系致密砂岩气作为整体进行内在联系分析的系统论述。笔者综合六盘水煤田多年来在煤层气、煤系页岩气和致密砂岩气方面取得的最新成果，对该区上二叠统含煤岩系煤系气储层的岩相、厚度分布、岩性组合、源岩地化、储集物性等地质特征进行系统的研究，剖析了不同类型煤系非常规天然气的成藏开发潜力，通过分析上二叠统不同含煤层段的岩性共存组合关系，划分出本区煤系气的基本气藏类型，讨论了不同地区不同勘探深度的煤系气共探共采方向，为实现该区煤系多类型天然气资源的整体研究和统筹部署勘探提供科学依据。
1 煤系气地质背景
1.1 构造条件
六盘水煤田位于晚二叠世上扬子聚煤沉积盆地的贵州西部，区域上包括盘县、普安、六枝、水城等地，面积约16 000 km2，其中含煤面积约8 200 km2。该区晚二叠世聚煤盆地的形成受益于加里东期以来的区域拉张的构造环境和裂陷的构造背景，晚二叠世早期西部峨眉山玄武岩喷发对聚煤盆地基底起到了填平补齐作用，造成了北西高、南东低的古地形特征，晚二叠世期间受区域性NE,NNE向同沉积断裂控制，形成了NE向展布的沉积与聚煤格局[25]。成煤期后受燕山运动和喜马拉雅运动影响，逆冲断层和褶皱构造十分发育，一方面使得原型聚煤盆地受到强烈改造，大部分背斜轴部的上二叠统煤系遭受强烈剥蚀，含煤岩系主要保存在大型向斜和复向斜中(图1)，另一方面残留的构造形态复杂多样，在条件满足时可形成多种类型的构造圈闭，有利于煤系气的富集保存。
图1 研究区晚二叠世主要聚煤区及含煤分布
Fig.1 Main coal-accumulation zone and coal-bearing distribution of late Permian in the study area
1.2 含煤地层与封盖条件
上二叠统是六盘水煤田最主要的含煤地层，以海陆过渡相沉积环境为主，主要包含龙潭组和汪家寨组(又称长兴组)，其中以龙潭组地层厚度最大，含煤性最好，分布最为广泛。
上二叠统含煤地层厚220～543 m，水城以北及盘县以西地区沉积厚度一般在220～250 m，盘县以东和普安以西地区沉积厚度一般为300～400 m，水城都格、晴隆及六枝地区的上二叠统沉积厚度较大，主要介于400～500 m(图1);多数含煤构造单元的地层埋深浅于1 500 m，属于煤层气的有利开发深度，在格目底向斜、晴隆向斜和郎岱向斜的核部，地层埋深普遍位于1 500～3 000 m，属于页岩气和致密砂岩气的有利勘探深度。上二叠统含煤地层主要由一套低孔低渗、有机质含量高的细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、炭质泥岩、泥岩及煤层等岩层重复交替组成，较大的地层厚度、沉积组合的多重旋回、高有机质含量及低孔低渗的储层条件等使得该套含煤地层可形成多套优良的“生储盖组合”。下三叠统飞仙关组大面积平坦地覆盖于上二叠统含煤地层之上，地层平均厚度达590 m，主要由一套致密碎屑砂岩、泥岩组成，提供了区域性保存封盖条件。含煤地层本身含水性弱，单位涌水量一般不超过0.10 L/(s·m)，下伏的峨眉山玄武岩组隔断了上二叠统含煤地层与中二叠统茅口组灰岩岩溶含水层之间的水力联系。上述基本特点为研究区上二叠统含煤地层煤系气的生成、保存和富集提供了基本的地质条件。
1.3 沉积环境与储层空间分布
受来自西侧的陆源河流作用以及东侧和东南侧海岸潮汐作用的双重控制，研究区晚二叠世含煤地层主要为三角洲-潮坪-潟湖沉积体系，可划分为3个三级层序[26](图2)。层序Ⅰ沉积期对应于龙潭组下段下部，晴隆、六枝地区以潮坪-潟湖沉积体系为主，沉积了数层局部可采煤层及暗色泥页岩，盘县、水城一线主要发育下三角洲平原沉积体系，主要沉积薄煤层和暗色泥页岩;层序Ⅱ沉积期对应于龙潭组上段下部和龙潭组下段上部，海侵海退频繁，全区广泛发育河流控制的上三角洲平原以及河流和潮汐双重作用控制的过渡带三角洲平原，沉积岩性多样，煤层层数多，厚度大，常与砂岩、泥岩呈薄互层交替发育，岩石旋回性强，组合类型多;层序Ⅲ沉积期主要对应于龙潭组上段上部和整个汪家寨组，沉积体系与层序Ⅱ类似，以河控上三角洲平原和过渡带三角洲平原为主，但三角洲明显向陆收缩，在盘县—水城一带所在的河控上三角洲平原发育区，主要发育砂岩和煤层，泥质岩含量较少，而在普安—水城一线以东主要为过渡带三角洲平原和潮控下三角洲平原，砂岩含量逐渐减少而泥质岩含量逐渐增多，泥质岩多为浅色，富有机质的泥质岩较少。
图2 研究区上二叠统层序沉积相对比与气藏类型分布
Fig.2 Sequence sedimentary facies comparison and gas reservoir types distribution of Upper Permian in the study area
2 煤系气成藏地质条件
2.1 煤层气
2.1.1 煤层厚度特征
一定厚度的煤层是煤层气形成的物质基础，煤储层厚度越大，资源总量越多，相同条件下气井的产气量越高，稳定生产周期越长，对实现煤层气经济开采越有利[27]。研究区上二叠统含煤地层含煤5～104层，煤层总厚度为6.0～53.5 m，可采及局部可采煤层1～27层，可采总厚3.0～24.9 m。在横向上，煤层总厚度总体体现中部厚、往外围逐渐变薄的变化规律(图1);富煤中心位于盘县至水城一线地区，主要包括盘关向斜、土城向斜、格目底向斜和杨梅树向斜等，这些含煤构造单元一般含煤30～60层，煤层总厚度为30～50 m，是中国大陆南方二叠系煤系地层煤层总厚度最大的地区[28]。在纵向上，煤层主要分布在龙潭组上段及汪家寨组(图2)，层序Ⅱ和层序Ⅲ所在含煤层段是本区最佳的煤层气有利勘探层段，可采煤层多，煤层分布连续稳定，其可采煤层平均总厚度可达13 m以上，总体具有“煤层层数多(10～30层)、单层厚度较薄(1.0～2.0 m)、层间距较近(5～20 m)、累计厚度较大(10～20 m)”的特点，层序Ⅰ所在含煤层段发育煤层以薄煤层为主，煤层结构复杂，分布极不稳定，可采煤层平均总厚度仅3.5 m，不利于煤层气的开采。煤层数众多、煤层总厚度大而单一煤层较薄的聚煤特征，决定了该区开发单一煤层的煤层气难以获得较大的经济效益，必须考虑多煤层合采或煤系气合采。
2.1.2 煤级与含气性特征
区内上二叠统煤级分布范围宽，煤种较齐全，包含气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤等多种煤类，煤的镜质组反射率介于0.68%～3.14%。煤类的平面分布与上覆盖层具有密切的联系，一般变质程度越高的高煤级分布区，其出露地层越新，盖层厚度越厚，煤类分布总体呈现北西低、南东高的特点(图1)。由此可见，含煤地层埋深对煤的变质程度具有深刻影响，煤层埋深越大，所受上覆岩层的静压力越大，地层温度越高，煤层的变质程度相应加强。
研究区煤层的含气性普遍较好，500～1 000 m埋深条件下的煤层含气量一般介于8～30 m3/t之间，空气干燥基准下测得煤的朗格缪尔体积一般为11～35 m3/t，气测显示的全烃含量可达15%～25%。煤层的吸附能力随煤级的升高呈现先增大后减小的趋势，镜质组反射率Ro=2.2%～2.5%时煤的朗格缪尔体积达到极大值(图3)，这与前人对滇东黔西地区不同煤级煤的吸附性能研究的结论相吻合[29]。
图3 研究区煤储层朗格缪尔体积与煤级的关系
Fig.3 Relationship between Langmuir volume and coal rank of coal reservoir in the study area
2.1.3 煤体结构特征
煤体结构对煤层气压裂、排采工艺技术具有重要影响，煤体结构较差的煤层，压裂改造效果差，排采时易返吐煤粉堵塞气流通道，气井产能一般较低。受区域地质大构造背景的影响，六盘水煤田地应力较大，上二叠统煤层受改造强烈，构造煤普遍发育，许多地区煤层的煤体结构比较破碎，不论是采用地面钻井抽采还是煤矿井下抽采，均难以有效降低煤层瓦斯含量[30]。
近年来在盘县地区的煤系气合采实践[22]表明，当煤层顶底板富集有较多的游离气时，通过改造顶底板砂泥岩让压裂裂缝充分沟通煤层，也可以达到煤层卸压使煤层气有效产出的目的，其煤粉产出率低，裂缝导流能力较好，排采事故率亦较低。因此，在煤体结构较差不宜进行地面抽采的高瓦斯矿区，可以尝试以煤系页岩气和致密砂岩气开发带动煤层气开发的新思路，既可充分利用资源，也达到了降低煤层瓦斯含量的目的。
2.1.4 煤储层物性特征
通过在盘关向斜、土城向斜、杨梅树向斜等地区施工的数口煤层气参数井，获取了本区煤储层的孔隙度、渗透率、储层压力等关键参数(表1)。结果表明:区内上二叠统煤储层总体为低孔、低渗储层，煤层孔隙度为2.4%～7.0%，平均4.2%，试井渗透率为(0.01～0.35)×10-15m2，平均约0.08×10-15m2，总体低于沁水盆地南部地区煤储层孔渗性水平，区内煤储层孔渗性较差的原因，主要归因于地应力场、温压场双重作用控制下的煤体形变与破碎致使孔裂隙趋于压缩或闭合[32]。但研究区煤储层超压频繁，储层压力梯度为0.87～1.40 MPa/hm，平均1.12 MPa/hm，远大于沁水盆地南部地区平均水平。
表1 研究区部分聚煤区上二叠统煤层气储层参数
Table 1 Reservoir parameters of Upper Permian in some coal-accumulation zone of the study area
注:数据格式为
下同;—表示缺数据。
保存及封盖性能是形成超压的关键因素，本区含煤岩系厚度大，含煤层数多，煤层纵向间距小，煤层本身渗透性低，因此各煤层之间极易出现“烃浓度封闭效应”，有利于超压的形成。开发实践经验表明[33]，高产的天然气井地层多为超压。因为较高的储层压力梯度，有利于烃类气体在储气层中趋于饱和，加快气体采出时间，提高气体采收率[22]。因此，六盘水煤田地层普遍超压的特点对实现煤系气合采是极为有利的地质条件。
2.2 煤系页岩气
2.2.1 页岩岩相特征
上二叠统含煤地层发育了多种不同成分、结构的泥页岩，如粉砂质泥/页岩、泥岩、炭质泥/页岩等，其中富含有机质的泥页岩主要为深灰色及黑色的粉砂质泥/页岩和炭质泥/页岩，其余泥质岩一般有机质含量不高，生气潜力不大。对典型的粉砂质泥/页岩和炭质泥/页岩的薄片鉴定结果显示(图4):黏土矿物及有机质含量总和一般不低于50%，碎屑成分主要为石英，含有少量的方解石、白云石和黄铁矿，部分样品可见海绿石。
图4 研究区上二叠统典型页岩照片及薄片鉴定
Fig.4 Typical shale picture and rock slices identification of Upper Permian in the study area
2.2.2 页岩厚度特征
海陆过渡相的煤系页岩层段不但包括连续沉积的暗色泥页岩、炭质泥岩，还包括其夹层内厚度不大的泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩等致密岩层，炭质泥岩和暗色泥页岩是主要的生气烃源岩，而薄层致密岩层则可以作为煤系页岩气自生自储、短距运移的良好储气空间[34]。我国南方海陆交互相页岩单层厚度一般小于40 m，而累计厚度多在100 m以上[35];越是低能的沉积环境，越有利于有机质的保存，页岩气聚集规模越大[36]。
六盘水煤田晚二叠世海侵海退频繁，泥页岩广泛发育，频繁与煤层、致密砂岩层互层，煤系纵向上难以形成大段连续沉积的厚层页岩。通过统计区内大量煤田地质钻孔的岩性资料，本区上二叠统煤系地层能够形成较大厚度规模的暗色泥页岩主要位于龙潭组下段下部，泥页岩累计厚度为15～60 m，单层最大厚度可达54 m，是本区泥页岩沉积的最有利层段。在龙潭组上段下部及下段上部，富有机质泥页岩通常与煤层、砂岩等近距离互层沉积，泥页岩单层厚度一般不大(<10 m)，自身的生烃能力有限，但本层段煤层物质基础好，煤层的生烃能力极强，煤层生成的烃类气体在一定的地质条件下有可能运移至薄互层的泥页岩中储集起来，增大泥页岩的含气性，加上泥页岩的累计厚度较大(20～80 m)，因此本层段的泥页岩仍具备较大的开采价值，尤其是与煤层气合采时，可作为煤层气的有力补充。而在龙潭组上段上部及汪家寨组，多为浅灰色或灰白色的粉砂质泥岩和泥岩，富有机质的暗色泥页岩很少，基本不具备开采价值。总体而言，六盘水地区上二叠统煤系地层泥页岩分布范围广，有利沉积层段主要位于龙潭组下段，暗色泥页岩累计厚度大，生烃物质基础好，具有强烈的区域性“内幕”封盖作用(表2)。
表2 不同地区页岩气藏评价参数对比
Table 2 Evaluation parameters comparison of shale gas reservoir in different areas
2.2.3 页岩有机质特征
通过采集六盘水地区上二叠统地表露头页岩样品及井下页岩样品进行的有机岩石学分析结果显示:本区龙潭组煤系页岩的有机显微组分以镜质组为主(27%～89%，平均63%)，壳质组和腐泥组较少(7%～68%，平均29.6%)，少量惰质组(2%～15%，平均7.4%)，有机显微组分构成均不同于川南地区P2l页岩[35]、沁水盆地C—P页岩[37]和北美地区Barnett页岩[38-39]，显示了本区上二叠统煤系页岩有机质的特殊性(图5)。据岩石热解测试及干酪根类型指数计算，本区上二叠统煤系页岩的有机质类型主要表现为Ⅱ2型和Ⅲ型，说明海陆过渡相页岩有机质类型多样。
图5 不同地区页岩有机显微组分对比
Fig.5 Ternary diagram of shale organic macerals comparison in different areas
研究普遍认为[39]，具有较大经济价值的页岩储层，其成熟度范围一般介于1.1%～2.5%，TOC含量高于2.0%。六盘水地区煤系页岩样品的镜质组反射率Ro分布范围为0.86%～2.91%，平均2.03%，泥页岩总有机碳含量(TOC含量)分布在0.99%～41.30%，平均7.57%，有机碳含量普遍较高，表明本区煤系页岩整体为较好的烃源岩，达到了高产页岩的有机质条件[40]。即使是有机质成熟度偏低(Ro<0.9%)的泥页岩，其TOC含量也普遍高于2.0%，最高可达41.3%(如盘关向斜)，此类具低成熟度、高有机碳含量特点的页岩显著区别于我国南方其他地区煤系页岩，这可能与本区煤系页岩具有特殊的有机显微组分有关。通过分析煤系页岩有机质成熟度与所在含煤地层煤级的关系发现，煤系页岩有机质成熟度与煤级具有明显的正相关性(图6)，说明形成于同一地区同一地质时代的煤系页岩和煤岩，其热演化过程具有较好的一致性。从上二叠统含煤地层煤类的区域分布情况来看(图1)，水城、盘县及六枝西部地区的煤岩主要以变质程度中等的肥煤、焦煤、瘦煤为主，因此煤系页岩的热演化程度也普遍偏低，露头煤系页岩的镜质组反射率Ro多数低于1.3%;普安和晴隆地区主要为高变质程度的贫煤和无烟煤分布区，其煤系页岩的热演化程度较高，露头煤系页岩的镜质组反射率Ro一般大于1.3%。
图6 研究区上二叠统页岩有机质成熟度与煤级的关系
Fig.6 Relationship between shale organic maturity and coal rank of Upper Permian in the study area
2.2.4 页岩储层物性特征
页岩的孔隙度和渗透率大小、孔隙类型与空间形态等直接影响到页岩气的有效产出，是页岩气储层特征评价的重要内容[33]。对六盘水地区煤系页岩样品进行的孔渗性实验结果显示，该区页岩孔隙度分布在0.66%～3.15%，均值为1.37%，渗透率介于(0.000 8～0.047)×10-15m2，属于低孔特低渗储层;页岩孔隙类型和孔隙形状多样，常见粒间孔、溶蚀孔和有机质孔，粒内孔、晶间孔和微裂缝也时有发育，孔隙形状常见椭圆形、三角形、长条形及不规则状，孔隙之间具有一定的连通性，总体有利于页岩气的储集赋存[40]。在盘县地区多口煤层气浅井(500～1 000 m)钻遇龙潭组煤系页岩气测显示丰富，表明煤系页岩普遍含气，实测含气量介于0.5～2.0 m3/t，与北美海相页岩的含气量水平(1.1～2.8 m3/t)大体相当[38]，但考虑到煤系页岩的均质性和有效储层厚度不及海相页岩，因此具有开发价值的煤系页岩，推测其有利勘探深度应大于1 000 m。
页岩储层矿物中的脆性矿物不但影响岩石基质孔隙的发育程度，还直接影响页岩的可压裂性[41]。脆性矿物含量高的页岩，通常具有较高的杨氏模量和较低的泊松比，有利于形成具有较强导流能力的压裂缝网[42]，反之，黏土矿物含量较高的页岩，因具有较强的塑性而不利于储层的体积压裂。六盘水地区上二叠统部分煤系泥页岩样品的全岩X衍射分析结果表明，本区煤系页岩富含黏土矿物(33.2%～64.3%，平均50.9%)，其中有助于增大孔隙空间的伊/蒙混层(平均33.98%)和高岭石(平均29.75%)含量较高，而不利于增大孔隙空间的伊利石(平均21.59%)和绿泥石(平均7.74%)含量相对较低;脆性矿物含量次之(35.7%～66.8%，平均49.1%)，其中以石英(17.6%～65.3%，平均35.1%)和方解石(0～35.1%，平均4.4%)为主，长石(0～9.3%，平均2.5%)含量较低，碳酸盐矿物中白云石含量变化较大(0～13.6%，平均1.8%)。总体而言，研究区上二叠统煤系页岩的矿物成分较为复杂且变化较大，体现了海陆过渡相页岩强烈的非均质性特点，矿物成分与沁水盆地C—P页岩较为类似，但与北美Barnett页岩仍有较大差别(图7)。页岩脆性指数是反映岩石脆性特征的重要参数，其计算公式为:脆性指数=(石英+长石+方解石+白云石)/(石英+长石+方解石+白云石+黏土矿物)×100%。
图7 不同地区泥页岩矿物组成对比
Fig.7 Ternary diagram of shale mineral compositions comparison in different areas
计算结果表明，六盘水地区龙潭组煤系页岩脆性指数分布在24.8%～66.8%，均值为46.8%，平均水平与沁水盆地C—P页岩和北美Barnett页岩大体相当，表明该区上二叠统煤系页岩总体具备压裂改造的页岩气储层条件。
2.3 煤系致密砂岩气
2.3.1 砂岩岩相与储层分布特征
研究区上二叠统煤系地层发育的砂岩主要以粒度较细的细砂岩和粉砂岩为主，主要发育于河控上三角洲平原沉积环境，颜色主要表现为浅灰色、灰色和深灰色，砂岩多含灰黑色泥质条带，缓坡状层理及小角度斜纹层理较发育，层面常见炭化植物碎片化石(图8)。
图8 研究区上二叠统典型砂岩照片
Fig.8 Typical sandstone pictures of Upper Permian in the study area
在纵向上，上二叠统含煤地层由上往下砂岩含量逐步减少，砂岩主要发育于龙潭组上段和汪家寨组，其中龙潭组上段上部及汪家寨组可发育大段厚层砂岩，单层砂体厚度可达20余米，砂岩累计厚度30～100 m，且展布面积较广，是本区砂岩气厚度品位最好的层段;而在龙潭组上段下部和下段上部，砂岩主要体现为与煤层、泥页岩频繁互层，沉积微相变化快，单砂体较薄(<10 m)，呈透镜状、交互叠置状展布，累计厚度20～80 m。在横向上，从西往东含砂量及粒度逐渐降低，受沉积古地理环境控制，优质砂体主要分布在普安-水城一线以西地区。
2.3.2 物源条件与储集物性
研究区煤系致密砂岩气以煤层或煤系泥页岩为烃源岩，煤层累计厚度 6.0～53.5 m，有机碳含量(TOC含量)高达60%～80%，煤岩成熟度高，普遍达到焦煤、瘦煤、贫煤甚至无烟煤阶段，富有机质泥页岩累计厚度50～200 m，有机碳含量平均高达7.57%，生烃能力强，普遍进入生气高峰，气源充足，相比鄂尔多斯盆地临兴地区煤系致密砂岩气[43]，烃源岩物质基础更为优越。煤系砂岩主要位于含煤地层上部，与烃源岩大面积紧密接触，烃源岩大量生烃后一部分储集在煤层或页岩内部，一部分向上部致密砂岩持续充注，且致密砂岩上部广泛分布有下三叠统飞仙关组厚层泥质岩，基本符合“近源控藏、广布储层、水力封堵、顶底封盖、保存良好”的煤系致密砂岩气富集成藏条件。盘县松河地区的浅井钻探结果显示，含煤岩系部分砂岩的气测显示非常明显，气测全烃含量最高可达25%，显示了较好的勘探潜力[23]。
根据盘县地区盘关向斜数口煤层气参数井(800～1 000 m)对细砂岩和粉砂岩的物性测试，砂岩孔隙度为3.5%～8.2%，平均5.6%，渗透率(0.01～3.1)×10-15m2，平均为0.08×10-15m2，属于致密储层，孔隙类型主要有粒间溶孔、粒内溶孔、残余粒间孔和微裂缝等，与鄂尔多斯盆地临兴地区煤系致密砂岩储层孔渗条件大体相当[43]。
3 气藏类型与共探共采方向
3.1 主要气藏类型
研究区上二叠统含煤地层厚度大、分布广，纵向上沉积岩性组合多样，煤层、泥页岩和砂岩在垂向上具有不同的“叠置共生”关系，不同类型天然气资源在含煤岩系中的垂向分布总体具有较好的规律性:煤层气主要发育于汪家寨组、龙潭组上段和龙潭组下段上部，煤系页岩气主要发育于龙潭组下段和龙潭组上段下部，煤系致密砂岩气主要发育于汪家寨组和龙潭组上段(图2)。根据不同储层岩性在上二叠统不同含煤层段中的共存组合方式，初步提炼出3种主要的煤系气气藏类型(图9)。
图9 研究区上二叠统煤系气主要气藏类型
Fig.9 Main gas reservoir types of Upper Permian coal-bearing gas in the study area
气藏类型Ⅰ为“煤系页岩夹薄煤层”共存组合，形成以“源储一体型”独立煤系页岩气藏为主。常见于龙潭组下段下部，全区均有分布，其页岩厚度品位较好，单层厚度一般大于10 m，累计厚度可达30 m以上，发育薄煤层及局部可采煤层，煤层总厚度一般小于3 m;页岩是主要的烃源岩，其次为煤层，生成的烃类气体主要储集在源岩内部。该类气藏的含气量总体不高，但厚度品位及岩性均一性相对较好，烃源岩连续稳定且有较大规模时具备开采价值。
气藏类型Ⅱ为“煤层-页岩-砂岩薄互层”共存组合，主要形成“三气”(煤层气+煤系页岩气+煤系致密砂岩气)共存的“源储紧邻型”组合气藏。在龙潭组上段下部及龙潭组下段上部极为常见，全区普遍分布，主要体现为煤层、页岩、砂岩组合交替发育，组合类型多样，但一般具有“可采煤层多、煤层累计厚度较大、页岩和砂岩单层厚度薄、沉积旋回性强”等特点;煤层是主要的烃源岩，其次为页岩，生成的烃类气体除在源岩滞留成藏外，一部分短距运移至砂岩中储集起来。该类组合气藏的储层非均质性强，综合开发难度大，煤层的含气量一般高于页岩和砂岩，勘探开发应以煤层气为主，兼顾页岩和砂岩的统筹开发。
气藏类型Ⅲ为“煤层-砂岩”共存组合，主要形成“两气”(煤层气+煤系致密砂岩气)共存的“下生上储型”组合气藏。常见于汪家寨组和龙潭组上段上部，主要分布在河控上三角平原相区，其可采煤层多，煤层累计厚度较大，细砂岩、粉砂岩单层厚度较大，且多与煤层直接接触;煤层是主要的烃源岩，生成的大量烃类气体一部分储集在煤层，另一部分短距或中长距离运移至砂岩中有效储集起来。该类组合气藏的勘探开发在浅部地区应以煤层气为主、致密砂岩气为辅，而在深部地区应以致密砂岩气为主、煤层气为辅，主要注重对砂岩储集体供烃物质基础、运移条件、盖层和保存条件的研究。
3.2 共探共采方向
六盘水地区上二叠统含煤地层中的煤层、泥页岩和砂岩叠置频繁，煤、泥页岩总体都达到了优质烃源岩的级别，砂岩储集能力强，空间配置合理，具备煤层气、煤系页岩气及煤系致密气等多类型天然气协同开发的基本条件。含煤岩系中单一天然气藏的勘探开发往往导致资源浪费严重，开展天然气资源“多深度、多类型、全方位”的统筹勘探部署，实现多类型天然气资源“一次勘探，多种发现”，不但能有效节约勘探成本，也能加快区内天然气资源的整体勘探进度[44-45]。
煤层气勘探主要以煤层为评价对象，煤层厚度大、侧向连续、煤阶较高、地质资源量大、埋藏深度适中(500～1 000 m)和构造相对简单等，是构成煤层气富集有利区的关键要素[7,33]。煤系页岩气勘探主要以富有机质的暗色泥页岩为评价对象，侧重烃源岩属性评价与空间分布，具备高产潜力的页岩气藏其页岩储层通常具有“较大的厚度、较高的有机碳含量、适中的成熟度、超压、易压裂、主体埋藏深度大于1 000 m”等地质条件[33]。煤系致密砂岩气一般以寻找致密砂岩较发育、砂岩物性相对较好、有充足气源供给的砂体分布区作为勘探重点区，通过划定气水边界圈定气藏边界范围，具有经济开发价值的致密砂岩气有利勘探深度多大于1 000 m[11]。
根据研究区上二叠统含煤地层中煤层、页岩和砂岩储层的空间叠置关系，同时基于对煤层气、页岩气和致密砂岩气富集成藏要素的综合认识，笔者认为以下几个区域的煤系气勘探前景值得关注(图1):一是晴隆地区的晴隆向斜，该区含煤地层主要形成于潮控下三角洲平原沉积环境，地层平均厚430 m，煤层总厚度12.3 m，可采煤层少，单层煤厚度薄，煤种主要为无烟煤，浅部地区构造复杂，目前尚未开展过专门的煤层气地质工作，煤层气勘探潜力较差;露头煤系页岩的成熟度位于2.2%～2.4%，TOC含量4.1%～6.6%，预测页岩厚度100～200 m，向斜核部埋深超过1 000 m的含煤面积约900 km2，是六盘水地区进行煤系页岩气藏勘探的优先部署区。二是普安南部的青山向斜，含煤地层主要形成于过渡带三角洲平原沉积环境，地层平均厚275 m，煤层总厚度30.6 m，含可采煤层7～13层，煤岩主要为贫煤和无烟煤，含煤总面积约1 400 km2，估算1 000 m以浅的煤层气地质资源量有0.19×1012m3，浅部的煤层气成藏地质条件良好，勘探潜力大;露头煤系页岩的成熟度位于1.6%～2.4%，TOC含量4.8%～8.3%，预测页岩厚度50～100 m，1 000 m以深的含煤面积约700 km2，因此，青山向斜深部具有煤层气和煤系页岩气共探共采前景。三是盘县地区的盘关向斜和水城地区的格目底向斜，含煤地层主要形成于河控上三角洲平原沉积环境，区内煤层总厚度大(34.4～46.0 m)，可采煤层多，煤岩以焦煤和瘦煤为主，含煤总面积均在500 km2以上，盘关向斜1 000 m以浅的煤层气地质资源量有0.10×1012m3，格目底向斜1 000 m以浅的煤层气地质资源量有0.05×1012m3，浅部煤层气资源勘探潜力大;含煤地层内普遍发育砂岩，砂体厚度较大、分布较广，烃源岩厚度大，生烃和排烃能力强，且砂体主要发育在烃源岩上部，与烃源岩大面积紧密接触，因此在盘关向斜和格目底向斜深部具有致密砂岩气与煤层气共探共采前景。
由于区内煤系页岩气和煤系致密砂岩气整体而系统的研究工作还较少，对煤系气共探共采有利区的预测还较为粗略，页岩和砂岩储层的含气有效性及经济开采价值还有待勘探进展予以补充、修正和完善。
4 结 论
(1)六盘水煤田上二叠统发育有利于多种类型天然气共存的空间配置条件。含煤岩系具有分布面积广、地层厚度大、沉积组合多、富水性弱、普遍含气、多重内幕封盖等特点，地层埋深范围广，煤层、泥页岩、砂岩等在空间上相互叠置，煤层的生烃强度和排烃强度高，发育的砂岩与烃源岩紧密接触，含煤岩系顶、底封盖性好，区域构造形态多样，易于形成构造圈闭。
(2)上二叠统煤层气、煤系页岩气和煤系致密砂岩气成藏潜力大。煤层气藏总体具有“煤层累计厚度大，煤级分布范围广，含气量高，吸附性能好，埋深适中，低孔低渗，储层压力梯度大”的特点;页岩气藏总体具有“页岩累计厚度大、镜质组含量高、有机质类型多样、TOC含量高、成熟度范围广、低孔特低渗、孔隙类型多、脆性矿物含量较高”等特点，页岩成熟度受控于煤的变质程度;致密砂岩以细砂岩和粉砂岩为主，砂岩累计厚度大，低孔低渗，气源供给充足。
(3)上二叠统含煤地层垂向上可识别出3种基本的煤系气气藏类型。汪家寨组和龙潭组上段上部主要为“下生上储型”煤层气和致密砂岩气组合气藏，龙潭组上段下部和下段上部主要为“源储紧邻型”煤层气、页岩气和致密砂岩气组合气藏，龙潭组下段下部主要为“源储一体型”独立煤系页岩气藏。
(4)基于煤系气储层空间叠置关系及富集成藏条件，探讨了部分地区煤系气共探共采方向。初步认为晴隆向斜深部有利于煤系页岩气勘探开发，青山向斜、盘关向斜和格目底向斜的浅部均有利于煤层气勘探开发，青山向斜深部有利于煤层气和煤系页岩气共探共采，盘关向斜和格目底向斜深部有利于煤层气和致密砂岩气共探共采。
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