鄂尔多斯盆地东南缘延川南区块作为我国首个埋深超过1 000 m并进行商业开发的煤层气田，于2015年完成了5×108m3产能建设并正式投产，2017年煤层气产量超过3×108m3，达产率60%以上。通过两年多持续排采，气田日产气超过100×104m3，平均单井日产气超1 300 m3，仍处于稳步上升阶段，并表现出高产稳产态势。前人开展了深部煤层气地质条件、富集规律以及开发动态等研究[1-4]，尚未综合评价该区的富集高产规律以及成藏模式，以气田成藏地质特征、生产动态及富集高产控制因素为研究重点，建立该区煤层气富集高产模式，并指导现场合理安排煤层气排采工作制度，为气田达产5×108m3提供理论依据。
1 煤层气地质特征
1.1 煤储层构造特征
延川南煤层气区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，构造上属于晋西挠褶带南端、汾渭地堑的西北部，工区北至吉县，东至乡宁县城，南抵河津市，西临宜川(图1)，主力含煤层系为二叠系山西组，有利面积701 km2，煤层气资源量达849×108m3。延川南区块山西组2号煤层为北西倾向的单斜构造，中部发育的白鹤、中垛两条北东向断裂将研究区分为谭坪、万宝山两块，其余以小型逆断层为主，正断层不发育。
1.2 煤储层展布特征
主力煤层埋深分布于610～1 600 m，从东部的谭坪区块至西部的万宝山区块埋藏深度逐渐加大，总体上煤层埋深呈东南浅、西北深的趋势(图2)，其中谭坪区块主力煤层埋深浅于1 000 m，平均深约880 m;万宝山区块主力煤层埋深介于1 000～1 550 m，平均埋深约1 270 m。延川南区块2号煤层厚度平面上呈东南厚、向北部及西部有所减薄，煤层厚度介于2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m(表1)。厚煤区主要分布于谭坪区块，平均厚达5.3 m，最厚煤层分布于延66井区，煤层平均厚度约6 m。西部万宝山区块煤层分布较稳定，单层厚度一般大于3 m，煤层厚度变化与沉积微相的展布规律基本一致[5]。
图1 延川南区块工区位置
Fig.1 Location of work area in Yanchuannan area
图2 延川南区块山西组2号煤层埋深等值线
Fig.2 Buried depth contour of No.2 coal seam in Yanchuannan area
表1 延川南区块煤储层参数基础表
Table 1 Parameters of coal reservoir in Yanchuannan area
1.3 煤储层物性特征
主力煤层镜质组含量在47.9%～85.3%，平均75.3%;惰质组含量为4.4%～33.5%，平均15.6%;壳质组含量为0～6.3%，平均2.6%，镜质组含气量较高，有利于煤层割理裂隙生成，储层物性变好。灰分产率为5.4%～36.0%，平均值为12.4%，属于特低灰-低灰煤，反映成煤沉积环境较为稳定;垂向上呈先增高后降低的规律，靠近顶、底板处灰分产率较低。
主力煤储层孔隙度3.0%～6.7%，渗透率在0.01×10-15～0.99×10-15m2，平均0.3×10-15m2，其中万宝山构造带渗透率在0.013×10-15～0.91×10-15m2，平均0.27×10-15m2，谭坪构造带0.17×10-15～0.99×10-15m2，平均0.4×10-15m2。根据探井注入/压降测试成果看，2号煤层储层压力在东部谭坪构造带为2.8～4.8 MPa，平均3.9 MPa，地层压力系数介于0.3～0.6，平均为0.4，西部万宝山构造带为4.5～10.6 MPa，平均8.0 MPa，地层压力系数介于0.4～0.9，平均为0.7，中垛—白鹤断裂带以西，煤储层压力随埋深增加而增大。
1.4 煤储层含气性特征
探井实测主力煤层含气量介于6～22 m3/t，平均约12 m3/t，从东部谭坪区块往西至万宝山区块随埋深增加含气量逐渐增大，表现出煤层含气量与煤层压力、热演化程度密切相关，同时受煤层温度的影响，含气量达到最高含气量后随深度增加而具有减小的趋势，这是由于深煤层温度负效应大于压力正效应导致含气量降低的原因[6-8]。最高含气量位于万宝山延38井区和延70井区，超过20 m3/t。
2 深层煤层气富集高产控制因素
深层煤层气富集高产受沉积控气、构造控气、水文控气以及后期压裂改造效果等多重条件的控制[9-13]，基于延川南区块大量分析化验资料及生产动态资料[14]，分析了延川南区块深层煤层气富集高产的地质控制因素。
2.1 沉积控气作用
2.1.1 煤相控气作用
根据延川南区块部分探井取芯样品煤岩测试数据，应用Diessel提出的结构保存指数(TPI)和凝胶化指数(GI)两个煤相参数，编制了研究区2号煤层的TPI-GI煤相图解(图3)。由煤相图可以看出延川南2号煤层形成于三角洲平原环境，并以下三角洲平原湖沼、覆水森林沼泽煤相为主，这与研究区山西组的总体沉积环境是一致的。根据其凝胶化指数和结构保存指数的范围，其煤相具有覆水较深、泥炭层埋藏速度相对较慢的特征。
图3 延川南区块2号煤层TPI-GI相图
Fig.3 TPI-GI phase diagram of No.2 coal seam in Yanchuannan area
一般来说，镜质组形成于潮湿还原环境，而惰质组则形成于干燥氧化环境，所以镜惰比(V/I)这一参数可以较为直观地反映沼泽的覆水程度及气候的干湿情况。Smith把V/I比值看作成煤泥炭遭受氧化程度的参数，认为V/I<1时指示成煤泥炭曾暴露于氧化环境，延川南山西组2号煤层镜/惰比值范围在1.5～9，西部万宝山区块镜/惰比高值区反映泥炭沼泽环境具有覆水较深、还原性较强的特征，煤层含气量普遍大于12 m3/t;东部谭坪区块相对较低的镜/惰比及相对较高的灰分含量则反映三角洲平原强水动力条件影响的河道型特征[15]，煤层含气量一般小于9 m3/t。
从山西组主力煤层夹矸分布特征可以看出，夹矸主要为灰黑色泥岩和碳质泥岩，上下两层夹矸均发育于研究区东北部，夹矸厚度亦最厚，延37井附近夹矸厚度可达3.8 m，煤层含气性亦较差，往研究区西南方向逐渐减薄，夹矸厚度一般0.1～0.8 m，平均0.3 m，至低位森林泥炭沼泽环境不发育夹矸，煤层含气性也逐渐变好。
2.1.2 煤岩煤质控气作用
2号煤层镜质体反射率在1.9%～3.2%，属于贫煤-无烟煤阶段，煤层热演化程度高，煤层气含量亦高。主力煤层镜质组含量在47.9%～85.3%，平均75.3%;惰质组含量为4.4%～33.5%，平均15.6%;壳质组含量为0～6.3%，平均2.6%，镜质组含量较高，一方面有利于煤层割理裂隙生成，储层物性变好;另一方面，煤层生气能力增强。镜质组主要为基质镜质体，其次为均质镜质体、结构镜质体和碎屑镜质体，团块镜质体较少。惰质组含量较丰富，一般在10%以上，高者可达30%以上，平均在18%，其中以丝质体和半丝质体含量最丰，粗粒体和惰屑体也较为常见。壳质组含量较低，一般在5%以下。
2.2 构造控气作用
趋势面分析是利用数学曲面模拟地理系统要素在空间上的分布及变化趋势的一种数学方法，构造趋势面法是研究局部微构造特征较有效的方法。采用构造趋势面分析方法对延川南区块二叠系山西组2号煤层顶板标高进行了一次趋势面分析和二次趋势面分析，其顶板标高一次和二次趋势面分析拟合较好，相关系数超过99%。因此，研究区整体形态特征可以采用一次或二次趋势面来描述。
对拟合度更高的二次趋势面进行分析，研究区山西组2号煤层整体构造形态为走向北东、倾向北西的单斜构造，研究区北部煤层走向以南北向为主，向南逐渐过渡为北北东及北东向，与现今煤层埋深趋势图一致。
从研究区二叠系山西组2号煤层顶板标高二次剩余趋势面等值线图可以看出:代表局部凸起的正剩余区和代表局部凹陷的负剩余区整体呈北东和北西两个方向相间分布，其中以北东方向表现明显(图4)。
图4 延川南2号煤层顶面标高二次剩余趋势等值线
Fig.4 Second residual trend contour No.2 coal seam in Yanchuannan area
沿北西方向发育有呈北东或北北东向展布的4个局部凸起和3个局部凹陷，其展布方向由东向西呈凹、凸相间展布，由北东向转化为北北东，靠近西部边界为近南北向，说明该区至少经历了两期不同作用力方向的应力作用，一是在北西-南东向的挤压应力场作用下形成的近北东向展布的背、向斜构造;其次是在北东-南西向的挤压应力场作用下，形成横跨在近北东背、向斜构造之上的凹、凸构造形态，并且二者复合叠加或相互改造，从而形成了现今所反映的凸中有凹、凹中有凸，沿构造走向呈波状起伏形态。
从排采数据来看，目前高产井大多位于局部凸起部位，如谭坪区块延43-延30井区、延51-延62井区以及万宝山区块延63-延48井区，平均单井日产气高于1 500 m3，而不产气井或低产气井大多位于凹陷部位，说明局部凸起部位煤层渗透性要优于凹陷部位，间接证实了局部构造高部位易高产。这与该区碎裂结构煤发育区基本吻合，即碎裂结构煤厚度大于1 m的煤层产气效果较好[16]。
2.3 水文控气作用
水文控气主要包括水动力分区、水动力强度以及水文地球化学等对煤层气富集的控制作用[17]，东部谭坪区块水动力强度高于西部万宝山区块，水动力流动方向由高势区流向低势区，煤层含气量由东部的径流区向西部滞流区逐渐增大，即弱径流-滞流区煤层含气量高于径流区。根据延川南煤层气富集高产的地质控制作用分析，结合沉积控气作用、构造控气作用等关键参数建立了该区块富集高产选区指标参数(表2)，并据此优选出延43井区、延38井-延48井区及延51井-延62井区为煤层气富集高产区块(图5)。
表2 煤层气富集高产指标参数表
Table 2 Indicator parameter for CBM enrichment and high yield
图5 延川南区块煤层气富集高产有利区
Fig.5 Distribution map of favorable high-yield area of No.2 coalseam in Yanchuannan gas field
图6 延川南区块深层煤层气富集高产模式
Fig.6 Pattern map of deep CBM enrichment and high yield in Yanchuannan area
3 深层煤层气富集高产模式
煤层气富集成藏模式一般根据成藏条件划分为水动力型、构造吸附型及热演化型等。水动力型煤层气藏模式是以水动力为主要控藏条件，包括水动力封堵型和水动力破坏型;构造吸附型煤层气藏是以构造特征为基础，分为煤层自生自储吸附型和内生外储游离型;热演化型煤层气藏模式是以煤层热演化阶段划分为低煤阶煤层气藏、中煤阶煤层气藏和高煤阶煤层气藏[18]。根据延川南区块煤层气富集高产控制因素分析，其中含气量控制着煤层气富集，渗透率控制着煤层气产出，结合煤层气与煤系砂岩气试采效果(表3)，将深层煤系气藏划分为自生自储、内生外储两类气藏(图6)，即含气量-渗透率耦合控制富集高产模式。自生自储吸附型以煤层原生裂隙发育区吸附态煤层气藏为主，甲烷气赋存于煤层中，煤层既为生气层，又同时作为储层;内生外储型为煤层顶底板砂岩圈闭中的常规天然气藏，煤层甲烷气经次生裂隙通道运移至顶底板砂岩气藏中，可与煤层气合采[19]。如延川南区块延38井区为一局部微凸起，2号煤层次生裂隙较发育，其顶板发育山西组一段砂体，与煤层形成源储一体气藏，平均单井日产气量也高于自生自储型气藏。
表3 延川南区块部分井测试产量统计
Table 3 Statistical table of part test wells production
4 结 论
(1)鄂尔多斯盆地东缘延川南区块2号煤层TPI-GI煤相图解指示其形成于下三角洲平原环境，煤相具有覆水较深、泥炭层埋藏速度相对较慢的特征;2号煤层属于中高变质程度烟煤，镜质体反射率在1.5%～2.5%，煤层镜质组含量平均72%，煤层含气量5.5～20.5 m3/t，平均11.3 m3/t，煤层含气量较高，有利于煤层气富集。
(2)基于构造趋势面分析方法，二次剩余趋势显示延川南区块2号煤层顶面构造呈三凹三凸格局，凸起部位延43井区、延51井-延62井区、延38井-延48井区是有利高渗区，煤层产气效果最好。
(3)在延川南区块深层煤层气富集成藏地质条件研究基础上，结合深煤层含气量、渗透率等煤层气富集高产耦合控制机理，建立了自生自储型和内生外储型两类深层煤层气富集高产模式。
(4)结合沉积煤相、构造趋势面及水文地质等控气作用分析，建立了延川南区块煤层气富集高产的选区参数指标，优选出4个煤层气富集高产区，其中延43井区、延51井-延62井区和延63井-延48井区为自生自储型气藏，延38井区为内生外储型气藏，这两类气藏具备高产稳产的地质条件，可为气田上产并达产提供基础。
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