煤层气、页岩气和致密砂岩气是我国非常规天然气的重要组成部分，同时也是煤系地层综合矿产资源中的重要组成，目前多数学者和专家将这3类非常规天然气称为煤系气或煤系三气[1]。目前对于煤系气的评价主要集中于烃源岩的生排烃规律、煤系气的成藏机理及聚散规律、煤系气储层特征和综合勘探与开采方式等方面的研究[2-5]。随开发技术的提高和研究的不断深入，煤系气的勘探开发取得了很大的进展，如北美的皮尔森盆地和阿尔伯塔盆地[6-7]，我国的鄂尔多斯盆地和沁水盆地[8-11]，其中位于鄂尔多斯盆地东缘的鄂页1井经压裂造缝后成功沟通太原组煤系，实现了煤层气-页岩气共采，最大产能达5万m3/d[12]。对煤系三气的联合勘探与开发不仅可以提高单井产量也会增加经济效益，对资源达到了最大限度的利用。
湖南是一个贫煤和缺油的省份，其常规油气勘探至今仍未取得实质性的突破，但在湘中凹陷的非常规油气勘探过程中，有许多钻井均出现了不同级别的油气显示(气浸、气涌甚至井喷)，能够证实本区具有良好的天然气勘探前景。对于湘中凹陷上古生界非常规天然气的研究，前人多偏重于整体评价，即纵向上或平面上对研究区的中上泥盆统、下石炭统和上二叠统的有利天然气层段进行整体研究，但针对具体某一层系的研究尚少，同时对煤系天然气缺乏整体考虑。因此，笔者以湘中邵阳凹陷作为研究区，以石炭系测水组作为目的层，通过收集钻孔资料并结合实验测试结果，对邵阳凹陷测水组煤系气的成藏条件及其共生组合特征进行了详细分析，以期推进湖南湘中地区煤系气的勘探开发进程。
1 区域地质概况
邵阳凹陷位于湘中地区的中部，南接关帝庙凸起，北邻龙山凸起，东西两侧则分别受限于衡山隆起带和江南—雪峰山隆起带(图1)。研究区测水组厚度分布于30～85 m，以一套全区稳定发育的石英砂岩为界将测水组分为上下两段，煤层主要发育在测水段下段，含煤1～7层，可采0～3层，局部可采1～2层，其中3,5煤层普遍发育，可采煤层厚0～5 m(图1)。
图1 邵阳凹陷构造位置及测水组综合柱状
Fig.1 Tectonic location of Shaoyang depression and comprehensive stratigraphic column of Ceshui Formation in the study area
2 煤系气成藏基础
2.1 岩性展布特征
研究区测水组泥页岩累计厚度平均在20 m以上，在邵东和邵阳—武冈一带泥页岩累计厚度可达到40 m以上(图2(a))。研究区砂泥比较低，平均在0.4以下，砂岩累计厚度平均为8 m左右(图2(b))，厚层砂岩多发育于测水组上段(图3,4)，而煤层多发育于测水组下段，在邵阳—新宁一带发育聚煤中心，煤层厚度达到3 m以上(图2(c))。邵阳凹陷内煤层、泥页岩层和砂岩层广泛分布，相互叠置，这种岩性旋回特征为含煤地层中的非常规天然气共生或共存提供了基础，可形成多套“生储盖组合”，有利于烃类气体的生成、富集和保存。
2.2 有机质含量与干酪根类型
有机质丰度是非常规天然气聚集成藏最重要的控制因素[13]，研究区主要可采煤层3煤和5煤均具有较高的有机碳含量，一般为70%～85%;泥页岩TOC含量差异较大，测水组下段泥页岩TOC含量平均为3.56%，其中大于2%的泥页岩样品达到56%，而上段泥页岩TOC含量平均仅为1.19%，其中小于1%的泥页岩样品达到了59%(图5)。总体来看，研究区测水组煤系烃源岩具有较高的有机质丰度，属于较好的烃源岩，具有良好的生烃能力。
图2 邵阳凹陷测水组泥页岩累计厚度等值线、砂岩累计厚度等值线和煤层总厚度
Fig.2 Cumulative thickness isoline map of mudstone and sandstone and total thickness isoline map of coals in Shaoyang depression
图3 Q1井煤系气综合柱状
Fig.3 Characteristics of drilling columnar and coal measures gases in Q1well
图4 邵阳凹陷测水组煤系气分布特征
Fig.4 Distribution characteristics of coal measure gases in the study area
图5 邵阳凹陷测水组泥页岩TOC含量分布
Fig.5 Distribution characteristics of TOC content in the Ceshui Formation in the study area
研究区煤层和富有机质页岩多形成于潟湖-沼泽或潮坪-沼泽相，高等植物发育，由此决定了其干酪根类型主要以Ⅲ型为主(图6(a))。研究区烃源岩显微组分主要以镜质体为主(含量介于55%～90%)，惰质组为辅(图6(b))。相比于I型和II型干酪根，III型干酪根以生成气态烃类为主，生烃缓慢但生烃门限低且持续时间长[12]。此外，III型干酪根的吸附能力强于I型和II型干酪根[14]，生成的有机质孔隙不易被压实[15]，且不会出现液态烃类填充孔隙、阻碍气态烃类运移的情况[16]，有利于煤系气成藏。
2.3 生烃演化史
研究区石炭系测水组烃源岩主要经历了3次生排烃过程(图7)，其中早侏罗世沉积末期为最重要的主生排烃期，其后中侏罗世的燕山运动和晚燕山-喜山期的挤压构造运动对研究区的非常规天然气藏产生了较为深远的影响[17-18]。一方面受构造运动的影响煤系储层发育了较多微裂隙和构造缝，形成的裂缝性储层有利于烃类气体的运移和富集，如果在合适的保存条件下则有利于煤系气藏的形成;另一方面，多期构造作用的负面影响则表现在破坏了煤系地层原有的完整性和连续性，强烈的抬升剥蚀，可能会导致非常规天然气的逸散。
3 煤系气共生组合特征
3.1 共生组合模式
岩相组合是沉积环境变化的主要指示，同时也是预测煤系气共生共存发育状况和变化情况的主要依据。基于对研究区钻孔资料的分析，测水组发育5种类型的岩相组合(表1)，依据各类岩相组合及其接触关系，将非常规天然气的组合特征归纳为3种模式(表2):①单源双储。煤层和砂岩互层沉积，砂岩邻近煤层或砂岩直接作为煤层的顶底板。此种类型多发育于测水组下段，煤层作为烃源岩，砂岩作为储集层，煤层可以向上或向下为砂岩储层提供气源，可形成良好的煤系气藏;泥页岩和砂岩互层，泥页岩既可视为烃源岩也可作为储层，但泥页岩需具有一定的累计厚度且富含有机质。砂岩可作为储层，烃类气体可以通过扩散、渗流以及盖层突破等运移方式聚集于砂岩储层中，多发育于测水组上段。② 双源双储，多发育于测水组下段。泥页岩和煤层互层，煤层和泥页岩既可视为烃源岩也可作为储集层，同时又互为盖层，煤层气和页岩气互层产出，2者相对独立。③ 双源多储。煤层，泥页岩和砂岩互层。此种类型，一般煤层作为主要的烃源岩，砂岩作为主要的储集层，泥页岩可作为补充气源和盖层，其中煤层在生烃过程中通过垂向运移作用对整体的煤系气藏系统起关键作用[19]。
图6 邵阳凹陷泥页岩 HI 和 Tmax示意和干酪根显微组分三角
Fig.6 Plot of HI versus Tmaxand ternary diagram of maceral compositions for the shale samples in the study area
表1 邵阳凹陷测水组岩相组合类型
Table 1 Combination of lithofacies of Ceshui Formation in the study area
表2 邵阳凹陷测水组煤系气共生组合模式
Table 2 Combined modes of coal-bearing gases in the Ceshui Formation
图7 邵阳凹陷埋藏-热演化史(Q1井)
Fig.7 Burial-history reconstruction for source rocks in the Shaoyang depression(Q1well)
3.2 以典型钻孔为例
以位于邵阳凹陷西南侧的Q1钻孔为例(图3)，识别出了3类岩相组合类型，2种煤系气组合模式，揭示了其垂向上的生储盖组合关系及特征，建立了煤系气地质剖面。Q1钻孔测水组主要为潟湖-沼泽相沉积环境下发育的一套煤系地层，厚度约60 m，其下段主要沉积了灰黑色潟湖相泥页岩、潮道砂岩和沼泽相煤层，上段主要沉积了灰白-灰黑色潮坪相泥岩和障壁砂岩。
图8 Q1钻孔泥页岩样品低温氮气吸附曲线及孔径分布
Fig.8 N2adsorption-desorption isotherms and pore size distribution of the shale samples in the Q1well
岩相组合E在测水组下段底部(深度155～170 m)发育。尽管泥页岩具有相对较大的累计厚度和单层厚度，但TOC含量平均仅为0.98%，S1+S2仅为0.25 mg/g，生烃能力较差。低温氮气吸附实验结果显示泥页岩样品的滞后环类似于H2型，表明页岩内孔隙形态以墨水瓶型为主[5]，2～5 nm的孔隙最为发育(图8)，其孔渗性较差(图3)，不利于烃类气体的聚集和运移，但能反映出这套页岩具有较强的封盖能力。测水组下段底部泥页岩样品的突破压力均大于20 MPa，中值半径平均小于9 μm(表3)，这也证实了测水组下段底部的泥页岩岩层本身对主要含气层具有较好的封盖能力。此岩相组合中的粉砂岩样渗透率和孔隙度仅分别为0.001 2×10-15m2和0.66%，属超低孔超低渗储层，从其压汞曲线形态来看(图9)，退汞效率极低，大量的汞滞留在样品中，表明砂岩内孔隙的连通性很差，不利于烃类气体的储集，但也能反映出很好的封盖能力。通过上述分析，此岩性组合可视为测水组煤系气藏的内部盖层。
表3 Q1井测水组泥页岩突破压力
Table 3 Rock breakthrough pressure of the shale samples in Ceshui Formation in Q1 well
图9 Q1钻孔粉砂岩样品进汞-退汞曲线
Fig.9 Relationships between mercury injection and ejection curves of the standstone samples in the Q1well
岩相组合D在测水组下段中上部(深度135～155 m)发育。泥页岩连续沉积，累计厚度大于15 m，单层最大厚度在10 m左右，TOC含量平均为7.82%，在煤层附近发育约3.5 m厚的碳质页岩，其TOC含量平均在10%以上，6个页岩样品的含气量介于1.66～2.79 cm3/g(平均 2.10 cm3/g)，表明这套页岩具有较好的含气潜力。尽管泥页岩所夹煤层较薄，厚度仅为0.69 m，不可视为有效的煤层气储层单独进行勘探开发，但煤层与页岩层互层产出，形成了页岩气-煤层气的有利煤系气层段，煤层是煤系气藏的主要烃源岩之一。有学者指出煤层累计生气量超过400 m3/t，超出煤储层饱和吸附量的6～10倍，生成的天然气大部分排出，可为煤系地层中泥页岩和致密砂岩储层提供丰富的气源[20-21]。研究区测水组高瓦斯及突出矿井较多，而矿井瓦斯相对涌出量与煤层气含量往往呈正相关关系[22]，距离Q1钻孔较近的短陂桥矿区测得3号煤层含气量为7.24～17.19 m3/t(平均11.2 m3/t)，显示出研究区测水组煤层一般具有较好的含气性。
岩相组合B在测水组上段(深度115～135 m)发育，砂岩累计厚度达到13 m，具有较好的孔渗性(图3)，临近下伏烃源岩。虽然此岩相组合中的烃源岩累计厚度较小，但具有一定程度的生烃能力，可作为补充气源，下伏烃源岩(岩相组合D)生成的烃类气体经垂向运移较长距离后也可集聚于此砂岩储层中。总体来看，此岩相组合是以致密砂岩气为主的煤系气共生组合，此外位于测水组顶部的泥页岩具有较强的封盖能力(其突破压力在20 MPa以上)，有利于煤系气藏的保存。
总体来看，研究区Q1钻孔测水组发育以页岩气和煤层气为主的煤系气藏类型，存在多套“生储盖组合”，有利于煤系气藏的富集和保存。Q1钻孔泥页岩较为发育，砂泥比低(0.24)，煤层单层厚度较小，但含气性好。测水组下段主要沉积了潟湖-沼泽相泥页岩和煤层，是测水组煤系地层主要的烃源岩，具有较好的生烃能力，可为其上覆/下伏地层提供充足的气源。测水组上段主要沉积了孔渗性相对较好的潮道砂岩(孔隙度平均2.74%，渗透率平均0.40×10-15m2;图3)，是潜在的致密砂岩气储层(135～155 m和155～170 m)。而发育于测水组下段底部和上段中上部的潮坪相泥岩TOC含量低，较为致密，封盖能力强，可作为煤系气藏的盖层。
3.3 邵阳凹陷煤系气分布特征
邵阳凹陷整体呈北东向展布，其东北部靠近物源区，导致其地层厚度由北东向西南逐渐变薄，砂岩和泥页岩累计厚度也均逐渐变小。研究区海侵方向自西南向东北方向，由于邵阳地区地势较高(其明显高于湘中涟源凹陷)，导致邵阳地区沼泽存在时间较短，形成的煤层厚度也整体较小，煤层由北东向西南方向逐渐相变为炭质页岩或泥页岩，砂泥比逐渐变小[23-25](图4)。可见，邵阳凹陷测水组煤系地层的聚煤特征、岩相组合及其空间分布受控于沉积环境和复杂的构造运动，不同地区煤系气组合及其分布特征存在明显差异(图4)。
由3.2节分析可知，位于研究区中部的Q1钻孔测水组下段中部和上段中上部发育以页岩气和煤层气为主的模式3和4的煤系气共生组合，根据对研究区中部Q1钻孔的详细分析来预测邵阳凹陷煤系气的分布特征(图4)。位于研究区北部的新邵剖面测水组上段厚度明显大于Q1钻孔，泥页岩累计厚度变大(可以弥补TOC含量的不足)，砂岩粒度较粗，可能存在页岩气-致密砂岩气的煤系气组合;测水组下段下部与Q1钻孔类似，仍可能存在以潟湖相泥岩和潮道砂岩为岩相组合的页岩气-致密砂岩气的煤系气组合;研究区南部Q2钻孔的煤系气分布特征与Q1钻孔类似，但Q2钻孔煤层几乎不发育(存在薄煤线)，在测水组下段中部可能存在页岩气的有利层段(图4)。整体来看，泥页岩对研究区煤系天然气藏起关键作用，一方面富有机质页岩可作为煤系气藏的烃源岩和储集层，其厚度优势(相对于煤层)可以弥补生烃能力的不足;一方面泥页岩可以作为煤系气藏的盖层。砂岩对研究区煤系天然气藏起调节作用，一方面与烃源岩临近孔渗性较好的砂岩是良好的储集层;一方面砂岩可以在压裂时弥补页岩脆性的不足。由于研究区煤层整体较薄，可作为煤系气藏的补充气源，但需要注意的是，在研究区某些煤层厚度大的地区(如聚煤中心处)，煤层依然是主要的烃源岩和储集层，对煤系气成藏起决定作用。
4 结 论
(1)邵阳凹陷测水组中，煤层、泥页岩层和砂岩层在垂向上频繁相互叠置，平面上广泛分布，可形成多套“生储盖组合”，煤层气、页岩气和致密砂岩气——“三气”在邵阳凹陷具有较好的共生共存条件。
(2)总结了研究区测水组发育的5种岩相组合及其对应的3种煤系气组合模式，以研究区西南侧的一个钻孔为例，识别出了3类岩相组合类型，2种煤系气组合模式，揭示了其垂向上的生储盖组合关系，建立了煤系气地质剖面。
(3)邵阳凹陷测水组主要发育以泥页岩为主的岩相组合和以页岩气-煤层气为主的煤系气藏，泥页岩对研究区煤系天然气成藏起关键作用。但不同地区煤系气的组合模式及其分布特征存在明显差异，如在煤层厚度较大的地区，煤储层则是煤系气成藏的关键。
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