黔西—滇东煤层群发育区煤层气资源丰富，但单层资源量较低[1-2]。现行技术条件下，多煤层共采是实现区内煤层气资源高效开发的必要手段之一。然而，煤系地层内“隔水阻气关键层”的存在使得流体垂向联通性受限，煤层群甚至单一煤层的流体压力系统相互封闭和独立，储层压力、压力系数及含气量等储层物性参数呈非单调性变化，即“多层叠置独立含煤层气系统”普遍存在[3-4]。这种现象致使产层组合设计难度增加，排采过程中可能由于合采层位不兼容触发层间矛盾，最终导致合采效果差[5-7]。

关于其成藏机制，目前更多的研究在于关注层序地层格架控制下的低渗透性岩层对含气单元间流体的封闭能力。杨兆彪等[8]、沈玉林等[9]先后针对黔西煤层群发育区，进一步阐明了层序地层格架的控藏效应，但关于隔水层的发育位置及其形成机理的结论差异较大。近年来，国内学者以地应力为切入点，发现地应力的垂向转化与含气系统、资源类型存在一定的关联性[10-12]。澳大利亚悉尼盆地也曾报道过水平主应力各向异性在含气性分带中的指示作用[13]。原位埋深条件下，煤系地层特别是煤储层中的割理-裂隙系统必然受到地应力的压缩而变形，从而影响其封隔性，进而使得含煤层气系统发生相应的调整。此前，徐宏杰等[14-15],XU等[16-17],JU等[18]先后对黔西煤储层地应力场的垂向展布及对渗透率的控制作用进行了研究。杨兆彪等[10]、郭晨和卢玲玲[11]进一步揭示了黔西地区原位应力场条件下煤层气的成藏特性和含气系统叠置特征，并认为临界转换深度界面以浅有利于形成统一的流体压力系统。然而，上述研究均未考虑地应力的非线性和渗透率的非指数性变化规律及其所承载的重要成藏(或煤层气富集)信息。

据此，笔者基于煤层气试井和原位地应力测量资料，系统分析了黔西地区含煤向斜构造内地应力随埋深的变化规律，揭示了应力场制约下煤储层渗透率、储层压力、压力系数及含气性的垂向差异性变化规律及其匹配关系，探讨了地层条件下煤储层的自封闭作用及其成藏效应，以期拓展煤层气富集机理和成藏理论认识。

1 地质背景与数据处理

黔西地区属于二叠世上扬子聚煤沉积盆地的一部分，含煤地层为上二叠统长兴组和龙潭组，受高频振荡海平面变化影响，泥炭沼泽稳定期短，造成煤层数量多但单层厚度薄的现状[8-9]。多期构造活动的改造使得原型含煤盆地肢解为众多北东向、北西向的构造盆地，煤系地层在这些规模大小不一的向斜内得以保存，外围则被剥蚀殆尽[19]。

本次研究共搜集到黔西地区不同含煤构造32口井共计77层次的试井数据。根据地面垂直钻孔水力压裂测量地应力方法,闭合压力pc为最小水平主应力σh[20]，即

σh=pc

(1)

最大水平主应力σH[20]为

σH=3pc-pf-p0+T

(2)

式中,pf为破裂压力，MPa;p0为储层压力，MPa;T为煤或岩石的抗拉强度,可由破裂压力和重张压力的差值求取，MPa。

在任意深度，地层垂直主应力σv等于上覆岩石压力，可以通过上覆岩层的密度与埋深进行估算。本文中垂直主应力σv由经验公式[21]计算获得,即

σv≈0.027H

(3)

其中,H为垂直深度,m。水平主应力梯度(G，MPa/hm)可以根据计算得到的水平应力大小(σ)和对应埋深(H)求取，即

(4)

为保证数据的准确性，本次研究剔除了部分最大水平主应力<最小水平主应力的异常数据点(如普定县打磨冲煤矿503孔16号煤层、赫章县野马川507孔1号煤层、大方县对江南2602钻孔M18煤层、龙场煤矿检3孔18号煤层等);200 m以浅仅一口井2组数据，且位于破头山背斜，故也未作针对性分析。因此，共计保留了200～1 300 m埋深范围内的68组数据用以开展统计分析(表1)。

2 原位地应力场垂向分布规律

2.1 含煤向斜构造水平主应力变化

为查明含煤向斜构造对水平主应力的影响，笔者对盘关向斜8井次24层次的试井数据进行了剖析(图1)。其中，黔红1,2，3井位于向斜轴部的亮山区块;JV-1,GC-1,YV-1和贵煤1,2井位于向斜翼部。实测结果表明，向斜两翼最大、最小水平主应力梯度随埋深增大逐渐降低，在埋深中段应力梯度大小达到最小值，应力场逐渐过渡为正断层应力场类型(σv>σH>σh)。位于向斜轴部的黔红1,2，3井的水平主应力大小及梯度较之埋深中段明显增高，属于高应力区(σh>18 MPa)的范畴，三向应力相对大小关系表现为σH>σv>σh，即走滑断层应力场类型。从统计结果来看，应力梯度随埋深变化整体上表现为“弧形”，浅部和靠近向斜轴部煤层构造应力占绝对优势，是水平主应力最为集中的区域，埋深中段构造应力集中现象相对不明显，以垂直主应力为主。

地应力是存在于地壳中的内应力，包括自重应力与水平应力。自重应力场比较简单，可用上覆岩层的容重与埋藏深度估算。水平应力场则相对较为复杂，一方面是在重力作用下煤岩层水平方向移动受限而产生;另一方面与构造运动及岩层地质构造有关，尤以水平方向构造应力影响最大[22]。因此，水平主应力大小是自重应力产生的泊松效应和构造运动产生的构造应力叠加的结果。在向斜轴部构造应力的挤压作用下，自重应力形成的水平应力基础上附加了较大构造应力，煤岩层内水平应变增大，导致水平应力迅速增加。HAN 等[23]也发现在距离平顶山向斜轴部的一定范围内，水平主应力的梯度将显著增高。图2给出了盘关向斜同一煤层(18号,24号)或邻近煤层(1+3号,3号，6号,7号，9号,10号，12号,13号，15号,16号)水平主应力梯度随埋深的变化趋势，其客观上反映了煤层水平主应力自浅部至深部、自向斜翼部至轴部的变化过程。可见，在靠近向斜轴部过程中煤层应力梯度先降后增，约750 m埋深处向斜轴部应力集中作用开始显现，水平主应力梯度随埋深增大而递增且逐渐大于垂直主应力梯度。

2.2 原位地应力状态垂向转换规律

从实测结果来看，黔西地区平均最小水平主应力梯度(2.1 MPa/hm)较之我国其他含煤盆地略高，但由于不同含煤盆地应力测量数据在不同埋深区间出现的频率不同，应力大小或梯度的平均值难以反映煤岩所承受的现今地应力强度(表2)。从应力值大小及梯度与埋深的关系的角度，在给定埋深范围内，黔西地区最小水平主应力变化区间范围与我国其他含煤盆地基本相当，并非传统认识中典型的“高应力区”(图3)。依据地应力量级判定标准(σh>30 MPa为超高应力区;18～30 MPa为高应力区;10～18 MPa为中应力区;0～10 MPa为低应力区)[22]，400 m以浅表现为为低应力区，400～1 000 m为中应力区，1 000～1 300 m才进入高应力区的范畴。从拟合趋势来看，1 400 m以深的煤层将承受超高地应力的影响。

在统计的68个测点中，逆断层应力场类型(σH>σh>σv)有9个，埋深介于215～560 m;正断层应力场类型(σv>σH>σh)有37个，埋深介于210～1 027 m;走滑断层应力场类型(σH>σv>σh)有22个，埋深介于221～1 244 m。水平主地应力梯度随埋深的变化规律与盘关向斜实测结果基本一致。500 m以浅和1 000 m以深共计进行了34层次的试井，逆断层和走滑断层应力场类型占76%，以水平主应力为主导，属于典型的构造应力场类型;500～1 000 m埋深范围内进行了34层次的试井，正断层应力场类型占85%，以垂直主应力为主导，属于大地静力场类型。

考虑应力梯度变化、应力的相对大小关系及向斜构造的影响，可以将煤储层地应力状态划分为4个深度区间(图4，表3):① 200～500 m埋深内煤储层呈应力挤压状态，表现为水平应力随埋深增大而增大，且增加幅度(或应力梯度)大于垂直应力，400 m附近正断层应力场类型消失，水平构造应力占据主导地位;② 500～750 m煤储层位于应力释放区，水平主应力梯度较之浅部有所收敛且明显降低，应力值变化趋于平缓，走滑、逆断层应力场类型基本不可见，应力集中现象不明显;③ 750～1 000 m地应力场仍以垂直主应力为主，但向斜轴部构造应力集中作用开始显现，水平主应力梯度变化趋势发生反转，最大水平主应力逐步接近垂直应力，属于应力过渡区;④ 1 000 m以深进入向斜轴部的构造应力集中区，水平主应力增加幅度远大于垂直主应力，最大水平主应力为最大主应力，最小水平主应力增高至所测量数据的最大值，属于高应力区的范畴。

3 原位地应力控渗、控藏效应

黔西地区煤储层渗透率在0.000 1×10-15～0.573×10-15 m2，平均仅0.09×10-15 m2。渗透率的垂向分布具有明显的阶段性，200～500,500～750,750～1 000 m以及1 000～1 300 m埋深范围分别对应低(平均0.05×10-15 m2)、高(平均0.2×10-15 m2)、低(平均0.03×10-15 m2)、极低(平均0.003×10-15 m2)渗透率(图5)。渗透率的这种垂向阶段分布特点并非个例，在盘关—土城向斜以及比德—三塘向斜均较为明显(图6)。在500～750 m埋深内，2者均存在一个渗透率相对高值区(> 0.1×10-15 m2)，如盘关—土城向斜金佳1井(3号，10号，22号)、松参1井(1+3号，9号，16号)、月亮田1井(6号，12号)以及贵煤1井(7号)，比德-三塘向斜的织4井(27号)、化乐一矿1602孔(2号，5号，6号)以及化乐一矿3603孔(2号，6号);该埋深区间上下煤层渗透率则普遍较低。

从应力场类型来看，正断层应力场类型相对有利于形成较高渗透的储层，其次为走滑应力场类型，逆断层应力场类型的煤层渗透率均较低。垂向上，储层裂隙的开合程度(即煤储层的渗流能力)不单纯与某一方向地应力绝对值相关，也与应力梯度变化趋势所反映出来的储层受力“状态”相关(图5):当应力梯度趋于降低时，应力状态相对拉张，渗透率则有所恢复;当应力梯度趋于增高时，则处于相对挤压的状态，渗透率普遍较低。水平主应力差也是控制裂缝开合程度和渗透率大小的一个关键参数，在较高的水平主应力差条件下，绝大多数天然裂缝通常处于闭合状态，导致其导流能力明显下降。就黔西地区而言，200～500 m埋深内应力梯度和水平主应力差明显增大，导致煤岩裂缝闭合，煤储层渗透率相应降低;500～750 m埋深区间内应力集中程度较低，水平主应力梯度和水平主应力差均有所下降，相对有利于煤岩裂缝保持张开的状态;750～1 000 m埋深段内，向斜轴部构造挤压作用开始显现，水平主应力大小、梯度及水平主应力差值再次升高，导致煤岩渗透率显著降低;1 000 m以深进入高地应力区的范畴，应力高度集中，渗透率极低(<0.01×10-15 m2)。原位地应力制约下煤储层渗透率的垂向差异性分带与储层压力、含气性之间存在较强的关联性。黔西地区煤层的储层压力为0.72～12.89 MPa，储层压力梯度介于0.28～1.70 MPa/hm。图7表明，储层压力与埋深的线性关系并不明显，特别是在200～500 m及>750 m埋深范围内存在极强的离散型，这种离散性反映在储层压力梯度上则更为显著。200～500 m和>750 m埋深范围内，储层压力梯度分布离散，常压、欠压以及超压储层均有分布且不存在明显的变化规律;500～750 m埋深范围内，储层压力与埋深相关性较好，压力系统统一程度高，平均储层压力梯度约为1 MPa/hm，与静水压力梯度大小相当。

同一钻孔内，不同煤层的储层压力随埋深增加(或层位降低)的变化也基本符合上述规律(图8)。例如，盘关向斜金佳1井3号～22号煤层位于550～750 m埋深范围内，储层压力随埋深增加单调递增，压力梯度无明显波动，说明其属于统一的流体压力系统;松参1井1+3号～27号埋深在550～950 m，储层压力梯度在约750 m附近发生突变，由常压储层变为超压储层，类似的变化也发生在月亮田1井的6号～24号煤;黔红1井12号～24号煤层埋深大于1 100 m，渗透率极低，储层压力大小及梯度不增反降，说明层间压力系统叠置发育;比德向斜化乐1矿1602钻孔在460～540 m埋深段内，储层压力单调递增且至5号煤(约500 m)压力梯度开始趋于稳定;中寨煤矿503钻孔6号～27号煤的埋深介于200～450 m，随着埋深增大或层位的降低，储层压力大小及梯度呈波动变化，超压(16号煤)、欠压(6号,27号煤)储层均有发育地应力、渗透率、储层压力的垂向差异性变化与煤岩含气量分布存在较高的一致性。土城向斜松河矿区的松参1井进行了600～960 m埋深内共计30层次的现场含气量测试，其中部分煤层仅完成了解吸气量和损失气量的分析，未对残余气量进行进一步分析。尽管这部分样品的含气量较总含气量略低，但2者整体的变化趋势完全一致。由图9可知，600～750 m埋深内的煤层属于相对统一的含气系统(1+3号煤→12号煤)，含气量随埋深的变化基本符合单调递增的一般性规律，含气量由5.93 m3/t增高至18.83 m3/t;当埋深>750 m，煤层含气量与埋深失去相关性，呈无明显规律的波动变化，说明该埋深段内含气系统叠置发育，相关成藏参数难以有效预测。含气量的这种垂向分带式变化规律在盘关向斜月亮田1井(YV-1井)及金佳1井(JV-1井)中也较为明显。

4 地应力控藏机制探讨及研究展望

原位地应力场、储层渗透率、流体压力系统及含气性分带之间存在着必然的内在联系，其对于煤层气资源可采性的评价和甜点区段的优选具有重要的意义。黔西地区500～750 m埋深内应力集中现象不明显，垂直应力占主导地位，渗透率相对较高(>0.1×10-15 m2)，储层压力与埋深存在良好的线性正相关性，压力梯度(或压力系数)波动幅度不大，含气量随埋深的增大而增高，流体压力系统统一程度较高。相反，在200～500 m和>750 m埋深内，水平主应力大小、梯度及水平主应力差均随埋深增加而增大，导致形成低渗-极低渗煤储层，储层压力、压力系数及含气量与埋深的相关性较差，欠压、常压、超压储层均有分布，流体压力系统普遍叠置发育。从这一点来看，500～750 m埋深区间多煤层合采的甜点层段，这与现阶段的高产煤层气井的产层埋深分布具有较高的一致性，如杨梅树向斜杨煤参1井的13-2号(657.07～659.00 m)、7号(635.87～637.7 m)、5-2号(596.35～599.01 m)[24]，三塘向斜织3井14号(697.7～700.3 m)、16号(735.4～737.5 m)煤层，珠藏向斜小试验井组10口合采煤层气井的20号,23号,27号,30号煤层(埋深450～650 m)[25]。

具体而言，原位地应力场控藏效应的实质是以控制储层渗透率为桥梁，进而决定储层自封闭能力的一种地质作用。自封闭(Self-sealing)最早由FACCA和TONANI[26-27]提出，常规油气地质领域多概指地层温压变化及地下流体共同作用下岩体发生重结晶和再胶结，最终封闭或封堵盖层之下储集岩体内流体的地质作用，它使地下流体与盖层之外失去联系后构成相对独立的流体单元或成藏单元。这类“自封闭”作用是目标岩体外围产生了相对致密部分，并对其高孔渗部分形成类似盖层的封堵能力。秦勇等[28]提出了高煤级煤层气成藏“弹性自封闭效应”的观点，认为这种效应是我国高煤级煤地区煤层气普遍富集的重要地质原因。贾承造等[27]将这一概念引入了非常规油气领域，并将其定义为非常规油气在沉积盆地内由于自身特殊的物理化学特性或在特殊储集层介质条件和特殊温压环境共同作用下，依赖油气自身内部或油气与储集层介质界面之间的分子间作用力，不依赖储集体之外的圈闭等上倾封堵条件，与外界隔离并独立成藏富集保存的地质作用。

不同于常规油气藏，非常规油气的自封闭是在一定的边界条件或地质门限条件下，发生在非常规油气藏内部而不是在其外部或边缘的一种成藏作用。对于煤层气而言，自封闭成藏作用需要致密储集条件。例如，黔西地区200～500 m埋深区间内煤层试井渗透率小于0.1×10-15 m2，750 m以深煤层渗透率<0.01×10-15 m2，这种低孔隙度、低渗透率条件使得煤层气藏不依赖于外部“封隔层”即可阻断储集层内流体的自由流出和外部流体的自由进入，形成独立流体压力系统垂向多层叠置的现象。这与杨兆彪等[29]的研究结论基本一致，即原位渗透率0.1×10-15 m2可以作为划分煤层是否具有统一含气系统的标志。对于500～750 m埋深范围内的相对高渗储层(>0.1×10-15 m2)，需外围形成相对致密的封堵盖层(即考虑层序地层格架特点)阻断层间的流体联系才能构成独立的流体单元或成藏单元，因此相对于其他埋深区间更有利于形成统一的流体压力系统。

除黔西地区煤层群发育区外，地应力的非线性和渗透率的非指数型垂向变化在其他含煤盆地也并不鲜见，如滇东(600～800 m)、沁水盆地南部(650～800 m)、鄂尔多斯盆地东缘(800～950 m)及准噶尔盆地南缘(600～800 m)等地区埋深中段均存在水平主应力梯度低值区和渗透率相对高值区，且水平应力梯度随埋深的阶段式增减与渗透率变化均存在较好的对应关系(图10)。地应力在垂向上的这种复杂变化与盆地类型有关，我国含煤盆地多属于挤压型盆地，挤压构造力的传播伴随着压缩吸收能量和断层释放能量的过程，在区域应力背景下通常叠加了局部构造应力作用，因此地应力类型和构造特征具有极强的分带性[30-31]。从实测结果来看，我国几个主要含煤盆地应力梯度变化多表现为数字“3”形态:近地表靠近背斜轴部或近轴翼部等区域属于为拉张应力区，渗透率普遍较高;随着埋深增大，构造应力附加值逐步增大，过渡为走滑或逆断层应力场类型，煤体发生塑性变形，渗透率快速降低;随着埋深进一步增大，地应力状态发生转换，水平应力梯度和水平主应力差减小，渗透率恢复至相对较高的水平;局部(如向斜轴部)挤压应力的叠加会使深部煤层应力梯度将再次升高，同时伴随渗透率的骤降。

地应力-渗透率的这种垂向非单调函数变化模式明显不同于埋深增大→地应力增高→渗透率负指数降低的传统认识，而不同埋深段储层的致密情况对束缚流体动力场、调控油气聚集成藏的作用不可忽视。对于我国西南地区的煤层群发育区，低渗储层的自封闭成藏效应势必会导致流体压力系统层间叠置发育的更加复杂化。同一储层在不同埋深或不同构造位置处所承受的现今地应力也显著不同，储集层内部的致密情况分布必然也有所差异，相对致密部分也可能会封堵高孔渗部分的流体，导致同一气藏内流体压力系统在横向上多段叠置，这对以单煤层单采为主的沁南、鄂东等含煤盆地内煤层气的富集机理、资源类型也具有重要意义，在煤层气勘探开发过程中应予以足够重视。

5 结 论

(1)黔西地区地应力量级与我国其他含煤沉积盆地基本相当，并非典型的“高应力区”，1 000 m以深才进入高应力区的范畴，向斜轴部是水平主应力最为集中的区域。

(2)根据应力梯度变化可将黔西地区地应力状态划分应力挤压区、应力释放区、应力过渡区和构造集中区。应力释放区有利于相对高渗储层的形成，在此深度区间上下渗透率普遍较低(<0.1×10-15 m2)。

(3)地应力控藏效应的实质是一定渗透率门限条件下的煤储层自封闭成藏作用。低渗储层(<0.1×10-15 m2)可阻断内部流体的流出和外部流体的进入,促使流体压力系统叠置发育。相对高渗储层(>0.1×10-15 m2)则需外围形成致密的封堵盖层才能构成独立的流体单元或成藏单元,相对有利于形成统一的流体压力系统。

(4)地应力的非线性和渗透率的非指数型垂向变化在沁水、鄂东、准南、滇东等含煤盆地也较为普遍，其所承载的重要成藏信息在煤层气勘探过程中应予以足够重视。

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Self-sealing of coals and CBM accumulation effect constrained by in situ stress

CHEN Shida1,2,3,TANG Dazhen1,2,3,TAO Shu1,2,3

(1.School of Energy Resources,China University of Geosciences (Beijing),Beijing 100083,China; 2.Coal Reservoir Laboratory,National Engineering Research Center of CBM Development & Utilization,Beijing 100083,China; 3.Beijing Key Laboratory of Unconventional Natural Gas Geological Evaluation and Development Engineering,Beijing 100083,China)

Abstract:Research on the superimposed coalbed methane system usually pays attention to the sequence stratigraphic framework of the coal-measure stratigraphy.There is insufficient attention to the “elastic self-sealing effect” of the reservoir under the restriction of in-situ in situ stress.The non-monotonic changes in coal reservoir permeability and its control on reservoir pressure,gas content are often overlooked.Here,the vertical variation in in-situ stress and its structural control factors in western Guizhou were systematically analyzed,and the non-exponential variation in permeability with increasing depth in several coal-bearing basins were revealed.Finally,the matching relationship between reservoir pressure,pressure coefficient and permeability in the vertical were further discussed.In western Guizhou,the horizontal stress gradient changes with depth is non-uniform and is overprinted by the effect of syncline,and the stress gradient is remarkably high nearing the axis.These observations within 200-500,500-750,750-1 000 and >1 000 m depths are similar with the variations in horizontal stress difference and lateral pressure coefficient,corresponding to stress extrusion (horizontal stresses dominated),stress release (vertical stress dominated),stress transition (stress concentration in syncline axis begins to appear),and stress concentration zones (the low point of the syncline axis,high stress area),respectively.The stress release zone is favorable for a relatively high permeability reservoir (mean 0.2×10-15 m2).Below (750-1 000 m，mean 0.04×10-15 m2;>1 000 m，mean 0.003×10-15 m2) and above(200-500 m，mean 0.06×10-15 m2)this zone,the reservoirs have a very low permeability.The non-monotonic change law in permeability with depth is universal,the relatively high permeability zones at the middle depths can be found in the Panguan-Tucheng and Bide-Santang synclines,as well as in the southern Qinshui Basin (650-800 m) and the eastern margin of the Ordos Basin (800-950 m).Under in-situ conditions,the “self-sealing” effect of low-permeability reservoirs (<0.1×10-15 m2) makes it possible to form relatively independent fluid units or accumulation units without relying on caprocks and other sealing conditions.For seams at 200-750 m and >750 m in depth,penetration is restricted by reduced permeability,resulting in discontinuous gas-bearing systems with irregular gas content distributions and unpredictable reservoir pressure gradient.The higher permeability reservoirs at 500-750 m depths need tight sealing cap rock to block the fluid connection between layers,and thereby is favorable to form a unified gas-bearing system,where the gas content generally increase with depth to a“peak gas”horizon under hydrostatic pressure.The relatively tight part of the reservoir may also block the high porosity and permeability part,causing multiple section of fluid pressure system in the same gas reservoir.

Key words:CBM;gas-bearing system;insitu stress;permeability;self-sealing effect

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2021)08-2466-13

收稿日期:2021-04-20

修回日期:2021-06-26

责任编辑:韩晋平

DOI:10.13225/j.cnki.jccs.CB21.0686

基金项目:国家科技重大专项资助项目(2016ZX05044-001);国家自然科学基金资助项目(41772132);中国博士后科学基金资助项目(2021M692998)

作者简介:陈世达(1991—)，男，山东日照人，讲师。E-mail:Shida.Chen@cugb.edu.cn

通讯作者:汤达祯(1957—)，男，江苏盐城人，教授，博士生导师。E-mail:tang@cugb.edu.cn

引用格式:陈世达，汤达祯，陶树.原位地应力约束下煤储层自封闭作用及其成藏效应[J].煤炭学报,2021,46(8):2466-2478.

CHEN Shida,TANG Dazhen,TAO Shu.Self-sealing of coals and CBM accumulation effect constrained by in situ stress[J].Journal of China Coal Society,2021,46(8):2466-2478.