准东南地区低煤阶煤层气富集主控因素分析

准东南地区低煤阶煤层气富集主控因素分析

准噶尔盆地位于新疆维吾尔自治区北部，含煤层广泛，以低碳层为主，煤气资源丰富，其中盆地东南缘最为丰富。国内学者对准噶尔盆地煤层气资源潜力、成藏特征、主控因素、储层条件等进行过一定的研究,认为具备煤层气富集成藏的有利地质条件(桑树勋等,2001;李五忠等,2008;王勃等,2009;蔚远江,2002;蔚远江等,2009;崔思华等,2007)。准东南地区是煤层气资源的有利选区,近年来,国内外企业在该区开展了煤层气勘探与开发试验,但总体效果不尽如人意。因此,深入认识低煤阶煤层气富集的主控因素是推进该区煤层气勘探开发进展的重要途径之一。1准东地区煤层分布准噶尔盆地南部(准南)和东部(准东)地区西起乌苏四棵树,东至老君庙,南接博格达山,北经至卡拉麦里山南麓,构造上属于北天山山前坳陷及东部隆起,面积约30000km2。准南地区构造复杂,经历多期构造运动,特别是喜马拉雅运动使山前强烈褶皱并伴生一系列大型逆冲断裂,发育压扭性构造,由南向北发育三排背斜带,即山前推举带、霍-玛-吐背斜带、呼图壁—安集海—西湖背斜带,充分展示了造山带隆升、前陆地层承受挤压的构造背景(郭招杰等,2011)。准东地区构造相对简单,地层较为平缓,煤层构造变形较弱。盆地含煤地层为下侏罗统八道湾组和中侏罗统西山窑组。煤层厚度大,总厚10~130m,最厚超过200m。煤层广泛发育,但区域上变化较大(图1,图2)。乌鲁木齐河以西地区主要发育西山窑组煤层,八道湾组煤层发育相对较差。乌鲁木齐—阜康地区发育西山窑组煤层,煤带自乌鲁木齐往阜康方向由厚变薄。阜康—大黄山地区发育八道湾组煤层,煤带由西向东变厚。沙帐—将军庙—梧桐窝子地区发育西山窑组煤层,分布着育沙帐、大井、将军庙、梧桐窝子四个富煤区。总体上,西山窑组煤层分布广泛,八道湾组煤层在准南地区更为发育。准东地区煤层埋深浅于800m,煤层产状较平缓。准南地区煤层埋深400~1200m,自盆地南缘向盆内迅速变深(图3);地层产状较陡,在米泉—阜康—大黄山一带倾角可超过45°。2煤层的性质和含气性2.1准南地区煤岩类型及特征准东地区煤中镜质组含量13.75%~54.1%,惰性组含量25.47%~61.77%,壳质组含量1.27%~28.65%(桑树勋等,2001)。丝炭化组分含量极高,反映成煤泥炭沼泽覆水较浅,为氧化、半氧化环境。准南地区煤岩类型及显微组分组成区域变化甚小,最大特点是镜质组含量普遍很高,八道湾组煤层镜质组含量高于西山窑组,反映古泥炭沼泽处于覆水相对较深的环境。总体上,准东地区煤中镜质组反射率较低,一般<0.5%,仅达褐煤阶段,深部少量达到长焰煤;准南地区镜质组反射率相对较高,一般在0.5%~0.8%之间,以长焰煤、气煤为主,深部可达肥煤。镜质组反射率由盆缘向内增大,平面上准南昌吉—阜康一带煤岩演化程度较高。2.2煤层渗透率随煤层孔隙度的变化低煤阶煤层基质孔隙体积大,对渗透性的贡献显著。因此,低煤阶煤层基质孔隙越发育,煤层渗透性越好。研究区煤层孔径结构以大孔、过渡孔为主,孔隙连通性好(桑树勋等,2001)。准东地区西山窑组煤层孔隙度4.33%~27.46%,平均15.38%;大孔和中孔平均54.56%,小-微孔占45.45%,以中孔、大孔为主,其次是小-微孔(杨曙光和田继军,2011)。据有限资料点统计,准东西山窑组煤层渗透率变化较大,为(0.05~8.67)×10-3μm2,非均质性明显。准南昌吉地区煤层孔隙度0.2%~16.4%,平均8.4%;渗透率在(0.22~23.2)×10-3μm2之间,平均11.0×10-3μm2;硫磺沟矿区煤层平均孔隙度7.10%,平均渗透率2.12×10-3μm2;乌鲁木齐矿区煤层平均渗透率6.38×10-3μm2,阜康矿区煤层平均渗透率(0.32~13.83)×10-3μm2。煤层物性总体上较好,但存在较强的非均质性。煤层吸附性决定了煤层气的赋存状态和储集能力。准东南地区煤岩吸附能力总体上较低,东缘与南缘的煤岩吸附性存在差异。准南地区煤岩吸附能力相对较高,朗格缪尔体积一般大于10m3/t,最高超过20m3/t。准东地区煤岩吸附能力较弱,朗格缪尔体积一般不超过10m3/t(图4)。在准南地区,由西到东煤层吸附能力逐渐增强,纵向上八道湾组煤层吸附能力强于西山窑组。2.3等地含气量和甲烷浓度准噶尔盆地煤层气勘探程度很低,收集到的实测解吸数据有限,测值相差较大。准东地区煤层含气量很低,一般<1m3/t,以氮气为主。准南乌鲁木齐河西、河东及阜康地区大黄山煤矿、西沟煤矿等地,煤层含气量较高,一般在2~10m3/t之间,局部地段高达10~15m3/t,且甲烷浓度较高(图5)。纵向上,八道湾组煤层含气性好于西山窑组煤层;同一煤层,深部煤层含气量高于浅部煤层;深度越大,煤层甲烷浓度越高。准东地区煤层甲烷风化带较深,一般为800~900m,平均850m,边缘煤层含气量及甲烷浓度均非常低(图6)。准南地区在埋深350m井段,气测全烃值明显上升,在420m处又上升一个台阶,甲烷浓度达到80%以上,指示甲烷风化带深度在420m左右(图7)。总体上,煤层埋藏深度增加,煤层含气性变好,甲烷浓度增高。3盆地南缘气水气成藏条件低煤阶煤层热解气生成能力有限,生物气为其主要来源,且储层吸附能力弱,气源供给和保存条件是低煤阶煤层气富集的关键。在盆地东缘,含煤地层热演化程度低,含煤地层长期遭受剥蚀,区域封盖性较差。例如,大井地区侏罗系西山窑组以上几乎没有地层覆盖,煤层埋藏极浅,煤层气保存条件差。准东地区区域封盖条件差,热成因气很难跨过断裂运移至东部隆起。地层基本为弱含水层,地下水化学属SO4·Cl-Na,Cl-Na类型,矿化度875.4~16326.9mg/L,不具备生物气生成和补充的条件,煤层气成藏条件差。盆地南缘煤层气δ13CCH4为-41.9‰~-64.6‰,甲烷碳同位素组成偏轻。准南地区煤层气成因多样,既有生物成因、也有热成因,主要为混合成因(图8)。盆地南缘分布有多个常规天然气田,气体源自深部侏罗系暗色泥岩和煤层,北天山山前大断裂为天然气运移的通道(王屿涛和蒋少斌,1997)。因此,深部气也可能运移至浅部,并被煤层再次吸附而富集,甲烷碳同位素组成也显示部分气源具有运移分馏的特点。准南地区受天山雪水补给,地层含水性较好,地下水为NaHCO3类型,矿化度100~400mg/L,可能有利于产甲烷菌的繁盛和生物气的生成。清水河901孔侏罗系常规天然气甲烷碳同位素组成为-52.1‰,氢同位素组成为-233‰,典型的干气(C1/C1-5为0.999),显示出生物成因气的特点(王静等,2003)。综上分析,准南地区煤岩演化程度高,水文条件有利于次生生物气的生成,可能有深部热解气的补充,气源充足,南缘逆冲断层及地下水封堵对煤层气有较好的保存作用,煤层气富集条件好;准东地区煤岩演化程度低,地下水矿化度高不具备生物气形成的条件,甲烷风化带深而保存条件不好,煤层气富集条件差。4发育条件分析1)准东南地区煤层广泛发育,层数多,厚度大,孔隙度高,渗透性较好。其中:准南地区煤层吸附能力较强,含气量较高;准东地区煤层吸附能力弱,封盖条件和含气性较差。2)