【论文】文龙,等：四川盆地上二叠统龙潭组深层煤岩气成藏地质特征及资源潜力

近年来，中国深层煤岩气的勘探开发取得一系列重大突破^[1-5]，不仅显示出深层煤岩气巨大的勘探开发潜力，还推动了中国煤岩气领域的前瞻性研究和风险勘探^[6-8]。已有的勘探成果意味着煤岩气已经成为中国非常规天然气增储上产的重要突破点，同时也对保障能源安全和助力实现“碳达峰、碳中和” 目标起到重要作用^[9-12]。

四川盆地作为中国西部大型叠合型盆地，在晚二叠世龙潭期时属于典型的煤—泥—砂岩薄互层海—陆过渡相沉积，发育了累计厚度较大的多套煤层^[13]。据不完全统计，四川盆地内有340 余口井钻遇龙潭组，316 口井见油气显示1 018 次，显示段主要为煤层。然而，四川盆地煤岩气的勘探研究尚处于探索阶段^[13-15]。虽然盆地边缘筠连、古叙等一带^[16-17] 的中—浅层煤层气藏已经获得了最高日产量达8 307 m³ 的工业气流，显示出盆地浅层煤层气的重大突破^[17-18]， 但盆地腹部川中—川南地区仍然缺少深层—超深层煤岩气探井，实测地质资料匮乏，导致煤层特征、孔渗条件和含气性等基础地质认识仍停留在推测层面， 严重制约了四川盆地深层煤岩气进一步的勘探开发工作^[15]。

为探索盆地腹部川中—川南地区龙潭组的煤岩气藏勘探潜力，中国石油西南油气田公司于2023 年部署实施了风险探井——NT1H 井，该井于2023 年7 月测试获工业气流，取得重要突破。为此，以该风险探井的取心、测井资料为基础，结合川中—川南地区其他老井的岩心、测井资料，开展了扫描电镜、孔隙度和渗透率测试、高压压汞、煤样含气性、低温N₂/CO₂ 吸附、高温高压等温吸附、天然气组分及同位素等实验分析工作，对煤层分布、煤岩组分、煤层物性进行了系统分析，深入讨论了煤层的含气性、地层压力等成藏特征，在此基础上，估算了川中地区龙潭组煤岩气藏的资源潜力，初步提出了深层— 超深层煤岩气成藏富集有利区，以期为深层煤岩气藏的进一步勘探开发提供理论依据。

1 　地质背景

四川盆地位于扬子地台西部，是一个典型的叠合含油气盆地^[19]。盆地现今构造分布样式整体上可划分为三大构造区：川东南斜坡高陡构造区、川中平缓构造区和川西坳陷低陡构造区。在此基础上，可进一步细化分为川北低平、川西低陡、川中低平、川西南低缓、川东高陡和川南低陡6 个次一级构造区（图1）。晚二叠世龙潭期是四川盆地主要的聚煤时期， 龙潭组厚度60 ～ 160 m（局部可达200 m），由深灰— 灰黑色的泥页岩、粉砂岩夹煤层组成。已探明的煤层有7 ～ 15 层（累计厚度为2.0 ～ 17.0 m），单层厚度0.1 ～ 4.5 m。

沉积环境的变迁是龙潭组煤层发育和分布的根本原因。川中—川南地区一带龙潭期处于海陆过渡沉积环境，以西部康滇古陆为主要物源区，自西向东依次为冲积平原、潮坪—潟湖、混积台地、开阔台地沉积环境^[20]。煤岩主要沿海岸线发育，龙潭早期至晚期， 海岸线持续向西迁移，海侵不断加剧，聚煤中心不断西迁、范围缩小。该过程中，龙潭中期水深增长缓慢，海岸线相比于龙潭早期无明显迁移，长期处于水体深度适中的潮上带—潮间带泥炭沼泽沉积环境，为主要的聚煤期，稳定煤层厚度最大、层数最多、间距最小。

2 　NT1H 井突破及意义

NT1H 井是国内埋深最深的煤岩气风险探井，也是四川盆地首口深层煤岩气风险探井（图1）。该井导眼井钻遇上二叠统龙潭组煤岩9 层，累计厚度10 m，其中主力煤岩（19 号）煤层厚度3.2 m，埋深 4 070 m， 取心实测含气量为17.87 ～ 31.24 m³/t， 平均为25 m³/t，游离气占比平均为31%。通过优选旋转导向系统，优化提速方案，该井一趟钻完成 1 000 m 水平段钻进，箱体钻遇率达81%。压裂段10 段共计783 m，压裂总液量31 992 m³，平均用液强度41 m³/m，总砂量2 939 t，平均加砂强度3.8 t/m。返排率2.06%，累计返排量628.59 m³，点火燃。2023 年7 月21 日，用7 mm 油嘴，经8 h 相对稳定测试，稳定套压25.17 MPa，日产气量8.06×10⁴ m³，地层压力为81.74 MPa，地层系数2.03。NT1H 井实现了四川盆地深层煤岩气勘探新突破，有望成为盆地非常规油气接替新领域。

3 　龙潭组煤岩气成藏地质特征

煤岩气作为一种自生自储的非常规天然气资源， 其成藏所需的地质条件不同于常规油气。煤层的聚煤环境、煤层展布范围、煤岩的组分等直接决定了煤岩气藏的产气量，而煤层的储集性能、含气性及保存条件则决定了煤岩气的成藏有效性及成藏规模。这里以NT1H 井为代表，综合川中—川南地区已有的研究数据，分析四川盆地龙潭组煤岩气的成藏地质基础。

3.1 　聚煤环境与煤层展布

川中— 川南地区龙潭组煤层分布面积约4.52×10⁴ km²，煤层累计厚度为2 ～ 17 m，累计厚度超过6 m 的煤层面积约2.8×10⁴ km²，遂宁—合江一带为聚煤中心（图2）；煤层在垂向上具有层数多（7 ～ 15 层）、成群发育、间距小、单一煤层薄（厚度为0.1 ～ 4.5 m）、尖灭分岔等诸多特点。盆地58 口探井的龙潭组煤层对比结果显示，多套煤层的侧向连续性较好。其中，龙二段下部埋深为2 500 ～ 4 000 m 的煤层，厚度主要为1.5 ～ 4.5 m（平均3.2 m），单层厚度、区域稳定性和可对比性显著优于其他煤层。厚度大于3 m 的煤层有利面积达2 900 km²，厚度大于4 m 的煤层有利面积约700 km²（图2）^[15]。后期构造运动的差异导致龙潭组煤层埋深范围大，最大埋深可达4 500 m，自南向北逐渐变深（图2）。其中，埋深为2 000 ～ 3 000 m 的煤层主要分布在川南低陡构造区，面积约1.06×10⁴ km² ；埋深为3 000 ～ 4 500 m 的煤层主要分布在川中低平构造区， 面积为3.46×10⁴ km²。

3.2 　煤岩矿物组成

煤岩的矿物组成会影响煤岩的产气潜力，也会影响煤岩气压裂开采的效率。NT1H 井龙潭组煤层主要为低—中灰分（灰分含量为10.46% ～ 25.84%）、中—高固定碳（固定碳含量为71.00% ～ 83.00%）和特低挥发分（挥发分含量为6.00% ～ 9.00%）煤。显微组分以镜质组为主，占比为53.00% ～ 68.00%，平均为60.60% ；惰质组含量占比为18.00% ～ 30.00%， 平均为23.40 %，无机矿物占比为10.00% ～ 24.00%， 平均为16.00%。其中， 无机矿物组分以黏土矿物（平均为37.60%）和石英（平均为34.70%）为主，且二者平均含量基本相当，其次为重晶石、方解石和黄铁矿，脆性矿物含量整体较高，具备良好的可压性（图3）。川中地区一带龙潭组煤岩矿物组分与NT1H 井煤岩特征较为一致，显微组分以镜质组为主，含量占比为68.21% ～ 84.50%，惰质组含量占比平均为10.46%，无机矿物含量占比平均为21.33%。川南地区浅部煤岩镜质组含量则略低，占比为22.8% ～ 88.74%，而惰质组含量平均20.79%。

3.3 　煤岩储集条件

割理和孔隙是NT1H 井龙潭组煤岩两种主要的储集空间类型。根据岩心观察显示，NT1H 井煤岩结构完整，以原生结构、块状构造为主，煤岩的割理以原生割理为主，主力煤层割理密度为10 ～ 20 条/5 cm，断面可见明显的方解石充填，这与川中—川南龙潭组大多数煤岩样品的特征类似 （图4）。此外，NT1H 井的煤岩样品孔隙类型也较为多样。扫描电镜观察显示，孔隙类型以气孔（呈群分布，圆形或椭圆形）、有机质孔（孔径相对较大）、粒间孔（形态不规则）为主，也发育一些铸模孔和溶蚀孔；黏土矿物有伊利石、伊/ 蒙混层、高岭石等， 主要充填于有机质孔、微裂缝中。自生矿物主要为粒状黄铁矿（图5）。尽管部分大孔或裂隙被矿物完全填充或部分填充，但丝状、片状伊利石和蠕虫状高岭石等黏土矿物填隙物充填的孔隙仍具备一定连通性， 这类开放型孔隙或微裂隙可作为甲烷的储集空间^[21-22]。川中—川南地区的煤岩储层孔隙类型与NT1H 井一致，包括气孔、铸模孔、粒间孔、溶蚀孔、晶间孔， 且以气孔为主。

不同微观孔隙的具体占比会影响煤岩气的赋存和开采形式，借助高压压汞实验可对其进行表征。通过综合试验可得到不同孔径的孔隙对总孔隙体积的贡献率（图6）。NT1H 井深层煤层孔径分布曲线总体呈“U”形，孔隙以孔径小于2 nm 的微孔和孔径大于10 μm的裂隙为主，其中微孔最为发育（平均占比91%），孔径为2 nm ～ 10 μm 的孔隙平均占比仅9%。根据国际理论与应用化学协会（IUPAC）孔隙类型划分方法，NT1H 井煤岩样品的微孔（孔径小于2 nm）体积占比为89% ～ 96%，且以孔径小于1 nm 的孔隙为主；介孔（孔径为2 ～ 50 nm）体积占比小于5.3%，主要来自孔径为20 ～ 50 nm 的孔隙体积的贡献；宏孔（孔大于50 nm）体积平均占比约6%。这种煤岩孔径分布特征可能与较高的热演化程度有关，且与大宁—吉县地区深层煤储层孔隙结构高度相似^[23-25]。从煤岩气富集角度而言，较发育的微孔可以增大煤岩比表面积及其对甲烷的吸附能力，宏孔可以提供游离态甲烷的赋存空间，有利于多相态气体的共存^[25]。但是，介孔相对缺失不利于微孔中气体的渗流，这可能也是深层大规模体积压裂奏效的原因之一，即最大程度破碎煤岩、构建多级渗流通道，保证束缚在高压微孔中的甲烷得以产出^[10]。

割理和孔隙的发育使得NT1H 井龙潭组煤层具有良好的储集物性。基于柱塞样液体饱和法测得的煤层总孔隙度为4.88% ～ 12.25%，平均为8.94%， 与大宁—吉县地区主力煤层的煤岩孔隙度（孔隙度为4.83% ～ 10.13%，平均为8.85%）基本相当，属于典型的低孔隙度低渗透率储层。基于称重法得到煤样原始含水饱和度为18.20% ～ 48.60%（平均为27.10%），有效孔隙度（总孔隙度减含水孔隙度） 为2.82% ～ 9.66%（平均为6.53%），是大宁—吉县区块深层煤层（有效孔隙度为1.15% ～ 4.71%，平均为3.07%）的2 倍（图7）。对于整个川中—川南地区，根据岩心测定结果^[15]，川南地区1 000 m 以浅煤层孔隙度为2.5% ～ 17.9%（ 平均为7.7%）； 川中2 000 ～ 3 000 m 以深的煤层孔隙度明显降低（孔隙度为2.8% ～ 6.9%，平均4.6%），渗透率为0.002 3 ～ 0.48 mD，平均仅0.097 mD，与大宁—吉县区块孔隙度基本相当。

3.4 　煤岩含气特征

煤岩达到足够的演化程度是煤岩含气的前提。NT1H 井钻遇的煤层镜质体反射率（ R_o） 为2.70% ～ 3.13%，属于典型的无烟煤。整个川中—川南地区煤层整体变质类型以深成变质作用为主，煤层热演化程度整体较高，R_o 普遍大于2.0%，贫煤、烟煤、无烟煤均有发育，这与鄂东延川南（R_o 平均为2.5%）、大宁—吉县（R_o 平均为2.7%）等深部区块基本相当， 略高于临兴区块（R_o 平均为1.8%），有利于热成因气的大量生成，为煤岩气富集成藏奠定了物质基础^[26-27]。

煤岩的含气性则是煤岩气有效成藏的直接体现。对NT1H 井样品进行了密闭取心和含气量测试。根据保压测试结果，含气量为26.52 ～ 31.24 m³/t。 原位地层压力（ 基于钻井液密度和Eaton 法估算^[15]，约60 MPa）条件下，饱和吸附量为21.02 ～ 21.98 m³/t，含气饱和度为123% ～ 146%，游离气含量为5 ～ 10 m³/t。区域范围内，根据之前2 000 m以浅二叠系常规取心井和近来部署的2 口深层保压取心井含气量测试结果，煤层原位总含气量会随埋深增大整体趋于增高：2 000 m以深含气量大于15 m³/t， 3 000 m以深含气量可达20 m³/t 以上，4 000 m以深普遍高于25 m³/t，部分煤层超过30 m³/t。这些结果也显示四川盆地龙潭组深层煤储层整体表现出极为优越的含气条件（图8）。同NT1H 井特征类似， 川中—川南地区1 800 m以深的煤岩气藏多处于超饱和状态，游离气含量和占比显著增加。例如，川中遂宁—合江地区煤层总含气量为22 ～ 24 m³/t， 含气饱和度高达170%，吸附气量为12 ～ 13 m³/t， 预测游离气量可达9 ～ 12 m³/t（图9）。相对于鄂东延川南（欠饱和气藏）、大宁吉县区块（含气饱和度小于130%）^[3]，川中地区深层—超深层含气量优势明显，游离气占比与准噶尔盆地东部白家海凸起的低阶煤煤岩气（存在其他气源充注）相当^[13]。这类气藏富含原地游离气，煤岩气产出不明显依赖于排水降压，可以大大缩短见气时间，累计产水量低， 地层能量可供充分利用^[10]。

煤层吸附性决定了煤岩气的具体富集特征，同时也影响着煤岩气的开采方式和开采效率。地层条件下（地层温度120 ℃）干燥煤样的等温吸附实验结果显示，除个别煤灰分产率高导致兰氏体积相对较低外，NT1H 井煤层整体上对甲烷的吸附能力较强，兰氏体积为24.48 ～ 28.03 m³/t（平均为27.14 m³/t），考虑实际含水饱和度条件的校正兰氏体积为16.28 ～ 28.50 m³/t（平均为21.14 m³/t）；兰氏压力为2.98 ～ 4.09 MPa，平均为3.24 MPa。NT1H 井常规取心含气量测试结果显示，多套煤层常规取心测得的解吸气和残余气总量为12.4 ～ 23.0 m³/t。需要指出的是，现行煤岩气USBM 损失气量估算方法对深煤层的适应性较差，基于解吸数据线性拟合得到的损失气量过高，导致总含气量远高于保压取心含气量测试结果，故主要参考保压取心的含气量测试结果。区域范围内，中国石油浙江油田公司于2022 年在 2 500 m 埋深附近进行了两套煤层的取心及含气量、吸附性现场测试，该井等温吸附试验结果显示，煤层兰氏体积为12.4 ～ 14.4 m³/t，地层条件下最大吸附量为11 ～ 12.8 m³/t，含气饱和度为138% ～ 151%， 处于超饱和状态，游离气含量为5 ～ 6 m³/t。相对于其他含煤盆地的高阶煤储层，四川盆地深层煤层吸附能力略低，这可能与成煤环境制约下煤层的较高灰分产率（平均30%）有关。

3.5 　煤岩气保存条件

足够的埋深、有效的盖层、稳定的构造背景等宏观地质条件决定了煤岩气能否规模成藏和持续保存^[28-29]。川中—川南地区龙潭组煤层的埋深相比国内其他地区的煤层深度明显更深，更高的地层温度和地层压力更利于煤层气的封堵保存。同时，川中—川南—龙潭组煤岩之上还发育了厚度足够且分布广泛的泥岩盖层。据统计，龙潭组煤系地层之上的泥岩顶板厚度为3.00 ～ 17.26 m，气测全烃值范围为31.58% ～ 93.68%，平均为65.43%，明显比石灰岩顶板（厚度为1.75 ～ 2.90 m，平均气测全烃值为32.36%）以及砂岩顶板（厚度为12.36 ～ 30.34 m， 平均气测全烃值为14.68%）的封堵能力要强^[15]。除了有效的盖层外，川中地区较为稳定的构造也利于煤岩气的保存。川中地区二叠纪后整体表现为宽缓的北倾斜坡，局部发育低幅隆起，远离盆缘的露头且深大断裂不发育，这也是川中地区煤岩气规模成藏和持续保存的有利条件。

压力封堵是煤岩气成藏和持续保存的具体机制。煤层的压力不仅影响煤层的含气量和煤岩气的赋存状态，还关系到煤岩气开采方案的确定。因此，为了便于评估四川盆地龙潭组煤岩气藏的勘探潜力和开发难度，对煤层含气性和地层压力这两个重要成藏特征进行深入分析。NT1H 井龙潭组煤岩气藏压裂后生产初期地层压力为81.74 MPa，地层压力系数可达2.03，后期预计压力系数仍高于1.8，具有“超压” 深层煤岩气的成藏富集特征。整个川中—川南地区深层煤岩气储层也是如此，基于Eaton 公式法原理^[15]， 结合地层压实、有效应力和均衡理论，利用密度测井和声波对四川盆地龙潭组煤层压力系数进行了计算并绘制了平面等值线图（图10）。结果显示，区域内3 000 m 以深地层压力系数普遍大于1.8，显示出明显的超压特征，磨溪—遂宁一带为超压中心，压力系数可达2.2。相对于鄂东或准噶尔盆地深层煤层的欠压—常压特征，四川盆地明显地层能量更强、封闭程度更高。超高的压力系数一方面可以降低煤层的应力敏感性，保持割理裂隙的张开程度；另一方面， 在生产过程中可以提供更强的气体运移产出动力和更大的可压降空间，保证气井的上产潜力和稳产周期。地层超压可能与区域构造作用有关，盆地中部变形微弱，源岩大量生烃后仍具有较好保存条件，可能是超压得以保持的关键^[30]。

4 　龙潭组煤岩气勘探开发前景

从前面的分析来看，川中地区龙潭组煤层分布范围广、厚度大，煤质演化程度较高，R_o 普遍大于2.0， 具备较强的生气能力。同时煤层本身的储集条件好， 有利于游离气富集。煤层顶、底板泥岩厚度大，区域构造背景稳定，异常高压特征显著，具备较好的成藏保存条件。总之，相比已经处于开发阶段的鄂东南延川南地区煤层气藏（埋藏深度为1 000 ～ 1 600 m） 和鄂东大宁— 吉县地区煤岩气藏（ 埋藏深度为2 000 ～ 2 500 m），川中—川南龙潭组煤层具备更加明显的规模成藏地质优势（图11）。

考虑到四川盆地龙潭组煤岩气藏勘探开发程度较低，在确定含煤面积、有效厚度和含气量的基础上，利用体积法计算了煤岩气藏的累计资源量。平面上，按目标层段埋深划分了3 个计算单元，单元厚度参数采用等值线面积权衡法计算，含气量根据实测含气量、预测含气量，采用等值线面积加权取值；煤岩密度参数参照3 100 m 取心样品实测结果1.42 t/m³ 取值。最终计算结果表明，龙潭组煤岩气藏累计地质资源量约11.98 × 10¹² m³，资源丰度可达 1.98×10⁸ m³/km²。

进一步，参考大宁—吉县深层煤岩气区带评价方法，以主力煤层段为目标层段，以煤层埋深为背景，从“生、储、保”和含气性等方面，建立了四川盆地龙潭组煤岩气藏有利区评价标准。其中，煤层厚度、游离气含量和煤变质程度用于综合反映资源条件，构造条件和顶板岩性用以表征煤层保存条件，压力系数反映产出潜力。最终，以厚煤层发育区、富游离气区、高变质区、泥煤组合区、构造简单区的叠合区，作为Ⅰ类有利区（含Ⅰa 类和Ⅰb 类）。依据该标准，通过多参数叠合法，初步落实川中勘探有利区面积约10 400 km²，埋深为2 000 ～ 4 500 m， 估算资源量为1.10×10¹² m³。

5 　结论

1）川中—川南地区龙潭组煤层的生气潜力良好。不仅风险探井NT1H 井的钻井结果揭示了龙潭组累计厚度达10 m 的多套煤层，整个川中—川南地区的煤层也表现出层数多、累计厚度大、连续性好的特征。同时，煤岩的固定碳含量和脆性矿物含量都较高， 显示出良好的生气潜力和开采基础。

2）川中—川南地区龙潭组煤层的储气能力较强。NT1H 井龙潭组煤储层的孔隙结构非均质性较强，以孔径小于2 nm 的微孔为主（占比89% ～ 96%），其次为孔径大于10 μm 的宏孔或裂隙，介孔占比相对较小；煤层总孔隙度为4.83% ～ 10.13%，含水饱和度较低，为18.20% ～ 48.60%，有效孔隙度平均为6.53%，具备良好的游离气储集条件。

3）以NT1H 井为代表的川中地区的煤质热演化程度高，R_o 为2.7% ～ 3.13%，同时煤层含气性好， 3 000 ～ 4 000 m 以深的煤层含气量为20 ～ 25 m³/t，部分煤层超过30 m³/t，含气饱和度为123% ～ 170%， 整体显示出一定的超饱和含气特征。

4）川中—川南地区龙潭组煤岩气成藏及保存条件完备。全区龙潭组煤层埋深大，煤层顶、底板的泥岩发育广泛且厚度大；区域构造变形微弱，仅局部发育低幅隆起，深大断层不发育；NT1H 井龙潭组煤层压力系数最高可达2.03，区域内煤层压力系数范围为1.80 ～ 2.20，具备明显的异常高压特征， 以上条件都是煤岩气规模成藏和持续保存的关键。

5）基于含煤面积、有效厚度和含气量，利用体积法计算了煤岩气累计资源量，提出四川盆地川中—川南地区龙潭组煤岩气的累计地质资源量约11.98×10¹² m³。进一步，综合考虑“生、储、保” 和含气性等因素，建立了煤岩气的有利区评价标准， 并初步落实勘探有利区面积约10 400 km²，估算对应资源量1.10 × 10¹² m³，显示出四川盆地龙潭组煤岩气的巨大勘探潜力。