天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 9: 1692 - 1705

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.010

非常规天然气

塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气地质特征及有利成藏模式

  • 赵亚汶 , 1 ,
  • 杨宪彰 1, 2, 3, 4 ,
  • 唐雁刚 1, 2, 3, 4 ,
  • 严德天 5 ,
  • 王斌 1, 2, 3 ,
  • 蒋俊 1, 2, 3 ,
  • 易艳 1, 2 ,
  • 张科 1, 2, 4 ,
  • 李玲 1, 2, 4 ,
  • 王旭鹏 6
展开
  • 1. 中国石油塔里木油田分公司，新疆 库尔勒 841000
  • 2. 中国石油超深层复杂油气藏勘探开发技术研发中心，新疆 库尔勒 841000
  • 3. 新疆维吾尔自治区超深层复杂油气藏勘探开发技术研究中心，新疆 库尔勒 841000
  • 4. 新疆超深油气重点实验室，新疆 库尔勒 841000
  • 5. 中国地质大学（武汉）资源学院，湖北 武汉 430000
  • 6. 西南石油大学地球与科学技术学院，四川 成都 610500

赵亚汶（1988-），男，河南许昌人，博士，工程师，主要从事石油与天然气地质勘探研究.E-mail： .

收稿日期: 2025-03-31

  修回日期: 2025-06-08

  网络出版日期: 2025-06-26

基金资助

中国石油天然气集团有限公司科技项目(2023ZZ14YJ02)

中国石油天然气股份有限公司科技专项(2022KT0201)

新疆维吾尔自治区“天池英才”项目“库车北部构造带东部侏罗系煤层地质特征及煤层气有利成藏模式研究”(TC2025T01)

收起

Geological characteristics and favorable accumulation model of coal-rock gas of Jurassic Kizilenuer Formation in Kuqa Depression， Tarim Basin

  • Yawen ZHAO , 1 ,
  • Xianzhang YANG 1, 2, 3, 4 ,
  • Yan'gang TANG 1, 2, 3, 4 ,
  • Detian YAN 5 ,
  • Bin WANG 1, 2, 3 ,
  • Jun JIANG 1, 2, 3 ,
  • Yan YI 1, 2 ,
  • Ke ZHANG 1, 2, 4 ,
  • Ling LI 1, 2, 4 ,
  • Xupeng WANG 6
Expand
  • 1. Tarim Oilfield Company，PetroChina，Korla 841000，China
  • 2. R＆D Center for Ultra⁃Deep Complex Reservoir Exploration and Development，CNPC，Korla 841000，China
  • 3. R＆D Center for Ultra⁃Deep Complex Reservoir Exploration and Development，CNPC，Xinjiang Uygur Autonomous Region，Korla 841000，China
  • 4. Xinjiang Key Laboratory of Ultra⁃deep Oil and Gas，Korla 841000，China
  • 5. College of Resources，China University of Geosciences （Wuhan），Wuhan 430000，China
  • 6. School of Geoscience and Technology，Southwest Petroleum University，Chengdu 610500，China

Received date: 2025-03-31

  Revised date: 2025-06-08

  Online published: 2025-06-26

Supported by

The China National Petroleum Corporation's Science and Technology Project(2023ZZ14YJ02)

the China National Petroleum Corporation's Science and Technology Special Project(2022KT0201)

the Xinjiang Uygur Autonomous Region “Tianchi Excellence” Program(TC2025T01)

Fold

摘要

目前有关塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气的研究较少，其煤岩气地质特征和有利成藏模式还不清楚。针对以上问题，依托钻试采资料，采用地震资料处理、连井分析、取样观察及岩心天然气实验等方法，对该区块煤层的煤岩气地质特征（赋存状态和成因类型），以及有利成藏模式等方面进行了研究。结果表明：①研究区克孜勒努尔组煤层的宏观煤岩类型以半亮型煤为主，为特低灰分、中高挥发分和特低硫的中低阶煤；深部煤层孔隙度为6.53%、渗透率为0.68×10-3 μm2，孔隙类型以中孔为主，更有利于游离气的赋存；②克孜勒努尔组的煤岩气组分以甲烷为主，干燥系数在0.95~0.99之间，以热成因气为主，自生和外部来源都有，且主要以游离气和吸附气的形式赋存在煤层中；③新近纪是依奇克里克构造带克四段煤层的产气高峰期，也是断裂活动和关键成藏期，保存条件将是煤岩气能否成藏的关键因素；构造形成的缓坡带和低势区是煤岩气勘探的有利部位，煤厚条件是影响煤岩气资源丰度的关键因素。考虑库车坳陷侏罗系煤层较低的成熟度和吸附能力，选择厚煤层发育、游离气富集的高部位或缓坡区会更有利，厚煤层发育的北部缓坡区将是煤岩气勘探的重点，微隆起和断块平台成藏是库车坳陷煤岩气勘探的有利成藏模式。

关键词： 库车坳陷; 克孜勒努尔组; 煤岩气地质特征; 有利成藏模式

本文引用格式

赵亚汶 , 杨宪彰 , 唐雁刚 , 严德天 , 王斌 , 蒋俊 , 易艳 , 张科 , 李玲 , 王旭鹏 . 塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气地质特征及有利成藏模式[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(9) : 1692 -1705 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.010

Abstract

Currently， there is limited research on coal-rock gas in the Jurassic Kezilour Formation of the Kuqa Depression， with unclear geological characteristics and favorable accumulation models for coal-rock gas. To address these issues， this study utilized drilling， testing， and sampling data， combined with seismic data processing， well correlation analysis， sample observation， and gas experiments on core samples， to investigate the geological features of coal-rock gas， including their occurrence state and genesis types and favorable accumulation models in the coal-bearing strata of this block. The results demonstrate： （1） In the study area， the macroscopic coal types of the coal seams in the Kezilour Formation are dominated by semi-bright coals， characterized by very low ash content， medium to high volatility， and very low sulfur content. These are intermediate to low-rank coals with porosity of 6.53% and permeability of 0.68×10-3 μm2 in deeper coal seams. The pore types of coal seams are mainly mesopores， which are more conducive to the occurrence of free gas. （2） The coal-rock gas components of the Kizilnur Formation are mainly methane， with a dry coefficient of 0.95-0.99， indicating predominantly thermogenic gas with both autochthonous and external sources， occurring mainly as free gas and adsorbed gas in the coal seams. （3） The Neogene is the peak period of gas production in the Ke-4 coal seam of the Yiqikelike tectonic belt， as well as a critical period of fault activity and reservoir formation. Preservation conditions will be a key factor in the formation of coal-rock gas reservoirs. The gentle-slope zone and low-potential area formed by the structure are favorable locations for coal-rock gas exploration， and the coal thickness condition is a key factor affecting the abundance of coal-rock gas resources. Considering the lower maturity and relatively high adsorption capacity of the coal seams of Jurassic Kizilnur Formation in the Kuqa Depression， it would be more advantageous to choose high positions or gentle slope areas where thick coal seams are developed and free gas is enriched. Therefore， the northern gentle slope area with thick coal seams will be the focus of coal-rock gas exploration， while the formation mode of micro uplifts and fault-block platforms are the favorable formation modes for coal-rock gas exploration in the Kuqa Depression.

Key words： Kuqa Depression; Kezilour Formation; Geological characteristics of coal-rock gas; Favorable accumulation models

0 引言

2021年，中国石油新疆油田分公司在准噶尔盆地白家海地区部署的彩探1H水平井，日产气5.7×104 m3，实现了煤岩气勘探的首次突破并提出煤岩气的概念；同年12月中国石油在鄂尔多斯盆地东缘大吉区块部署的吉深6-7平01水平井，首次实现日产气10×104 m3的突破，2024年煤岩气产量达19.6×108 m3并建成世界首个年产200×104 t油气当量的煤岩气田，这凸显了煤岩气勘探开发的广阔前景［1-5］。同时，吐哈盆地和四川盆地也相继开展了煤岩气勘探并取得了一定的认识和效益［6-7］。相比于传统的煤层气，煤岩气的主要特点是煤层埋深超1 500 m、吸附态与游离态共存、自生自储并可有他源的聚集、排采见气快［1-9］。位于塔里木盆地北部的库车坳陷不仅天然气资源丰富，还是盆地重要的天然气产区之一［10-12］。同时库车坳陷发育多套大面积分布的煤层，以中低阶煤为主，单层厚度最大可达22 m，累计厚度超过百米，资源潜力巨大。然而，目前仅在库车坳陷浅部煤层建产1 500×104 t/a，且主要集中在库拜煤田；有关煤层气的研究主要聚焦于浅部三叠系塔里奇克组煤层，前人［13-19］对塔里奇克组的煤层结构、煤储层物性特征、煤层气成因和成藏模式、煤层气排采和井型优选、构造动力条件和水文地质条件等方面进行了详细研究；对侏罗系克孜勒努尔组煤层的研究主要集中在煤岩煤质特征、煤相与沉积环境和煤岩气的成藏条件与有利区带等方面［19-21］，但其研究的煤岩岩心多来自浅层，深层的煤岩储层特征并不明确，同时缺少对煤岩气的赋存状态、成因类型和有利成藏模式的研究。
因此，为了给库车坳陷东部侏罗系克孜勒努尔组煤岩气的勘探目标提供建议，需要对侏罗系克孜勒努尔组煤层开展煤岩气地质特征研究。本文通过三维地震解释、连井对比、现场实测含气量、钻井岩心观察、取样测试及测井数据分析等方法对克孜勒努尔组煤岩气的地质特征进行了初步研究，获得了研究区煤层的展布、煤岩煤质特征、储层物性、吸附性和含气量等参数；同时结合地质构造背景、成藏特征和煤岩气井的钻试采情况来分析煤岩气的赋存状态和成因类型并建立其有利的成藏模式，为煤岩气的下一步勘探提供参考。

1 地质背景

库车坳陷位于塔里木盆地北缘［图1（a）］，南邻塔北隆起，北接南天山造山带，面积约为4×104 km2，主要包括北部单斜带、克拉苏构造带、依奇克里克构造带、拜城凹陷、阳霞凹陷及乌什凹陷等多个次级构造单元；其主要经历了三大演化阶段：古生代被动大陆边缘、中生代台内坳陷和新生代天山逆掩冲断［22-27］。其中新近系以来的逆掩冲断作用最为强烈，导致坳陷内断裂展布、冲断—褶皱构造发育［23，27-28］。研究区依奇克里克构造带位于库车坳陷东北部，呈条带状展布，总面积超过6 800 km2［22］；经历了从海西末期的断陷形成到燕山期的坳陷式沉积和喜马拉雅早中期的稳定沉积，再到喜马拉雅晚期至今的强烈造山运动的演化过程［29］，基底卷入形成多排阶梯式冲断构造，具有典型的冲断构造变形特征，地层整体平缓，倾角小于20°［图1（b）］。
图1 库车坳陷构造单元分布图（a）（修改自王珂等［22］）、过DS1井—YN2井南北向地震叠前深度偏移剖面（b）［剖面位置见图（a）］和克孜勒努尔组克三段—克四段地层（YT1井）（c）

Fig.1 Structural units in Kuqa Depression（a）（modified from WANG et al.［22］），（b） The north-south seismic profiles passing through Wells DS1 and YN2（the profile position is shown in（a）） and （c）stratigraphic system of Sections 3-4 in Kezilour Formation in Well YT1

1.1　研究区概况

研究区钻井主要钻遇地层从上到下为第四系、古近系库姆格列木群，白垩系舒善河组、亚格列木组，侏罗系齐古组、恰克马克组、克孜勒努尔组和阳霞组，三叠系塔里奇克组、黄山街组、克拉玛依组和俄霍布拉克组。侏罗系克孜勒努尔组煤层的沉积环境整体属于辫状河或曲流河三角洲沉积［11］。研究区主要烃源岩是上三叠统的湖相泥岩、塔里奇克组和中下侏罗统的煤系地层，有机质为Ⅲ型和Ⅱ2型干酪根［22］。前人［23，30］研究认为依奇克里克构造带新近纪经历早油晚气两期成藏，晚喜马拉雅期（5 Ma）天然气大量充注富集。目前在库车东北部的依奇克里克构造带上完钻1口风险探井（YT1井）、2口老井测试井（DT1C井和DB101C井）和2口浅钻井（MQ1井和MQ3井）［位置见图1（a）］，浅钻井主要是对浅层煤层进行取心，由于侏罗系克孜勒努尔组煤层主要集中在克四段，因此测试井的目的层均是克孜勒努尔组的克四段煤层，其中YT1井侏罗系煤层深度达4 465 m。

1.2　单井情况

目前在库车坳陷东部只有DT1C、DB101C共2口老井和YT1井3口煤岩气井，DB5和DB104井为常规天然气井，5口井均位于迪北区块［图1（a）］。其中DT1C井在迪北区块的西北角，位于依奇克里克大断裂北部上盘，依奇克里克大断裂断至地表；地震数据局部放大后发现DT1C井位于依奇克里克大断裂的破碎带上［图2（a）和图2（b）］，井周缘发育微小断裂，这将影响煤层的结构特征和煤岩气的保存。DB101C井位于依奇克里克大断裂下盘南部、斜坡上，北部的依奇克里克大断裂断至地表，南部的断裂断至白垩系。DB101C井克四段整体较稳定，北部可能存在小断裂或地层扰动［图2（c）］。YT1井虽然同样位于依奇克里克大断裂南部，但构造相对平缓，其和西南部的DB105X井之间存在一条小断裂，YT1井位于断裂下盘［图2（d）］。在钻遇煤层段时进行了3次取心，分别取到了1#、3#和5#煤层（煤层中深度分别为4 355.60 m、4 412.08 m和4 460.25 m），并进行了常规和保压封闭式的含气量测试。
图2 过DT1C（a、b）、YT1（c）、DB101C（d）和DB5（e）的地震剖面

Fig.2 Seismic profiles for Wells DT1C（a，b），YT1（c），DB101C （d） and DB5（e）

目前只有DT1C和DB101C共2口老井对克孜勒努尔组的煤层进行了放喷试采。其中DB101C井克孜勒努尔组煤层求产只见少量气。而对DT1C井侏罗系克孜勒努尔组1 426.0~1 564.5 m的六层煤进行了压裂作业；压裂井段中1 523.0~1 525.0 m和1 514.0~1 516.0 m地层在钻井过程中油气显示最好（全烃2.85%↗97.59%，C1值2.02%↗85.86%），推测为主力产气层。2023年9月29日DT1C井第一次放喷求产（图3），开井即见气，油压快速下降，初期火焰高度最高达到1.7 m，日产液120 m3。2023年10月12日更换油嘴后油压先快速下降为1.3 MPa，之后缓慢下降至0.66 MPa，折日气产量最高稳定在520 m3附近，折日产液最高升至337 m3后逐渐下降。于11月1日敞放，油压落零，折日气产量下降并稳定在240 m3附近，敞放期间短时高产达16 000 m3/d，折日产液逐渐下降至75 m3，于11月14日返排率达到100%。于12月12日关井，关井后油压达到2.8 MPa 附近。
图3 DT1C井S1压1求产综合曲线

Fig.3 Production curve of the S1-1 of the Well DT1C

2 取样与测试

在岩心观察和宏观煤岩类型划分的基础上，煤层以1 m左右的间隔采取分层全煤心样，在迪北地区YT1井的3层可采煤层（1#、2#、5#）采集了11个分层煤岩样品，其中YT1井2#煤层为岩屑样，其他为直井段岩心煤样［取样位置见图1（c），2#煤层的取样位置为投影位置］。同时在浅钻井明浅地区侏罗系克孜勒努尔组3套煤层33个煤样作对比分析。
采集的煤样在中国石油非常规油气重点实验室进行破碎、缩分、制成后续实验所需的各种粒度煤样。煤的工业分析、镜质体平均最大反射率、显微组分鉴定和柱塞样气测孔渗分别按照国家标准《煤的工业分析方法仪器法》（GB/T 30732—2014）、《煤的镜质体反射率显微镜测定方法》（GB/T 6948—2008）、《烟煤显微组分分类》（GB/T 15588—2001/2013）和《页岩氦气法孔隙度和脉冲衰减法渗透率的测定》（GB/T 34533—2017）进行测试；煤的X射线衍射全岩及黏土矿物分析按照行业标准《沉积岩中黏土矿物和常见非黏土矿物X射线衍射分析方法》（SY/T 5163—2010）进行测试；煤的低温氮气吸附/CO2吸附/压汞、甲烷等温吸附实验分别按照《压汞法和气体吸附法测定固体材料孔径分布和孔隙度》（GB/T 21650.3—2011）和《煤的多组分气体等温吸附实验方法》（NB/T 10019—2015）进行测试。含气量的测定由中国石油非常规油气重点实验室实验员在YT1井取心现场按照国家标准《煤层气含量测定方法》（GB/T 1955—2008）进行测定。煤岩气（现场收集装罐）的组分和同位素测试是在新疆超深油气重点实验室分别按照国家标准《天然气的组成分析气相色谱法》（GB/T 13610—2020）和《有机质稳定碳同位素测定同位素质谱法》（GB/T 18340—2010）进行测定的。

3 结果与讨论

3.1　煤岩储层特征

3.1.1　煤层厚度与埋深

库车坳陷东部克孜勒努尔组煤层的厚度高值区主要分布在北部单斜带和依奇克里克构造带（图4），受沉积环境影响，向南煤层累计厚度呈降低趋势；埋深小于5 000 m的煤层均分布在库车坳陷北部，平均埋深超过4 000 m，向坳陷的方向埋深逐渐增大。其中迪北地区煤层共发育5个煤组，累计厚度最大，并且包含多套厚煤层（>5 m），但厚煤层的横向连续性差，仅在北部缓坡区发育一套稳定厚煤层——3#煤，埋深为1 300~3 500 m，平均埋深为2 500 m，厚度为12~20 m，平均为16 m，在DT1C井附近最厚，向东西两侧逐渐减薄，向南至YT1井和DB101井附近，煤层整体减薄至1.7~6.5 m，煤层中间发育薄层夹矸。3#煤层在DB101C井厚度为6.5 m，埋深4 322 m，向西稳定发育，厚度在4.5~7.8 m之间，埋深为4 300~4 450 m，平均埋深为4 350 m。YT1井附近煤层，单层最厚为0.6~7.8 m，埋深为4 000~5 500 m，平均埋深为4 500 m；YT1井目的层2#煤，厚度为5.4 m，埋深为4 370 m，同样是向西逐渐减薄，向东至DB101C井厚度增厚至6.7 m，埋深为4 250~4 380 m，平均埋深为4 300 m。
图4 库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤层累计厚度叠合埋深

Fig.4 Stacked map of cumulative thickness and burial depth of coal seams in the Jurassic Kezilour Formation of the Kuqa Depression

3.1.2　煤岩煤质特征

煤心观察结果表明，研究区2#和3#煤层的宏观煤岩类型主要为半亮煤，其次为半暗煤，少量光亮煤和暗淡煤。其中，YT1井深部克四段煤层的煤体结构为原生结构；MQ1井和MQ3井克四段煤层（埋深<1 000 m）的煤体结构以碎裂结构为主，局部原生结构。原生结构煤和碎裂结构煤的力学强度好，有利于后期进行压裂和排采［31］。
煤的显微组分测试结果表明，研究区2#和3#煤层的镜质组占比均值均为55.93%；惰质组占比均值分别为39.15%和39.03%，平均为39.09%；壳质组体积分数为2.57%和2.48%，平均为2.53%；矿物组分占比均值为2.56%和2.65%，平均为2.61%（表1）。其中镜质组以基质镜质体和均质镜质体为主，惰质组以丝质体、粗粒体和半丝质体为主。煤层中的主量元素氧化物均以SiO2、Al2O3和SO3为主；全岩分析矿物以黏土矿物和石英为主，黏土矿物以高岭石为主。
表1 2#和3#煤的煤质实验分析数据

Table 1 Experimental results of coal quality tests for coal seams No.2 and No.3

煤层 镜质组/% 惰性组/% 壳质组/% 矿物质含量/% M ad/% A d/% V daf/ % S t，d/%
2# 55.93 13.80 ~ 75.20 39.15 18.60 ~ 81.60 2.57 1.40 ~ 5.20 2.56 1.60 ~ 3.40 5.04 2.79 ~ 7.65 6.79 2.22 ~ 14.2 30.35 26.65 ~ 33.74 0.19 0.06 ~ 0.58
3# 55.93 36.80 ~ 78.40 39.03 17.60 ~ 57.60 2.48 1.80 ~ 3.80 2.65 1.60 ~ 3.60 4.47 3.10 ~ 5.91 7.04 1.55 ~ 17.3 30.42 27.07 ~ 34.61 0.25 0.12 ~ 0.55

注：①数据格式:平均值/最小值—最大值;②M ad为水分(空气干燥基);A d为灰分(干燥基);V daf为挥发分(干燥无灰基);S t,d为全硫分(干燥基)

研究区2#煤层水分含量为2.79%~7.65%，平均为5.04%；灰分产率为2.22%~14.20%，平均为 6.79%；挥发分产率为26.65%~33.74%，平均为 30.35%。3#煤层水分含量为3.10%~5.91%，平均为4.47%；灰分产率为1.55%~17.30%，平均为7.04%；挥发分产率为27.07%~34.61%，平均为30.42%。整体上，2#和3#煤的煤岩煤质特征相近，均属于特低灰分、中—高挥发分和特低硫煤。研究区克孜勒努尔组四段煤层的镜质体反射率为0.52%~1.01%，向坳陷中心随着埋深增加，成熟度逐渐升高。

3.1.3　煤的甲烷吸附能力与含气性特征

研究区开展了2口井20个煤层样品的甲烷等温吸附测试，结果见表2。由于YT1井仅取到1#煤和5#煤的煤样（埋深为4 350~4 470 m），两层煤的干燥无灰基兰氏体积平均值分别为13.03 m3/t和12.61 m3/t（实验温度均为30 ℃）、11.48 m3/t和11.51 m3/t（实验温度均为75 ℃）。由表中可知，研究区浅部2#和3#煤（埋深700~850 m）干燥无灰基兰氏体积平均值分别为 8.18 m3/t和12.35 m3/t，实验温度均为30 ℃。总体来看，克四段煤层的干燥无灰基兰氏体积随深度的增加而升高；而深部煤层的高温将降低煤层的兰氏体积。
表2 1#、2#、3#和5#煤的等温吸附实验数据

Table 2 Isothermal adsorption experimental data for coal seams No.2, No.3, No.1, and No.5

煤层 平均深度/m 30 ℃ 75 ℃
V L，ad/（m3/t） V L，daf/（m3/t） P L/MPa V L，ad/（m3/t） V L，daf/（m3/t） P L/MPa
2# 780.96 7.27 8.18 4.63
5.44~9.97 6.34~10.57 3.94~5.61
3# 835.66 10.93 12.35 5.45
6.76~12.36 7.51~14.22 4.32~6.57
1# 4 353.17 12.23 13.03 3.25 10.77 11.48 4.33
12.11~12.43 12.74~13.32 3.06~3.62 10.54~10.97 11.08~11.77 4.15~4.45
5# 4 459.90 12.14 12.61 3.23 11.08 11.51 4.21

注： V L，ad为兰氏体积（空气干燥基）；V L，daf为兰氏体积（干燥无灰基）

研究区仅在YT1井开展了常规密闭和保压密闭的取心含气量测试，获得的干燥无灰基总气量分别为11.30 m3/t和11.08 m3/t，常规密闭和保压密闭取心的含气量数据相近。同时由于地层高温高压（预测地层温度127.0~131.1℃，预测地层压力为56.8~61.2 MPa），取心后的保压舱到地面持续加温8 h后压力仅为2.9 MPa，压力损失达95%，因此推断取芯测得的含气量数据偏低，实际深部煤层的含气量要高于11.30 m3/t。

3.1.4　煤岩的物性特征

通过对研究区深浅部煤层的岩心和镜下观察发现，研究区浅部克四段煤的宏观裂隙较发育，局部煤层破碎，岩心缺失严重；深部克四段煤层局部发育外生裂隙。煤孔隙按孔径大小主要可分为4类，分别为大孔（>1 000 nm）、中孔（100~1 000 nm）、小孔（10~100 nm）与微孔（<10 nm）［32］。通常用高压压汞法来表征孔径大于50 nm的孔隙，图5（a）和图5（b）是根据高压压汞实验测得的毛细管压力曲线形态图（横坐标的毛细管压力反映排驱压力，汞饱和度反映不同压力下进汞—退汞量的变化），可以看出：深部克四段煤层为分离平滑型，大孔和裂隙不发育；浅部煤层均以分离阶梯形为主，大中孔和裂隙发育。
图5 2#、3#、1#和5#煤层高压压汞曲线（a、b）、N2吸附法（c）和CO2吸附法实验（d）

Fig.5 The curves of high-pressure mercury intrusion （a， b）， nitrogen adsorption method curves （c）， and carbon dioxide adsorption experiment curves （d） for coal seams No.2， No.3， No.1， and No.5

同时开展了低温N2吸附和CO2吸附实验［图5（c）和图5（d）］，分别用他们来表征孔径2~50 nm和小于2 nm的孔隙。图5（c）是N2吸附量在吸附和脱附过程中随相对压力的变化图；图5（d）反映的是CO2吸附量随相对压力的变化图。由于高压压汞、低温N2吸附和CO2吸附联测的孔径大小具有连续性，可对3口井的煤岩样品进行全孔径尺度的孔隙结构分析。基于３种实验的数据，可得到联测的孔隙结构数据表（表3）、全孔径尺度的孔径分布及其对应的孔体积，进而计算出微小孔和大中孔对应的孔体积及其对总孔体积的贡献率（表4）。依据表3和表4，可以发现：同一温压条件下，深部克四段1#和5#煤的吸附量、比表面积和孔体积小于浅部的2#、3#煤层；微孔的比较面积108.01~190.74 m2/g，在比表面积中（孔径小于10 nm）贡献最大，是吸附气的主要吸附体；2#和3#煤的大中孔体积的最大贡献者是中孔，达33.44%~44.43%。考虑游离气主要是赋存在孔径大于50 nm的大中孔中［34］，因此可以认为中孔是游离气的主要富集空间，大中孔占比高更有利于游离气的赋存。
表3 2#、3#、1#和5#煤层N2吸附法和CO2吸附法联测的孔隙结构数据

Table 3 Porosity structure data acquired via combined N2 and CO2 adsorption experiments for coal seams No.2, No.3, No.1, and No.5

煤

层

平均

深度

/m

 氮气吸附 低压CO2吸附

平均

吸附量

平均

比表面

平均

孔体积

平均

吸附量

平均

比表面

平均

孔体积

/（cm3/g） /（m2/g） /（cm3/g） /（cm3/g） /（m2/g） /（cm3/g）
2# 782.12 8.839 9 9.101 5 0.015 2 18.465 6 190.736 7 0.056 6
3# 837.59 9.475 6 7.010 0 0.014 7 17.704 4 182.400 0 0.053 2
1# 4 353.17 4.352 9 1.869 0 0.007 0 10.614 2 108.010 0 0.033 5
5# 4 459.90 3.222 7 2.000 0 0.005 0 12.246 6 126.460 0 0.039 3
表4 2#、3#、1#和5#煤层全尺度孔体积及其占比统计

Table 4 Total of pore volume and their proportion statistics for coal seams No.2, No.3, No.1, and No.5

煤层 平均深度/m 孔体积/（cm3/g） 孔体积占比/%
微孔 小孔 中孔 大孔 总体积 微孔 小孔 中孔 大孔
2# 782.12 0.053 2 0.034 5 0.083 1 0.026 0 0.196 8 36.68 19.60 33.44 10.29
3# 837.59 0.056 6 0.038 1 0.168 7 0.108 1 0.371 5 17.54 11.61 44.43 26.42
1# 4 353.17 0.033 5 0.028 2 0.060 3 0.018 3 0.140 2 23.86 20.10 42.99 13.05
5# 4 459.90 0.039 3 0.042 9 0.097 7 0.016 9 0.196 8 19.98 21.78 49.63 8.61
通过气测孔隙度的实验得出YT1井1#煤的孔隙度和渗透率分别为6.13%和0.68×10-3 μm2；5#煤的孔隙度为6.93%；2#煤的孔隙度和渗透率分别为13.01%和5.09×10-3 μm2；3#煤的孔隙度和渗透率分别为11.21%和0.11×10-3 μm2。煤储层的孔隙度整体随埋藏深度的增加呈降低的趋势；孔隙度和白家海地区、大吉区块相近，渗透率要好于大吉区块［1，33］。

3.2　煤岩气地质特征

3.2.1　煤岩气组分和同位素特征

DT1C井的煤岩气中甲烷占比均值达83.37%，C2-5占比均值为0.78%，二氧化碳占比均值为15.60%，天然气干燥系数均值为0.99；甲烷碳同位素值范围在-31.99‰~-28.10‰之间，均值为-28.88‰；乙烷的碳同位素值在-26.24‰~-22.51‰之间，均值为-25.03‰；二氧化碳的碳同位素值在-13.03‰~-9.33‰之间，均值为-11.16‰（图6）。
图6 甲烷碳同位素与天然气干燥系数（a）、乙烷碳同位素（b）和C1/（C2+C3）的关系（c，据苏现波［32］和WHITICAR修改［34］）

Fig.6 Relationships between methane carbon isotopes and gas dryness coefficient （a）， ethane carbon isotopes （b）， and C1/（C2+C3） （c， modified from SU［32］ and WHITICAR［34］）

DB101C井区的煤岩气中甲烷占比均值达43.43%，C2-5占比均值为2.07%，二氧化碳占比均值为53.27%，天然气干燥系数均值为0.95；其甲烷碳同位素均值为-36.21‰，乙烷的碳同位素均值为-23.66‰，二氧化碳的碳同位素均值为-15.01‰（图6）。
虽然YT1井未进行试油，但钻井过程中有进行煤岩气的收集和测试。煤岩气气测全烃的最高值为23.56%，C1值为20.35%，天然气干燥系数均值为0.95；其甲烷碳同位素均值为-36.68‰，范围在-41.73‰~-31.74‰之间，与阿合组砂岩中天然气的甲烷碳同位素范围相近；乙烷的碳同位素在-27.88‰~-22.21‰之间，均值为-24.70‰（图6）。

3.2.2　煤岩气的赋存状态

煤层中煤岩气的赋存状态包括吸附态、游离态和溶解态。吸附态煤岩气主要吸附在煤基质颗粒表面，而游离态煤岩气则赋存在煤的孔隙和裂缝中，溶解态煤岩气主要存在于水中［32］。DT1C井开井放喷即见气点火、气举前的产量稳定在200~500 m3/d之间，短时高产（折日产量16 000 m3/d）表明局部煤岩气大量富集（图3）；试采过程中井底流压均大于14.80 MPa（油压落零时反算的井底流压为14.81 MPa），不能支撑吸附气的大量解吸；同时研究表明1 500 m深度的1 m3煤层水到井口会释放1 m3的水溶气［35］，而DT1C井试采过程中的气液比主要在3~4之间波动，表明产出的煤岩气是以游离气为主，部分为水溶气。煤层产液量最高337 m3/d，即使返排率达到100%之后仍达88 m3/d，表明压裂可能沟通了上部含水层。
YT1井克四段煤层保压取心现场实测的吸附气含量为10.53 m3/t，游离气为0.53 m3/t，吸附气实测含量和空气干燥基的兰氏体积相近（1#和5#煤的均值12.18 m3/t）；预测克四段煤层的地层压力为56.8~61.2 MPa，保压舱到地面持续加温8 h后压力仅为2.9 MPa，压力损失达95%，表明有游离气提前逸散、部分吸附气已提前解吸，因此推测YT1井实际煤层中的吸附气和游离气含量要高于测试的结果。

3.2.3　煤岩气的成因类型

煤岩气的成因类型主要包括煤层自生的生物成因和热成因气，也有可能是外部来源［1，32］。DT1C井侏罗系克孜勒努尔组克四段煤岩气的干燥系数均超过0.99，甲烷碳同位素组成偏重（均值为-28.88‰）（图6），参考陈建平等［36］建立的煤型气甲烷碳同位素反算成熟度的公式反算DT1C井天然气对应的成熟度为2.22%。而DT1C井侏罗系克孜勒努尔组克四段煤层的成熟度仅为0.89%，迪北地区侏罗系和三叠系实测的成熟度也仅在0.68%~1.43%之间。同时甲烷碳同位素与C1/（C2+C3）关系图上可以看出DT1C井克四段煤岩气的甲烷同位素和迪北地区阿合组砂岩高产井的甲烷同位素相近（迪北阿合组砂岩的油气来源为南侧深部烃源岩），其天然气数据均落在了运移氧化分馏区，表明DT1C井克四段的煤岩气经历了运移分馏［图6（c）］。同时DT1C井靠近深大断裂—依奇克里克断裂带，原生煤岩气遭受抬升发生逸散，同时地层抬升会导致煤层的生烃发生中断［图2（a）］。基于上述5点推断DT1C井的游离气主要来自于外部烃源岩—南部深层烃源岩的热成因气。
位于斜坡部位的DB101C井开井仅见少量气，推测其游离气已逸散；其煤岩气的甲烷碳同位素均值为-36.21‰，反算的成熟度为1.13%，和实测的0.90%较为接近；同时在甲烷碳同位素值与C1/（C2+C3）关系图，DB101C井的数据均落在热成因气范围内［图6（c）］，推断DB101C井的煤岩气是自生的热成因气。
位于构造低部位的YT1井实测的吸附气含量为10.53 m3/t，和DB5井有相似埋藏史，根据DB5井的埋藏史可以看出YT1井在构造活动剧烈的新近纪时埋深超过2 100 m［图7（a）］，静液柱压力反推的地层压力大于20 MPa，即使有断裂在附近活动，其自生吸附气也难以解吸逸散，因此推断YT1井的吸附气为自生气。同时YT1井克四段煤层（4 261~4 459 m）钻井过程中期井底压力为70~85 MPa，煤层的吸附气难以解吸；气测游离气的甲烷碳同位素反算的成熟度为1.10%（0.68%~1.70%），和克四段煤层的成熟度0.91%相近，因此推断YT1井气测的天然气为克四段煤层自生的游离气。
图7 DB5井热史（a）和克孜勒努尔组四段煤层镜质体反射率演化（b）

Fig.7 Thermal history diagram（a） and evolution diagram of coal seam’s vitrinite reflectance in the Fourth Section of the Kezilour Formation （b） of the Well DB5

3.3　煤岩气成藏要素的研究

3.3.1　热演化对煤岩气富集成藏的影响

低煤化程度的煤层在生排烃的过程中呈现出阶段性与持续性并存的特点；同时，盆地的埋藏与热演化过程也是煤岩气藏与其他有机质沉积矿藏富集形成的关键阶段［32，37］。结合前人［23，30］的研究成果，通过DB5井的实钻样品进行校正，并校对剥蚀量，编制了DB5井的热史曲线图与镜质体反射率演化图（图7）。可以明显看出：库车坳陷依奇克里克构造带DB5井侏罗系克孜勒努尔组煤层的热演化过程主要分为以下3个阶段。
第一阶段为中晚侏罗世至早白垩世末期，中—下侏罗统煤层随着埋深的不断增加，成熟度升至0.55%，开始进入深成变质生烃阶段（R O=0.50%~0.80%），主要为热成因气，但此阶段产气量较少［图7（b）］。
第二阶段为晚白垩世至古近纪，在南北向构造挤压应力作用下，依奇克里克构造带开始构造变形，迪北地区及吐格尔明地区受南天山造山运动影响开始隆升，白垩系在高部位遭到剥蚀，形成白垩系与古近系区域不整合；此时DB5井的煤层成熟度缓慢升高阶段［图7（b）］。
第三阶段为新近纪至今，依奇克里克断裂开始活动，依奇克里克背斜逐渐形成，地层沉积相对稳定，煤层埋深快速增加，成熟度快速升高至1.01%；据MN1井热模拟估算新近纪期间油气产量约49 m3/t，累计甲烷总产量约21 m3/t［38］，可以满足自生成藏的需要。同时新近纪是迪北地区克四段煤层的产气高峰期，前人［22］的成藏研究也表明新近纪是迪北地区的关键成藏期。而受后期造山活动增强影响遭受构造抬升的煤层生烃中止，由于其成熟度也在0.90%附近，已经规模产气（如DT1井的煤层）。受喜马拉雅期断裂的影响，浅埋深的煤层在合适的地质条件下（水体酸碱度合适、水动力较为活跃等），可能会有生物气形成。

3.3.2　构造背景对煤岩气富集成藏的影响

库车坳陷依奇克里克构造带受晚海西期、燕山期、喜马拉雅期构造运动影响，尤其是喜马拉雅晚期构造变形最为强烈［29］，断裂展布、构造复杂；其中逆冲断层广泛发育，局部见走滑断层。迪北地区侏罗系砂岩油气藏的天然气均为煤型气（δ13C2> -28‰判定为煤型气），表明这些油气主要是来自煤系地层，通过断裂运移在此富集，DT1C井的他源游离气也证明了断裂对自生煤岩气的逸散作用和他源煤系气的运移作用。同时迪北地区的成藏研究也发现该地区早油晚气两期充注成藏的时间与断裂的活动期次和强度密切相关［22，30］。
位于开放型缓坡平台的DT1C井试油持续有他源的游离气产出，而位于开放性斜坡上DB101C井煤层段放喷几乎无天然气产出，这表明2口井煤层原生的煤岩气发生逸散，而DT1C井的平台构造样式有利于游离气的富集。同时DB101C井阿合组的砂岩也为低产气层，而迪北地区的高产井（如DB5高产井的目的层均为阿合组砂岩）［图2（e）］均位于断块的微隆起部位和平台区，这表明构造形成的缓坡带、低势区是游离气富集的有利场所。而大吉地区的研究也表明正向微构造和平缓构造部位是煤岩气勘探的有利部位［39］。

3.3.3　煤层厚度对煤岩气富集成藏的影响

由于目前依奇克里克构造带仅在YT1井克四段煤层进行了含气量测试，纵向和横向上无法和邻井进行对比。通常来说气测值越高，意味着煤层的游离气的含气量越大，因此我们可以用油气显示的最高值来间接指示煤层游离气的含量。
笔者统计了库车坳陷31口井的煤层油气显示数据并投影在侏罗系克孜勒努尔组的煤层厚度图上，明显可以看出：横向上，侏罗系克孜勒努尔组四段煤层油气显示的高值区与煤层厚值区重叠，均分布在迪北地区、DT1井附近和吐东地区（图4）。由于各井钻井过程中在煤层段所使用的钻井液有密度高低的差别，而同一口井克四段煤层的钻井液密度相近，可以更好地排除钻井液密度对油气显示的影响。
YT1井和DT1C井克四段各个煤层的单层厚度及其对应的油气显示数据图表明（图8）：油气显示的全烃最大值和煤层厚度均呈正相关。因此，横向上，煤层的含气性受煤厚条件的影响显著；考虑到库车坳陷中低阶煤层较低的成熟度和含气性，煤厚条件将是影响煤岩气资源丰度和开采效益的关键因素［37］。因此，北部缓坡区的厚15~22 m的3#煤层将是迪北地区煤岩气勘探的重点。
图8 YT1井（a）和DT1C井（b）克四段煤层厚度和油气显示关系

Fig.8 Relationship between hydrocarbon shows and thickness of coal seams in the fourth section of Kezilour Formation at the Wells YT1（a） and DT1C（b）

3.4　有利成藏模式

由于库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤岩气的勘探程度低且大部分煤层埋藏超过5 000 m，目前缺少实际煤岩气成藏的关键参数，如含气量、地层压力和温度、含水饱和度等。因此，建立成藏模式时主要是依据北部构造带的煤岩储层特征、煤岩气地质特征和成藏要素的认识等，同时结合大吉和白家海区块已经确认的成藏特征［1，39-40］建立了微隆起和断块平台2种有利的成藏模式。

3.4.1　微隆起成藏模式

微隆起成藏模式主要发育在构造平缓区，在深部和浅部煤层均有出现，自生和他源为主，主控因素是保存条件。该类构造类型在依奇克里克构造带普遍发育，尤其是在迪北2至依东2的缓坡带［图2（c）和图9（a）］。自生自储的成藏模式主要发育在构造活动弱的平缓区，该地区受断裂活动影响小，顶板为厚层泥岩，保存条件好，如YT1井气测和吸附气以自生气为主。侏罗系煤岩进行的生烃模拟表明其0.89%~1.01%的成熟度可以满足规模成藏的气量，而中煤阶、孔隙以大中孔为主的特征也有利于游离气的赋存，因此自生自储的成藏模式是平缓区的有利目标，其机理和成藏模式与大吉地区8#煤层煤岩气的成藏机理和模式相似，具有“源储一体、持续生烃、箱式封存”的成藏特征［39-40］；差异在于迪北地区平缓构造的煤层为中阶煤（成熟度为0.89%~1.01%）、兰氏体积和整体产气量不如大吉区块，但中阶煤的储层物性好、孔隙度高且大中孔占比高，更有利于游离气的富集。北部构造带逆冲断层发育，更多的是自生和他源共储的模式，类似YT1井；其周缘的小断裂与侏罗系和三叠系的烃源岩连通，可以为煤层提供他源的油气充注，和白家海凸起的煤岩气成藏模式相似［1］。
图9 微隆起成藏模式（a）和断块平台成藏模式（b）

Fig.9 Micro-uplift reservoir model diagram （a） and Fault block platform reservoir model diagram （b）

3.4.2　断块平台成藏模式

断块平台成藏模式主要发育在构造相对活跃的区域，多发育于深部煤层，煤岩气来源以自生为主，主控因素是保存条件［图9（b）］。以DT104井为例，处于断块平台，地层整体平缓；北临依奇克里克大断裂，井周边的地层受大断裂影响，发育多条断裂，早期生成的煤岩气可能会遭受部分逸散。但由于其煤层埋深达4 300 m仍可能继续生气，同时其周围的断裂断至三叠系，可以连通三叠系烃源岩，有外部油气供给。阿合组砂岩试油获得高产，可以推断煤层在自生煤岩气不足的情况下会受到深部油气的充注。同时中煤阶、孔隙以大中孔为主的煤层特征也有利于游离气的赋存，构造的平台区也是煤岩气勘探的有利部位，其成藏机理和模式与CT1井相似［1］。

4 结论

塔里木盆地库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组的厚煤层主要分布在依奇克里克构造带的迪北地区，其中3#煤最厚，可达22 m，发育最稳定；宏观煤岩类型以半亮型煤为主，为特低灰分、中高挥发分和特低硫的中低阶煤，孔隙结构以大中孔为主，更利于游离气的保存；煤岩储层的各项特征与白家海地区相近，具备进一步勘探的潜力。
克孜勒努尔组的煤岩气组分以甲烷为主，其次为二氧化碳，干燥系数在0.95~0.99之间；甲烷碳同位素值范围在-41.73‰~-28.10‰之间，热成因气为主，主要以游离气和吸附气的形式赋存在煤层中，其中吸附气主要赋存在微孔中，游离气主要存在于中孔中；除自生成因外，深部侏罗系和三叠系烃源岩也是其主要的油气来源。
新近纪是依奇克里克构造带克四段煤层的产气高峰期，也是断裂活动和关键成藏期，保存条件将是煤岩气成藏的关键因素；构造形成的缓坡带和低势区是游离气富集的有利场所，也是煤岩气勘探的有利部位。而库车坳陷侏罗系克孜勒努尔组煤层的含气性受煤厚条件的影响显著，煤厚条件是影响煤岩气资源丰度的关键因素。
微隆起和断块平台成藏模式将是该地区煤岩气下一步勘探的有利成藏模式。其中微隆起成藏模式主要出现在构造平缓区，在深部和浅部煤层均可出现，自生和他源共存，主控因素是构造和保存条件；断块平台成藏模式多发育于深部煤层，煤岩气来源以自生为主，主控因素是保存条件。综合以上认识，迪北缓坡区的3#厚煤层将是煤岩气勘探的重点。

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