Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 8: 1502 - 1522

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.001

Geological conditions and symbiotic combination mode of coal-measure unconventional natural gas accumulation in Changning block， southern Sichuan Basin

  • Yuran YANG , 1, 2 ,
  • Chong TIAN 1, 2 ,
  • Jian ZHENG 3 ,
  • Wei WU 1, 2 ,
  • Qing WANG 1, 2 ,
  • Yang YANG 3 ,
  • Xiayan TAO 3 ,
  • Jingyuan ZHANG 1, 2 ,
  • Yuhang ZHANG 4, 5 ,
  • Wei LIN 4, 5 ,
  • Shangbin CHEN , 4, 5
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610051，China
  • 2. Shale Gas Geological Evaluation and Efficient Development Key Laboratory of Sichuan Province，Chengdu 610051，China
  • 3. Sichuan Changning Natural Gas Development Limited Liability Company，Chengdu 610213，China
  • 4. Key Laboratory of Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation Process of the Ministry of Education，China University of Mining and Technology，Xuzhou 221008，China
  • 5. School of Resources and Earth Science，China University of Mining and Technology，Xuzhou 221116，China

Received date: 2024-10-31

  Revised date: 2025-04-30

  Online published: 2025-05-28

Supported by

The Key Applied Science and Technology Project of China Petroleum and Natural Gas Co., Ltd(2023ZZ18)

the Science and Technology Project of PetroChina Oil & Gas and New Energy Branch(2023YQX20112)

the Scientific Research and Technology Development Project of PetroChina Southwest Oil and Gasfield Company(2024D104-01-10)

the National Natural Science Foundation of China(41972171)

Fold

Abstract

Coal-measure gas as an important unconventional natural gas resource， is a hotspot of oil and gas exploration at present. As the potential exploration strata， the accumulation conditions and symbiotic association modes of the marine-continental coal-bearing rock series of the Upper Permian Longtan Formation in the southern Sichuan Basin are still unclear， which restricts the evaluation of coal-measure gas resources and the optimization of sweet spot horizons for joint exploration and production. In this study， through detailed analysis of field data such as drilling and logging， and systematic experimental testing and theoretical analysis， the characteristics of coal measure gas reservoir distribution， source rock geochemical characteristics， reservoir physical properties and cap rock sealing performance in Changning block were comprehensively studied. The purpose is to clarify the geological conditions of coal measure gas accumulation， summarize the symbiotic combination mode of coal measure gas， and explore the distribution law and genetic mechanism of coal measure gas symbiotic combination. The results show that： （1） Coal， mudstone， and sandstone of the Longtan and Changxing Formation are widely distributed. Hydrocarbon generation potential and reservoir physical properties are favorable， and they are stacked vertically， forming favorable geological conditions for the co-generation and accumulation of the coal-measure gas system. （2） There are seven combination patterns of lithology variations. Based on the spatial relationship of source rocks， reservoirs， and cap rocks， four types of symbiotic combinations are classified： single source rock-single reservoir， single source-double reservoirs， double source rocks-double reservoirs， and double source rocks-multiple reservoirs. Among them， the lagoon-tidal flat environment is more conducive to the development of dual-source dual-reservoir and dual-source multi-reservoir combinations. The swamp environment is dominated by carbonaceous mudstone and coal seam deposits， with strong hydrocarbon generation capacity. The periodic hydrodynamic changes in the tidal flat environment contribute to the deposition of argillaceous and fine-grained sandstone； fluvial facies are more likely to develop single-source single-reservoir and single-source double-reservoir combination models. The development of source rocks in these sedimentary facies is limited. The source rocks are mainly organic-rich mudstones developed in flood swamps. Channel sand bodies are usually used as reservoirs. （3） Due to the differences in the sedimentary environment， there are obvious differences in the characteristics of combination patterns and distribution of coal-measure gas， and three symbiotic combinations are divided. There are various symbiotic association patterns in the eastern and western parts of the block. For the central area， the main coal seams are developed stably and close to each other， forming the double source rocks-double reservoirs and double source rocks-multiple reservoirs pattern with the seam roof and floor and becoming the advantageous coal-measure gas symbiotic combinations.

Key words： Coal-measure gas; Symbiotic combination; Accumulation geological conditions; Longtan Formation-Changxing Formation; Changning block

Cite this article

Yuran YANG , Chong TIAN , Jian ZHENG , Wei WU , Qing WANG , Yang YANG , Xiayan TAO , Jingyuan ZHANG , Yuhang ZHANG , Wei LIN , Shangbin CHEN . Geological conditions and symbiotic combination mode of coal-measure unconventional natural gas accumulation in Changning block， southern Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(8) : 1502 -1522 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.05.001

0 引言

煤系气是煤和暗色泥岩在成煤作用过程中生成的非常规天然气，通常包括煤层气、煤系页岩气、煤系致密砂岩气和铝土岩气等 ［1-6］。我国煤系气主要分布在鄂尔多斯盆地、沁水盆地、滇东—黔西、川南—黔北等石炭系—二叠系含煤盆地 ［7-11］。煤系气资源丰富，潜在资源量达（136~178）×1012 m3，其中2 000 m以浅约为82×1012 m3，是非常规天然气的重要组成部分［11-14］。
煤系气合采能够有效解决单层厚度小、单独开发产能低、综合效益差等问题，并提高单井产气量和资源综合利用率［15-16］。近年来，美国Appalachia盆地、澳大利亚Surat盆地和加拿大艾伯塔省Horseshoe Canyon煤系等典型煤系气产区通过“多气合采”技术实现了资源高效开发［17-19］。中国煤系气的勘探开发工艺也日趋成熟，在沁水盆地榆社—武乡示范区、鸡西盆地黑鸡地1井、陇东地区太原组等均取得了较好的成效，展示了煤系气良好的勘探开发潜力。但我国煤系非常规气具有煤层时代众多、沉积环境多样、岩性类型多样、时空变化明显、储—盖组合多样、成因类型多样、赋存类型及共生成藏多样等特点，开发效益仍受限于共生组合模式的复杂性与区域差异性［1-2，20-21］。
目前国内外学者针对煤系气的研究多聚焦于单一气藏，即使在同一地区对含煤地层的天然气勘探评价也主要集中在煤层［22］。与单一气藏相比，煤系气藏中储层物性、叠置含气系统等赋存规律更为复杂，对薄互层煤系气地质评价和共生成藏的研究还相对较少［5，14，23］。梁宏斌等［24］将沁水盆地南部煤系气共存系统划分为煤岩—顶板、煤岩—底板、煤岩围限3种组合类型；曹代勇等［25］根据不同煤系气在垂向上的分布规律，将鄂尔多斯盆地西缘煤系气共生归纳为煤系页岩气—煤层气—煤系致密气共生组合，煤系页岩气—煤层气共生组合和煤系致密气—煤系页岩气—煤层气共生组合3种模式；朱炎铭等［26］基于共生和空间关系，将河北省煤系天然气藏划分为“远源”致密砂岩气藏、“自源”页岩气/煤层气藏和“自源+他源”叠合气藏3类；钟建华等［27］通过总结储层的不同岩性变化，将鄂尔多斯盆地东缘临兴地区煤系气的共生组合模式分为致密砂岩气—页岩气—煤层气、致密砂岩气—煤层气、致密砂岩气—页岩气和页岩气—煤层气4种；李庚等［28］将滇东黔西煤系气藏划分为5种类型，独立砂岩气藏、独立泥页岩气藏、泥页岩—砂岩互层气藏、单煤层—泥页岩—砂岩互层气藏和多煤层—泥页岩—砂岩互层气藏。可见，目前尚未形成统一的煤系气共生组合模式分类标准，不同地区的组合模式差异大；煤系气共生组合的分布规律与成因机制研究不够系统，难以有效指导多类型煤系气的协同勘探开发。
上二叠统龙潭组煤系是四川盆地煤层气成藏的有利层系，有利区块位于华蓥山及其东南侧及南端地带［29-32］。泸州宜宾以南的古叙、芙蓉、筠连矿区构成了川南煤田的主体，煤炭资源丰富，估算煤层气资源量约为4 500×108 m3。古叙矿区最早进行煤系气试验，已开展的煤系气勘探和试采工作均有突破；筠连矿区已进行煤系气规模化开采，年产气约为1.2×108 m3［31，33-36］，其中川高参1井单井日产气量为4 500 m3左右，最高日产气量为8 307 m3［37］。长宁区块位于四川盆地煤层气有利区，区内煤系气生储盖组合类型丰富，存在不同类型的气藏组合，显示出良好的煤系气资源前景，具有层位相邻、重复叠置、多旋回性等特点，具有良好的勘探开发潜力［31，38-39］。但目前该区煤系气成藏地质条件及共生组合分布规律尚不清晰，基于此，本文以长宁区块龙潭组—长兴组为研究对象，依据钻孔岩心、测井资料和实验测试，研究煤系气成藏地质条件，划分煤系气岩相组合类型，揭示煤系气共生组合关系，阐明长宁区块内不同区域煤系共生组合分布及成因，为长宁区块煤系气勘探开发提供理论支撑。

1 地质背景

长宁区块位于四川盆地南缘叙永—筠连叠加褶皱带，其东西两侧分别与川黔、川滇的南北向构造带相邻，北接华蓥山滑脱褶皱带南部之低缓褶皱带及威远隆起，西为盐津—威信东西向构造带的雷波隆起。研究区经历了加里东、海西、印支、燕山和喜马拉雅等多期构造运动，区内以北东向横排褶皱构造为主，构造形态受南北向水平挤压应力作用形成纵弯褶皱，同时受东西向构造影响，轴线常发生“S”形弯曲、转变方向，形成不同方向的褶皱叠加［40］（图1）。
图1 长宁区块构造纲要

Fig.1 Structure outline of the Changning block

区内出露地层最老为寒武系高台组，最新为白垩系夹关组，其间缺失泥盆系和石炭系。晚二叠世区块位于陆相和海陆过渡相带，是主要的聚煤地区，发育冲积平原体系、三角洲体系、潟湖—潮坪体系和碳酸盐岩台地体系［41-42］。中二叠世末—晚二叠世初，受东吴运动及峨眉地幔柱活动的影响，川西大量玄武岩喷发；晚二叠世龙潭期，区块西部为广阔的冲积平原沉积环境，在玄武岩基底上沉积了以泥质岩和碎屑岩为主的河流相沉积，往东至叙永逐渐过渡为潮控三角洲海陆过渡相沉积。上二叠统龙潭组—长兴组为该区主要含煤地层（图2）。龙潭组地层含煤性较好，煤层层数多，共含煤20余层，可采煤层7层，主要煤层厚度稳定。晚二叠世长兴期，受海侵影响，区块东部主要为碳酸盐岩台地沉积，沉积了厚层状灰岩，西部则为海陆交互相潮坪沉积环境，沉积了3~7层可采煤层，其中7号煤（C7）、8号煤（C8）和24号煤（C24）为主力煤层。
图2 长宁区块地层综合柱状图

Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of the Changning block

2 煤系气成藏基础

2.1　储层展布特征

长宁区块龙潭组—长兴组岩性以灰色、深灰色泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩、灰岩和煤为主。煤层总厚度变化较大，分布在0.13~11.63 m之间，平均为4.83 m，单层厚度为0.1~7.75 m，整体表现为由中部向东西逐渐变薄的特征，在西部煤层逐渐尖灭。泥岩和砂岩的厚度呈现自西向东逐渐减薄的特征，砂岩同时呈现由南向北逐渐变薄的特征（图3）。区块内煤层、泥页岩和砂岩相互叠置且广泛分布，为煤系共生组合提供了基础，有利于煤系气富集和保存。
图3 龙潭组—长兴组煤、泥岩、砂岩累计厚度等值线

Fig.3 Contour map of cumulative thickness of coal， mudstone and sandstone of the Longtan and Changxing formations

其中，主力煤层C7位于长兴组底部或龙潭组顶部，厚度介于0.13~7.75 m之间，平均为1.76 m，在剥蚀区南部附近较厚，向东逐渐减薄至小于1 m，向西逐渐减薄直至尖灭。C8位于龙潭组上部，厚度介于0.32~5.50 m之间，平均为2.14 m，平面展布呈现中部厚，向西和向东逐渐减薄尖灭的特征。C24位于龙潭组下部，厚度介于0.38~1.88 m之间，平均为0.86 m，厚度较薄，仅在区块东南侧发育（图4）。
图4 主力煤层厚度等值线

Fig.4 Thickness contour of main coal seams

2.2　煤系源岩特征

烃源岩是煤系气富集的物质基础，包括煤、炭质泥岩和部分暗色泥岩［27，43］。长宁区块主力煤层为7号、8号和24号煤，煤作为聚集有机质，有机质丰度高。泥页岩TOC含量变异性较大，介于0.19%~47.27%之间，平均为1.83%，主要分布在<1%和2%~5%两个范围内（图5）。其中煤层附近的泥页岩TOC含量异常高，远离煤层的泥页岩TOC含量较低。
图5 泥页岩TOC含量分布直方图

Fig.5 Histogram of TOC contents of mud shale

有机质成熟度是决定烃源岩生烃强度的重要因素之一［44］，长宁区块煤层的镜质组反射率介于2.17%~2.48%之间，热演化程度处于高—过成熟阶段，生烃能力强，具备良好的气源条件。
对龙潭组—长兴组煤岩类型进行镜下鉴定，结果显示煤岩显微组分以镜质组为主（图6），占59.4%~87.8%；其次为惰质组，占0.5%~39.8%。根据干酪根类型指数计算及干酪根类型判别标准得到该区有机质干酪根类型均为Ⅲ型（表1），具有低氢富氧特点，是有利的生气来源。
图6 长宁区块煤岩显微组分［（a）—（c）镜质组；（d）—（f）惰质组；（g）—（i）壳质组］

Fig.6 Maceral components of coal in the Changning block （（a）-（c） vitrinite； （d）-（f） inertinite； （g）-（i） exinite）

表1 研究区煤岩干酪根类型

Table 1 Coal rock kerogen types in the research area

样品编号 埋深/m 镜质组/% 惰质组/% 壳质组/% 类型指数

类

型
209-1552.01 1 552.01~1 552.4 59.36 39.84 0.80 -302.9 Ⅲ
209-C8 1 559.65~1 559.92 79.25 6.42 14.34 -145 Ⅲ
166-4 618.56~618.9 76.62 10.07 13.31 -158.6 Ⅲ
210-C8 624.89~625.13 60.35 11.08 28.57 -133.9 Ⅲ
210-C7 619.09~619.15 68.42 6.02 25.56 -109.4 Ⅲ
242-C23 3 009.52~3 010.01 73.48 3.26 23.26 -198.1 Ⅲ
242-C24底 3 015.89~3 016.59 87.82 0.51 11.68 -110.6 Ⅲ
301-C8（碎裂） 717.4~717.9 64.92 11.29 23.79 -111.2 Ⅲ
301-C7 709.2~710.01 71.58 9.29 19.13 -182.4 Ⅲ
301-C8（原生） 716.83~717.4 61.42 7.42 31.16 -117.4 Ⅲ

2.3　煤系储集层特征

2.3.1　矿物组成

利用XRD对14个煤样、13个泥岩样和7个砂岩样进行全岩和黏土矿物相对含量分析，3种岩性样品的主要无机矿物均为黏土矿物和石英（图7）。其中煤中无机矿物组分中黏土矿物含量介于19.40%~97.50%之间，平均为53.19%，石英含量介于1.30%~82.00%之间，平均为36.20%，方解石含量介于0.50%~20.30%之间，平均为7.72%，部分样品含有黄铁矿和钾长石。泥岩中黏土矿物含量介于17.60%~84.9%之间，平均为63.35%，石英含量介于1.10%~82.40%之间，平均为20.88%，部分样品含有方解石、白云石和黄铁矿等。砂岩中黏土矿物含量介于17.50%~68.90%之间，平均为51.27%，石英含量介于12.50%~26.00%之间，平均为19.33%，部分样品含有方解石、长石和白云石等。进一步对煤、泥岩和砂岩中不同类型黏土矿物的相对含量进行分析，结果表明煤中黏土矿物主要由高岭石和绿泥石组成，平均含量分别为55.79%和36.64%；泥岩中黏土矿物主要由伊/蒙混层和高岭石组成，平均含量分别为63.50%和23.69%；砂岩中黏土矿物主要由伊/蒙混层和高岭石组成，平均含量分别为72.14%和15.00%。
图7 龙潭组—长兴组煤、泥岩和砂岩矿物组成

（a） 全岩矿物组成； （b） 黏土矿物各成分相对含量

Fig.7 Mineral compositions of coal， mudstone and sandstone in the Longtan and Changxing formations

2.3.2　储集空间特征

煤系气储层岩性复杂多样，不同成因的孔裂隙发育特征及成因各异，孔裂隙系统作为煤系气的运移通道和储集空间，决定了煤系气的储集空间和赋存规律［45］。煤中发育有机质孔、粒内孔、粒间孔和微裂隙，其中有机质呈团块状大量分布，有机质孔类型多样，包括蜂窝状、椭圆状、狭长条带状等［图8（a）—图8（d）］，孔径相对较小，以纳米级微孔为主。粒间孔通常发育在有机—无机组分之间，主要发育于有机组分和黏土矿物间相互支撑的接触部位，形态常为长条状、椭圆状和串珠状［图8（e）—图8（h）］，连通性较好。粒内孔主要包括黏土矿物中的聚集粒内孔和其他矿物中的粒内溶蚀孔，形状不规则，呈狭长片状、椭圆状和长条状等［图8（i）—图8（l）］，由于煤中矿物分布分散，粒内孔连通性较差。微裂缝主要发育在有机组分中或者矿物颗粒接触位置，形态表现为长条形或弯曲的锯齿形，缝长通常为1~1 000 μm，缝宽一般为0.1~10 μm［图8（m）—图8（p）］。
图8 龙潭组—长兴组煤扫描电镜照片

（a）蜂窝状有机孔；（b）有机质孔；（c）有机质孔；（d）有机质孔充填黄铁矿；（e）有机质和石英粒间孔；（f）细胞腔内充填的石英和黄铁矿颗粒及其中的粒间孔、粒内孔；（g）黄铁矿粒间孔；（h）粒间孔与微裂隙；（i）黏土矿物孔；（j）絮状黏土矿物粒内孔；（k）方解石条带溶蚀孔；（l）黏土矿物层间孔；（m）微裂隙；（n）微裂隙；（o）溶蚀微裂隙；（p）微裂隙

Fig.8 SEM photos of coal of the Longtan and Changxing formations

煤系泥岩中微观孔隙类型也包括有机孔、粒间孔、粒内孔和微裂隙，其中有机质孔是最重要的孔隙类型，泥岩中有机质既有聚集团块状，也有分散颗粒状。聚集有机质中发育生烃过程中形成的椭圆状有机质孔，分散有机质与矿物颗粒接触边缘可形成少量有机孔［图9（a）—图9（d）］。泥岩中包含多种矿物组分，不同矿物颗粒间均有粒间孔发育，如黄铁矿颗粒间易发育不规则形状的粒间孔，黏土矿物易发育狭缝形粒间孔［图9（e）—图9（h）］，该类孔隙不仅能提供有效的储集空间，且可以作为沟通其他微观孔隙的桥梁［22］。粒内孔通常发育于碎屑颗粒内部，其中石英因其较为稳定在成岩演化过程中形成原生粒内孔，长石和碳酸盐岩等不稳定矿物易受到有机酸溶蚀形成粒内溶孔，黏土矿物也可见狭长型粒内孔，粒内孔赋存形式多样，连通性较好［图9（i）—图9（l）］。泥岩中脆性矿物颗粒边缘易产生微裂隙，黏土矿物间发育层状微裂隙，生烃高峰期有机质收缩形成微裂隙等，微裂隙能够有效沟通其他基质微观孔隙［图9（m）—图9（p）］。
图9 龙潭组—长兴组泥岩扫描电镜照片

（a）有机质孔；（b）有机质孔；（c）有机质孔和矿物粒间孔；（d）规则、不规则状有机质孔；（e）黄铁矿粒间孔；（f）草莓状黄铁矿粒间孔；（g）粒间孔；（h）黄铁矿粒间孔；（i）黏土矿物层间孔；（j）粒内孔；（k）石英粒间孔；（l）有机质和长石溶蚀孔；（m）微裂隙；（n）微裂隙；（o）有机质条带和矿物间孔裂隙；（p）微裂隙

Fig.9 SEM photos of mudstone of the Longtan and Changxing formations

煤系砂岩储层致密，微观孔隙以粒间孔为主，主要发育在矿物边缘、黏土矿物层间等，形状多样，连通性较好。粒内孔与泥岩分布特征较相似，通常发育在不稳定矿物颗粒内部，易受溶蚀作用形成溶蚀孔。微裂隙可能发育在脆性矿物间和黏土矿物层间，呈狭长弯曲状，裂隙之间相互限制、切割（图10）。
图10 龙潭组—长兴组砂岩扫描电镜照片

（a）黏土矿物构造作用破裂微裂隙；（b）黏土矿物层间孔隙；（c）微裂隙之间相互限制、切割；（d）矿物颗粒粒间孔；（e）黄铁矿晶间孔；（f）粒间孔；（g）石英、方解石粒内孔；（h）黄铁矿粒间孔、粒间溶蚀微裂隙；（i）微裂隙中充填石英、方解石等矿物颗粒；（j）白云石粒内溶蚀孔；（k）残余粒间孔；（l）样品粒度不均，见部分原生粒间孔和溶蚀扩大孔

Fig.10 SEM photos of sandstone of the Longtan and Changxing formations

联合低温二氧化碳吸附、低温液氮吸附和高压压汞实验对煤系气储层的孔裂隙系统进行全尺度表征，煤、泥岩和砂岩的全尺度孔径均呈“多峰态”分布（图11）。煤中主要发育微孔，微孔孔容介于0.025 0~0.063 0 mL/g之间，平均为0.044 2 mL/g，占总孔容的77.80%；其次为宏孔，占总孔容的19.38%，介孔占比最低，占总孔容的2.82%［图11（a）］。泥岩中也主要发育微孔，微孔孔容介于0.004 0~0.040 0 mL/g，平均为0.009 6 mL/g，占总孔容的41.11%；其次为介孔和宏孔，分别占总孔容的30.82%和28.07%［图11（b）］。砂岩主要发育宏孔，孔体积介于0.005 3~0.105 3 mL/g之间，平均为0.028 6 mL/g，占总孔容的45.01%，其次为介孔和微孔，分别占总孔容的32.08%和22.91%［图11（c）］。
图11 龙潭组—长兴组煤系气储层全尺度孔径分布特征

Fig.11 Full-scale pore size distributions of coal-measure gas reservoirs of the Longtan and Changxing formations

2.3.3　物性特征

储层孔隙度决定储层的储集能力，同一类型储层中，孔隙度越高，储集能力和渗透性能越强［44］。渗透率影响煤系气共生成藏潜力和共探共采效果，渗透率越高，煤系气藏间越易发生自由交换［46］。各类储层的平均孔隙度相对大小表现为煤>泥岩>砂岩，其中煤的孔隙度介于2.86%~5.92%之间，平均为4.15%；泥岩的孔隙度介于0.94%~5.01%之间，平均为3.26%；砂岩的孔隙度介于1.80%~2.34%之间，平均为1.98%。砂岩的孔隙度分布相对集中且均较低，不同位置的砂岩孔隙度差别不大，砂岩孔隙度主要受石英和长石等碎屑矿物影响，长宁区块砂岩中以黏土矿物为主，石英和长石的含量较低，经历压实作用后孔隙易闭合，而煤和泥岩由于有机质含量更高，在有机酸的溶蚀作用下会发育次生孔隙，导致该区域砂岩孔隙度平均值均低于煤和泥岩［47］。煤和泥岩的非均质性更强，煤层由于割理裂隙发育及有机质含量高导致孔隙度整体较高，泥岩的非均质性最强，在距煤层较近的位置有机质含量更高，孔隙也相对更发育。储层的平均渗透率大小表现为煤>泥岩>砂岩，其中煤的渗透率介于（0.001 33~0.178 95）×10-3 µm2之间，平均为0.077 82 ×10-3 µm2；泥岩的渗透率变化幅度较大，介于（0.000 04~0.004 29）×10-3 µm2之间，平均为0.001 29×10-3 µm2，渗透率相差2个数量级，说明其非均质性极强；砂岩渗透率介于（0.000 035~0.000 47）×10-3 µm2之间，平均为0.000 24 ×10-3 µm2（图12）。渗透率的分布特征与孔隙度较为相似，煤层和泥岩的渗透率分布范围较广，最大值与最小值差两个数量级，受割理裂隙的影响煤层的渗透率均较高，泥岩受有机质及矿物含量的影响孔隙度变化导致渗透率差异也较大，有机质含量高的位置，泥岩有机孔和次生溶蚀孔更为发育，导致部分泥岩渗透率较高［48-49］，砂岩的渗透率非均质性相对更小，其中黏土矿物的含量会影响孔隙的连通性，黏土矿物含量过高可能堵塞孔隙，进而影响储层渗透率，且前期也有学者研究表明煤系腐殖酸对煤系砂岩孔渗性能具有抑制作用［50］。区块内煤系砂岩受高黏土含量及有机酸等的影响，孔渗低于煤和泥岩，前人对黔西地区和沁水盆地煤系气的研究也得出相同结论［51-53］。可见，长宁区块煤系气储层整体属于低孔、超低渗储层。
图12 龙潭组—长兴组煤系气储层孔隙度和渗透率箱型图

（a）不同类型储层孔隙度；（b）不同类型储层渗透率

Fig.12 Boxplot of porosity and permeability of coal-measure gas reservoirs of the Longtan and Changxing formations

2.4　盖层特征

盖层的封盖能力取决于其微观封闭性及平面展布特征［54］。盖层厚度越大，排替压力越高，其封盖能力越好。长宁区块内煤系直接盖层以泥岩为主，盖层厚度介于2~41 m之间（图13），平均排替压力为20.08 MPa，相对较大的厚度和较高的排替压力使其具备良好的封盖能力；部分发育砂岩顶底板，砂岩盖层的厚度介于1~22 m之间。微观封盖方式包括物性封闭和烃浓度封闭，因此盖层可以是烃源岩，也可以是致密泥页岩和砂岩［26-27］。长宁区块煤层成熟度高，生烃能力强，对下伏储集层能够起到较好的烃浓度封闭作用。
图13 长宁区块自西向东连井剖面

Fig.13 Section view of connecting well in Changning block from west to east

部分煤层的顶底板泥岩生烃能力相对差，但其厚度优势和低孔渗条件能够较好地防止气体逸散，也可以作为盖层。致密砂岩具有较低的孔渗，可作为良好的盖层阻止气体逸散。煤层、泥岩和砂岩纵向上交互叠置且频繁互层，为煤系气生储盖组合和富集保存提供基础条件。

3 煤系气共生组合模式

3.1　岩相组合和共生组合特征

煤和泥页岩均可作为烃源岩，也兼具储层功能；砂岩可作为储层和盖层，三者相互叠置，互为盖层［55］。依据下部为烃源岩，上部为储盖层的原则及综合区内多口井气测显示结果，将长宁区块煤层、泥岩和致密砂岩分为7种岩相组合关系：①泥岩，主要发育在龙潭组下部，为河流相沉积；②上部和下部为泥岩，中部为砂岩，主要发育在龙潭组中下段，为河流相沉积；③上部和下部为泥岩，中部为煤层，主要发育在长兴组和龙潭组中部，在区块西部为潟湖—潮坪相沉积，东部为三角洲平原沉积；⑤上部为砂岩，中部为煤层，下部为泥岩，主要发育在龙潭组中上部，为潟湖—潮坪相和三角洲相沉积；④⑥⑦均为7号煤和8号煤两层煤的组合，其中④的顶底板和两层煤间均为泥岩，⑥的顶底板为泥岩，两层煤间发育薄泥岩和砂岩，⑦的顶底板均为泥岩和砂岩，两层煤间夹层为泥岩，3种组合均主要发育在龙潭组上部，属潟湖—潮坪相沉积环境（图14）。
图14 长宁区块龙潭组—长兴组典型岩相组合及共生组合类型

Fig.14 Typical lithofacies association and symbiotic association types of the Longtan and Changxing formations in the Changning block

煤系气藏具有层位相邻、重复叠置和多旋回性特点，存在多种类型的气藏组合［3，14，25］。依据各类岩性组合及生储盖关系，将煤系气共生组合划分为4种组合模式（图14）。
单源单储：以源储一体的独立页岩气藏为主，常见于龙潭组下部，分布在区块西北部，厚度一般为10~20 m，含气量总体较煤层低。
单源双储：泥岩和砂岩互层沉积，砂岩邻近富有机质泥岩或砂岩直接作为泥岩顶底板，多发育在龙潭组中下段，泥岩既可作为烃源岩也可作为储集层，砂岩作为储集层，泥岩可向上或向下通过扩散、渗流为砂岩储层提供气源，形成页岩气和致密砂岩气煤系气藏。
双源双储：发育于龙潭组中上部和长兴组，泥岩和煤层互层，煤层和泥岩均可作为烃源岩和储集层，同时又互为盖层，二者均可产气、储存、封闭，但泥岩相较煤层孔渗更差，部分储集层以煤层为主，有利于煤系气藏的形成。
双源多储：煤层、泥岩和砂岩互层，形成煤层气、页岩气和致密砂岩气三气共存的源储紧邻型组合气藏，发育在龙潭组上段，在区块中部剥蚀区附近及区块东部普遍分布，体现为煤层、泥岩和砂岩交替发育，组合类型多样，煤层为主要烃源岩，泥岩可作为补充气源和储盖层，砂岩作为储集层，源岩生成的一部分气体经短距离运移至砂岩中储集，形成三气共存的组合类型，组合非均质性强，勘探开发应以煤层气为主，兼顾页岩气和砂岩气。

3.2　煤系气组合分布特征及成因机制

基于区块内主力煤层发育特征，岩性组合及沉积特征，将长宁区块煤系气划分为3个区域（图15）。
图15 长宁区块共生组合分布特征

Fig.15 Plane distribution characteristics of coal-measure gas in the Changning block

区域①主要分布在区块西北部和西南部，共生组合类型为单源单储、单源双储和双源双储（图16）。从Y206井至区块边缘Y205井，煤层逐渐变薄至尖灭，Y206井在长兴组发育2层煤，形成泥—煤—泥的岩性组合，至Y205井，变为气测显示较好的泥岩组合。长兴期海水自北东向南西方向入侵，冲积平原逐渐向西退却，从Y206井至Y205井逐渐从潟湖—潮坪相变为河流相沉积，富有机质沉积逐渐变少。龙潭组的主要岩性组合自东向西逐渐由单层泥岩变为单层泥岩和泥岩夹砂岩，该时期主要为河流相沉积，沉积物来源为西部的康滇古陆，自西向东逐渐由河流相到海陆过渡相，因此从Y205井至Y206井，沉积物的粒度逐渐变细，泥质含量逐渐增加。厚层泥岩和煤层均可提供气源，又可作为储盖层，该区以自生自储为主。
图16 区域①煤系气共生组合纵向分布特征

Fig.16 Vertical distribution of coal-measure gas symbiotic combination in Region①

区域②主要分布在区块中部，东至兴文县一带，共生组合类型主要为双源双储和双源多储（图17）。区内主力煤层7号煤和8号煤煤层距离较近，划分到同一岩性组合，两层煤的顶底板均以泥岩为主，煤层间夹层的岩性在区域中部为泥岩和砂岩，向区域东西两侧逐渐变为泥岩，该时期为混积潮坪相沉积，岩性变化复杂。区域内仅煤层附近发育煤系气岩性组合，煤层和泥岩的大量发育能够提供充足气源，砂岩能提供储集空间，顶板泥岩可提供良好盖层，有利于形成优势的煤系气岩性组合。
图17 区域②煤系气共生组合纵向分布特征

Fig.17 Vertical distribution of coal-measure gas symbiotic combination in Region②

区域③分布在区块东部兴文县以东，共生组合类型包括单源双储、双源双储和双源多储（图18）。区域内自东向西，煤层层数逐渐减少，厚度逐渐变厚，龙潭组顶部岩性组合由砂—煤—泥和泥—煤—泥逐渐变成只发育砂—煤—泥组合，沉积相由三角洲相演变为混积潮坪相，龙潭组底部在区块西部N209H6-2井还发育泥—砂—泥组合，该组合发育在河流沉积相中。
图18 区域③煤系气组合纵向分布特征

Fig.18 Vertical distribution of coal-measure gas symbiotic combination in Region③

综上所述，长宁区块龙潭组—长兴组煤系的聚煤特征、岩相组合类型和展布受沉积环境控制，不同区域煤系气组合模式及展布特征具有一定差异。区块内自西向东逐渐由陆相过渡到海陆过渡相，区块西部河流相环境下发育的主要为泥岩及泥岩和砂岩的组合；区块中部主要为潟湖—潮坪相沉积，具有多个沉积旋回，岩性组合主要为双煤层夹砂岩或泥岩，其中煤层较发育，厚度稳定，生烃能力强，孔裂隙发育，靠近煤层的富有机质泥岩也具有一定的生烃能力，可以作为煤系气补充气源，生气过程中产生高压使气体易发生运移，致密性较好的泥岩也能够作为煤系气藏盖层，砂岩对天然气的成藏能够起调节作用，煤系气以共生共储为主，有利于形成煤系气藏；区块东部逐渐到三角洲相沉积，煤层层数变多，厚度变薄，以煤泥和煤泥砂的组合为主，少部分区域发育泥砂组合，煤层也是主力烃源岩，生烃能力弱及孔渗条件差的泥岩可作为盖层，部分邻近烃源岩的砂岩孔渗性相对较好，也可作为良好的储集层，有利于气体的富集。

4 结论

（1）川南长宁区块龙潭组—长兴组煤、海陆过渡相泥岩和砂岩分布广，地层厚度大，区域稳定性较好，空间上频繁互层，旋回性强，可形成多套生储盖组合。
（2）7号、8号和24号煤为主力源岩，部分暗色泥岩也具有一定生烃能力，有机质类型为Ⅲ型，TOC含量较高，处于高—过成熟阶段，可为煤系气富集成藏提供充足的气源。储层中孔裂隙类型多样，煤和泥页岩中主要发育微孔，砂岩中介孔和宏孔占比更大，为煤系气提供足够的储存空间，同时储层具有低孔低渗的特征，具备煤系气共生成藏地质条件。
（3）龙潭组—长兴组煤系中煤层、泥岩和砂岩呈薄互层式叠置，典型井普遍存在气测异常。区内发育7种岩性组合，依据其生储盖空间关系划分为单源单储、单源双储、双源双储和双源多储4种共生组合模式。
（4）基于主力煤层发育特征、生储盖关系、岩性组合模式及沉积特征，长宁区块煤系气划分为3个区域，不同区域煤系气组合模式及分布特征存在明显差异。区块中部以两层主力煤层及其顶底板组成的双源双储和双源多储为主，是研究区主要的优势煤系气共生组合。

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