煤岩气是介于常规气和煤层气之间的一种新的天然气资源类型，具有常规储层和非常规储层共存、游离气和吸附气共生的特征，与传统煤层气相比，显著的不同在于埋深更大（一般大于1500m）、裂隙储层发育、游离气富集和具有双峰接力产气的特征^[1]。近年来，渤海湾盆地冀中坳陷大城、鄂尔多斯盆地东南缘延川南和大宁—吉县及准噶尔盆地中部五彩湾等地区先后开展了煤岩气勘探评价试验，直井日产气量突破3×10⁴m³，水平井测试日产气量超过10×10⁴m³，展现了煤岩气良好的勘探前景^[2-4]。

四川盆地二叠系煤系地层发育，在龙潭组和宣威组均广泛分布。宣威组分布于小江断裂带以东、筠连—威宁一线以西，以陆相沉积为主，局部为海陆过渡相沉积，含煤15层；龙潭组以海陆过渡相为主，在滇东北及川南地区为陆相环境，为宣威组中段、下段同期异相地层，含煤30层。煤岩纵向多层叠置发育，在钻井过程中油气显示活跃。自2011年以来，中国石油浙江油田公司持续不断地对川南地区上二叠统宣威组山地浅层煤层气进行探索勘探开发实践，目前已在四川盆地以南的筠连地区建成了山地煤层气生产基地，该煤层气田目前投产井已达450余口，目前主力煤层气产层为C7号、C8号煤层，合计厚度超过6m，主体埋深为400~800m；2017—2023年已经连续7年实现煤层气年产量1×10⁸m³以上稳产，成为中国南方首个具有商业开发价值的煤层气田^[5]。但针对四川盆地龙潭组煤系地层，一般将其作为重要的烃源岩层系来看待，前期的研究工作主要集中于烃源岩评价。近年来，对龙潭组海陆过渡相页岩气成藏方面开展了研究工作^[6-9]。但煤岩气目前尚处在勘探评价的早期阶段，未针对龙潭组煤岩开展过专项钻探。鉴于此，在渝西大安地区钻探过程中，优选龙潭组过路井H2-6井和D2井，针对煤岩开展了系统取心、采样工作，同时结合区内其他过路井对龙潭组地质资料开展收集整理，旨在通过对龙潭组煤岩气地质条件的综合研究，查明四川盆地渝西大安地区龙潭组煤岩气的勘探前景。

渝西大安地区构造位置处于上扬子区四川盆地东南部华蓥山断裂东南侧的帚状构造发育区，平面上跨越了川南低陡构造带与川东高陡构造带两个次级构造单元，面积约为1600km²。渝西大安地区是一个以大断裂所控制的高陡背斜带为主体的平行褶皱区，加里东期和海西期均处在鄂湘黔坳陷的西北翼斜坡，印支期沿华蓥山形成了北东向的巨型隆起带，侏罗纪后，随着东侧的古陆不断抬升和扩大，该区成为其前缘的一个坳陷区，现今构造为北东向及北北东向隔挡式褶皱。渝西大安地区呈现窄背斜、宽向斜的隔挡褶皱组合样式，自西向东划分为西山—新店子、东山—黄瓜山—坛子坝、西温泉—花果山（云雾山）—六合场等3组北东—南西向长轴背斜带，以及板桥—来苏、临江、璧山—广普等3组北东—南西向较宽阔向斜带（图 1）。研究区地层发育完整，自下而上广泛分布震旦系、寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠系及侏罗系，缺失泥盆系和石炭系，发育6套烃源岩。目前已发现9个工业油气层，在深层页岩气、茅口组一段灰质源岩气和二叠系—三叠系常规气领域均已获得勘探发现。

图 1

图 1 渝西大安地区位置与构造特征图 Fig. 1 Location and structural characteristics of Da'an area in western Chongqing

目前大安地区约有150口井钻揭龙潭组煤系地层，煤层埋藏深度多在2000~3200m，在钻井液密度一般为1.5~2.0g/cm³的情况下，油气显示仍然十分活跃，多发生气测异常、气侵、井涌和井漏等，且集中分布在煤岩层段，气测全烃值一般在20%~99%之间，其中D2井在龙潭组煤岩取心钻进时，气测全烃值可达70%，展现了大安地区龙潭组煤岩良好的含气性。

中二叠世四川盆地受东吴运动的影响，大部分地区整体抬升并暴露于海平面之上，在风化剥蚀作用的改造下，康滇古陆进一步隆升、扩大，成为四川盆地上二叠统的主要物源区，呈现出南西高、北东低的古地理格局。因而，晚二叠世盆地沉积自南西向北东呈现陆相—海陆过渡相—海相的沉积演变^[6-10]。在龙潭组—长兴组沉积期，海陆过渡相沉积受古地貌和海侵方向控制，自下而上由东北向西南迁移，在川中—川南地区广泛沉积了一套陆相和海陆过渡相含煤地层^[7]。大安地区龙潭组主要发育于海陆过渡相的滨岸沼泽环境，煤系地层厚度为90~160m，平均为120m，分布稳定（图 2）。

图 2

图 2 渝西大安地区龙潭组沉积相图（a）及地层综合柱状图（b） Fig. 2 Sedimentary facies map (a) and comprehensive stratigraphic column (b) of Longtan Formation in Da' an area in western Chongqing

川南上二叠统是四川盆地重要的含煤层系，共发育煤岩40余层，其中可对比的有25层^[11]，从上至下依次为长兴组8层（1号—8号），其中筠连煤层气田主力煤层为2号—3号、7号—8号，龙潭组17层（9号—25号）。大安地区龙潭组发育煤岩5—12层，单层厚度在0.5~3.8m之间，累计厚度为4~14m，区域上自北东向南西方向逐渐减薄（图 3a）。大安地区煤岩埋深整体介于2000~3200m之间，自背斜带向向斜带方向埋深逐渐增大，其中背斜带埋深在2000~2500m，斜坡带和向斜带埋深一般在2500m以深（图 3b）。

图 3

图 3 大安地区龙潭组煤岩厚度图（a）及构造埋深图（b） Fig. 3 Thickness (a) and burial depth (b) of coal measure strata in Longtan Formation in Da' an area

大安地区龙潭组煤岩虽然单层厚度较薄，但发育较为集中，主要分布于龙潭组中下部50~70m的范围内，单层煤岩的发育间隔为0.1~20m，平均为6.31m（图 4），这不仅保障了煤岩气资源可靠性，也为实施煤层气水平钻井及储层体积压裂提供了良好条件。

图 4

图 4 大安地区龙潭组煤岩南北向（上）、东西向（下）发育图（剖面位置见图 1） Fig. 4 N-S (upper) and E-W (lower) directions well correlation sections showing coal measure strata development in Longtan Formation in Da'an area (section location is in Fig. 1)

大安地区海陆过渡相的沉积环境决定了煤岩单层厚度较小、横向连续性相对较差。结合钻井和周边地区煤矿钻孔资料，发现19号、25号煤岩分布稳定，横向连续性较好。其中19号煤岩单层厚度在1.5~3.8m之间，平均为2.1m，研究区自南向北厚度逐渐增大，北部煤岩厚度整体在2.0m以上；而25号煤岩在研究区内分布更为稳定，但厚度较19号煤岩薄，整体在1.0~2.5m之间，平均为1.6m（图 4）。

大安地区H2-6、D2等井岩心观察表明，大安地区的宏观煤岩类型为半亮—半暗型煤，煤体结构以原生结构煤为主，其次为碎裂煤，很少存在碎粒煤。一般认为，原生结构煤和碎裂煤的结构较完整、力学强度好，有利于压裂和排采；而碎粒煤力学强度较低，不利于水平井钻井及大规模体积压裂^[12]。研究区内不同构造位置，煤岩的煤体结构也存在一定差异，向斜带以原生结构煤居多，基本不含其他煤体结构类型；而背斜带则除了原生结构煤外，还发育碎裂煤，以及少部分碎粒煤。

研究区煤岩的显微组分中，镜质组含量为55.45%~78.26%，平均为68.21%；惰质组含量为7.23%~13.48%，平均为10.46%；壳质组含量为0.18%~2.78%，平均为1.48%；无机矿物含量为11.08%~30.86%，平均为20.34%。煤岩具有镜质组含量高、惰质组含量低的特征，吸附能力强且孔裂隙发育，具有较强的储集性能^[12]。

大安地区煤岩水分含量为0.30%~2.04%，平均为0.85%；灰分含量为10.86%~40.57%，平均为23.03%；挥发分含量为6.11%~9.51%，平均为7.83%。煤岩具有中低灰分、低水分、低挥发分的特征（表 1）。

表 1

表 1 大安地区煤样工业分析结果表 Table 1 Proximate analysis results of coal samples in Da'an area 井号 水分/% 灰分/% 挥发分/% 固定碳/% H2-6 0.88~2.04/1.30 30.32~40.57/35.45 6.70~9.51/8.52 51.85~59.36/54.73 D2 0.30~1.28/0.78 10.86~38.82/20.84 6.11~9.02/7.71 52.35~81.09/70.84 注：表中数据为最小值~最大值/平均值。

表 1 大安地区煤样工业分析结果表 Table 1 Proximate analysis results of coal samples in Da'an area

随着煤的热演化程度（用最大镜质组反射率R_max表示）增大，煤层气的生成可分为3个阶段：生物气生成阶段（R_max≤0.5%）、热降解气生成阶段（0.5%＜R_max＜1.9%）和热裂解气生成阶段（R_max≥ 1.9%）^[12]。大安地区煤岩R_max介于2.30%~2.89%之间，平均为2.65%，为高煤阶无烟煤，处于高—过成熟阶段，具有较大的生气潜力。

川南地区龙潭组主要为一套海陆过渡相含煤系地层，烃源岩主要包括暗色泥岩、碳质泥页岩及煤岩，有机质类型主要为Ⅱ₂—Ⅲ型，烃源岩TOC整体很高，大多在2.0%以上，为优质烃源岩。不同岩性TOC差异大，其中煤岩TOC为40%~81.38%，平均为48.31%；碳质泥页岩TOC为3.46%~34.16%，平均为12.71%；泥岩TOC为0.20%~27.54%，平均为3.89%^[7]。根据D2井样品统计结果，大安地区实测煤岩TOC为62.4%~79%，平均为71.7%，碳质泥页岩TOC为10.9%~22.3%，平均为16.7%，烃源岩品质整体优于区域平均水平。

通过研究区内H2-6等井的岩心观察，可以看到发育明显的两组近乎垂直的煤岩割理，密度可以达到10条/5cm。宏观上煤岩割理发育，能够有效改善储渗性能。微观上煤岩孔隙和微裂隙也同样发育，微裂隙的延伸长度可达百微米，显微观测表明孔隙以有机质孔为主，主要包含胞腔孔、气孔、铸模孔、溶蚀孔、晶间孔和组织孔等，孔径多在微米至数十微米级别（图 5），为煤岩游离气的赋存提供了良好的储集空间。

图 5

图 5 大安地区H2-6井龙潭组煤岩割理及孔隙发育特征图 Fig. 5 Development characteristics of cleats and pores in Longtan Formation coal rock in Well H2-6 in Da'an area

对研究区内H2-6、D2等井采集的13个煤岩样品开展了渗透率和孔隙度测试，煤岩孔隙度为5.92%~8.87%，平均为7.39%；渗透率为0.1765~ 0.6497mD，平均为0.4161mD，展现出煤岩极低渗的特点。但是，微裂隙的发育能够明显改善煤岩的连通性，微裂隙发育的煤岩渗透率能够得到提高。

对大安地区H2-6井龙潭组煤岩样品进行压汞、液氮、二氧化碳联测表征孔径发育情况，结果表明，煤岩的微孔（孔径小于2nm）、介孔（孔径为2~50nm）和宏孔（孔径大于50nm）均有一定发育。但煤岩的孔体积主要由微孔贡献，达到80.77%~86.27%，平均为83.53%；介孔和宏孔贡献相对较低（图 6）。

图 6

图 6 大安地区H2-6井龙潭组煤岩不同孔隙分布图 Fig. 6 Distribution of pores with various sizes in Longtan Formation coal rock in Well H2-6 in Da' an area

从研究区内实钻井显示情况来看，龙潭组具有整体含气的特征，特别是煤岩气测显示尤为活跃，平均为44.4%，最高可达99.9%。煤岩岩心也同样展示出高含气性的特征，浸水实验气泡量大且持续。为获取龙潭组煤岩真实的含气性数据，对研究区H2-6井和D2井煤岩进行了保压取心作业。H2-6井保压实测含气量可以达到16.64~17.61m³/t，与此同时，煤岩等温吸附实验预测最大吸附含气量为11.04~12.77m³/t，其值远低于实测含气量，煤岩吸附饱和度可以达到138%~151%（图 7）。D2井保压实测含气量可以达到24.42~38.03m³/t，煤岩等温吸附实验预测最大吸附含气量为22.01~ 26.87m³/t，煤岩吸附饱和度可以达到109.01%~ 141.53%（表 2）；证实了研究区内煤岩气存在大量的游离气。研究区内龙潭组具有超压特征，地层压力系数可达1.8~2.0，超压的存在对孔隙具有保护作用，孔隙度不因埋深增大而显著减小，从而使煤岩仍保有较高的孔隙度^[13]，因此随深度增加，煤岩生烃能力增强，总含气量、游离气占比均有增大的趋势。

图 7

图 7 大安地区H2-6井龙潭组煤岩等温吸附曲线分析图 Fig. 7 Analysis of isothermal adsorption curves of Longtan Formation coal rock in Well H2-6 in Da'an area

表 2

表 2 大安地区D2井龙潭组煤岩含气量数据表 Table 2 Gas content data of Longtan Formation coal rock in Well D2 in Da' an area 取样深度/m 岩性 实验最大吸附含气量/(m3·t-1) 实测总含气量/(m3·t-1) 吸附饱和度/% 游离气占比/% 3048.50~3048.78 煤岩 26.87 38.03 141.53 29.34 3049.04~3049.27 煤岩 22.40 24.42 109.01 8.27 3050.38~3050.65 煤岩 22.01 24.87 112.98 11.50 3069.26~3069.54 煤岩 22.95 27.69 120.66 17.12

表 2 大安地区D2井龙潭组煤岩含气量数据表 Table 2 Gas content data of Longtan Formation coal rock in Well D2 in Da' an area

H2-6井煤岩解吸气的气体组分测试结果表明，煤岩气组分以甲烷为主（含量为95.75%~97.21%，平均为96.45%），非烃类气体CO₂（含量为0.78%~ 2.58%）和N₂（含量为0.49%~3.42%）只占极少部分，及微量的重烃气。D2井煤岩气甲烷碳同位素δ¹³C₁介于-29.4‰~-28.4‰，表现为典型的煤型气特征；氢同位素δ D介于-147.3‰~-138.5‰，表现为海陆过渡相特征。气样碳、氢同位素值分布在相近范围内，说明为同一气源，研究区煤岩气表现为自生自储的热成因气特征。

大安地区龙潭组煤岩广泛分布，煤岩气能否大面积聚集成藏，保存条件也是重要一环^{[8, 12, 14]}。根据研究区内钻井揭示的龙潭组及相邻组段的岩性组合特征，认为研究区龙潭组煤岩气具有良好的保存条件。区域上，龙潭组与上覆长兴组石灰岩整合接触，与下伏茅口组泥晶石灰岩不整合接触，顶、底板岩性致密，且平面分布稳定，能够为煤岩气提供良好的封堵条件；同时，以煤岩为目的层，上下围岩主要发育泥岩和砂岩，形成了4种储盖组合类型，分别为“泥+煤+泥”型、“泥+煤+砂”型、“砂+煤+泥”型和“砂+煤+砂”型（表 3），其中“泥+煤+泥”型录井和测井上均气测显示最好，是研究区内最主要的储盖组合类型，占比可达67%，也可为煤岩气提供有效的封堵。

表 3

表 3 大安地区龙潭组煤岩气储盖组合类型表 Table 3 Reservoir and cap rock combination types of coal measure gas in Longtan Formation in Da' an area 储盖组合类型 “泥+煤+泥”型 “泥+煤+砂”型 “砂+煤+泥”型 “砂+煤+砂”型 岩性组合特征 组合类型占比/% 67 12 15 6

表 3 大安地区龙潭组煤岩气储盖组合类型表 Table 3 Reservoir and cap rock combination types of coal measure gas in Longtan Formation in Da' an area

研究区煤岩镜质组含量高，有机质丰度大，热演化成熟度高，具有很大的生气潜力；同时气体碳氢同位素结果表明研究区煤岩具有自生自储的特征；含气量分析也证实了研究区内煤岩气存在大量的游离气；而无论是龙潭组顶底板的石灰岩还是“泥+煤+泥”型为主的围岩组合，均为研究区煤岩气提供良好的封闭条件。因此，断裂分布及其活动特征是研究区煤岩气富集的关键。

背斜窄、向斜宽的隔挡褶皱组合样式奠定了研究区以宽缓向斜为主的构造格局。井震构造解释结果表明，向斜带构造稳定，地层平缓，局部发育微幅构造，断层发育少，少量的小断层也以逆断层为主（图 8），具有较好的保存条件；而在背斜带，发育规模相对较大的逆断层，形成的背斜构造有利于煤岩游离气的运移富集，同时正向应力区能够形成更多微裂隙，在上覆盖层封闭条件好的情况下，可能成为煤岩气的富集甜点。

图 8

图 8 大安地区向斜带地震剖面图 Fig. 8 Seismic profile of the synclinal zone in Da'an area

通过对大安地区龙潭组钻遇井资料的系统分析，在研究区内背斜带和向斜带均见到了良好的油气显示，表明煤岩气具有大面积成藏的特征。根据煤岩分布、含气性等综合分析，具有3个方面的成藏特点：一是，自生自储、整体含气，具有吸附气和游离气共生的煤岩气赋存特征；二是，煤岩储层纵横交错、横向变化较快，形成叠置连片、大面积连续分布的构造—岩性气藏群；三是，煤岩含气量不受构造高低控制，局部构造高部位微裂隙相对发育，游离气更为富集（图 9）。

图 9

图 9 大安区块龙潭组煤岩气富集规律特征图 Fig. 9 Enrichment law of coal measure gas in Longtan Formation in Da' an block

四川盆地龙潭组煤岩主要发育于川中—川南地区，其中川南低陡构造带埋深相对较浅（2000~ 3500m）。大安地区位于川南低陡构造带东北部，龙潭组沉积期为滨岸沼泽沉积，是煤岩沉积聚集有利相带，多套煤岩平面上分布较为稳定，横向连续性较好。以19号煤岩为例，钻井揭示单层厚度最大可达3.8m，平面连续可追踪（图 4）；利用目标处理数据开展地质统计学波阻抗反演，对煤岩的分辨识别好，预测横向展布稳定（图 10）。大安地区发育的煤岩品质高，钻井过程中气测显示活跃，镜质组含量高，热演化成熟度处于高—过成熟阶段，表现为中低灰分、低水分、低挥发分的特征，具有较大的生烃潜力，物质基础条件优越。同时煤岩还具有高孔隙度、高地层压力和高含气量的3高特征，储集性能较好。除此以外，研究区煤岩埋深适中，主要为2000~3200m，既具备良好的煤岩气形成条件，又有利于开展工程技术攻关。

图 10

图 10 大安地区主力煤岩波阻抗平面图（a）及剖面图(b) Fig. 10 Impedance plane map (a) and profile (b) of main coal rocks in Da' an area

大安地区煤岩总厚度平均约为10m，煤岩密度参照研究区内取心煤岩实测为1.42g/cm³，煤岩气取保压含气量平均为21.44m³/t，参考煤层气计算方法开展资源量计算，根据厚度、密度和含气量数据，大安地区煤岩气资源量可达4800×10⁸m³。资源基础雄厚，是煤岩气寻求突破的有利勘探区。

与已获得勘探突破的鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区煤岩相比，虽然大安地区单层煤岩厚度较薄，但发育层数多且纵向上较为集中，在热演化程度和含气量等参数基本相当的情况下，具有更高的孔隙度和更大的渗透率，而且还具备发育地层超压的独特优势；与四川盆地已建产开发的筠连浅层煤层相比，大安地区煤岩埋深更大，处于地层超压区，煤岩吸附饱和度明显增大（表 4）；煤岩储层孔隙度更大、含气量更高，而且富含游离气，与浅层煤层气排水降压采气的缓慢过程相比，煤岩气具有见气快、产量高的优势。

表 4

表 4 大安地区龙潭组与鄂尔多斯盆地东缘本溪组、四川盆地筠连宣威组煤岩特征对比简表 Table 4 Comparison of coal rock characteristics among Longtan Formation in Da' an area, Benxi Formation in Eastern Ordos Basin, and Xuanwei Formation in Junlian area in Sichuan Basin 参数 大宁—吉县区块（石炭系本溪组8号） 渝西大安地区（二叠系龙潭组） 筠连沐爱区块（二叠系宣威组） 深部中高阶常压超饱和煤岩气 深部高阶超压超饱和煤岩气 浅部高阶常压欠饱和煤层气 开发单元厚度/m 6~7 1~4 1~4 热演化程度（Ro）/% 2.14~2.78 2.30~2.89 3.05~3.30 煤岩孔隙度/% 3~8 5.92~8.87 5.29~5.40 煤岩渗透率/mD 0.053~0.054 0.1765~0.6497 0.02~0.18 含气量/(m3·t-1) 24~25 16.64~38.03 10.94~18.66 目标层段埋深/m 2000~2520 2000~3200 200~1200 吸附饱和度/% 106~138 109~151 54~90 煤储层压力系数 0.9~0.94（常压） 1.8~2.0（异常高压） 0.72~1.19（欠压—常压） 注：大宁—吉县区块数据来源于参考文献[15-18]。

表 4 大安地区龙潭组与鄂尔多斯盆地东缘本溪组、四川盆地筠连宣威组煤岩特征对比简表 Table 4 Comparison of coal rock characteristics among Longtan Formation in Da' an area, Benxi Formation in Eastern Ordos Basin, and Xuanwei Formation in Junlian area in Sichuan Basin

2023年至今，大安地区实施了一口煤岩气水平井，对四川盆地煤岩气进行产能评价与工程技术试验，该井以R201井19号煤岩为箱体，水平段有效煤岩靶体长度约为300m，实施大规模体积压裂后，试采期间煤岩气稳定日产量可达到2.0×10⁴m³以上，展现了大安地区煤岩气良好的勘探开发前景。

综合评价，大安地区龙潭组煤岩品质较高，埋深适中，孔渗性好，地层超压，含气量高，估算资源量4800×10⁸m³，是四川盆地龙潭组煤岩气勘探的有利区域，具有良好的勘探前景，一旦获得突破，将带动川南煤岩气万亿立方米资源量规模增储上产新阵地。但也面临诸多的技术难题与挑战：一是煤岩厚度薄，横向上难以精准识别预测，增加水平井地质导向难度；二是针对高阶超压深层薄煤岩，产气机理和排采规律尚不明确，煤岩体积压裂、排采技术和生产制度面临挑战考验。因此要实现研究区煤岩气的效益产能突破，还需加强地质和工程上的探索与攻关。

（1）大安地区龙潭组沉积期为滨岸沼泽沉积，煤岩广泛分布，单层厚度在0.5~3.8m之间，累计厚度为4~14m，单层厚度薄，发育较为集中，主要分布于龙潭组中下部50~70m的范围内；通过实钻井揭示和地震反演，19号煤岩和25号煤岩横向连续、纵向叠置连片，大面积分布。

（2）研究区煤岩品质高，钻井过程中气测显示活跃，镜质组含量高，平均为68.21%，为高煤阶无烟煤，处于高—过成熟阶段，R_max平均为2.65%；煤岩水分含量平均为0.85%，灰分含量平均为23.03%，挥发分含量平均为7.83%，具有中低灰分、低水分、低挥发分的特征；煤岩储集性能较好，孔隙度为5.92%~8.87%，含气量为16.64~38.03m³/t，游离气占比为8.27%~29.34%，地层压力系数为1.8~2.0，具有高孔隙度、高地层压力和高含气量的特征。

（3）与已获得勘探突破的鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县地区煤岩及四川盆地已建产开发的筠连浅层煤层对比分析表明，从煤岩品质、储层物性、埋藏深度等多方面因素来看，大安地区具有良好的勘探前景，预测资源量可达4800×10⁸m³，是四川盆地龙潭组煤岩气勘探的有利区域，已被研究区实施的一口水平井所证实。但也面临薄煤岩识别、产气机理和排采规律等方面的技术难题与挑战，要获得效益产能突破，仍需加强地质和工程上的探索与攻关。