摘要：滇东老厂背斜位于是龙潭期聚煤中心之一，矿区含煤地层平均厚度461.41m，一般含煤27-42层，含煤平均厚度36.02m，平均含煤系数7.81%；埋深2000m以浅煤层气地质资源量达2318.09×108m3，可采煤层气资源量1142.04×108m3，单井最高日产气量1850m3；泥页岩有机碳含量高，平均最大吸附量为2.91m3/t，现场含气量测试达4m3/t；煤层顶底板以粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩为主，形成了以煤层气、页岩气、致密砂岩气为主的非常规天然气储集体。结合“三气共采”技术在国内的理论发展和实际应用情况，分析老厂背斜煤系地层特点认为：在老厂背斜，尤其是针对埋深1500m以深煤系地层，开展“三气共采”项目，具备较好的地质条件，会有较好的社会和经济效益。
关键词：老厂背斜，三气共采，地质条件，资源概况，可行性分析
0前言
随着全球经济发展对油气资源需求量的不断提升及非常规油气资源勘探开发难度的不断增加，煤系地层中以煤成气为主的煤层气、致密砂岩气、页岩气等“煤系三气”也越来越受到重视[1-4]。将煤层气、页岩气、致密砂岩气视为一个整体，利用单井同时对煤层气、页岩气、致密砂岩气进行综合勘探开采不仅可以降低非常规天然气勘探开发成本，还可以提高气井使用效率、单井利润和开采寿命[5]。
1老厂背斜地质概况
老厂背斜构造位置属于扬子准地台滇东台褶带曲靖台褶束与华南褶皱系滇东褶皱带罗平—师宗褶断束的接触过渡区，以弥勒—师宗断裂为界，在师宗以北向东弯曲拐向NE，经罗平向NE延至黄泥河，此段即为矿区东部边界[6]。
因基底上隆，以老厂背斜为中心，形成一个长轴NE向的椭圆形基本格架，区内断褶构造发育，构造线以NE向为主，局部出现NW向和近EW向的次级断裂和褶曲，褶皱组合多为背斜窄、向斜宽（图1）[7]。
老厂聚煤区处于缺乏玄武岩分布的基底相对低洼的海陆过渡之聚煤环境带内，成煤环境有利，为龙潭期聚煤中心之一。矿区内龙潭组(P3l)及长兴组(P3c)含煤地层广泛分布，含煤地层(P3l+P3c)矿区含煤地层厚419.65～＞475.00m，平均总厚461.41m，含煤0～53层，一般含煤27～42层，含煤平均总厚36.02m，平均含煤系数7.81%；其中含可采或局部可采煤层15层，可采煤层平均总厚27.61m，可采含煤系数5.98%。以龙潭组第三段(P3l3)含煤性最好，全段平均厚146.82m，含煤层10～21层，一般10～15层，平均煤层总厚19.17m，含煤系数13.06%；可采8～11层，可采煤层平均总厚15.64m，可采含煤系数10.65%，主要可采煤层较稳定。老厂背斜是云南主要的无烟煤富集区之一，亦是云南无烟煤主产地。含煤地层多被上覆卡以头组、飞仙关组、永宁镇组等地层所掩盖，煤层气保存地质条件良好。煤质属中灰、低～中硫无烟煤[8]。
图1老厂背斜构造纲要图
Figure 1 Structure map of Laochang anticline
2老厂背斜“三气”资源概况
2.1老厂背斜煤层气资源条件
老厂背斜埋深2000m以浅煤层气地质资源量2318.09×108m3，占全省资源总量的44.31%；地质资源平均丰度3.88×108m3/km2，地质资源规模属大型煤层气田，平均资源丰度属高煤层气资源赋存区，是云南省内煤层气资源最丰富的矿区。推测可采煤层气资源量1142.04×108m3，占全省可采资源总量的38.04%，可采资源平均丰度1.91×108m3/km2。其中埋藏1000米以浅煤层气地质资源量708.08×108m3；埋藏1500米以浅煤层气地质资源量1294.68×108m3。可见老厂背斜有较好的煤层气资源开发前景。
老厂背斜自1998年开始开展煤层气勘探工作，到2014年底，全区共施工完成煤层气参数+生产试验井10口，其中丛式井组试验井5口；煤矿区煤层气参数井12口，对矿区内各主要可采煤层进行了煤层含气量测试和注入/压降试井。区内主要可采煤层含气量最高达到38.74m3/t，平均含气量在10.14m3/t以上，属较高含气量煤层；含气饱和度16.49～72.62%，平均43.66%，属低含气饱和度；临界解吸压力介于0.38～1.09MPa之间，产气解吸压力偏低；主要目标煤层渗透率0.0056～0.93mD，平均0.232mD，煤层渗透率较低；储层压力1.21～11.41MPa，平均7.21MPa，压力梯度0.652～2.73MPa/100m，平均1.122MPa/100m，储层能量总体上稍低，临近正常压力状态；储层闭合压力2.60～19.70MPa，平均13.88MPa；应力梯度1.48～5.86MPa/100m，平均2.214MPa/100m，煤储层闭合压力及应力梯度均偏高，属高应力储层。经老厂雨汪区块5口丛式井组排采试验，单井最高日产气量1850立方米，煤储层产气能力较好[9-10]。
2.2老厂背斜页岩气资源条件
根据滇东老厂背斜及周边露头及钻孔样品实验测试结果，龙潭组有机质类型以Ⅲ型为主；泥页岩的有机碳含量较高，为0.90%-18.87%之间，总体大于4％，有机碳呈东高西低的趋势展布，最大可达12%；有机质热演化程度属于中等成熟度，处于生气窗；储层矿物组成以粘土矿物、石英、长石、方解石和菱铁矿为主，石英含量在16.8％-42.6％之间，粘土矿物以蒙皂石和绿泥石为主；页岩储层孔隙度0.13％-3.15％，渗透率特低，平均为0.0291mD；页岩储层中孔裂隙极为发育，孔隙类型以矿物粒间孔、有机质粒内孔、黄铁矿晶间孔和溶蚀孔为主，裂隙多被硅质或泥质物填充。通过等温吸附实验，龙潭组泥页岩最大吸附量为1.71~3.93cm3/g，平均2.91cm3/g。据邻区(恩洪矿区)对煤系泥岩采样测试，泥岩含气量达到4m3/t，具有较好的资源前景[11]。
2.3老厂背斜致密砂岩气资源条件
地质学家A.K.马特维耶夫对前苏联含煤盆地煤层气成藏运移的研究认为煤层气藏中的气体约占煤化作用生成气体总量的10%，剩余近90%的气体从生烃煤层运移到其他岩层中[12]。
龙潭组下段岩性以浅灰色泥质粉砂岩和粉砂质泥岩为主，泥质岩以斜层理为主，泥质粉砂岩和细砂岩为水平层理，底部的铝土岩发育于初期古风化面上的低洼地带，代表着泻湖沉积环境，向上发育河道、决口扇、泛滥盆地等沉积亚相；上段岩性以浅灰色泥质粉砂岩、粉砂岩和细砂岩，以斜层理为主，局部层段泥质粉砂岩和粉砂岩发育平行层理，发育天然堤、决口扇、河道、沼泽等沉积（图2）。
煤层顶底板以粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、粉砂岩为主，成为煤成气的天然储集体[13-14]。
3“三气共采”可行性分析
3.1“三气共采”理论分析
图2老厂背斜X井沉积相综合柱状图
Figure 2 Sedimentary facies comprehensive histogram of X well in Lao anticline
煤层气和页岩气为自生自储连续性非常规天然气藏[15]，煤系烃源岩生烃过程中，发生短距离运移集聚于上覆砂岩中形成致密砂岩气，组成“三气”气藏。煤系“三气”气藏具有层位相邻、重复叠置、多旋回性特点，存在多类型气藏组合，共生调节机制[16-20]。
在我国一些典型盆地中，煤层气和页岩气共生的特点明显[21]，煤层气藏和页岩气藏有可能形成混合气藏，并进而提出了非常规天然气共生赋存模式[22]。
基于多层合采技术，各方面的研究也在不断深入，国内学者在韩城、鄂尔多斯、沁水盆地等多地区进行的多层合采实验中，对多层合采的时机与顺序、水层倒灌与煤粉产出、主煤层埋深、致密砂岩产气层数、裂隙体系、分割合采技术、三敏伤害等提出了新的思路与建议[23-24]。
3.2老厂背斜“三气共采”可行性
多层合采开发在国外已有成功实例，如美国怀俄明州风河盆地，埋深1000~2000m间有3层煤，煤层间距约100m，在富含煤层气、砂岩气段进行分压合排，20口直井单井日产气量均达数万立方米。澳大利亚Surat盆地针对煤层累计厚度大，但煤层薄且与砂岩互层的特点，选择裸眼完井对整套煤系地层进行开发。在国内，也已经形成了鄂尔多斯盆地上古生界与四川盆地上三叠统须家河组两大致密气现实区，将“三气共采”变为了现实[25]。在寿阳、韩城、苏里格、靖边等地都进行了“三气共采”试验，取得了一定的成果[26-30]。
鉴于老厂背斜煤系发育、煤层多且厚度适中、含气量高等特点，首先应拓宽勘探思路，不限于单个煤层，应着眼整个含煤层系寻求气储层，对煤层气、致密砂岩气和页岩气等煤系气进行综合勘探。而且，在老厂背斜内，部分煤层埋深在1500m以深（如大为一矿），煤炭及煤层气开发都比较困难，采用“三气共采”模式，既可以有效转化地质资源，又能够降低煤矿瓦斯含量，经济和社会效益显著。
4结论
滇东老厂背斜煤炭资源丰富，龙潭组分布范围广、发育厚度大，煤、泥页岩、致密砂岩体系后，煤层气、页岩气、致密砂岩气资源潜力大，采用“三气合采”模式，具有较好的经济和社会价值。
参考文献
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论文作者:石玉海,张建兴
论文发表刊物:《防护工程》2019年第5期
论文发表时间:2019/6/17
标签：煤层论文; 砂岩论文; 页岩论文; 煤层气论文; 平均论文; 资源论文; 致密论文; 《防护工程》2019年第5期论文;