0 引言
埋深是影响成藏特征参数的重要因素[8-9]。客观上，由浅及深、由盆缘向盆内，地层封闭性总体趋好，深部可形成富游离气的气藏，且游离气在一定程度上服从圈闭富集的规律[10-11]。理论上，煤储层饱和吸附气量随埋深增大存在拐点，该拐点以深饱和吸附气量趋于降低，进而形成浅层吸附气主导、深层吸附气与游离气共存的地质现象[3,12 -13]。但是，此前基于现场实测含气量统计或高温高压等温吸附实验结果拟合确定的饱和吸附气量拐点深度与开发实践认识存在偏差[14⇓⇓-17]。例如，沁南郑庄区块和鄂东延川南区块煤储层饱和吸附气量拐点深度分别为800~1 000 m和1 200 m，但深部井排采特点表明煤储层几乎不含游离气[3,18]。此外，鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块、神府区块、沁水盆地晋中区块和四川盆地腹部勘探揭示煤储层含气量随埋深增大持续增高，与前期深部含气量数值回落或收敛的理论认识不完全相符，反映深部煤储层具有独特的地质特性和富气方式[6,19 -20]。因此，需要在统筹分析煤储层及其流体特征的基础上，揭示流体系统的类型、成因及其地质边界，归纳总结煤储层聚气主控因素，形成深浅层兼顾的煤储层聚气模式，才能更有效地指导煤系天然气勘探工作。
1 区域地质概况
2 煤储层流体特征
2.1 煤储层流体系统划分
基于绳索取心和保压取心实测含气量（空气干燥基）和取心段在地层温度条件下的等温吸附实验结果，结合兰氏方程[26]可获得煤储层原位饱和吸附气量、吸附气含气饱和度和游离气量。根据实测结果，鄂尔多斯盆地煤储层吸附气含气饱和度随埋深增大持续增高，不同变质程度煤吸附气超饱和的门限深度带大致相同（1 500~1 800 m）（见图2 ）。1 500 m以浅绝大部分煤储层表现为吸附气欠饱和，吸附气含气饱和度随埋深增大整体趋于增高，1 500~1 800 m埋深段测点较少但逐渐开始过渡为吸附气超饱和状态，其构造位置大致处于晋西挠褶带中部斜坡带与西倾缓坡带交界处[21,27]；1 800 m以深大部分层段吸附气含气饱和度超过100%，仅部分层段仍表现为吸附欠饱和，游离气含量主要为1~8 m3/t，个别层段可超过10 m3/t，部分Ro值小于2.0%的煤储层吸附气含气饱和度可超过150%，Ro值大于2.5%的煤储层吸附气含气饱和度普遍低于130%。
根据鄂尔多斯盆地探井实测地层水矿化度、水型及CH4碳同位素组成数据，1 500~1 800 m深度段为中浅层开放型流体系统和深层封闭型流体系统的临界转换深度带（见图3 ）。1 500 m以浅表现为开放型流体系统，水动力环境处于地表径流渗入的补给—径流—弱径流区，水侵改造强度大，地层水矿化度较低且随埋深增幅较小，水型以NaHCO3型和NaCl型为主，游离气完全散失且吸附态甲烷气存在不同程度的次生生物成因气混入，整体呈富含水、吸附气欠饱和特征（见图3 ）；1 800 m以深为封闭型流体系统，地层回返抬升阶段构造和水侵改造强度微弱，矿化度随埋深增大急速增高，地层水均为CaCl2水型，碳同位素组成分析揭示甲烷气均为热成因气，说明成藏演化和后期保存过程中原生流体大面积滞留且未与外界发生明显的物质交换，成藏特征表现为吸附气超饱和、富游离气、热成因气主导和高矿化度封闭水体环境等（见图3 ）。
2.2 深部封闭型流体系统形成机理
不同赋存状态的CH4的富集程度均与保存条件密切相关，但不同变质程度煤吸附气超饱和形成门限深度和游离气含量的相对统一性体现了游离气与吸附气成藏动力学机理的本质差别。其中，吸附气赋存依赖于分子吸附力；游离气保存受控于流体压力和储层及围岩缝隙结构毛细管力的束缚作用[28⇓-30]。鄂尔多斯盆地煤储层压力梯度的垂向分布具有明显的分带性（见图3 ）：1 500 m以浅复杂构造区由于强抬升剥蚀、上覆载荷减小、孔隙空间反弹、封盖条件破坏和水文交替等地质作用导致原生流体缓慢泄流和地层泄压，储层压力梯度分布离散，随埋深增大趋于增高，整体以欠压储层为主；1 500 m以深逐渐过渡为常压储层，压力梯度收敛且相对统一。不同于常规天然气储层，煤层兼具源岩和储层双重属性，除准噶尔盆地东部白家海凸起一带外，尚未发现其他地区存在外源气的输入补充[6]。因此，煤储层需要一定的自封闭能力方能实现层内流体的滞留并阻隔外界流体的侵入。含水储层自封闭的本质是毛细管力作用封闭，受控于两相流体的界面张力、孔喉半径、润湿角，孔隙半径越小，毛管压力越大[31-32]。相对于中浅层，1 800 m以下的深部高应力环境下煤储层处于高度压缩状态，裂隙闭合、孔渗降低致使其自封闭性增强[6,33⇓ -35]，极细小的孔喉和较差的孔隙连通性导致毛细管力大幅提高，地表渗入流与原生沉积流形成明显的交汇边界，边界两侧流体互不连通，边界内地表径流入渗微弱、流体次生改造程度低，水压封闭作用阻碍气体向上逸散，游离气方可处于大面积滞留状态。根据煤储层试井渗透率实测结果，埋深为1 500~1 800 m对应的渗透率上限约为0.1× 10−3 μm2（见图3 ）。
煤储层流体系统的封闭或开放程度是动态的和相对的，现今开放型和封闭型流体系统的临界转换深度带或边界条件是经历一系列地质过程演化的结果，构造-异常热、抬升后再沉降和隆起区长期剥蚀等地质事件会破坏地层封闭性进而诱导原生流体系统破坏或发生重大调整。不同盆地或地区成藏地质演化过程不同，这一门限条件也将随之发生变化。例如，沁水盆地在燕山中—晚期地壳快速抬升过程中伴随有强烈的岩浆活动，这可能是当前深部极低渗储层仍表现为欠饱和气藏的关键因素之一。此外，深部煤储层压力系数与本溪组砂岩压力系数基本相当，上古生界部分地层同属于一个完整的含气系统，该封闭系统的垂向地层边界（或区域性封隔盖层）及系统内幕结构对不同层位天然气藏分布起着重要的控制作用[36]。
3 煤储层聚气主控因素
3.1 煤储层热演化程度
根据探井取心等温吸附实验结果，煤储层兰氏体积随Ro增大呈倒U型变化，在Ro约为4.0%时达到最高值，随后趋于降低；兰氏压力分布存在较大的离散性，但整体随Ro增高呈上升趋势（见图4 ），上述现象的本质在于煤化作用引起的煤储层物理化学结构变化，包括固定碳含量、芳香结构、有机显微组分、孔径分布和比表面积等[37⇓-39]。图5 为深成热变质作用背景下不同变质程度煤含气量随深度的变化规律。随埋深增大，含气量总体趋于增高，相同埋深段较高变质程度煤含气优势明显；在1 800 m以深，Ro值小于1.5%时含气量普遍小于20 m3/t，1.5%≤Ro≤2.0%时含气量多为15~25 m3/t，Ro值大于2.0%时含气量主要为20~35 m3/t。
3.2 煤质特征和顶板岩性
受灰分产率的影响，1 800 m以深相同变质程度煤含气性分布仍存在较大的离散性，灰分产率越高，含气量则越低（见图6a ）。不同探井相同取心段煤层（8#煤）灰分产率与含气量也存在明显的负相关关系（见图6b ）。根据统计结果，1 800 m以深含气量超过25 m3/t煤层段的灰分产率普遍小于20%，且Ro大于2.0%；当灰分产率为20%~30%时，含气量通常小于20 m3/t；当灰分产率大于30%时，含气量基本小于15 m3/t（见图6c ）。表1 为探井V井石炭系本溪组8#煤全井段保压取心测试结果，该井煤层上段（埋深为2 274.04~2 277.03 m）平均灰分产率仅为10.4%，平均兰氏体积为30.9 m3/t，平均含气量达24.3 m3/t，平均含水饱和度仅为16.5%，整体具备较强的储气能力；煤层下段（埋深为2 277.51~2 281.22 m）平均灰分产率高达30.5%，平均兰氏体积为22.74 m3/t，平均兰氏压力为3.8 MPa，聚气能力相对于煤层上段下降明显，实测平均含气量仅为18.7 m3/t，平均含水饱和度达52.6%。
表1 鄂尔多斯盆地V井石炭系本溪组8#煤全井段保压取心测试化验结果表 |
| 所在部位 | 序号 | 深度/m | 灰分产率/% | 兰氏体积/（m3·t−1） | 兰氏压力/MPa | 含气量/（m3·t−1） | 含水饱和度/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 煤层上段 | 1 | 2 274.04 | 12.69 | 19.76 | 25.60 | ||
| 2 | 2 274.46 | 12.60 | 31.47 | 3.21 | 30.44 | 19.90 | |
| 3 | 2 275.00 | 15.04 | 28.65 | 3.25 | 23.40 | 7.74 | |
| 4 | 2 275.69 | 7.30 | 32.83 | 3.46 | 24.43 | 10.03 | |
| 5 | 2 276.40 | 6.41 | 32.28 | 2.91 | 22.23 | 22.38 | |
| 6 | 2 277.03 | 8.31 | 29.39 | 3.22 | 25.57 | 13.50 | |
| 煤层下段 | 7 | 2 277.51 | 26.62 | 28.18 | 3.78 | 18.89 | 47.40 |
| 8 | 2 277.76 | 41.76 | 17.15 | 3.86 | 19.22 | 62.91 | |
| 9 | 2 278.02 | 38.08 | 17.04 | 3.40 | 17.11 | 55.41 | |
| 10 | 2 278.28 | 35.52 | 18.62 | 3.88 | 20.91 | 57.62 | |
| 11 | 2 278.81 | 32.48 | 19.32 | 3.65 | 17.80 | 54.77 | |
| 12 | 2 279.17 | 31.72 | 22.39 | 4.24 | 18.86 | 37.03 | |
| 13 | 2 279.56 | 18.94 | 32.09 | 4.20 | 21.71 | 53.57 | |
| 14 | 2 279.82 | 14.66 | 28.37 | 3.61 | 23.58 | 62.73 | |
| 15 | 2 280.95 | 23.06 | 17.28 | 41.14 | |||
| 16 | 2 281.22 | 42.35 | 21.52 | 3.53 | 11.91 | 53.55 |
煤的灰分主要来源于矿物质，高灰分产率煤矿物组分或无机孔缝受润湿性影响亲水疏气，储集空间极易被水分子占据；低灰分产率煤有机质孔隙发育，对CH4的储集能力较强[40]。从成藏过程角度，煤储层埋藏热变质生烃或回返抬升过程中，CH4分子会优先占据较低灰分产率煤储集空间，地层水被驱替或水侵时较高灰分产率煤受润湿性影响可能在纳米孔喉网络构建形成复杂的毛细管压力封存体系，一方面降低煤储层吸附性并减小游离气赋存空间，另一方面也可一定程度上提高煤储层的自封闭性[41]。值得注意的是，煤质对流体分异的影响需从整体角度出发，煤层结构、储盖组合及煤质层内分段性、几何关系等要统筹考虑，其核心是流体压力（气压/水压）的平衡关系。其中，煤层结构需考虑夹矸的影响，8#煤层发育有1~2套夹矸（以泥岩或炭质泥岩为主），基于夹矸分布可将煤层结构划分为Ⅰ分型（无夹矸）、Ⅱ分型（1套夹矸）和Ⅲ分型（2套夹矸）。相对于盆地东部，盆地中部纳林河—乌审旗—靖边一带煤储层埋深大于3 000 m，但厚度有所减薄且Ⅱ—Ⅲ分型煤层结构发育，导致其储集性能整体偏弱，平均实测含气量仅为17.6 m3/t。顶板岩性也是阻碍游离气垂向逸散的重要因素，鄂尔多斯盆地8#煤与上覆顶板存在煤泥、煤灰和煤砂3种组合模式，盆地主体类型以前两者为主，煤砂组合主要分布于盆地东北部和北部；根据盆地内不同岩性顶板突破压力测试，灰岩顶板封盖性能最好，平均突破压力高达20 MPa，其次为泥岩（突破压力约为5 MPa），砂岩输导能力最强（突破压力约为1.5 MPa），气测峰值和实测含气量较煤灰或煤泥组合显著降低[22⇓-24]。
3.3 地层温度
鄂尔多斯盆地上古生界煤储层温度随埋深增大呈线性增高，平均地温梯度约3 ℃/100 m，属于正常地温梯度的范畴[8]。根据前期研究成果，当达到一定温压阈值后煤储层饱和吸附气量随埋深增大开始趋于降低。此前，已有学者建立了考虑煤变质程度、地层温度等变量条件的煤储层饱和吸附气量预测模型[3,8]。结合盆地高阶煤变温压等温吸附实验结果，埋深每增大1 000 m，地层温度增高30 ℃，兰氏体积降低约3 m3/t且兰氏压力有所增大，回归至地层压力条件的饱和吸附气量降幅通常维持在一个数值较小的变化区间[17]。由图7 可见，当煤变质程度相同，仅地层温压条件随深度增加发生有序变化时，煤储层饱和吸附气量垂向变化符合“增加—平缓—降低”的一般性规律，地层温度对不同变质程度煤吸附能力负作用的显现深度为1 500~2 200 m，但2 000 m和3 000 m埋深处饱和吸附气量差值不足1 m3/t。显然，深部地层环境下温度对煤储层吸附能力的负作用是客观存在的，其与地层压力、储层介质属性和原位CH4密度耦合决定了储层含气上限。但是，相对于煤岩煤质的强非均质性分布，垂向温压变化的相对连续性及其梯度的相对均一性使其对深部煤储层含气性的区域调节作用不甚明显。例如，受Ro值随深度增加的影响，大宁—吉县区块煤层原位饱和吸附气量随埋深持续增大，深部增幅趋缓但并未发生转折降低[8]。
4 煤储层富气模式
1 500 m以浅的煤储层为水体活跃的开放-改造型流体系统，1 800 m以深呈现出极低渗储层自封闭特征（隔水阻气），水动力（或水压）侧向封堵和致密盖层围限共同作用形成封闭-滞留型流体系统，系统内统一的压力梯度与裂隙的连通性及气-水关系的空间分异密切相关。深部地层温压环境约束下，储层介质属性是控制深部流体分布格局的关键，煤岩煤质、储盖组合的区域分异行为和叠置关系对不同赋存态流体的储集能力有重要影响，宏观上体现为富气型、富水型和二者衔接过渡型流体配置模式的非均匀分布，微观上受控于毛细管力约束下的气-水运聚动态平衡。此外，大宁—吉县区块开发先导试验证实微幅构造对煤储层流体配置关系具有一定的调节作用，游离气分布与区域构造格架、构造样式存在一定的关联性，构造抬升区、构造平缓区、正向微构造区和负向微构造区气-水关系、排采特征迥异，局部构造高点具备圈闭属性[42-43]（见图8）。
综上所述，在深部地层温压环境约束下，煤储层聚气能力受控于煤岩煤质、储盖组合和构造位置主导的储集性、润湿性和封闭性，涉及煤变质程度、灰分产率、矿物组分、孔喉结构、夹矸分布、围岩岩性和构造形态等地质要素。相同埋深段较高变质程度的煤含气优势明显，例如，大宁—吉县区块煤储层含气量明显高于临兴—神府区块；相同热演化程度，高灰分产率煤储集物性条件差，无机质组分或矿物孔缝亲水疏气而表现为较富含水—富含水、弱含气；灰岩和泥岩盖层相对于砂岩盖层封闭能力提升显著。资源评价或储量计算过程中，必须充分考虑煤层结构或煤质的层内非均质性，进而准确量化单一钻孔整体评价参数的取值。结合当前勘探认识，低灰分产率、弱含水、富气的中上煤层段为深部优质储层或甜点层段[44]。沉积或成煤环境相似背景下，煤储层含气量变化受控于局部构造形态、构造样式和构造位置。根据不同构造位置Ro大于2.0%的探井实测值，正向构造高点应力相对拉张，张性断裂或相关裂缝发育，为游离气的赋存提供了良好的储集空间，其相对于两翼陡坡含气量明显增高，且两翼陡坡吸附气含气饱和度多表现为欠饱和或近饱和；宽缓负向构造低点应力强度大，煤储层原位渗透率低、自封闭能力强，地层完整性和保存条件优越，也是CH4富集的有利场所（见图8 ）。此前，大宁—吉县区块开发实践已证实正向微幅构造具备高渗透性、低应力和易改造等施工优势[14]，且开发过程中CH4可能沿优势降压方向不断运移汇聚至构造高部位形成动态气藏[42]。相对于正向构造高点，负向构造低点处于强挤压、高应力环境[45]，水力压裂裂缝生长受限且不利于支撑剂的铺设运移，大宁—吉县一带河西沟槽区部分生产井虽投产即见气，但产量递减较快，可能与储层改造不充分和裂缝支撑效果差有关。相对而言，高变质程度、低灰分产率煤和灰岩、泥岩盖层聚气优势明显，远离断层的正向构造高点和负向构造低点是有利的富气场所，两翼陡坡含气量相对较低，但相关参数的分级界定标准需结合不同地区成藏地质条件、探井实测数据和开发井产能反馈效果进一步量化确定。
5 结论
鄂尔多斯盆地中东部煤储层吸附气超饱和的门限深度带为1 500~1 800 m，1 500 m以浅为水体活跃的开放型流体系统，水侵改造强度大，地层水矿化度较低且随埋深增幅较小，压力梯度分布离散，游离气普遍逸散，吸附态甲烷气存在不同程度的次生生物成因气混入，整体呈富含水、吸附气欠饱和特征；1 800 m以深极低渗储层自封闭，水动力侧向封堵和致密盖层围限共同作用形成封闭型流体系统，系统内地表径流入渗微弱，原生流体大面积滞留且次生改造程度低，压力梯度收敛且相对统一，大部分层段吸附气含气饱和度超过100%，游离气含量主要为1~8 m3/t，个别层段可超过10 m3/t。
在深部地层温压环境约束下，煤储层聚气能力主要受控于煤岩煤质、储盖组合和构造位置主导的储集性、润湿性和封闭性，高变质程度、低灰分产率煤和灰岩、泥岩盖层叠合区聚气优势明显；高灰分产率煤无机孔缝亲水疏气，储集空间易被水分子占据而表现为较富含水—富含水、弱含气，低灰分产率、弱含水、富气的中上煤层段为甜点层段；正向构造高点和宽缓负向构造低点是有利的富气场所，两翼陡坡含气量相对较低。