中国煤层气资源丰富，根据2015年全国煤层气资源动态评价结果，我国陆上2 000 m以浅煤层气地质资源量为30.05×10¹² m³，位居世界第3位^[1]，2 000 m以深的煤层气资源更为丰富。近期，中国矿业大学系统评价了全国29个主要盆地(群)埋深大于2 000 m的煤层气资源潜力，地质资源量为40.71×10¹² m^3[2]。经过30多年的攻关探索，我国煤层气基础研究和勘探开发取得了显著成效^[3-17]，特别是近几年，随着煤层气理论认识与工程工艺技术的创新突破，鄂尔多斯盆地东缘延川南、大宁—吉县、神府—临兴、大牛地，四川盆地东南部南川地区，准噶尔盆地东部五彩湾等地区深层煤层气勘探开发取得重大进展^[18-26]，展示出深层煤层气良好的勘探开发前景，有望成为我国天然气增储上产的重要领域。

2023年，中国石化华东油气分公司在四川盆地东南缘南川地区开展了上二叠统龙潭组煤层气地质评价和钻探测试工作，多口井取得良好的勘探效果，其中Y2井煤层埋深1 976 m，攻关试验“大液量前置拓缝长+变排量稳压控缝高”压裂工艺^[27-28]，直井自喷日产气1.3×10⁴ m³，实现该区深层煤层气勘探的战略突破，证实该区煤层气具备良好的勘探潜力，有望形成煤层气新的产能建设区。本文以南川地区龙潭组为例，在对煤层气成藏基本特征研究的基础上，探讨该区煤层气富集规律及其主控因素。

1.   地质背景

研究区主要位于重庆市南川区，构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵山褶皱带西北缘，该地区历经加里东期、海西期、印支期、燕山—喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造，以燕山中晚期挤压、走滑，喜马拉雅期抬升剥蚀影响最为强烈，形成了以北东向为主的向斜与背斜相间分布的槽—档构造格局和地层分布^[29-30]。根据断裂级次和构造形态，研究区自东向西可划分为东胜—平桥复背斜带、神童坝向斜带、阳春沟背斜带3个构造带(图 1)。

图  1  四川盆地东南部南川地区构造划分(a)及地层综合柱状图(b)和地震剖面图(c)

Figure  1.  Tectonic division (a), comprehensive stratigraphic column (b), and seismic profile (c) of Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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研究区地层沉积较全，自下而上依次发育上震旦统、寒武系、中下奥陶统、二叠系、三叠系和侏罗系，缺失上志留统—石炭系。上二叠统龙潭组是本区的主要含煤地层，厚度介于65~89 m之间，根据沉积旋回、岩性、电性及含煤性等特征，可划分为龙潭组一段、二段和三段(以下简称潭一段、潭二段、潭三段)；煤层主要发育于潭一段和潭三段，层数为2~4层，其中潭一段1、2号煤在研究区内分布稳定，1号煤厚2~4 m，2号煤厚0.8~1.7 m，1号煤为目前勘探的主力煤层。

受构造改造作用的影响，研究区煤层埋深平面变化较大，浅层、中层、深层均有分布，以1 000~4 500 m为主，自东南向西北整体呈加深的趋势。煤层埋深小于1 000 m主要位于阳春沟背斜带南部和东胜—平桥复背斜带东南部；埋深1 000~2 000 m主要位于阳春沟背斜带中南部和东胜—平桥复背斜带核部；埋深2 000~3 000 m主要位于阳春沟背斜带西部和神童坝向斜带东部；埋深大于3 000 m主要位于神童坝向斜带核部。

2.   煤层地质特征

2.1   沉积环境与煤层展布

晚二叠世，受东吴运动的影响^[31]，四川盆地龙潭组(吴家坪组)沉积了一套陆相、海陆过渡相、浅水—深水陆棚相的沉积地层，沉积类型多样，岩石组合特征复杂，不同地区同期异相沉积特征明显，总体表现为南西高、北东低的古地理格局。在古地形与海平面变化的约束下，四川盆地龙潭组(吴家坪组)自南西至北东方向，依次发育河流三角洲、滨岸—沼泽、潮坪—潟湖、浅水陆棚、深水陆棚、开阔台地等6种沉积相带(图 2)，呈弧形带状展布^[32-33]。

图  2  四川盆地及周缘上二叠统龙潭组/吴家坪组沉积相

Figure  2.  Sedimentary facies of Upper Permian Longtan to Wujiaping formations in Sichuan Basin and its surrounding areas

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川中—川东南地区为龙潭组海陆过渡相含煤碎屑岩沉积区，其中滨岸—沼泽、潮坪—潟湖这2种沉积相带最有利于煤层的发育。威远—宜宾—珙县一带为滨岸—沼泽相；成都—遂宁—合江一带为潮坪—潟湖相。龙潭组沉积晚期海侵加剧，海水从北东和南东方向侵入，海岸线由北东向南西方向持续迁移，聚煤中心也随之向南西迁移，发育层位也随之升高，成煤时期向后推移。遂宁—合江一带为聚煤中心，纵向上发育多达15层煤，单层厚达4.5 m，累厚可达17 m^[34]。研究区处于浅水混积陆棚与潮坪—潟湖的相变区，从东到西水体逐渐变浅，陆源碎屑逐渐增多，岩性组合从灰质泥页岩—泥页岩夹灰岩—粉砂质泥岩向泥质粉砂岩夹煤层转变。毗邻研究区以东的武隆—彭水地区处于浅水混积陆棚相，仅在吴家坪组下部发育灰黑色泥岩、灰质泥岩夹煤线，向西整体上表现为煤层增多、增厚，灰质含量逐渐减少的特点。研究区发育2~4层煤，煤层厚度介于3.3~6.5 m(图 3)，在重庆—綦江—赤水一带的盆缘区厚度可达10~20 m。

图  3  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层连井剖面对比剖面位置见图 1。

Figure  3.  Comparison of connecting well profiles in coal seams of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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2.2   煤层地质特征

2.2.1   煤岩煤质特征

南川地区龙潭组宏观煤岩类型为光亮—半亮型，煤岩成分以亮煤为主，镜煤次之；煤体结构较为简单，主要为原生结构煤，次为碎裂结构煤，以块状结构为主。煤岩组分主要为有机质，含量为70.0%~98.2%，平均值为90.9%。其中，镜质组含量高，一般为53.4%~88.2%，平均值为75.4%；惰质组含量为8.4%~21.8%，平均值为15.5%，不含壳质组。无机组分含量为1.8%~30.0%，平均值为18.0%，以黏土矿物为主，含量介于1.4%~26.1%，平均值为13.9%；其次为方解石，含量介于0.1%~6.4%，平均值为2.4%；此外还含有少量的石英、白云石和铁白云石，石英含量介于0.2%~2.0%，平均值为1.6%，白云石和铁白云石含量仅占0.30%。

研究区煤岩的热演化程度较高，镜质体反射率(R_o)为1.6%~2.2%，平均为1.9%，属瘦煤—贫煤。工业组分分析显示，灰分产率为6.9%~23.3%，平均值为14.3%，属低—中灰煤，显示煤质整体较好。

2.2.2   煤储层物性特征

煤岩既是烃源岩又是储集岩，是由孔隙和裂隙组成的双重结构系统。储层的微观结构特征直接影响煤层气的吸附/解吸、扩散、渗流和产出。通过扫描电镜、CO₂吸附、低温液氮吸附、高压压汞等实验方法，联合开展研究区主力煤层全尺度孔隙、裂隙特征研究。

现有研究认为，按照成因划分，煤中主要发育4种类型的孔隙：(1)原生孔，主要包括植物组织孔、粒间孔；(2)外生孔，包括角砾孔、碎粒孔和摩擦孔；(3)变质孔，常见气孔、差异收缩孔和大分子结构孔；(4)矿物质孔，主要指溶蚀孔、晶间孔和铸模孔^[35-38]。

煤岩扫描电镜显示，研究区孔隙类型包括原生孔、变质孔和矿物质孔三类(图 4)。原生孔主要发育残留植物组织孔，在煤化作用过程中，部分植物组织细胞得以保留，形成胞腔孔(图 4a)，见于惰质组中丝质体、半丝质体、粗粒体等有机组分的胞腔内，常与黏土等矿物胶结。变质孔主要发育气孔和大分子结构孔2种类型，气孔为煤化作用过程中由于生气和聚气作用而形成的孔，主要发育于有机质中，常见于丝质体、半丝质体、粗粒体胞腔附近(图 4b)；大分子结构孔是凝胶化物质在变质作用下缩聚而形成的链与链之间的孔隙，在凝胶化中会交织融合黏土矿物、有机碎片等碎屑(图 4c)。矿物质孔主要为黏土矿物晶间孔和黄铁矿晶间孔(图 4d-e)。研究区以半丝质体胞腔孔、丝质体胞腔孔及气孔较为发育，多被矿物填充或半填充，为研究区主要的孔隙类型。

图  4  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤岩储集空间类型

a.胞腔孔；b.气孔；c.大分子结构孔；d.黏土矿物晶间孔；e.黄铁矿晶间孔；f.割理和应力缝；g.张性裂隙；h.剪性裂隙。

Figure  4.  Types of reservoir spaces in coal rocks of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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研究区裂缝类型主要包括割理和应力缝两类(图 4f-h)。割理是煤中凝胶化物质在煤化作用过程中受温度、压力的影响，煤基质收缩产生内张力作用形成的，分为两组大致相互垂直的面割理和端割理。研究区煤岩割理不发育，Y2井成像测井资料显示(图 5)，1号煤仅发育9条割理，均为高角度特征，倾角为69°~89°，平均为82°。其中，面割理3条，端割理6条，面割理以北东—南西走向为主；端割理以北西—南东向为主，割理裂缝宽度为5.9~17.7 μm。应力缝是由构造应力作用下导致煤岩破碎形成的张性、剪性和张剪性裂隙，裂缝平均宽度为90.24 μm，密度为1.8条/cm²，裂缝面孔率平均为1.51%。

图  5  四川盆地东南部南川地区Y2井上二叠统龙潭组1号煤层成像测井

Figure  5.  Image logging of No.1 coal seam in Upper Permian Longtan Formation, well Y2, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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利用CO₂吸附、低温液氮吸附、高压压汞实验分别对孔径小于2 nm、2~100 nm及100 nm以上的煤岩孔隙进行全尺度联合表征。CO₂吸附实验结果显示，孔径小于2 nm的微孔分布呈双峰特征，主要分布于0.50~0.65 nm和1.00~1.10 nm 2个区间，其中前者占主导地位，孔容占比59.15%，后者仅占比7.89%(图 6a)。液氮等温吸附—脱附实验分析结果显示，煤样在2~100 nm阶段的孔隙结构以一端封闭的不透气性孔为主，可见墨水瓶状孔和少量两端开口的开放性孔(图 6b)，说明研究区孔隙类型分布均一，以微孔为主，含少量小孔。高压压汞实验分析结果可以看出，煤样在100 nm以上阶段进汞曲线平坦段显著、过渡带曲率高，退汞效率介于25.28%~33.3%之间，排驱压力约为0.02 MPa (图 6c)，反映出研究区煤层喉道分布较为集中，细喉道占比较高，表现出孔隙具有一定的连通性和渗流能力。根据注入压降测试结果，1号煤层孔隙度为8.5%~15.7%，渗透率为(0.82~1.23)×10^-3 μm²。

图  6  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层全尺度孔隙联合表征

Figure  6.  Combined characterization of pores across all scales in coal seams of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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综合以上分析结果，揭示出研究区龙潭组煤储层储集空间以微孔、微裂隙为主，属孔隙—裂隙型储层。煤岩孔隙以小于10 nm的微孔为主，占比78%，其比表面积占比达99.63%(图 6d)，是研究区最重要的储集空间，具有良好的吸附潜力。

2.2.3   含气性特征

根据实验室含气量测试结果，研究区1号煤层空气干燥基解吸气含量为5.8~21.0 m³/t，平均为14.0 m³/t，总含气量为14.0~46.7 m³/t，平均为25.9 m³/t。综合煤层气钻井及煤田钻孔实测含气量资料，认为研究区含气量平面上呈现出“西高东低、北高南低”的特征。西部Y2井含气量为34.5 m³/t，YY1井含气量为37.6 m³/t；东南部煤田钻孔含气量为11~16 m³/t，显示出随埋深增大而增大的趋势(图 7)。

图  7  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层含气量平面分布

Figure  7.  Planar distribution of gas content in coal seams of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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等温吸附曲线与实际测试含气量的关系显示，研究区1号煤层兰氏体积为16.8~24.6 m³/t，Y2、YY1井游离气占比为39%~44%，游离气占比高，含气饱和度为165%~179%，显示出研究区“高含气、富含游离气、过饱和”的含气特征。煤层气的空间赋存状态主要受温度和压力条件的双重控制，处于动态平衡。在某一特定的深度，即所谓的“临界转换深度”，煤层的吸附能力会经历一个显著的转折点，浅于此深度，压力对煤储层吸附能力的正效应大于温度的负效应，煤层吸附能力随埋深加深而增强，吸附气含量递增；深于此深度，温度的负效应大于压力的正效应，吸附能力降低，煤层气由吸附态向游离态转变^[39-40]。利用煤样在30、40、50、60、70 ℃等多个温度点的等温吸附实验数据，计算了不同温度所模拟的对应埋深及压力条件下的理论吸附量(图 8)。综合煤样实测含气量数据，揭示研究区临界转换深度为1 200 m左右，1 200 m以深实测总含气量增加，吸附量降低，游离气含量呈增大趋势(图 9)。

图  8  四川盆地东南部南川地区YY1井上二叠统龙潭组煤层不同压力下吸附量随温度变化特征

Figure  8.  Variation characteristics of adsorption amount with temperature under different pressures in coal seams of Upper Permian Longtan Formation, well YY1, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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图  9  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层气赋存模式

Figure  9.  Coalbed methane occurrence model in Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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2.2.4   可压裂性特征

深部煤层气由于低孔渗、高应力等特征，显著增加了煤储层改造的难度，而煤层的应力场特征、岩石力学特征、裂缝发育特征是决定煤储层改造的核心要素。

研究区煤岩力学实验结果显示，其杨氏模量为6 758~25 375 MPa，泊松比为0.26~0.40，压裂时更容易发生横向膨胀和破裂，从而有利于裂缝的形成和扩展；且随着埋深的增加，总体表现为杨氏模量降低、泊松比增加的趋势(图 10)。

图  10  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤岩杨氏模量、泊松比随埋深变化特征

Figure  10.  Variation characteristics of Young's modulus and Poisson's ratio of coal rocks with burial depth in Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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地应力实验分析结果显示，研究区煤层最小水平应力梯度为1.5~2.1 MPa/hm，且随埋深增大，水平应力梯度增大，水平应力差异系数逐渐减小(图 11)。埋深在2 000~3 000 m时，地应力为35~60 MPa，两向水平应力差异系数小于0.1，有利于压裂改造。南川地区龙潭组应力呈明显的分区特征，神童坝向斜深部位为地应力高值区，地应力多为60 MPa以上，水平最大主应力多为近东西向；东胜—平桥复背斜地应力为20~60 MPa，水平最大主应力方向多为北东向、北西向，地应力适中，易于压裂改造。

图  11  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤储层地应力随埋深变化特征

Figure  11.  Variation characteristics of in-situ stress in coal reservoirs with burial depth in Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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研究区大部分地区1号煤直接顶板为泥坪—潟湖相深灰色泥岩，厚度2~9 m，平均6 m；东北部东胜—平桥一带以碳酸盐台地相泥灰岩与灰岩的组合为直接顶板，厚度5~10 m，一般7 m；2号煤顶板为灰岩。与顶底板相比，煤岩表现出抗压强度低、水平应力差异系数小的特征，顶板具有较强的应力隔档，压裂难以突破，有利于压力改造(图 12)。

图  12  四川盆地东南部南川地区YY1井上二叠统龙潭组煤层及顶板抗压强度对比

Figure  12.  Comparison of compressive strength between coal seams and roof plates in Upper Permian Longtan Formation, well YY1, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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3.   煤层气富集主控因素

煤层是形成煤层气的物质基础，煤层的生烃能力受成烃母质及煤阶控制，最终在抬升等多期构造作用改造下能够残留的煤层气量受保存条件控制，特别是对于中国南方构造复杂区而言，保存条件对煤层气的富集作用更显重要。据此研究认为，南川地区煤层气富集主控地质因素为：沉积环境控制含煤建造，演化程度控制生烃强度，保存条件控制富集程度。

3.1   沉积环境控制含煤建造

含煤建造作为一种特殊的地质事件，需要古构造、古地理、古气候、古植物等条件的有利匹配，煤层的展布特征受控于沉积环境。沉积环境控制着煤层厚度、层数、煤岩煤质以及煤层顶、底板岩性类型和空间组合与分布特征^[41]，从而很大程度上决定着煤层气生成的物质基础、保存条件和资源潜力。

晚二叠世龙潭期，南川地区处于潮坪—潟湖与浅水混积陆棚的相变区，研究区西部为潮坪—潟湖相区，远离西部康滇古陆主要物源区，陆源碎屑物质输入较少，沉积水体较浅，有利于聚煤作用；东部为浅水混积陆棚相区，水体相对较深，不利于煤层的发育，因此从西向东表现为煤层减少减薄的特征(图 3)。

根据DIESSEL建立的凝胶化指数(GI)和植物组织结构保存指数(TPI)煤相分析图解^[42](图 13)，研究区龙潭组煤层GI指数介于3.2~15.3，平均为6.8，表明为相对潮湿的环境，以潮湿森林沼泽相和覆水森林沼泽相为主，厌氧细菌活跃，有机质供应充分；TPI指数普遍大于1，表明成煤植物以木本植物为主，植物细胞组织结构保存完好，遭受化学降解和自然破碎的程度低。镜质组/惰质组(V/I)比值也常用于解释泥炭沼泽的形成环境，研究区煤层镜质组含量高，平均值为79.7%，V/I比值大于1，也说明聚煤环境潮湿。

图  13  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层煤相分析

Figure  13.  Coal facie analysis of coal seams in Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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龙潭组煤系地层的元素地球化学指标显示，Sr/Cu比值平均为4.25，反映沉积期为温暖潮湿的气候特点，有利于古植物生长，为煤岩的形成提供丰富的物质基础；U/Th比值为0.69~2.47，平均值为1.29，V/(V+Ni)比值为0.82~0.96，平均值为0.92，反映沉积水体分层且底层水体中出现H₂S的厌氧环境，有利于有机质的保存。

沉积环境控制着煤系地层的几何分布，从煤系地层顶、底板岩性组合来看，研究区可以划分为3种类型：(1)自下而上为泥岩—煤层—泥岩的岩性组合(图 14a)，微相组合为潟湖泥—泥炭坪—泥坪；(2)自下而上为泥岩—煤层—泥质灰岩的岩性组合(图 14b)，微相组合为潟湖泥—泥炭坪—碳酸盐台地；(3)自下而上为泥岩—煤层—灰岩的岩性组合(图 14c)，微相组合也为潟湖泥—泥炭坪—碳酸盐台地。3种岩性组合类型均为优势组合，为煤层气提供良好的封盖条件，有利于原位聚集成藏。

图  14  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组1号煤层及顶、底板纵向组合关系

Figure  14.  Vertical combination relationship of No.1 coal seam with roof and floor plates in Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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3.2   演化程度控制生烃强度

构造演化史控制含煤层系沉积埋藏史和热演化史，从而控制了煤层气生成、赋存及成藏全过程。随着煤层埋深的增加，地层温度也随之增加，煤化作用也逐渐加强，在不同煤阶形成的烃类成分、状态、产烃率也不同。热模拟实验表明，低煤阶阶段(R_o值为0.5%~0.7%)，生烃量为165~273 m³/t；中煤阶阶段(R_o值为0.7%~1.9%)，生烃量为442~829 m³/t，高煤阶阶段(R_o值为大于1.9%)，生烃量为972~1 126 m³/t^[41-42]，3个阶段的比值约为1.0∶ 3.0∶4.8。因南川地区煤岩显微组分中缺少壳质组，3个阶段的比值约为1.0∶3.1∶5.3，表明随着热演化程度的增强，总生烃量增加的幅度更高，因此，研究区原始生烃总量受热演化程度控制作用明显。

受构造作用的影响，区内煤层埋深差异较大，整体呈现东浅西深、南浅北深的趋势，导致煤层变质程度各异。从区内钻井资料统计来看，煤层的热演化程度受埋深控制明显，随着埋深的增加，热演化程度整体呈现增大趋势，煤层热演化程度越高，其生烃能力越强，从而为煤层气的富集奠定了良好的气源基础。研究区龙潭组埋藏演化史、热演化史和生烃演化史(图 15)表明，龙潭组沉积后，地层持续沉降至晚侏罗世，大约经历了110 Ma的埋深和煤化作用过程，古地层温度持续升高到170 ℃以上，煤阶达到贫煤、无烟煤阶段。龙潭组煤层在中三叠世进入生烃门限(R_o＞0.5%或者古地层温度高于60 ℃)，煤阶为长焰煤级，开始少量生烃。晚三叠世—中晚侏罗世，地层快速沉降；晚侏罗世，地层最大埋深超5 000 m，地层温度升高，煤化作用进一步加强，煤阶达到瘦煤、贫煤和无烟煤级，煤层生气能力进一步增强，在晚侏罗世达到生烃高峰，煤层生成大量甲烷。早白垩世以来，构造大幅度抬升导致中三叠统以上地层遭受剥蚀，地层温度降低，煤化作用减弱，龙潭组煤层生烃作用基本停滞。燕山期为主生气期，喜马拉雅期以来地层的快速抬升对气藏调整成藏至关重要。

图  15  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组埋藏史与生烃史

Figure  15.  Burial history and hydrocarbon generation history of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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3.3   保存条件控制富集程度

保存条件控制煤层气的富集程度，主要体现在构造改造的强度、埋深和直接顶底板3个方面。

研究区构造上处于四川盆地川东高陡构造带和武陵山褶皱带西北缘，受江南隆起向北西方向递进扩展控制，同时黔北—川南地区遭受燕山晚期近南北向构造叠加，不同的构造区具有不同的构造变形强度和变形方式^[28]。南川地区受燕山中期构造作用影响形成北东向褶皱及断裂，晚期受挤压走滑作用影响形成南北向构造及“S”型断裂。两期构造作用的叠加，形成了现今隆凹相间、东西分带的构造格局。

改造作用强度东强西弱，如东部青龙乡三级断层最大断距为3 500 m，中部龙济桥断层最大断距为2 000 m，西部龙济桥断层最大断距为700 m；构造抬升时间东早西晚，地层抬升幅度东高西低，煤层在研究区东南部剥蚀殆尽，向西埋深加大，保存条件变好，煤层气含气量整体升高。埋藏生烃史表明，研究区主生气期为燕山早—中期，燕山晚期—喜马拉雅期地层整体大幅抬升，导致中三叠统以上地层遭受强烈剥蚀，构造活动对煤层气聚集成藏十分关键。

从研究区煤田钻孔及钻井的煤层现今埋深与含气量相关图(图 16)来看，两者呈现良好的正相关性，即随着埋深的增加，含气量在一定程度上有增高的趋势。在研究区东部，煤层埋深在2 000 m以浅，含气量为10~25 m³/t；而西北地区，随着煤层埋深的增加，含气量普遍大于30 m³/t。这表明深层有利于煤层气的富集，这是因为深层煤层气热演化程度较高，原始生烃总量大；其次，煤层的热演化程度越高，其吸附能力越强；再者，深埋意味着后期相对较小的抬升剥蚀，煤层上覆盖层较厚，保存条件较好，有利于维持较高的压力系统。

图  16  四川盆地东南部南川地区上二叠统龙潭组煤层埋深与含气量相关性

Figure  16.  Correlation between burial depth and gas content in coal seams of Upper Permian Longtan Formation, Nanchuan area, southeastern Sichuan Basin

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此外，受沉积环境的控制，南川地区1号煤层顶板发育3种岩性，包括灰色灰岩、泥质灰岩和深灰色泥岩(图 14)。深灰色泥岩在研究区广泛分布，厚度2~9 m，平均6 m；东北部东胜—平桥一带直接顶板为灰色泥灰岩或深灰色灰岩，厚度5~10 m，一般7 m。1号煤层底板为泥岩，煤层直接顶、底板岩性形成了泥岩—泥岩、泥质灰岩—泥岩、灰岩—泥岩3种组合类型。Y2井为泥岩—泥岩组合类型，实测含气量为34.5 m³/t；SY18井为泥质灰岩—泥岩组合类型，实测含气量为13.4~24.9 m³/t，平均19.2 m³/t；SY1井为灰岩—泥岩组合类型，实测含气量为30.8 m³/t。整体而言，研究区直接顶、底板岩性致密，封盖能力整体好，能够有效阻止烃类气体纵向逸散而滞留聚集，3种直接顶、底板组合类型均显示出良好的含气性，有利于煤层气的保存富集。

4.   结论

(1) 研究区龙潭期为潮坪—潟湖沉积，潭一段1、2号煤层区内分布稳定，厚度2.8~5.7 m；煤岩成分以亮煤为主，煤体结构主要为原生结构煤；显微组分以镜质组为主，平均含量79.7%，热演化程度较高，镜质体反射率为1.6%~2.2%，属瘦煤—贫煤；灰分产率平均14.3%，属低—中灰煤，煤岩煤质条件好。

(2) 煤储层为孔隙—裂隙型储层，微孔占比78%，其比表面积占比达99.63%，有利于煤层气的吸附及压裂后渗流；总含气量为14.0~46.7 m³/t，游离气占比平均为45.1%，具有“高含气、富含游离气、过饱和”及含气量随埋深增加而增大的特征。研究区地应力适中(35~60 MPa)，两向水平应力差异系数小(＜0.1)，顶、底板条件好，可形成良好的应力隔挡，有利于压裂改造。

(3) 南川地区煤层气富集主控地质因素可概括为沉积环境控制含煤建造、演化程度控制生烃强度、保存条件控制富集程度。潮坪—潟湖有利聚煤相为煤层的发育及其岩性空间组合形成提供良好的沉积环境，是成煤基础；构造演化史控制含煤层系沉积埋藏史和热演化史，主导煤化作用，影响原始生烃总量；构造改造的强度、埋深和直接顶底板等保存条件综合控制煤层气的逸散和滞留，保存条件好是煤层气富集的关键地质因素。