Formation model and special significance of helium-rich coalbed methane reservoirs in Mu’ai block, Junlian
-
摘要:
四川筠连沐爱核心区是中国南方第一个成功商业化开发多年的煤层气田，在南方煤层气开发中具有引领意义，然而其富集成因尚待进一步揭示。基于研究区大量的煤层气评价测试井、煤层气试井和煤层气开发井数据为基础，结合测试化验分析，参考并借鉴油气研究成果，结合地质背景，分析了其独特的煤层气富集成藏模式。研究认为：筠连沐爱核心区主力煤层平均含气量为15.58 m3/t，具有“中高灰分煤，高含气量和高饱和度”的特征，且发现原始气藏氦气异常，平均含量为0.074%，煤层气富集区主要位于铁厂沟向斜轴部沐爱断层东侧及区块西部和南部边缘，氦气异常区与煤层气富集区具有协同性。本区地下水矿化度高为其鲜明特色，TDS平均在10 638.3 mg/L，远高于国内外浅层煤层气产区的TDS值，且具有“高氯离子，高硫酸根离子”特征，这与其处于四川盆地边缘，构造活动较弱，地层水为泥岩压实排出水（古海洋水）混合大气降水密切相关。矿化度高的区域煤层含气量高，氦气异常，且具有超压现象，氦气异常推测主要来自深层离心流中水溶氦气的脱气作用。由此，提出了一种新的煤层气成藏模式，即构造−混合水动力封堵型富氦煤层气藏，构造主要体现2方面，一是封闭性好的逆断层为富氦煤层气富集提供了有益边界，二是构造形迹控藏，包括宽缓向斜轴部低部位控藏和构造高点高部位控藏。混合水动力则体现在独特的沉积盆地泥岩压实离心流和大气降水向心流的综合控制，促成了富氦煤层气藏的形成，由此导致，在原始气藏中地下水−煤层气a2氦气具有协同性，在后期长时间的排采过程中，这种动态协同性仍然一致。因此，煤层气藏中富氦可能是煤层气富集的重要指示性指标。
Abstract:The Junlian Mu'ai core area of Sichuan province is the first successfully commercialized Coalbed Methane (CBM) field in southern China, which has leading significance in the development of CBM in southern China. However, its rich geological reason remains to be further revealed. Based on the data from a large number of CBM evaluation test wells, CBM test wells and CBM development wells in the study area, combined with testing and assaying analysis, referring to and borrowing from oil and gas research results, and combining with the geological background, the unique CBM enrichment and formation mode has been analyzed. The research shows that the average CBM of the main coal seams in Junlian Mu’ai core area is 15.58 m3/t, which is characterized by “medium high ash coal, high CBM content and high saturation”, and the helium is abnormal, with an average content of 0.074%. The CBM enrichment area is mainly located at the Mu’ai fault side of the syncline axis of Tiechanggou and the western and southern edges of the block. The helium anomaly area and the CBM enrichment area have synergy. The high salinity of groundwater in this area is its distinctive feature. The average TDS is 10 638.3 mg/L, which is far higher than the TDS value of domestic and foreign shallow CBM production areas. And it also has the characteristics of “high chloride ions, high sulfate ions”. This is closely related to its location at the edge of Sichuan Basin, weak tectonic activity, and the formation water is mudstone compaction drainage water mixed with atmospheric precipitation. The area with high salinity has high CBM content, helium anomaly, and overpressure phenomenon. It is speculated that the helium anomaly mainly comes from the degassing of water-soluble helium in deep centrifugal flow. Therefore, a new model of CBM reservoirs is proposed, that is, the structure-mixed hydrodynamic sealing helium-rich CBM accumulation model. The structure mainly reflects two aspects: one is that the reverse fault with good sealing provides a beneficial boundary for helium-rich CBM enrichment; the other is that the structural trace controls the reservoir, including the low part of the wide and gentle syncline axis and the high part of the structure. The mixed hydrodynamic force is reflected in the comprehensive control of mudstone compaction centrifugal flow and atmospheric precipitation centripetal flow in the unique sedimentary basin, which contributes to the formation of helium-rich CBM reservoirs. As a result, the water-CBM and helium gas in the original gas reservoir have synergism, and this dynamic synergism is still consistent in the later drainage and production process. Therefore, the enrichment of helium in CBM reservoirs may be an important indicator for the CBM enrichment.
-
0. 引 言
川南筠连沐爱核心区块是中国南方第一个成功商业化开发的煤层气田，从2012年投产以来，目前年均产量稳定在1.2亿m3以上，单井直井最高日产量在9 000 m3以上，10 a累计产量在1 408万m3。大部分井已稳产10 a之久，当前平均日产量仍然维持在1 000 m3以上，其高产稳产的鲜明特征在国内尚属少见，类似于引领了中国煤层气开发的沁水盆地南部的潘河区块。本文南方主要是指晚二叠世煤层气资源富集的西南区域，多薄煤层气发育，包括贵州、云南、四川和重庆，其煤层气地质资源量约4.62万亿m3[1]，是我国重要的煤层气产业化后备基地。沐爱核心区的成功开发对于南方晚二叠世龙潭组/宣威组多煤层煤层气开发具有重要的引领意义。
众多学者对筠连区块煤层气富集规律进行了初步研究[2-5]，普遍认为具有沉积−构造−水文三元控气特征，总体规律跟中国其他区块的富集成藏模式类似。关于中国煤层气藏的富集模式，前期研究者主要从沉积、构造、水文等角度进行了深入的研究，针对沁水盆地的有承压−水动力封堵模式[6]，针对铁法盆地有构造−水动力模式[7]，针对鄂尔多斯盆地东部的有地层水压封闭富气模式、单斜构造富气模式等[8]。
尽管煤层气是非常规天然气，某些区域某些层段表现为连续型气，不具有藏的概念，然而在实际的勘探开发中证明了富集仍然表现为不均一性，富集区煤层气井产量往往较高，比如澳大利亚Surat盆地鼻状构造高点是煤层气的高产区，与其构造高点控气富气是密不可分的[9-10]。因此，煤层气藏富集模式的科学认识，是煤层气甜点区优选的关键基础，准确认识筠连区块煤层气藏地质模式，对于明确煤层气富集高产的“筠连模式”，并在南方煤层气勘探开发中发挥引领和示范作用，推动南方煤层气的规模化商业化开发具有重要意义。
本文在查阅大量研究区常规油气勘探开发成果及国内外煤层气盆地研究资料的基础上，基于筠连沐爱核心区大量的煤层气评价井、煤层气试井和典型煤层气开发井数据为分析基础，阐明了筠连区块煤层气地质背景，研究分析了煤层气富集特征及其地质控制因素，发现了研究区初始煤层气藏为富氦煤层气成藏模式，具有独特的构造−混合水动力控藏模式，并探讨了富氦煤层气藏独特的地下水−煤层气−氦气的静态−动态协同性及其指示意义。研究成果对于南方煤层气甜点区优选及潜在的氦气资源勘探具有重要的指导意义。
1. 煤层气田地质背景
筠连沐爱核心区块区位于四川盆地边缘的川南坳陷带，南邻黔北坳陷，齐岳山隐伏断裂为其分割线（图1）。黔北坳陷属于大娄山构造带，为盆山转换带，由四川盆地向黔中隆起过渡[11]。受雪峰构造体逆冲推覆影响，从东南黔北坳陷带向西北川南坳陷带，构造变形趋于减弱[12]。
川南坳陷以宽缓向斜和紧闭背斜隔挡式褶皱形变为特征，向斜内以寒武系—志留系地层隐伏叠瓦状断裂为主要断裂组合，背斜狭小，两翼倾陡，发育对冲、反冲式断裂组合。滇黔北坳陷内部背斜相对宽缓开阔，向斜相对紧闭，由上古生界及中生界组成，两翼产状较陡，与相邻背斜带之间常有深大断裂发育，滇黔北坳陷内断裂常呈对冲样式。
沐爱核心区为沐爱复式向斜，包括铁厂沟向斜、武德向斜和牌坊背斜3个构造单元，呈NNE向排列分布。由三维地震解释来看，铁厂沟向斜为一宽缓向斜，而武德向斜相对紧闭，牌坊背斜两侧为逆断层夹持。区内主要发育NE的沐爱逆断层，EW的云台寺逆断层，部分断层可切割至盆地基地。推测断层封闭性好，对气藏的破坏作用弱。
筠连含煤地层为晚二叠世宣威组，宣威组厚度140 m左右，主要为冲积平原、潟湖和潮坪相。上覆地层为早三叠世飞仙关组，下伏地层为晚二叠世峨眉山玄武岩组，二叠系与下伏志留系平行不整合接触。煤层主要发育于宣威组上段，含煤10～20余层，煤层总厚在8 m左右，主要可采煤层为C2+3上煤组和C7+8下煤组，可采煤层总厚平均在7 m左右，下煤组厚度大于上煤组。这4层煤是本区煤层气开发的主要目的层，上下煤组跨度在10～30 m左右。C8煤层底深主要在400～1 000 m，本区属于浅层煤层气田（埋深<1 000 m）。煤层镜质组最大反射率在2.30%～3.85%，平均反射率为3.3%，主要为无烟煤。灰分产率主要在16%～40%，平均值在32.21%，灰分较高，多属中高灰分煤。
2. 数据来源及试验测试
2.1 数据来源
本文中涉及到的煤层气田的勘探开发数据，比如煤层含气量数据，煤层气井产出水组分及矿化度数据，储层压力数据，排采数据等均来源于中国石油勘探开发研究院和浙江油田在对筠连区块煤层气勘探开发中形成的数据，均按照相关国家标准和行业规范完成，数据可靠。
2.2 煤层气气体组分测试及稀有气体同位素测试
为研究时间尺度下煤层气气体组分变化，涉及到2批次的气体样品分析测试，气样均采集自正在排采的煤层气井产出气。
第1批次样品分析测试于2012—2013年煤层气井刚投产时的取样测试，此时煤层气藏刚被打开，属于气水产出早期，可一定程度上反映原始气藏的气体组分特征，共取样25口。第2批次样品采集分析测试完成于2022年年底—2023年年初，为煤层气井排采衰减期取样测试，此时煤层气井已排采10 a左右，可反映排采后期气藏的气体组分特征。共取样28口。测试仪器为气相色谱仪（GC9790）和四极质谱仪（HPA220），测试流程完全按照国家标准天然气的组成分析气相色谱法GB/T 13610—2020和质谱分析方法通则GB/T 6041—2020完成测试，特别是在稀有气体测试过程中进行了色谱和质谱法同时测试，2种测试结果一致。表1为前后2次一些重点井测试结果。
表 1 主要煤层气井气体组分测试及稀有气体同位素测试结果Table 1. Results of gas component testing and rare gas isotope testing of major CBM wells井名 第2次部分测试结果 第2次测试结果 CH4/% N2/% CO2/% He/% CH4/% N2/% CO2/% He/% （3He/4He）/10−8 L11 94.04 5.79 0.02 0.110 97.92 1.98 0.06 0.0057 — L15 96.48 3.41 0 0.100 99.38 3.99 0.05 0.0030 — L201-2 96.93 2.93 0 0.114 98.48 1.42 0.05 0.0084 1.33 L17 95.42 4.50 0.03 0.020 98.89 1.04 0.05 0.0012 2.09 L201-3 96.64 3.14 0.09 0.101 99.01 0.91 0.05 0.0079 — L12 92.37 7.32 0.01 0.074 99.22 0.68 0.05 0.0029 — L1901-6 96.89 2.90 0.01 0.172 98.49 1.42 0.04 0.0242 0.972 L13 96.82 3.15 0 0.007 98.81 1.11 0.04 0.0014 — L9 95.17 4.60 0.15 0.024 98.76 1.15 0.03 0.0051 — L204-4 96.99 2.87 0.02 0.083 98.90 1.02 0.04 0.0033 — L102 96.42 3.44 0.02 0.094 99.17 0.75 0.04 0.0037 — L10 95.94 3.79 0.06 0.182 — — — — — L102-6 — — — — 97.39 2.53 0.04 0.010 0.617 注：“—”为无数据 为研究稀有气体气源，在第2批样品分析测试中选择9口典型煤层气井气样完成了稀有气体同位素测试。测试仪器为稀有气体同位素质谱仪（Noblesse SFT），测试程序严格按照国家规范进行，部分结果见表1。
3. 结果与讨论
3.1 煤储层含气性特征
煤层气含量是确定煤层气资源量和可采性的重要参数[14-16]，高产井往往含气量高。基于研究区17口煤层气评价井实测含气量数据统计显示，沐爱核心区块煤层气实测含气量在11.28～18.80 m3/t，平均含气量为15.58 m3/t，主力煤层C2+3煤和C7+8煤煤层含气量相差无异，有时下组煤层含气量高于上组煤层，差值一般在1～2 m3/t，煤层含气饱和度介于65.27%～100%，平均为90.26%。甲烷体积分数介于86.55%～97.33%，平均为94.21%，甲烷体积分数高。同时，发现本区域氦气异常，图2为研究区25口煤层气井在投产初期取样测试的氦气含量，含量介于0.002%～0.182%，平均0.074%，高于0.05%的工业门槛（图2）。
总体而言，本区煤层气含量远远高于西南煤层气Ⅰ类区块的煤层气含量界限值12 m3/t，高于同煤阶的老厂雨旺区块，略高于织金区块[17]。由于本区域煤层灰分产率较高，远高于同等变质程度织金区块的煤层灰分产率。实测含气量样品灰分平均值在32.21%，属于中高灰分煤，若换算干燥无灰基基准，实测含气量在17.74～26.17 m3/t，平均含气量为23.27 m3/t，即本区域煤储层具有“中高灰分煤，高含气量，高饱和度，氦气异常”的鲜明特征。煤层含气量高是本区域煤层气井能够获得高产稳产的一个重要地质因素，而潜在的氦气异常则具有丰富的指示意义，也可为本区煤系伴生资源的勘探开发提供新选择。
进一步来看，煤层含气量与埋深关系，并未服从随埋深增大，含气量增大的一般规律，而是具有随埋深增大，含气量趋于缓慢减小的趋势，不论是空气干燥基含气量，还是干燥无灰基含气量（图3），暗示了本区域控藏的复杂性，但含气量与灰分产率具有明显的负相关性（图4），储层的内在品质是影响含气性的重要因素。
![]()
图 3 沐爱核心区煤层实测含气量与埋深关系图Figure 3. Measured gas content of coal seams in relation to burial depth in the core area of Mu’ai![]()
图 4 沐爱核心区煤层实测含气量与灰分产率关系图Figure 4. Measured gas content of coal seams in relation to ash yield in the core area of Mu’ai从C7+8煤平均含气量等值线图来看（图5），整体含气量高，在12 m3/t以上，其中富气区主要位于铁厂沟宽缓向斜轴部，即底板标高低值区，平均含气量大于17 m3/t，呈现大面积分布，东翼往东南方向含气量逐渐降低。其次，牌坊背斜南部和武德向斜西翼靠近轴部区域含气量较高，也可达到17 m3/t。武德向斜北部和牌坊背斜北部，靠近云台寺断层附近含气量相对较低，其主要原因是由于煤层灰分偏高所致，灰分大部分在35%以上。
![]()
图 5 研究区C7+8煤含气量等值线图Figure 5. Contour map of gas content of C7+8 coal in the study area3.2 地下水化学场及动力场
地下水是油气运移、聚集的动力和载体，与油气成藏、保存密切相关。不论是研究常规油气，还是煤层气，国内外对此做了大量的研究[18-21]。其中地下水矿化度TDS是反映油气运移聚集保存的一个重要地球化学指标，且容易获取。筠连煤层气井产出水TDS在947～68 072 mg/L，平均在10 638.3 mg/L，具有“高氯离子、高硫酸根离子、高矿化度”特征，其中水中阳离子主要为钠离子、钙离子，阴离子主要为氯离子、碳酸氢根离子，和硫酸根离子等，水型主要为氯化钙型、硫酸钠和碳酸氢钠型，为典型的滞留水环境[22]。
图6为国内沁水盆地、鄂尔多斯盆地、新疆准噶尔盆地，贵州云南等1 000 m以浅的煤层气井产出水TDS数据，大部分小于10 g/L，普遍在5 000 mg/L以下。进一步来看，美国Powder River盆地煤层气井产出水TDS在252～2 768 mg/L，平均997 mg/L；SanJuan盆地煤层气井产出水TDS在150～39 260 mg/L，平均在4 693 mg/L；Raton盆地煤层气产出水TDS在244～14 800 mg/L，平均在2 512 mg/L[23]；澳洲Surat盆地煤层气井产出水TDS在326～18 154 mg/L，平均在2 827 mg/L；Bowen盆地煤层气井产出TDS在7 160～10 200 mg/L，平均在8 767 mg/L[24]。由此来看，筠连煤层气井产出水TDS值远远高于国内外主要的煤层气产区的TDS值。
![]()
因此，筠连煤层气井产出水地球化学特征具有特殊性，通常可使用常规离子比例系数来判断煤层气井产出水的来源。海水的Br−×103/Cl−值为3.4，Br−×103/Cl−>3.4为古海水入侵的沉积水，Br−×103/Cl−<1为大气降水[33]。研究区内Br−×103/Cl−普遍大于3.4，平均为6.88。同时${\mathrm{SO}}_4^{2-} $含量远远超过Ca2++Mg2+的含量，说明硫酸盐岩的溶解并不是${\mathrm{SO}}_4^{2-} $的主要来源，而是与古海水相关。
前人在研究本区域油气保存条件时，采用地下水化学−动力学做了诸多研究，可借鉴于煤层气保存条件的研究。朱振宏等根据地形、流体地球化学特征、温泉分布及水循环深度估算等研究，建立了黔北坳陷与周缘现今地下水动力场（图7）。研究认为川南坳陷与黔中隆起地下水具有差异，川南坳陷自早古生代以来一直处于构造低位置，地形平缓，构造活动相对较弱，无深大断裂发育，整体处于泥岩压实排出水离心流区，油气保存条件好，而黔中隆起先后经历了加里东末期、印支期和燕山期—喜马拉雅期的抬升剥蚀，二叠系和三叠系广泛出露，断裂发育且开启程度较高，大气水下渗强烈，整体处于大气水下渗向心流区，油气保存条件差，而黔北坳陷为过渡区。
![]()
上述分析，从常规油气的角度，地下水动力场引入沉积盆地泥岩离心流，探讨油气富集，而筠连所处位置位于泥岩离心流I3区（图7）。以上，诸多证据支持筠连区块煤系地层地下水主要为泥岩压实离心流即古海水混合大气降水向心流，导致浅部位地下水异常高的矿化度，具有特殊的地层水水源，且煤层气保存条件好。
从本区煤系地层地下水矿化度平面分布图来看（图8），高值区出现在武德向斜西翼底板标高高值区，以L10井为例，最大值达到了68 072.2 mg/L，其次为铁厂沟向斜轴部底板标高低值区矿化度值较高，整体在20 000 mg/L。综合表现为研究区西部及南部地下水矿化度较高，即边缘区域地下水矿化度较高，沐爱断层东侧铁厂沟向斜轴部较高，研究区北侧云台寺断层附近地下水矿化度较低的特征。
![]()
图 8 沐爱核心区煤系地层地下水矿化度等值线图Figure 8. Contour map of groundwater TDS in coal beds in the core area of Mu’ai进一步探讨宣威组C7+8煤层水动力场（图9）。本区地下水补给主要从南部盆地边缘补给，向盆地内部径流，即大致为从南向北补给，西部边缘存在排泄区，东北部靠近云台寺断层附近为滞留区，同时在沐爱断层东侧存在滞留区。本区域地下水流场较为复杂，这跟混合水型地下水的成因相关，在西部的排泄区，矿化度反而高，反映了泥岩压实离心流越流补给的控制作用，而在东北侧的L17井附近，尽管显示为滞留区，然而矿化度并不是很高，这可能与其相对远离盆地边缘，泥岩压实离心流越流补给弱相关。
![]()
图 9 沐爱核心区C7+8煤层水动力场平面图Figure 9. Plan of hydrodynamic field of C7+8 coal seam in the core area of Mu’ai3.3 富氦煤层气成藏模式
3.3.1 氦气来源及其聚集规律
前已述及，沐爱核心区原始煤层气藏氦气含量异常。天然气气藏中氦气一般有3种来源，大气源、壳源和幔源。大气源是指大气中的氦气通过溶解在地下水中，经过运移聚集到天然气藏中；壳源氦气来源于地壳中放射性元素衰变；幔源氦气来源于地幔物质逸出[34]。根据大量研究，富氦天然气藏中的氦气主要以壳源氦为主，幔源氦气为辅[35]。在国内，与天然气藏共同成藏的壳源型氦气，且具有工业价值的，目前报道的有四川盆地威远气田，塔里木盆地和田河气田、鄂尔多斯盆地东胜气田等[36-38]。在国外，主要有美国的Hugoton、Keyes、Cliffside等气田[39-40]，俄罗斯的Sobinskoe、Yurubcheno Tokhomskoye、Kovyktinskoye等气田，阿尔及利亚的Hassi R‘Mel’气田[39]。国外富氦天然气氦气含量一般要高于国内富氦天然气氦气含量，国外氦气含量一般在0.1%以上，有的可达到1%以上。
以上主要是富氦天然气藏，富氦煤层气藏鲜见报道。目前部分学者对沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东石楼西、贵州六盘水煤田少量煤层气井气样中的氦气做了初步的研究，其中鄂尔多斯盆地东石楼西深部2口煤层气井初期排采中的氦气含量较高，最高达到0.23%[41]，六盘水煤田中4个向斜的氦气含量平均在0.033 6%，其中大河边向斜最高，达到0.113 6%[42]，这与大河边煤层气田为超饱和气田相关。沁水盆地南部煤层气井中的氦气含量很低，平均为0.000 86%[43]，与其处于排采后期相关。综上，筠连煤层气藏中初始氦气含量显著高于同深度范围的六盘水煤田、沁水盆地南部的煤层气井产出气的氦气含量。
在国外，美国Forest city盆地、澳大利亚Bowen盆地等部分煤层气井的氦气含量均较高，分别为0.125%和0.73%，波兰早期在井下获取的煤芯解吸气中的氦气含量也可达到0.135 7%，说明煤层气藏中也不乏富氦气田的存在（表2）。尽管，非常规天然气中的氦气含量相比天然气中的氦气含量较低，但由于其资源量大可带来非常可观的潜在氦气储量，已引起一些学者的高度关注[44]。我国煤层气资源丰富，埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量30.5万亿m3[1]，2 000 m以深40.47万亿m3[45]，以及近海海域7.0万亿～11.5万亿m3[46]。其中深部煤层气田及浅部封盖性好的饱和度高的煤层气田是富氦煤层气的潜力区。
表 2 国内外主要富氦煤层气藏氦气含量统计表Table 2. Statistics of helium content in major helium-rich CBM reservoirs at home and abroad国家 盆地 气田 层位 He/%
（平均值(样本数)）数据来源 中国 四川盆地 筠连 二叠 0.074（25） 本文 鄂尔多斯盆地 石楼西 二叠 0.23 文献[41] 石炭 0.09（5） 沁水盆地 沁水盆地南部 石炭—二叠 0.000 86（23） 文献[43] 黔西盆地 六盘水 二叠 0.033 6（12） 文献[42] 美国 Forest City盆地 Johnson and Miami Counties 石炭系 0.125（4） 文献[40] 墨西哥湾盆地 Wilcox Group, north-central Louisiana 古近—新近系 0.055（27） 文献[47] 波兰 San Juan — 白垩系 0.00 176 文献[48] 澳大利亚 Upper Silesia — 石炭系 0.135 7（23） 文献[49] 沐爱核心区位于四川盆地边缘。贾承造院士早期指出我国中西部盆地是构造相对稳定的小型克拉通盆地，盆内以壳源氦为主。四川盆地威远气田和涪陵页岩气中的氦气主要为壳源氦[50-51]。根据采集的煤层气中氦气同位素测试结果，计算了煤层气中的幔源氦所占份额，计算式如下[52]：
$$ {\mathrm{Hemantle}} =\frac{({}^{3}\text{He}/{}^{4}\text{He})\text{sample}-({}^{3}\text{He}/{}^{4}\text{He})\text{crust}}{({}^{3}\text{He}/{}^{4}\text{He})\text{mantle}-{{({}^{3}\text{He}/{}^{4}\text{He})}_{\text{crust}}}}\times 100\%$$ (1) 上述公式中壳源（crust）氦3He/4He取值为2×10−8[53]，幔源（mantle）氦3He/4He取值为1.1×10−5[54]。计算结果显示：本区域幔源氦气占比为0～2.95%，主要为壳源氦气。
从氦气含量平面分布图上来看与地下水矿化度等值线吻合度较高（图10），地下水矿化度高的区域，氦气含量高。氦气主要富集于铁厂沟向斜轴部，及研究区的西南、西部边缘。由此推测氦气可能主要来源于深部古老地下水携带的水溶氦气，运移到浅部，受亨利定律的控制，脱溶与煤层气一起成藏。本区域深部氦源可能包括多种类型，盆地基地的岩浆岩，志留系龙马溪组页岩，二叠系峨眉山玄武岩和宣威组煤系地层，志留系与二叠系平行不整合接触，区域内多数断层切穿了志留系龙马溪组页岩和盆地基地，具有“多源供氦”的特征，其中龙马溪组页岩生氦能力强于煤系地层，且平行不整合直接接触，是最有可能的氦气来源层位。这也进一步证明了，本区地下水为混合型地下水，存在深层的离心流[22]，离心流越流的时空路径后期值得做进一步的深入研究。同时氦气是一种极轻的单原子稀有气体，具有优良的渗透性，极易逸散，能够保存下来且普遍异常，说明本区气藏保存条件独特且优越，氦气异常区也往往是煤层气富集区，两者具有一定的协同性。
根据研究区试井结果，相应的做了研究区C7+8煤储层压力梯度等值线图（图11），从结果来看，研究区南部、西南部整体储层压力梯度相对较高，显示为超压，暗示流体保存条件好。而在牌坊背斜的北部和铁厂沟向斜的北部，靠近云台寺断层附近，储层压力较低，表现为欠压。其分布趋势，大致吻合于矿化度等值线图，高矿化度区域，高含气量区域一般储层表现为超压。高矿化度区域，高煤层气含量区域一般氦气异常，地下水−煤层气−氦气，三者之间具有内在的联动性和协同性（图12、图13），这种内在联动性的本质在于，高矿化度的混合地下水为氦气运移和煤层气聚集提供了动力和载体，同时矿化度越高溶解的氦气越多，由于氦气特殊的物理性质，无法依靠浮力进入圈闭，煤层气聚集则是氦气最后进入气层的重要运移载体，而构造−沉积的综合匹配，提供了煤系气成藏优良的保存条件，则是关键，在此基础上，高矿化度的混合地下水、煤层气含量高、氦气异常具有协同性，彼此为对方富集的重要标志。
![]()
图 11 沐爱核心区C7+8煤储层压力梯度等值线图Figure 11. Pressure gradient contour map of C7+8 coal reservoir in the core area of Mu’ai3.3.2 成藏模式及其动态演变
根据三维地震资料，沿沐爱核心区东西向做剖面（图1b中剖面线），主要穿越铁厂沟宽缓向斜和牌坊背斜，结合典型煤层气开发井数据反演（L13、L19、L12、L908-2），地下水地球化学性质，揭示其原始气藏的富集地质模式。剖面图完整的展示了沐爱核心区铁厂沟宽缓向斜，轴部平缓，延展范围广，向斜东翼较缓。牌坊背斜更接近断块，西部紧邻武德向斜，不同构造单元之间由高角度逆断层分割（图14）。
![]()
图 14 研究区煤层气成藏模式：构造−混合水动力封堵型富氦煤层气藏Figure 14. Model of CBM formation in the study area: tectonic-mixed hydrodynamic plugging of helium-rich CBM reservoirs处于宽缓向斜斜坡的L13井，平均含气量为16.41 m3/t，氦气含量为0.007%，稳产期产出水TDS为4 350 mg/L，矿化度低，水头水位较低，显示为弱径流。处于宽缓向斜轴部的L19井，平均含气量为17.72 m3/t，井组中氦气含量最高值为0.172%，稳产期产出水TDS为25 416 mg/L；水头水位较高，L102井，平均含气量为18.73 m3/t，氦气含量为0.094%，稳产期产出水TDS为28 399 mg/L，水头水位较高，综合显示为地下水滞留区。西侧的封闭性断层沐爱断层亦起到了封堵作用，从而在宽缓向斜轴部形成了一个封堵型的富氦煤层气藏，由此应该重视封闭性断层在煤层气成藏过程中的积极作用。进一步来看，综合水位表征具有由高水位向低水位径流的特征，然而矿化度却相反，向斜轴部靠近断层一侧矿化度高的区域综合水位相对较高，这与传统的构造−水动力封堵性气藏有所不同。北方沁水盆地南部寺头断层东侧区域的构造−封堵型气藏，靠近断层一侧水位低，矿化度相对较高，为煤层气滞留区，该种类型主要为大气降水补给形成，滞留区矿化度大致在3 000 mg/L[6]，远远低于本区域30 000 mg/L。同时，向斜轴部的L19和L102井组为本区块的高产井组，稳产已10 a以上，井组中一些井10 a平均产气量最高达到2 143 m3/d，累计产量达到了845.71万m3，显示出极好的开发效果，具有高产稳产的特征。
牌坊背斜L908-2井，位于高部位，平均含气量为17.48 m3/t，稳产期产出水TDS为28 940 mg/L，本井前期未测氦气含量，基于地下水−氦气−煤层气三者之间的协同性，推测氦气含量较高。本区域7+8煤煤系顶板多为炭质泥岩和泥岩，封盖性好[5]，在封盖性和圈闭较好的构造高部位也可形成滞留区，具有常规油气的特征。主要由离心流越流补给控制导致的，较高的矿化度是由于离心流长距离越流浓缩造成的。
进一步的研究显示，原始富氦煤层气藏中的地下水−煤层气−氦气内在的协同性，随煤层气排采时间的延长，依然表现出一种协同性。在初始排采阶段，原始地层水快速释放，日产水量较大，1 m3以上，煤层气日产气量也快速上升，这种快速上升得益于初始气藏中的部分游离气快速释放，及吸附气的快速补充，在1.5 a的时间左右，达到产气高峰，此阶段产出水的TDS值高，由于组分分馏的差异性，氦气也快速释放，氦气含量高，表现为异常。在达到稳产阶段后，产气量较为稳定，但在缓慢下降，日产水量降低，基本在0.1 m3，TDS值也在缓慢下降，此阶段大致经历8 a左右。到后期的衰减阶段，产水量和矿化度均较低，相应的氦气含量逐渐降低，也已相应的进入衰减阶段。以L102井为例（图15），开始排采时间为2012年8月，在2012年11月见套压后，开始产气，此时测试的氦气含量为0.094%，此阶段TDS值为26 833.3 mg/L，经过近10 a的排采，目前已处于衰减阶段，2022年12月取样测试，此时的氦气含量为0.003 7%，此阶段TDS值已降低至2 500 mg/L左右，同井组的其他井氦气含量也可达到0.01%，与常规天然气正常氦气含量基本相当，但上述值也远远大于排采期相当的沁水盆地南部一些煤层气井的测试结果0.000 86%[43]。
![]()
图 15 L102井排采曲线及产出水TDS变化Figure 15. Well L102 discharge and recovery curves and TDS changes in produced water尽管，氦气含量随着排采时间的增加动态趋于减小，但在空间分布上依然与原始气藏氦气的分布高度一致（图16）。前后2次测试结果，时间跨度在10 a左右，第1批测试结果氦气含量明显较高，表现为普遍的异常，新的测试结果，氦气含量明显降低，部分测试也可达到0.02%以上，但前后2次测试结果表现出正相关关系，早期测试较高的，现在依然较高，主要分布在铁厂沟向斜轴部，L102井组和L19井组，最高为0.024%。这也揭示出，随着排采时间的增加，煤层气产量的缓慢降低，产出水矿化度的缓慢降低，产出氦气含量也在缓慢降低，相应的甲烷浓度在逐渐增高。
![]()
图 16 氦气含量前后2次测试结果比较Figure 16. Comparison of the results of two tests before and after the helium content目前在报道的文献中，尚未见到关于氦气在产出过程中大的时间尺度下的变化规律，但基于氦气的物理性质，组分分馏的差异性，及跟烃类天然气藏的相互关系，预测其大致也是一个衰减的过程，即富氦煤层气井在产出过程中，煤层气产量和氦气体积分数均表现为衰竭式。富氦煤层气藏氦气产出过程中的衰减规律，取决于煤层气产量和产出水矿化度的变化，在后期研究中值得进一步开展工作。
综上，本区独特的富氦煤层气成藏模式，是构造和混合水动力综合控制下形成的，构造主要体现2方面，一是封闭性好的逆断层作为封堵边界为煤层气富集提供了有益边界，在煤层气成藏中具有普遍性；二是构造形迹控藏，包括宽缓向斜轴部低部位控藏和构造高点高部位控藏，后者的基础是具有封盖性强的盖层。水文则体现在沉积盆地泥岩压实离心流即古海洋水和大气降水向心流的综合控制，泥岩压实离心流的存在是煤层气藏中氦气异常的主要原因，与传统的水动力控藏明显不同，同时存在泥岩压实离心流意味着本区域沉积盆地变形弱，保存条件好，综合水动力作用下促成了煤层气和氦气的富集和保存，更促成了在部分构造高部位富集成藏。由此导致，在原始气藏中地下水−煤层气−氦气具有协同性，在后期排采过程中，这种动态协同性仍然一致，其中，煤层气藏中富氦可能是煤层气富集的重要指示性指标，其相互关联性值得后续做进一步的深入研究。
4. 结 论
1）筠连核心区煤层气含量平均为15.58 m3/t，具有“中高灰分煤，含气量高和饱和度高”的特征，且氦气异常，含量介于0.002%～0.182%，平均为0.074%，煤层气富集区主要位于铁厂沟向斜轴部沐爱断层一侧及区块西部和南部边缘，氦气异常区与煤层气富集区具有协同性。
2）本区地下水矿化度高为其鲜明特色，TDS在947～68 072 mg/L，平均在10 638.3 mg/L，远高于国内外浅层煤层气产区的TDS值，且具有“高氯离子，高硫酸根离子”特征，这与其处于四川盆地边缘，构造活动较弱，地层水为泥岩压实排出水混合大气降水密切相关。矿化度高的区域煤层含气量高，氦气异常，且具有超压现象，氦气异常推测来自深层离心流的作用。
3）提出了一种新的煤层气成藏模式，即构造−混合水动力封堵型富氦煤层气藏，构造主要体现2方面，一是封闭性好的逆断层为富氦煤层气富集提供了有益边界，二是构造形迹控藏，包括宽缓向斜轴部低部位控藏和构造高点高部位控藏。混合水动力则体现在独特的沉积盆地泥岩压实离心流和大气降水向心流的综合控制，促成了富氦煤层气藏的形成。由此导致，在原始气藏中地下水−煤层气−氦气具有协同性和关联性，在后期排采过程中，这种动态协同性仍然一致。煤层气藏中富氦可能是煤层气富集的重要指示性指标。
-
![]()
图 3 沐爱核心区煤层实测含气量与埋深关系图
Figure 3. Measured gas content of coal seams in relation to burial depth in the core area of Mu’ai
![]()
图 4 沐爱核心区煤层实测含气量与灰分产率关系图
Figure 4. Measured gas content of coal seams in relation to ash yield in the core area of Mu’ai
![]()
图 5 研究区C7+8煤含气量等值线图
Figure 5. Contour map of gas content of C7+8 coal in the study area
![]()
![]()
![]()
图 8 沐爱核心区煤系地层地下水矿化度等值线图
Figure 8. Contour map of groundwater TDS in coal beds in the core area of Mu’ai
![]()
图 9 沐爱核心区C7+8煤层水动力场平面图
Figure 9. Plan of hydrodynamic field of C7+8 coal seam in the core area of Mu’ai
![]()
图 11 沐爱核心区C7+8煤储层压力梯度等值线图
Figure 11. Pressure gradient contour map of C7+8 coal reservoir in the core area of Mu’ai
![]()
图 14 研究区煤层气成藏模式：构造−混合水动力封堵型富氦煤层气藏
Figure 14. Model of CBM formation in the study area: tectonic-mixed hydrodynamic plugging of helium-rich CBM reservoirs
![]()
图 15 L102井排采曲线及产出水TDS变化
Figure 15. Well L102 discharge and recovery curves and TDS changes in produced water
![]()
图 16 氦气含量前后2次测试结果比较
Figure 16. Comparison of the results of two tests before and after the helium content
表 1 主要煤层气井气体组分测试及稀有气体同位素测试结果
Table 1 Results of gas component testing and rare gas isotope testing of major CBM wells
井名 第2次部分测试结果 第2次测试结果 CH4/% N2/% CO2/% He/% CH4/% N2/% CO2/% He/% （3He/4He）/10−8 L11 94.04 5.79 0.02 0.110 97.92 1.98 0.06 0.0057 — L15 96.48 3.41 0 0.100 99.38 3.99 0.05 0.0030 — L201-2 96.93 2.93 0 0.114 98.48 1.42 0.05 0.0084 1.33 L17 95.42 4.50 0.03 0.020 98.89 1.04 0.05 0.0012 2.09 L201-3 96.64 3.14 0.09 0.101 99.01 0.91 0.05 0.0079 — L12 92.37 7.32 0.01 0.074 99.22 0.68 0.05 0.0029 — L1901-6 96.89 2.90 0.01 0.172 98.49 1.42 0.04 0.0242 0.972 L13 96.82 3.15 0 0.007 98.81 1.11 0.04 0.0014 — L9 95.17 4.60 0.15 0.024 98.76 1.15 0.03 0.0051 — L204-4 96.99 2.87 0.02 0.083 98.90 1.02 0.04 0.0033 — L102 96.42 3.44 0.02 0.094 99.17 0.75 0.04 0.0037 — L10 95.94 3.79 0.06 0.182 — — — — — L102-6 — — — — 97.39 2.53 0.04 0.010 0.617 注：“—”为无数据 
下载: 导出CSV
表 2 国内外主要富氦煤层气藏氦气含量统计表
Table 2 Statistics of helium content in major helium-rich CBM reservoirs at home and abroad
国家 盆地 气田 层位 He/%
（平均值(样本数)）数据来源 中国 四川盆地 筠连 二叠 0.074（25） 本文 鄂尔多斯盆地 石楼西 二叠 0.23 文献[41] 石炭 0.09（5） 沁水盆地 沁水盆地南部 石炭—二叠 0.000 86（23） 文献[43] 黔西盆地 六盘水 二叠 0.033 6（12） 文献[42] 美国 Forest City盆地 Johnson and Miami Counties 石炭系 0.125（4） 文献[40] 墨西哥湾盆地 Wilcox Group, north-central Louisiana 古近—新近系 0.055（27） 文献[47] 波兰 San Juan — 白垩系 0.00 176 文献[48] 澳大利亚 Upper Silesia — 石炭系 0.135 7（23） 文献[49]
下载: 导出CSV
-
[1] 张道勇,朱杰,赵先良,等. 全国煤层气资源动态评价与可利用性分析[J]. 煤炭学报,2018,43(6):1598−1604. ZHANG Daoyong,ZHU Jie,ZHAO Xianliang,et al. Dynamic assessment of coalbed methane resources and availability in China[J]. Journal of China Coal Society,2018,43(6):1598−1604.
[2] 韩永胜,黄小青,贺满江. 筠连煤层气开发单元划分及生产特征研究[J]. 煤炭技术,2021,40(3):8−11. HAN Yongsheng,HUANG Xiaoqing,HE Manjiang. Study on division and production characteristics of Junlian coalbed methane development unit[J]. Coal Technology,2021,40(3):8−11.
[3] 韩永胜,黄小青,尹开贵,等. 筠连煤层气气藏地质特征及产气规律[J]. 中国煤层气,2020,17(4):19−23. HAN Yongsheng,HUANG Xiaoqing,YIN Kaigui,et al. Geological characteristics and gas production rules of CBM reservoir in Junlian area[J]. China Coalbed Methane,2020,17(4):19−23.
[4] 梁兴,单长安,李兆丰,等. 山地煤层气勘探创新实践及有效开采关键技术:以四川盆地南部筠连煤层气田为例[J]. 天然气工业,2022,42(6):107−129. LIANG Xing,SHAN Chang’an,LI Zhaofeng,et al. Exploration innovation practice and effective exploitation key technology of mountain coalbed methane:Taking the Junlian coalbed methane field in southern Sichuan Basin as an example[J]. Natural Gas Industry,2022,42(6):107−129.
[5] 赵洋. 构造复杂区煤层气富集机理及开发对策优化研究—以四川筠连地区为例[D]. 徐州:中国矿业大学,2022:1−106. ZHAO Yang. Study on the enrichment mechanism and development strategy optimization of coalbed methane in complex structural areas-Taking Junlian area of Sichuan as an example[D]. Xuzhou:China University of Mining & Technology,2022:1−106.
[6] 王勃. 沁水盆地煤层气富集高产规律及有利区块预测评价[D]. 徐州:中国矿业大学,2013. WANG Bo. Enrichment and high yield law of coalbed methane in Qinshui basin and prediction and evaluation of favorable blocks[D]. Xuzhou:China University of Mining and Technology,2013.
[7] 傅小康,霍永忠,叶建平. 低阶煤煤层气富集模式初探[J]. 中国煤层气,2006,3(3):24−26,20. FU Xiaokang,HUO Yongzhong,YE Jianping. Study on CBM enrichment mode of low rank coal in China[J]. China Coalbed Methane,2006,3(3):24−26,20.
[8] 李勇,汤达祯,许浩,等. 柳林矿区煤层含气量主控因素研究[J]. 煤炭科学技术,2014,42(5):95−97,102. LI Yong,TANG Dazhen,XU Hao,et al. Study on main control factors affecting gas content of coal seams in Liulin mining area[J]. Coal Science and Technology,2014,42(5):95−97,102.
[9] SCOTT S,ANDERSON B,CROSDALE P,et al. Coal petrology and coal seam gas contents of the Walloon Subgroup:Surat Basin,Queensland,Australia[J]. International Journal of Coal Geology,2007,70(1-3):209−222. doi: 10.1016/j.coal.2006.04.010
[10] HAMILTON S K,GOLDING S D,BAUBLYS K A,et al. Conceptual exploration targeting for microbially enhanced coal bed methane (MECoM) in the Walloon Subgroup,eastern Surat Basin,Australia[J]. International Journal of Coal Geology,2015,138:68−82. doi: 10.1016/j.coal.2014.12.002
[11] 邓宾,刘树根,覃作鹏,等. 扬子板内大娄山渐变型盆-山结构带多期构造特征及其对板内-板缘构造的响应[J]. 大地构造与成矿学,2015,39(6):973−991. DENG Bin,LIU Shugen,QIN Zuopeng,et al. Mutli-stage structural evolution of intracontinental daloushan BasinMountain system,Upper Yangtze Block:Implications for a coupling of deformation events across South China plate and its periphery[J]. Geotectonica et Metallogenia,2015,39(6):973−991.
[12] 金宠. 雪峰陆内构造系统逆冲推滑体系[D]. 青岛:中国海洋大学,2010. JIN Chong. The thrust-slip system of Xuefeng intracontinental tectonic system[D]. Qingdao:Ocean University of China,2010.
[13] 斯春松,张润合,姚根顺,等. 黔北坳陷及周缘构造作用与油气保存条件研究[J]. 中国矿业大学学报,2016,45(5):1010−1021. SI Chunsong,ZHANG Runhe,YAO Genshun,et al. Tectonism and hydrocarbon preservation conditions of Qianbei depression and its margin[J]. Journal of China University of Mining & Technology,2016,45(5):1010−1021.
[14] 宋岩,李卓,姜振学,等. 非常规油气地质研究进展与发展趋势[J]. 石油勘探与开发,2017,44(4):638−648. SONG Yan,LI Zhuo,JIANG Zhenxue,et al. Progress and development trend of unconventional oil and gas geological research[J]. Petroleum Exploration and Development,2017,44(4):638−648.
[15] YANG Z B,LI Y Y,QIN Y,et al. Development unit division and favorable area evaluation for joint mining coalbed methane[J]. Petroleum Exploration and Development,2019,46(3):583−593. doi: 10.1016/S1876-3804(19)60038-8
[16] YANG Z B,ZHANG Z G,QIN Y,et al. Optimization methods of production layer combination for coalbed methane development in multi-coal seams[J]. Petroleum Exploration and Development,2018,45(2):312−320. doi: 10.1016/S1876-3804(18)30034-X
[17] 金军,杨兆彪,秦勇,等. 贵州省煤层气开发进展、潜力及前景[J]. 煤炭学报,2022,47(11):4113−4126. JIN Jun,YANG Zhaobiao,QIN Yong,et al. Progress,potential and prospects of CBM development in Guizhou Province[J]. Journal of China Coal Society,2022,47(11):4113−4126.
[18] 楼章华,李梅,金爱民,等. 中国海相地层水文地质地球化学与油气保存条件研究[J]. 地质学报,2008,82(3):387−396. LOU Zhanghua,LI Mei,JIN Aimin,et al. Hydrogeological and hydrogeochemical characteristics and hydrocarbon preservation conditions for marine strata in China[J]. Acta Geologica Sinica,2008,82(3):387−396.
[19] 金爱民,尚长健,朱蓉,等. 桂中坳陷及周缘地下水化学-动力学特征与油气保存[J]. 中国矿业大学学报,2011,40(5):758−765. JIN Aimin,SHANG Changjian,ZHU Rong,et al. Ground hydrochemical & hydrodynamic characters and hydrocarbon preservation,in Guizhong depression and its margin[J]. Journal of China University of Mining & Technology,2011,40(5):758−765.
[20] 李梅,金爱民,朱蓉,等. 高邮凹陷古近系水动力作用与油气运聚机理[J]. 中国矿业大学学报,2012,41(3):460−468. LI Mei,JIN Aimin,ZHU Rong,et al. The hydrodynamics of Paleogene Formation and mechanisms of hydrocarbon migration and accumulation in Gaoyou sag[J]. Journal of China University of Mining & Technology,2012,41(3):460−468.
[21] 朱振宏,楼章华,金爱民,等. 上扬子地块黔北坳陷及周缘水文地质-地球化学特征与油气保存[J]. 石油与天然气地质,2016,37(6):862−873. ZHU Zhenhong,LOU Zhanghua,JIN Aimin,et al. Hydrogeological-hydrogeochemical characteristics and hydrocarbon preservation conditions of the Qianbei Depression and its periphery,Upper Yangtze Block[J]. Oil & Gas Geology,2016,37(6):862−873.
[22] 顾俊雨,杨兆彪,田文广,等. 四川筠连煤层气井产出水地球化学特征及地质意义[J/OL]. 煤炭学报,1−11[2024−11−10]. https://doi. org/10.13225/j. cnki. jccs. 2024.0098. GU Junyu,YANG Zhaobiao,TIAN Wenguang,et al. Geochemical characteristics and geological significance of produced water from coalbed methane wells in Junlian,Sichuan[J/OL]. Journal of China Coal Society,1−11[2024−11−10]. https://doi. org/10.13225/j. cnki. jccs. 2024.0098.
[23] DAHM K G,GUERRA K L,XU P,et al. Composite geochemical database for coalbed methane produced water quality in the Rocky Mountain region[J]. Environmental Science & Technology,2011,45(18):7655−7663.
[24] UNDERSCHULTZ J R,VINK S,GARNETT A. Coal seam gas associated water production in Queensland:Actual vs predicted[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering,2018,52:410−422. doi: 10.1016/j.jngse.2018.02.010
[25] 田文广,汤达祯,孙斌,等. 鄂尔多斯盆地东缘含煤地层水动力条件及其控气作用[J]. 高校地质学报,2012,18(3):433−437. TIAN Wenguang,TANG Dazhen,SUN Bin,et al. Hydrodynamic conditions and their controls of gas in coal-bearing strata in eastern edge of the Ordos basin[J]. Geological Journal of China Universities,2012,18(3):433−437.
[26] 田文广. 鄂尔多斯盆地东缘煤层气富集规律与控制机制研究[D]. 北京:中国地质大学(北京),2012. TIAN Wenguang. Study on enrichment law and control mechanism of coalbed methane in the eastern margin of Ordos basin[D]. Beijing:China University of Geosciences,2012.
[27] 张松航,唐书恒,李忠城,等. 煤层气井产出水化学特征及变化规律:以沁水盆地柿庄南区块为例[J]. 中国矿业大学学报,2015,44(2):292−299,318. ZHANG Songhang,TANG Shuheng,LI Zhongcheng,et al. The hydrochemical characteristics and ion changes of thecoproduced water:Taking Shizhuangnan block,south of the Qinshui basin as an example[J]. Journal of China University of Mining & Technology,2015,44(2):292−299,318.
[28] 张政. 沁水盆地南部太原组含煤层气系统及其排采优化[D]. 徐州:中国矿业大学,2016. ZHANG Zheng. Coalbed methane-bearing system of Taiyuan Formation in southern Qinshui Basin and its drainage and production optimization[D]. Xuzhou:China University of Mining and Technology,2016.
[29] 时伟,唐书恒,李忠城,等. 沁水盆地南部山西组煤储层产出水氢氧同位素特征[J]. 煤田地质与勘探,2017,45(2):62−68. SHI Wei,TANG Shuheng,LI Zhongcheng,et al. Hydrogen-oxygen isotope characteristics of produced water from coal reservoir of Shanxi Formation in Qinshui basin[J]. Coal Geology & Exploration,2017,45(2):62−68.
[30] 梅洋洋. 沁水盆地南部15#煤煤层气排采的水文地质控制研究[D]. 焦作:河南理工大学,2018. MEI Yangyang. Study on hydrogeological control of coalbed methane drainage in 15 # coal in southern Qinshui basin[D]. Jiaozuo:Henan Polytechnic University,2018.
[31] 梁李. 阜康区块煤层气井排采流体效应[D]. 徐州:中国矿业大学,2018 LIANG Li. Fluid drainage effect of coalbed methane wells in Fukang block[D]. Xuzhou:China University of Mining and Technology,2018.
[32] 李剑. 韩城区块水文地质条件对煤层气开发的影响[D]. 北京:中国矿业大学(北京),2019:1−120. LI Jian. The influence of hydrogeological conditions on coalbed methane development in Hancheng area[D]. Beijing:China University of Mining & Technology (Beijing),2019:1−120.
[33] 徐艳秋. 四川盆地西部边缘地下热水水化学特征及成因研究[D]. 北京:中国地质大学(北京),2021. XU Yanqiu. Study on hydrochemical characteristics and genesis of underground hot water in the western margin of Sichuan basin[D]. Beijing:China University of Geosciences,2021.
[34] 王晓锋,刘全有,刘文汇,等. 中国东部含油气盆地幔源氦气资源富集成藏机理[J]. 中国科学(地球科学),2022,52(12):2441−2453. doi: 10.1360/SSTe-2022-0075 WANG Xiaofeng,LIU Quanyou,LIU Wenhui,et al. Accumulation mechanism of mantle-derived helium resources in petroliferous basins,Eastern China[J]. Scientia Sinica (Terrae),2022,52(12):2441−2453. doi: 10.1360/SSTe-2022-0075
[35] 刘凯旋,陈践发,付娆,等. 富氦天然气藏成藏特征及主控因素[J]. 石油学报,2022,43(11):1652−1663. LIU Kaixuan,CHEN Jianfa,FU Rao,et al. Accumulation characteristics and main controlling factors of helium-rich gas reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica,2022,43(11):1652−1663.
[36] 陶小晚,李建忠,赵力彬,等. 我国氦气资源现状及首个特大型富氦储量的发现:和田河气田[J]. 地球科学,2019,44(3):1024−1041. TAO Xiaowan,LI Jianzhong,ZHAO Libin,et al. Helium resources and discovery of first supergiant helium reserve in China:Hetianhe gas field[J]. Earth Science,2019,44(3):1024−1041.
[37] 彭威龙,刘全有,张英,等. 中国首个特大致密砂岩型(烃类)富氦气田:鄂尔多斯盆地东胜气田特征[J]. 中国科学:地球科学,2022,52(6):1078−1085. doi: 10.1360/SSTe-2021-0277 PENG Weilong,LIU Quanyou,ZHANG Ying,et al. Characteristics of Dongsheng gas field in Ordos basin,the first super tight sandstone-type (hydrocarbon) helium-rich gas field in China[J]. Scientia Sinica (Terrae),2022,52(6):1078−1085. doi: 10.1360/SSTe-2021-0277
[38] 刘凯旋,陈践发,付娆,等. 威远气田富氦天然气分布规律及控制因素探讨[J]. 中国石油大学学报(自然科学版),2022,46(4):12−21. LIU Kaixuan,CHEN Jianfa,FU Rao,et al. Discussion on distribution law and controlling factors of helium-rich natural gas in Weiyuan gas field[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science),2022,46(4):12−21.
[39] YAKUTSENI V P. World helium resources and the perspectives of helium industry development[J]. Neftegazovaya Geologiya Teoriya I Praktika,2014,9(1):1−22.
[40] MCINTOSH J,MARTINI A,PETSCH S,et al. Biogeochemistry of the Forest City Basin coalbed methane play[J]. International Journal of Coal Geology,2008,76(1-2):111−118. doi: 10.1016/j.coal.2008.03.004
[41] 刘超,孙蓓蕾,曾凡桂,等. 鄂尔多斯盆地东缘石西区块含氦天然气的发现及成因初探[J]. 煤炭学报,2021,46(4):1280−1287. LIU Chao,SUN Beilei,ZENG Fangui,et al. Discovery and origin of helium-rich gas on the Shixi area,eastern margin of the Ordos Basin[J]. Journal of China Coal Society,2021,46(4):1280−1287.
[42] CHEN B Y. Evolution of coalbed methane:Insights from stable and noble gas isotopes[D]. Glasgow:University of Glasgow,2021
[43] CHEN B Y,STUART F M,XU S,et al. Evolution of coal-bed methane in southeast Qinshui basin,China:Insights from stable and noble gas isotopes[J]. Chemical Geology,2019,529:119298. doi: 10.1016/j.chemgeo.2019.119298
[44] 聂海宽,刘全有,党伟,等. 页岩型氦气富集机理与资源潜力:以四川盆地五峰组-龙马溪组为例[J]. 中国科学(地球科学),2023,53(6):1285−1294. doi: 10.1360/SSTe-2022-0285 NIE Haikuan,LIU Quanyou,DANG Wei,et al. Enrichment mechanism and resource potential of shale helium:A case study of Wufeng Formation-Longmaxi Formation in Sichuan basin[J]. Scientia Sinica (Terrae),2023,53(6):1285−1294. doi: 10.1360/SSTe-2022-0285
[45] 秦勇,申建,史锐. 中国煤系气大产业建设战略价值与战略选择[J]. 煤炭学报,2022,47(1):371−387. QIN Yong,SHEN Jian,SHI Rui. Strategic value and choice on construction of large CMG industry in China[J]. Journal of China Coal Society,2022,47(1):371−387.
[46] 秦勇. 中国煤层气产业化面临的形势与挑战(Ⅲ):走向与前瞻性探索[J]. 天然气工业,2006,26(3):1−5,154. QIN Yong. Situation and challenges for coal-bed methane industrialization in China (ⅲ)-trend and pioneer research[J]. Natural Gas Industry,2006,26(3):1−5,154.
[47] MCINTOSH J C,WARWICK P D,MARTINI A M,et al. Coupled hydrology and biogeochemistry of Paleocene–Eocene coal beds,northern Gulf of Mexico[J]. Geological Society of America Bulletin,2010,122(7-8):1248−1264. doi: 10.1130/B30039.1
[48] KOTARBA M J,RICE D D. Composition and origin of coalbed gases in the Lower Silesian basin,southwest Poland[J]. Applied Geochemistry,2001,16(7-8):895−910. doi: 10.1016/S0883-2927(00)00058-5
[49] KINNON E C P,GOLDING S D,BOREHAM C J,et al. Stable isotope and water quality analysis of coal bed methane production waters and gases from the Bowen Basin,Australia[J]. International Journal of Coal Geology,2010,82(3-4):219−231. doi: 10.1016/j.coal.2009.10.014
[50] 秦胜飞,李济远,王佳美,等. 中国含油气盆地富氦天然气藏氦气富集模式[J]. 天然气工业,2022,42(7):125−134. QIN Shengfei,LI Jiyuan,WANG Jiamei,et al. Helium enrichment model of helium-rich gas reservoirs in petroliferous basins in China[J]. Natural Gas Industry,2022,42(7):125−134.
[51] 陈新军,陈刚,边瑞康,等. 四川盆地涪陵页岩气田氦气资源潜力与成因机理[J]. 天然气地球科学,2023,34(3):469−476. CHEN Xinjun,CHEN Gang,BIAN Ruikang,et al. The helium resource potential and genesis mechanism in Fuling shale gas field,Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience,2023,34(3):469−476.
[52] 徐永昌. 天然气中氦同位素分布及构造环境[J]. 地学前缘,1997,4(S2):185−190. doi: 10.3321/j.issn:1005-2321.1997.04.003 XU Yongchang. Helium isotope distribution and tectonic environment in natural gas[J]. Earth Science Frontiers,1997,4(S2):185−190. doi: 10.3321/j.issn:1005-2321.1997.04.003
[53] MAMYRIN B A,TOLSTIKHIN I N. Helium isotopes in seawater[M]. Helium isotopes in nature. Amsterdam:Elsevier,1984:193−202.
[54] KANEOKA I,TAKAOKA N. Noble-gas state in the earth’s interior:Some constraints on the present state[J]. Chemical Geology:Isotope Geoscience Section,1985,52(1):75−95. doi: 10.1016/0168-9622(85)90008-9
计量
- 文章访问数: 10
- HTML全文浏览量: 0
- PDF下载量: 10
