古交煤层气项目勘探开发现状及前景

莫日和 赵军 王艳芳

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

古交煤层气项目勘探开发现状及前景

莫日和 赵军 王艳芳

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

根据区域地质构造、含煤地层、煤质及项目施工的煤层气钻井、生产试验井等方面的分析研究，总结了古交区块储层含气性、渗透性、生产数据等方面的成果，指出古交煤层气勘探目标和前景。

古交区块 煤层气勘探 含气量

Abstract:The paper summarizes the research results in aspects of gassiness of reservoir，permeability，and production data，etc．in Gujiao block based on investigation on regional geological tectonics，coalbearing strata，coal quality and drilling operation and production testing of CBM wells of the project．It points out the target and prospect of CBM exploration in Gujiao．

Keywords:Gujiao block;exploration of CBM;gas content

1 概括

古交区块位于山西省太原市西部约15km的西山煤田，隶属山西省太原市、交城县和文水县。南北长约38km，东西宽约32km，面积为789.808km2，其中合作区面积565.557km2。古交地区勘探及开发程度相当高(图1)，是我国大型的优质炼焦煤基地之一，以盛产优质的炼焦用煤闻名于世，其煤炭资源非常丰富，根据煤田地质勘探及煤矿生产资料，其煤层气资源也非常丰富，古交矿区地质报告提供的煤炭资源量(即探明储量)为82亿t，按10m3/t计算，古交矿区煤层气储量为820亿m3。

图1 山西省古交煤层气区块勘探形势图

2 地质特征

2.1 构造

总体构造为一复式向斜，同时发育次一级的褶皱及断裂。

主要构造形态有:马兰向斜、石千峰向斜、云梦山褶皱群及北东向的高角度断裂带。

地层走向为北北西，倾角3°～10°。间距一般在10km左右。已经取得的煤田勘探资料，其地质构造相对简单，以宽缓的褶曲为主，断层发育较少。这种相对简单的单斜构造有利于煤层气的勘探开发。

2.2 地层

普查区煤系基底为古生界奥陶系，之上主要地层由老至新为:古生界石炭系、二叠系、中生界三叠系、新生界第三系和第四系(表1)。

含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。

表1 古交地区地层简表

3 储层特征

含煤地层为石炭系中统太原组和二叠系下统山西组。山西组:三角洲－滨海平原沉积，含煤5～8层，煤层总厚2.1～7.78m，平均4.27m，含煤系数8%左右。由下而上分为北岔沟段、下石村段两个岩性段;太原组:滨海－三角洲沉积，含煤4～8层，煤层总厚0.74～9.74m，平均6.50m，含煤系数8%左右。由下而上分为三个岩性段，即晋祠段、毛儿沟段、东大窑段。

3.1 煤岩、煤质特征

古交区块煤层分布表现为层数多、单层厚度薄，2#、4#、6#、8#、9#煤都可为主力煤层，但厚度大多在2m以下，其薄煤层多段分布的特征代表了我国一种煤层发育的类型，对这种类型进行勘探探索对我国其它地区具有示范作用。

主力煤层总厚度达20m，埋深大多浅于1000m，有利于煤层气的勘探开发。

太原组为一套滨海－三角洲环境下沉积的海陆交互相地层，其底界为晋祠砂岩(k1)底，顶界至北岔沟砂岩(k3)底，厚度约102m。含煤10层，煤层总厚11.96m，含煤系数为11.7%。全区稳定的8#、9#煤位于其中下部。

山西组是在三角洲－滨海平原环境下沉积的一套过渡相岩性组合，底界为北岔沟砂岩底，顶界至骆驼脖子砂岩(k4)底，是西山煤田另一主要含煤地层，厚约47m，共含煤9层，煤层总厚8.67m，含煤系数为18.4%。

2#煤层产于山西组中部，以瘦煤为主，只在西北部为焦煤和肥煤，平均厚度为2.30m，全区稳定，2#煤以半暗煤为主，层面为半亮煤，暗煤中裂隙不发育，亮煤中裂隙发育，裂隙多为近网格状，裂隙与层理70°～90°度交角，主、次裂隙近直角相交，裂隙走向大体一致;局部发育顺层裂隙;裂隙无矿物充填。

8#煤产于太原组中部，庙沟灰岩(L1)之下，以贫煤为主，西北部为瘦煤和焦煤。其为主要稳定煤层之一，平均厚度在3.90m，为区内厚度最大的煤层。沿狐偃山分布有环形薄煤带，煤厚1～3m。在邢家社附近，有2m左右的薄煤带，呈北西向展布。黑灰色，强玻璃光泽，总体光泽较暗。煤岩成分以暗煤为主，夹极少量线理状～细条带状镜煤和亮煤;参差状断口;稀疏线理状～细条带状结构。层状构造，煤体较坚硬。局部可见镜煤、亮煤中裂隙较发育。裂隙中充填极少量的黄铁矿薄膜，8#煤视密度1.42g/cm3，孔隙度为6.58%，镜质体反射率为1.2%～1.85%。

9#煤位于8#煤之下0～32m，平均间距为6m，以贫煤为主，西北部为瘦煤和焦煤。煤层厚度平均为2.2m，全区稳定。区内有东厚西薄、北厚南薄的趋势，局部出现薄煤点，在东社矿区的东南部，常与8#煤合并。9#煤视密度1.48g/cm3，镜质体最大反射率为1.98%。

可见，本区煤类以焦煤、瘦煤等中等变质程度的煤为主，是实施中煤阶煤层气大井组勘探的理想地区。

3.2 含气量、等温吸附特征(图2)

GJ－03井为区块内施工的一口煤层气参数+生产试验井，该井与其相关的300m井间距的生产试验井组已于2011年进行煤层气排采试验。因此采用该井数据来分析更具有现实意义。2#煤1个解吸样品的空气干燥基气含量10.22cm3/g;干燥无灰基气含量11.67cm3/g;空气干燥基甲烷含量9.54cm3/g;干燥无灰基甲烷含量10.89cm3/g，吸附时间为12.17天。

等温吸附试验表明，2#煤空气干燥基Langmuir体积22.74cm3/g;干燥无灰基Langmuir体积25.94cm3/g;空气干燥基及干燥无灰基Langmuir压力1.73MPa。

4#煤1个解吸样品的空气干燥基气含量12.53cm3/g;干燥无灰基气含量15.08cm3/g;空气干燥基甲烷含量12.09cm3/g;干燥无灰基甲烷含量14.55cm3/g，吸附时间为5.39天。

6#煤2个解吸样(其中两个均为快速样)，样品空气干燥基气含量12.08～14.11cm3/g，平均13.10cm3/g;干燥无灰基气含量14.10～15.77cm3/g，平均14.94cm3/g;空气干燥基甲烷含量10.91～12.97cm3/g，平均为11.94cm3/g;干燥无灰基甲烷含量12.73～14.50cm3/g，平均13.62cm3/g。

图2 古交煤层气区块GJ－03井煤芯样品等温吸附曲线

8#煤3个解吸样(其中一个为快速样)，样品的空气干燥基气含量10.44～12.64cm3/g，平均11.46cm3/g;干燥无灰基气含量12.62～14.76cm3/g，平均13.39cm3/g;空气干燥基甲烷含量9.71～11.48cm3/g，平均为10.35cm3/g;干燥无灰基甲烷含量11.01～13.41cm3/g，平均12.10cm3/g，，吸附时间变化7.93～11.24天，平均9.58天。

等温吸附试验表明，8#煤空气干燥基Langmuir体积27.91cm3/g;干燥无灰基Langmuir体积31.14cm3/g;空气干燥基及干燥无灰基Langmuir压力1.63MPa。

9#煤2个解吸样(其中一个为快速样)，样品的空气干燥基气含量6.85～7.60cm3/g，平均7.22cm3/g(GJ－02井为12.68cm3/g);干燥无灰基气含量10.37～13.37cm3/g，平均11.87cm3/g;空气干燥基甲烷含量5.31～6.83cm3/g，平均为6.07cm3/g;干燥无灰基甲烷含量8.04～12.01cm3/g，平均10.02cm3/g，吸附时间13.98天。

等温吸附试验表明，9#煤空气干燥基Langmuir体积22.51cm3/g;干燥无灰基Langmuir体积33.98cm3/g;空气干燥基及干燥无灰基Langmuir压力2.17MPa。

3.3 水文地质特征

普查区内总体水文地质条件简单。与煤层发生直接水力联系的只有山西组和下石盒子组砂岩及太原组k2灰岩裂隙含水层，一般为煤层的直接顶板，但由于厚度不大、水的储存量小，含水层含水性微弱至中等，地下水径流缓慢趋于滞流状态。

3.4 生产条件分析

从钻井取心和煤矿矿井观察，煤的割理较为发育，渗透性较好，渗透率一般为0.1至0.2mD(见表2)，煤层压力梯度一般为0.55至0.65。

表2 古交煤层参数

煤层顶底板封盖性能较好，煤层顶板岩性多为泥岩、粉砂岩或细砂岩，底板岩性为炭质泥岩、泥岩及粉砂岩或细砂岩。

4 煤层气勘探现状

4.1 地质勘探和研究程度高

区块位于西山煤田，西山煤田的地质勘探工作始于1956年，目前已有80%的地区进行了不同程度的煤炭资源勘探工作。累计施工钻孔1400余个，探明煤炭储量200多亿t。在和泛亚合作的区域内，没有勘探空白区，已有的煤田地质勘探资料已经对煤层的分布、构造、煤质等有了较好的控制，完成煤田精查区11个，详查区1个、普查区1个;马兰、屯兰、东曲、杜儿坪、西铭、官地矿为高瓦斯矿井，为煤层气的勘探奠定了良好的基础。

4.2 煤层气勘探现状

该区煤层气勘探实施较早，于1996年施工了第一口煤层气钻孔XG1井，随后陆续钻井7口(XG2－4、GJ1－4)。

2007年合作方泛亚大陆公司完成了3口(GJ－01、GJ－02、GJ－03)煤层气参数井和生产试验井的作业，并对3口井进行了录井、测井、试井、取心、煤样解吸和等温吸附试验;同时进行区块内的煤层气地质评价和高渗富集区的优选，分别对GJ－01、GJ－03井的8#、9#压裂并进行排采作业，其中GJ－01井最高产气量达1200m3/d;获取了非常重要的煤层气储层参数资料。

表3 井组压裂基本数据

2010年，勘探重点为试验落实井组产能，施工生产试验井组:GJ03－1、GJ03－2、GJ03－3、GJ03－4，并对该井组进行了压裂，GJ03－1、GJ03－3、GJ03－4井压裂8#煤至9#煤层段，GJ03－2井压裂2#煤至4#煤层段、8#煤至9#煤层段(分层压裂)压裂情况见表3。

随后，对该井组进行了排采作业，井组持续排采11个月，其中3口井实现单井连续6个月稳产1000m3/d。GJ03－4井和GJ03－2井日产气量于8月提高至1600m3/d，9月至12月中旬4口井平均连续3个月4000m3/d，显示了该区良好的产气前景(图3)。

图3 生产试验井组排采曲线

2011年钻井施工GJ07、GJ08、GJ09、GJ10共3口井，其中GJ09井因钻遇破碎带无法继续施工封井。对上述4口进行了采样解吸，并进行了试井，获取了煤层储层参数。

压裂4口井(GJ07、GJ02、GJ09、GJ10)，并于2011年12月进行了排采。将根据测试资料和排采成果进行本区煤层气地质评价和高渗富集区的优选，评价煤层气资源开发潜力和商业价值。

5 煤层气勘探开发前景

(1)煤炭保有储量丰富，可采煤层厚度大，分布广，且埋藏深度适宜，是煤层气开发的有利条件。

(2)煤层含气量较高，地层能量较强，有进行规模开发的价值。

(3)排采证明:2#、4#、8#、9#煤均属弱含水层，排水难度较低，目前的排采设备能够满足生产要求。

(4)古交地区煤层气成藏地质条件优越，具有较好的煤层气勘探开发条件和可采性及形成大型煤层气田的条件。煤层气资源丰富，具有广阔的勘探开发领域和商业化产气能力以及产业化发展的良好前景。

(5)古交区块离太原市近，交通便利。外部环境好，正值山西省开展“气化山西”，积极支持煤层气开发，市场前景广阔。

综上所述，古交地区应加强煤层气资料收集工作，精细化管理现有排采井，争取储量控制井早上产量，尽早提交煤层气探明储量报告。加快进入煤层气开发生产阶段。

［1］中国主要煤矿资源图集第三卷 ［M］.北京:中煤地质总局，1996.

［2］汪志新.古交矿区煤层气开发利用的可行性探讨［J］.西山科技，2002年6月增刊，16－17.

［3］莫日和.贵州保田青山煤层气勘探开发前景研究［J］.中国煤层气，2007:43－47(2).

［4］吴昱.西山矿区煤层气资源可采性评价 ［J］.中国煤层气，2010，7(4):27－30.

Current Status and Prospect of Exploration and Development of Gujiao CBM Project

Mo Rihe，Zhao Jun，Wang Yanfang
(China United CBM Ltd．Co．，Beijing 100011)

莫日和，男，硕士，高级工程师，任职于中联煤层气有限责任公司，从事钻探、排采工程技术及管理工作。

(责任编辑 刘 馨)