沁水盆地中东部地区煤层气页岩气储层地质条件研究及共采有利区预测

周宝艳，苏育飞，魏子聪，徐 强

(1.山西省煤炭地质勘查研究院，太原 030006; 2.中国煤炭地质总局勘查研究总院，北京 100039)

近年来，对煤系中赋存的煤层气、页岩气及致密砂岩气进行共探共采受到了国内外的高度重视，部分地区已经进行了先导性实验[1-2]。沁水煤田作为我国主要的煤层气勘探开发示范区，目前，对其进行的勘查工作也从前期的单一煤层气勘查研究逐渐向煤层气、页岩气等煤系非常规天然气的综合勘查发展[3-5]。研究区位于山西省沁水煤田中部的榆社县和武乡县境内，区内已进行了二维地震、钻探及采样测试等勘查工作，本文通过分析所取得的地质资料，对区内赋存的煤层气、页岩气储层地质条件进行研究，采用层次分析和模糊数学评价相结合的方法，对本区煤层气和页岩气的共采有利区进行预测和评价，为指导后续的勘查工作奠定了坚实的基础。

研究区地层总体为一走向北东、倾向北西的单斜构造，倾角3°～10°，区内中北部较南部基岩出露广泛，从老至新出露有二叠系上统上石盒子组(P2s)及石千峰组(P2sh)，三叠系下统刘家沟组(T1l)及和尚沟组(T1h)，三叠系中统二马营组(T2er)，地势西高东低、北高南低。下二叠统山西组和上石炭统太原组是区内的主要含煤地层，也是区内的主要含气地层。

1 煤层气地质条件

1.1 主采煤层、煤质、煤岩

区内主要含煤地层为二叠系下统山西组和石炭系上统太原组，共含煤24层，自上而下有编号的煤层为1、1下、2上、2、2下、3上、3、3下、4、5、6、7、8-1、8-2、9上、9、10、11、12、13、14、15上、15、16号煤层。其中1-4号煤层产于山西组，5-16号煤层产于太原组。含煤地层总厚178.19m，煤层总厚17.34m，含煤系数9.73%，可采煤层厚度13.38m，可采含煤系数7.5%。其中山西组含煤系数9.55%，可采含煤系数7.06%；太原组含煤系数9.82%，可采含煤系数7.72%。3、8-1、15号煤层为本区主要可采煤层，3号煤层位于山西组中部，厚度0.39～2.75m，平均厚1.25m，属大部可采的稳定煤层；8-1号煤层位于太原组上部，厚度0.20～2.13m，平均厚0.85m，属大部可采的较稳定煤层；15号煤层位于太原组下部，厚度1.12～6.44m，平均厚14.58m，属全区可采的较稳定煤层(表1)。主要为高发热量-特高发热量的贫煤(PM)和无烟煤(WY)，煤变质程度高。

以原生结构煤为主，宏观煤岩类型为半亮煤，煤岩成分由镜煤、亮煤、暗煤和丝炭组成。断口为阶梯状、参差状，煤的结构以细条带状和线理状为主，层状构造，裂隙不发育。颜色为黑色，条痕色为黑色，具有玻璃、金刚光泽。煤层显微组分以镜质组为主，次为惰质组。无机组分以粘土类为主，少量硫化铁类，无矿基镜质组为52.8%～99.1%，惰质组为0.9%～47.2%，壳质组为0%，显微煤岩类型属于微镜煤～微镜惰煤(表2)。

1.2 煤储层吸附性

通过对本区4口井进行等温吸附实验，3号煤层的兰氏体积为26.13～32.89cm3/g，平均29.51 cm3/g，兰氏压力1.96～2.41 MPa，平均2.19 MPa；15号煤层的兰氏体积为13.31～37.69 cm3/g，平均为28.68 cm3/g，兰氏压力为1.15～2.31 MPa，平均1.85 MPa。其中YW-4井15号煤层吸附能力低于其他井的数据，一方面与煤变质程度略低有关；另一方面该样品灰分高达48.56%，影响了测试结果(表3)。

对比寿阳、潞安矿区以往煤层气井等温吸附资料[6]，本区煤层吸附特征与寿阳地区资料较为吻合，略低于潞安地区。总体上本区煤层吸附能力较强，饱和吸附量高，存储空间大(图1)。

表1 主要可采煤层情况一览表

表2 主要可采煤层显微组分定量统计表

表3 等温吸附数据表

图1 3号煤层等温吸附曲线Figure 1 Coal No.3 isothermal adsorption curve

1.3 煤储层含气性

煤层含气量测试按照《煤层气含量测定方法》(GB/T19559-2008)进行区内主要可采煤层的煤层含气量较大：3上号、3号煤层含气量为12.21～20.72m3/t，平均16.48 m3/t ；8-1号、8-2号煤层含气量为3.24～14.31 m3/t，平均8.89 m3/t ；15号煤层含气量为7.51～26.35 m3/t，平均16.90 m3/t，详见表4。井深较大的YW-1和YW-2两口井的煤层含气量普遍较高。

1.4 渗透率及压力

YW-2井进行了注入/压降试井工作，3号煤渗透率达到5.856 1mD，渗透性较好，属高渗储层，储层压力为11.668 MPa，压力梯度为0.899 MPa/100m，为欠压储层；15号煤层煤层渗透性较差仅为0.013 3 mD，为低渗储层，储层压力为12.730 MPa，压力梯度为0.901 MPa/100m，同样为欠压储层。

1.5 储层温度

温度是控制甲烷气体生成和运移的重要因素之一，古地温场主要控制甲烷的生成和聚集，现代地温场主要影响甲烷的运移和煤储层的物性，进而影响储层的生产特性。区内每口井均进行了系统连续测温，本区地温梯度介于1.81～2.16℃/100m，平均1.98℃/100m，属于正常地温梯度范围。总体上，随着深度增加地层温度逐渐升高， 地层温度与埋深呈线性关系，但随着地层埋深的增加，地层地温梯度先是逐渐减小，到煤系又有所增加趋势。

表4 煤层气井各主采煤层含气量测试结果汇总表

分析有两方面的原因，首先，随着埋深的增加，上覆地层压力增大，下伏岩石由于压实作用致密性增大，岩石热导率增大，地温梯度随之减小，随埋深的继续增加，地温梯度趋于一致；其次，在沉积岩中，以砂岩的热导率最高，泥岩及页岩次之，煤的热导率最低。因此，不同的岩性表现出不同的地温梯度值，煤系比非煤系岩石地温梯度增高，如YW-1井地温梯度介于1.62～2.33℃/100m，平均1.81℃/100m，但是煤系地温梯度达到1.93℃/100m。

2 页岩气地质条件

区内的有机泥页岩和煤层赋存层位一样，位于二叠系下统山西组和石炭系上统太原组。累计厚度可达115.92～184.95m，埋深处于1 500m以上的区域，约占总区的三分之二。北美页岩气开发较为成功的地区页岩埋藏深度也是处于1 000～3 500m之间[7]，由此可见，本区页岩埋藏深度对页岩气成藏是有利的。本次选取了发育稳定的下石盒子组底界K8砂岩、3号煤层、K4石灰岩、K2石灰岩、15号煤层、铁铝岩段作为层段界限，将页岩层系划分为四个目标层段进行分析研究[8]。

2.1 有机地化特征

由于石炭-二叠系泥页岩成熟度较高，本次研究主要采用有机岩石学评价方法进行有机质类型评价。干酪根显微组分统计结果表明，区内泥页岩显微组分包括了镜质组、惰质组和壳质组，以镜质组含量最高，平均在88.9%，惰质组含量次之，壳质组含量较低，基本小于1%，TI指数在-59～-88，表明本区泥页岩有机质类型主要为Ⅲ型干酪根。一般来说，相较于其它显微组分，镜质组更有利于生气[8]。

页岩中的有机碳(TOC)是单位质量岩石中有机质的含量，是评价烃源岩生烃能力的重要参数。在其他条件相近的前提下，TOC含量越高，生烃潜力越大，且气体储集能力越大，越有利于页岩气富集。TOC测试分析表明：泥页岩TOC含量(质量分数)总体分布于0.10%～24.97%，平均为2.03%(表5)。从频率分布上来看，富有机质泥页岩有机碳含量频率呈单峰状分布，主峰位于1%～4%之间，其中TOC<0.5%的占14%，介于0.5%～1%的占21%，介于1%～2%的占39%，介于2%～4%的占19%，介于4%～12%的占4%，TOC>12%的占3%(图2)。整体上来看，大部分泥页岩TOC>1.0%(占64.78%)，具有较好的生烃潜力。

表5 TOC含量统计表

图2 有机碳分布频率图Figure 2 Organic carbon distribution frequencies

烃源岩有机质成熟度是衡量烃源岩实际生烃能力的重要指标之一，是评价烃源岩生烃量及资源前景的主要依据。本区泥页岩镜质组反射率一般介于1.86%～2.86%，平均为2.35%。根据晚期生油理论，当1.3%2.0%时为生干气阶段，以大量生成甲烷为主。可见本区烃源岩均处于热裂解生凝析油阶段或生干气阶段，Ro>2.0%的占86%。

2.2 矿物组成特征

页岩气的生产速度依赖于裂缝的发育程度，而裂缝发育程度取决于页岩的矿物组成，故页岩的矿物组成在很大程度上影响页岩气的产能。脆性矿物含量是影响页岩基质孔隙和微裂缝发育程度、压裂改造方式的重要因素。根据X射线衍射(XRD)测试结果，本区泥页岩中常见的矿物成分共有9种，包括： 黏土矿物、 石英、 钾长石、斜长石、白云石、菱铁矿、黄铁矿、石膏、浊沸石(图3)，黏土矿物质量分数平均为51%，主要介于50%～60%，占矿物成分的半数，其次为石英含量，均值为44%，主要介于40%～50%；其他矿物仅少数样品测得，所占比重不大，一般在10%以下。总体看来，本区主要脆性矿物石英质量分数平均为44%，一般在30%以上，页岩脆性指数尚可[9]，具有良好的可压裂性和开采潜力。

2.3 孔隙结构特征

泥页岩储层孔隙是页岩气的重要储集空间。孔隙特征很大程度上决定了页岩气储集性能：孔容、孔比表面积的大小是判断储气空间的重要参数；孔隙的形态特征决定了单孔之间的连通性， 决定了储气场所和气体运移通道的之间的联系。

图3 泥页岩X衍射全岩矿物含量分布图Figure 3 Argillutite X-ray diffraction whole rock mineral content distributions

本次泥页岩孔隙结构研究主要通过高压压汞试验进行分析，从表6可以看出，本区目标层段泥页岩比孔容介于0.002 5～0.136 5 cm3/g，平均值为0.018 4 cm3/g。其中，Y1层段泥页岩比孔容平均值为0.009 1cm3/g，Y2层段泥页岩比孔容平均值为0.019 2cm3/g，Y3层段泥页岩比孔容平均可达0.053 7cm3/g，Y4层段泥页岩比孔容平均值为0.011 4cm3/g。从平均值来看，Y1层段泥页岩比孔容最小，Y3层段最大。泥页岩孔隙度介于0.67%～26.57%，变化范围较大。Y3层段平均孔隙度最大， 为11.21%，Y1、Y2、Y4层段平均孔隙度较小且差别不大，分别为2.38%、4.43%、2.83%。比孔容的变化和孔隙度的变化趋势是一致的。比表面积Y1层段平均值最大，为1.14m2/g，随埋藏深度增大而逐渐变小，Y2、Y3、Y4层段平均值分别为0.90、0.55、0.56m2/g。平均孔径变化和比表面积变化呈现出相反的趋势。

2.4 页岩储层渗透率

本次采用了脉冲衰减渗透率仪对页岩渗透率值进行了测试。根据脉冲衰减渗透率仪实验测定的渗透率数据，本区泥页岩渗透率变化范围较大，垂直渗透率介于0.000 005 16～0.000 758 4 mD之间，平均0.000 272 4mD，水平渗透率介于0.106 5～0.302 5mD，平均0.204 5 mD，远远高于垂直渗透率，各层段泥页岩的渗透率值差异也较大，相差可达几个数量级。这可能与页岩的岩相有关。不同的岩相，形成不同的岩石组成，反映了不同沉积环境的变化，从而造成储集层物性参数的非均质性。砂质含量高，可能导致渗透率值较高；泥质含量高，胶结致密，则孔隙度较低，可能导致渗透率值较低。

另外，还对YW-1和YW-2井的Y2泥页岩层段进行了DST试井，该测试获得的渗透率是储层条件下流体在岩石孔隙中流动时的平均有效渗透率，结果显示：Y2层段渗透率介于0.030 4～0.062 3mD，平均0.046mD， 测试结果与实验室岩石样品测得的脉冲渗透率差别较大，二者原理不同，条件不同，测试结果不具可比性，但DST测试结果更接近实际情况，渗透率达到了我国南方海相页岩渗透率现场测试水平[10]。

3 煤层气页岩气共采有利区预测

煤层气、页岩气富集规律的影响因素复杂，其产生的地质现象有些可以采用定量的方法来度量，有些则不能用定量的数值来表达，如果仅用简单的评价模型，往往很难比较系统中各因素之间的优劣次序，应选用综合评价法进行评价。本次对煤层气页岩气有利区优选采用层次分析和模糊数学评价相结合的方法， 通过层次分析法计算各影响因素指标的权重，运用模糊评价法评价各影响因素的配置，最终对煤层气和页岩气富集共采有利区进行预测。

表6 泥页岩压汞实验结果参数表

3.1 层次模型的建立

在本区煤层气和页岩气地质调解研究的基础上，总结认为生气潜力、储层物性及保存条件是控制煤层气富集高产的三大主控因素，而气源条件、保存条件及开发条件是控制页岩气富集高产的三大主控因素，每个主控制因素下包括多个次级控制因素，所建立的控制因素体系如图4所示。

图4 煤层气页岩气共采有利区优选指标体系Figure 4 CBM and Shale gas co-exploitation favorable area optimization index system

3.2 各层次指标权重的确定

权重即重要性系数，它是指每个指标对总目标的贡献程度，反映了各指标在评价对象中价值地位的系数。科学合理地对各指标赋予重要性系数是评价煤层气及页岩气资源有利区的关键。在遵循客观性和评价主体的特殊性两大原则的基础上，通过对同层次指标的两两比较，并写成矩阵形式，构成判别矩阵；再利用matlab软件，快捷计算出判别矩阵的最大特征根λmax及其对应的特征向量，得到指标层和准则层相邻层判断矩阵及相对重要性系数，即各指标的权重。

3.3 各层次指标权重的确定

利用指标层的各指标的重要性系数与准则层对应的重要性系数加权综合，得到指标层相对于目标层的权重(表7)。基于勘探实际，本区选择以煤层气为首要勘探开发目标是较为合适的，因此综合权重计算后占比0.75。

3.4 煤层气评价参数隶属函数与隶属度的确定

通过建立各项指标的隶属函数，确定每个选区各项指标的隶属度。根据各指标的性质，可以把它们分为定量指标和定性指标两类。定量指标采用分段线性函数的方法确定隶属度， 如煤厚、煤层埋深、孔隙度等。分段线性函数是在定义域上先分段后线性拟合的隶属函数。研究实际问题时要根据问题的性质，结合实际经验，选择适当(即符合实际情况的分段和线性拟合)。对于难以定量的指标， 如割理发育程度、盖层岩性、地质构造等，采用定性方法处理，即进行定性评价，分为较好、中等和较差3个层次，或者根据实际需要分更多层次，以便突出各属性区别。

表7 各层次总排序表

3.4.1 定量指标

(1)煤层单层厚度(D11)。煤层是煤层气资源的物质基础，煤层厚度的大小直接影响着煤层气储量及含气量。考虑到煤层不仅是储气层，同时也是生气层。其中，3号煤厚0.39～2.75m，平均厚度1.25m；8-1号煤厚度全区差异较大，平均厚度在0.85m左右；15号煤层厚度为1.12～6.44m，平均厚度为4.58m左右。根据煤层厚度分布特征，并考虑煤层气开采效益，得出以下隶属函数：

(2)含气量(D12)。煤层气主要以吸附状态赋存在煤的微孔隙表面内，因此含气量(单位：m3/t)是煤储层储集性能的基本指标之一。其隶属度函数确定如下：

(3)孔隙度(D22)。孔隙度的大小主要取决于大孔和中孔的多少，甲烷在煤层气开采深度范围内，孔隙中游离甲烷气随深度的增加而呈直线增加，据此建立隶属度函数如下：

(4)埋深(D33)。煤层埋深对煤层气的开发与利用的影响是多方面的：煤层埋深太浅，煤中甲烷不易保存；埋藏过深，煤层的渗透性明显变小，不利于煤层气的开采。本区甲烷风化带位于300m左右，根据本区煤层埋深特征，确定其隶属度函数如下：

3.4.2 定性指标

本次煤层气有利区评价的定性指标包括媒体结构、顶底板岩性和构造条件三类。其中，构造复杂程度在一定程度上对层煤气的生成、聚集和保存都起着重要的影响，因而是煤层气有利区优选的重要指标之一；煤层直接顶板的岩性则会在很大程度上影响煤层气的储集效果；煤体结构对煤层气的吸附/解吸有很大程度的影响。这三个类型参数的隶属度见表8。

表8 煤层气定性指标隶属度表

3.5 页岩气评价参数隶属函数与隶属度的确定

3.5.1 定量指标

(1)泥页岩累计厚度(D42)。页岩沉积厚度是保证足够的有机质和储集空间的前提条件，页岩的厚度越大，越能增强其封盖能力，越有利于气体的保存。根据北美页岩气盆地勘探开发经验，页岩连续厚度至少15m以上，核心区厚度应高于30m，鉴于本区海陆过渡相页岩气特殊的地质条件，页岩层系垂向上岩性变化频繁，常与砂岩/灰岩互层，且单层厚度普遍较薄，一般不超过10m。因此本次泥岩累计厚度隶属度定为：

(2)TOC(D43)。有机质既是页岩气的生气母源，又是主要的吸附物质，直接影响着页岩气的成藏与富集。美国五大页岩气盆地有机碳(质量分数)主体为0.9%～3.58%，平均为2.87%。本区富有机质泥页岩TOC含量各层段差异较大，Y1层段泥页岩TOC质量分数介于0.19%～24.97%，Y2层段TOC质量分数介于0.21%～20.52%，Y3层段TOC质量分数介于0.63%～3.03%，Y4层段TOC质量分数介于0.28%～14.31%。对页岩气藏的研究发现，具有工业价值的页岩气有机碳含量一般不小于2%。根据本区实际数据，确定的隶属度函数如下：

(3)埋深(D52)。含气页岩的埋深不仅可以反映气藏的保存条件，而且还直接影响着后期的开采成本。目前北美地区已投入商业性开发的页岩气井普遍小于3 500m，其中，美国页岩气商业开发深度超过了3 000m，加拿大页岩气开采深度一般为120～5 000m。研究发现当页岩储层埋深超过1 000m时，盖层对页岩气藏的包括可达到很好的效果，当埋藏深度超过1 000m时，储层含气量随埋深的增加有略微减小的趋势。同时考虑到本区目的层埋深主体为500～2 000m，因此，确定埋深隶属度函数确定如下：

(4)脆性指数(D61)。目前美国商业开发的页岩气储层脆性矿物通常为20%～75%[11]。一般来说适合压裂开发的页岩中石英、长石等脆性矿物质量分数大于40%，而黏土矿物质量分数小于30%[12]。本区各层段泥页岩脆性指数大部分位于30%以上，主体位于40%～60%之间，因此，隶属度函数确定如下：

3.5.2 定性指标

本区页岩气有利区评价的定性指标为构造复杂程度和镜质体反射率。其中，构造复杂程度隶属度划分标准同煤层气类似。美国五大页岩气盆地及我国南方海相页岩层系有机质类型属于I型或II1型，利于成油，其页岩气主要来源于热成因气。而本区海陆过渡相页岩有机质类型多为III型，不利于生油但生气门限较低，当有机质热演化程度到达低成熟阶段(Ro>0.5%)就开始开始生气，当Ro达到1.0%以上时，其生气量达到一定丰度，但成熟度Ro过高(>2.5%)时III型干酪根就已过生气高峰。因此本次有机质成熟度Ro的标准如表9所示。

表9 页岩气定性指标隶属度表

3.6 多层次模糊数学模型的确定

确定各评价指标的权重及其相对应的隶属度之后，就需要对其进行综合评判。为了能较大程度接近实际，并体现出各个评价指标的真实影响，建立以下模型(表10)进行有利区优选。

表10 有利研究区优选多层次模糊数学评价模型

3.7 有利区评价结果

本区页岩气和煤层气都具有富集潜力，鉴于主力煤层埋藏大多较深，而煤层和页岩层在空间上存在相互叠置的特点，总的资源量更为可观，建议采取以煤层气为主、页岩气为辅的勘探开发手段，多层的联合开发较单层开发深部煤层气更经济可行。根据评价结果，可将研究区分为三类(图5)：第一类为有利区，综合评价指数大于0.6；第二类为较有利区，综合评价指数在0.5～0.6之间；第三类为一般性研究区，综合评价指数小于0.5。

图5 煤层气-页岩气共采有利区评价图Figure 5 CBM and Shale gas co-exploitation favorable area assessment chart

评价结果显示，研究区北部YW-1井和中部YW-2井一带的评价分数高于0.6，为煤层气-页岩气叠合有利核心区，面积约334.93km2；较有利区(分数0.5～0.6)涵盖了研究区中北部大部分区域，总面积约496.6 km2。这两类区内页岩连续沉积，泥页岩累计厚度大，TOC含量较高，且与煤层邻近的页岩含气量较高，利于进行煤层气-页岩气的合采。

4 结论

(1)区内主采煤层以原生结构煤为主，厚度较大，为高发热量～特高发热量的贫煤(PM)和无烟煤(WY)，煤变质程度高。吸附能力较强，煤层气含气量较高，平均为15.80m3/t，3号煤层属高渗储层， 15号煤层为低渗储层，均为欠压储层。具备煤层气开发的基本条件。

(2)区内泥页岩累计厚度大，埋深适中，有机质类型为Ⅲ型干酪根，TOC值总体分布于0.10%～24.97%之间，平均为2.03%， 镜质组反射率一般介于1.86%～2.86%，平均为2.35%，均处于热裂解

生凝析油阶段或生干气阶段。矿物成分主要由黏土矿物和石英组成，主要脆性矿物石英含量平均为44%，一般在30%以上，页岩脆性指数尚可，具有良好的可压裂性和开采潜力。渗透率变化范围较大，垂直渗透率介于0.000 005 16～0.000 758 4 mD之间，平均0.000 272 4mD，水平渗透率介于0.106 5～0.302 5mD，平均0.204 5 mD，DST试井显示Y2层段渗透率介于0.030 4～0.062 3mD，平均0.046mD，达到了我国南方海相页岩渗透率现场测试水平。具备页岩气开发的基本条件。

(3)采用层次分析和模糊数学评价相结合的方法，对本区煤层气和页岩气共采有利区进行了预测和评价，发现北部YW-1井和中部YW-2井一带为煤层气-页岩气叠合有利核心区，中北部大部分区域为较有利区，适合进行煤层气-页岩气的合采。