韩城北部煤层气储层物性特征及其主控因素研究

葛 毓，麻银娟，魏 晓，陈兴隆

（1.陕西省一三一煤田地质有限公司，陕西 韩城 715400；2.郑州商学院，河南 郑州 450000）

韩城矿区煤层气资源丰富，总量为1 289.18×108m3，其中煤层埋深小于500 m 的资源量为97.39×108m3，500～1 000 m 的资源量为758.10×108m3，1 000～1 500 m 的资源量为433.69×108m3，是国内中-高阶煤层气勘探开发的重点区域[1]。煤层的渗透性和含气性是影响煤层气生产的重要因素，因此对系统分析渗透率、含气性有关参数的相关性对于指导煤层气开采具有重要意义[2-10]。前人对韩城矿区的煤层气成藏条件和储层特征方面进行了较多研究，认为该区煤岩演化程度较高，达到了大量生气的阶段，盖层条件的封闭性也较好，为煤层气的吸附富集提供了储存条件[10-17]。以往对于韩城矿区北部煤层含气性及物性的研究较少，特别是对煤层气赋存的主控因素研究，不同地区则出现的规律性不尽相同。因此，在全面收集研究区煤层及煤层气地质勘查资料及实验测试成果的基础上，采用定量化分析方法，系统分析煤层吸附能力、含气性、地应力、孔渗性等变化规律。

1 研究区地质概况

研究区构造形态与韩城矿区基本一致，为总体走向NE、倾向NW 的单斜构造，地层倾角平缓，一般3°～5°，东北角倾角较大为14°左右，在单斜构造形态的背景上存在宽缓的波状起伏，起伏不大。东浅部有14 条断距5～10 m 左右的正断层，分布范围较小。含煤地层为石炭系上统太原组（C3t）、二叠系下统山西组（P1s），煤层埋深320～1 480 m，3#及11#煤层可采，分布较稳定。3#平均煤厚5.06 m，11#煤平均煤厚2.36 m。煤类以无烟煤三号（WY03）和贫煤（PM11）为主，属低灰～中灰、特低～低挥发分、低～高硫、中高～特高发热量的含油煤。宏观煤岩类型以半亮型为主，次之半暗煤，偶见暗淡型煤。性脆易碎，以粉末状为主，见少量块煤。有机组分含量较高，平均91.13%～92.30%，主要由镜质组与惰质组组成，壳质组不发育，矿物杂质以黏土类为主。煤系及其上覆地层的富水性弱，且各含水层之间有泥岩隔水层存在，地下水补给条件差，水化学类型复杂多样，在深部形成滞留带，水文地质条件简单。韩城矿区构造纲要图如图1。

图1 韩城矿区构造纲要图Fig.1 Structural outline of Hancheng Mining Area

2 煤储层含气性

2.1 变质程度

煤的变质程度从2 个方面影响煤层气含量：①决定气的生成量；②影响煤层吸附气体的能力。随变质程度的增加，一方面煤的温度升高，煤化作用加强，生气能力增强；另一方面，煤中的微孔隙会更多，对煤层气的吸附能力增强[18]。区内煤层经历了从晚石炭世至现今5 个埋藏阶段，遭受了晚石炭世-中侏罗世的正常古地温、晚侏罗世-白垩纪末异常高地温场和新生代正常古地温场，期间经历了2 次煤化作用，发生2 次生气过程。3#、11#煤层属第Ⅶ变质阶段的烟煤或无烟煤，为较高煤化阶段煤。煤的变质程度总体符合深成变质作用特点，即变质程度与埋深有良好一致性。受控于倾向北西的单斜构造，该区煤层埋深总体呈东南浅、西北深的特点，与煤层走向大体一致，沿煤层倾向埋深增大，同时由于次级褶皱发育，引起中部煤层埋深变浅。该区煤类有明显的北东-南西向带状分布特点，分界线东南侧煤类为贫煤PM，分界线西北侧为无烟煤WY，中部由于煤层埋深变化，分界线发生一定弯曲变化，与埋深变化趋势一致。3#和11#煤层煤类分区图如图2。

图2 3#和11#煤层煤类分区图Fig.2 Coal classification for 3# and 11# coal seams

此外，煤的挥发分与变质作用关系密切，变质程度越高，挥发分越低，3#、11#煤挥发分与埋深之间均具有良好的负相关性，也说明随着埋深加深，变质作用增强，变质程度增高。3#煤层、11#煤层挥发分与埋深关系分别如图3、图4。

图3 3#煤层挥发分与埋深关系Fig.3 Relationship between volatile matter and buried depth of 3# coal seam

图4 11#煤层挥发分与埋深关系Fig.4 Relationship between volatile matter and buried depth of 11# coal seam

2.2 吸附能力

煤层等温吸附参数见表1。3#煤层兰氏体积为20.33～28.44 m3/t，兰氏压力1.28～3.16 MPa；11#煤层兰氏体积为20.98～31.21 m3/t，兰氏压力1.13～3.51 MPa。3#、11#煤层兰氏体积均大于20 m3/t，反映了该区各煤层均具有很强的吸附能力。

表1 煤层等温吸附参数Table 1 Isothermal adsorption parameters of coal seam

兰式体积与煤层埋深的关系如图5。兰式压力与煤层埋深的关系如图6。

图5 兰式体积与煤层埋深的关系Fig.5 Relationship between Langmuir volume and depth of coal seam

图6 兰式压力与煤层埋深的关系Fig.6 Relationship between Langmuir pressure and coal seam depth

一般而言，煤的变质程度越高，微孔隙越发育，吸附甲烷的能力越强。前文述及，该区煤变质程度符合深成变质作用规律，与埋深具有较好的正相关性。等温吸附测试参数兰式体积表征煤的吸附能力，但该区煤的兰式体积与埋深之间并不呈正相关关系，且关系较为离散。

因为煤的吸附能力一方面受到煤化作用的影响，埋深增大，变质程度增高，煤的吸附能力增加；另一方面，埋深变化，地应力状态转换引起的孔隙结构变化有关，埋深超过一定界限后，煤所受的上覆压力和构造应力更大，内部孔隙被压缩，吸附能力变弱。数据点煤层埋深介于600～1 500 m 之间，主要分布于800～1 200 m，根据以往研究认识，正好处于地应力转换深度，这可能是导致吸附能力与埋深关系比较离散的主要原因。同时，兰式压力与埋深关系也较为离散，但埋深大于1 100 m，兰式压力均大于2.5 MPa。从煤层气降压解吸角度，兰式压力大，有利于降压解吸，因此，深部煤层气也有可能存在有利于开采的深度范围。

2.3 含气量

煤层埋深对含气量的影响主要考虑埋深引起的温度和压力变化，根据煤层气吸附理论[19]，埋深增大，产生压力增大的正效应和温度增加的负效应，即埋深对含气量的影响为2 个效应的叠加结果。根据实测钻孔统计，区内3#煤层含气量1.50～17.36 m3/t，平均9.04 m3/t，含气饱和度为32.45%～67.45%，平均46.91%；11#煤层含气量6.91～16.92 m3/t，平均10.49 m3/t，含气饱和度为37.10%～58.63%，平均46.77%，总体而言，含气量和含气饱和度偏低，属于欠饱和煤层气藏。煤层气含量与埋深等值线图如图7。从平面上看，3#、11#煤层气含量从浅部到深部（从东到西）沿单斜构造倾向方向含量逐渐增大，研究区西部大部分达到了8 m3/t。

图7 煤层气含量与埋深等值线图Fig.7 Isolines of coal seam depth and coal bed methane content

但是，进一步分析埋深与含气量之间的关系发现，埋深增加，含气量并非一直增大，含气量和含气饱和度均呈先增大后减小的变化规律，即当埋深小于1 000 m，随埋深增大，以压力增大引起的吸附正效应主导，含气量逐渐增加，并且含气量的增加速率大于煤的吸附能力增加速率，使得煤的含气饱和度亦呈增加趋势。而当埋深超过1 000 m 以后，地温增加引起的吸附负效应开始发挥主导作用，埋深增大，含气量逐渐减小，同时，由于埋深加大，煤层所受应力增大，煤储层孔隙结构发生变化，导致吸附能力变弱，但变化速率小于含气量变化速率，导致含气饱和度降低。煤层含气性与埋深的关系如图8。

图8 煤层含气性与埋深的关系Fig.8 Relationship between coal seam gas content and buried depth

由图8 可知，煤层埋深主要通过引起煤储层压力和温度变化从而影响煤层含气量，分析埋深与储层压力、温度之间的关系发现，煤储层压力与埋深之间总体呈正相关关系，但相关性不好，数据离散性强，尤其是700～1 000 m 的埋深范围，因为浅部地下水活动相对较强，可能是导致该区煤层含气量在以上埋深段变化复杂、含气量与埋深之间相关性较差的原因之一。储层温度与埋深之间相关性较好，说明该区地温场基本稳定，地温梯度区域变化较小。虽然储层压力与埋深关系较为离散，但总体变化趋势没有改变，且温度与埋深相关性较强，因此，含气量随埋深的变化规律仍然符合埋深所引起的储层压力和温度变化导致吸附量变化的认识。

3 煤储层渗透性

3.1 孔渗特征

煤层孔隙即是煤层气的储存空间，又是主要渗流通道，是煤层气吸附/解吸性能及在煤层中运移的基础。根据煤层渗透率测试结果，3#煤层孔隙度、渗透率分别为1.5%～9.05%、0.003×10-15～0.54×10-15m2，11#煤层分别为1.36%～8.54%、0.005×10-15～0.49×10-15m2。孔隙度、渗透率与埋深关系如图9、图10。

图9 孔隙度与埋深关系Fig.9 Relationship between porosity and depth

图10 渗透率与埋深关系Fig.10 Relationship between permeability and depth

一般认为，埋深越大，煤层所受地应力越大，煤的结构更加致密，内部孔隙被压缩，孔隙度和渗透率降低。但是，研究区煤的孔隙度和渗透率与埋深之间并明显的非线性关系，相互之间关系较为复杂，总体相关性较差。随埋深增加，孔隙度呈先减小后增大趋势，转换深度约1 000 m，而渗透率变化则与之相反，整体近似正态分布，呈先增大后减小趋势，转换深度与孔隙度大致相同。

分析认为，浅部煤层（＜1 000 m），埋深增大，上覆压力增大，煤中的较大孔隙被压缩甚至闭合，孔隙度减小；深部煤层，埋深增大，孔隙度反而逐渐增大，是因为埋深增大致使煤变质作用更将强烈，有机质裂解成气体后形成大量次生气孔，煤的孔隙度逐渐反弹。渗透率则与煤的孔隙结构密切相关，如裂隙和中大孔隙发育程度、孔隙形态及连通性等，并非与孔隙度呈简单的正相关关系，所以渗透率随埋深的变化与孔隙度的变化并不一致。从煤层气开发角度而言，研究区深部煤储层渗透性存在1 个有利埋深段，大致为700～1 000 m。

3.2 地应力

3.2.1 地应力计算

随埋深的增大，地应力场也发生变化，其对煤储层物性具有重要影响，因此，需要研究地应力与埋深之间的关系，揭示不同埋深段地应力状态和变化规律。地应力可以根据煤层气井水力压裂测试数据计算得出：

式中：σH为最大水平主应力，MPa；pc为闭合压力，MPa，与最小水平主应力大小相等；pf为破裂压力，MPa；p0为储层压力，MPa；T 为煤的抗拉强度，MPa；σv为垂向主应力，MPa；ρ 为岩石密度，t/m3；H为埋深，m。

3.2.2 地应力特征

煤层气井地应力计算结果见表2。

表2 煤层气井地应力计算结果Table 2 Calculation results of in-situ stress of coalbed methane well

地应力计算结果显示，3#煤层最小水平应力9.95～29.96 MPa，平均15.47 MPa；最大水平主应力14.4 ～47.01 MPa，平 均24.92 MPa；垂 向 主 应 力15.17～33.98 MPa，平均21.62 MPa。11 号煤层最小水平应力12.37～31.88 MPa，平均17.78 MPa；最大水平主应力19.94～54.74 MPa，平均28.9 MPa；垂向主应力16.88～35.77 MPa，平均23.97 MPa。利用康红普等[20]判定标准（超高应力区＞30 MPa、高应力区18～30 MPa、中应力区10～18 MPa、低应力区0～10 MPa），该区煤层整体以高应力区为主，部分埋深大的区域为超高应力区，较高的地应力对煤层气开发具有一定不利影响。

另外，各方向的主应力差异会导致煤储层渗透性的各向异性。该区最大水平主应力σH与最小水平主应力σh之比σH/σh为1.45～1.76 之间，平均1.61，区域上变化不大，构造应力场基本稳定，说明煤储层渗透率沿最大水平主应力方向高于最小水平主应力方向。最大水平主应力σH和垂向主应力σv之比σH/σv为0.92～1.53 之间，大部分区域高于1，说明地应力以水平应力为主导。

3.2.3 埋深与地应力

各方向主应力与埋深之间关系如图11。侧压系数与埋深关系如图12。

图11 各方向主应力与埋深之间关系Fig.11 Relationship between principal stress and buried depth in all directions

图12 侧压系数与埋深关系Fig.12 Relationship between lateral pressure coefficient and buried depth

地质条件下煤层主要承受上覆岩层压力和水平构造应力，前者较为稳定，一般与上覆岩层的自重有关，后者较为复杂，不同区域情况各异，并随时间发生变化。1 个地区的现今地应力场主要由最大/小水平主应力及垂向主应力之间的相互关系所决定，并且同一地区不同埋深范围的地应力状态可能发生变化。根据3 个方向主应力之间的相互关系可知研究区煤储层所处的地应力场随埋深发生变化，划分为3 种类型：埋深小于750 m 的浅部，煤储层所受应力σH＞σv＞σh，水平主应力和垂向主应力随埋深增大而增大，地应力表现为压缩状态，属大地动力场型；埋深介于750～1 000 m 之间，垂向主应力仍随埋深增大而增大，而水平主应力与埋深并不呈明显的线性关系，离散性强，部分区域煤储层应力为σH＞σv＞σh，同时部分区域为σv＞σH＞σh，属于过渡带，前者与浅部情况类似，后者地应力为拉张状态，属大地静力场型，有利于张性断裂和裂隙的发育；埋深超过1 000 m，煤储层所受水平应力大幅增加，最大达54.74 MPa，地应力以水平应力主导，为σH＞σv＞σh，地应力为压缩状态，并且，随埋深增加，地应力增加快，对煤层气开发产生不利影响。

另外，侧压系数λ 也常作为判定地应力状态重要参数，λ=（σh+σH）/2σv。该区域3#和11#煤储层的侧压系数介于0.75～1.21 之间，平均0.93。埋深小于1 000 m，侧压系数为0.75～1.01，基本小于1.0，与埋深相关性不强；埋深大于1 000 m 后，侧压系数大于1.0，尤其当埋深超过1 200 m 后，侧压系数大于1.1，但由于实测的数据有限，对于深部侧压系数变化控制略显不足。

3.3 地应力影响

煤层渗透率与垂强系数关系如图13，煤层渗透率与侧压系数关系如图14。

图13 煤层渗透率与垂强系数关系Fig.13 Relationship between coal permeability and vertical strength coefficient

图14 煤层渗透率与侧压系数关系Fig.14 Relationship between coal permeability and lateral pressure coefficient

煤储层渗透率是影响煤层气产出的关键因素之一，由于煤储层本身渗透性较低，其渗透率对地应力较常规油气储层更加敏感。一般认为，随着埋深增大，地应力增大，孔裂隙趋于闭合，煤储层的渗透率逐渐减小，渗透性变差。前文述及，本区煤层渗透率随埋深增大并非线性减小，不同埋深段变化规律存在差异，因而需要分析纵向上地应力状态与渗透性变化之间的相互关系。该区煤层渗透率与最小/最大水平主应力、垂向主应力总体呈倒“V”字型关系，即随着最小/最大水平主应力、垂向主应力增大，渗透率呈先增大后减小的变化关系，与前文渗透率随埋深变化的认识基本一致。以最小水平主应力15 MPa，最大水平主应力25 MPa、垂向主应力20 MPa为界，大致对应埋深1 000 m。当地应力小于临界值时，煤层渗透率随地应力的增大而增大；当地应力超过临界值后，煤层渗透率随地应力的增大快速减小，最小水平主应力、最大水平主应力、垂向主应力分别增大至20、30、25 MPa 后，煤层渗透率极低（＜0.05×10-15m2）。之所以煤层渗透率与地应力之间分段变化规律与地应力状态有关，埋深小于750 m 的浅部，地应力为压缩状态，此时地应力增大，煤层渗透率减小，但由于该深度段实测渗透率数据少，表现不明显；埋深750～1 000 m 之间为地应力转化带，地应力由浅部的压缩状态向拉张状态过渡，为张性裂隙的发育提供了有利条件，地应力增大，煤层渗透率不降反增；埋深超过1 000 m 后，地应力重新转化为压缩状态，煤层渗透率随地应力增大而急剧减小。因此，从煤层渗透性角度而言，800～1 000 m 埋深段可能成为深部煤层气开发的有利带，垂强系数K（最小主应力/垂向主应力）和侧压系数λ 常被用来定量表征地应力状态。

研究区煤层地应力垂强系数为0.59～0.89 之间，平均0.72。该区煤层渗透率与垂强系数和侧压系数之间均类似正态分布，即随着强系数和侧压系数增大，渗透率总体呈先增大后减小的趋势，渗透率较高的垂强系数范围为0.7～0.8、侧压系数范围为0.9～1.1，超出这个范围将不利于煤层的渗透性，渗透率一般低于0.1×10-15m2，因此可以利用垂强系数和侧压系数预测煤储层渗透性。

4 结 论

1）研究区煤层埋深介于320～1 480 m 之间，东浅西深，总体埋深较大，大部分区域超过700 m，含气量为1.50 ～17.36 m3/t，含气饱和度为32.45%～67.45%，属于埋藏较深的欠饱和煤层气藏。

2）研究区煤的变质程度随埋深增大而增高，含气量、含气饱和度随埋深增大呈先增大后减小的变化规律，转换深度为1 000 m，埋深小于1 000 m，压力的正效应起主导作用，含气量、含气饱和度随埋深的增大而增高；埋深超过1 000 m，温度的负效应起主导作用，含气量、含气饱和度随埋深的增大而降低。

3）研究区煤层孔隙度为1.36%～9.05%、渗透率为0.003×10-15～0.54×10-15m2，孔隙度和渗透率均较低。埋深低于1 000 m，随埋深增大，孔隙度降低，渗透率增高；埋深超过1 000 m，随埋深增大，孔隙度逐渐反弹，渗透率逐渐降低。

4）地应力状态与埋深密切相关，对煤层渗透性影响显著。埋深小于750 m，以水平应力为主，为压缩型地应力场；埋深介于750～1 000 m 之间，部分转换为以垂直应力为主，表现出拉张型地应力场，有利于裂隙发育，渗透性变好，渗透率随埋深增大而增高；埋深大于1 000 m，以水平应力为主且地应力突增，重新转换为压缩型地应力场，煤层渗透性变差，渗透率随埋深增加大幅降低。