沁水盆地武乡南煤层气赋存主控地质因素及富集区预测

宋慧波，安红亮，刘顺喜，于振锋，金 毅，王保玉,4，王长征，3

(1.河南理工大学 资源环境学院，河南 焦作 454000；2.煤与煤层气共采国家重点实验室，山西 晋城 048200；3.中原经济区煤层(页岩)气河南省协同创新中心，河南 焦作 454000；4.河南理工大学 煤系气资源高效开发利用研究院，河南 焦作 454000)

煤层气为自生自储的非常规天然气，以吸附态、游离态、水溶态和固溶态赋存于煤层或煤系地层中，属于煤的伴生矿产资源[1]。沁水盆地含有丰富的煤与煤层气资源，是我国重要的煤层气产业基地。武乡南区块位于沁水盆地中部，煤与煤层气资源丰富，2017年，榆社-武乡地区煤层气勘探取得重大突破，预测煤层气资源量达2 414亿 m3，属于超大型煤气田。但丰富资源量与靶区寻找困难、单井开采量低，高产气量井少、开采效率低[2]等问题形成巨大的现实矛盾，因此迫切需要开展煤层气主控地质因素研究，对富集区进行优选。

影响煤层气成藏的地质因素有构造条件、沉积环境、含气量、煤层埋藏深度、水文地质条件和储层物性等方面[3-6]。目前对煤层气成藏控制因素的研究集中在构造、沉积和水文控气3个方面[7-8]。构造对煤层气的赋存、成藏以及勘探开发具有重要的控制作用[9-10]，开放性正断层造成煤层气逸散，压型逆断层封闭性较好，有利煤层气的保存[11-12]；沉积环境通过控制煤层的形成、储盖组合以及空间展布特征，从而影响煤岩生气能力和储集条件[13-15]；水动力条件则影响煤层气的分布、运移和保存，径流和排泄活跃的地下水不利于对煤层气的保存，而相对滞留的地下水具有良好的封堵作用[16-17]。煤层气选区评价方法较多，有灰色关联法、BP神经网络、模糊物元法、数值模拟法、基于测井和地震信息方法等。这些方法均是利用地质评价与数值模拟相结合进行分析，不能很好的解决指标的选择和权重的确定，以及“模糊性”问题。但多层次模糊数学方法通过把煤层气富集区优选过程划分层次，使模糊和非定量化指标得到量化，做到了定性与定量方法相结合[18-20]。该方法在实际应用中通过数学处理与人的经验、主观判断相结合，能够客观有效的分析目标准则体系层次间的非序列关系，因而得到广泛的应用。武乡南煤层整体埋深大，深部煤层气富集区预测相对较复杂，多层次模糊数学评价法更符合研究区的实际情况，能够更好地优选煤层气富集区。

基于以上情况，笔者在分析武乡南区块含煤岩系沉积环境、储层特征以及煤层气富集主控地质因素的基础上，通过层次分析和模糊数学相结合的评价方法，对煤层气富集区进行了预测，为该区块煤与煤层气的高效开发利用提供了理论支撑，同时也对煤矿安全生产和环境保护极具重要意义[21]。

1 地质概况

沁水盆地是华北晚古生代在成煤期之后由断块差异性抬升形成的山间断陷盆地[22]，古构造上属于华北地台中带，在晚古生代主要呈现出海陆交互的古地理背景。晚古生代末期，随着古蒙古洋的闭合，海水向南退出，华北板块内部转化成大型的内陆湖泊沉积环境。武乡南位于沁水盆地中部(图1)，地处榆社武乡断裂背斜构造带内[23]，构造相对简单，通过地震剖面、野外填图和钻井资料研究表明，区内发育断裂和褶曲构造共22处，其中正断层16条，逆断层4条，背斜2个，受燕山和喜马拉雅早期构造运动改造，现今构造形态主要呈NNE和NE向。

沁水盆地武乡南区块含煤地层主要为石炭—二叠系太原组和山西组(图1)。太原组地层平均厚108.2 m，岩性由含生物碎屑灰岩、细粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩和煤层组成，全组含灰岩5～7层，主要灰岩层自下而上依次命名为K2，K3，K4，K5。灰岩中普遍含有燧石结核、燧石条带和丰富的海相动物实体、遗迹化石。山西组地层平均厚52.8 m，底部以标志层K7砂岩(北岔沟砂岩)之底与太原组分界，岩性由粉砂质泥岩、砂岩、泥岩和煤层构成。

研究区含煤岩系自下而上发育太原组岩溶裂隙含水层和山西组碎屑岩孔裂隙含水层。太原组含水层以K2～K5四层灰岩为主，灰岩中裂隙不发育，富水性较差，同时各灰岩含水层之间被泥岩、砂质泥岩分隔独立，渗透性低，水力联系弱，对15号煤层影响较小。山西组含水层以下部K8砂岩为主，富水性较差[24]，对3号煤影响较小。区内构造为单斜构造，地下水径流方向与地层倾向相反或呈高角度相交，水体流动不仅要克服岩石颗粒的吸附力和摩擦力，还要克服自身重力和隔水层压力，因此地下水径流微弱。

2 沉积环境及储层特征

2.1 沉积相及岩相古地理特征

沉积相是沉积环境及在此环境中形成的沉积物特征的综合反映，因而常作为研究矿产资源沉积背景的基础[25]。前人对沁水盆地主要含煤岩系的沉积环境进行过系统研究，提出了石炭—二叠纪古地理格架和高分辨率层序地层的沉积序列[26]。明确了该盆地上石炭—下二叠统太原组形成于陆表海碳酸盐岩台地、障壁海岸和三角洲沉积环境[27]。山西组形成于海陆过渡相的河控三角洲沉积环境[28]。

2.1.1沉积相组成特征

通过研究区钻井岩心数据及连井剖面对比研究，太原组识别出浅海、潮坪、障壁岛、潟湖4种沉积相。潮坪相包括为泥坪、泥炭坪、混合坪和砂坪沉积亚相。山西组发育下三角洲平原沉积亚相，进一步又可分为泥炭沼泽、水下分流间湾和水下分流河道3种沉积微相(图1)。

太原组演化以浅海、障壁岛、潟湖和潮坪交互沉积为特征(图2)，自下而上划分3个岩性段即：下部碎屑岩段(K1砂岩底到K2灰岩底)——由障壁岛和潮坪相沉积组成；中部灰岩段(K2灰岩底到K4灰岩顶)——由浅海相、障壁岛相和潮坪相沉积组成；上部碎屑岩段(K4灰岩顶到K7砂岩底)——由潟湖、障壁岛和潮坪相沉积组成。浅海相岩性主要由泥岩和生物碎屑泥晶灰岩构成。障壁岛相岩性以厚层状中—细粒石英砂岩为主，发育交错层理。潮坪相岩性为薄层粉砂岩、泥岩、炭质泥岩和煤。潟湖相岩性由灰岩和含菱铁矿泥岩组成。太原组15号煤层发育在潮坪相泥炭坪沉积环境中。

图2 武乡南区块W7井太原组相柱状

山西组为下三角洲平原沉积环境，系一套分流河道、分流间湾和泥炭沼泽微相沉积，呈多次交替出现(图3)，岩性由砂岩、泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩和煤层组成。分流河道主要为中厚层状和厚层状细砂岩，发育平行层理和槽状交错层理。分流间湾由砂质泥岩与泥岩组成，发育水平层理。泥炭沼泽主要由黑色泥岩、炭质泥岩和煤构成。山西组3号煤层形成于下三角洲平原泥炭沼泽沉积环境。

图3 武乡南区块W7井山西组相柱状

2.1.2岩相古地理特征

通过钻孔岩心数据，统计了研究区砂泥比数据，绘制了太原组和山西组的砂泥比等值线图(图4)。太原组沉积期，砂岩主要分部在研究区中部和东南部，砂泥比大于0.55，西南部含泥量高，砂泥比小于0.25。山西组整体砂泥比较高，区内中部含泥量大，砂泥比小于0.25。

图4 武乡南区块太原组和山西组砂泥比等值线

基于砂泥比，结合岩性、沉积序列和灰岩厚度分布特征等诸多因素绘制了武乡南区块太原组和山西组沉积期的岩相古地理图(图5)。太原组沉积期，区块北部主要为浅海相(砂泥比小于0.25)和潮坪灰岩-砂泥岩相(砂泥比在0.55～0.25)，尤其在东北部，潮坪中泥炭坪沉积较为发育，煤层较厚。东南部和中部发育障壁岛砂岩相，并在关家坡东南侧出现滨岸砂岩相(2者的砂泥比均大于0.55)。潟湖灰岩-泥岩-粉砂岩相(砂泥比小于0.25)主要分布在障壁岛砂岩相和滨岸砂岩相之间。山西组沉积期，区块演变为下三角洲平原沉积环境，南部发育泥炭沼泽-黑色泥岩相和分流间湾泥岩-粉砂岩相(砂泥比小于0.25)。分流河道砂岩相分布在东南部和北部地区(砂泥比大于0.55)。

图5 武乡南区块太原组和山西组沉积期岩相古地理示意

2.2 储层特征

2.2.1煤层空间展布特征

研究区主采煤层为太原组15号煤和山西组3号煤。太原组为典型的海陆交互相沉积，该组地层沉积旋回韵律明显，煤层多赋存于灰岩和砂质泥岩底部。K1砂岩(晋祠砂岩)和K2灰岩的岩性特征明显，层位较稳定且厚度变化较小和分布广泛，是煤层对比的良好标志层。通过统计本区27口钻井煤层厚度数据，并利用K1和K2标志层进行煤层对比后显示，15号煤层厚1.2～6.72 m，平均3.481 m，煤层自北向南存在分叉现象，自上而下分层编号为15-1，15-2和15-3(图6)，厚度逐渐变薄。

山西组为三角洲相沉积，K7砂岩(北岔沟砂岩)为太原组和山西组的分界标志层，层间距变化范围小，规律性明显。基于K7标志层对3号煤层进行对比分析显示：3号煤层厚0.38～5.84 m，具分叉特征，自上而下分层编号有3-1，3-2，单层厚度在0.30～3.99 m，整体厚度自北向南具增加趋势，煤层结构简单、全区稳定可采(图6)。

图6 武乡南区块15号和3号煤层南北向对比

2.2.2煤岩煤质特征

选取研究区主采煤层具有代表性的12个煤样，所有样品均进行工业分析和显微组分测定(表1)。研究区煤样为黑色亮-暗煤，块状，条带状结构，煤层夹1～2层泥岩或炭质泥岩，宏观煤岩类型为半亮型煤。

表1 武乡南区块煤样综合测试结果

煤层作为生气层和储气层，其变质程度对含气量具有重要的影响。煤样显微组分实验表明：研究区煤样以镜质组为主，惰质组次之，不含壳质组，显微煤岩类型为微镜惰煤。煤样的镜质组含量为34.3%～86.0%；平均63.85%，惰质组含量7.8%～39.5%，平均25.88%；Ro为2.43%～2.80%，平均2.59%。工业分析表明：固定碳为43.95%～82.62%，平均67.84%；水分为1.02%～2.15%，平均1.48%；灰分为11.98%～56.49%，平均21.85%；挥发分为8.65%～22.23%，平均为12.66%。研究区的主采煤层的水分较低，固定碳含量大，煤中甲烷吸附空间大，表明煤层的吸附能力较强，有利于煤层气的赋存[29]。

2.2.3煤的吸附性能

结合研究区煤层特征，对研究区煤样进行等温吸附实验分析，煤样的空气干燥基Langmuir体积VL为17.88～38.64 cm3/g，平均为33.65 cm3/g。Langumuir压力PL为2.05～2.75 MPa，平均2.41 MPa。分析结果显示煤储层吸附气含量较高。

3 煤层气富集的主控地质因素分析

3.1 构造作用

沁水盆地属于华北克拉通内一个构造活动相对较弱的断陷盆地，构造活动相对稳定且聚煤条件较好，这决定了沁水盆地具有丰富的煤层气生气母质和稳定的气藏圈闭条件，因此其盆地构造背景有利于煤层气的生成和保存。

地处榆社—武乡断裂背斜构造带内的武乡南区块发育多条断层(图7)，断层多以NNE向，断距介于20～50 m。张小东等[30]对沁水盆地长治区块地质构造复杂程度进行定量划分，并分析了对煤层气产能的影响。结合研究区实际地质条件，选取断层密度、延展长度和倾角以及断距4个参数作为评价指标，见表2。

图7 武乡南区块15号和3号煤层含气量与构造叠合

表2 构造复杂程度判定

基于以上划分标准，研究区内东南部断层密度和延展长度大，断距普遍大于40 m，为构造复杂区。该地区断层性质主要为正断层，断层面缺乏断层泥，封闭性较差，导致该地区的15号和3号煤含气量均较低。区内W26-W8-W18勘探井西部一带正断层倾角、断距和延展长度较小，发育的逆断层密度小，故划分为构造较简单区。该区正断层规模小，逆断层为压性，断层面附近受挤压应力作用，透气性较差，煤层气缺乏逸散通道，因此整体含气量较高。实测钻井含气量与以上分析结果表现出较好的一致性，这充分验证了研究区对构造复杂类型划分方法的合理性。

3.2 顶板封盖性

煤层顶板岩性和厚度对煤层气富集至关重要。具体来说，岩性越致密、顶板越厚，越有利于煤层气富集[31]。

太原组15号煤层顶板多为沼泽相或潮坪相沉积的泥岩和砂质泥岩(图8)。东北部和西南部砂质泥岩分部广泛，其中该区块东北部W7勘探井附近的15号煤层顶板为封盖性较好的砂质泥岩，隔断了各含水层之间煤层气水力逸散的通道，具有较好的垂向封堵效果，使含气量增加。研究区W20-W21-W8勘探井附近15号煤层顶板为透气性较好的细砂岩，对煤层气的封盖性能弱，因此含气量低。

图8 武乡南区块15号和3号煤层顶板岩性分布特征

山西组3号煤顶板岩性主要为分流间湾砂质泥岩和泥炭沼泽泥岩。研究区的西南处3号煤层顶板为封盖性能好的泥岩，煤层含气量高。西北处和东南处3号煤的顶板岩性为透气性较好的细砂岩，对煤层气封堵较差，含气量较低。

实验数据分析表明，煤层顶板厚度与含气量呈现较好的正相关性(R2分别为0.650 5和0.567 5)，如图9所示。厚层顶板更加有效的阻止了气体向外运移，为煤层气富集提供了良好的盖层条件。

图9 武乡南区块15号和3号煤层顶板厚度与含气量的关系

3.3 煤厚与含气量的关系

煤储层作为煤层气的吸附载体，其厚度对含气量具有显著的影响作用。太原组沉积期，研究区北部和东北部为泥炭坪环境，有利于植物生长和埋藏，易于厚煤层形成，生气潜力大。中部障壁岛砂岩相(W23井附近)和东南部滨岸砂岩相，不利于植物生长，煤厚较薄，生气条件差。中南部潟湖相煤厚较大，生气条件好。山西组沉积期，研究区南部发育泥炭沼泽，是厚煤层形成的良好环境。北部为分流河道砂岩相，不利于植物生长和泥炭堆积，煤层厚度小。

平面展布特征表明：太原组15号煤厚度自西南向东北逐渐增加，中北部煤层整体较厚(图10)，含气量变化趋势与煤厚相似，北部较高，向南部逐渐降低。山西组3号煤厚度变化自南向北变薄，含气量变化除南部部分区域外，其变化趋势整体与煤厚一致。同时，通过武乡南区块15号和3号煤层厚度与含气量的相关性分析表明：煤层厚度与含气量呈明显的正相关关系(R2分别为0.872 5和0.957 6)(图11)。究其原因，煤储层既是煤层气的储集空间，也是气体逸散的封堵盖层。煤层属于高密度和低渗透性的岩层，上、下部分对中部分层气体向顶板扩散起着强烈的封盖作用，煤层厚度越大，扩散路径越长，阻力就越大，对煤层气的保存就越有利[32]。

图10 武乡南区块15号和3号煤层厚度等值线

图11 武乡南区块15号和3号煤层厚度与含气量的关系

3.4 埋深与含气量的关系

研究区15号煤层埋深介于706.4～2 002.8 m，平均1 458.6 m，3号煤层埋深介于595.2～1 858.9 m，平均为1 333.5 m。煤层气地质学研究表明，随着煤层埋深增加煤层上覆地层厚度封盖性增强，且由于压实作用使煤层孔渗性下降、封闭性变好，对煤层气的封存比较有利[33]。统计数据分析结果表明：15号和3号煤层含气量与埋深呈正相关性(R2分别为0.842 8 和0.752 3)(图12)。从平面上分析，研究区为一倾向向西的单斜构造(倾角约20°)，中部存在贯穿南北的逆断层，15号煤层与3号煤层埋深自东南向西北呈现先增加后降低的趋势(图13)。煤层含气量与埋深变化趋势总体一致。含气量随着煤层埋深增加而变化明显，实质是随着煤层埋深增加，煤层中甲烷吸附压力增加，从而导致煤层气的吸附量增加。

图12 武乡南区块15号和3号煤层埋深与含气量的关系

图13 武乡南区块15号和3号煤层埋深等值线

4 富集区预测

4.1 评价方法

4.1.1各层次指标重要系数的确定

通过上述本区块煤层气地质控制因素分析，并结合前人研究成果和研究区实际情况，用层次分析法将研究区煤层气预测指标分为资源条件和地质条件2个层次。武乡南区块的煤层气富集区评价定义为A，煤层气富集预测指标主要考虑资源条件(B1)和赋存条件(B2)。资源条件(B1)分为煤厚(C11)和含气量(C12)。赋存条件(B2)分为构造条件(C21)、顶板岩性(C22)和埋深(C23)。评价时在遵循客观性和主体特殊性两大原则基础上，根据(表3，其中，μi，μj为2个因素，2个因素的比值为uij组成矩阵中的数值)对不同层次和相同层次指标进行两两重要性比较，建立构造判断矩阵。利用Matlab软件计算出判别矩阵最大特征根λmax及其对应的特征向量，特征向量数值即为各评价指标的相对权重系数(表4，其中，WB为相对于目标层A而构成B的特征向量；WC1为相对于B1指标层C1的特征向量；WC2为相对于B2指标层C2的特征向量)。为保证计算结果的客观性和合理性，本次采用SAATY T L[34]提出的一致性检验，如下所述：

表3 判断矩阵标度及其含义

表4 各指标相对于目标层的重要性系数

CI=(λmax-n)/(n-1)

(1)

CR=CIRI

(2)

其中，n为判断矩阵阶数；RI为判断矩阵的平均随机一致性指标；CI为一致性指标；CR为随机一致性比率。若CR<10%，表明判断矩阵的结果具有可接受的一致性，检验通过。研究区的3个判断矩阵的随机性比率分别为0，0和0.96%，均小于10%，得出判断矩阵的特征向量为相对应评价指标的权重(表5)。

表5 资源条件与地质条件的主要参数及其权重

4.1.2隶属度和隶属函数

基于钻井、测井资料，并结合上述煤层气地质控制因素综合分析，运用模糊数学评价方法，将各个控制因素评价标准分为最有利、较有利和不利。以前人研究煤层气储层参数评价标准为基础[18,20,35]，结合研究区的地质实际情况，建立了0～1的隶属度和隶属函数评价标准(表6，其中，M′为煤层厚度；N′为含气量)。为了尽可能最大接近实际情况，在武乡南区块现有煤层气资源勘探开发资料的基础上建立了煤层气富集区多层次模糊评价模型(表7)。

表6 煤层气富集因素评价标准及隶属函数

表7 煤层气富集区块优选多层次模糊数学评价模型

4.2 评价结果

根据上述指标体系、选区标准与隶属函数，统计武乡南15号和3号煤层气评价参数的具体数据，并对其进行赋值，得出其隶属度。通过使每个评价参数的隶属度和权重系数相乘，然后结合煤储层特征、含气性特征、顶板岩性、埋深以及研究区的沉积环境和构造特征等因素综合分析后绘制了武乡南煤层气富集预测图(图14)。煤层气综合评价结果反映煤层气的富集性和可采潜力，按评价值的大小将研究区煤层气富集区块划分为有利区块(Ⅰ类)、较有利区块(Ⅱ类)、较不利区块(Ⅲ类)和不利区块(Ⅳ类)，其中Ⅰ类区块综合评价指数大于0.7，Ⅱ类为0.6～0.7，Ⅲ类为0.5～0.6，Ⅳ类在0.5以下。评价结果表明：武乡南区块15号煤煤层气富集区位于区块北部和东北部W26-W31-W41勘探井一带，3号煤煤层气富集区主要分布在W1-W20-W2勘探井一带。

图14 武乡南区块15号和3号煤层气富集区预测

5 结 论

(1)太原组15号煤层形成潮坪相沉积环境，煤厚变化自东北向西南依次变薄。山西组3号煤层形成于下三角洲平原分流间湾中的泥炭沼泽沉积环境，整体具有自东北向西南逐渐变厚的趋势。

(2)15号和3号煤层含气量主控因素为沉积、构造作用控制下的煤层厚度、顶板岩性和埋深。研究区整体上构造较简单、煤层厚度大和顶底板岩性为厚层砂质泥岩叠合的区域为煤层气富集区。

(3)建立了多层次模糊数学综合评价体系，划分了煤层气富集特征的4类区块，即：有利区块(Ⅰ类)、较有利区块(Ⅱ类)、较不利区块(Ⅲ类)和不利区块(Ⅳ类)，其中15号和3号的Ⅰ类富集有利区块，分别分布在研究区北部勘探井W26-W31-W41和中南部勘探井W1-W20-W2一带。