沁水盆地寿阳西部地区煤层气资源潜力评价

崔晓松，周 瑞,2，张 凯

(1.山西省煤炭地质148勘查院，山西 太原 030053；2.太原理工大学 矿业工程学院，山西 太原 030024)

0 引 言

沁水盆地煤层气成藏条件、构造动力条件、煤岩结构、水文地质条件、煤储层物性特征、煤层气压裂排采等前人做了大量的研究。但研究对象主要针对沁水盆地南部，北部整体勘探开发程度不高，仅中石化在和顺地区、中联煤层气公司在寿阳、寿阳北地区做过一定的勘查工作。和顺区块煤层气勘查排采的目的煤层为15号煤层，煤层气井集中部署在区块的东南部，前人研究了和顺区块的含气性及其控制因素[1]、孔渗特征[2-3]、煤层气富集控制因素[4]、储层特征与试采效果[5]等，认为和顺区块具有含气量大、含气饱和度低、临界解吸压力低、渗透率低的特点；张旭等[6]研究了寿阳北区块的3、9、15号煤层煤层气赋存特征，认为区块东北部主力煤层发育、埋深适中、含气量高、封盖条件较好，是下一步勘探开发的有利区；前人在研究寿阳区块煤层气赋存、储层物性的基础上，探讨了煤层合层开采的可行性[7-8]。寿阳西部地区景尚东区块为煤层气勘查开发空白区，以往仅进行过煤炭勘查工作，山西省煤炭地质148勘查院开展过沾尚煤炭普查工作，景尚东区块位于沾尚普查区的北部，研究区南部进行了沾尚煤炭详查，区块东部进行了西上庄、孟家村煤炭详查，通过分析研究煤田勘探成果，对区块煤层赋存情况、煤质特征、区块地层、构造有了初步认识。但就该区块煤层气赋存情况、煤储层特征、资源潜力等研究欠缺。

为初步评价景尚东区块煤层气资源潜力，对该区块开展了煤层气普查工作，在收集利用周边10个煤田钻孔资料基础上，施工了四口煤层气井，对其中两口井的8、15(15下)号煤进行了注入压降试井，15号煤和15下号煤间距小于2 m，进行了合层试井，获得了该区块的煤层深度、厚度、含气量、孔隙度、渗透性、储层压力、地应力等参数。通过对区块煤层赋存特征、煤岩煤质特征、孔隙结构与等温吸附特性、含气性、裂隙与煤体结构特征、煤储层压力特征等方面进行研究，对该区块进行了资源潜力评价，为下一步勘查开发提供了地质依据。

1 研究区概况

寿阳西部地区景尚东区块位于沁水煤田东北部，行政区划属晋中市寿阳县、昔阳县管辖，面积为82.91 km2。本区块位于沁水凹陷盆地东北部，阳曲—盂县纬向构造带南翼。区域内总体构造形态为走向NNE，倾向NWW的单斜构造，受新华夏系构造的影响，区域内褶曲呈雁行排列，彼此平行。地层倾角一般小于15°，无岩浆岩侵入。二维地震解释断层5 条，落差70 m的逆断层1 条，落差30、25 m的正断层各1条，落差30、40 m的逆断层各1 条，陷落柱20 个(图1)。正断层和陷落柱会破坏煤层的封盖条件，造成煤层气逸散[9]。 本区陷落柱相对发育，对煤层气有一定破坏性。

区块内的地层由下而上为奥陶系中统下马家沟组、上马家沟组、峰峰组，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组、上统上石盒子组、石千峰组，三叠系下统刘家沟组、和尚沟组，第四系中更新统、上更新统。

2 煤储层特征

2.1 煤层发育特征

本区含煤地层为山西组及太原组，共含煤14层。由上而下编号为1、2、3、4、6、8、8下、9、11、12、13、14、15及15下号。1～6号产于山西组，8～15下号产于太原组。煤层总厚14.46 m，煤系总厚192.03 m，含煤系数7.5%，3、8、15、15下号煤层平均厚度9.91 m，含煤系数5.2%。山西组厚57.10 m，3号煤层厚1.00 m，含煤系数1.75%；太原组厚134.93 m，8、15、15下号煤层厚8.91 m，含煤系数6.60%。主力煤层为二叠系下统山西组3号煤层和石炭系上统太原组8、15、15下号煤层(图2)。

3号煤层位于山西组中部，煤厚0.20～2.20 m，平均1.00 m，为大部可采的稳定薄煤层，为中灰、低硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为569～1 087 m。8号煤层位于太原组上部，煤厚0.95～3.23 m，平均2.20 m，距上部3号煤层25.40～46.40 m，平均间距38.95 m，为全区可采的稳定煤层，为低灰、中硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为611～1 143 m(图3a)。15号煤层位于太原组下部，煤厚1.95～7.70 m，平均4.36 m，距上部8号煤层72.45～93.10 m，平均间距83.88 m，为全区可采的稳定煤层，为低灰、中硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为680～1 235 m(图3b)。15下号煤层位于太原组下部，为15号煤层分叉形成的煤层，15下号煤层煤厚0.65～4.18 m，平均2.35 m，为大部分可采稳定煤层，为中灰、低硫、低磷、中高发热量无烟煤，埋深为686～1 184 m。

图3 煤层厚度等值线Fig.3 Contour of coal seam thickness

2.2 煤岩特征与煤变质程度

各煤层宏观煤岩类型主要为半亮型。显微组分以镜质组为主，次为惰质组。无机组分以黏土类为主，少量硫化铁类。3号煤层镜质组含量占58.18%，惰质组占37.22%；8号煤层镜质组含量占49.08%，惰质组占48.03%；15号煤层镜质组占56.78%，惰质组占39.03%；15下号煤层镜质组占44.40%，惰质组占55.60%(图4a)。镜质组主要为均质镜质体和基质镜质体，有部分碎屑镜质体；惰质组主要为粗粒体和碎屑体，有部分丝质体。镜质组反映了还原条件的生成环境，生烃能力较强，主要生成气态烃[10]。本区镜质组组分高，这就保证了煤具有很好的生气潜力和储气能力。

图4 各煤层显微组分、Ro,maxFig.4 Maceral, Ro,max of each coal seam

3号煤层镜质组最大反射率2.32%～2.89%，平均2.60%；8号煤层镜质组最大反射率2.64%～2.86%，平均2.79%；15号煤层镜质组最大反射率2.89%～3.19%，平均3.01%；15下号煤层镜质组最大反射率2.86%～3.12%，平均2.98%，均达到无烟煤阶段,煤变质程度高(图4b)。

2.3 实测含气量

勘查煤层气含量测试方法—自然解吸法，煤层气含量测试由三阶段气量构成，即逸散气量、解吸气量和残余气量，测试标准为《煤层气含量测定方法》(GB/T 19559—2008)。为减少煤层气样品在提钻过程中的逸散气量，采用绳索取芯钻具采取样品，样品提升时间按照《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T 29119—2012)执行，四口井共采取了53个煤层气样品。测试甲烷空气干燥基：3号煤层含气量7.33～18.79 m3/t，平均13.69 m3/t；8号煤层含气量6.54～21.84 m3/t，平均14.29 m3/t；15号煤层含气量3.02～14.37 m3/t，平均9.59 m3/t；15下号煤层含气量8.49～15.51 m3/t，平均11.82 m3/t(图5a)。煤层气组分以CH4为主，N2次之，含少量CO2及微量重烃，CH4占气体组成的90.47%～98.92%(图5b)，N2占气体组成的0.71%～9.39%，CO2占气体组成的0～1.71%。本区煤类主要为无烟煤，平均煤层含气量大于8 m3/t，煤层气成藏潜力大，可为煤层气开发提供良好的资源保障。

本区15号、15下号煤层含气量较3、8号煤层含气量低，主要受煤层灰分和顶底板岩性控制。通过统计分析煤层灰分产率与煤层含气量的关系，发现煤层灰分产率与煤层含气量呈负相关关系，灰分产率越高煤层含气量越低(图5c)。煤层顶板对煤层气的保存起到重要作用，顶板泥岩、砂质泥岩发育则封闭性能好，煤层气不容易散失；顶板为砂岩、石灰岩则封盖条件较差，气体容易散失，含气量较低[9]。15号煤层上部全区发育3层石灰岩(K4、K3、K2)，K2石灰岩为15号煤层的间接顶板，K2石灰岩与15号煤层间距11.39～21.39 m，平均间距16.46 m，局部地段发育K2下石灰岩，如JS-Q1井直接顶板为K2下石灰岩，石灰岩顶板对煤层封盖条件差，煤层气散失量大，实测煤层气含量低。

图5 各煤层实测含气量、CH4组分、含气量与灰分产率关系Fig.5 Measured gas content of each coal seam,CH4 component,relationship between gas content and ash yield

2.4 煤储层孔渗性

3号煤层孔隙度为4.85%～5.14%，平均为4.91%；8号煤层孔隙度为4.67%～5.03%，平均为4.81%；15号煤层孔隙度为3.85%～5.23%，平均为4.96%；15下号煤层孔隙度为4.49%～5.17%，平均为4.80%。

煤层裂隙发育情况对煤层渗透率具有重要作用，裂隙系统是煤层气运移的通道[11]。本区块各煤层以原生结构煤为主，部分碎裂煤，少量糜棱煤，煤样较完整，以短煤柱为主，宏观裂隙1～3条/cm，主要为微、小裂隙，中、大裂隙发育较差；煤样经扫描电镜观察，煤岩基质表面有少量黏土矿物混合物、方解石，孔隙以结构孔为主，多被黏土矿物充填，发育部分铸模孔、气孔，显微裂隙总体不发育，以平直、张开状为主，局部闭合，且裂隙常见黏土矿物充填，多为方解石、高岭石、伊利石，高岭石晶体呈假六角片状，集合体形态为叠片状，伊利石晶体呈弯曲片状，集合体为丝缕状、片状(图6)。本区宏观裂隙发育1～3条/cm，显微裂隙发育不好且多被充填，孔隙与宏观裂隙沟通差，孔隙中煤层气不能有效进入宏观裂隙，致使煤层气不能顺畅流动。

煤储层渗透性高低体现煤层气产出通道的畅通程度，是影响煤层气可采性的关键参数之一[12]。通过2口井4层煤注入/压降试井，获得8号煤层渗透率(3～5)×10-17m2，平均4×10-17m2；15号煤层渗透率(2～7)×10-17m2，平均5×10-17m2。按煤层原始渗透率分类标准， 8、15号煤层渗透率属于低渗透率。研究区孔隙度平均4.89%，宏观裂隙发育1～3条/cm，显微裂隙不发育，孔隙、显微裂隙、宏观裂隙连通性差，渗透性较差。

2.5 煤储层吸附性

景尚东区块4口井主力煤层均进行了等温吸附试验(图7)，等温吸附分析测试结果表明，区块内煤储层对甲烷的吸附能力存在以下特点：①吸附能力普遍较高，全区煤样空气干燥基的兰氏体积在22.72～48.76 m3/t，均值为32.67 m3/t；其中测试值在20～30 m3/t的占29.41%，在30～40 m3/t的占64.71%，在40～50 m3/t的占5.88%；②不同煤层吸附能力存在一定差异，随着煤层埋深的增加，兰氏体积呈逐渐降低的趋势；③兰氏压力偏低，全区各煤层兰氏压力在1.3～2.63 MPa，均值为1.85 MPa，随着埋深的增加，各煤层兰氏压力呈降低趋势，但幅度较低。计算临界解吸压力介于0.64～2.76 MPa，平均1.38 MPa。试验结果说明，区块煤层吸附能力强，临界解吸压力低，煤层气难解吸。

图7 煤层等温吸附曲线Fig.7 Isothermal adsorption curve of coal seam

2.6 储层压力

储层压力，指作用于煤孔隙-裂隙空间上的流体压力，是地层能量的体现和驱动煤层中煤层气运移产出，影响着煤层对甲烷气体的吸附/解吸特征[13]。一般情况下，煤层原始储层压力高，说明煤层气保存条件好；否则，煤层原始储层压力低，煤层气散逸严重。本区8号煤储层压力8.24～8.99 MPa，平均8.62 MPa，压力梯度8.2×10-3～8.7×10-3MPa/m，平均8.5×10-3MPa/m；15号煤储层压力3.78～10.96 MPa，平均7.37 MPa，压力梯度3.4×10-3～1.01×10-2MPa/m，平均6.7×10-3MPa/m。和顺、寿阳区块15号煤储层压力1.53～7.41 MPa，平均3.85 MPa，压力梯度2.7×10-3～9.1×10-3MPa/m，平均6.9×10-3MPa/m，15号煤区域整体欠压严重[14]。垂向上，8号煤层储层压力大于15号煤层，可能是15号煤层上部灰岩发育，对煤层气保存不好，造成煤层气运移散失，本区8号煤层含气量远大于15号煤层；平面上，15号煤层储层压力差异大，很大程度取决于煤层顶板泥岩的发育情况，泥岩发育较厚，煤层气保存相对较好，储层压力较高，反之，储层压力低。

含气饱和度是煤层气选区评价与开发的重要参数，更是反映煤层气开发难易程度和煤层气井产能评价的重要指标[15]。根据赵庆波等编著的《煤层气地质及勘探开发技术》中计算含气饱和度的公式：

Sg=(Vm/VL)×[(PL+Pf)/Pf]

式中:Sg为含气饱和度，%；Vm为自然解吸含气量，m3/t；VL为等温吸附含气量(兰氏体积)，m3/t；PL为兰氏压力，MPa；Pf为煤储层压力，MPa。

计算了8、15号煤层的含气饱和度，含气饱和度在40%～62%(表1)，含气饱和度平均50%，表明本区煤层含气饱和度低。总体来看，本区煤储层压力较低，压力梯度较小，属欠压煤储层，地层能量和驱动煤层气产出的动能较弱。

表1 8、15号煤储层压力

2.7 地应力

本次采用微型压裂法测试原地应力，注入泵以大排量向煤层注水，迅速使煤层产生裂缝，关井后记录压降曲线。对压降曲线进行分析，获取裂缝的闭合压力，裂缝的“开启”和“闭合”改变了流体的漏失速率，裂缝闭合压力是泵注停止后压降曲线上斜率变化的拐点。为了根据关井压力数据确定裂缝闭合压力，一般采用瞬时关井压力法、双对数法和时间平方根法，本次测试采用时间平方根法获取闭合压力。注入压降法测试的闭合压力为最小水平主应力[16]，破裂压力为注入水煤层破裂的最小压力。本次测试了JS-Q2、JS-Q3井8、15(15下)号煤破裂压力、闭合压力，破裂压力为12.21～16.72 MPa,平均为14.81 MPa，闭合压力为11.23～14.21 MPa，平均为12.44 MPa；寿阳区块破裂压力平均为12.32 MPa，闭合压力平均为11.05 MPa[8]，研究区破裂压力、闭合压力略高于寿阳区块。崔彬等[17]分析了和顺区块闭合压力与渗透性、产气量的关系，认为井单井产气量与闭合压力也具有较好的负幂函数关系，和顺X2井组高产井集中在闭合压力小于10 MPa的区域。研究区闭合压力较大，破裂压力与闭合压力差较小，降压排采中压降至闭合压力，煤层压裂裂缝开始闭合，不利于煤层气排采。

3 资源评价

依据《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T 29119—2012)，本次煤层气资源储量估算采用地质块段法(体积法)，对煤层气资源量块段划分的基本原则：块镜质组反射率>1.9%，煤层气含量下限为8 m3/t，煤层净厚下限为0.5 m。估算煤层气地质资源量145.13×108m3，资源丰度1.75×108m3/km2，属中等丰度。

对比相邻和顺区块[18-19]、寿阳区块[20]寿阳北区块[6]煤储层主要参数，本区块主力煤层为3、8、15(15下)号，寿阳、寿阳北主力煤层为3、9、15号煤层，和顺区块主要目的煤层为15号，3、8、9发育较差，本区主力煤层层数多，煤层累计厚度大；埋深相对较深，平均深200 m左右；研究区3、8号煤层含气量大于寿阳、寿阳北3、9号煤层含气量，15号煤层含气量相对较低，但煤层厚度相对大；研究区资源丰度1.75×108m3/km2，和顺区块资源丰度1.70×108m3/km2，寿阳区块资源丰度1.57×108m3/km2；研究区整体资源条件略好于其他3个区块。研究区与其他3个区块平均含气饱和度均在55%左右，差异较小，含气饱和度均低；平均临界解吸压力在1.06～2.41 MPa之间，和顺区块临界解吸压力相对较高，整体来看解吸压力均较低；本次3号煤层欠缺渗透性测试数据，4个区块的渗透性对比，寿阳北区块最好，寿阳区块次之，研究区与和顺区块较差，渗透性与埋深关联性大，总体来看渗透性较低；研究区与其他3个区块，普遍存在含气饱和度低、临界解吸压力低、渗透率低的特点。

表2 煤储层主要参数对比

4 结 论

1)沁水盆地寿阳西部地区3、8、15(15下)号煤层平均厚度累计9.91 m，平均含气量11.70 m3/t，区块煤层累计厚度大，各煤层含气量高，煤层气地质资源量145.13×108m3，资源丰度1.75×108m3/km2，具有很好开采资源潜力。

2)沁水盆地寿阳西部地区15(15下)号煤层含气量较3、8号煤层含气量低，主要受煤层灰分和顶底板岩性控制，煤层灰分产率与煤层含气量呈负相关关系，煤层顶底板岩性对煤层气保存起到重要作用。

3)沁水盆地寿阳西部地区煤储层吸附能力普遍较高，兰氏压力偏低，临界解吸压力低，煤层气难解吸。

4)煤储层为欠压储层，孔隙度4.89%，低含气饱和度、低解吸压力、低渗透率，是未来煤层气高产开发的不利因素，需加强压裂、排采等关键技术攻关，为煤层气经济开采提供技术保障。