河东煤田谭坪勘查区煤层气成藏地质特征

孙国忠

（北京大地高科地质勘查有限公司，北京 100040）

0 引言

煤层气作为一种清洁能源，越来越受到人们的重视。鄂尔多斯盆地是中国一个重要的含煤盆地，同时含有丰富的煤层气资源，是我国重要的煤层气产业基地［1-2］。煤层气成藏特征研究已经成为煤层气勘探开发过程中的一个热门研究领域［3］。在国内外已经有不少学者对此进行了深入研究。

影响煤层气成藏的地质因素有构造地质条件、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［4-7］。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［8-10］。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［11］，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［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］；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煤层气的保存，而相对滞留的地下水具有良好的封堵作用［14-15］。

国内煤层气领域的学者和专家们，通过地质勘探、测井、压裂、排采、测试化验等多种手段对煤层气藏特征等方面进行了深入研究和探讨，孟贵希、杨予生等指出，不同构造单元的煤层气富集模式不同［16-17］。李曙光等指出，开发煤层气层系的选择需要考虑：储层的特性、流体性质、储量规模、压力系统、经济效益等各种因素，初步形成了较为完整的煤层气开发理论体系［18］。

国外视煤层气为重要能源，并把煤层气作为新的勘探目标。目前美国煤层气生产井有80 000 口以上，2022 年美国煤层气产量达437 亿m3。美国煤层气勘探开发的成功很快引起世界各国的重视与兴趣。加拿大把煤层气作为的主要能源资源，加紧开展评价和研究。英国于1991 年引进美国技术进行煤层气勘探开发。俄罗斯等国通过煤层气资源的评价，已肯定它是重要的第二动力资源［19-20］。

通过对研究区煤层气成藏地质特征研究，探索研究煤层气的勘探开发途径，多角度提高煤层气勘探和开发效率［21-22］，可为地方经济的发展提供有力的支持。也可为其它区域煤层气勘探开发提供经验和借鉴。

1 地质概况

1.1 地质构造

研究区位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田南部，大地构造位置地处华北地台鄂尔多斯断块关王庙北东向褶带中部。区内构造变形微弱，基本构造形态为走向北东-北北东、倾向北西的单斜构造，地层倾角最大8°，最小3°，一般5°。断距大于30 m 的断层2 条，孤立断点6 处，在井田东部发育有北东向次级宽缓背、向斜构造。未见岩浆岩侵入及陷落柱。

1.2 聚煤环境

研究区含煤地层为石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组，平均地层厚度110.50 m，共含煤10 层。煤层总厚度约9.43 m，含煤系数8.53%，可采煤层总厚度8.53 m，可采含煤系数7.72%。

太原组主要发育海相沉积［23］，聚煤沉积环境为滨海平原上的潮坪、潟湖-潮坪三角洲沉积体系，晚石炭世后期由于环境变迁频繁，泥炭沼泽化时间较短，海水时而直接进入泥炭沼泽，形成的煤层薄而不稳定，潟湖相和浅海相灰岩直接覆于煤层之上，构成煤层直接顶板，如K3灰岩下的8 号煤和K4灰岩下的7 号煤层；晚石炭世中期形成的10 号煤层是在潟湖、潮坪长期拓展夷平沼泽化后开始形成，潮坪泥炭沼泽化后气候适宜，植物繁茂，沉积补偿作用平衡，本区的10 号煤层就是此时期形成，全区普遍发育。

山西组在鄂尔多斯盆地东缘为一套陆相三角洲、近海三角洲与陆表海过渡相沉积的泥质含煤岩系［25］，沉积聚集时地壳相对稳定，沼泽泥炭广泛发育，成煤来源充分，形成于平缓的下三角洲平原环境，河流作用较小，堆积与补偿均衡，此期形成较厚且稳定的2 号煤层。可采煤层赋存于山西组中下部，煤层底板为泥质岩、粉砂质泥岩。

2 可采煤层分布

2.1 可采煤层分布特征

2.1.1 山西组煤层发育特征

山西组厚度33.05～74.20 m，平均厚度53.29 m，与下伏地层整合接触。岩性主要由黑色泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及煤层组成，中上部以灰色、黑灰色厚层状中细粒砂岩为主，间夹泥岩，粉砂岩和2～3层薄煤。砂岩多具波状层理，以富含煤屑和大量云母碎片为特征。

2号煤位于山西组下部，上距K8砂岩（下石盒组底部砂岩）18.50～32.41 m，平均28.50 m，下距3 号煤层1.15～7.40 m，平均2.40 m，煤层顶板多为泥质砂岩、泥岩、粉砂岩，少见细粒砂岩，伪顶为细—中粒砂岩，底板为泥质砂岩、泥岩。2 号煤层全区可采，煤层自然厚度2.30～7.20 m，平均5.20 m，属厚煤层，煤层变异系数（r）0.140 8，可采性指数（Km）=1.00，为稳定煤层（图1）。

图1 2号煤层厚度等值线Figure 1 No.2 coal seam thickness contour

2.1.2 太原组煤层发育特征

太原组厚度27.35～74.80 m，平均厚度44.40 m，可采含煤系数5.8%。

10 号煤层位于太原组下部，属于全区可采煤层，平均厚度2.59 m，煤厚变异系数（r）0.24，煤层可采性指数（Km）=92，为稳定煤层。直接顶板为灰岩，灰岩（L2）厚度1.15～8.00 m，平均厚度3.83 m。10 号煤层上距3 号煤层29.32～64.68 m，平均41.87m。3号与10 号煤层间发育有K3砂岩，10 号煤层上距K3砂岩底21.66～54.72 m，平均35.77 m，下距K2砂岩顶界0.80～29.45 m，平均8.78 m，层位相对稳定。

从煤层厚度等值线图可以看出，煤层厚度由井田中部向四周增大，整体上南部厚度大于北部，在井田西北部厚度最小的见煤点厚度为0.8 m，井田东南部厚度最大的见煤点厚度为4.7 m。研究区先期开采地段内10号煤层厚度变化不大，最厚点位于该地段中北部，厚度3.45 m，最薄点为位于该地段西南部，厚度2.07 m（图2）。

图2 10号煤层厚度等值线Figure 2 No.10 coal seam thickness contour

2.2 可采煤层埋深分布情况

2 号煤层埋藏深度623.60～1 223.80 m，平均849.07 m，底板标高-414.41～359.74 m（图3）。

图3 2号煤埋深等值线Figure 3 No.2 coal seam depth contour

10 号煤层埋藏深度664.80～1 272.79 m，平均894.72 m，底板标高-462.02～311.01 m（图4）。

图4 10号煤层埋深等值线Figure 4 No.10 coal seam buried depth contour

中部和西北部埋藏较深，南部和东北部埋深稍浅，对煤层气勘探开发而言，总体埋深适中。

3 煤储层特征

3.1 煤岩煤质特征

2号、10号煤均以半亮型煤为主。3号煤以半暗型煤为主，结构均一，夹镜质条带，块状构造。10号煤层沿层面见星散状黄铁矿。

2号煤显微煤岩组分以有机组分为主，有机组分含量为76.7%～93.76%，平均90.0%，有机组分含量中镜质组含量为73.3%～87.91%，平均81.8%，其中上分层含量高于下分层；惰质组含量为12.09%～26.7%。平均19.65%；无机组分以黏土类为主，占5.54%～14.20%，平均9.10%，其它组分含量普遍很低。

10 号煤层显微煤岩组分以有机组分为主，有机组分含量为86.2%～93.3%，平均89.96%。有机组分含量中镜质组含量75.1%～80.6%，平均78.5%；惰质组含量19.4%～24.9%。平均21.51%；无机组分以黏土类为主，占6.0%～11.9%，平均7.9%，其它组含量普遍很低（表1）。

表1 显微组分和矿物测定结果Table 1 Maceral and mineral determination results

煤层镜煤最大反射率1.86%～2.28%，平均为1.98%～2.10%。2 号煤层、10 号煤层挥发分含量约为11%，黏结性指数除个别孔大于5以外，其余均为0。说明本区2 号煤层、10 号煤层变质程度较高，变质阶段为（Ⅵ）。

3.2 煤层渗透性及储层压力

在Y01、Y05 孔对2+3 号煤层及10 号煤层采用注入/压降法进行了煤层气试井，取得各可采煤层的原始渗透率及储层压力参数（表2）。2+3 号煤层的渗透率为0.012 3～0.020 8 mD，平均不到0.1 mD，渗透率较低；10号煤层渗透率（0.037 mD）稍高。

表2 煤层注入/压降数据表Table 2 Coal seams injection/pressure drop data table

研究区2+3 号煤层储层压力为3.68～4.68MPa，储层压力梯度为0.422～0.516 MPa/100m，10 号煤储层压力为4.567 MPa，储层压力梯度为0.5 MPa/100m，可采煤层属欠压状态。

4 煤层含气性及储层特征

4.1 含气性特征

2 号煤层含气量7.5～22.0 m3/t，一般13.6 m3/t；3号煤层含气量8.1～21.7 m3/t，一般12.0 m3/t；10 号煤层含气量6.5～17.9m3/t，一般11.6 m3/t。

2 号煤层CH4含量为81.0%～96.9%，一般90.9%；3 号煤层CH4含量为84.7%～98.5%，平均91.9%，10 号煤层CH4含量81.3%～97.7%，一般89.9%。

从分布范围看，沿下宽井背斜煤层气含量较高，而沿下宽井向斜煤层气含量相对较低；从煤层气组分数据可以看出，区内CH4含量变化范围较大。

4.2 煤层气储层参数

4.2.1 孔隙性

根据研究区Y01 孔煤层气试井资料，2 号煤层孔隙度为1.3%～4.6%，平均3.3%；3 号煤层为3.3%～3.9%，平均3.4%；10 号煤层为2.6%～4.3%，平均3.7%，均属低孔隙度煤层。

4.2.2 变质程度

2 号煤层最大镜煤反射率（Romax）为1.95%～2.20%，平均2.01%；3 号煤层最大镜煤反射率（Romax）为1.98%～2.30%，平均2.06%；10 号煤层最大镜煤反射率（Romax）为2.00%～2.28%，平均2.15%，属中煤级煤（VII）。

太原组10 号煤层变质程度高于山西组2 号煤层及3号煤层。

4.2.3 等温吸附特性

采取等温吸附样8个，其中2号煤层4个，3号煤层1 个，10 号煤层8 个，根据相关标准测定了等温吸附参数（表3）。

表3 煤层等温吸附试验成果Table 3 Coal bed isothermal adsorption test results

影响煤的等温吸附过程的因素有煤的灰分、气体成分、温度、水分。等温吸附的煤样是在水分平衡条件下获得，是解吸样品缩分样。根据试验结果，2 号煤层的空气干燥基兰氏体积（VL）为28.4～30.7 cm3/g，兰氏压力(p)为1.0～1.84 MPa；10 号煤层的空气干燥基兰氏体积为22.3～28.9 cm3/g，兰氏压力为0.8～1.1 MPa。

影响煤的等温吸附过程的因素有煤的灰分、气体成分、温度、水分。等温吸附的煤样是在水分平衡条件下获得，是解吸样品缩分样。根据试验结果，2 号煤层的空气干燥基兰氏体积（VL）为28.4～30.7 cm3/g，兰氏压力(p)为1.0～1.84 MPa；10 号煤层的空气干燥基兰氏体积为22.3～28.9 cm3/g，兰氏压力为0.8～1.1 MPa。

2 号煤理论含气量12.54～25.07 m3/t，含气饱和度32.15%～39.15%，临界解吸压力0.40～0.63 MPa。3 号煤理论含气量13.32 m3/t，含气饱和度33.55%，临界解吸压力0.51 MPa。10 号煤理论含气量18.01 m3/t，含气饱和度13.05%，临界解吸压力0.17 MPa。

研究区煤储层具较强的吸附能力，临界解吸压力较低，含气饱和度也低，是该区煤层气勘探开发的重要的影响因素。

5 影响煤层气赋存因素

5.1 烃源岩因素

烃源岩因素主要是煤岩组分和煤化程度，影响煤生烃能力，同时影响煤层对甲烷的吸附能力，对煤层气开发能力也有一定影响［23］。

2 号煤层镜质组含量73.30%～87.91%，平均81.8%；惰质组含量12.09%～26.7%。平均19.65%。3 号煤层镜质组含量69.3%～85.24%，平均79.39%；惰质组含量14.76%～30.1%，平均20.51%。10 号煤层镜质组含量75.10%～80.6%，平均78.5%；惰质组含量19.4%～24.9%，平均21.51%。

对本区煤层气来说，比较有利的烃源条件是该区煤的镜质组的含量较高，显微组分含量也是以镜质组最高，占比达69.3%～87.9%，是影响煤层含气量的因素之一。

煤对气体吸附势能因气体化学成分以及煤的孔隙结构、物质组成、煤级等而异。一般来说，煤级增高（镜质组反射率小于4.5%时）、微孔比表面积增大，煤的吸附势能增强。分子偏心因子不同所造成的分子极性差异，形成煤对不同流体分子吸附能力的大小顺序：水＞二氧化碳＞烃气＞氮气。研究区煤层镜质组最大反射率1.86%～2.28%，主要为高煤阶煤，煤化程度较高，对煤层气的生成和富集较为有利。

5.2 煤层气封盖条件

研究区内构造变形微弱，井田内较大断裂构造2 条，构造相对简单，煤层气向外运移的断裂构造较少，没有岩浆岩侵入，未见陷落柱，构造对煤层气的影响较小，有利于煤层气保存。

陆源形成的盖层主要由砂质泥岩和泥岩及粉砂岩组成，其封盖性能主要受岩石结构、泥质矿物含量及成岩作用的影响，封盖性变化大。

化学成因的盖层多由泥质微晶灰岩、白云岩及膏岩、盐岩组成，此类盖层一般呈区带性分布。由于后期成岩作用的影响，此类盖层虽岩性致密，但导致封盖性变差。

混合成因的盖层属于化学成因碳酸盐矿物与陆源泥质岩组合，岩性由灰、云质泥质岩类，以及陆源沉积的铝土质岩与化学成因的灰岩经风化混合而成。此类盖层结构致密，成分较复杂，封盖能力较强，在后期的成岩作用主要以压实为主，致使岩石更加致密。这类盖层多呈区域性分布，现今鄂尔多斯坳陷区下古生界气藏的盖层就属于这种类型。

研究区系陆源成因盖层，是华北地区天然气藏的主要区域性盖层，多为泥岩，厚度较大，有效屏障煤层气逸散，为较有利盖层（图5）。

图5 2号煤层顶板岩性分布Figure 5 No.2 coal seam roof lithologic distribution

5.3 水文地质条件

研究区自下而上发育四套含水层系（表4）。含水层岩性以松散砂土、砾石、砂岩、灰岩等为主，富水性较弱，大气降水对浅部含水层影响较为明显。太原组含水层的水质类型以HCO3·Cl-Na 和HCO3·SO4-Na 型为主，是承压含水层。涌水量为0.000 1～0.018 9L/（s·m），渗透系数为0.000 61～0.190 31 m/d。

表4 含水层特征Table 4 Aquifer characteristics

本次研究以奥陶系灰岩抽水试验成果为例，结合南部王家岭煤矿的奥陶系灰岩水位资料，分析得出研究区奥灰水位标高420～550 m（图6）。岩溶地下水水力坡度相对较大，一般为18‰～30‰，地下水化学类型为SO4-Ca·Na+，反映出岩溶发育较弱，渗流不畅，径流条件差等特点。

图6 奥陶系灰岩含水层水位等值线Figure 6 Contour of water level of Ordovician limestone aquifer

含水层之间发育有隔水层（表5），含水层间水力联系弱，渗透性极差，岩性以泥质砂岩、粉砂质泥岩、铝质泥岩、泥灰岩为主。

表5 隔水层特征Table 5 Water barrier characteristics

含煤地层含水层富水性弱，煤层气逸散方向自西向东，地下水总体上径流方向自东向西，两者方向不同，对煤层气产生一定的水力封堵作用，使煤储层压力在深部地区增高，煤储层储集吸附能力增强。地下水在勘查区西南部形成滞留区，有利于保存煤层气。

6 结论

煤层气储层压力主要取决于煤层的埋藏深度，随着埋藏深度增加，压力不断增大，吸附能力增强，符合煤层埋藏深度增加，含气量同时也随着增加的规律。

研究区属低渗、低地解比、储量丰度特低、低饱和的小型气田，但煤层中煤层气含量较高，因此，具有一定的煤层气开发利用前景。