阜新盆地煤层气产能敏感性因素数值分析 阜新盆地刘家区煤层气主控地质因素的分析
王起新 孙维吉 梁冰
（辽宁工程技术大学 力学与工程科学系 阜新 123000）
作者简介：王起新，男，1963年生，辽宁阜新人，博士，主要从事煤层气渗流理论研究工作。E-mail：lbwqx@163.com。
摘要 建立了煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，应用有限差分方法对模型进行了求解，并对不同产能因素作用下的阜新盆地煤层气藏储运规律进行了数值模拟，分析了不同储层因素对阜新盆地煤层气藏产能的影响，指出吸附时间、渗透率、含气饱和度、原始储层压力、供给半径是煤层气产能的关键参数。
关键词 煤层气 孔隙-裂隙双重介质模型 产能敏感性因素 数值模拟
Numerical Analysis on Sensitivity of CBM Production Capacity in Fuxin Basin
Wang Qixin，Sun Weiji，Liang Bing
（DePartment of Mechanics and Engineering Science，Liaoning Universityof Engineering Technology，Fuxin 123000）
Abstract：The pore-fracture double medium transportation model of CBM-water two-phase seepage flow was established.Solutions to the model are accomplished by the method of finite difference.The transportation law and production capacity under different influencing factors are analyzed by numerical simulation method in Fuxin basin.The result indicated adsorption time，permeability，original reservoir pressure，gas saturation，supply radius are key factors effecting production capacity.
Keywords：CBM；the pore-fracture double-medium model；production capacity；sensitivity；numerical simulation
引言
煤层气属于非常规天然气，其储层产能和常规天然气储层产能有很大差异。煤层气的产能是由煤层气解吸，扩散，渗流诸环节参数共同控制的[1]。本文通过建立阜新盆地煤层气赋存、运移的动力学模型，应用有限差分理论对模型进行了数值模拟，对影响阜新盆地的煤层气藏产能的诸多因素进行了敏感性分析[2]～[4]。
1 储层数值模拟
1.1 模型的建立
根据实际煤层地质，建立煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，其基本假设如下：①将煤层视为孔隙-裂隙双重介质，孔隙介质储气，裂隙介质导水、导气。孔隙、裂隙之间通过压力差来实现传质；②煤层不可压缩；③流体流动为等温流动；④水和气体在裂隙系统中的流体流动遵循Darcy渗流和Fick第一扩散定律，并考虑渗流过程中重力、毛管力、粘滞力等的影响；⑤在煤基质中气体的扩散过程为非平衡拟稳态过程，服从Fick第二定律。
由于解吸出来的煤层气通过扩散由孔隙进入裂隙，再由裂隙进入井筒，可以分两个过程建立数学模型：孔隙解吸扩散过程和裂隙运移过程。
1.1.1 微孔隙中气体的扩散
一般情况下，水不能进入基质块中的微小孔隙，认为煤基质块中只有单相气体拟稳态扩散，服从Fick第一扩散定律，认为总浓度cP对时间的变化率与差值cP-cPx成正比，即
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
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其中，FS是基质块形状因子；FG是几何因子；DP是气体扩散系数。
1.1.2 裂隙中气体的输运
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其中：qP为质量源，kg/m3·s；qg，qw为溶解煤层气、水量；Vfg、Vfw是气体、水体速度；下标f，g和w分别代表裂隙、气相和水相的相关系数。
1.1.3 裂缝中水相质量方程
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1.1.4 边界条件
（1）内边界条件：
cP（t）=cPy t=0
cP（t）=cPx t≥0 c∈Г （5）
（2）外边界条件：通常取定流量边界，也叫不渗透边界，
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1.1.5 初始条件
（l）饱和度初值：
Sfw∣t=0=1Sfg∣t=0=0（7）
（2）压力初值：假定将煤储层顶端视为基准点，则水的压力初值为，
Pw0=Pd+γwd （8）
式中，Pw0为水相压力初值，MPa；Pd为基准点处的静水柱压力，MPa；γw为水的比密度，MPa/m；d为基准点以上或以下的距离，m。
方程（1）～（4）构成了煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型。
1.2 模型的数值模拟
对煤层甲烷气输运数学微分方程（3）、（4）进行空间和时间的离散，得到差分方程如下：
中国煤层气勘探开发利用技术进展：2006年煤层气学术研讨会论文集
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通过对数学模型进行数值离散，得到煤层中煤层气输运的数值模型，应用牛顿迭代法对数值模型进行了求解[5]。
2 敏感性因素分析
煤层气产能受诸多因素的影响，如吸附时间、初始水饱和度、储层厚度、渗透率、孔隙率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径等。在诸多影响煤层气产能因素中，阜新盆地受吸附时间、渗透率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径影响比较大。利用刘家区LJ-1煤层气井排采参数，对上述影响因素作用下的产能进行了数值模拟[6]、[7]。
2.1 吸附时间的影响
吸附时间反映了煤层气从煤基质解吸、扩散进入割理系统所需要的时间，它的大小直接影响煤层气井不同生产时期的产气量。图1所示为吸附时间对阜新盆地LJ-1煤层气井产气量的影响，从图可以看出，吸附时间越短，早期产量越高。
图1 吸附时间对LJ-1井产气量的影响
图2 吸附时间对LJ-1井累积产气量的影响
通过对阜新盆地煤层气井在吸附时间为1 d、30 d、80 d时进行产量预测，结果表明：吸附时间短时，产气高峰到来较早，且峰值较高；吸附时间为80 d时的产气高峰到来最晚且偏低。煤层气井的累积气产量曲线的对比（图2）说明了吸附时间越短，对煤层气井的生产越有利。
2.2 渗透率的影响
渗透率是决定煤层中气、水流动的主要因素。煤层渗透性好，井筒的排水降压才能有效地传到更大的范围，从而可以控制更大面积煤层，使更多的煤层气解吸，获得更高的产量。渗透率高，不但早期产量高，而且累积产量也高。
图3为渗透率对阜新盆地煤层气井气产量的影响。当K=1mD时，气产量只有250～350m3/d，在15年的生产期间内没有出现产气高峰。当渗透率K=5mD时，在生产450d后开始出现产气高峰，最高气产量达到1836m3/d。当渗透率 K=10mD时，在200d后进入产气高峰，最高气产量达到3628m3/d。图4为渗透率对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响情况。由此可见，渗透率增高，煤层气井的产气高峰到来早，气产量和累积气产量都增高。但应注意的是，生产后期由于气源供给不足，渗透率大的情况下产气量衰减较快。
图3 渗透率对阜新盆地煤层气井气产量的影响
图4 渗透率对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响
2.3 原始储层压力的影响
原始储层压力对储层产能的影响涉及原始储层压力和解吸压力的比值。原始储层压力与临界解吸压力的比值趋近于1 是最理想情况。如果临界解吸压力比原始储层压力低得多，势必要经长期的排水降压才能产气。图5为原始储层压力对阜新盆地煤层气井气产率和水产率的影响，图中显示了煤层在超压20%、正常压力和欠压20%时的气生产情况。由此可见，当煤层的含气饱和度确定后，即其临界解吸压力一定时，原始储层压力只是影响煤层气井的初始产气时间。超压时，开始产气的时间较晚；欠压时可以较早出气。但对煤层气井的产气高峰和累积气产量影响不大。
图5 原始储层压力对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=5mD）
2.4 含气饱和度的影响
煤层的含气饱和度的高低，决定了其临界解吸压力的大小。临界解吸压力越高，意味着煤层气井需要排水降压的幅度越小，开始产气的时间越早，煤层能解吸的甲烷气量越大。图6为含气饱和度对阜新盆地煤层气井气产量的影响，含气饱和度越高，煤层气井的气产量越大，产气高峰出现越早。
图6 含气饱和度对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=10mD）
2.5 供给半径的影响
由于渗透率对煤层卸压有很大的影响，对低渗透率的煤层通常采用较小的布井井距，提高煤层泄压效果，增加煤层气产量。所以说，煤层气井供给面积大小，即井网密度是煤层气开发布井的重大问题。供给面积对气井产能的影响可以见图7、图8。从图中可以看出，供给面积对气产量和累积气产量的影响非常大。供给半径越大，累积气产量越大，但是产气高峰到来越晚，煤层气井的开发年限变长。因此，从经济角度分析，应有一个最佳的井网密度。对阜新盆地煤层气井来说，渗透率K=10mD时，采用800 亩的供气面积虽然比600亩和400亩时的产气高峰到来得晚（图7），但其15年的累积气产量比它们高的多（图8）。
图7 供给面积对阜新盆地煤层气井气产量的影响（K=10mD）
图8 供给面积对阜新盆地煤层气井累积气产量的影响（K=10mD）
3 结论
通过建立煤层气、水二相渗流的孔隙-裂隙双重介质运移模型，应用有限差分方法对模型进行求解，对阜新刘家区LJ-1 煤层气井进行排采数值模拟，说明吸附时间、渗透率、原始储层压力、含气饱和度、供给半径是影响阜新盆地煤层气藏产能的关键影响参数。
参考文献
[1]周世宁，林柏泉等.1999.煤层瓦斯赋存与流动规律[M].北京：煤炭工业出版杜
[2]王起新.2004.阜新盆地煤层气储运规律及资源预测研究[D].辽宁工程技术大学，12
[3]张俊宝，刘秀茹，何玉梅.1993.辽宁省阜新市刘家区煤矿勘探报告[R].阜新：东北煤田地质局一〇七勘探队
[4]张俊宝，刘秀茹，何玉梅.2001.辽宁省阜新盆地煤层气找矿及资源开发评价报告[R].阜新：东北煤田地质局一〇七勘探队
[5]张力，何学秋，李侯全.2002.煤层气渗流方程及数值模拟[J].天然气工业，22：23～26
[6]王利，蔡云飞.1997.储集层参数对煤层气产出的影响[J].石油勘探与开发，24：74～77
[7]梁冰，赵明鹏，高战武.2000.煤层气储集层渗透性的分形理论和实验室研究[J].岩石力学与工程学报，19：882～884
阜新盆地刘家区煤层气主控地质因素的分析~
陈兆山 王志刚
（东北煤田地质局一〇七勘探队 阜新 123000）
作者简介：陈兆山，男，1960年10月生人，教授级高工，物探、煤层气，邮箱：czschenzhaoshan@163.com。
摘要 本文结合刘家区煤层气开发实践，对其主控地质因素进行了综合分析，就单井控制煤层气可采资源量、构造发育情况、岩浆活动情况、水文地质情况、煤储层改造后的综合渗透率、临界解吸压力和盖层条件进行了论述。提出了该区煤层气开发的布井原则和有利区块。认为该区煤储层内、外生裂隙发育，有利于煤层气藏的产出，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，易改造成高渗透区，有利于煤层气开发。选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带；在向斜翼部或煤储层近同期形成的裂隙带是最理想的布井区块。
关键词 煤层气 主控地质因素 单井控制的煤层气可采资源量 渗透率 临界解吸压力 采收率
Analysis on Main Geological Control Factors of Coalbed Methane in Liujia Mining Area，Fuxin Basin
Chen Zhaoshan，Wang Zhigang
（Team No.107，Northeast Bureau of Coal Geology，Fuxin 123000）
Abstract：Combined on the development practice of CBM in Liujia mining Area，the paper comprehensively analyzed the main geologic control factors of CBM and discussed recoverable resource of CBM controlled by one single well，structural development，magmatic activity，hydrology，synthetic permeability after coal reservoir transformation，critical desorption pressure and cap formation.It put forward the principle of drilling distribution and advantageous areas for development of CBM.It was concluded that inner and outer formed cleats very develop in this area，which is in favor of CBM's output，and coal rank and gas content are high and outer cleats very develop near the diabase dike and sheet，which is easy to be transformed into high permeable areas in favor of development of CBM.CBM wells should be located near the zones with developed cleats and away from the direction of main cleats.The flank of syncline and zones of cleats formed at same time of coal seams are the most perfect place to arrange drilling.
Keywords：coalbed methane；main geological control factors；recoverable resource；permeability；critical desorption pressure；recovery
引言
阜新盆地是我国煤田勘探与煤层气开发较早的盆地之一，矿井多属高沼气矿井，致使煤矿发生过多次灾害性事故。1995～1997年阜新矿务局与中美CBM公司在刘家区施工煤层气预探井两口，均因施工工艺问题未果。近年来东北煤田一〇七勘探队和阜新市对该区进行了大量的煤层气地面勘探和开发工作，取得了令入满意的成果。该区于2002年10月开始商业运行，日供气量16000～25000m3，其交通位置详见图1。1999年至今施工了11口煤层气地面开发井，单井产气量均达到了工业气流，产气量：1000～8500m3/d，LJ-1井实测煤层气含量 6.3～10.37m3/t（原煤基）；实测渗透率 0.323×10-3～0.469×10-3μm2，压裂改造后综合渗透率为21.5610-3μm2。这一结果说明该区不同位置的煤层气井产能有较大差别；煤储层改造前后渗透率变化较大。为了获得理想煤层气产能，本文结合几年来煤层气开发实践，对煤层气主控地质因素进行综合分析，力求提出今后选择煤层气井位的原则，为其他煤层气开发区块提供借鉴。
图1 阜新煤田交通位置图
1 主控因素
几年来刘家区煤层气开发实践证明，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层被侵入体烘烤，使煤变质程度增高，煤层气含量大，内、外生裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区域，例如：LJ-5井和LJ-6井日产气量4500m3、LJ-3井日产气量6500m3。与目标煤层近同期张性裂隙带也是煤层气开发的理想区域，如：LJ-10 井日产气量8500m3；同时发现研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如：LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。
煤层气井产能的高低与煤储层哪些因素有着重要关系？如何选择煤层气井位才能达到经济效益合理，笔者认为主要取决于研究区单井控制的煤层气资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文控制因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。
1.1 单井控制的煤层气资源量
单井控制煤层气资源量的大小主要取决于煤层的厚度、采收率、煤层含气量和单井控制的面积。研究区内主要由白垩纪地层组成，全区发育五大煤层群；其中三大主要煤层群，自上而下为：孙本煤层群、中间煤层群、太平煤层群。这三大煤层群也是研究区煤层气地面开发的目标层，最大累计可采煤层厚度86.53m（7001 井），平均累计可采煤层厚度42.96m，具体详见表1。
表1 刘家井田主要可采煤层统计表
仿地层温度条件下，煤层自然解吸到每天少于10mL 终止的要求，LJ-1 井煤层气含量测试结果：孙本煤层（原煤基下）6.3～7.51m3/t；中间煤层（原煤基下）7.69～10.14m3/t；太平煤层（原煤基下）9.52～10.37m3/t；LJ-1井距辉绿岩侵入体较远，而且又地处向斜轴部，所测定的煤层气含量在研究区内属低值，其他部位煤层气含量会更大些；实际产出的煤层气，甲烷浓度大于97%，其他成分以氮气为主。
单井控制的煤层气资源量：G井=A·H·D·C
G井——单井控制的煤层气资源量（m3），A——单井控制范围的面积（m2），H——单井控制范围内的煤层平均厚度（m），D——煤层的容重（t/m3），C——单井控制范围内的煤层气含量（m3/t）。
单井控制煤层气可采资源量：G可=G井·采收率
区块内不同部位的煤层含气量均有所差异，但变化不会很大；同一井型同一区块单井控制面积也不会有较大变化；所以单井控制煤层气可采资源量主要由煤层厚度和采收率来决定。而采收率又主要取决于钻井的工艺和储层改造方法，如：垂直井的控制半径约150m、采收率为40%，而羽状水平井控制范围约1km2、采收率为80%（来自美国有关资料；中国可能会小些）。本区的煤层含气量相对稳定，钻井工艺主要为垂直井，储层改造方法为清水携砂压裂，因此煤层厚度就成了井位选择的主要因素。陆相盆地构造复杂，煤层厚度变化大，如井位选择不当就会造成单井控制煤层气可采资源量过小，直接影响到经济效益。
以刘家区为例阐述在井位设计时，如何考虑对单井控制煤层气可采资源量这一主控因素的影响：
根据《辽宁省阜新市刘家区煤层气普查地质报告》结论数据：煤层气生产井服务年限13.2年、控制半径150m、煤层气含量按9.21m3/t、采收率40%、煤层气售出价格1.20元/m3来估算（垂直井）。
本区煤层气生产井总体工程费用250万元/井（垂直井），排水采气工程费用30万元/年·井，税金等其他费用50万元/井；一口煤层气生产井从开始到结束需投入696万元（贷款利率略）。需要采出580×104m3煤层气才能达到收支平衡，这就需要有1450×104m3的单井控制储量做保证，因此该区煤层气井位处的煤层厚度应大于16.15m。
1.2 构造发育情况
阜新盆地位于新华夏系第三沉降带与天山-阴山东西复合构造带、赤峰-铁岭断隆带交接部位。属中生代陆相断陷型沉积盆地，具有东西分带，南北分块的构造格局。在白垩纪以后由于地层受南北向挤压作用形成了刘家与王营子NNE向宽缓向斜构造，其后应力场由挤压体制逐渐转化为右旋张扭，使原应力场中形成的NNE、NEE 两组外生裂隙处于张剪或引张状态，造成该区煤层割理和外生裂隙系统极其发育，煤储层易改造成高渗透率储层。见图2所示。与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，不但能够形成煤层气良好的通道，而且为煤层气的储集提供了有利的条件，这样的区块是最理想煤层气开发区，如LJ-5、LJ-6井位于八带岩墙，LJ-10井位于刘家2号断层都形成了良好的产能；后期形成的裂隙带为煤层气提供良好的逸散通道，不利于煤层气赋存，使煤储层含气量降低、临界解吸压力降低，还有可能沟通上部的含水层造成产水量过大，不宜排采。如LJ-7井位于后时期产生的平安2号断层附近，煤层气通过该断层逸散，水量很大、产能很低（200m3/d）。
1.3 岩桨活动情况
研究区因白垩纪后期地应力场的改变，形成许多正断裂，煤层中的裂隙系统发育，所以第三纪辉绿岩沿断裂及裂隙侵入形成侵入体，多以岩床和岩墙产出。该区辉绿岩共分三期，第一期主要以北东向岩墙和主岩床为代表，共有6带岩墙，即NE1-NE6，该期岩墙规模不大，仅对西北部中间及太平煤层略有影响。第二期辉绿岩主要以东西向岩墙为代表，共有13带岩墙，即B1-B13带。由西部王营矿贯穿至刘家区，对煤层有一定的破坏作用。尤其是三带、六带、八带岩墙规模较大。第三期是最晚一期辉绿岩活动，而且活动最频繁，共有4带，NNE1-NNE4带，其中NNE3 带规模最大，对煤层的破坏作用也大，但该岩墙分布在刘家区西北边缘，主要是对浅部的五龙矿影响较大，对刘家区中间、太平煤层有一定的影响；但同时它也对煤层气藏的形成起着十分积极的作用，尤其对五龙、刘家区等影响更大一些，距辉绿岩侵入体一定范围内，煤的变质程度随距侵入体距离的减小而增大，甚至变质成天然焦，因此在辉绿岩侵入体附近的煤层含气量高。
辉绿岩的侵入使煤层割理系统进一步发育，在其附近外生裂隙也比远离构造带的区域发育。从而因辉绿岩的侵入改善了煤储层的渗透率，如：LJ-5、LJ-6 井的渗透率要高于其他各井。由于天然焦含气类型主要为游离气，又为高渗透性地层，且与侵入体直接接触，易造成煤层气沿断裂带逸散，因此天然焦区不是理想的煤层气开发区块。
1.4 水文地质情况
阜新煤田水文地质条件较为简单，其含水层多为弱含水层水量不大，含水层自上而下为第四系含水层，阜新组水泉煤层顶板砾岩、砂岩承压含水层，厚度180～254m；阜新组水泉-孙本煤层间砂砾岩层承压弱含水层，厚度40.00～68.00m；阜新组中间煤层裂隙承压弱含水层；辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带；断裂构造裂隙含水带，区内两条主断层：平安F2、刘家F1都张性断层，导水性较好，在钻井过程中，均有漏水现象。
（1）第一含水层：位于孙家湾组底界-水泉煤层群顶界，为灰白色砾岩、砂岩夹粉砂岩、泥岩及薄煤，厚度180～254m。该段多发育裂隙，钻孔漏失水量0.5～14m3/h。
图2 刘家煤层气普查区块划分示意图
（2）第二含水层：位于水泉煤层底界-孙本煤层顶界，以质地疏松的砂砾岩为主，厚度40～68m。渗透系数0.29×10-4m/d，单位涌水量0.11×10-14L/s.m。钻井钻遇该层段时多见裂隙，常发生严重漏水现象，漏失量1～25m3/h。
（3）第三含水层：位于中间煤层群以下的砂砾岩、粗砂岩、中砂岩，主要是裂隙承压水。
（4）辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带：渗透系数1.95×10-4m/d，单位涌水量0.52×10-4L/s.m。
（5）断裂构造裂隙含水带：区内有平安二号断层、刘家F1两条主要断层。据钻井施工所见，平安二号断层西部边界断层裂隙带漏水，西北部的刘家F1为张性断层，导水性较好。钻井钻遇该裂隙带时多漏水，漏失量8～12m3/h。该区的充水因素分析主要为：辉绿岩及其围岩接触裂隙带、向斜构造裂隙带、断裂构造裂隙带。
综合上述，对该区水文地质条件的分析表明，属中等，煤系含水层不多，单位涌水量很小，煤层本身弱含水。笔者认为第二含水层和第三含水层以承压水状态填充在中间和孙本煤层的上下地层之中，形成了二次圈闭，有效地抑制了煤层气逸散。煤层水是煤储层降压采气的介质，它也是煤层气高产的必要条件，同一区块煤层本身含水量大的区域煤层气产量高。如：LJ-5和LJ-6井。
因白垩纪晚期地应力场的改变，生成许多正断裂及裂隙系统，致使断裂带附近的煤层与含水层沟通或与其他砂岩层相连，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能，因此在布煤层气井位时，距充水带的距离应大于压裂半径。
1.5 煤层的渗透率
该区在煤层气普查阶段通过对参数井LJ-1井采用裸眼试井的方法测得主要储层段渗透率数据。
孙本煤层段渗透率为0.428×10-3μm2；
中间煤层段的渗透率为0.469×10-3μm2；
太平煤层段的渗透率为0.323×10-3μm2。
孙本煤层段渗透率值是由辽河油田井下作业公司测试大队采用DST裸眼试井工艺测得的，测试段厚27m（730～757m）。中间煤层段和太平煤层段渗透率值是由中国煤田地质总局第一勘探局煤层气勘探开发研究所采用裸眼注入压降法试井工艺测得的。中间煤层段测试厚度为17.98m（818.82～836.80m）；太平煤层测试段厚度为59.59m（841.61～901.20m）。
孙本煤层、中间煤层、太平煤层均进行了清水携砂压裂改造；经排水采气试验的日排水量、稳定水位深及排液累计量等参数，计算出LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层综合渗透率为21×10-3μm2。分析认为，由于裂隙是在张性应力场中形成的，处于引张状态，所以易改造形成高渗透率。LJ-1井距裂隙带较远况且如此，那么在裂隙带附近就可想而知了。如LJ-5综合渗透率为44.3×10-3μm2。
笔者认为煤储层原始渗透率很低，张性断裂对煤层气的破坏作用范围较小，建议煤层气井设计时，其井位距张性断裂150m 为宜。如：LJ-12 井距九带、十带岩墙100m，该井产能1600～2000m3/d，LJ-1井控制范围内无辉绿岩侵入体，其产能2200～2500m3/d。
1.6 临界解吸压力
LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层储层压力分别为：6.74MPa、6.75MPa和8.24MPa；计算储层压力梯度孙本煤层0.907MPa/hm、中间煤层0.82MPa/hm、太平煤层0.98MPa/hm，属负压地层，煤层吸附量有一定的降低。经Langmuri 方程和煤层气解吸总量计算出三个目标层临界解吸压力分别为：孙本煤储层4MPa、中间煤储层6MPa、太平煤储层5.8MPa。临界解吸压力如此之高尚属国内少见，这对煤层气产出提供很强动力；经该井排采试验也证明了这一点。其他各井为生产井未获取上述参数，但排采试验中我们发现初始产气时各井内的储层压力有较大差别。其规律是：平安二号断层附近的LJ-7井水位降到750m时才初始产气（目标煤储层顶板深度827.01m）、LJ-4井目标煤储层因辉绿岩侵入使其多数变质成天然焦，初始产气水位深为 650m（目标煤储层顶板深度709.66m）；远离构造带或在与煤储层近同期裂隙带附近的煤层气井初始产气水位深与LJ-1井一致；临界解吸压力高的井产气量大，反之产气量小。
1.7 盖层
煤储层的盖层对于煤层气的保存与富集具有十分重要的意义，良好的封盖层可以减少煤层气的向外渗流运移和扩散，保持较高地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水渗流对煤层气造成的损失。即使低变质的煤如果盖层良好那么也可以获得理想的产能。例如LJ-3井和LJ-1井等。
该区虽然盖层条件较好，但局部存在较大的张性断裂，会促使气体沿断裂面向上运移，造成煤层气逸散，从而使煤层的含气性变的很差，含产气量降低、含气饱和度降低、临界解吸压力降低、产气量降低。如：LJ-7 井、LJ-8 井处于平安二号断层附近（属开放性断层），产气量较小，产水量特大，水位深不易降到产气深度范围。
该区孙本煤层群顶板岩石为5m左右的泥岩，其上以灰白色泥质胶结的砂砾岩、细砂岩、中砂岩，砂砾岩含孔隙水，质地疏松，钻井岩心的RQD值一般为64%～86%，笔者认为虽然该层顶板泥岩层很薄，但是其上覆的砂岩粒径较小，排替能力较强，所以该层的封盖性能较好，例如LJ-1井孙本煤层含气饱和度85%。在辉绿岩发育地区RQD值（大于10 c m岩心段之和与取心段长之比）为30%～60%，断层带附近为20%～50%。虽然该层封盖性能较好，但在断裂带附近的煤层与含水层沟通，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如：LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能。
中间煤层群顶板（亦为孙本煤层群底板）岩性为一套砂砾岩、细砂岩和粉砂岩。钻井岩心的RQD值为84%～98%，个别因受辉绿岩侵入及断层影响，RQD偏低为50%～70%。盖层顶板抗替能力较强，含气饱和度95%（LJ-1井）。
太平煤层群顶板（亦为中间煤层群底板）岩性为粉砂岩、中砂岩和砂砾岩，RQD值为84%～98%，底板岩性为粉砂岩、细砂岩和中砂岩，RQD值在78%左右，辉绿岩侵入区RQD值偏低为30%～60%，形成了很好的封盖能力，且性能比较稳定，为良好的封盖岩类。
2 结论与建议
（1）该区煤层气主控地质因素为单井控制可采资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文地质因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。只有对上述主控因素综合分析，才能优选出煤层气井位，才能有效地保证煤层气生产井的产能和经济效益合理。
（2）煤储层内、外生裂隙发育有利于煤层气的产出。在靠近辉绿岩墙、岩床附近煤层的煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，是煤层气开发理想区块，如LJ-3井日产气量6500m3，建议在该区块布井。
（3）经 LJ-1、LJ-2、LJ-3、LJ-4 排采试验证明研究区外生裂隙发育不均，如：LJ-1、LJ-3产水量在3～5m3/d、LJ-2、LJ-4产水量在15～30m3/d。产水量过高，携砂能力强，易淤井，选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带。
（4）近辉绿岩侵入体的煤层形成天然焦，其煤层气含量高，煤层气多以游离态赋存，产气量衰减速度快，高产期短，易影响煤层气井的服务年限。建议不在天然焦处布井。
（5）研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。建议以在向斜翼部布置煤层气井为宜。
（6）与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，是最理想煤层气开发区；如LJ-10井日产气量8500m3。建议在煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带附近布井。
（7）该区煤层气开发的有利区块应在Ⅰ区块和Ⅱ区块：面积约6km2，平均煤厚54m，可采煤层储量2.54×108t，占全区总储量的66%（详见图2）。该区具有良好的开发潜力，主要表现在：地理位置优越，距市中心仅5km，并于2002年建成了刘家煤层气管网，2003年11月建成了CN G母站，可向周边城市用户及汽车供气，用户广泛。
（8）采取空气、泡沫等欠平衡钻井技术可最大限度地减少对煤储层的污染。
阜新盆地位于华北陆块东北缘，华北北缘隆起带的东部，是前寒武纪变质基底上发育的燕山期断陷盆地，同沉积断裂控制沉积盆地的形成与发展。阜新盆地北邻松辽盆地，是与松辽盆地深部晚侏罗至早白垩世断陷同期形成的断陷盆地，在盆地形成演化和地质构造特征上具有很大的相似性。
阜新盆地为早侏罗—晚白垩世断陷盆地，基底为太古宇、新元古界和震旦系，华北陆块北缘燕山晚期构造活动强烈，形成一系列北东、北北东向张扭性断裂，被拉张的变质岩系形成裂陷，伴随裂陷的形成有大规模间歇性火山喷发。在张扭作用下裂陷盆地加速下降，形成九佛堂期、沙海期水进沉积序列。至阜新期在压扭作用下盆地沉降速度减缓，形成水退沉积序列，沉积了巨厚煤层。晚白垩世孙家湾期气候转为干旱，聚煤作用减弱，沉积了粗碎屑岩，盆地逐渐萎缩，至白垩纪末盆地抬升遭受剥蚀，并被后期构造掀斜，呈现南西抬升，北东沉陷，伴有轻微褶皱及张性、张扭性断裂。从盆地发育历史分析，盆地聚煤期较为稳定，形成了较好的煤层，上覆层系有一定厚度，对煤层的深埋演化成煤、成烃较为有利。成盆期后的构造活动较为强烈，岩浆侵入对含煤岩系有一定影响，构造抬升和掀斜及张性、张扭性断裂对气态烃类保存不利，对盆地形成封闭的水动力系统不利。
阜新盆地及周缘岩浆活动频繁，成盆初期义县期为间歇性火山喷发，白垩纪早期聚煤期较为平静，喜马拉雅期辉绿岩岩浆侵入，多以北东向断裂带为通道形成岩床、岩脉、岩墙。侵入岩分布面积广，不均匀。辉绿岩床多沿煤层侵入，对煤层有一定影响。
阜新盆地为北北东向狭长断陷盆地，沉积岩层东厚西薄呈箕状，具东西分带、南北分块构造格局，面积1500 km2。盆地边缘以断裂为界，断面向盆地倾斜，浅陡深缓，控制盆地的成生和发展。沙海组同沉积断层以北东及北北东、北东东向正断层为主，并形成断槽。阜新组以北东向褶皱为主，呈雁列式，并有北东及近南北向正断层发育。白垩纪晚期构造变形使盆地整体掀斜，南端和西侧相对抬起，北端和东侧相对下沉，形成现今构造面貌。
阜新盆地基底为华北陆块北缘隆升裸露的前震旦纪变质岩系和震旦纪石英岩、硅质灰岩。断陷盆地沉积岩层为上侏罗统义县组，以火山喷发岩为主，夹砾岩、砂岩、泥岩，并有薄层煤，厚度大于400 m。九佛堂组为黑色泥岩、灰白色砂岩、凝灰质砂砾岩，厚1400～2000 m。含煤地层主要是下白垩统沙海组，为砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩、煤层，厚650～1340 m。阜新组为灰色砾岩、砂岩、粉砂岩、泥岩、煤层，厚445～1100 m。含煤岩系之上覆盖层为下白垩统孙家湾组，灰绿—紫—杂色砾岩、砂岩、泥岩，厚500～1000 m。有20 m第四系沉积物覆盖其上。
沙海组沙1段为半干旱型冲积扇，沙2段为潮湿型冲积扇和扇前—扇间洪积平原，沙3段为浅湖周缘扇三角洲和浅水湖泊，沙4段为浅水湖泊、深水湖泊及水下重力流沉积。自下而上为较完整的水进沉积序列。沙海组沉积向盆缘厚度变大，粒度变粗，向盆地轴部厚度变小，粒度变细，煤层受浅湖周缘扇三角洲控制。沙海组可分4个段7个单元，除底部不含煤外其余全是含煤层，层间距0.5～30 m，其中沙3、4段在全区含较稳定可采煤层。沙海组3～4段含煤7～26层，厚2.90～25.10 m，可采煤层9层，单层煤最厚达20.3 m。沿沉积倾向方向煤层向两侧分叉变薄、尖灭，富煤带沿盆地长轴呈北北东向展布，最大面积达18.5 km2。
阜新组高德段时期，由深湖周缘扇三角洲—湖泊沉积逐渐转为冲积扇和扇间冲积平原，形成细—粗—细沉积序列。太平段时期，盆缘向中央依次为冲积扇—扇前辫状河—网结河沉积。中间段时期，盆缘冲积扇活动比太平期更为强烈。孙家湾段时期，盆地中央网结河沉积有所扩展。水泉段时期，扇前辫状河水系十分发育，为洪水泛滥扇前冲积平原。阜新组自下而上组成水退沉积序列。阜新组也有向盆缘厚度变大，粒度变细，含煤率增高的趋势。阜新组5个段又分7个煤层组，含煤30多层，可采煤20层，层间距0.5～30 m。太平段含煤层多，厚度大，层间距小。阜新组太平段、中间段、孙家湾段含煤系数25%，煤层厚度10～80 m，其中大于10 m厚的煤层较多。LJ-1井于井深818.8～901.2 m钻遇太平段、中间段煤层，累厚51.2 m；于井深732.2～765.0 m钻遇孙家湾段煤层，累厚27.2 m。盆地轴部为富煤带，煤层厚，结构简单，煤质好，向南东盆缘方向煤层分叉减薄，向西北方向分叉较弱，变化较小。阜新组煤层主要受辫状河水系和扇前浅水湖泊相沉积控制。
阜新盆地宏观煤岩类型变化不大，除水泉段煤层以半亮煤和半暗煤为主，其它均以光亮煤、半光亮煤为主，次为半暗煤。煤层原生条带结构、内生裂隙和板状节理发育，裂隙面有后生方解石、黄铁矿、粘土矿物。煤岩显微组分为镜质组，次为半镜质组，镜质体最大反射率为0.375%～1.5%。阜新组煤质分析挥发分为39.72%～41.05%，变化范围不大，在接触变质带变化较大。气煤水分为6.17%～6.28%，长焰煤为5.57%～8.62%。灰分为17.23%～23.54%，属中灰煤，位于分叉带或结构复杂煤层灰分偏高。硫分为1.42%～2.84%，属中硫煤，在辉绿岩体附近变化大。沙海组煤质劣于阜新组，除1煤为长焰煤，其它均为气煤，气煤挥发分为40.42%～41.58%，变化不大。灰分为20.66%～29.90%，属中灰煤。硫分为低中硫煤和中硫煤，含量0.68%～3.36%。LJ-1井主要目标煤层均为低灰、特低硫、低磷煤。阜新盆地煤阶主要为长焰煤和气煤，随深度变化煤阶增高，一般以埋深650 m为界，其上为长焰煤，其下为气煤，但在王营立井高德段煤层埋深400 m以下即为气煤，盆地中部东梁矿区埋深1000 m煤岩镜质体反射率为0.5%～1.5%，高煤阶已达肥—焦煤，与喜马拉雅期辉绿岩发育热变质密切相关。LJ-1井主要目标煤层为低变质长焰煤。
根据LJ-1井17个样品分析资料，阜新盆地主要煤层含气量为6.3～10.4 m3/t，平均值8.5 m3/t。根据煤样解吸样品气体成分测定，气体主要成分CH4占70%～90%，N2为7%～31%及微量CO、CO2。据LJ-1井阜新组煤层等温吸附试验资料，太平段煤层兰氏体积为33.71 cm3/g，兰氏压力为19.07 MPa；中间段煤层兰氏体积为18.81 cm3/g，兰氏压力为6.74 MPa；孙家湾段煤层兰氏体积为21.59 cm3/g，兰氏压力为9.98 MPa。
阜新盆地多数煤层原生结构保存较好，孔隙度为4.0%～9.5%。根据原煤的密度和容重计算的孔隙度，太平段煤层为3%，中间段煤层为2%，孙家湾段为1%，孔隙度值偏低。根据LJ-1井资料，各煤层割理发育较好，太平段、中间段煤层面割理10～12条/5 cm，端割理2～4条/5 cm；孙家湾段煤层面割理8～10条/5 cm，端割理2～3条/5 cm。各煤层自上而下割理发育程度无明显变化，煤层和夹矸层中多见构造裂隙和劈理。LJ-1井裸眼注入压降法测试，太平段煤层渗透率为0.323×10-3μm2，中间段煤层渗透率为0.469×10-3μm2。孙家湾段煤层进行DST裸眼试井，测试井段730～757 m，储层渗透率为0.428×10-3μm2。试井资料表明，煤储层压力梯度为4.9 kPa/m，孙家湾段储层压力为3.7 MPa，含气饱和度为80%。
阜新盆地阜新组煤层30多层，可采煤层20层，煤层多、厚度大、间距小、煤质好，变质程度已达长焰煤、气煤阶段，是主要目标煤层。沙海组煤层沙3～4段含煤30层，可采煤9层，埋藏较深，主要是气煤和长焰煤，是煤层气勘探目标层。阜新盆地的煤层气封盖条件，孙家湾组下部粉砂岩、页岩厚35～70 m，埋深150～300 m，为一层隔水层，阜新组的粉砂岩和泥岩厚数米至数十米，埋深350～580 m，也是一层隔水层，可能成为区域性封盖层。沙海组在形成水进浅湖沉积体系时细碎屑岩比重较高，埋深较大，成岩程度较高，封闭条件较阜新组为好。阜新盆地阜新组以上有4层含水层，第四系砂砾岩含水性强，上部孙家湾组和下部阜新组孙家湾段、太平—高德段都为砂砾岩层含水，岩性胶结松散，矿化度有向下增高的趋势，太平—高德段达1476 mg/L，为Mg-Ca—HCO3型。阜新盆地成煤期后盆地南部和西部抬升、掀斜，沙海组、阜新组均遭剥蚀，盆地水动力条件较为活跃，对煤层气保存不很有利。
阜新盆地煤层气勘探程度低，1993～1997年矿区利用煤层瓦斯抽放井5口，抽放量727×104m3。近年来，在盆地内施钻煤层气勘探井5口，其中2口为资料勘探井，1999～2000年施钻的LJ1-3煤层气勘探井，LJ-1井排采近5个月，最高产气量3320 m3/d，平均产气量2900～3000 m3/d。
阜新盆地煤层分布广，埋藏深度适中，大多在500～1000 m之间，煤种以长焰煤为主，少量为气煤，煤炭资源量达25.0×108t。据西安煤炭研究分院测算，煤层气资源量为55.71×108m3，其中预测储量为48.67×108m3，远景资源量为7.04×108m3。
参见《中国煤层气盆地图集》“阜新盆地地质图”、“阜新盆地早白垩世沙海中期岩相古地理图”、“阜新盆地早白垩世阜新早中期岩相古地理图”、“阜新盆地含煤层段厚度及煤层特征表”、“阜新盆地下白垩统阜新组煤层厚度图”、“阜新盆地下白垩统主煤层煤岩变质程度图”、“LJ-001孔煤层含气量数据表”、“阜新盆地阜新组煤层等温吸附参数表”、“阜新组煤层等温吸附曲线”。
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