阜新盆地刘家区煤层气主控地质因素的分析 阜新盆地王营刘家煤层气富集区的形成模式
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。
阜新盆地王营刘家煤层气富集区的形成模式~
王勃1，2 李贵中2 王一兵2 杨焦生2 陈艳鹏2 邓泽2 庚勐2
(1.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 2210082.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘要:为了推动低煤阶煤层气产业化取得更大突破，本文在剖析美国粉河盆地煤层气富集区煤层埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源量划分依据的基础上，厘定了低煤阶煤层气富集区的主控因素为成煤环境、气源、构造、岩浆活动及水文等，结合这些主控因素，在大量实验测试数据分析的基础上，利用类比法及地质统计法，对阜新盆地王营－刘家区块煤层气富集区的形成机制进行了探讨，并提出了水动力－岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式。在后期煤层气勘探开发中寻找具有类似富集模式的富集区，可能形成低煤阶煤层气高产。
关键词:高丰度 富集 成煤环境 气源 岩浆 水动力 解吸 富集模式
作者简介: 王勃，工程师，中国石油勘探开发研究院廊坊分院，通讯地址: 河北省廊坊市万庄 44 号信箱中石油廊坊分院煤层气所，Email: wangbo69@ petrochina. com. cn 电话: 13784808169
Accumulation Model of Wangying-Liujia Coal-bed Gas Enrichment Area in Fuxin Basin
WANG Bo1，2LI Guizhong2WANG Yibing2YANG Jiaosheng2CHEN Yanpeng2DENG Ze3GENG Meng2
( 1. School of Resources and Geoscience，China University of Mining ＆ Technology，Xuzhou， Jiangsu 221008，China; 2. Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Langfang，Hebei 065007，China)
Abstract: In order to make greater breakthroughs during the low rank coal-bed gas industrialization process， based on the analysis of coal bed depth，gas content，coal bed monolayer thickness，overall thickness as well as the basis of division of resources of the coal-bed gas enrichment area in the Powder River Basin in the United States，main controlling factors in low rank coal-bed gas enrichment area were examined，including coal-forming environment，gas source，structure，magmatic activity and hydrology etc. . Considering these main controlling fac- tors，the formation mechanism of coal-bed gas enrichment area of Wangying-Liujia Block in Fuxin Basin was dis- cussed using analogy method. A model of hydrodynamic force-dike plugging hybrid origin fracture type coal-bed gas enrichment was proposed. High production can be observed if enrichment areas of the similar enrichment model were found during coal-bed gas exploration and development in the future.
Keywords: high abundance; coal-bed gas; coal-forming environment; gas source; magma; hydrodynamic force; desorption; enrichment model
1 引言
粉河盆地是目前世界上低煤阶煤层气开发最为成功的含气盆地之一，煤层气资源量为3.34万亿m3，2008年底该盆地累计钻井20000口，煤层气产量近160亿m3，占美国煤层气产量的20%以上［1］。对高丰度富集区的划分是粉河盆地煤层气产业化成功的一个重要因素，而阜新盆地也是中国第一个取得突破的低煤阶含煤盆地，目前该盆地钻井52口，单井平均产气量2500m3/d，年商品量近2000万m3，勘探开发主要区块为王营刘家、五龙及海州区块。本文通过对粉河盆地煤层气富集区的地质参数及其主控因素进行解剖，并分析了阜新盆地王营刘家煤层气富集区的形成模式，指导了阜新盆地的其他煤层气富集区的优选及开发。
2 美国粉河盆地煤层气富集区的主控因素
2.1 富集区划分的依据
根据埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源丰度，结合煤层气勘探开发现状，以不同产气量对应的地质条件为依据，特制定下列划分标准。
富集区划分标准:煤层埋深为159～657m，煤层单层厚度大于12m，总厚度大于60m，含气量大于2.34m3/t，资源丰度大于2亿m3/km2。
较富集区划分标准:煤层埋深主要为91.2～159m和657～912m，煤层单层厚度大于10m，总厚度大于30.4m，含气量大于1.88m3/t，资源丰度较高。
2.2 富集区形成的主控因素
通过分析粉河盆地煤层气地质特征、储层物性、构造演化等，认为粉河盆地煤层气富集主要存在以下三个方面的主控因素:有利的沉积环境、煤层形成后地质历史演化时间短、存在生物气生成的有利水文地质环境。
2.2.1 有利的沉积环境
粉河盆地从古近纪开始有大量沉积物流进了泛滥平原、河口和新形成的粉河盆地的沼泽中。古近纪岩石从直接产于最新的恐龙化石之上的“最下部稳定褐煤层”开始。覆盖大部分粉河盆地的古近纪岩石是古新世的尤宁堡组和始新世的沃萨奇组。尤宁堡和沃萨奇时期的特点是在周期性遭受上升和下沉的近岸环境中具有旋回沉积作用。在稳定时期，广泛的成煤沼泽得到了发育，沉积了分布广泛厚度较大的煤层。
2.2.2 成煤后地质演化时间短，压实作用弱，物性好
在粉河盆地内的沉积岩包括一套厚的大部分为海相成因的古生代和中生代岩石层序，和一套较薄的陆相成因的晚白垩世和新生代岩石层序。
晚白垩世最初的陆相沉积在怀俄明州称为兰斯组，而在蒙大拿州东南部称为赫尔克里克组。这两个组由厚层状砂岩、暗色粘土和页岩交替组成。这个组从蒙大拿州比格霍恩县的152～204m往南增厚，至怀俄明州康佛斯县达760m。虽然在其他地区这个时代的岩石中存在有拉腊米运动的证据，但在兰斯时期在粉河盆地没有此造山运动的证据。
因此粉河盆地古近系和新近系广泛发育且厚度较大的煤层形成后，没有发生较大的构造运动，整体压实作用较弱，煤储层物性好。粉河盆地煤储层基质孔隙发育，孔隙度1.5%～10%。粉河盆地煤储层物性好，渗透率高，煤层裂隙渗透率32～550mD，基质渗透率0.01～20mD。粉河盆地多数地区的煤层也属于欠压储层，煤储层压力梯度0.6～0.7MPa/100m，而储层含气多为饱和状态，饱和度90%～100%，并且在煤基质和割理(裂缝)中存在适量的自由气，表明粉河盆地具有外来气源补给。
2.2.3 存在生物气生成的有利水文地质环境
粉河盆地古近系FortUnion组的煤大部分地区为褐煤(Ro=0.3%～0.4%)，深部存在高挥发分烟煤，没有达到可以大量产生热成因甲烷的成熟度。其甲烷δ13C值为－60.0‰～－56.7‰，δD值为－307‰～－315‰。表明生物成因气为主［2］。
粉河盆地地下水氘(δ2H)和氧(δ18O)同位素组成与全球大气降水线对比分析，结合氚同位素分析结果显示，FortUnion煤层中水的成因是大气作用，其年份早于1952年(图1)［3］。说明地质历史时期有大气降水进入地层，而通过定性观测，特别是未确定的复杂混合物的产生、饱和烃类的总离子色谱表明粉河盆地的FortUnion煤层都经历了某种程度的生物降解作用。这些色谱都有双峰分布控制，UCM(Unresolvedcomplexmixture)增大，定性显示了生物降解作用。同时，煤的单峰分布更显示了热成熟度的增加(图2)。
图1 粉河盆地地下水氘(δ2H)和氧(δ18O)同位素组成图GMWL:全球大气降水线(Craig，1961)
3 阜新盆地王营—刘家煤层气富集区的形成模式
3.1 沉积环境控制巨厚煤层
扇三角洲泥炭沼泽相在同沉积背斜的轴部长期稳定持续堆积，形成阜新盆地的巨厚煤层，同沉积背斜轴部煤层厚度大［4］。以王营—刘家富煤带为例，该带太平组煤层在同沉积背斜轴部合并后的总厚度达45m以上。其中，太上煤层总厚度达20m以上;太下煤层总厚度达20m以上;孙家湾煤层厚度最大可达25m以上;中间煤层厚度最大可达15m以上。这些厚煤层为煤层气的生成富集提供了良好的生储层条件，是煤层气富集带的物质基础，使得煤层气资源呈现出“小而肥”的特征。
图2 粉河盆地Fort Union煤层烃类总离子流色谱图
3.2 岩浆活动改善了储层物性
3.2.1 岩浆活动对煤储层物性的改造
岩浆侵入形成岩墙时对煤层动力破坏和烘烤作用是不均匀的，随着距岩墙距离的变化，煤层结构构造发生带状变化，煤层渗透率也发生改变，从而控制了区段内煤层气的储存和运移［5～10］。在一个块段内，在岩墙的两侧依次形成了天然焦高变质碎裂煤构造煤正常煤的分带现象，越靠近岩墙，煤的变质程度越高，节理越发育，孔隙率越高，煤的渗透性越好。尤其是紧靠岩墙的柱状天然焦，具有柱状节理，孔隙率高于正常煤几百倍，透气性好，孔隙大，即是煤层气的良好储存空间，又是良好的运移通道。而在高变质碎裂煤外侧形成的“构造煤”带中，煤的原生结构构造全部破坏，渗透率极低，该带的厚度一般为2m以上，对煤层气有良好的侧向封闭作用。通过对BL82、BL85和BL14岩墙影响带内煤的镜质组反射率和有机质挥发分的测试研究，确定岩墙的影响宽度约为岩墙厚度的5～12倍。在岩墙和“构造煤”带之间，高变质碎裂煤与天然焦中煤层气储集的方式主要状态为游离气，高变煤中吸附气与游离气并存，但游离气的含量高。
岩浆活动产生的构造裂隙和现今岩墙、岩床的存在提高了煤储层渗透性。根据阜新盆地王营井田煤层的样品测试数据，本区煤岩垂直于煤层层理方向的渗透率平均值为142.3×10－3μm2，平行层理渗透率为214.0×10－3μm2。垂直于煤层面割理方向的平均渗透率为75.3×10－3μm2，平行面割理方向的平均渗透率为356.9×10－3μm2(表1)。
表1 阜新盆地王营井田煤岩甲烷气绝对渗透率测试数据表
3.2.2 岩墙的封堵作用
地下深处的岩浆，侵入并刺穿储层，构成阻止煤层气继续运移的遮挡物，也可与上覆盖层一起构成遮挡物，封堵机理相当于常规油气的刺穿圈闭及复合圈闭。如王营井田成煤后，古近纪岩浆侵入强烈，30余条岩墙遍布全区，刺穿煤层及上覆沉积层。岩墙侧向派生岩床，岩床又与临近岩墙汇合或穿插，将井田分割成若干个次一级储气单元［11］。
3.2.3 煤层气产出特点
岩浆活动引起外生裂隙的发育，成为煤层气解吸的通道，使得阜新盆地煤层气解吸速率较快;同时由于低煤阶煤储层本身孔隙结构以大孔为主的特征，使得阜新盆地煤层气解吸特征既具有中高煤阶又具有低煤阶煤层气解吸的特征。以阜新盆地刘家区块LJ6井采气曲线为例进行论证，阜新刘家区块LJ6井2003年投产(图3)，初期日产气4500m3，稳产4年开始递减，目前日产气2780m3，已累计采出662×104m3，采出程度26.6%，预计采收率50%，划分为上升—稳产—递减三个阶段［12］。
图3 阜新刘家LJ6井排采曲线图
3.3 煤层气成因类型及水动力封堵作用
3.3.1 煤层气成因类型
根据煤层气的成分组成和甲烷同位素值在－50.42‰～－44.75‰之间(图4)，说明王营—刘家煤层气成因的复杂性，既有次生生物成因，又有热成因，且为次生热成因［13～19］。
煤层气以烃类为主，其中甲烷体积分数高，为87.58%～98.03%，平均93.54%;重烃体积分数低，为0～2.22%，平均0.63%，为典型的干气。生物甲烷气的δ13C1<－55‰，阜新盆地煤层气的δ13C1为－58.00‰～－44.70‰，说明存在生物成因气;Ro为0.3%～1.5%，适合于次生生物气的产生，该盆地浅部阜新组Ro为0.42%～0.62%，深部沙海组Ro为0.70%～1.67%，有利于生物气的生成;该区地温资料表明，阜新盆地在1800m以内地温最高为70℃，1500m以内地温一般为30～60℃，正好处于甲烷菌生存的温度0～75℃。煤层水及煤层气氢同位素的相关性(图5)表明生物成因气偏向CO2还原作用，期间煤层古沉积水介质是不断经受大气降水改造而形成的，也证实了水动力对初期生物气生成的贡献。
图4 煤层气δ13CCH4与CCH4/(CC2H6+CC3H8)图
图5 煤层水与煤层气的氘同位素相关性图
图6 阜新盆地排采水氢氧同位素组成图
3.3.2 水力封闭作用
地下水顺层由浅部向深部运动，则煤层中向上扩散的气体将被封堵，致使煤层气聚集。水力封堵控气特征常见于不对称向斜或单斜中［20，21］。在一定压力差条件下，煤层气从高压力区向低压力区渗流，或者说由深部向浅部渗流。压力降低使煤层气解吸，因此在煤层露头及浅部是煤层气逸散带。如果含水层或煤层从露头接受补给，地下水顺层由浅部向深部运动，则煤层中向上扩散的气体将被封堵，致使煤层气聚集。
阜新盆地地下水封堵作用主要发生在王营—刘家地区。该区地表径流为王营河和西瓦河，均为细河的支流。地下水接受地表降水明显，地表水灌入地下宽窄不一、变化多端的裂隙中形成水栅栏。深部煤层中的煤层气向上运移，被向下运移的地下水封堵而保存。从地层水的氢、氧同位素值来看，大气降水易沿着岩墙裂隙带或导水断层进入气藏深部，形成静水压力封堵，使得煤层气富集成藏(图6)。
3.4 煤层气富集区的形成模式
基于以上理论，将王营—刘家煤层气富集区的成藏模式总结为水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式(图7)。
图7 水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式图
4 结论
(1)美国粉河盆地煤层气富集区划分的主要参数为埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源丰度，而控制这些参数的地质因素为沉积环境、构造演化及水文地质条件。
(2)阜新盆地的扇三角洲泥炭沼泽相在同沉积背斜的轴部长期稳定持续堆积，形成了巨厚煤层，同沉积背斜轴部煤层厚度最大，为煤层气的富集提供了物质基础。
(3)岩浆活动提供煤储层的生气及储气能力，同时产生的构造裂隙和现今岩墙、岩床的存在提高了煤储层渗透性，成为王营—刘家区块煤层气高产的有利条件。
(4)水动力携带甲烷菌发生生物降解作用及岩浆活动产生的热成因气使得王营—刘家区块煤层气成因呈多样化的特点，水动力及岩墙对煤层气藏具有封堵作用。
(5)王营—刘家区块煤层气富集区的形成模式为水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式，在以后的勘探开发过程中可通过类比地质条件及主控因素，寻求类似王营—刘家区块煤层气富集模式，从而推动低煤阶煤层气产业化取得更大突破。
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李俊乾 刘大锰 姚艳斌 蔡益栋 张百忍
( 中国地质大学北京能源学院 北京 100083)
摘 要: 寻找煤层气富集高产区是煤层气勘探开发过程中一项重要的工作，通过对煤层气富集成藏的规律及开发潜力进行分析，为煤层气有利开发区的优选提供依据。本文从沉积环境、水文地质条件及地质构造三个方面，对沁水盆地南部郑庄区块山西组 3#和太原组 15#煤层气富集规律进行了分析。结果表明: ( 1) 区块内 3#煤层顶板以厚层泥岩为主，15#煤层顶板为一大套碳酸盐岩沉积，两类顶板封盖性好，有利于煤层气保存; ( 2) 区块位于滞水洼地附近，水力封闭作用有利于煤层气富集; ( 3) 煤层气局部富集区主要受地质构造的控制，宽缓背斜部位有利聚气、两翼较陡的向斜和背斜轴部均不利聚气、活动性断层部位最不利聚气，总体上向斜部位要好于背斜部位。最后本文从煤储层参数角度，具体分析了该区块的开发前景。3#和 15#煤层煤级高，含气量、含气饱和度较高，煤层较厚，煤层埋藏适中，储层压力接近或稍高于静水压力，均表明有利于煤层气的开发; 而煤储层渗透率普遍较低，则是煤层气开发的主要瓶颈，统计表明，该区块渗透率大小主要受最小有效应力 ( 最小主应力与储层压力之差) 的影响。
关键词: 郑庄 富集规律 沉积环境 地质构造 水文地质 渗透率
基金项目: 国家科技重大专项课题 34 ( 2010ZX05034 － 001) ，国家重大基础研究计划课题 ( 2009CB219604) ，国家自然科学基金项目 ( 40972107) ，中石油创新基金资助 ( 2010D －5006 －0101) 。
作者简介: 李俊乾，博士研究生，矿产普查与勘探专业，主要从事煤层气勘探与开发研究。
Email: lijunqian1987@ 126. com; Tel: 010 － 82320892
Primary Geologic Factors Controlling Coalbed Methane ( CBM) Enrichment and CBM Development Potential in Zhengzhuang Block
LI Junqian LIU Dameng YAO Yanbin CAI Yidong ZHANG Bairen
( School of Energy Resources，China University of Geosciences，Beijing 100083)
Abstract: It is significant to find out the CBM enrichment area during the CBM exploration and develop- ment. It can help select favorable CBM target areas through studying the CBM enrichment regularity and its devel- opment potential. In the paper，the CBM enrichment regularity of the Shanxi Formation No. 3 and the Taiyuan For- mation No. 15 coal seams of the Zhenzhuang Block in northern Qinshui Basin were studied by analyzing sedimenta- ry environment，hydrogeology and geologic structure. Results show that: ( 1) in the study area，the thick mud- stone and carbonate rock are the major lithology of the roof plates of No. 3 and 15 seams respectively. Both roof plates have a good sealing-capping property which are beneficial to preserve the CBM; ( 2) the study area locates near the center of stagnant water，where a CBM enrichment area is formed resulting from hydraulic sealing; ( 3) regional CBM enrichment is mainly controlled by geologic structure. The most favorable area for CBM enrichment locates at an anticline with steep wings; secondarily locates in the axial parts of the anticline and syncline with gentle wings; and the worst locates near the activities faults. On the whole，syncline is much more favorable than anticline in CBM enrichment. In the paper，the CBM development potential in the study area was also analyzed based on coal reservoir parameters. Results show that it is promising to develop CBM within No. 3 and 15 coal seams because both seams are characterized by high metamorphic grade，high CBM content and gas saturation， thick seam，moderate coal burial depth and coal reservoir pressure is similar to ( or higher than ) hydrostatic pressure. However，the low coal reservoir permeability is a main unfavorable factor in CBM development. Statistical results show that the coal reservoir permeability is mainly affected by the difference between minimum principal stress and coal reservoir pressure.
Keywords: Zhengzhuang; enrichment regularity; sedimentary environment; geologic structure; hydrogeol- ogy; permeability
自20世纪80年代美国成功实现地面煤层气商业性开发以来，煤层气的勘探和开发越来越受到世界各主要产煤国的重视。煤层气的抽采利用不仅能缓解常规油气资源短缺带来的能源危机，而且对于煤矿安全生产以及保护环境都具有重要意义。我国煤层气资源丰富，据最新一轮全国煤层气资源评价结果(孙茂远等，2008)，埋深2000以浅的煤层气资源总量达36.8×1012m3，仅次于俄罗斯和加拿大，居世界第三位。截至2008年，在沁水盆地南部已建成1.5亿m3产能的煤层气生产基地，成功实现了高煤级、中低渗透煤的煤层气开发，打破了国外高煤级储层是煤层气开发禁区的理论(高远文等，2008)。
虽然我国高煤级煤炭资源丰富(占总煤炭量29%)，赋存煤层气资源量巨大(占总含气量15.42%)，但开采难度较大，单井产量也通常较低。这是由于我国的聚煤盆地形成演化历史复杂，后期构造破坏严重，以及盆地原型及构造样式多变(孙茂远，2001;饶孟余等，2005)，使得煤层气富集规律难以把握，而且我国的高煤级煤储层多阶段演化和多热源叠加变质作用明显(杨起，1999)，使得我国煤层气藏的储层物性具有极强的非均质性，增加了煤层气的开采难度。因此，研究煤层气富集成藏的地质控制因素以及分析煤层气藏的开发潜力，对于寻找煤层气富集、高产高渗区具有重要现实意义。本文以沁南郑庄区块煤层气藏为研究目标，对这一问题进行了初步探讨分析。
1 区域背景及地质概况
郑庄区块位于晋城市西北约80km处，行政区划属于沁水县郑庄镇。1999年，中国石油华北油田公司在郑庄区块取得982.76km2的探矿权，并于2006年探明含气面积74km2;在2008年取得了135.2km2的采矿权;截至2009年，在该区块累计探明煤层气地质储量达到843亿m3，和毗邻的樊庄区块一起构成我国首个整装千亿立方米的煤层气田(探明地质储量为1152亿m3)，具有广阔的商业开发前景。
郑庄区地块质构造上位于沁水盆地东南部的马蹄形斜坡构造背景之上，其东南及东部以寺头断裂带为界，区内以宽缓褶曲为主，局部发育小规模正断层(如图1)。区块内自下而上发育有奥陶系，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以及第四系等地层，其中山西组和太原组为主要含煤层段，发育多套煤层。山西组3#煤层和太原组15#煤层在沁水盆地南部广泛分布，为两个主力煤层，厚度较大且稳定可采，是煤层气勘探开发的主要目标层位。
图1 郑庄区块地质构造及3#煤层埋深等值线图
2 煤层气富集成藏的地质控制因素
2.1 沉积环境
结合前人研究(任海英，2004;邵龙义等，2006)及钻井剖面分析，郑庄区块15#煤层形成于太原组早期第一次特大型海侵之前，聚煤作用发生在泻湖被逐渐淤浅的滨岸沼泽之上，在稳定的构造背景下，聚煤作用持续时间较长，形成较厚的15#煤层(2.4～7.9m)。长期的海侵之后，在15#煤层之上沉积了10m左右的大套石灰岩。在太原组末期，海水开始退去，海陆交互相沉积转换为三角洲沉积体系，在下三角洲平原分流涧湾内发育了厚度较大的3#煤层(5.3～6.2m)。3#煤层顶板发育厚层分流涧湾泥岩，局部夹有分流河道砂体。
沉积环境控制着煤层气的储盖组合、煤层气储层的几何形态以及煤层厚度(王红岩等，2004)，从而影响煤层气的赋存及三维空间分布特征。在不同沉积环境，煤储层围岩条件好坏各异，这直接影响着煤层气的保存。围岩条件的好坏主要取决于煤层顶底板岩性、厚度及其透气性。顶底板岩性越致密、厚度越大、透气性越弱，越有利于煤层气保存富集;反之则利于煤层气体向其他岩层扩散，使气体含量降低。如图2所示，在郑庄区块，3#煤层直接顶、底板均为厚达10多米的泥岩，由于泥岩具有气体排驱压力高、透气性弱的特点，因此对煤层气的封闭能力较好;15#煤层直接顶板为大套的石灰岩，虽然灰岩易受地下水溶蚀作用而使其透气性能增加，但溶蚀性灰岩常分布于构造变动强烈地段，而研究区内构造变形简单，石灰岩遭受溶蚀可能较弱。再加上该灰岩层厚度较大，因此对煤层的保存亦较为有利，但总体较3#煤层围岩封闭性差。
图2 郑庄区块3#和5#煤层顶底板岩性图
总之，在郑庄区块，稳定的沉积环境下发育厚度大、稳定性好(其中3#>15#)的两主力煤层，为煤层气大量储集提供了物质基础;同时，煤层顶、底板具有良好的封闭性能，保证了煤层气的有效保存富集。
2.2 水文地质条件
水文地质条件对煤层气的富集及运移起重要作用，影响煤层气的赋存和分布。通常，水文地质条件控气具有双重性，既可导致煤层气逸散，又能起到保存聚集煤层气的作用。叶建平等(2001)将水文地质控气作用概况为3种类型，即水力运移逸散作用、水力封闭作用和水力封堵作用，其中后两种类型有利于煤层气保存。傅雪海等(2007)在研究沁水盆地水文地质条件对煤层气富集的影响时，提出从盆缘到盆地中心依此出现水力封堵控气作用、水溶携带控气作用、径流逸散控气作用和水力封闭控气作用，最终导致盆缘煤层气含量低、斜坡带含量较高和盆地中心含量高的结果。
研究表明，沁水盆地南部地区山西组含水层主要由底部砂岩和3#煤层上部砂岩组成，两者之间没有水力联系，后者通过裂隙与3#煤层有一定的水力联系(傅雪海等，2007);15#煤层与顶板石灰岩没有水力联系。可见两煤层本身基本是独立的水动力系统，受其他含水岩层影响较弱，外部水动力对煤层气保存影响较小。
郑庄区块边界的寺头断裂，现今状态下属于一条封闭性断裂，导水、导气能力极差，是盆地内部的一个水文地质单元边界。山西组砂岩含水层和太原组灰岩含水层水位在寺头断层东侧附近达到最低值，是地层水的滞水洼地;位于寺头断裂西侧的郑庄及其附近地区，水位也较低，地下水径流强度也可能较弱，较有利于煤层气保存(王红岩等，2001;2004;傅雪海等，2007)。通常，地下水滞水地带也是矿化度较高区域，郑庄区块煤层水矿化度非常高(如表1)，远高于弱径流区地层水矿化度(1823.61mg/L)，由此推测郑庄区块亦位于地下水滞流区，地下水以静水压力的形式将煤层中的煤层气封闭起来，导致煤层含气量较高。
表1 郑庄区块煤层水矿化度 单位:mg/L
2.3 地质构造条件
构造作用是影响煤层气成藏最为重要和直接的因素，不仅控制着含煤盆地及含煤地层的形成和演化，而且控制着煤层气生成、聚集和产出过程的每一环节。在聚煤期，构造控制着煤系地层形成发育的特征，影响到煤层气的生成、储集和封盖能力;在聚煤期后，构造特征及其演化通过对构造变形和热历史的限定，不仅对煤层气的生、储、盖性能产生影响，而且直接控制了煤层气的运移、聚集和保存特征，从而决定着特定地区煤层气资源开发潜力的大小(秦勇，2003)。
在沁水盆地东南部(包括郑庄区块)，煤层气成藏经历了三个演化阶段(王红岩等，2008;林晓英等，2010):第一阶段，三叠纪末期，煤层达到最大埋深，煤岩镜质组反射率达1.2%，此阶段为深成变质作用生气阶段，累计生烃量达到81.45m3/t;第二阶段，晚侏罗世开始至白垩纪末，地层开始抬升，但由于燕山中期的构造热事件影响，煤层长期处于异常高古地温阶段，引起二次生烃，累计生烃量大，可达359.10m3/t;第三阶段，喜山期的煤层气藏调整与改造，最终形成了现今格局。在第二阶段，由于异常热事件的影响，地层的抬升并没有破坏煤层气藏，反而增加了煤储层储集气体的能力。两次生烃作用为煤储层大量聚气提供物质基础。
在盆地形成演化过程中，郑庄区块受构造作用影响较弱，构造形迹相对简单。对煤层气富集具有控制作用的主要为寺头断层及区内局部背、向斜，在不同的构造部位煤层含气量具有明显差异。从图3上可以看出，在宽缓背斜部位有利聚气(如Js8井)、两翼较陡的向斜和背斜轴部(如Js5和Zs31井)均不利聚气、断层部位最不利聚气(如Zs39井)，总体上向斜部位要好于背斜部位(如Js5>Zs31井)。
图3 区域地质构造与煤层含气量关系图
这主要包括以下几个方面的原因:(1)通常处于活动期的断层具有开放性，是气体运移的有利通道;而活动比较微弱或不活动的断层具有封闭性则有利于气体的保存。在煤层气成藏演化过程中，寺头断层在喜山晚期之前一直处于活动状态，具有强开放性，导致断层附近煤层气体沿断层大量逸散，煤层含气量极低。(2)两翼较陡的向、背斜，均为挤压应力下形成的地质构造。对于向斜，轴部煤层的底部及其底板岩层张性裂隙易于发育，部分煤层气扩散损失，而两翼部位则为煤层气富集区;对于背斜，轴部煤层含气量低则是由于煤层顶部及其顶板张性裂隙的发育，同时两翼部位有利于煤层气富集。总体而言，向斜要比背斜更有利于聚气。(3)宽缓背斜也是在挤压应力环境下形成的，属于局部小构造，亦为应力集中区，因此有利于煤层的吸附。
3 煤层气开发前景分析
煤层气有利开发区主要包括两层含义，它既是煤层气的富集区又是高产高渗区。在查明煤层气富集规律的基础上，寻找煤层气高产高渗区是实现煤层气大规模商业开发的关键。文章从煤储层参数角度，具体分析了郑庄区块3#和15#两主力煤层的开发潜力以及瓶颈问题。
煤层气在煤储层中的渗流特征与常规天然气差异很大，影响煤层气高产的因素复杂而多样，主要包括:煤层气含量、含气饱和度、煤层埋深、煤层厚度、煤级、煤储层渗透率、煤储层压力、临界解吸压力(娄剑青，2004;万玉金等，2005;陈振宏等，2009)以及煤体结构等。在研究区内，煤层气开发的有利储层参数主要包括以下几个方面:(1)煤储层含气性较好(表2)，3#煤层平均含气量19.11m3/t、甲烷含量18.35m3/t、含气饱和度69.58%;15#煤层平均含气量16.30m3/t、甲烷含量15.42m3/t、含气饱和度62.80%。较高的含气量和含气饱和度是煤层气高产稳产的物质基础。(2)煤层埋藏适中，降低开采难度及开采成本，3#煤层埋藏深度512～1215m;15#煤层605～1310m。(3)煤层厚度较大，3#煤层厚度5.3～6.2m;15#煤层厚度2.4～7.9m。(4)煤变质演化程度高，最大镜质组反射率Ro，max=3.55%～3.98%，高变质程度使煤的吸附能力强，含气量高。(5)3#煤储层压力梯度接近于静水压力梯度;15#煤储层压力梯度略高于静水压力梯度。煤层气储层为常压或接近常压均有利于煤层气的开发。
表2 郑庄区块煤层含气性特征
注:下标ad代表空气干燥基。
在郑庄区块，开发煤层气存在的主要瓶颈问题是煤储层渗透率较低，平均低于1mD，其中3#煤层试井渗透率为0.013～0.430mD;15#煤层试井渗透率为0.022～0.920mD。通过镜下观察显微裂隙，两煤层均以B型(宽度>5μm，1mm5μm，长度>10mm)裂隙较少，裂隙密度较小，且连通性中等至差。裂隙不发育和连通性较差是导致煤储层渗透性差的主要原因。但两煤层的煤岩类型主要为光亮煤，煤体结构以原生结构和碎裂为主，这使得改善煤储层渗透能力成为可能。从煤层气开发的角度来讲，原生结构的煤体，裂隙虽然相对较少，但经过压裂后，煤层气容易抽放，属较好类型的煤体;碎裂结构的煤体，裂隙相对发育，抽放条件优越，属于极好的煤体类型。
表3 郑庄区块煤储层宏观和微观裂隙发育特征
另外从图4上可以看出，在郑庄区块煤储层渗透率主要受最小有效应力(最小主应力与储层压力之差)的影响，随着该应力的增加，渗透率值明显降低;但埋深和最小主应力对渗透率的影响不明显。因此，可以通过研究最小有效应力分布规律，在研究区低渗透率背景上寻找渗透率高值区，为选取煤层气高产高渗区提供科学依据。
图4 3#(a)及15#(b)煤层渗透率与应力、埋深关系图
4 结论
文章从沉积环境、水文地质条件和地质构造三个方面，分析了郑庄区块3#和15#煤层煤层气富集成藏的地质控制因素。结果表明:稳定的聚煤沉积环境和封闭的水动力系统是煤层气的保存的有利条件，而局部煤层气富集则受控于地质构造条件:在宽缓背斜部位有利聚气、两翼较陡的向斜和背斜轴部均不利聚气、断层部位最不利聚气，总体上向斜部位要好于背斜部位。另外，文章从储层参数角度分析了该区块煤层气的开发潜力。3#和15#煤层煤级高，含气量、含气饱和度较高，煤层较厚，煤层埋藏适中，储层压力接近或稍高于静水压力，均表明有利于煤层气的开发。然而该区块煤储层渗透率极低，使煤层气的商业开发增加了难度，但可以通过压裂等增产措施适当的改善煤储层，提高气产量。
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