（五）阜新盆地煤层气地质概况 （四）铁法盆地煤层气地质概况

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”。

铁法盆地即昌图-铁法盆地，位于松辽盆地东南缘，是松辽盆地晚侏罗—早白垩世断陷盆地群的组成部分，归属东部断陷带。
铁法盆地位于华北陆块东北缘，华北北缘隆起带的东部，依兰-舒兰断裂带的西侧，是在前震旦纪基底上发育的燕山期断陷盆地。燕山期，铁法断陷东侧的依兰—舒兰断裂和西侧的江屯断裂活动明显，沿断裂带有中基—中酸性火山岩喷发，并伴有花岗岩侵位，持续至早白垩世中晚期。
位于松辽盆地东南缘的铁法盆地，在古元古代变质岩系基底上沉积了晚侏罗—早白垩世沉积岩系。晚侏罗世大台组（相当九佛堂组），为安山岩、集块岩，厚90 m，与下伏层不整合。下白垩统下部柏家沟组（相当沙海组、沙河子组），为紫色砾岩、灰色砂岩、泥岩夹油页岩，厚550 m。上部阜新组（相当营城组），为灰色砂岩、泥岩、煤层，含煤20多层，厚480 m。孙家湾组（相当登娄库组），为灰绿色砂砾岩、紫色砂砾岩，厚350 m。上覆第四系沉积物厚250 m。在东西边缘有第三纪辉绿岩出露。铁法盆地属断陷盆地，为山间谷地沉积古地理环境，盆地规模小，沉积类型简单。早白垩世纵向为冲积扇—河流—浅湖相沉积，平面展布由盆缘向中心为冲积扇—河流—浅湖相沉积。砂岩成熟度较低，反映碎屑物源区搬运距离短，含煤地层主要形成于浅湖周缘带和河流相带。下煤组形成于浅湖周缘带，发育深水泥岩沼泽，砂页岩段形成于浅水湖泊，横向稳定。上煤组形成于河流相带，粗碎屑岩占比例大。盆地西缘中部阜新组沉积厚度大，最厚865 m，主采煤层厚度最大为29.2 m，是含煤地层沉积中心，也是聚煤中心。
铁法盆地为北北东向延伸的不对称向斜，西翼较陡（15°～20°），东翼较缓（＜10°），盆地北部为开原-赤峰断隆带，南部亦为隆起带所隔，东西缘被断裂切截。西缘的江屯断裂长期发育，多期活动，对盆地形成演化起主导控制作用。盆地西部自北而南发育了北东向大明向斜、大隆背斜、四家子向斜及北东、北西向张性、张扭性断裂。盆地西部和南部较东部和北部的构造复杂。
铁法盆地岩浆活动强烈，主要活动期在成煤期的前后，晚侏罗世以间歇喷发为主，有安山岩、集块岩及凝灰岩，形成煤系地层的基底。聚煤期后的喜马拉雅期岩浆活动，有辉绿岩床、岩脉、岩墙侵入，由基底穿越上覆岩层，对含煤岩系有一定的影响。玄武岩等喷发岩以层状分布在孙家湾组地层，厚30 m，但对煤层无明显的影响。
铁法盆地自古生代至侏罗纪中期一直处于隆起状态，至晚侏罗世开始接受沉积。燕山运动在晚侏罗世大台期活动强烈，形成北北东向裂陷盆地，火山活动在裂陷盆地堆积了一套安山岩、集块岩。早白垩世柏家沟期开始了陆内断陷盆地沉积，随着古气候由干旱转为潮湿，沉积岩层由紫红色转为绿色，沉积物仍以粗碎屑为主，形成粗细旋回沉积系列。晚期出现泥岩夹油页岩，形成丰富的有机质物源条件。早白垩世阜新期是含煤盆地的形成阶段，有适宜古植物生长的古气候条件，有较稳定的沉积古地理环境，形成由细—粗的沉积序列，有多次聚煤作用，构成了阜新组上、下两组含煤岩系。早白垩世孙家湾期，盆地沉降幅度减小，由沉降逐渐转为隆升，沉积碎屑由细变粗，古气候转为干旱，盆地进入淤浅期，聚煤作用中断。
从盆地发育历史分析，整个盆地发育时期较短，沉积厚度较薄，对含煤岩系形成、演化和保存不很有利。晚侏罗世在周邻盆地形成含煤沉积的时期，铁法盆地形成火山岩盆地，早白垩世与周邻含煤盆地同时形成较好的含煤岩系，但早白垩世晚期孙家湾组沉积时间短暂，沉积厚度较薄，又以粗碎屑岩为主，未能形成良好的封盖层，含煤岩系未达到生烃门限即隆升剥蚀，对煤岩成煤、成烃不利。盆地火山岩发育，早期火山岩对煤系地层影响不明显，喜马拉雅期辉绿岩侵入，岩体对早期煤岩层有程度不同的影响。盆地同沉积构造以西缘的江屯断裂影响较大，控制了盆地的成生与发展，南部和北部发育的断隆带也是制约盆地形成的重要因素。后期构造变形主要型式是隆升与错断，盆地内形成北东向较平缓的向、背斜，同时形成高角度正断层，说明垂向构造应力形成的引张作用是主导，水平挤压应力为次。由于高角度正断层未穿透煤系上覆层，对煤层气散失作用不十分明显。
铁法盆地含煤地层为下白垩统中部阜新组，分三个岩性段：上含煤段、砂页岩段和下含煤段，厚460～865 m。上含煤段为粗碎屑岩，含10层煤，厚90～200 m，其中2层全区可采煤，厚3～5 m，4层局部可采煤，厚1 m。砂页岩段为细碎屑岩，厚度和岩性比较稳定，是一标志层，厚30～60 m。下含煤段细碎屑岩，含10层煤，厚255～660 m。其中2层全区可采煤，厚度大于5 m，4层局部可采煤，厚度小于2 m。阜新组可采煤层累计厚度最大达80 m，一般为10 m。上煤组6层可采煤厚度1.25～37.21 m，均厚13.6 m，层间距11～30 m，含煤系数9.06%。下煤组6层可采煤厚度0～33.39 m，均厚16.90 m，层间距10～40 m，含煤系数5.63%。煤层厚度变化在走向上为南厚北薄，厚煤带沿盆地长轴方向展布，偏靠盆地西部，向东西两侧分叉、减薄、尖灭。
铁法盆地煤岩类型以光亮煤为主，半亮和半暗煤次之。显微组分镜质组含量高为82.3%～95.4%，惰质组含量低为0.5%～6.6%，下煤组主采煤层镜质组含量大于90%，上煤组镜质组含量略低于下煤组。北部煤岩含水分8%～9%，南部水分低为5%～7%。灰分为15%～25%，属中低灰煤，厚煤层灰分低，薄煤层或复杂结构煤层灰分高，总趋势是由北向南逐渐降低。含硫低为0.55%～0.9%，属低硫煤。煤岩含油率高达6.86%～10.17%，胶质层厚0～12 mm。挥发分为37.49%～40.76%，垂向变化不明显，平面变化自北而南逐渐降低，并在短距离发生突变，反映了古地温场的不均匀性。煤阶以长焰煤和气煤为主，盆地北部为长焰煤，向南为长焰煤和气煤，越往南气煤所占比例越大。镜质体反射率测定，大兴矿区4煤Ro，max为0.61%，7煤为0.60%；DT3井4～16煤8个煤层Ro，max为0.56%～0.85%。对铁法盆地煤岩变质程度的认识，一般认为是区域深成变质与岩浆热变质两种因素综合作用的结果。强调岩浆热变质作用的观点认为，由于煤层上覆盖层不足千米，正常煤岩变质程度尚达不到长焰煤或气煤的煤化阶段，盆地南部的火山岩体数量多、规模大，煤岩以气煤为主，变质程度相对较高。同时煤体原生结构保存好，成块率高，显示了以温度作用为主，压力欠缺条件下的不均等收缩性裂隙系统，具有低煤阶热变质煤的性质，煤岩变质不均匀性主要与岩浆热变质作用相关。强调区域深成变质作用为主导的观点认为，根据松辽盆地具有地热流值、地温场高的特点，有机质演化门限深度较浅，Ro为0.5%门限深度为1000～1400 m，Ro为1.3%门限深度为2200～2400 m。铁法盆地处于松辽盆地东部断陷带，地热流值、地温场较高特点明显，因而煤阶较正常值偏高。
铁法盆地CQ1井对二个煤层7个样品煤层含气量进行了测试，深度587.01～638.73 m含气量（空气干燥基）为4.33～6.48 m3/t，其中4煤平均值5.10 m3/t，7煤平均值6.70 m3/t。含气量（干燥无灰基）为6.81～7.61 m3/t，其中7煤深632.03 m为8.11 m3/t，4煤平均值为6.70 m3/t，7煤平均值为7.03 m3/t。含气量高值为8.18 m3/t，低值为2.43 m3/t，整个盆地含气量并不很高。在垂向上为4煤—7煤—15煤含气量逐次增高，由北而南和由东而西逐次增高，但东西变化并不甚明显。DT3井含气量测定参考值为3.53～6.6 m3/t；探1井参考值上煤组为4.62～14.44 m3/t，下煤组为5.71～9.67 m3/t。
铁法盆地煤体结构以原生结构煤为主，成块率高，大多数煤层原生结构保存较好，盆地西缘靠近断裂附近受构造应力作用较强的地区末煤比例高。盆地含煤岩系有较好的微裂隙系统，孔隙度高为8.4%～14%，渗透率为（0.04～0.39）×10-3μm2。区内仅在大兴区块有3口井测定3煤渗透率，渗透系数为（0.035～1.000）×10-3μm2，TD3井试井渗透率呈随煤层埋深降低的趋势。TD3井为（0.2210～0.0351）×10-3μm2，CQ1井为0.05×10-3μ m2，探1井为（0.2～1.0）×10-3μm2。TD3井历史拟合渗透率值明显高于实测值，为（1.73～2.83）×10-3μm2。煤层微观裂隙发育，煤岩定向光片在镜下统计，主要为北东向和北西向两组裂隙。在不同构造部位的主裂隙方向、宽度、间距和密度不同，一般为向斜轴部裂隙间距大，宽度和密度小，背斜轴部与其相反。镜下观察表明，裂隙宽度低值为0.005～0.14～0.5 mm，高值为0.055～5mm，间距为1.6～6.0 mm，密度为1.7～6.9条/cm。裂隙一般无充填物，微裂隙组合形态以矩形为主。
从4个等温吸附实验数据分析，VLad（空气干燥基）为9.12～11.63 m3/t，VLdaf（干燥无灰基）为12.72～15.55 cm3/g，兰氏压力为2.85～6.78 MPa，反映煤岩吸附能力不高。在大兴、大隆和晓南测定等温吸附曲线表明，4煤兰氏体积为17.14～18.80 m3/t，兰氏压力为5.45～5.09 MPa；7煤兰氏体积为14.15～26.95 m3/t，兰氏压力为4.34～7.27 MPa。数据表明兰氏体积较低，而兰氏压力较高，说明煤层中的吸附气体更容易产出。
对4口井煤储层压力测试表明，储层压力随深度增加而增大，煤储层压力梯度为9～11 kPa/m，变化较小，与正常静水压力（10 kPa/m）基本相当，属正常储层压力。据CQ1井7煤地应力测试，原地应力为7.8 kPa，压力梯度为12.51 kPa/m，地应力较大。根据实测的煤层含气量、储层压力，结合等温吸附曲线分析，4煤含气饱和度为75.96%，7煤为88.32%，7煤高于4煤但均属非饱和煤层。TD3井7煤至16煤三个煤层组实测储层压力梯度为7.36 kPa/m、9.75 kPa/m、9.84 kPa/m。利用煤层平均含气量和等温吸附曲线上同深度理论饱和含气量计算，4煤含气饱和度为120%，7煤为102%，反映大兴区块为超饱和或饱和含气量。
铁法盆地煤质好，镜质组含量高，煤层层数多、厚度大、间距小。煤阶主要是褐煤、长焰煤、气煤中低煤阶。煤岩原生结构好，微裂隙发育，煤层渗透性好。但煤岩含气量较低，吸附能力较低，为非饱和煤层。从煤层上覆沉积层分析，下白垩统上部孙家湾组沉积厚度较薄，不利于含煤层的封盖和演化，但含煤地层自身发育的泥质岩可成为较好的封盖层。由于煤层层数多、厚度大、间距小，上下煤组间对烃类气体扩散可能会有保护作用。从盆地水文地质条件分析，第四系砂砾岩、下白垩统砂岩、砂砾岩均是承压水层。煤系地层中有厚数米至数十米的孔隙水和裂隙水，涌水量为0.006 L/，渗透系数为0.00717×10 -3μm2 ，为氯化钾钠型水。在正断层密集裂隙发育的煤层段也是含水层，同时还有断层含水带和辉绿岩裂隙含水带。盆地内除第四系表层隔水层外，在孙家湾组底部至阜新组上部2～3煤间有10 m厚的泥岩、粉砂岩为隔水层，在阜新组上、下煤组间的砂页岩段厚度较大也可成为良好隔水层。孙家湾组底部至阜新组上部和阜新组上、下煤组间的隔水层，也是含煤层系的封盖层。从盆地含水层与隔水层分析，盆地水动力条件较好，隔水层层数少，厚度小，横向稳定性差，但多数煤层泥岩或粉砂岩顶底板隔水性较好，小范围内泥页岩隔水层出现的几率较高。
铁法盆地1993～1997年矿井瓦斯抽放为1.18×108 m3，抽放率为20%左右，利用率为30%～50%。1994年在大兴矿北部施工了3口采动区试验井，单井最高产气量8928 m3/d。1995年6月至1996年11月总计290产气日，3口井抽取298.55×104m3，单井均产10295 m3/d。采动区井是地下采煤之前由地面打垂直井进入主采煤层的顶板，随着煤层的开采，从垂直井中抽取受采动影响范围内的不可采煤层及岩石中的甲烷气。煤田已有井下抽放系统10个，1997年抽放量达3312.7×104 m3。铁法盆地施工的5口煤层气钻井，CQ1、探1二口评价井，DT1—3 三口采气试验井，DT1-2井未排采，DT3井抽排气量较为稳定。DT3井井深823 m，在452.00～753.43 m含煤层射开三个煤层组，于1997年4月至1998年5月共排采400天，平均产气量3125 m3/d，排采至最后30天产气量达8000 m3/d，最高产气量达14600 m3/d，累产气量125×104 m3；产水量最高41.4 m3/d，平均24.7 m3/d，累产水量9880 m3。
综上所述，铁法盆地含煤地层为下白垩统阜新组，含煤20层，可采煤6～14层，以中厚、厚层煤为主，可采煤厚达30 m。煤层埋深450～900 m，倾角小较稳定。煤阶为长焰煤、气煤，属高挥发煤，煤层含气量5～10 m3/t。煤层裂隙（割理）发育，渗透性好，实测渗透性系数较高，CQ1井渗透率为0.39×10-3μm2。煤系地层中有较好的封盖层。铁法盆地煤炭资源保有储量13.98×108t，埋深300～1000 m的阜新组煤层气预测储量为93.34×108 m3，煤层气资源较丰富。在大兴区块10.99 km2煤层气有效勘探开发面积范围内，煤层含气量取值选用低于实测量值，上煤组以7.00 m3/t测算资源量为18.7×108 m3，下煤组以8.00 m3/t测算资源量为22.7×108 m3，总计资源量为41.4×108 m3，资源丰度达3.765×108 m3/km2。铁法盆地探明储量77.29×108 m3，控制储量58.82×108 m3，总储量为136.11×108 m3。
参见《中国煤层气盆地图集》“铁法盆地地质图”、“铁法盆地阜新组各段厚度表”、“铁法盆地阜新组可采煤层特征表”、“铁法盆地下白垩统阜新组煤层厚度图”、“铁法盆地下白垩统阜新组15煤层含气量图”、“铁法盆地阜新组煤层等温吸附曲线”、“铁法盆地煤层含气量及储层参数表”、“铁法盆地DT3井气水产量曲线”。

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。

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15934301919：煤层气地质特征及成藏条件
管解答：滇东黔西地区煤层气含气量值整体较高,在200m深度处,郎岱、六枝西南翼,格木底和旧普安东南翼等含气量显得较高,一般都大于5m3/t,而其他向斜如睛隆、青山、潘龙和发耳等均较低。在500m和1000m等深度处各向斜含气量的变化情况同上。 分析表明,格木底向斜煤层含气量与埋深具有一定的关系,经回归分析,相关方程为:...

15934301919：煤层气地质特征及成藏条件
管解答：表6-18 准噶尔盆地煤岩、煤质实测结果 3.含气性特征 目前,根据掌握的资料,对盆地南缘主要采用含气梯度法对深部煤层含气性进行预测,对盆地其他地区采用压力—吸附曲线法、地质条件综合分析法进行预测(表6-19)。 表6-19 准噶尔盆地深部煤层含气性预测成果表 (二)成藏条件 (1)煤热演化程度低,煤层气主要为...

15934301919：煤成气成藏的基本条件
管解答：此类储集层中煤成气的渗滤通道主要为裂缝,因此所形成的具工业价值的气藏将以裂缝性气藏为主要形式。故在以致密储集层为主的含煤盆地中,应重视对储集层裂缝发育区的勘探。 5)煤层作为主要的气源岩,其内含有大量未被运移出母岩的煤层气,因而是含煤地层中特殊而又重要的储气层。大量的研究表明,煤层中显微孔隙...

15934301919：(三)抚顺盆地煤层气地质概况
管解答：同时,始新世后构造活动强化,盆地北翼发育的北东东向逆掩推覆断裂和北西西走向的断裂使盆地变形复杂化,对煤层气保存也很不利。 抚顺盆地含煤地层为下第三系抚顺群,由细碎屑岩、巨厚煤层及火山岩组成,厚342～1687 m,均厚925 m,分5个岩性组,主煤层位于古城子组,煤层少,单层厚度大,栗子沟组和老虎台组煤层厚度...

15934301919：含煤盆地构造类型
管解答：此外，在我国相当多的煤盆地中分布有推覆构造，尤以环太平洋构造带为多，如华北盆地南缘大别山北侧，华南盆地之北缘，河北兴隆，江西萍乡，湘中涟源，福建大田等地。不同构造类型含煤盆地的煤层气地质意义如下。（1）稳定型：主要煤系沉积稳定，聚煤作用强烈，是我国煤炭资源最为丰富的盆地类型，也是煤层...

15934301919：煤层气地质评价
管解答：5)储层数值模拟:储层数值模拟是运用煤层气储层模拟软件,模拟原始状态下气水在煤层内的运移和产出状态、全面了解储层性质和开发动态的一种技术,包括历史匹配、敏感性分析和产量预测3方面的内容。 7.1.2 地质评价的内容和原则 区域地质评价阶段是根据已有的生产和科研资料,对含煤盆地或含煤区进行煤层气开发潜力的初步...

15934301919：煤层气有利目标区优选
管解答：表8-7 煤层气勘探有利目标区优选数据表 (一)沁水盆地南部晋城地区 1.基本概况及勘探开发现状 晋城地区位于南部斜坡带,地跨晋城、高平、阳城、安泽等县市,总的构造形态为倾向北西的平缓单斜,主要勘探目的层为山西组3号、太原组15号煤,有利勘探面积3260km2,煤层气资源量8410×108m3,累计探明煤层气地质储量1405.01...

15934301919：煤层气资源开发概况
管解答：先后有沈阳市煤气公司、开滦矿务局、晋城矿务局、原地矿部华北石油地质局、中国煤田地质总局及其下属省局(东北局、陕西局、山西局等)、中原油田、中石油煤层气项目经理部、煤研总院西安分院、中联煤公司等企业投资，在沁水盆地、河东煤田、安徽两淮地区和铁法、开滦、沈北、红阳、大城、峰峰、安阳、荥阳...