延川南地区煤层气储层地质特征研究

禹圣彪，陈 磊，范小俊

1.中石化东北油气公司松南采气厂，吉林 松原 138000；2.中石化华东分公司石油勘探开发研究院非常规油气资源实验中心，江苏 扬州 225007

截止至2009 年年末，在全国范围内已探明的煤层气地质储量达到1852.4×108m3，其中沁水盆地南部地区的储量为1317×108m3，约占煤层气总储量的67%。目前煤层气的开发主要集中在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东部[1]。

鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探始于20 世纪90年代初，延川南区块在2008 年华东分公司开展煤层气工作之前，没有开展过煤层气勘探，煤炭勘探程度较高。

延川南区块煤层所蕴含的煤层气资源正逐步显露。因此自2008 年5 月至2011 年7 月，中石化华东分公司在延川南区块开展了煤层气勘探评价工作，至今已实施二维地震4 000 多千米，测网密度2×2 km～2×4 km，基本控制了延川南区块的构造及煤层展布特征。已完成10 余口煤层气参数井的钻探，获得了区块东部和中部的煤层气评价参数，优选了排采试验井组，对c 井组成小井组已进行压裂，投入排采。其中c 井对2 号煤层排采见气获得最高2 000 余立方米的工业产量。

1 区域地质概况

1.1 构造特征

1.1.1 断裂特征

区块整体构造简单，为一走向为NE-NNE，倾向NW 的单斜构造，断层总体不发育，以小断层为主，逆断层多，正断层少。南部断层不发育，向北断层逐渐变多。受区域单斜地层的控制，断裂多呈NE、NNE 向展布，与区域构造方向一致。区块发育四条二级断层，中部发育的两条北东向逆断层——中垛逆断层和白鹤逆断层，规模较大，是工区内最重要的断层。东南部发育两条北东向的正断层——张马正断层和君堤岭正断层。

中垛、白鹤两条逆断层相互平行，走向NNE，倾向ES，倾角60°左右，延伸约20 km 左右，断距约为25～60 m。这两条主断层夹持着一宽度约为1.5～2.0 km 的断裂带。

张马正断层：位于区块东南部，走向NNE，倾向NW，倾角40°左右，延伸约29 km，断距为20～45 m。

君堤岭正断层：位于区块东中部，走向NNE，倾向SE，倾角60°左右，延伸约15 km，断距为25～100 m。

区块内断层发育主要特征①断层走向为北东向和北北东向；②断层断距小，延伸短；③共发育大小断层近40 条，平面分布在背斜构造翼部和缓坡构造上，断层在剖面上均未出露地表，断层大部分自奥陶系中统峰峰组—二叠系上统石千峰组继承性发育。

1.1.2 构造单元划分

根据构造特征，延川南区块可进一步划分出4个二级构造单元，分别是：王家岭构造带、谭坪构造带、中部断裂带和万宝山构造带。构造带内又可划分出5 个三级构造单元，自东向西分别为西柏沟缓坡带、白额断鼻带、谭坪缓坡带、柏山寺断鼻带、万宝山缓坡带[2]。

目前延川南区块煤层气勘探开发的主体构造带为西柏沟缓坡带、白额断鼻带、谭坪缓坡带、柏山寺断鼻带，钻探程度较高，钻井基本上控制住这四个构造带，而万宝山缓坡带则控制程度较低。

西柏沟缓坡带：位于区块东北部，东、西分别被张马正断层、君堤岭正断层所夹持，由一宽缓的单斜构成，断层不发育，地层走向NE、倾向近NW，构造简单，在西南部演变成向南东向抬升的样式。山西组2 号煤层埋深小于1 000 m。

白额断鼻带：位于区块东北部，东南以君堤岭正断层与西柏沟缓坡带相邻，构造形态为一地层北东向抬升的鼻状构造。核部发育3 个小断层；2 号煤层埋深小于1 000 m。

谭坪缓坡带：位于中部断裂带的东部，由一宽缓的单斜构成，a 井发育褶皱构造，地层走向NE、倾向近NW，断层不发育，山西组2 号煤层埋深800～1 000 m。是煤层气勘探的有利区。

柏山寺断鼻带：位于中部断裂带西部的宽缓低幅背斜区，该背斜西北以斜坡方式向万宝山缓坡带过渡，构造形态为一向北东抬升的鼻状构造，向南延伸到c 井附近。西北部发育多个规模较小的正断层；山西组2 号煤层埋深1 000～1 300 m。

万宝山缓坡带：位于区块西北部，平面范围较大，自工区中部偏北的西北部大片地区划入这一构造带，由一宽缓的单斜构成，地层走向NE、倾向近NW，局部发育规模较小的断层，该带山西组2号煤层埋深1 000～1 700 m，目前未实施煤层气探井。

作为本区块煤层气勘探的优选区谭坪构造带和万宝山构造带，通过前期数口煤层气井的钻探和二维地震的实施，显示出良好的勘探开发潜力。据已完钻的a 井等16 口参数井，揭示2 号煤层厚度较大，含气量高，埋深适中，且赋存稳定、全区分布，进一步验证了延川南区块煤层气地质条件优越的可靠性，展现了可供大面积勘探的良好前景。

1.2 地层特征

区块的地质构造相对简单，地层整体向西倾斜，区块西部的出露地层新于东部的出露地层。延川南区块内赋存的地层从老到新依次为马家沟组（O2m）、本溪组（C2b）、太原组（C3t）、二山西组（P1s）、下石盒子组（P1x）、上石盒子组（P2s）、石千峰组（P2sh）、刘家沟组（T1l）、和尚沟组（T1h）、二马营组（T2er）、新生界新近系上新统（N2）、第四系下更新统（Q1）、中更新统（Q2）、上更新统（Q3）、全新统（Q4）。本区含煤地层主要为太原组的以及山西组[3]。

1.3 水文特征

区块内矿化度相对周边地区较高，为相对滞留区。万宝山构造带水型以NaCl 型为主，处于弱径流-滞留区，煤层气保存条件优越，而谭坪构造带以NaHCO3型为主，处于径流区，具有较好的煤层气保存条件。地下水流势总体向西和南西方向流，中部区域为构造简单的滞留区，利于煤层气保存。

1.4 构造保存条件

断层对煤层含气性具有一定控制作用。逆断层对煤层气逸散的作用影响不大，正断层对煤层的含气性具有破坏作用，区块内多发育逆断层，对含气性破坏作用较小[4-8]。

2 煤层分布及煤岩特征

2.1 煤层分布特征

本区主要包括2 个煤层，分别为2 号煤层以及10 号煤层，其中2 号煤层煤层较厚，煤层气质量分数较高，为主力煤层，其主要赋存于山西组下部。根据实际的勘探资料得出，研究区2 号煤的厚度介于3～8 m。研究区煤层厚度自东南向西北逐渐变薄。煤层受沉积相控制，并且在2 号煤层的中部形成多个聚煤中心，厚度较大，平均6 m 以上，开发潜力大。10 号煤层位于太原组下部，与2 号煤层相比，10 号煤层的厚度相对较薄。10 号煤层的煤层厚度介于0.79～6.50 m，平均为2.57 m，煤层在区块内由四周向中心逐渐变薄。

2.2 煤岩特征

对延川南区块所取的煤样进行细致的观察得出： 区块2 号煤层的煤以半亮型煤为主，其次为光亮型和半暗型煤。宏观煤岩成分以亮煤为主，并且夹少量镜煤和暗煤。煤岩样品具玻璃光泽和强玻璃光泽，割理和内生裂隙一般较发育，脆性大，易破碎，断口参差状，裂隙有时被方解石充填。延d 井2 号煤在直径为6 cm 的煤心上有5 条面割理，面割理之间的间距为0.6～1.6 cm。

2.3 煤质特征

通过对区块内的煤心样品进行化验分析得出，在区块内部煤层的挥发分值具有随着埋深的增大而减小的趋势，并且随着煤层埋深的加大，煤的变质程度不断加深，煤类的水平分带以及垂直分带也越明显。通过对研究区的煤样进行化验分析得出，研究区2 号煤的灰分质量分数大小介于8.81%～26.54%，平均16.47%；10 号煤的灰分质量分数大小介于9.53%～19.86%，平均为15.23%。因此，2 号煤层的煤为低灰煤或中灰煤。在挥发分质量分数方面，2 号煤的挥发分大小介于7.34%～20.44%，平均10.48%；10 号煤的挥发分大小介于7.05%～16.98%，平均10.34%，属低挥发分煤。煤岩样品含水量方面，2 号煤和10 号煤的水分质量分数均在2%以下。

通过以上研究，认为区块内煤岩特征良好，镜质组质量分数高；煤质以低灰-中灰煤为主，挥发分质量分数普遍低，煤化程度高。因此，延川南区块主力煤层具有很好的生气条件和吸附条件。

3 煤的储层特征

3.1 煤的孔隙特征

据不同井的实验资料，按照实验室测定的真密度和视密度计算得出：2 号煤层煤心的孔隙度值介于1.3%～4.6%，平均为3.3%；10 号煤层的煤心样品孔隙度值介于2.6%～4.3%，平均为3.7%。

3.2 渗透性特征

对区块内不同井2 号煤层的煤心样品以及10号煤层的煤心进行注入/压降测试，得到2 号煤层渗透率介于0.017 35～0.169 8 mD，10 号煤层渗透率介于0.026～0.226 5 mD，煤储层渗透率相对较低。

研究选取了8 口井的煤心渗透率资料进行了对比分析，得出a、c 井的煤心测得渗透率较高。对a 井排采效果进行记录分析，初步认为区块内渗透率＞0.1 mD 的区域，具有良好地勘探开发潜力。

4 煤层气含气量特征及气体吸附特征

4.1 含气量特征

根据现场的试验资料得出，2 号煤的煤层气体积分数相对较高，其中c 井的煤层气体积分数达20.8 m3/t，属中高含气井。实验测得10 号煤的煤层气含气量普遍低于2 号煤的含气量，并且其测得含气量随深度的增加而增大。因此，区块具有一定的勘探开发潜力。

4.2 煤层吸附特征

区块内所取煤样实验得到煤层兰氏体积普遍较大，反映煤层吸附能力较强[5]。2 号煤兰氏体积为31.86～46.51 m3/t，平均为35.02 m3/t，兰氏压力为1.8～3.03 MPa；10 号煤层兰氏体积为33.43～41.32 m3/t ，平均为35.14 m3/t，兰氏压力为2.075～3.34 MPa。2 号和10 号煤层的吸附能力都较强。

4.3 饱和度及吸附特征

通过等温吸附实验得到区块内煤样的甲烷吸附饱和度，2 号煤为39.51%～77.6%，10 号煤为26.95%～50.91%。

实验分析临界解吸压力2 号煤层为0.77～3.65 MPa，10 号煤层为0.49～3.33MPa，其中谭坪构造带较低，万宝山构造带解吸压力较高。分析认为c 井区含气饱和度较高，且临界解吸压力高，可采性较好，是十分有利的勘探目标区。实际解吸压力普遍高于实验分析临界解吸压力，较高的解吸压力说明煤层可解吸压力范围较大，可采性较强[6]。

5 煤层顶底板岩性及封盖性

延川南地区2 号煤层顶板泥岩发育，绝大部分地区的煤层顶板是泥岩，局部为砂岩，砂岩较致密，直接顶板厚度多在2 m 以上。c-f 井区泥岩厚3～6 m，e 井区泥岩厚度也在5 m 左右，泥岩裂隙不发育，封盖能力较强，对煤层气保存有利[7]。从图1 可看出，2 号煤层含气量与直接顶板泥岩厚度呈正相关关系。

图1 含气量与顶板泥岩厚度分布关系图Fig. 1 Distribution of gas content and roof mudstone thickness

2 号煤底板发育泥岩，将2 号煤与10 号煤分隔成独立的煤层气藏体系。区内10 号煤层顶板为K2灰岩，局部亦见泥岩顶板，岩心观测及实验室测试表明，灰岩基质较致密，但其中亦见少量裂隙，由于K2灰岩含水层的水动力交替作用的影响，致使煤层气逸散，因此10号煤层含气量低于2号煤层。

6 构造保存条件

断层对煤层含气性具有一定控制作用。逆断层对煤层气逸散的作用影响不大，正断层对煤层的含气性具有破坏作用，区块内多发育逆断层，对含气性破坏作用较小[8]。

u 井区位于万宝山缓坡带，整体上为一单斜构造，地层倾角约3°～5°。地层平缓，周围无断层，有利于煤层气的保存，距离最近的北东向逆断层有1 200 多米。

7 结语

（1）区块内煤岩特征良好，镜质组质量分数高；煤质以低灰-中灰煤为主，挥发分质量分数普遍低，煤化程度高。因此，延川南区块主力煤层具有很好的生气条件和吸附条件。

（2）综上所述延川南地区煤层气资源量丰富，其中主要以2 号煤层及10 号煤层具有较好的勘探及开发的潜力。

（3）煤层的含气量受煤的变质程度、储层物性、顶底板特征、水动力条件及构造等因素影响。

（4）根据录井资料得出2 号煤顶底板的岩性与10 号煤相比更加致密而且厚度更大，并且实验测得2 号煤的含气量高于10 号煤的含气量，得出煤层的顶底板的性质是影响煤层气含气量的一个主要原因。

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