沁水盆地煤层气地质研究进展

2013-08-15蒋达源文志刚何文祥

重庆科技学院学报（自然科学版） 2013年6期

蒋达源文志刚何文祥

(1.长江大学油气资源与勘探技术教育部重点实验室，湖北荆州 434023;2.长江大学地球环境与水资源学院，武汉 430100)

沁水盆地是我国煤层气勘探开发程度最高的盆地，煤层气资源丰富。含煤地层主要为太原组和山西组，煤层厚度大、大面积分布，热演化程度高，生气量大;煤储层割理发育，构造线交汇部位裂隙发育，煤层气产出条件好;煤层上覆有效厚度较大，水动力条件好，煤层气保存条件有利。国土资源部新一轮资源评价结果表明，该盆地煤层气地质资源量39500.42×108m3，可采资源量为 11216.22×108m3。

2005年以前，中国煤田地质总局、中联煤层气公司、中石油和中石化等多家单位在沁水盆地进行了煤层气勘探试验，包括勘探评价先导性试验和开发利用试验，取得了重大的勘探成果，具备煤层气商业化开发条件。2005年以来，由华北油田公司负责的沁水煤层气田勘探开发工作取得重大进展，实现了沁水盆地南部煤层气的规模开发。

1 煤层气成因

煤层气生成、吸附－解析、扩散渗流等是造成其碳同位素、组分及含量等地球化学特征差异的重要原因，可根据地球化学特征辨别其成因。沁水煤层气田煤层气组分以CH4为主，一般大于98%。N2、CO2含量低，一般都小于1%，C2H6含量微量，C2C1远小于0.001。沁水煤层气田煤层气δ13C1值一般分布在－29.6‰～－35.4‰。

陈振宏等人通过煤层气组分和碳同位素组成研究，对沁水盆地南部煤层气的地球化学特征及成因进行了分析，发现该区煤层气碳同位素组成(δ13C1)介于－ 61.7‰～－28.7‰，且多为－40‰～－30‰，为高—过成熟的热成因气［1］。甲烷碳同位素总体偏轻，其原因可能是受强烈的水动力条件和解析－扩散－运移效应的综合影响。

王彦龙等通过煤层气碳氢同位素及成分组成的研究，明确了沁水煤田的煤层气成因，并在我国首次使用氢同位素辨识煤层气的成因，并建立了相应的氢同位素判识指标［2］。研究表明，沁水盆地煤层气在后期改造作用控制下，其甲烷碳同位素组成总体偏轻，盆地西北部的煤层气具有次生生物气的地球化学特征。

2 煤储层特征及储层评价

煤储层特征包括孔裂隙特征、渗透性、非均质性、吸附性、含气性等，是煤层气地质特征的重要组成部分。

2.1 煤储层的吸附性、含气性

煤层气主要以吸附气的形式赋存于煤储层中，煤吸附性的高低取决于煤的岩石学组成、化学结构、煤级、灰分含量等煤自身的因素。吸附性与温度、压力等地质影响因素共同作用，控制了煤储层的含气性。总体上，沁水盆地太原组煤层较山西组煤层对甲烷的平均理论饱和吸附量相对更高;区域上，山西组煤层兰氏体积由南向北呈现逐渐降低的趋势;太原组煤层兰氏体积以沁水矿区最高，从沁水矿区向四周地段逐渐降低［3］。

桑树勋等人通过煤孔隙分析和干煤样、平衡水煤样、注水煤样等温吸附试验的对比研究，初步明确了煤吸附气体的固气作用机理和液态水对煤基质吸附气体的影响机理［4］。研究表明:盆地南部煤储层凝聚一吸附孔隙比较发育，当气体压力的增大到饱和蒸气压附近时，气体发生多分子层吸附和凝聚现象;相较于干煤样和平衡水煤样，注水煤样的实验结果更接近真实情况，有望成为最常用的等温吸附实验法;煤储层中的液态水在储层条件下可提升煤基质吸附气体的能力，吸附规律更符合兰格缪尔模型。

胡国艺等人［5］通过罐解吸实验，明确了沁水盆地高阶煤的煤层气解吸特征。研究表明:沁水盆地煤解吸过程可分为快速解吸和稳定解吸两个阶段;煤解吸气的碳同位素δ13C1值变重速率与煤层气解析速率相一致，也分为急剧变重和缓慢变重两个阶段。

近年来多位学者对沁水盆地影响煤层含气量的地质因素进行了研究和探讨，其中李金海等人首次引入封闭层的概念，研究了煤层上下一定层段的岩性组合特征对煤层气保存的影响［6］。研究表明:煤层含气量是受诸多地质条件综合作用的结果，主控因素为厚度、埋深、热演化程度、含气性、煤储层水动力条件和顶底板封闭性等;煤层气资源的丰富程度与煤层的厚度、含气性成正相关关系，与埋藏深度呈抛物线函数，即在一定深度范围内煤层气含量埋深增大而增加，超过这一深度厚有减小趋势;水动力封闭有利于煤层气的吸附及富集，而交替活跃的水动力条件将打破吸附和游离气之间的平衡，使吸附气逐渐减少，影响煤层气的保存;煤层气含量与封闭系数呈正相关关系，总体上位于封闭系数值较大区域的井的含气量较高;煤演化程度的高低直接决定了煤层含气量的大小，二者存在正相关关系。

2.2 储层物性特征

山西沁水盆地为我国煤层气最为富集的地区，但储层渗透率低，非均质性强，而且煤层气储集层有别于常规天然气储层。它具有基质孔隙和裂隙的双孔隙，其渗透率的分布受到众多因素的影响，包括构造特征、应力状态、埋藏深度、煤体结构、煤岩煤质特征、储层压力及煤阶等。

针对煤储层的孔隙、裂隙发育特征、主控因素及其对储集性能的影响，一些学者在沁水盆地做了大量工作并取得了丰硕的成果［7－10］。沁水盆地一般发育两组裂隙，北部阳泉 —寿阳一带裂隙最为发育，煤层气解吸速率快，南部晋城一带部分裂隙被热液矿物充填导流能力变差，导致气体解吸速率较北部小。在相同构造条件下陆相沉积的山西组煤光亮和半亮煤比例低，煤储层的渗透性差，吸附时间比海陆交互相沉积的太原组煤要长，气体解吸速率低［7］。该盆地主要发育以吸附孔为主并具有良好孔隙连通性的Ⅱ类高变质较弱变形程度煤储层［8］。在高煤级阶段，煤相因主导控制沁水盆地煤储层孔隙系统的差异发育从而间接控制这储层物性的优劣［9］。活水泥炭沼泽和森林泥炭沼泽相沉积有利于形成孔隙系统结构相对合理、物性相对较好的煤储层［9］。沁水盆地储层微裂隙发育特征及主控因素为盆地多发育树枝状或羽状微裂隙，裂隙具有较好定向性，且矿物充填现象少见，煤的微裂隙密度较大，裂隙在镜质组内最为发育，其中均质镜质体中的裂隙最密集，其次是基质镜质体，其他显微组分中裂隙发育很少甚至不发育，亮煤较半亮煤、半暗煤及暗煤更有利于微裂隙的发育，弱水动力、弱氧化环境下沉积的煤有利于微裂隙的发育［10］。

孙立东等人通过对沁水盆地煤层渗透性影响因素的研究认为:煤层裂隙特别是割理的发育情况决定了渗透率的大小，同时煤层割理的发育又受煤级控制，后期热液矿物充填会造成割理渗透性严重变差，而煤岩组成、矿物质、煤相等因素对煤层割理渗透性的作用较小;煤层埋深和有效应力与渗透率呈负指数关系;随着煤层气的开采煤基质收缩作用增大了储层的渗透性［11］。

傅雪海等人对沁水盆地煤储层渗透性数值的模拟表明，割理的发育程度主导控制着煤储层的渗透性，煤层渗透率随割理面密度的增加呈指数形式增大，割理宽度又受到应力场的控制，在一定范围内，渗透率随着埋深、有效应力的增大呈指数形式变小［12］。

3 煤层气形成动力场研究

沁水盆地构造动力能及其演化总体经历了4个阶段:包括印支期构造应力场、燕山期构造应力场、喜山期构造应力场以及现代构造应力场。热动力能条件及其演化和由其控制的煤化作用同样经历了4个阶段，其中，燕山中期的剧烈岩浆活动是热动力能条件演化的关键时期。地下水动力能条件及其演化包括3个阶段:燕山运动早中期古水文地质期、燕山运动中晚期古水文地质期以及现今地下水动力条件［13］。秦勇等人研究认为，水文地质单元边界、现代地下水分区分带特性、地下水地球化学场等因素在很大程度上控制着煤层气的聚集特征。根据这些条件之间的不同匹配，分析了整个沁水盆地煤层气形成的水动力条件，发现沁水盆地的娘子关泉域韩庄井田、阳泉一矿、三矿矿区，辛安泉域沁县、武乡、榆社地区，延河泉域大宁 —潘庄 —樊庄一带，煤层气因水力封闭而富集［14］。

煤层气成藏动力场的研究工作，过去主要考虑单因素作用，控气作用机理及多因素的耦合研究较少。秦勇等人首次运用构造应力场、煤层镜质组光性组构特征、构造变形特征三因素的耦合研究了煤层气成藏构造动力条件，为以后的研究提供了新思路。他们通过模拟实验研究，针对煤储层天然裂隙开合程度的变化，提出煤基块弹性自调节综合效应。他们认为，在恒定煤级下，煤储层孔隙、裂隙流体压力增大，综合效应逐渐减弱;在恒定流体压力条件下，煤级与煤层弹性自调节综合效应呈负相关关系;煤层弹性自调节综合效应随煤级的变化严格受到煤结构演化的控制。针对高煤级煤层气成藏，他们进一步提出了弹性自封闭效应，认为该效应是沁水盆地煤层气普遍富集的重要地质原因［14－16］。

4 煤层气成藏分析

沁水盆地山西组为浅水三角洲沉积，太原组为一套海陆交互相沉积，发育多套煤层，其中山西组3#煤和太原组15#煤，煤层厚度大，分布稳定，为沁水煤层气田的主要气源岩。煤岩有机显微组分分析表明，沁水盆地石炭—二叠系煤镜质组含量高，并以均质镜质体和基质镜质体为主，具有较强的生气能力。煤层形成后埋深增加，温度升高，煤层在深成变质作用下第一次生气，在三叠纪末期煤层埋深达到最大值，镜质组反射率达到1.2左右。燕山晚期的区域构造热事件，使煤层所处的温度大幅度升高，煤化作用加剧，引起煤层再次生气。此次生烃作用的生气量巨大，约占总生气量的68%［17］，这为煤层气富集成藏提供了强大的气源。此外燕山期岩浆活动的动力挤压及热力变形，增加和扩展了围岩及煤层的裂隙构造，为煤层气的聚集成藏提供了通道和空间［18］。

宋岩等人在古地温梯度、煤层埋藏史研究的基础上，探讨了沁水盆地煤层气成藏过程和聚气历史。通过对盆地南部阳城—翼城一带和西部霍州地区的煤层气地球化学特征、煤层热演化史和聚气历史的对比研究提出，盆地回返抬升程度直接控制着煤层气藏的富集程度，抬升越浅煤层气保存条件越差，抬升回返时间晚越短，煤层气散失的时间就短，对煤层气藏的保存有利［19］。苏现波等人根据国内外相关资料，提出了煤层气藏的5种边界类型:水动力边界、风氧化带边界、断层边界、物性边界和岩性边界，并进行了边界作用机理的探讨，对沁水盆地南部煤层气藏的边界进行了划分和厘定［20］。宋岩等人根据国内外相关资料，提出了煤层气藏的“2类10型”分类方案，并对沁水盆地南部煤层气藏的类型进行了划分和厘定［20］。

4.1 煤层成藏条件

沁水盆地煤层热演化度高，生气潜力大，含气量高，含气饱和度大，煤层厚度大，横向连续性好，分布稳定，煤层割理、裂隙发育，孔隙裂隙连通性好，渗透率大于0.50×10－3μm2，满足工业开采条件。甲烷碳同位素分析表明煤层气藏具有原生特点，煤层顶底板岩性致密，突破压力高，沁水煤层气田位于地下水交替滞流区或滞缓区，水动力条件弱，煤层气得以大量保存，利于煤层气的勘探开发［21］。

4.2 煤层气成藏期次

沁水盆地石炭 —二叠系煤系地层，三叠纪以来主要经历两次油气充注。第一次充注在三叠纪末—早侏罗世。此时，三叠系到达最大埋深，煤化作用处在正常古地温梯度环境下，服从深成变质规律。第二次充注在晚侏罗世 —早白垩世，为主要的煤层气成藏期。有机包裹体以气烃包裹体为主，有机包裹体均一化温度达到176～210℃。受燕山晚期区域构造热事件影响，结合气烃包裹体的发育程度，学者认为第二期是煤层气大量生成阶段，生气量远大于煤层自身的吸附能力，因而开始向顶板砂岩充注成藏［22］。

4.3 煤层气成藏控气作用

构造演化控制着煤层气成藏过程，深成变质与燕山期构造热事件叠加所引起的二次生烃是盆地煤层气藏形成的主要气源，高构造应力差值区为煤层气高渗区。山西组的浅水三角洲沉积体系控制了煤层顶板砂、泥岩的分布，顶板泥岩分布区气体封盖能力强。三角洲平原沼泽相形成的煤层厚度大、分布稳定，还原环境的覆水沼泽形成了高镜质组含量煤而利于割理发育，煤层渗透率高，吸附能力强。煤层气的部分源于生物成因气，煤层气排采过程中甲烷碳同位素以溶解—运移分馏效应为主［23］。

4.4 富集单元划分

煤层气富集单元划分是探索煤层气成藏规律、进行煤层气资源和选区评价、制定科学的煤层气勘探程序、提高煤层气勘探成功率的重要基础。根据构造发育特征、煤层埋藏深度、煤阶分布、煤层气含量变化等特点，沁水盆地石炭 —二叠纪含煤地层的煤层气富集单元可划分为沁南富气区、东翼斜坡带富气区、西翼斜坡带富气区、西山富气区和高平—晋城富气区，其中沁南富气区是勘探前景较好的富气区［24］。

5 结语

沁水盆地是我国煤层气勘探开发较为成熟的地区，煤层气资源量较大，但目前对该盆地的勘探开发主要集中在南部。今后应加强沁水盆地北部的地质研究，加快北部地区勘探开发进程。煤储层非均质性，煤储层主要物性要素与构造背景、采动变化以及煤层气井产能之间的关系和机理，还有待研究。沁水盆地各煤层的煤相展布特征，煤层吸附性、含气性与煤相之间的关系，煤相对煤储层孔裂隙发育特征的控制作用等尚未研究，可作为下一步研究的重点。

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