临兴区块深部煤层气富集规律与勘探开发前景

顾娇杨，张　兵，郭明强

(中联煤层气有限责任公司，北京　100011)



临兴区块深部煤层气富集规律与勘探开发前景

顾娇杨，张兵，郭明强

(中联煤层气有限责任公司，北京100011)

摘要:临兴地区位于鄂尔多斯盆地东缘，横跨晋西挠褶带和伊陕斜坡，东部断层发育，西部地层平缓，中部紫金山岩体侵入。煤层气富集受到构造、成熟度和水文地质条件的三重控制，较高的成熟度反映煤岩已经大量生烃；后期构造破坏煤层气藏，但地层水滞留，水文条件有利于煤层气保存。含气量呈现东低西高的整体趋势。中部紫金山热液作用和断层破坏作用形成了环形含气量低值区和高值区。区内含气饱和度总体受到成熟度的控制，与含气量总体规律不一致，研究区中部出现含气饱和度高值窗口(1 600～2 000 m)。本区煤岩微孔发育，煤岩孔隙的差异小，结构相对均匀，整体扩散性和渗透性较强。总体评价该区煤层气资源量大、丰度高、含气饱和度高和物性较好。在评价有利区具备进一步开展先导试验的条件。

关键词:临兴；煤层气；富集；勘探潜力

临兴区块于鄂尔多斯东北缘，地处晋陕交界部位，以黄河为界分别隶属于陕西省榆林市和山西省吕梁市。区块内煤层厚度大，累计厚度平均20 m。煤层成熟度较高，同时受到中部紫金山侵入影响，煤层大量生气。该区块资源量大，丰度高，计算区块内总的煤层气资源量达到816亿m3。但区内煤层埋深较大，平均深度在1 000～2 000 m。深部较高地层压力导致的煤储层渗透性变差无疑会使煤层气开采难度增大,但深部较高地层温度与较高地层压力的配置关系也可能有利于煤层气的开采[1]。

与浅部相比，深部煤层有效应力加大、地层温度升高、煤岩压缩性增强，由此导致煤储层的物性发生显著变化。基于煤层地应力、含气量、孔隙特征、渗透率、岩石力学性质随埋深变化规律，申建等认为沁水盆地深煤层界定在750 m以深[2]。研究区内煤层埋深大于1 000 m，已经属于深煤层的范畴。

1地质背景

临兴区块位于鄂尔多斯盆地东部伊陕斜坡，含煤地层主要为上古生界石炭-二叠系，沉积环境由海陆交互相转为陆相。海西期以来，区内经历了多期抬升、沉降及挤压、拉张变形，并伴有中生代大规模的岩浆侵入活动。这一地质背景造成了临兴地区的含气分布特征。

1.1地层和含煤地层

图1　临兴区块煤系地层综合柱状图和8+9号煤层底板构造Fig.1　Coal strata synthesis column map of Linxing block and structural map of 8+9 coal in the block of the block

区内含煤地层为本溪组、太原组和山西组(图1(a))。本溪组主要可采的8号、9号煤层，煤层厚度主要为4～11 m，最厚可达11.8 m，平均厚度7.1 m，整体呈现出“中间(紫金山地区)薄，四周厚”的分布规律。下二叠统山西组(P1s)主采煤层为4+5号煤层。山西组4+5号煤层厚度主要在2～8 m，最厚8.8 m，平均厚度4.8 m；山西组4+5号煤层呈现“中间厚，东西两端薄”的分布规律，在紫金山地区相对较薄，部分被完全侵蚀或剥蚀，呈环带状向临兴区块内逐渐增厚。

1.2区块构造

区块所处的晋西挠褶带在中生代侏罗纪末隆起，形成鄂尔多斯地区的东部边缘。区内构造以岩浆岩穿刺构造为中心，由内向外划分为底辟构造隆起带、环形沟槽带、低幅背斜带3个次级构造单元，发现规模较大的构造圈闭3个(图1(b))。受EW向挤压应力和紫金山岩体共同作用，环紫金山带断层较为发育。研究区北部地层相对较为平缓，断层以层间小断层发育为主要特征。南部断裂受紫金山岩体影响较大，岩体主体部位断层呈环形展布。

1.3岩浆活动

燕山期岩浆活动在区内形成了紫金山杂岩体。岩体出露于临县西北部紫金山至水磨川一带，平面长轴为NNW向。NW-SE向长7 km，NE-SW向宽4 km，出露总面积约23.3 km2。岩体的围岩为中三叠统二马营组灰绿色长石砂岩夹紫红色泥岩。该岩体为多阶段、多期次不同岩性的碱性杂岩体[3]。由于侵位中心的逐渐南移，各岩带呈半环形分布。

2煤层气富集规律

2.1沉积相带控制煤层厚度

聚煤是1种特殊的地质事件，需要构造沉降、古植物、古地理、古气候等条件的有利匹配，煤层展布规律受控于聚煤环境，具有空间上的规模性[4]。依据古生物证据，岩性组合特征，将石炭-二叠系界面划分在晋祠段和毛儿沟段之间，即晋祠段划为本溪组地层的顶部，以8号煤层作为本溪组的顶界面[5]。

图2　临兴区本溪组沉积相图和8+9号煤层厚度Fig.2　Benxi formation Sedimentary facies map and No. 8+9 coal formation thickness map in Linxing block

8+9号煤层V/(V+Ni)值为0.81～0.86，平均0.84，反映水体分层强且底层水体出现H2S的厌氧环境；Sr/Ba值为0.42～3.85，均值2.13，反映了海相环境。区块北部主要为潟湖-潮坪相区(图2(a))，这些地带陆源碎屑物质注入相对较少、水体深度相对合适，因而有利于聚煤作用的发生，煤层厚度也相对比较大。东南缘因聚煤作用发生之前区域构造格局表现为南高北低而无法提供合适的古地形条件，后期构造转换后海水主要由南及南东方向侵入研究区，因而该区整体水体相对较深，不利于泥炭沼泽的持续发育，因而煤层厚度相对较小(图2(b))。研究区山西组4+5号煤层GWI在0.9～4.2(平均2.5)，VI在0.9～2.6(平均1.7)，反映成煤植被偏于草本-水生植物，泥炭沼泽水动力条件偏强，还原性偏弱；这是因为研究区中部三角洲前缘分流间湾区水体深度适中，适于泥炭沼泽持续发育，因此能够聚集厚度较大的煤层；四周分流河道发育的地区，或者由于分流河道的动荡，或者由于水体深度不适合于泥炭沼泽持续发育，所形成的煤层相对较薄。

2.2成熟度控制含气量大小

浅部煤层气封盖层控制含气量，向斜轴部含气量较高，含气量较低的富集规律[6-7]。本区煤层气富集总体呈现“成熟度主控含气量，大断层起到破坏作用”的特点。

含气量主要控制因素是煤的变质程度、构造岩浆活动和水文地质条件。4+5号煤层含气量在6.7～22.1 m3/t，平均14.66 m3/t；区块东部发育一系列大的断层，对煤层气破坏作用强烈，煤层含气量较低。含气量总体上呈东西向展布，高含气量中心分别发育在中部地区以及西南部临兴西区块，含气量高于18 m3/t。

图3　8+9号煤主煤层含气量等值线和成熟度等值线Fig.3　No. 8+9 coal formation gas contentisoline map and maturity grade isoline map

本溪组8+9号煤层含气量多在12～20 m3/t，平均14.92 m3/t(图3(a))。区域上，煤层含气量由东向西逐渐增高，高于18 m3/t的地带连片出现在西南部地区，包括临兴中区块大部和临兴西区块全部，其中临兴西区块中～北部和临兴中区块西北部煤层含气量高于21 m3/t，最高达27 m3/t。2.2.1有机质成熟度

煤的变质程度一是决定气的生成量,这已为大量热模拟生气实验所证明；二是影响煤层吸附气体的能力。实验表明,在其他条件相同时,煤层吸附气量与煤变质程度成正比[8]。该区煤的变质程度受到盆地演化和局部岩浆侵入的双重控制。鄂尔多斯盆地构造演化具有继承性，导致研究区上古生界煤系烃源岩古埋深和现代埋深均自东向西逐渐增大，形成了有机质成熟度西高东低的分布背景，也造就了含气量的分布特征。

但是，受到研究区东南部紫金山岩浆侵入体的影响，煤系烃源岩遭受区域岩浆热变质作用，东南部煤系有机质成熟度异常增高(图3(b))。

山西组煤的镜质组反射率为0.73%～1.50%；本溪组煤的镜质组反射率为0.75%～1.46%。在东南部紫金山岩浆侵入体附近，镜质组反射率超过2.0%，LX-18井煤的镜质组反射率达4.0%，进入了典型的过成熟阶段。

统计鄂尔多斯盆地东缘27组煤矿和钻孔煤样等温吸附实验结果(图4)：镜质组反射率(Ro，max)增高，朗格缪尔体积VL先增加后减小，朗格缪尔压力PL呈“U”型演化，2个参数转折点均出现反射率2.5%左右。

图4　煤样朗格缪尔体积与煤阶关系Fig.4　Relationship between Langmuir volume and coal rank of coal sample

成熟度的趋势决定了4+5号煤层和8+9号煤层含气量的大小变化趋势。主要表现在含气量从东向西逐渐增加。紫金山岩浆作用虽然也使得煤层成熟度再度升高，有大量的煤层气产出，但中部隆起形成的大的通天断层，破坏了煤层气的保存，环紫金山底辟构造带含气量很低。

2.2.2水文地质条件

煤层产出水矿化度是表征水动力活跃程度的重要指标之一。高矿化度代表滞留水环境，煤层气保存条件好，有利于煤层气成藏[9]。区块内煤系含水层主要为8号煤层顶板庙沟灰岩及8上煤层顶板毛儿沟灰岩，研究区排采水矿化度极高，太原组地下水总矿化度为37 026～50 000 mg/L，平均43 513 mg/L。山西组含水层为5号煤层顶、底板砂岩。山西组地下水总矿化度为27 172～48 795 mg/L，平均37 975 mg/L。该区煤系地层水矿化度明显高于浅部山西组产出水矿化度4 560 mg/L和太原组产出水矿化度1 900 mg/L[10]。该区地层水处于滞留状态，有利于煤层气的保存。

3勘探潜力评价

3.1含气饱和度

含气饱和度是指煤层气储层中气体实际吸附量与理论上极限吸附量的比值[11]。在某种程度上,含气饱和度反映了煤孔裂隙系统中气体的充满程度。充满程度高,由吸附态转变为游离态更加容易,转化气体的多少决定了产气量的高低[12]。

图5　研究区4+5,8+9号煤层含气饱和度等值线Fig.5　Nos.4+5 and 8+9 coal formation gas saturation isoline map of research area

本区煤层含气饱和度变化较大，西南部临兴西区块和临兴中区块北部煤层含气饱和度高。山西组4+5号煤层含气饱和度大于50%的区域覆盖了整个临兴西区块和临兴中区块，在临兴西区块东部和临兴区块北部大于75%(图5(a))。本溪组8+9号煤层含气饱和度整体较4+5号煤低，高饱和度区域依然分布在研究区西南部，但含气饱和度大于50%的分布面积显著减小。在临兴西区块中部，煤层含气饱和度大于75%。临兴区块以LX-17井为中心出现小范围高值区，含气饱和度最高可达70.36%(图5(b))。

含气饱和度呈现3个特征：① 整体含气饱和度整体符合从东向西逐渐增加的规律；② 紫金山隆起形成的断层破坏了煤层气的保存，环紫金山断裂带饱和度迅速降低，但再向外围凹槽带含气饱和度出现环状高值区；③ 埋深增加，地层压力增加，含气量增加较少，因此含气饱和度有下降的趋势。

通过与含气量的对比看，与沁水盆地南部含气饱和度的分布趋势与实测含气量一致的规律明显不符[13]。两套煤层含气饱和度分布整体受到成熟度的控制，从东向西含气饱和度增加。环紫金山带受到构造和成熟度的共同控制，出现先降低后增加的规律。煤层埋深增加到2 000 m以后，含气饱和度不升反降。因为含气饱和度受到含气量和地层压力的双重控制，认为在该区含气饱和度存在高值窗口(1 600～2 000 m)，高值窗口内开发煤层气更加有利。

3.2物性特征

研究区22个煤样压汞实验结果显示，煤样孔隙以微孔为主，孔容比基本稳定在50%左右，平均50.6%；小孔次之，平均孔容比26%；中孔最少，平均孔容比17%。

研究区煤的进汞和退汞曲线吻合度相对较高，具有平滑段，表明孔隙以开放孔为主，连通孔隙的喉道直径相对于最大喉道直径的离散度小，煤岩孔隙的差异小，结构相对均匀，整体扩散性和渗透性较强。

分析煤样压汞测试数据，进一步得到如下主要认识：煤样最大孔隙半径分布于27～54 nm，8+9号煤的最大孔隙半径较4+5号煤大，与排驱压力分布规律相似。中值半径为2.4～5.6 nm，4+5号煤的中值半径整体上大于8+9号煤，平均值分别为4.3 nm和3.9 nm，几个煤储层相差不大，孔隙非均质性不是十分显著。平均孔隙半径分布在9～17 nm，4+5号煤和8+9号煤的均值都为13 nm。

孔隙分布非均质性参数。研究区煤岩压汞曲线偏向左下方，属于粗歪度，表明孔隙大喉道较多。4+5号煤和8+9号煤的均质系数分布比较稳定，集中在0.23～0.41，平均0.33；8+9号煤的均质系数为0.31。

图6　4+5,8+9号煤岩压汞-退汞曲线Fig.6　Mercury injection-mercury ejection curve of No.4+5 coal and No.8+9 coal

排驱压力。4+5号和8+9号煤的排驱压力为12.4～27.5 MPa。其中，本溪组8+9号煤排驱压力相对较低，总体低于20 MPa，平均15.2 MPa；山西组4+5号煤排驱压力整体较高，多都在20 MPa以上，平均19.8 MPa。由此表明，8+9号煤孔喉分布比较集中且相对较大，储层渗流能力相对较好(图6)。退汞效率。退汞效率反映孔隙的连通性，进而影响着扩散性和渗透性。研究区煤样退汞效率绝大部分>70%，大部分>80%，4+5号和8+9号煤平均退汞效率分别为79.9%和76.4%，退汞效率高，煤岩孔隙连通性较好。

3.3综合评价

临兴区块煤层气资源丰度高，4+5号煤层预测资源量226.62×108m3，资源丰度达到1.0×108m3/km2，8+9号煤层预测资源量589.91×108m3，资源丰度达到1.81×108m3/km2，对比来看，8+9煤煤层气资源较4+5煤更为丰富，其最有利资源丰度在2.0×108m3/km2以上，有利于煤层气开发。

综合分析研究区主煤层、构造和地应力等资料，选取12个参数对煤层气单采有利区进行综合评价，包括煤层厚度、煤层埋深、含气量、灰分产率、镜质组反射率、镜质组含量、镜惰比、临界解吸压力、临储比、平均地应力、主应力差及构造曲率。

采用灰色关联法确定评价指标权重，找出影响目标值的重要因素，量化煤储层主要指标，包括参考序列、比较序列、关联系数、关联序、关联矩阵等计算系列。

将临兴区块15口井主煤层含气量作为参考序列，记为X0，第1口井LX-1煤层含气量记为X0(1)，得到参数序列。比较序列将12个参数分别记为X0,X1,…,X10,X11。

参考序列和比较序列构成原始数据矩阵：

采用初值化方法变换原始数据，变换后各个序列组成的矩阵记为X*，计算同一口井各比较序列影响因素与参考序列煤层含气量之间的绝对差和极差：

式中，i表示不同的影响因素；k表示不同井。

参考序列主煤层含气量与比较序列各影响因素的关联系数采用下式计算：

式中，ρ为分辨系数，其目的是为削弱最大绝对值太大而失真的影响，提高关联系数之间差异的显著性，ρ∈(0，1)，一般情况下取0.5。

根据上述公式得关联系数矩阵：

则，各比较序列影响因素与参考序列煤层含气量之间的关联度为

关联度是1个有界的数，取值范围为0.1～1。关联度越接近1，该因素影响越大。

各影响因素的权系数是各项关联度与其总和之比，表达为

对各参数自身评分，每个参数都要标准化。最终评价结果见表1。

表1　主煤储层综合评价结果

图7　8+9,4+5号煤层综合评价Fig.7　Nos.8+9 and 4+5 coal formation comprehensive evaluation map

综合评价临兴区块主煤层综合评分高值区位于北部，呈东西向略向北凸出的条带状展布。4+5号煤层高分中心发育在区块西北部，以LX4-10～LX-4井区为核心形成高分环带。8+9号煤层综合评分展布格局与4+5号煤层相似(图7)，但高值区变为东西向“哑铃状”环带，整体南移并向东扩展，高分中心分别位于西部的LX-9井区和东部的LX-18井区。

4结论

临兴区块煤层埋深较大，8+9号煤层平均埋深在1 000～2 000 m。通过对该区的综合评价分析，得到如下认识：

(1)该区主力煤层为山西组4+5号煤层和本溪组8+9号煤层，煤层厚度大，累计厚度大于20 m，煤层发育厚度受到沉积相的控制，在本溪组潟湖和山西组分流河道间亚相沉积较厚。

(2)煤层成熟度研处于成熟阶段中～后期，已有大量烃类生成。煤层含气性较好，含气量在6.5～22.1 m3/t。含气量的分布受到成熟度的总体控制，后期断层对含气性起着破坏作用，水文地质条件起到保存煤层气的作用。

(3)区块内整体含气饱和度较高，在埋深1 600～2 000 m范围内存在含气饱和度高值窗口。主要由于含气量和地层压力的双重控制作用造成。

(4)该区储层物性较好，主力煤层大孔隙较发育，且联通性较高。储层非均质性较弱，有利于下一步的排水产气。

国内对于大于1 500 m的煤层勘探较少，通过对该区煤层气富集规律及勘探开发有利区的评价，认为该区深部煤层具有资源丰度高、物性相对较好地特征，可以进行下一步的先导性试验。

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Deep coalbed methane enrichment rules and its exploration and development prospect in Linxing block

GU Jiao-yang,ZHANG Bing,GUO Ming-qiang

(ChinaUnitedCoalbedMethaneCorporationLtd.,Beijing100011，China)

Abstract:Linxing block is located in the eastern margin of the Ordos basin,crossing Jinxi flexural fold belts and Yishan slope area.In the block,some faults were developed in eastern part,the formation is gentle in western part,and the intrusive rock of Zijin Mountain exists in middle part.The enrichment of coalbed methane is controlled by construction,maturity and hydrogeological condition.High grade of maturity indicates that a large amount of hydrocarbon was generated in coal.In the late period,the coalbed methane reservoir was destroyed by construction,however the formation water retention is beneficial to keep coalbed methane.Gas content distributes high in west and low in east.In Zijin Mountain,which is located in the middle,the annular gas content high value zone and low value zone were formed by hydrothermal process and fault destructive effect.Within the zone,gas content is controlled by mature grade generally,but it disagrees with the gas content total regularity,because there is a gas content high value window (1 600-2 000 m) in the middle part of study zone.In the block,the micropore was developed in coal,pore difference is small,structure is relatively uniform,total diffusivity and permeability are great.Overall,the evaluation shows that the coalbed methane in the block is a large quantity of resource with high abundance,high gas saturation and great physical properties.Therefore,this block have the potential for a further pilot test.

Key words:Linxing;coalbed methane;enrichment;exploration prospect

中图分类号:P618.11

文献标志码:A

文章编号:0253-9993(2016)01-0072-08

作者简介:顾娇杨(1964—)，女，江苏无锡人，教授级高级工程师。Tel：010-84528510，E-mail:gujy@cnooc.com.cn

基金项目:国家科技重大专项资助项目(2011ZX05062)；中海油总公司科研资助项目(鄂尔多斯盆地东北缘中深层煤层气勘探潜力评价与开发可行性研究)

收稿日期:2015-07-16修回日期:2015-10-18责任编辑:许书阁

顾娇杨，张兵，郭明强.临兴区块深部煤层气富集规律与勘探开发前景[J].煤炭学报,2016,41(1):72-79.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9002

Gu Jiaoyang,Zhang Bing,Guo Mingqiang.Deep coalbed methane enrichment rules and its exploration and development prospect in Linxing block[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):72-79.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9002