沁水盆地南部煤岩储层天然裂缝有效性及对煤层气开发的影响

史今雄，曾联波，谭青松，王继鹏，张云钊，李宏为

[1.油气资源与探测国家重点实验室 中国石油大学(北京)，北京 102249; 2.中国石油大学(北京) 地球科学学院，北京 102249;3.中国石油 华北油田公司，河北 任丘 062552； 4.中国石油 长庆油田公司，陕西 西安 710018]

煤层气作为一种重要非常规天然气能源[1-3]，在中国具有广阔的勘探开发前景，主要分布在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东南缘、准噶尔盆地南部和滇东黔西盆地北部[4]。煤岩储层是由基质孔隙和天然裂缝组成的双重孔隙介质[5-6]。基质孔隙为煤层气的主要储集空间，通常具有较低渗透率，而天然裂缝作为煤岩主要的流体渗流通道，对煤层气的开采具有重要影响[7-11]。近年来，随着中国煤层气产业的不断发展，煤岩储层天然裂缝研究逐渐受到地质学家的普遍重视。国内外诸多学者对煤岩储层天然裂缝的成因类型、发育特征、形成演化及控制因素进行了相关研究[12-18]，而针对于裂缝有效性研究相对较少，仍处于初步探索、发展阶段。天然裂缝有效性是决定煤岩储层渗流能力的重要因素，系统开展煤岩储层天然裂缝有效性研究，对中国煤层气开发具有重要指导作用。

受复杂地质条件、成岩作用和构造运动影响，沁水盆地南部上古生界煤岩地层发育多种类型、多期次的天然裂缝[19]。天然裂缝有效性存在较大差异，成为制约该区域煤层气高效开采的关键地质因素。因此，本文综合利用野外露头、岩心、扫描电镜和生产动态数据等资料，对沁水盆地南部上古生界煤岩储层天然裂缝类型、发育特征、有效性及其主控因素进行了系统分析，探讨了裂缝有效性对煤层气开发的影响。该研究成果可为明确沁水盆地南部有效裂缝有利分布区、煤层气井勘探部署及制定合理的煤层气开发方案提供地质依据与借鉴。

1 地质概况

研究区位于沁水盆地南部(图1)，其北部与盆地腹部相接，总体构造形态为马蹄形斜坡，地层宽阔平缓，地层倾角一般为2°～7°，平均为4°左右[20-22]。区内构造简单，平缓褶皱构造发育，褶皱轴向主要为NNE-SSW和近NS向(图1)。断层较少，主要在东南部发育寺头正断层、后城腰正断层及一系列伴生小断层，断层走向主要为NE-SW向和近E-W向[21]。上古生界太原组(C3t)和山西组(P1sh)为该区主要的含煤层系，主要岩性为砂岩、泥岩、灰岩和煤层。太原组连续沉积于本溪组之上，为一套海陆交互相沉积，厚度83～100 m；山西组以K7砂岩与太原组分界，整合沉积在太原组之上，为河流三角洲沉积体系，厚度37～72 m。太原组15号煤层和山西组3号煤层在研究区内厚度较大且稳定分布，为该区主要的煤层气储层[23-24]。其中山西组3号煤层为本次研究的主要目的层段，主要形成于泥炭沼泽沉积环境，煤岩类型以亮煤、半亮煤为主，部分为半暗煤。山西组3号煤层厚度4～7 m，平均值为5.5 m，煤层埋深400～1 200 m，呈现北深南浅的特点。储集空间以微裂隙和小孔为主，发育少量的中孔和大孔，孔隙度和渗透率均较低。煤岩演化程度高，煤岩镜质组最大反射率(Ro,max)介于2.2%～4.0%[25]，煤层大量裂解生气，使得该区煤层气藏的含气量和含气饱和度都达到相对高值，分别为10～37 m3/t和56%～80%[25]。

图1 沁水盆地南部构造特征(a)与位置简图(b)Fig.1 A map showing the tectonic features of the southern Qinshui Basin(a) and the basin location(b)

2 天然裂缝特征

根据野外露头、岩心和扫描电镜资料，按照天然裂缝的地质成因类型，可将沁水盆地南部山西组3号煤层储层中的天然裂缝划分为割理和构造裂缝，其中构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝。

割理是在煤化作用过程中受区域构造应力和煤化作用过程中产生的内应力形成的裂缝系统[8,26-27]。根据野外露头和岩心观察，割理主要在光亮煤和半亮煤中发育，由两组相互垂直的、且与煤层层面垂直或近垂直的两组裂隙组成(图2a，b)，即面割理和端割理。其中面割理连续性较好，具有较大的延伸长度，先于端割理形成、发育。端割理连续性较差、延伸较短，通常发育在两个相邻的面割理之间。扫描电镜中，割理分布受煤岩显微组分限制，多发育于均质镜质体为主的组分中。割理面平整，两侧没有位移，无擦痕。根据割理的组合形态特征，可将割理分为规则网状割理和不规则网状割理两类[26]。规则网状割理为主要的割理组合类型，长度较长、平直、具有定向性，常呈等间距排列(图3a)。不规则网状割理一般长度较短、开度较小，单条割理多呈弯曲状，不同方向性的割理常组合成不规则网状，形似干裂纹(图3b)。野外露头统计结果表明，研究区山西组3号煤岩割理走向主要为NE-SW向和NW-SE向，其中面割理走向为NE-SW向，端割理的走向为NW-SE向(图4a)。绝大多数割理为高角度裂缝(占88%)，斜交缝数量较少。野外露头和岩心观察割理发育规模较小，纵向高度主要分布在30 cm内。

图2 沁水盆地南部野外露头和岩心观察3号煤岩天然裂缝特征Fig.2 Characteristics of the fractures in No.3 coal seam revealed by outcrop and core observation in the southern Qinshui Basina.沁水盆地南部野外露头3号煤岩中发育的割理(红色剪头)和一组相互平行构造剪切裂缝(黄色箭头)；b.M7井，埋深1 200.3 m，相互垂直发育的一组面割理(黄色箭头)和端割理(红色剪头)，方解石全充填；c.H5井，埋深793.3 m，单条割理，割理面被方解石局部充填；d.H11井，埋深 802.5 m，一条斜交剪切裂缝，无充填；e.H9井，埋深792.5 m，一条高角度无充填剪切裂缝，裂缝面平直光滑

构造裂缝是在煤岩形成后受局部或区域构造应力形成的、与构造变形密切相关的一类裂缝[27]。不同于割理，构造裂缝的发育不受煤岩组分的限制，通常穿透不同煤岩组分发育。剪切裂缝为主要的构造裂缝类型，野外露头和岩心观察这类裂缝缝面平直光滑、产状稳定、分布规律(图2a)，裂缝宽度通常较为均匀。扫描电镜中，剪切裂缝延伸距离较长，通常不受特定显微组分的限制，穿过显微组分发育。单条剪切裂缝通常称直线型，多组剪切裂缝组合则表现为阶梯状、菱形、X形、T形(图3c—e)。张性裂缝野外露头和岩心观察中较为少见，该类裂缝一般延伸较短，缝面较为粗糙且多开口，裂缝宽度多不均匀，产状不稳定。扫描电镜下张性裂缝较为常见，其缝面粗糙不平，呈不规则波状或锯齿状(图3f)，在穿过不同煤岩组分时，通常会发生裂缝方向或宽度的变化。研究区剪切裂缝主要为NE-SW向和NW-SE向，其次为近EW向和近NS向(图4b)。根据野外露头和岩心统计结果，研究区剪切裂缝以斜交裂缝为主(30°～60°)，占剪切裂缝总比例的65.9%，其次为高角度裂缝(>60°，占29.4%)，低角度裂缝(<30°)较为少见。相比于割理，剪切裂缝规模较大，野外露头和岩心统计表明，裂缝纵向高度主要分布在5～80 cm(占83.5%)，但部分剪切裂缝纵向高度最大可达3 m。

图3 沁水盆地南部3号煤岩天然裂缝微观特征Fig.3 Microscopic characteristics of the natural fractures in No.3 coal seam in the southern Qinshui Basina.M7井，埋深1 200.35 m，规则网状割理，方解石全充填；b.H9井，埋深1 021.1 m，不规则网状割理；c.M8井，埋深1 115.8 m，一组相互垂直发育的割理，其中面割理被粘土矿物全充填，端割理无充填；d.H6井，埋深793.3 m，无充填剪切裂缝，缝面平直；e.M10井，埋深1 058.5 m，一组呈 X形发育的剪切裂缝，无充填；f.H8井，埋深876,4 m，张性裂缝，裂缝面呈锯齿状，无充填

图4 沁水盆地南部山西组3号煤岩天然裂缝走向玫瑰花图Fig.4 Strike rose diagrams of the natural fractures in No.3 coal seam in the Shanxi Formation,southern Qinshui Basina.割理走向玫瑰花图(N=158条)；b.构造剪切裂缝走向玫瑰花图(N=37条)

3 天然裂缝有效性

沁水盆地南部煤岩储层不同类型、不同期次裂缝的有效性存在差异。有效裂缝是决定煤岩储层渗流能力的关键，无效裂缝不但对储层没有任何贡献，反而起到渗流屏障的作用。天然裂缝的充填特征和开启程度是最为直观体现裂缝有效性的两个参数[28-29]，主要受裂缝的形成时间、构造运动、流体活动和现今地应力等因素的控制。

3.1 裂缝充填特征

裂缝充填特征包括充填程度和充填物类型两个方面。研究区山西组3号煤岩天然裂缝的充填程度主要分为全充填、半充填、局部充填和无充填4类。其中全充填和半充填裂缝一般为无效裂缝，不利于煤岩储层中流体渗流；局部充填裂缝有效性一般，能起到一定的提高储层渗流能力的作用；无充填裂缝为有效裂缝，为煤岩储层主要的渗流通道。研究区天然裂缝充填程度统计结果表明，割理中以全充填和半充填裂缝为主(图5a)，分别占41.2%和29.5%，其次为局部充填裂缝(占19.7%)，无充填裂缝数量最少(占9.6%)。构造剪切裂缝中以无充填和局部充填裂缝为主(分别为69.9%和17.5%，图5a)，半充填裂缝和全充填裂缝较为少见(分别为8.2%和4.4%)。割理充填物类型主要包括方解石、粘土矿物和黄铁矿(图5b)，其中被方解石充填裂缝数量占62.3%，被粘土矿物充填裂缝占32.5%，被黄铁矿充填裂缝占5.2%。剪切裂缝充填物以方解石为主(91.4%)，包含少量的粘土矿物和煤粉(图5b)。统计结果反映出，总体上构造剪切裂缝的充填情况少于割理，说明剪切裂缝对研究区煤岩储层渗流能力起到主要贡献作用。

3.2 裂缝开启程度

天然裂缝的开度指地下受到静岩围压、地层流体压力、现今地应力等综合作用表现的张开度，即裂缝在地层围压条件下的真实开度[29]，可以客观定量地评价天然裂缝对储层的作用和贡献大小。直接测量裂缝地下开度难度较大，通常采用野外露头及岩心对其进行实际测量，但存在一定误差，一般测量精度为0.05 mm左右[30-32]。由于岩心及野外露头出露地表，地层围压释放，岩心膨胀，导致地表岩心裂缝开度远远大于其在地下的真实开度，但仍能从一定程度上反映裂缝地下开度的相对大小[31]。沁水盆地南部3条露头剖面及研究区12口取心井天然裂缝开度统计结果表明，割理开度介于几百微米到几毫米之间，集中分布于0～1.7 mm，平均值为0.86 mm；构造剪切裂缝开度数量级为毫米级，开度分布为0～6.8 mm，平均值为2.1 mm。扫描电镜下，天然裂缝开度与野外露头、岩心裂缝开度相差2～3个数量级，数量级主要为微米级。根据150块样品的扫描电镜观测统计，割理开度主要以小于6 μm为主，其中开度小于4 μm占67.6%，开度在4～6 μm占19.7%，开度大于6 μm占12.7%(图6a)；构造剪切裂缝开度主要分布在10 μm之内，部分裂缝开度可达到20 μm，其中开度小于2 μm占13.6%，开度在2～8 μm占81.7%，开度大于8 μm占4.7%(图6b)。综合野外露头、岩心及扫描电镜观察结果表明，总体上构造剪切裂缝开度大于割理开度。

图5 沁水盆地南部3号煤岩天然裂缝充填特征Fig.5 Filling characteristics of the natural fractures in No.3 coal seam in the southern Qinshui Basina.裂缝充填程度(N=366)；b.裂缝充填物类型(N=270)

图6 沁水盆地南部3号煤岩天然裂缝开度分布特征(扫描电镜)Fig.6 Aperture distribution characteristics of the natural fractures in No.3 coal seam in the southern Qinshui Basin (SEM)a.割理(N=572)；b.构造裂缝(N=316)

3.3 裂缝有效性控制因素

矿物充填对煤岩储层天然裂缝有效性具有较大影响，而流体活动是引起充填现象的主要原因。天然裂缝形成时间越早，越容易受流体活动影响，越易被矿物充填而成为无效裂缝[33]。如前所述，沁水盆地南部山西组3号煤岩发育多种类型天然裂缝，根据天然裂缝地质成因可划分为割理和构造裂缝两大类。割理形成于煤化作用过程中，而构造裂缝形成于煤层形成之后，割理形成时间整体早于构造裂缝。受成煤过程中基质脱水、脱挥发分和成煤后构造运动伴随的流体活动影响，研究区3号煤岩割理普遍存在矿物充填，充填程度以全充填和半充填为主，导致割理渗透能力的降低。

此外，野外露头构造裂缝产状、形态，以及岩心和扫面电镜中构造裂缝交切、限制关系表明，该区构造裂缝具有多期形成的特点。构造裂缝的形成主要与煤层形成之后的主要构造运动相对应。自沁水盆地南部二叠系形成以来，研究区山西组煤岩储层先后经历了印支期、燕山期和喜马拉雅期3期构造运动。印支运动时期，沁水盆地整体处于近NS向的水平挤压应力场环境下，但由于构造运动强度相对较弱，此时期研究区构造裂缝不发育。综合沁水盆地南部构造演化史、地层埋藏史、裂缝交切关系及充填差异等，可将山西组3号煤岩储层构造裂缝的形成期次划分为2期。第1期构造裂缝形成于燕山运动时期，受库拉-太平洋板块挤压，该期构造应力场表现为NW-SE向近水平挤压应力场，主要形成走向为NW-SE向和近EW向的两组构造剪切裂缝。第2期构造裂缝形成于喜马拉雅运动早期，受印度-欧亚板块碰撞和西太平洋板块俯冲共同作用的影响，该期构造应力场表现为NNE-SSW向近水平挤压应力场，主要形成走向为NE-SW向和近NS向的两组构造剪切裂缝。燕山运动是沁水盆地中生代以来最强烈的一次构造变形，由于构造活动强度大、作用时间长，该时期形成的构造裂缝规模广、开度大，充填程度相对于喜马拉雅期构造裂缝较高，但两期构造裂缝充填情况差异较小，均以局部充填、未充填为主。值得注意的是，喜马拉雅运动期以来研究区二叠系煤系地层遭受强烈抬升剥蚀，造成地层应力大幅降低，原先闭合程度较大的天然裂缝会再次发生活动或重新张开，形成有效裂缝。研究区煤岩储层中构造裂缝以斜交缝为主，而割理主要呈垂直或近垂直裂缝，因此这种作用对构造裂缝的影响尤为明显。相比于割理，构造裂缝充填程度较低，具有较长的延伸长度和开度，对煤岩储层流体渗流能力的贡献更大。

现今地应力是影响裂缝开度的重要因素，主要包括现今地应力状态及最大主应力方向与天然裂缝走向的关系2个方面。地应力由重力和构造应力叠加而成，现今地应力状态决定于储层条件下垂直应力、最大主应力和最小主应力之间的相互关系[34-35]。研究区山西组3号煤岩储层渗透率与埋深关系显示，随埋深增加，储层渗透率呈现出减小、增大、再减小的变化趋势(图7)。煤岩储层渗透性与其埋藏深度之间的关系，其实质是不同地应力状态对储层裂缝开度的控制[36-40]。当埋深小于600 m和大于800 m时，地应力处于挤压状态，煤岩储层主要受水平挤压应力作用，随水平主应力的增加，裂缝开度逐渐减小；而当埋深介于600～800 m时，地应力以垂直应力为主，水平主应力较小，地应力处于挤压向拉伸转换、拉伸状态，裂缝开度较大。

而同一埋深条件下，天然裂缝开度主要与最大主应力方向与天然裂缝走向的关系相关。当现今最大主应力方向与储层裂缝走向一致或呈小角度相交时，裂缝面实质上受到相对拉张作用，有利于裂缝开度的增大；而在现今最大主应力方向与裂缝走向垂直时，裂缝面受到挤压作用，裂缝开度减小甚至闭合。研究区成像测井井眼崩落及钻井诱导缝发育情况表明，煤岩储层现今地应力场最大主应力方向主要为NNE-NE向。因此，储层中NE-SW向裂缝开度最大，其次为近NS向和近EW向裂缝，而NW-SE向裂缝开度最小。

4 有效裂缝对煤层气开发的影响

煤岩储层天然裂缝是决定煤层气解吸、扩散、渗流和产出的关键因素，对煤层气井的产量特征具有重要影响。通过分析研究区3号煤岩储层煤层气井的生产动态资料，将煤层气井分为产气井和高产水井两大类，其中根据产气井单井日平均产气量，可将其分为高产气井(日产气>2 000 m3)、中产气井(日产气为500～2 000 m3)和低产气井(日产气<5 00 m3)。研究区42口煤层气井中，高产气井占28.2%，中产气井占33.4%，低产气井占25.6%，高产水井占12.8%。结合岩心、扫描电镜观察等成果，对不同产量特征煤层气井天然裂缝发育情况进行对比分析(图8)，结果表明，构造裂缝是导致研究区煤层气单井产量特征差异的主要因素，而割理对煤层气开发的影响较小。虽然各煤层气井均呈现出割理比较发育的特点(图8a)，但一方面受矿物充填的影响，割理渗流能力较差，不能作为流体有效的渗流通道；另一方面，由于割理一般在镜煤分层较为发育，其纵向延伸高度受到限制，导致割理分布具有明显的分带性，整体连通性较差。因此，割理有效性较差，对煤岩储层渗透率贡献较小。

高产气井、中产气井和低产气井的区别主要表现在构造裂缝发育的差异性。总体上看，煤层气产量随构造裂缝发育强度的增大而增加(图8b)。煤岩储层中构造裂缝发育的情况下，储层渗透能力强，可以使井口附近煤层气快速解吸。研究区煤岩储层构造裂缝以斜交裂缝为主，当多组构造裂缝相互连通形成较大范围的裂缝网络时，构造裂缝在煤岩储层不同的煤级中延伸，加强了煤储层整体连通性，可以促进储层压降垂向、横向的有效传播。而构造裂缝不发育时，煤岩储层渗流能力差，储层中地层水渗流缓慢，排水降压慢。只有近井地带小范围面积内出现短期渗流，排采后虽可形成短时间的产气高峰，但由于不能形成有效的压力传导，煤层气解吸速度衰减较快，造成煤层气井在较短的产气高峰过后产量明显下降。同时，受不同储层埋深条件下现今应力场状态差异对构造裂缝开度的影响，研究区3号煤岩储层埋深在600～800 m范围内的高产气井比例明显高于储层埋深浅于600 m和深于800 m，这主要是由于此埋深条件下水平主应力较小，构造裂缝开度大、有效性较好，为煤层气开发的有利埋深。

图7 沁水盆地南部3号煤岩储层埋深与应力(a)及渗透率(b)的关系Fig.7 Burial depth vs.in-situ stress(a) and burial depth vs.permeability(b) of No.3 coal seam in the southern Qinshui BasinⅠ:σH>σV>σh,挤压应力状态；Ⅱ:σV≈σH>σh,挤压-拉伸应力转换状态，σV>σH>σh,拉伸应力状态；Ⅲ:σH>σV>σh,挤压应力状态

图8 沁水盆地南部不同产量特征煤层气井天然裂缝发育情况Fig.8 Fracture development degrees of CBM wells of various productivity in the southern Qinshui Basina.割理发育强度；b.构造裂缝发育强度

此外，构造裂缝规模对煤层气的保存和产出具有较大影响。统计结果表明，研究区高产水井多位于断层附近(图9)，尤其是大型断层(寺头断层、后城腰断层)附近，高产水井分布比例较高。分析其原因认为受大型断层强烈构造作用影响，其附近构造裂缝规模较大，通常具有较大的开度和纵向延伸距离。储层中发育较大规模的构造裂缝，特别是当裂缝切穿煤层上下边界时，一方面煤储层中的煤层气沿构造裂缝大量散失，导致含气量和储层压力的降低；另一方面构造裂缝沟通煤层与上部含水层，使得煤储层中的地层水获得补充，储层压力难以下降，吸附态的煤层气无法达到临界解吸压力，煤层气井始终维持高日产水量，不利于煤层气的有效产出。

图9 沁水盆地南部不同构造部位煤层气井产量Fig.9 The production of CBM wells at different structural positions in the southern Qinshui Basin

5 结论

1) 沁水盆地南部山西组3号煤层主要发育割理和构造裂缝两大类天然裂缝，其中割理包括面割理和端割理，构造裂缝包括剪切裂缝和张性裂缝。天然裂缝有效性分析结果表明，研究区3号煤岩储层中构造裂缝有效性整体好于割理，其中构造裂缝中NE-SW向裂缝有效性最好，其次为近NS向和近EW向裂缝，而NW-SE向裂缝有效性最差。

2) 山西组3号煤层天然裂缝有效性主要受裂缝的形成时间、构造运动、流体活动、现今地应力等因素控制。其中天然裂缝形成时间越早，越容易受流体活动影响，越易被矿物充填而成为无效裂缝；煤岩储层处于拉伸地应力状态下，裂缝开度较大，有效性较好；裂缝走向与现今最大主应力方向一致或小角度相交时，裂缝开度较大。

3) 相比于割理，构造裂缝对煤岩储层渗透能力的贡献作用更大，是决定煤层气解吸、扩散、渗流和产出的关键因素。但构造裂缝规模过大时，将不利于煤岩储层中煤层气的保存以及煤层气井的高产。