沁水盆地长平3#煤煤层气赋存特征及潜力评价

2022-11-23姚秋卉

中国煤炭地质 2022年10期

姚秋卉

(山东省煤田地质局第三勘探队，山东泰安 271000)

0 引言

沁水盆地是中国一个重要的含煤盆地，同时含有丰富的煤层气资源，是我国重要的煤层气产业基地。沁水盆地南部是我国高阶煤层气主力开发区块，也是全国煤层气开发的重点、热点区块[6-7]。前人对沁水盆地南部煤层气的研究主要集中在区域成藏条件、基础地质条件、煤储层以及初步的煤层气形成条件与分布规律的认识上[8]，对其煤层气潜力资源评价研究较少。在总结前人[9-10]研究成果的基础上，以沁水盆地南部长平区块为例，通过分析研究区煤层气基本地质条件，从构造演化、储层物性条件、含气性特征等多方面探讨煤层气赋存特征和资源潜力，为长平区块下一步煤层气勘探开发指明方向，也为类似区块勘探开发提供思路和方法。

1 区域地质概况

1.1 地质构造

沁水盆地是华北晚古生代在成煤期之后由断块差异性抬升形成的山间断陷盆地[11]，古构造上属于华北地台中带，在晚古生代主要呈现出海陆交互的古地理背景。晚古生代末期，随着古蒙古洋的闭合，海水向南退出，华北板块内部转化成大型的内陆湖泊沉积环境[12]。

研究区处于晋获褶断带南部、沁水盆地南缘东西-北东向断裂带的北东部，区内构造形态与周围构造密切相关(图1)。燕山运动早期，由于东西向主压应力作用，构造变动在形态上主要为大型开阔褶皱，如太行山复式背斜隆起，霍山南北向背斜及沁水复式向斜。燕山运动中期，是北北东向构造形成的主要时期。地块在南北向扭力和东西向挤压力联合作用下发生构造变动，主压应力方向由早期的东西向转变为北西西-南东东方向，由此而形成了北北东向的线型挤压带，如晋城-获鹿褶断带和武乡-阳城凹褶带。燕山期晚期—喜马拉雅期，区域构造应力方式发生了改变，主压应力方向为北东-南西向，主张应力方向为北西-南东向，相应的构造变动以改造先期变形为主，其构造类型以断裂为主，褶皱次之。在沁水盆地南缘，有一组主要由东西向-北东向断层组成的弧形断裂带，主要断层有沁水正断层、南贾庄逆断层、上沃泉-羊泉正断层、寺头正断层、土沃正断层等。

图1 研究区构造位置Figure 1 Tectonic location of the study area

1.2 地层

本区位于沁水盆地东南部，区域地层自东而西由老至新为古生界寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、新生界新近系及第四系。主要出露地层为上二叠统上石盒子组，上二叠统石千峰组及下三叠统刘家沟组。研究区含煤地层位于石炭系—二叠系，主要沉积地层为太原组和山西组。太原组位于K1砂岩底至K7砂岩底，与下伏地层呈整合接触，为主要含煤地层之一。地层厚81.88～109.41m，平均97.67m。由深灰-灰黑色砂岩、粉砂岩、砂质泥岩、泥岩、煤层及石灰岩组成。本组含煤6～13层，一般8～10层。煤层自上而下编号为5#、6#、7#、8#、9#、10#、11#、13#、14#、15#和16#。其中15#煤层为稳定煤层，位于本组下部一段。8#煤层为不稳定煤层，位于本组上部三段。山西组位于K7砂岩底至K8砂岩底，与下伏地层呈整合接触，是主要含煤地层之一。厚43.23～65.17m，平均53.62m。由灰—深灰色中—细粒砂岩、粉砂岩和灰黑色泥岩及煤层组成。一般含煤2～3层，煤层由上而下编号为1#、2#、3#。3#煤层稳定，位于本组下部。2#煤层不稳定，位于本组中上部。

2 煤层

2.1 煤层厚度与分布

据已有的勘查成果资料可知，本煤矿内共含4层全区可采或局部可采煤层，全区主要可采煤层有山西组3#煤层及太原组15#煤层，局部可采煤层有山西组2#煤层及太原组8#煤层(表1)。2#煤层位于山西组中上部，可采面积12.35km2，煤层厚度0.30～4.12m，平均1.04m，结构简单。2#煤层东部厚度在0.8～1m；西部小于0.8m，绝大部分不可采，仅局部大于0.8m，为不稳定局部可采煤层。3#煤层位于山西组下部，煤层厚度3.17～6.35m，平均厚5.48m，为稳定的全区可采煤层。3#煤层厚度总体稳定，煤层净厚度介于3.17～6.23m。8#煤层位于太原组三段，厚度0～2.85m，平均1.22m。厚度大于0.8m的煤层分布在矿区中西部；其余区域不可采，属不稳定的局部可采煤层。15#煤层位于太原组一段，煤层稳定、厚度较大，为全区主要可采煤层之一。煤层厚度2.20～5.90m，平均4.38m。

表1 研究区可采煤层Table 1 Mining coal seam in the study area

2.2 煤质特征

2.2.1 水分(Mad)

2#煤层原煤水分两极值0.36%～2.04%，平均1.03%，浮煤水分两极值0.30%～1.68%，平均0.77%。3号煤层原煤水分两极值0.57%～2.85%，平均1.21%，浮煤水分两极值0.38%～2.75%，平均1.07%。8#煤层原煤水分两极值0.78%～1.35%，平均1.08%，浮煤水分两极值0.92%～1.20%，平均1.05%。15#煤层原煤水分两极值0.32%～2.64%，平均1.40%，浮煤水分两极值0.42%～2.07%，平均1.00%。

老板娘剔着她的指甲柔声道：“老黄你小点声，别吓着大伙儿，你来抢钱，戴我给你们做的驴皮面具不好吗？个个弄得凶神恶煞，像跳大神，好歹他们都是我的客人啊！”她声音不高，老黄却听得进去，与她熟识既久，憋出来的恶气稍泄，火焰山一变为绕指柔。

2.2.2 灰分(Ad)

2#煤层原煤灰分两极值8.26%～22.90%，平均15.46%，以低灰煤为主。浮煤灰分两极值5.69%～9.21%，平均7.40%。3#煤层原煤灰分两极值9.86%～31.99%，平均15.59%，以低灰煤为主。4#孔附近为特低灰煤。浮煤灰分两极值4.41%～10.15%，平均7.20%。8#煤层原煤灰分两极值14.70%～21.73%，平均18.09%，为低灰煤。浮煤灰分两极值8.08%～10.73%，平均9.45%。15#煤层原煤灰分两极值15.65%～31.60%，平均21.78%；以中灰煤为主。浮煤灰分两极值5.61%～9.80%，平均7.58%。

2.2.3 挥发分(Vdaf)

2#煤层原煤挥发分两极值9.69%～14.44%，平均11.11%；浮煤挥发分两极值7.93%～12.04%，平均9.34%，为特低挥发分—低挥发分煤。3#煤层原煤挥发分两极值8.43%～12.18%，平均 9.95%；浮煤挥发分两极值7.15%～9.99%，平均8.28%，为特低挥发分—低挥发分煤。8#煤层原煤挥发分两极值10.36%～11.62%，平均10.87%；浮煤挥发分两极值8.17%～9.95%，平均 8.93%，为特低挥发分—低挥发分煤。15#煤层原煤挥发分两极值9.76%～15.02%，平均11.93%；浮煤挥发分两极值7.96%～9.87%，平均8.84%，为特低挥发分煤。

2.3 显微煤岩特征

煤岩组分是煤的基本成分，是煤层气的生气母质，所以是影响煤层气组成的首要因素[13-14]。壳质组通常相对富氢，是煤成气的主要显微组分，具有很高的产烃率，产物主要为气态烃和部分液态烃[15]。三种煤岩组分的烃气产率，以壳质组最高，其次是镜质组，惰质组最低[16-18]。在煤的显微组成中，镜质组不仅是重要的生气组分，也是重要的吸附组分，对煤层气的储集具有绝对的控制影响[19]。

研究区可采煤层煤岩有机显微组分特征显示，3#煤层有机组分以镜质组为主，其次为惰质组，壳质组未见。无机组分以黏土类为主，其次为硫酸盐类，硫化铁类及氧化硅等。有机组分中镜质组含量72.3%～93.1%(表2)，惰质组含量6.9%～27.7%。无机组分黏土矿物含量变化在1.7%～21.8%，多为分散状和浸染状黏土，部分充填状，少见脉状方解石。15#煤层有机组分以镜质组为主，其次为惰质组，未见壳质组。无机组分以黏土矿物为主，次为硫化铁类。有机组分中镜质组含量 84.5%～87.5%，惰质组含量12.5%～17.7%。无机组分以黏土矿物为主，含量7.4%～17.9%，常见有分散状和条带状黏土，少量透镜状，有少量黄铁矿结核。

表2 可采煤层显微组分特征Table 2 Maceral characteristics of mineable coal seam %

3 煤层储层物性

3.1 储层温度和压力

储层温度是煤层气富集能力的敏感条件，温度直接影响到煤对煤层气的吸附能力和解吸速度。从储气角度来看，温度越低，吸附量越大；而从开采角度来说，温度的升高有利于煤层气的解吸[20]。煤储层压力直接决定着煤层对甲烷等气体的吸附能力和煤层气的解吸能力，是影响煤层气开发的重要参数。

根据井田内2004年补充勘探钻孔简易井温测试资料，3#煤层最低地温为18.6℃，最高地温为23.05℃，地温梯度小于3℃/100m，属于正常地温区。试井测试结果显示，2012ZX-DX-12井在674.58m深度，3#煤层储层压力1.97MPa，压力梯度0.292MPa/100m(表3)，邻近赵庄煤矿0.46～0.86MPa/100m，煤储层整体处于欠压状态。沁水盆地南部煤层气勘探测试的储层压力数据较多，储层压力规律性明显，测试数据显示，煤储层压力受煤层埋藏深度影响显著，煤储层压力随着煤层埋藏深度的增加而增大，呈正相关关系(图2)。

表3 研究区3#煤层试井测试结果Table 3 Well test results of No.3 coal seam in the study area

图2 沁水盆地南部煤储层压力与深度关系Figure 2 Relationship between coal reservoir pressure anddepth in southern Qinshui Basin

3.2 煤的吸附性

煤对甲烷具有较强的吸附性，而煤吸附能力的大小不仅取决于煤的显微组分、变质程度以及孔隙特征等内在因素，而且还受控于储层压力、储层温度及含水饱和度等外在条件[21]。煤的等温吸附曲线反映了在一定储层温度、不同压力下煤层通过吸附存储甲烷的能力[22]。本区3#煤层空气干燥基Langmuir体积32.31～39.27cm3/g，平均35.73cm3/g(表4，图3)；干燥无灰基Langmuir体积37.91～43.19cm3/g，平均40.55cm3/g；Langmuir压力1.65～2.25MPa，平均1.94MPa。

表4 3#煤层等温吸附实验数据Table 4 Isothermal adsorption experimental data of No.3 coal seam

图3 研究区储层温度下的3#煤层等温吸附曲线Figure 3 Isothermal adsorption curve of No.3 coal seam at reservoirtemperature in the study area

3.3 渗透性

渗透性是煤储层评价以及勘探开发的一项重要内容，煤层的渗透性也受到煤体结构以及裂隙特征等因素的控制[23]。因此，对煤层渗透性的研究具有非常重要的意义。裂隙是煤化作用或构造应力作用过程中的产物，其在煤层中是普遍存在的[24]。裂隙是煤层气在煤储层中运移的主要通道，是煤储层具有渗透性的先决条件[25]。

煤层气井3#煤层裂隙微观统计结果表明：煤中裂隙发育，多呈短裂纹状、阶梯状，近垂直于层理，裂隙走向大体一致；发育少量顺层裂隙及低角度裂隙。测试结果显示3#煤层渗透率(0.055～2.31)×10-3μm2，属低渗透率储层(表3)，但根据沁水盆地东南部十多年间煤层气井良好的产气情况来看，该区的煤储层渗透性较好。

4 煤层气储层含气性特征

4.1 气体成分

从成分上看，长平井田煤层气属于纯度高的优质天然气，煤层气成分均以甲烷为主，据参数井实测数据分析，3#煤层CH4浓度为93.88%～97.96%，平均96.09%(表5)；CO2浓度为0.20%～0.34%，平均 0.28%；N2浓度为1.56%～5.90%，平均3.54%；含微量重烃。

表5 3#煤煤层气成分测试结果Table 5 Composition test results of coalbed methane of No.3 coal seam

4.2 含气量

煤层气含量是储量估算中的一个重要指标。通过煤层气井采样测试测得的含气量资料显示申报面积内：CP-017、CP-019、CP-023、CP-085井3#煤层实测含气量(空气干燥基)为10.21～12.71m3/t，平均11.11m3/t(表1)。研究区含气量东部低、西部高，与埋深变化趋势基本一致(图4)，CP-167井储层深度775m，所测含气量3.68m3/t，且与其邻近钻孔含气量9m3/t，故将此值作为异常值剔除。煤田勘探测试煤层含气量测值稍低，为7.17m3/t。

图4 研究区3#煤层含气量等值线Figure 4 Contour plot of gas content in No.3 coal seam in the study area

5 煤层气资源潜力评价

煤层气发育有利区预测对煤层气勘探来说，煤层气有利区优选参考因素较多，包括煤层埋深、净厚度、含气量、渗透率、含气饱和度、灰分含量等，对于煤层埋深适中、净厚度大、热、含气量高、渗透率高、含气饱和度高、灰分含量低，则有利于煤层气生成[26]。对研究区煤层气可采性地质条件综合分析的基础上，确定煤层气资源相对有利区及较有利区评价参数和评价标准(表6)。