尹偉強

（山西潞安環(huán)保能源開發(fā)股份有限公司地質(zhì)辦，山西 長治 046200）

沁水盆地為太行山塊隆，整體為中生代以來先褶后斷的抬升區(qū)，相對周邊構造單元，沁水盆地較為穩(wěn)定，變形強度由盆緣向盆內(nèi)減弱，邊緣斷層多為逆沖性質(zhì)，尤其是東西兩側(cè)邊緣分別向外逆沖，顯示了水平擠壓的特征。研究區(qū)位于沁水盆地東部邊緣，主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組（C3t）和二疊系下統(tǒng)山西組(P1s)，可采煤層分別為山西組中部3#煤層和太原組下部15#煤層。

研究區(qū)內(nèi)共施工煤層氣參數(shù)井6 個，采集煤層氣樣品44 個。在先期開采地段，3#煤的采樣密度為0.68 點/km2，15#煤的采樣密度為1.6 點/km2。本文基于勘探資料對井田煤層氣賦存特征及資源潛力進行初步的評價，可為該井田煤層氣資源的開發(fā)提供參考。

1 地質(zhì)特征

1.1 煤厚

3#煤層厚度在0～2.47 m，平均厚0.93 m，屬大部可采較穩(wěn)定薄煤層；15#煤層厚度在2.02～9.90 m，平均厚5.92 m，屬全區(qū)可采穩(wěn)定煤層。依據(jù)各個煤層的煤層氣含氣量等值線圖及含氣量計算結果，煤層厚度與煤層氣含量呈現(xiàn)正相關關系。15#煤層是研究區(qū)主要含氣地層。

1.2 灰分

3#煤灰分11.80%～47.19%，平均24.51%，標準差8.15，變化較大，為低灰～高灰煤；15#煤灰分14.39%～47.03%，平均22.05%，標準差5.17，變化中等，中灰煤占樣品總數(shù)的84.7%。

1.3 煤巖組成特征

研究區(qū)各煤層宏觀煤巖成分多為半亮煤，少數(shù)為暗煤。均一及條帶狀結構，塊狀或?qū)訝顦嬙?，較硬。參差狀、棱角狀斷口，內(nèi)生裂隙較發(fā)育。顯微煤巖特征中，有機組分為64.3%～92.8%，以鏡質(zhì)體、惰質(zhì)體為主，殼質(zhì)組為0～0.05%，是有利的烴源條件[1]。

1.4 鏡質(zhì)組含量及變質(zhì)程度

各煤層的鏡質(zhì)組平均最大反射率（R0max）在1.657%～2.655%之間，由3#至15#煤層，鏡質(zhì)組平均最大反射率逐步遞增，煤化程度同步遞增。各煤層的變質(zhì)階段屬于Ⅴ~Ⅶ階段，屬高變質(zhì)煙煤（貧煤）～無煙煤，煤化程度較高，有利于煤層氣的生成、富集。

1.5 蓋層條件

蓋層條件決定煤層氣的保存與富集。蓋層對煤層氣形成的具體影響因素為：斷裂構造發(fā)育特性、煤層埋深、頂?shù)装鍘r性、地下水運移作用等。3#煤層以及15#煤層的含氣量與CH4含量等值線見圖1和圖2。

圖1 3#煤層含氣量與CH4含量等值線

圖2 15#煤層含氣量與CH4含量等值線

圖3 3#煤等溫吸附曲線

圖4 15#煤等溫吸附曲線

1）研究區(qū)總體呈一走向NNE、傾向NWW 的單斜構造，在此基礎上發(fā)育次一級的向斜、背斜，地層傾角0～25°，一般向斜緊密而背斜較寬緩，集中分布于井田中部及東部邊緣。勘探資料顯示發(fā)育3個陷落柱及17條落差大于20 m 高角度正斷層，密集分布于井田中部及東部邊界附近，多為NS或近NS走向，分布及走向與褶皺軸部高度一致重合，研究區(qū)中部斷層尤為密集，存在落差達100～130 m 的張性斷層，與褶皺斷裂作用相互疊加，造成煤層氣大面積逸散，表現(xiàn)為井田中西部煤層氣含氣量及煤層氣中CH4比例明顯下降。

2）3#煤層埋深294～1 136 m，15#煤層埋深483～1 281 m，中西部埋深較大，超過800 m。井田中西部較大的埋深不利于煤層氣的形成與賦存[2]。埋深對煤層氣賦存的作用主要體現(xiàn)在對儲層物性特征的影響，具體為對孔隙度、滲透率、溫度、最大水平主應力的影響，較大的埋深條件下地層壓實作用增強，煤巖孔隙受壓閉合，煤儲層孔隙度隨上覆應力的增加而減小，煤儲層溫度上升幅度明顯減小，煤儲層最大水平主應力在井田中軸部呈階躍式變化。

3）煤層頂?shù)装辶严都翱紫兜陌l(fā)育程度直接決定著蓋層的封閉性。3#煤層頂板以細砂巖為主，局部為砂質(zhì)泥巖、泥巖底板砂質(zhì)泥巖、泥巖；15#煤層頂板以泥巖、砂質(zhì)泥巖為主，底板為粉砂巖、砂質(zhì)泥巖、泥巖。細砂巖為主的頂板導致3#煤層頂板的封閉性較差。

4）水文地質(zhì)條件以水力封閉控氣作用為主。井田地處娘子關泉域的補給區(qū)，水流沿地層走向方向移動，運移速度慢、路經(jīng)長、地下水對煤層氣的沖洗作用不強，且在傾向上地下水補給方向與煤層氣運移方向相反，有利于封堵作用[3]。

綜合各個因素，研究區(qū)氣藏條件中等。煤質(zhì)變質(zhì)程度高，煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，局部區(qū)域煤層內(nèi)生裂隙較發(fā)育，局部含氣量較高，陷落柱較少，東部邊緣及中軸部大斷層密集。從保存條件差異角度，研究區(qū)內(nèi)15#煤層的煤層厚度及其頂板巖性更有利于煤層氣的富集、賦存；研究區(qū)西部煤層埋深較大，中部斷裂構造密集發(fā)育，不利于煤層氣的賦存?？傮w上表現(xiàn)為東部蓋層條件較好，區(qū)域含氣量及CH4較高，向斜軸部較背斜軸部的含氣量高。

2 煤層氣測試

2.1 含氣量測試

根據(jù)鉆孔及樣品測試成果，3#煤CH4含量0.10～19.64 ml（/g·daf）,平均5.254 ml（/g·daf）；15#煤CH4含量0.32～28.37 ml/（g·daf）,平均5.97 ml/（g·daf）。

各煤層氣體均以CH4為主，含少量N2及CO2，各煤層中甲烷成分由東南向西北逐漸降低，CH4成分≥80%的甲烷帶分布在井田東南部，西北部為瓦斯風化帶。煤層氣在縱向上的變化趨勢表現(xiàn)為隨著深度的增加，甲烷成分逐步增大。上部3#煤甲烷成分83.63%～93.24%，平均88.44%；下部15#煤的甲烷成分81.73%～94.89%，平均88.31%。

考慮到現(xiàn)有煤層氣參數(shù)井集中于井田東南部首采區(qū)，現(xiàn)有研究區(qū)含氣量資料存在局限性，未來應加強西北部區(qū)域煤層氣賦存的研究。

2.2 試井測試

采用pansytem v2.6試井分析軟件進行分析解釋。

3#煤層滲透率0.04～10.70 md，滲透性很差～很好；儲層壓力1.25～4.12 MPa，屬很好級別；儲層壓力梯度0.27～0.88 MPa/100 m，煤層為欠壓地層；閉合壓力4.48～11.19 MPa；破裂壓力梯度1.86～3.43 MPa/100 m；儲層溫度為15.92～18.45 ℃。

15#煤層滲透率0.0021～1.97 md，滲透性很差～較好；儲層壓力1.20～3.50 MPa，屬很好級別，儲層壓力梯度0.20～0.53 MPa/100 m，煤層為欠壓地層；閉合壓力7.67～18.00 MPa；破裂壓力梯度1.32～2.38 MPa/100 m；儲層溫度為17.80～23.28 ℃。

3 儲層物性特征

3.1 儲層孔滲物性

1）孔隙特征。根據(jù)煤的真密度、視密度值換算，3#煤孔隙度為4.65%，15#煤孔隙度為4.67%。

2）煤體結構及裂隙發(fā)育情況。均一及條帶狀結構，較硬，參差狀、棱角狀斷口，內(nèi)生裂隙較發(fā)育，缺少具體的割理裂縫發(fā)育描述，依據(jù)太原組15#煤層中存在大量鐵礦石結核及薄膜，應認為裂隙密度較高，有利于煤層氣滲透?？紤]到取樣集中于東部先期開發(fā)地段，認為裂隙發(fā)育情況局限于東部。

3）3#煤層滲透率為0.04～10.70 md，滲透率較差；15#煤層滲透率為0.0021～1.97 md，滲透率較差～較強。考慮到取樣區(qū)域的局限，應認為局部15#煤層受埋深較大、地應力作用及裂隙較發(fā)育等作用，導致較強的滲透性。

3.2 吸附及解吸特征

在實驗室對瓦斯樣進行了等溫吸附試驗，等溫吸附試驗參照《GB/T 19560-2008 煤的高壓等溫吸附試驗方法標準》執(zhí)行。蘭氏體積VL代表煤的理論最大吸附量，蘭氏壓力為吸附量等于蘭氏體積的一半時對應的壓力值。測試結果：3#煤層蘭氏體積VL為21.05 m3/t，蘭氏壓力為2.74 MPa；15#煤層蘭氏體積VL為24.02 m3/t，蘭氏壓力為3.023 MPa。

3.3 儲層壓力

3#、15#煤層實測數(shù)據(jù)顯示，在無斷裂構造區(qū)域內(nèi)，儲層壓力與煤層埋深有著顯著的相關性[4]。儲層壓力隨著埋深的增加而增大，預測井田西部的儲層壓力大于井田東部。3#煤層儲層壓力1.25～4.12 MPa，平均2.76 MPa，15#煤層儲層壓力1.20～3.50 MPa，平均2.23 MPa，多為低壓狀態(tài)。15#煤不同深度含氣量見表1。

表1 15#煤不同深度含氣量

4 資源量與潛力評價

1）儲層的物性特征依據(jù)《煤層氣儲層評價(NB/T 10256-2019)》予以評價。研究區(qū)煤層氣資源評價已達到富集區(qū)階段，儲層物性特征為Ⅱ～Ⅰ類，在不同區(qū)域有一定的變化。有開發(fā)價值區(qū)域面積有限，3#煤層可開發(fā)區(qū)域面積約為19.8 km2，分布于井田東南部，15#煤層可開發(fā)區(qū)域面積約為30.1 km2，分布于井田東部。

依據(jù)《煤層氣資源/儲量規(guī)范（DZ/0216-2020）》，煤層氣資源量估算的含氣量下限為空氣干燥基8 m3/t，煤層最低可采厚度邊界0.8 m。采用體積法進行估算，估算公式為：Gi=0.01AhDadCad。

經(jīng)估算，3#煤層的煤層氣資源量為1.25×108m3，資源量豐度為0.063×108m3/km2；15#煤層的煤層氣資源量為13.04×108m3，資源量豐度為0.43×108m3/km2。全井田煤層氣預測的資源量總計14.29×108m3。

2）研究區(qū)3#煤層滲透率偏低，15#煤滲透率較高；蘭氏體積均大于21 m3/t，表明各煤層具備良好的吸附能力。主要可采煤層埋深294～1 281 m，3#煤厚0～2.47 m，平均0.93 m；15#煤厚2.02～9.90 m，平均5.92 m。15#煤層厚度較大，割理發(fā)育，煤質(zhì)變質(zhì)程度高，總體上儲層物性條件為中等。

井田所在的區(qū)域構造單元沁水塊坳東西兩側(cè)邊緣向外側(cè)逆沖，水平擠壓造成構造單元整體具備較好的封閉條件。井田內(nèi)構造復雜程度區(qū)域差異性明顯，局部構造程度復雜。中部及東部邊緣發(fā)育高角度斷裂構造和少量陷落柱，尤其是中部存在若干條落差≥50 m斷層，疊加背斜軸部及向斜兩翼對巖層的破碎作用，上覆巖層裂隙發(fā)育導致煤層氣大面積逸散，煤層氣富集區(qū)面積及資源豐度較為有限，限制了資源開發(fā)價值。井田東北及東南部等局部區(qū)域構造簡單、圍巖封閉效果較好，形成含氣量較高區(qū)域。

5 結論

1）15#煤是研究區(qū)主要含氣煤層。斷裂構造、滲透率是研究區(qū)各煤層含氣量的主要控制因素，可采資源局限于井田東南部?？紤]到參數(shù)井及地質(zhì)孔主要分布于井田東部，尚需進一步加強勘探，查清全井田煤層氣資源賦存情況。

2）各個煤層局部滲透率較低，需要采取儲層壓裂改造措施，改善煤儲層滲透性。

3）井田屬中等埋藏深度的小型煤層氣田，地質(zhì)儲量規(guī)模及地質(zhì)儲量豐度較低，需要綜合考慮煤層氣抽采對礦井瓦斯治理作用，同時可為礦井運行提供能源供給，提高資源綜合利用效率。