延川南地區煤層氣儲層地質特征研究

禹圣彪，陳 磊，范小俊

1.中石化東北油氣公司松南采氣廠，吉林 松原 138000；2.中石化華東分公司石油勘探開發研究院非常規油氣資源實驗中心，江蘇 揚州 225007

截止至2009 年年末，在全國范圍內已探明的煤層氣地質儲量達到1852.4×108m3，其中沁水盆地南部地區的儲量為1317×108m3，約占煤層氣總儲量的67%。目前煤層氣的開發主要集中在沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東部[1]。

鄂爾多斯盆地東緣煤層氣勘探始于20 世紀90年代初，延川南區塊在2008 年華東分公司開展煤層氣工作之前，沒有開展過煤層氣勘探，煤炭勘探程度較高。

延川南區塊煤層所蘊含的煤層氣資源正逐步顯露。因此自2008 年5 月至2011 年7 月，中石化華東分公司在延川南區塊開展了煤層氣勘探評價工作，至今已實施二維地震4 000 多千米，測網密度2×2 km～2×4 km，基本控制了延川南區塊的構造及煤層展布特征。已完成10 余口煤層氣參數井的鉆探，獲得了區塊東部和中部的煤層氣評價參數，優選了排采試驗井組，對c 井組成小井組已進行壓裂，投入排采。其中c 井對2 號煤層排采見氣獲得最高2 000 余立方米的工業產量。

1 區域地質概況

1.1 構造特征

1.1.1 斷裂特征

區塊整體構造簡單，為一走向為NE-NNE，傾向NW 的單斜構造，斷層總體不發育，以小斷層為主，逆斷層多，正斷層少。南部斷層不發育，向北斷層逐漸變多。受區域單斜地層的控制，斷裂多呈NE、NNE 向展布，與區域構造方向一致。區塊發育四條二級斷層，中部發育的兩條北東向逆斷層——中垛逆斷層和白鶴逆斷層，規模較大，是工區內最重要的斷層。東南部發育兩條北東向的正斷層——張馬正斷層和君堤嶺正斷層。

中垛、白鶴兩條逆斷層相互平行，走向NNE，傾向ES，傾角60°左右，延伸約20 km 左右，斷距約為25～60 m。這兩條主斷層夾持著一寬度約為1.5～2.0 km 的斷裂帶。

張馬正斷層：位于區塊東南部，走向NNE，傾向NW，傾角40°左右，延伸約29 km，斷距為20～45 m。

君堤嶺正斷層：位于區塊東中部，走向NNE，傾向SE，傾角60°左右，延伸約15 km，斷距為25～100 m。

區塊內斷層發育主要特征①斷層走向為北東向和北北東向；②斷層斷距小，延伸短；③共發育大小斷層近40 條，平面分布在背斜構造翼部和緩坡構造上，斷層在剖面上均未出露地表，斷層大部分自奧陶系中統峰峰組—二疊系上統石千峰組繼承性發育。

1.1.2 構造單元劃分

根據構造特征，延川南區塊可進一步劃分出4個二級構造單元，分別是：王家嶺構造帶、譚坪構造帶、中部斷裂帶和萬寶山構造帶。構造帶內又可劃分出5 個三級構造單元，自東向西分別為西柏溝緩坡帶、白額斷鼻帶、譚坪緩坡帶、柏山寺斷鼻帶、萬寶山緩坡帶[2]。

目前延川南區塊煤層氣勘探開發的主體構造帶為西柏溝緩坡帶、白額斷鼻帶、譚坪緩坡帶、柏山寺斷鼻帶，鉆探程度較高，鉆井基本上控制住這四個構造帶，而萬寶山緩坡帶則控制程度較低。

西柏溝緩坡帶：位于區塊東北部，東、西分別被張馬正斷層、君堤嶺正斷層所夾持，由一寬緩的單斜構成，斷層不發育，地層走向NE、傾向近NW，構造簡單，在西南部演變成向南東向抬升的樣式。山西組2 號煤層埋深小于1 000 m。

白額斷鼻帶：位于區塊東北部，東南以君堤嶺正斷層與西柏溝緩坡帶相鄰，構造形態為一地層北東向抬升的鼻狀構造。核部發育3 個小斷層；2 號煤層埋深小于1 000 m。

譚坪緩坡帶：位于中部斷裂帶的東部，由一寬緩的單斜構成，a 井發育褶皺構造，地層走向NE、傾向近NW，斷層不發育，山西組2 號煤層埋深800～1 000 m。是煤層氣勘探的有利區。

柏山寺斷鼻帶：位于中部斷裂帶西部的寬緩低幅背斜區，該背斜西北以斜坡方式向萬寶山緩坡帶過渡，構造形態為一向北東抬升的鼻狀構造，向南延伸到c 井附近。西北部發育多個規模較小的正斷層；山西組2 號煤層埋深1 000～1 300 m。

萬寶山緩坡帶：位于區塊西北部，平面范圍較大，自工區中部偏北的西北部大片地區劃入這一構造帶，由一寬緩的單斜構成，地層走向NE、傾向近NW，局部發育規模較小的斷層，該帶山西組2號煤層埋深1 000～1 700 m，目前未實施煤層氣探井。

作為本區塊煤層氣勘探的優選區譚坪構造帶和萬寶山構造帶，通過前期數口煤層氣井的鉆探和二維地震的實施，顯示出良好的勘探開發潛力。據已完鉆的a 井等16 口參數井，揭示2 號煤層厚度較大，含氣量高，埋深適中，且賦存穩定、全區分布，進一步驗證了延川南區塊煤層氣地質條件優越的可靠性，展現了可供大面積勘探的良好前景。

1.2 地層特征

區塊的地質構造相對簡單，地層整體向西傾斜，區塊西部的出露地層新于東部的出露地層。延川南區塊內賦存的地層從老到新依次為馬家溝組（O2m）、本溪組（C2b）、太原組（C3t）、二山西組（P1s）、下石盒子組（P1x）、上石盒子組（P2s）、石千峰組（P2sh）、劉家溝組（T1l）、和尚溝組（T1h）、二馬營組（T2er）、新生界新近系上新統（N2）、第四系下更新統（Q1）、中更新統（Q2）、上更新統（Q3）、全新統（Q4）。本區含煤地層主要為太原組的以及山西組[3]。

1.3 水文特征

區塊內礦化度相對周邊地區較高，為相對滯留區。萬寶山構造帶水型以NaCl 型為主，處于弱徑流-滯留區，煤層氣保存條件優越，而譚坪構造帶以NaHCO3型為主，處于徑流區，具有較好的煤層氣保存條件。地下水流勢總體向西和南西方向流，中部區域為構造簡單的滯留區，利于煤層氣保存。

1.4 構造保存條件

斷層對煤層含氣性具有一定控制作用。逆斷層對煤層氣逸散的作用影響不大，正斷層對煤層的含氣性具有破壞作用，區塊內多發育逆斷層，對含氣性破壞作用較小[4-8]。

2 煤層分布及煤巖特征

2.1 煤層分布特征

本區主要包括2 個煤層，分別為2 號煤層以及10 號煤層，其中2 號煤層煤層較厚，煤層氣質量分數較高，為主力煤層，其主要賦存于山西組下部。根據實際的勘探資料得出，研究區2 號煤的厚度介于3～8 m。研究區煤層厚度自東南向西北逐漸變薄。煤層受沉積相控制，并且在2 號煤層的中部形成多個聚煤中心，厚度較大，平均6 m 以上，開發潛力大。10 號煤層位于太原組下部，與2 號煤層相比，10 號煤層的厚度相對較薄。10 號煤層的煤層厚度介于0.79～6.50 m，平均為2.57 m，煤層在區塊內由四周向中心逐漸變薄。

2.2 煤巖特征

對延川南區塊所取的煤樣進行細致的觀察得出： 區塊2 號煤層的煤以半亮型煤為主，其次為光亮型和半暗型煤。宏觀煤巖成分以亮煤為主，并且夾少量鏡煤和暗煤。煤巖樣品具玻璃光澤和強玻璃光澤，割理和內生裂隙一般較發育，脆性大，易破碎，斷口參差狀，裂隙有時被方解石充填。延d 井2 號煤在直徑為6 cm 的煤心上有5 條面割理，面割理之間的間距為0.6～1.6 cm。

2.3 煤質特征

通過對區塊內的煤心樣品進行化驗分析得出，在區塊內部煤層的揮發分值具有隨著埋深的增大而減小的趨勢，并且隨著煤層埋深的加大，煤的變質程度不斷加深，煤類的水平分帶以及垂直分帶也越明顯。通過對研究區的煤樣進行化驗分析得出，研究區2 號煤的灰分質量分數大小介于8.81%～26.54%，平均16.47%；10 號煤的灰分質量分數大小介于9.53%～19.86%，平均為15.23%。因此，2 號煤層的煤為低灰煤或中灰煤。在揮發分質量分數方面，2 號煤的揮發分大小介于7.34%～20.44%，平均10.48%；10 號煤的揮發分大小介于7.05%～16.98%，平均10.34%，屬低揮發分煤。煤巖樣品含水量方面，2 號煤和10 號煤的水分質量分數均在2%以下。

通過以上研究，認為區塊內煤巖特征良好，鏡質組質量分數高；煤質以低灰-中灰煤為主，揮發分質量分數普遍低，煤化程度高。因此，延川南區塊主力煤層具有很好的生氣條件和吸附條件。

3 煤的儲層特征

3.1 煤的孔隙特征

據不同井的實驗資料，按照實驗室測定的真密度和視密度計算得出：2 號煤層煤心的孔隙度值介于1.3%～4.6%，平均為3.3%；10 號煤層的煤心樣品孔隙度值介于2.6%～4.3%，平均為3.7%。

3.2 滲透性特征

對區塊內不同井2 號煤層的煤心樣品以及10號煤層的煤心進行注入/壓降測試，得到2 號煤層滲透率介于0.017 35～0.169 8 mD，10 號煤層滲透率介于0.026～0.226 5 mD，煤儲層滲透率相對較低。

研究選取了8 口井的煤心滲透率資料進行了對比分析，得出a、c 井的煤心測得滲透率較高。對a 井排采效果進行記錄分析，初步認為區塊內滲透率＞0.1 mD 的區域，具有良好地勘探開發潛力。

4 煤層氣含氣量特征及氣體吸附特征

4.1 含氣量特征

根據現場的試驗資料得出，2 號煤的煤層氣體積分數相對較高，其中c 井的煤層氣體積分數達20.8 m3/t，屬中高含氣井。實驗測得10 號煤的煤層氣含氣量普遍低于2 號煤的含氣量，并且其測得含氣量隨深度的增加而增大。因此，區塊具有一定的勘探開發潛力。

4.2 煤層吸附特征

區塊內所取煤樣實驗得到煤層蘭氏體積普遍較大，反映煤層吸附能力較強[5]。2 號煤蘭氏體積為31.86～46.51 m3/t，平均為35.02 m3/t，蘭氏壓力為1.8～3.03 MPa；10 號煤層蘭氏體積為33.43～41.32 m3/t ，平均為35.14 m3/t，蘭氏壓力為2.075～3.34 MPa。2 號和10 號煤層的吸附能力都較強。

4.3 飽和度及吸附特征

通過等溫吸附實驗得到區塊內煤樣的甲烷吸附飽和度，2 號煤為39.51%～77.6%，10 號煤為26.95%～50.91%。

實驗分析臨界解吸壓力2 號煤層為0.77～3.65 MPa，10 號煤層為0.49～3.33MPa，其中譚坪構造帶較低，萬寶山構造帶解吸壓力較高。分析認為c 井區含氣飽和度較高，且臨界解吸壓力高，可采性較好，是十分有利的勘探目標區。實際解吸壓力普遍高于實驗分析臨界解吸壓力，較高的解吸壓力說明煤層可解吸壓力范圍較大，可采性較強[6]。

5 煤層頂底板巖性及封蓋性

延川南地區2 號煤層頂板泥巖發育，絕大部分地區的煤層頂板是泥巖，局部為砂巖，砂巖較致密，直接頂板厚度多在2 m 以上。c-f 井區泥巖厚3～6 m，e 井區泥巖厚度也在5 m 左右，泥巖裂隙不發育，封蓋能力較強，對煤層氣保存有利[7]。從圖1 可看出，2 號煤層含氣量與直接頂板泥巖厚度呈正相關關系。

圖1 含氣量與頂板泥巖厚度分布關系圖Fig. 1 Distribution of gas content and roof mudstone thickness

2 號煤底板發育泥巖，將2 號煤與10 號煤分隔成獨立的煤層氣藏體系。區內10 號煤層頂板為K2灰巖，局部亦見泥巖頂板，巖心觀測及實驗室測試表明，灰巖基質較致密，但其中亦見少量裂隙，由于K2灰巖含水層的水動力交替作用的影響，致使煤層氣逸散，因此10號煤層含氣量低于2號煤層。

6 構造保存條件

斷層對煤層含氣性具有一定控制作用。逆斷層對煤層氣逸散的作用影響不大，正斷層對煤層的含氣性具有破壞作用，區塊內多發育逆斷層，對含氣性破壞作用較小[8]。

u 井區位于萬寶山緩坡帶，整體上為一單斜構造，地層傾角約3°～5°。地層平緩，周圍無斷層，有利于煤層氣的保存，距離最近的北東向逆斷層有1 200 多米。

7 結語

（1）區塊內煤巖特征良好，鏡質組質量分數高；煤質以低灰-中灰煤為主，揮發分質量分數普遍低，煤化程度高。因此，延川南區塊主力煤層具有很好的生氣條件和吸附條件。

（2）綜上所述延川南地區煤層氣資源量豐富，其中主要以2 號煤層及10 號煤層具有較好的勘探及開發的潛力。

（3）煤層的含氣量受煤的變質程度、儲層物性、頂底板特征、水動力條件及構造等因素影響。

（4）根據錄井資料得出2 號煤頂底板的巖性與10 號煤相比更加致密而且厚度更大，并且實驗測得2 號煤的含氣量高于10 號煤的含氣量，得出煤層的頂底板的性質是影響煤層氣含氣量的一個主要原因。

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[3] 葉建平，秦勇，林大揚.中國煤層氣資源[M].徐州:中國礦業大學出版社，1998.

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[6] 劉洪林，李景明，王紅巖，趙慶波. 水文地質條件對低煤階煤層氣成藏的控制作用[J].天然氣工業,2008,28(7):20-22.

[7] 張 井，韓寶平，唐家祥，馮啟言. 煤及煤層頂底板的孔隙結構特征[J].煤田地質與勘探，1998,12(3):65-42.

[8] 陳 剛，李五忠. 鄂爾多斯盆地深部煤層氣吸附能力的影響因素及規律[J]，天然氣工業，2011，31(10):47-49.