江西省萍鄉市某區測井曲線煤層對比

劉琦 劉永旭

摘 要：測井曲線物性特征對比法是煤層對比的主要方法。在地質結構復雜，煤層不穩定，地層標志不明顯，鉆探無巖芯或巖芯采取率低的情況下，用測井物性特征對比法有著獨特的優勢。通過對各鉆孔測井曲線的綜合對比，結合現場和以往地質資料進行綜合分析，可以進一步提高曲線對比的可信度和資料解釋的全面性及可靠性，為區域地質報告的編寫工作提供了極為重要的參考依據。

關鍵詞：測井曲線對比; 物性特征; 煤層

1. 勘探區概況

勘探區位于江西省萍鄉市郊。其范圍南界為淥水河及巨源煤礦計量邊界，北界止于向斜揚起端瓦子塘村一線，東界為煤系基底灰巖，西界止于推覆斷層控煤隱伏界線。東西寬約0.4km～2.9km，南北寬約1.7km～5.5km，面積8.61km2。水河寬約60米，自南向北流經勘探區經醴陵匯入湘江，水深0.8～3.0m可通行小船，水陸交通極為便利。

2.勘探區含煤性

本區含煤地層為安源組紫家沖段，含7個煤組，從上到下編號為12～6煤組，各煤組均為結構復雜的不穩定煤層，煤層形態均為透鏡狀。據本區的上覆系統某井田資料，12～9煤組為大部可采煤組，8、7煤組為局部可采煤組，6煤組為零星可采煤層。根據鉆孔資料統計安源組紫家沖段平均含煤系數為3.1%。

2.1 ?可采煤層

（1）12煤組：位于紫家沖段上部，全區均有發育，上距三家沖段底界14.23m，下距11煤組20.47m，凈煤厚度為0.14～2.25m，平均1.73m，采用煤厚平均為1.42m，煤層形態多為透鏡狀，煤組結構復雜，夾矸最多層數為5層，厚度不穩定，為大部可采煤層。

（2）11煤組：位于紫家沖段上部，下距10煤組12.35m，凈煤厚度為0～9.18m，平均2.83m，采用煤厚平均為1.33m，煤層形態多為透鏡狀，煤組結構復雜，夾矸最多層數為11層，屬不穩定煤層，為大部可采煤層。

（3）10煤組：位于紫家沖段上部，下距9煤組15.86m，凈煤厚度為0～15.93m，平均3.78m，采用煤厚平均為2.09m，煤層形態為透鏡狀、雞窩狀產出，煤組結構復雜，夾矸最多達11層，屬不穩定煤層，為大部可采煤層。

（4）9煤組：位于紫家沖段中部，下距8煤組15.49m，凈煤厚度為0.14～4.20m，平均2.14m，采用煤厚平均為1.34m，煤層厚度變化較大，煤組結構復雜，夾矸最多達7層，一般為2～3層，屬不穩定煤層，為大部可采煤層。

2.2 ? 局部可采煤層

（5）8煤組：位于紫家沖段中部，下距7煤組10.69m，凈煤厚度為0.93～4.92m，平均3.14m，采用煤厚平均為1.0m，煤組結構復雜，夾矸最多達7層，一般為3～4層，屬不穩定煤層，為局部可采煤層。

勘查區煤層穩定性屬不穩定煤層。

3 ?測井設備及解釋模型

我單位采用PSJ-2型數字測井儀是由北京中地英捷物探儀器研究所生產的。采樣間隔為0.05m，測速：電法 ?10m/min，密度8m/min;放射源Cs137 ?源強度100mci，主要參數有視電阻率，人工伽馬長（短）源距，自然伽馬，自然電位，聲波時差，井溫，井斜，井徑。測井數據處理解釋軟件使用河北力時力拓地質儀器有限公司ClogPro處理解釋系統。該軟件系統繼承了LOGSYS，CLGIS，LogPro軟件處理功能，是一個基于個人計算機和WINDOWS操作系統的、適用于各類測井數據處理的程序，該程序集測井數據庫管理、原始數據讀入、成果數據導出、曲線計算、校正與刻度、插值與濾波、巖性分析、流體分析等各類數學物理算法的基本功能。

3.1 ? 砂泥水百分含量巖石體積模型

把巖石體積分成巖石骨架、泥質、孔隙（飽和含水）三部分，作為對測井響應的貢獻之和。

密 ? ?度：ρ=Vma·ρma+Vsh·ρsh+φ·ρw

自然伽瑪：I= Vma·Ima+Vsh？Ish+φ·Iw

1= Vma+Vsh+φ

式中：ρ、I分別為巖石對密度、自然伽瑪的測井響應值;

ρma、ρsh、ρw分別為巖石骨架、泥質、孔隙水對密度測井的響應參數;

Ima、Ish、Iw分別為巖石骨架、泥質、孔隙水對自然伽瑪的測井響應參數;

Vma 、Vsh、φ分別為巖石骨架、泥質、孔隙水的體積含量。

地層巖石骨架參數見表3-1。

3.2 測井參數方法及依據

本區在測井工作中，總結出了一套適合本區的測井工作方法，掌握了區煤巖層的物性規律，并驗明了所選用的巖煤層定性和煤層的定厚參數及方法是有效的，可作為本次測井工作的依據。表3-2是經過分析得出的勘查區礦區測井物性特征一覽表

①1：200定性曲線

視向電阻率（或三側向電阻率）、自然伽瑪、長源距伽瑪伽瑪、自然電位、井徑等，曲線在巖、煤層上的反映特征見上表。

②1：50定厚曲線：長源距伽瑪伽、自然伽瑪、三側向電阻率（或視電阻率）。

3.3 煤巖層的定性定厚解釋原則

①定性解釋：根據煤巖層的物性反映，可定性劃分出煤巖層，對每個鉆孔都進行了巖性解釋（見各鉆孔測井成果簿內巖性成果表）。

②煤層的定厚解釋原則

三側向電阻率或視電阻率：曲線根部的分離點。本區煤層基本為低阻值，不適用于定厚，僅適用于定性。

長源距伽瑪伽瑪：小于1.30M的可采煤層用半幅點，大于1.30M的煤層用幅值根部的1/3，不可采煤層為頂部的1/3處。

自然伽瑪：曲線幅值的1/2處。

根據以上原則，為求直觀，參見圖3-1

4.測井曲線對比

同一煤田沉積巖的沉積環境具有相對穩定性，巖性組合上表現為一定的相似性。相同的巖性在測井曲線上具有相似的物性反映，相同的巖性組合和煤層結構在測井曲線上也具有相似的物性反映，這就奠定了測井綜合解釋和物性特征對比的基礎。煤田勘探的實踐證明，測井曲線物性特征對比法是煤層對比的主要方法。在地質結構復雜，煤層不穩定，地層標志不明顯，鉆探無巖芯或巖芯采取率低的情況下，用測井物性特征對比法有著獨特的優勢。

4.1 對比方法

測井曲線物性特征標志包括

1測井曲線異常幅度，幅寬特征

2曲線異常形態特征

3各種曲線異常組合的特征

4測井曲線的特殊異常特征

4.2 ?煤層對比

本次勘查對象為上二疊統樂平組老山段和官山段煤層，對比方法是采用地球物理測井曲線特征結合地層巖性、沉積旋回，煤層特征、煤質特征等進行綜合對比。

借助巖性對比及地球物理測井曲線，綜合分析出目標地層的巖相變化，確定煤系地層的主要標志巖性。按此法大致確定老山段和官山段地層，本區老山段地層呈現出粉砂巖、泥巖，夾灰巖、煤層的組合特征巖性，而官山段地層呈現出以中粗粒砂巖為主，夾粉砂巖、泥巖、煤層的特征巖性。

在確定層段巖性的基礎上，借助標志巖性層，參照煤質特征對比，可確定B4煤層的標志層為一套生物碎屑灰巖（位于該煤層上部不遠處，部分孔直接為頂板）。而官山段的煤層對比主要依靠沉積旋回進行微相對比，根據旋回特征，參照三次明顯的巖性粒度變化規律，可將官山段分為三個大旋回;結合煤質特征分析結果，對各孔的煤層依次比對，基本確定A5煤層、A4煤層和A2煤層的位置。對于部分鉆孔見煤數量偏多，可進行次級沉積旋回對比，可按煤組處理。圖4-1為ZK1802孔視電阻率曲線和自然伽瑪所反應的旋回變化， A5、A4煤層上部的視電阻率由大到小的變化以及自然伽瑪由小到大的變化十分明顯;A4與A2之間雖然曲線幅值反應不大，但形態還是可以看出由大到小的過程，據此確定A5、A4及A2煤層的位置還是比較可靠的。

根據已施工鉆孔揭露情況，可知B4煤層穩定發育，大部可采;A4為不穩定煤層，局部可采;A2煤層為不穩定煤層，大部可采。下面分別描述：

B4煤層：位于樂平組老山段下部，全區穩定發育，在已施工的9個鉆孔中均有揭露，揭露厚度不一，偽厚0.35～1.50m，煤層結構簡單，不含夾矸，厚度較穩定，為大部可采煤層。測井曲線反應為：視電阻率為本孔最低或次低值，部分鉆孔因該煤層頂板直接為灰巖，加上煤層厚度不大，導致視電阻率受圍巖影響偏大;長源距伽瑪伽瑪為本孔最高值或煤層最高值;自然伽瑪最小值通常高于本孔粉砂巖，部分鉆孔甚至為本孔最高值。

A4煤層：位于官山段地層中上部，上距老山段底界26m左右，下距A2煤層11m左右;ZK1801、ZK1802、ZK1803、ZK2201和ZK2601鉆孔均有揭露，揭露偽厚0.25～4.20m，煤層結構中等復雜，含0～2層夾矸，煤層厚度局部變化較大，為局部可采煤層。測井曲線反應為：視電阻率為本孔最低或次低值，長源距伽瑪伽瑪為本孔次高值或中值，自然伽瑪最小值通常低于本孔粉砂巖。

A2煤層：分上下兩層，分別為A21、A22煤層，位于官山段下部，兩層煤間距為2m左右，整個煤組上距老山段底界37m左右，下距茅口組頂界13 m左右。受到區域構造影響，僅ZK1801、ZK1802、ZK1803、ZK1601、ZK2601和ZK2202揭露該煤層，A21煤層偽厚為0.25-0.90m，;A22煤層偽厚為0.35-1.40m。兩層煤厚度變化明顯，為局部可采煤層。視電阻率為本孔次低值或中低值，長源距伽瑪伽瑪多為中值或次高值，自然伽瑪最小值通常和本孔粉砂巖相近。

本區鉆孔布置勘探線較多，各線鉆孔數量不一，我們選擇鉆孔較多的18線進行對比。圖4-2為18線對比柱狀圖

5 ?結論

測井是煤田地質勘探的重要技術手段，越來越發揮出獨特作用，通過煤田測井所得到的相關數據對后續勘探和煤礦開采起到重要作用。測井曲線特征對比法直觀，準確，靈活，充分發揮了測井數據信息量大且連續的優勢。通過對各鉆孔測井曲線的綜合對比，結合現場和以往地質資料進行綜合分析，可以進一步提高曲線對比的可信度和資料解釋的全面性及可靠性，為區域地質報告的編寫工作提供了極為重要的參考依據。

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