沁水盆地東緣龍泉地區煤層氣成藏條件及主控因素

康玉國， 張 明

( 北京大地高科地質勘查有限公司，北京 100040 )

0 引言

中國煤層氣資源豐富，隨著煤層氣資源開發技術的不斷突破和傳統能源形勢的日趨緊張，煤層氣勘探開發進入新階段[1]。目前，煤層氣勘探開發存在勘探多、開發少、地區差異性大等情況。沁水盆地作為國內最具商業化且產氣量最大的煤層氣規模化產業基地，成為世界范圍內高煤階含煤盆地煤層氣開發的先驅和引領[2-3]。沁水盆地產氣情況因地而異[4]，除盆地南部晉城一帶外，其余地區煤層氣開發處于前期階段，尤其是盆地東緣的榆社—武鄉地區煤層氣富集成藏及主控因素等有待研究，而且整體勘探程度相對較低，進入商業化開發階段的區塊較少。根據前期勘探成果，沁水盆地東緣煤層厚度大，煤儲層物性較好，具有良好的勘探開發潛力[5]。

煤層氣勘探開發的關鍵是確定有利區及成藏模式。煤層氣富集成藏與地質構造、儲層壓力、煤體結構及含氣性等因素相關[6]，劃分標準以含氣飽和度、構造特征、圈閉形成條件、蓋層封閉性、水文地質條件、壓力機制和煤變質程度為主[7]，建立欠飽和—飽和—過飽和氣藏、水壓—背向斜氣藏、水動力—靜水壓力—復合圈閉氣藏、高—中—低煤階氣藏等模式，根據各地區煤儲層條件進行精細劃分，在富集有利區優選時更具適用性[8-10]。研究富集成藏模式對中—低煤階地區煤層氣產業化發展具有指導作用[11-12]。對沁水盆地的煤層氣成藏模式，崔思華等認為沁水盆地煤層氣藏為原生成藏[13]；梁宏斌等建立沁水盆地樊莊區塊原生型、調整型和改造型的煤層氣成藏模式[14]；黃孝波等[3]、李貴中等[15]建立沁水盆地向斜控氣成藏模式。

沁水盆地東緣的榆社—武鄉地區以中—高煤階氣藏模式為主，煤層氣資源豐富，賦存條件與沁水盆地南部的類似，對榆社—武鄉地區煤層氣的研究主要集中于基礎地質和煤層方面[5,16]，關于成藏主控因素和成藏模式的研究較少，影響對富集有利區的準確預測。以沁水盆地東緣龍泉地區為例，根據煤炭及煤層氣勘探資料和實驗測試結果，采用定量與定性分析相結合方法，從煤儲層分布、含氣性、構造特征、沉積體系、水文地質條件和煤變質作用等方面，分析煤層氣富集成藏條件和成藏主控因素，建立煤層氣成藏模式，指導龍泉地區煤層氣勘探開發，為榆社—武鄉地區煤層氣產業化發展提供參考。

1 區域地質概況

沁水盆地為華北地臺內的大型含煤盆地。中石炭世至早二疊世早期，受加里東運動影響，華北地臺泥炭沼澤大面積持續發育，形成層位穩定、厚度較大的煤層[14]。晚二疊世，受印支—海西運動影響，連續沉積上二疊統及三疊系厚度較大的陸相碎屑巖，形成含煤巖系的蓋層；經歷燕山運動后，形成華北地臺次級板塊的分布格局。新生代以來，在隆起背景的基礎上產生剪張作用，形成現今格局(見圖1(a))。沁水盆地東翼屬于半掩蓋區，由東向西、由老到新依次出露寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系、三疊系及新生界[17]。

圖1 沁水盆地及龍泉地區構造位置Fig.1 Tectonic location of Qinshui Basin and Longquan Area

沁水盆地東緣的龍泉地區橫跨山西省武鄉縣和左權縣，構造上位于榆社—武鄉斷裂背斜構造帶[18]，總體為緩單斜構造(見圖1(b))，地層傾角為5°～15°，平均為10°，西深東淺，走向為NNE向，傾向為SE向，構造簡單。受區域構造影響，發育沿NNE向的次級褶曲及小型正斷層。研究區未見巖漿巖侵入含煤地層的活動，對煤層發育沒有影響。

2 煤層氣成藏條件

研究區含煤地層為二疊系下統山西組及石炭系上統太原組，含煤地層厚度為127.63～213.30 m，平均為176.32 m，含煤17層，煤層累計厚度平均為13.58 m，含煤系數為7.7%。其中，山西組厚度為37.80～75.90 m，平均為56.14 m，含煤5～6層，煤層累計厚度平均為2.98 m，含煤系數為5.8%，發育局部可采煤層2層；太原組厚度為89.83～137.40 m，平均為113.98 m，含煤11～12層，煤層累計厚度平均為10.60 m，含煤系數為9.3%，發育全區可采煤層1層(15號煤層)，局部可采煤層3層(見表1)。

表1 研究區可采煤層參數

15號煤層為研究區煤層氣開發主力煤層，厚度在3.90～6.80 m之間，平均厚度為5.35 m，含夾矸1～2層，中部、中西部和西南部厚度大于5.00 m，局部地區超過6.20 m，北部煤層厚度小于南部的(見圖2(a))。研究區煤層埋藏深度變化范圍較大，中部埋藏深度適中，介于0.50～1.00 km；東北部煤層埋藏深度較淺，介于0.40～0.80 km；西部、西北部埋藏深度較大，介于1.00～1.50 km(見圖2(b))。

圖2 研究區15號煤層厚度及埋藏深度等值線Fig.2 Thickness and buried depth contour of No.15 coal seam in the study area

2.1 煤層特征

2.1.1 煤巖煤質

太原組15號煤層以原生結構煤體為主，斷層附近偶見碎裂與碎粒煤。鏡質組反射率(Ro)多介于1.50%～2.50%，大部分地區大于2.00%，北部和西南部鏡質組反射率較大，中東部和南部的較小(見圖3(a))，各煤層變質程度較高，相當于貧煤階段。宏觀煤巖類型以半亮型煤為主，少量為半暗型煤，微量為光亮型煤與暗淡型煤。顯微煤巖組分以鏡質組與惰質組為主，其中鏡質組質量分數為51.57%～91.70%，普遍超過80.00%；惰質組質量分數為13.10%～25.02%；含微量殼質組。工業分析顯示，15號煤層平均水分質量分數為0.92%，平均灰分產率為18.74%，平均揮發分產率為13.92%，屬于低水、低灰、低揮發分煤。

圖3 研究區15號煤層鏡質組反射率及儲層壓力等值線Fig.3 Vitrinite reflectance and reservoir pressure contour of No.15 coal seam in the study area

2.1.2 煤儲層壓力

太原組15號煤層儲層壓力為2.40～9.13 MPa，平均為5.11 MPa；壓力梯度為0.40～0.97 MPa/hm，平均為0.67 MPa/hm。根據注入/壓降試井結果，儲層壓力西高東低，其中以西北部的最高，東北部的最低(見圖3(b))，與煤層埋藏深度呈正相關關系，隨煤層埋藏深度加大，儲層壓力及壓力梯度呈明顯增高趨勢。

2.1.3 煤層滲透性

太原組15號煤層平均孔隙度為3.16%，屬于低孔隙度致密儲層，煤層孔隙對氣體導流作用影響微小。煤層割理密度統計表明，煤層割理較發育，割理組合類型為孤立—網狀構造，割理面可見方解石和硫鐵礦物填充物，面割理為14～30條/5 cm，端割理為6～26條/5 cm，對煤層氣開發有利。注入/壓降試井結果顯示，15號煤層原始滲透率各向異性較大，為(0.042 3～0.233 4)×10-3μm2，總體為低滲透率煤層，中部和東北部的滲透率較高，南部和西南部的較低(見圖4(a))，結合儲層壓力評價為欠壓低滲儲層，對煤層氣成藏較為不利。

圖4 研究區15號煤層滲透率及含氣量等值線Fig.4 Permeability and gas content contour of No.15 coal seam in the study area

2.1.4 煤層含氣性

太原組15號煤層含氣量為4.13～24.24 m3/t，平均為14.19 m3/t，屬中等—較高含氣量煤層，煤層氣CH4體積分數為80.29%～99.74%，平均為95.49%。其余2、3、81、84、9號煤層含氣量為3.51～17.53 m3/t，煤層氣CH4體積分數為76.41%～99.60%。15號煤層西北部、中西部和西南部含氣量一般大于15.00 m3/t，東北部和東南部的較低(見圖4(b))，上北臺背斜軸部的含氣量較兩翼的低。

根據典型煤心樣品等溫吸附特征(見圖5)，L-301井15號煤層的空氣干燥基蘭氏體積(VL)為27.76 m3/t，蘭氏壓力(pL)為1.84 MPa，臨界解吸壓力為1.72 MPa；含氣飽和度為62.36%。研究區15號煤層的空氣干燥基蘭氏體積為25.84～34.83 m3/t，蘭氏壓力為1.44～2.62 MPa；臨界解吸壓力較高，為1.46～4.43 MPa；臨儲比變化較大，為0.24～0.74；含氣飽和度為62.36%～88.95%(見表2)，為中—高飽和儲層氣藏，以中部為最高。綜合評價研究區煤層具有較強的儲氣能力，有利于煤層氣開發。

圖5 研究區L-301井15號煤層等溫吸附曲線Fig.5 Adsorption isotherm curve of No.15 coal seam in well L-301 in the study area

表2 研究區15號煤層等溫吸附測試結果

2.2 煤層氣保存條件

2.2.1 構造特征

研究區地質構造簡單，為單斜構造，地層較平緩。發育4條軸向為NNE向的寬緩褶曲，由西向東依次為姜家莊背斜、梁峪向斜、上北臺背斜、連壁向斜，褶曲形態的不同是研究區煤層氣保存條件不均一的重要因素[18]。3條正斷層分布于南北兩端，斷距較大，切穿煤層頂底板，煤層氣逸散，導致斷層附近含氣量較低，但斷層在研究區邊緣發育，對全區影響不大。13個小型陷落柱的發育對煤層氣的保存起到破壞作用，但發育規模小，對煤層氣保存影響微小。

2.2.2 水文地質條件

表3 研究區含水層特征

表4 研究區隔水層特征

3 煤層氣成藏主控因素

3.1 構造特征

煤層埋藏深度是控制煤層含氣性的重要地質因素，直接影響含煤地層生成與煤層氣生氣條件、儲層壓力和保存條件[20-22]。龍泉地區煤層埋藏深度與煤層含氣量具有良好的正相關關系，隨埋藏深度增加，含氣量呈增高趨勢；在淺部地區，隨埋藏深度增加，含氣量增高較快，當埋藏深度達到約1.10 km時，含氣量不再明顯增高(見圖6(a))。龍泉地區煤層埋藏深度與滲透率具有負相關關系，隨埋藏深度增加，滲透率呈減小趨勢(見圖6(b))，反映上覆地層垂向壓力對滲透率有較大影響。

圖6 研究區15號煤層埋藏深度與含氣量、滲透率深度關系Fig.6 Relationship between burial depth and gas content,permeability of No.15 coal seam in the study area

研究區在單斜構造的基礎上發育4條軸向為NNE向的寬緩褶曲，東部邊界發育3條正斷層，按構造位置可劃分為背斜軸部區、向背斜兩翼區、向斜軸部區、斷裂區。根據含氣量測試結果(見圖7(a))，位于向斜軸部區測試點的含氣量(平均為15.38 m3/t)最高，向背斜兩翼區的(平均為14.22 m3/t)、背斜軸部區的(平均為12.10 m3/t)次之，斷裂區的(平均為9.02 m3/t)最低，表明向斜構造對煤層氣的保存更加有利。構造位置對煤層的滲透率影響至關重要，根據測試點數據(見圖7(b))，背斜軸部區附近煤層的滲透率(平均為0.158 0×10-3μm2)明顯高于向背斜兩翼區的(平均為0.055 0×10-3μm2)和向斜軸部區的(平均為0.050 0×10-3μm2)，與背斜形成過程中軸部煤層節理或割理發育有關，開發成功的L-201、L-301井組臨近背斜軸部區或在向背斜兩翼區。

圖7 研究區15號煤層含氣量、滲透率與構造位置關系Fig.7 Relationship between structure position and gas content,permeability of No.15 coal seam in the study area

3.2 沉積體系

不同的沉積體系決定煤層氣生成物質基礎及煤生儲蓋組合特征，進而影響煤層氣保存條件。山西組為一套三角洲平原、前緣相的陸相沉積，以煤層—泥巖—粉砂巖—砂巖沉積組合為主，頂底板為沼澤相、泥炭相，圍巖條件好，易形成單煤層氣藏和多煤層疊置氣藏組合基礎，具有特定的生儲蓋優勢。太原組為一套濱海沼澤相和淺海相的海陸交互沉積，中上部為障壁海岸—潟湖—潮坪沉積，沉積組合主要為障壁砂巖—潮坪相粉砂巖—薄煤層—潟湖相泥巖層，下部15號煤層與頂底板泥頁巖形成煤—泥頁巖—粉砂巖組合，生儲蓋沉積條件良好。沉積作用通過控制煤層三維空間展布形態(厚度、穩定性、煤層結構、煤巖煤質等)影響煤層的含氣性和物性[23-24]。研究區煤層厚度與含氣量相關關系較好(見圖8(a))，隨煤層厚度增加，含氣量明顯升高；煤層灰分產率與含氣量離散性強(見圖8(b))，對含氣量影響微小，反映沉積環境控制下的煤層發育特征與含氣量之間具有密切聯系。

圖8 研究區15號煤層含氣量與厚度、灰分產率關系Fig.8 Relationship between thickness,ash yield and gas content of No.15 coal seam in the study area

3.3 水文地質條件

在煤層氣的運聚過程中，水文地質因素具有逸散、封堵及封閉等作用；在開發過程中，通過排水降壓的方式實現對煤層氣的抽采[19,25-27]。研究區水文地質控氣作用體現在水力封堵和水力運移逸散作用。根據排采井水樣分析結果，15號煤層水為弱NaHCO3型水，礦化度為780～1 812 mg/L(見圖9(a))，pH為8.41～9.11(見圖9(b))。總體上，煤層水與外界相對獨立封閉，上部的K2灰巖富水性整體較差，屬于弱徑流區—承壓水。研究區東高西低，東部為緩徑流區，西部為滯留區，地下水徑流方向為由東至西，煤層甲烷運移方向為由西至東。由于水、氣運移方向相反，地下水對煤層甲烷封堵作用明顯，有利于煤層氣的富集成藏。水力運移逸散作用主要體現在K2灰巖作為直接含水層，在局部地段富水性、透水性較強，易帶動煤層甲烷分子向裂隙發育地段或斷裂區附近運移散失，破壞煤層氣富集成藏，但整體上研究區斷裂不發育且K2灰巖富水性差，水力運移逸散作用較小。

圖9 研究區15號煤層水性質分布Fig.9 Distribution of water property of No.15 coal seam in the study area

3.4 煤變質作用

結合研究區煤層鏡質組最大反射率及煤質化驗指標分析，各煤層變質程度較高，相當于貧煤階段。平面上，研究區各煤層的演化程度差別不大；縱向上，各煤層的演化程度并沒有隨埋藏深度增加而明顯增強，含氣量隨煤層變質程度增強略有增加。

煤變質作用主要體現在煤層生氣階段。研究區煤層主要經歷晚石炭世—中侏羅世正常地溫、晚侏羅世—早白堊世異常巖漿熱高地溫和中白堊世以來正常古地溫，期間主要發生兩次煤化作用生氣階段，其中以第二次煤化作用最為關鍵。第一次煤化作用主要發生在三疊紀(見圖10)，地層沉降速率相對較快，有機質進入深成變質階段；至三疊紀末，地層達到最大埋藏深度，溫度升高，有機質進入成熟階段(Ro為0.70%～1.00%)，生烴強度逐漸增強；侏羅紀早期，由于沁水盆地遭受抬升剝蝕，地層上覆壓力降低，部分煤層氣解吸逸散。第二次煤化作用主要發生在早—中白堊世，受燕山晚期運動影響，巖漿熱與構造熱作用加劇，煤系地層溫度劇增，并高于第一次煤化作用時的地層溫度，有機質達到過成熟階段(Ro大于2.00%)，產生大量甲烷，烴源巖層達到飽和之后，向鄰近儲層運移。研究區保存條件良好，產生的甲烷大部分被煤巖吸附，對研究區煤層氣富集成藏具有重要作用[5]。

圖10 研究區地層埋藏演化史Fig.10 History of stratigraphic burial evolution in the study area

3.5 封蓋性

煤層圍巖的封蓋能力對煤層氣保存具有重要意義，封蓋能力主要決定于蓋層的巖性及厚度，泥頁巖厚度越大，封蓋能力越強[28]，對煤層氣的保存越有利[8]。山西組發育兩套泥巖，厚度超過50.00 m，分布穩定且全區發育，是研究區煤層氣良好區域蓋層。山西組和太原組煤層氣頂底板多為砂質泥巖、泥巖和砂巖，其中砂質泥巖和泥巖約占全區面積的90%，砂質泥巖頂板對煤層氣的封蓋能力有一定影響，隨砂質泥巖中砂質含量的降低，封蓋能力有一定增強。根據鉆井取心分析，15號煤層頂板巖性以砂質泥巖和泥巖為主，頂板巖性較致密，滲透性差，總體上具有較好的封蓋作用。

4 煤層氣成藏模式

構造特征與水文地質條件是研究區煤層氣富集成藏的關鍵因素，直接或間接控制煤層氣的生成、運移、保存及富集[29]。綜合石炭系—二疊系含煤巖系的儲集條件、生烴條件、保存和富集條件、構造特征、水文地質條件及頂底板巖性等，建立典型煤層氣富集成藏模式，即單斜—水力封堵型煤層氣藏(見圖11)。氣藏特點是煤層埋藏較深，區域熱變質和巖漿熱、構造熱作用促進大量甲烷的產生，含煤層系呈現向沁水盆地中心傾斜的單斜形態，多層泥頁巖蓋層的發育阻隔煤層氣向淺部運移逸散，含煤區域地下水運動方向自上部補給區沿巖層傾斜向下，由淺部向深部運動，地下水運移到深部滯留區，沒有明顯邊界，煤層氣被封堵在滯留區而富集成藏。

圖11 研究區單斜—水力封堵煤層氣成藏模式Fig.11 Monoclinal-hydraulic plugging coalbed methane accumulation model in the study area

研究區背斜、向斜為寬緩單斜的次級構造。結合生產實踐分析，富集高產區多位于次級背斜構造高部位，主要原因為：受地層拉伸作用影響，次級背斜構造部位的地應力相對較低，頂部裂隙較發育，含氣性雖然較其他部位差，但滲透率相對較大，運移通道良好，有利于煤層氣降壓高產，易形成高產區；煤層氣產出主要依靠排水降壓實現，排水降壓有效促進地應力釋放[19,30]，隨流體壓力的不斷降低，地應力釋放處逐漸形成低勢區，水動力攜甲烷分子從高勢區向低勢區優先運移，深部和向背斜兩翼甲烷分子不斷為構造高部位提供氣體來源，加之地層壓降隨時間不斷向遠處延伸和煤層解吸范圍擴大，易于在構造高部位形成高產區。研究區中部為背斜軸部發育區，可做為煤層氣開發首選目標區，其次為向背斜兩翼部位。

5 結論

(1)沁水盆地東緣龍泉地區石炭系—二疊系煤層以中—高煤階為主，主力煤層為15號，以貧煤為主，煤層發育穩定，厚度大，埋藏深度適中。煤儲層生儲甲烷能力強，含氣量高，儲層保存條件、水文地質條件、煤儲層物性及圍巖物性條件有利于煤層氣富集成藏。

(2)研究區煤層氣成藏主要受構造特征、沉積體系、水文地質條件、煤變質作用、封蓋性等控制，埋藏深度與構造部位對煤層氣含量和滲透性的不均一分布造成影響，煤—泥頁巖—粉砂巖—砂巖沉積的儲蓋組合為煤層氣富集提供豐富物質基礎和有利蓋層條件，富水性差、弱徑流—滯留地下水環境為煤層氣封閉保存提供成藏空間，兩次煤化作用產生大量甲烷為煤氣成藏奠定氣源基礎。

(3)研究區煤層氣成藏模式為單斜—水力封堵型，次級背斜構造高部位為富集高產區，向背斜兩翼部位次之。研究區中部為背斜軸部發育區，埋藏深度適中，煤層厚度大，滲透性好，可做為勘探開發首選目標區。