沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
2.1 沁水盆地地质概况
沁水盆地位于山西省东南部（见图1），盆地总面积436.8km2，煤炭资源量29.16万t，具有形成煤层气的丰富物质基础。沁水盆地是我国重要的含煤盆地之一，且据《中国煤层气资源》预测：其煤层气资源量达3.28×1012m3占全国煤层气总资源量的10%左右，是我国煤层气资源勘探的重点区域[9]。
图1 沁水盆地区域构造背景图
盆地现今构造面貌为一近南北向的大型复式向斜，次级褶曲发育。南部和北部以近南北向褶曲为主，局部为近东西、北东和弧形走向的褶皱；中部则以北北东向褶皱发育为特点。断裂以北东、北北东和北东东向高角度正断层为主，集中分布于盆地西北部、西南部及东南部边缘。盆地地层属华北地层区划缺失志留纪、泥盆纪和下石炭世地层。沁水盆地自下而上钻遇的主要地层有峰峰组(O2f)、本溪组(C2b)、太原组(C3t)、山西组(P1s)、下石盒子组(P1x)、上石河子组(P2s)、石千峰组(P2 sh)和第四系(Q)等，其中山西组和太原组为主要含煤层系，3#和15#煤层为煤层气勘探的主要目的层，3#煤层为局部勘探目的层。
根据盆地内的构造发育特征、煤层埋藏深度、煤阶分布、煤层气含量变化等特
第1页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
点，将盆地内石炭——二叠系含煤地层的煤层气富集单元划分为沁南富气区、东翼斜坡带富气区、西翼斜坡带富气区、西山富气区和高平——晋城富气区[10]。沁南富气区总含气面积3630km2，分为樊庄、潘庄、郑庄三个区块[11][12]。
研究区沁水盆地南部煤层气田位于沁水复向斜南部晋城地区，东临太行山隆起，西临霍山凸起，南为中条山隆起，北部以北纬30°线为界连接沁水盆地腹部，面积约3260km2，包括樊庄区块，潘庄区块，郑庄区块等(图2)。据已经取得工业产能的煤层气井资料，计算高产富集区内探明含气面积346km2，地质储量754×108km3[13]。边缘出露地层老盆地内出露较新地层，下古生界在盆地四周出露地表向盆地内部依次出露上古生界、中生界，盆地中部三叠纪地层大面积出露。
图2 沁水盆地南部煤层气田区块位置图
2.2 樊庄区块煤炭地质概况
沁水盆地樊庄区块位于山西省晋城市西北85km处。区块南北长18.53~19.96km东西宽16.37~19.27km，面积398km2。樊庄区块位于沁水盆地南部斜坡，总体构造形态为一马蹄斜坡带，地带宽阔平缓，地层倾角一般为2°~7°，平均4°左右。区内大
第2页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
型断层不发育，断距大于20m的断层仅在西缘分布，主要有寺头断层以及与之相伴生的次一级断层，这些断层基本上均为正断层。由于研究区位于近南北向沁水复向斜南部仰起端，区内地层分布具有典型的向斜盆地特征。区内普遍发育低缓、平行褶皱，展布方向以近南北方向和北北东向为主，褶皱面积和幅度都很小，背斜幅度一般小于50m，面积小于5km2，延伸长度在数百至上千米之间，呈长轴线型褶皱(见图2)。
樊庄区块构造简单，煤层厚度稳定，且具有较高的煤层气含量，据估算煤层气资源量近1000亿m3，具有很高的勘探开发前景。该区属于中国石油天然气股份有限公司煤层气勘探开发矿权登记范围，为近年来沁南煤层气集中热点开发区。自1998年以来，中石油先后在该区钻探了晋试1井5井和晋试井13井共11口探井(没有晋试10井)。2006年开始大规模开发至2006年底有100口煤层气井投入生产，至今约有 800口井投入生产[14]。
煤层号 煤炭储量104t 平均含气量m3/t 22.44 18.10 — 含气面积/ km2 煤层气资源量/108m3 506.60 228.72 735.32 资源丰度/（108m3·km-2） 0.814 0.352 1.166 3# 15# 小计 261366 115746 377112 311.19 324.93 — 表1 樊庄区块主力煤层3#、15#煤层气资源量
煤层号 煤层气性等级及资源量/108m3 埋藏深度等级及资源量/108m3 资源量级别 可靠性等级 富气性等级 5~8m3/t含气 3# 15# 小计 48.10 65.12 113.22 8~12m3/t富含气 226.24 70,90 297.14 >12m3/t富气 232.26 92.70 324.96 <300m浅煤层 7.80 — 7.80 300~600m中等煤层 297.28 98.48 395.76 >600m深煤层 201.52 130.24 331.76 预测储量 可靠储量 富气区 第3页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
表2 樊庄区块主力煤层3#、15#煤层气资源量及级别、等级
樊庄区块内主要含煤地层（见表3）为上石炭统太原组及下二叠统山西组，含煤地层总厚度118.97~145.75m，平均135.53m，含煤系数8.3%[15]。太原组为一套滨海平原环境下形成的海陆交互相含煤沉积，自下而上分为三段：一段由灰黑色泥岩、粉砂岩、细粒长石石英砂岩和煤层组成，是本组重要的含煤层段。主煤层15号煤发育于此段，一般厚度为2~4m，平均3m煤层分布总体东厚西薄，北厚南薄，属较移稳定煤层；二段由灰—深灰色生物碎屑灰岩、泥灰岩、泥岩、粉砂岩及薄煤层组成，K2、K3、K4灰岩全区稳定，含丰富的腕足、珊瑚化石；三段由深灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩、泥岩、灰岩及薄煤层组成；其中9号煤层为局部可采煤层，煤层顶板为泥岩、粉砂质泥岩，局部为中细粒长石石英砂岩。山西组为一套河流三角洲相含煤沉积，由深灰~灰黑色泥岩、粉砂岩、细粒长石石英砂岩及3~4层煤组成，3#煤是主要可采煤层，厚度为4~7m，平均6m，总体呈东厚西薄展布，分布稳定，顶板为泥岩，平均厚度2.1m[9]。15#煤层埋深在350~850m，大部分区域不超过700m，3#煤层埋深比15#煤层浅数十米。这一埋藏深度有利于煤层气的开发[16]。其中3#~15#煤层是区块内煤层气的主要储集层。煤岩镜质组反射率为2.6%~3.7%，煤层含气量15~22m3/t，注入/压降测试煤层渗透率为0.025~0.51mD。
层组 厚度 埋深 岩性 由灰黑色泥岩、粉砂岩、细粒长石石英砂岩一段 2~4m （15#煤） 太原组 350~850m 和煤层组成。其中主煤层15#煤一般厚度为 2~4m，平均3m 煤层分布总体东厚西薄，北厚南薄，属较移稳定煤层。 灰—深灰色生物碎屑灰岩、泥灰岩、泥岩、二段 粉砂岩及薄煤层组成，K2、K3、K4 灰岩全区稳定，含丰富的腕足、珊瑚化石。 第4页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
深灰色细粒长石石英砂岩、粉砂岩、泥岩、三段 （9#煤） 灰岩及薄煤层组成；其中9#煤层为局部可采煤层，煤层顶板为泥岩、粉砂质泥岩，局部为中细粒长石石英砂岩。 一套河流三角洲相含煤沉积，由深灰~灰黑色泥岩、粉砂岩、细粒长石石英砂岩及 3~4层煤组成。山西组 3#号煤 4~7m 350~750m 3#煤是主要可采煤层，厚度为 4~7m，平均 6m，总体呈东厚西薄展布，分布稳定，顶板为泥岩，平均厚度2.1m。 表3 樊庄区块内主要含煤地层
2.3 3#煤层煤炭地质概况
3#煤层结构简单，煤层顶板以泥岩、粉砂质泥岩及粉砂岩为主，底板以炭质泥岩、泥岩及粉砂岩为主。煤层埋藏深度一般350~750m[24](见下图3)。埋藏浅、厚度大且分布稳定的煤层对勘探开发煤层气非常有利。
图3 樊庄地区3#煤层埋深等值线[24]
表4为部分钻井煤层厚度一览表，从中可看出，沁水盆地南部3#煤层全区稳定。3#煤层位于山西组的下部，煤层厚度4.25~7.25m，平均5.79m。煤层气井一般合采煤
第5页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
层厚度6~10m，平均厚8 m[17]。
井号 3# 4.4 6．45 6.2 5.2 7.0 6.3 5.84 7.16 5.14 5.89 6.8 5.67 6 煤层厚度（m） 15# 4.5 1 3.1 4.4 4.9 3.25 3.35 1.4 2.79 3.13 2.82 2.23 2.8 合计（m） 备注 QD-2 QD-3 QD-4 QD-7 QD-9 ZY-2 0002 0402 1205 6-1 1103 127 P2 9.9 7.45 9.3 9.6 11.9 9.55 9.19 8.56 7.93 9.02 9.6 7.9 8.8 煤层气勘探井 煤层气勘探井 煤层气勘探井 煤层气勘探井 煤层气勘探井 煤层气生产试验井 煤田勘探孔 煤田勘探孔 煤田勘探孔 煤田勘探孔 煤田勘探孔 煤田勘探孔 煤层气勘探井 表4 部分钻井煤层厚度一览表
第6页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
3 煤层气储集层物性特征及开采特征
3.1 煤层气储集层物性特征
3.1.1 储层孔隙度及割理发育特征
区块内3#煤样电镜扫描分析显示，煤层气储集层中发育有原生孔、后生孔、外生孔及矿物质孔等多种孔隙类型。据煤层气探井、开发井毛管压力曲线特征反映储层以裂隙——孔隙型为主。煤中基质孔以微孔和过渡孔为主，基质微孔、过渡孔发育，比表面积大，对煤层气的吸附能力强，有利于煤层气的保存。同时煤层气储集层中裂隙——孔隙发育，也有利于煤层气的渗流[18][19]。其中3#煤有效孔隙度2.05% ~7.09%，平均4.2329%。孔隙中值半径0.0353~90.65μm，平均38.151μm。
图 煤岩孔隙结构图
据压汞试验数据分析可知，3#煤储层孔隙以微、小孔为主，大孔次之，中孔欠缺，且孔形以含有相当数量的半封闭孔为特征；煤储层发育宏观裂隙和微观裂隙，以宏观裂隙中内生裂隙发育较差、微观裂隙的显微裂隙、超显微裂隙较发育为特征；显微裂隙成为衔接扩散的良好通道，提高了扩散强度。区内试井渗透率统计表明，3#煤储层相对发育；宏观裂隙中，内生裂隙(割理)发育程度明显较中、低煤级煤储层差，这也是渗透率相对较低的主要原因[21]。(图3、图4)
割理是煤变质作用的产物，其发育程度与变质作用类型及地应力的强弱密切相关。发生在晚侏罗世时期的燕山运动为区块内煤的热演化生烃，促进煤中割理大量形成创造了有利条件。
第7页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
图4 3#煤样电镜下孔隙特征 图5 3#煤样电镜下裂缝特征
3#煤层宏观割理特征总体为，以两组正交割理为主，部分割理表面有方解石不完全充填。其中大型割理密度一般为1~6条/10cm，中型割理密度明显增大为3~50条10cm，小型割理密度为3~140条/10cm。单从割理密度看，中、小型割理密度均≥3条/10cm，说明宏观割理发育。反光显微镜下，3#煤微型面割理密度一般为37~129条10cm。 3.1.2 储层渗透性
煤层气储集层的渗透率是衡量煤层气可采性的重要指标，渗透率的大小决定于煤层孔隙和割理的发育程度，当煤层气储集层割理发育处于相对开启状态，渗透性就好。通过晋试3井、晋试4井、晋试5井、晋试6井4口井5块煤样的实验测定樊庄区块3#煤的孔隙度一般为1.4～3.5％，与一般煤层孔隙度2％左右的经验值吻合。樊庄区块内煤层气探井典型煤样基质扩散系数测定结果表明，3#煤层扩散系数最高4.085e- 5，最低2.5E-07，煤层渗透率最高2.0265mD，最低0.025mD，总体而言其值为0.025~0.51mD，部分地区达到1～2mD。
井号 1井 2井 3井 4井 5井 6井 测试井段m 519.0-524.4 539.0-544.4 521.6-527.4 514.2-520.6 509.2-515.2 521.6-527.4 表皮系数 -3.66 -3.4 -0.53 -1.29 -1.14 -0.64 注入/压降试井解释渗透率mD 0.22 0.08 0.51 0.08 0.038 0.025 表7 3#煤层渗透率测试结果表
第8页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
3.1 3 储层吸附能力及含气量
根据3#煤吸附等温曲线，确定3#煤气藏临界解吸压力为4.4MPa，原始储层压力 5.24MPa，地解压差为0.84MPa，地解压差接近，有利于排水降压采气[13]。区块内煤层气储集层煤的吸附能力及储层压力表现为,3#煤原煤兰氏体积为27.61～39.91m3/t,平均35.032m3/t,兰氏压力3.282～3.505MPa，平均3.401Mpa。
煤层含气量是资源评价中的一个重要指标，较高的含气量是资源丰度大，气藏储量富集，煤层气高产的物质基础。樊庄区块3#煤层圈定探明储量含气面积135.6km2，煤层权衡厚度5.6m，平均密度1.465t/m3，面积权衡法平均含气量20.42 m3/t，由容积法求得探明储量为227.16×108m3(135.6×108×5.6×1.465×20.42)。探明可采储量按探明储量的50%测算，沁水盆地樊庄区块山西组3#煤层的探明可采储量煤层气可采储量为113.28×108 m3。根据煤层气探井和开发井测试数据分析，开发井、樊井、测井解释结果表明：3#煤层平均含气量24.15m3/t；综合开发井含气量解释平均值：3#煤层平均含气量24.065 m3/t，说明各井变化不大。即区块内煤层气储集层含气量特征为：3#煤原煤含气量11.54～35.70m3/t,平均24.1075m3/t,含气饱和度69.65%～95.11%。开发井气量煤心测试、开发井测井解释分析结果，绘制了樊庄区块主要目标煤层3#煤层含气量等值线图见图6[14]。
本区在燕山运动中期抬升缓慢，经历了该期的异常热事件后形成了高煤阶煤。在喜马拉雅运动晚期，沁水盆地南部开始稳步抬升，煤层在逸散带中停留时间较短，煤层气保存条件好，煤层含气量较高[22]。
序号 井群 3号煤层含气量/（m3.t-1） 24.145 24.026 24.007 24.313 24.310 23.588 15号煤层含气量/（m3.t-1） 17.187 17.546 18.900 18.747 — — 1 2 3 4 5 6 樊井 固井 蒲井 蒲南井 华蒲井 华尧、华固、华溪井 第9页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
7 晋试1-5井 22.152 22.235 8 晋试7-13井 22.124 20.633 表5 3号煤层与15号煤层平均含气量
图6 3#煤层气含气量等值线图
3.1 4 煤层气采收率及产气量
煤层气采收率是一个不确定的参数，主要受煤层气地质特征、开发技术条件及经济因素等控制。采收率的确定方法有解吸实验法、类比法、等温吸附曲线法[23]。采用等温吸附曲线预测本区3#煤层气采收率最大为63%，平均53.23%。区块内开发井日产气量最高为5052m3，平均日产气量为1418.56m3，说明本区块内具备一定的煤层气高产条件，适合于煤层气规模开发。 3.1.5煤的变质程度对孔渗性的影响
煤的变质程度对于孔隙度和渗透率有很大的影响，不同变质程度的煤的空隙结构特征、孔隙度、渗透率等有所不同。同时煤在高变质程度和低变质程度对于孔渗性的影响也是不同的由此可见；煤的变质程度与其孔渗性之间存在着密切的联系。R0在2.4%左右是煤岩孔渗变化的重要转折点，变质程度低于此点时，其孔渗性随着变质程度的增加而降低；当变质程度高于此点时，其孔渗性则随着变质程度的增加而升高。
沁水盆地樊庄区块3#煤变质程度较高，属于无烟煤阶段（即硬煤），煤级呈
第10页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
现由N向S明显递增的趋势。3#煤宏观煤岩类型主要以半亮煤为主，其次为光亮煤，局部也夹有暗淡煤分层；显微组分以镜质组为主，常见基质镜质体，其次为惰质组，壳质组少见。3#煤灰分平均约为12.98%，属于低灰煤，挥发份(Vdaf)平均约为7.08%；水分(Mad)平均约1.34%。
3.2 3#煤层煤层气目前开采特征
煤层气的赋存介质和赋存方式均与常规天然气不同，煤层气是自生自储在煤岩中，煤由基质和割理系统组成。煤层气主要以吸附方式赋存于煤岩基质中，少部分以游离形式，或以溶解状态赋存于煤层割理、裂缝的煤层水中。由于煤层气的赋存介质和赋存方式的同，煤层气开采方式也与常规气藏不同，主要利用井组面积法排水降压采气。通过大面积排水降压，使煤层压力降到临界解吸压力以下，使得煤层气从基质中解吸出来，延割理或裂缝系统流入井筒而被采出。随着临界解吸压力波及范围越来越大，并口产气量也越来越大。煤层气井的生产一般有三个阶段(见图7)：
1)降压解吸阶段：主要产水，随着压力降到煤层临界解吸压力以下，气体饱和度增加，气相渗透率提高，井口开始产气并逐渐上升。时间可能几天或数月，图中I阶段。2)稳定生产阶段：产气量相对稳定，产水量逐渐下降，为高峰产气阶段，图中II阶段。3)产量递减阶段：随着压力下降，产气量下降，并产出少量或微量的水。时间一般十年以上，图中Ⅲ阶段。
图7 煤层气井三个生产阶段
沁水煤层气田地质特点与国内常规油气田和国外煤层气田不同，属高煤阶
第11页 共54页
沁水盆地煤层气赋存区域地质背景
储层，演化程度较高、割理不发育，煤层的渗透率极低，储层非均质性严重[28]。沁水盆地南部煤层气开发的主要目的层二叠系山西组3#煤，煤阶为无烟煤Ⅲ号，是特低孔特低渗储层，孔隙度变化范围为2%～7%，孔隙结构中微孔、小孔比例过大，是制约该区煤层气产出的“瓶颈”问题[25]。渗透率变化范围为0.025mD~0.51mD，平均为0.486mD。樊庄煤层具有埋藏(350~750m)、低压低温，煤岩解吸附特征以及产水量普遍较少(0.3~55m3/d)的特点，产出介质为含气、含煤粉或压裂砂等固体颗粒的煤层水；在供采关系上，煤层气田保持动液面连续稳定下降，替代了常规油气田维持供采平衡的方式；在运行控制上，以小沉没度、小排量、长期连续稳定的精确控制为主。
模拟实验与开发实践表明，与国内外的低煤阶储层相比，高煤阶煤层气的开采更强调排采过程中对储层渗透率的保护。直井开发中，由于高阶煤储层的低渗性质，直井仅能在近井地带形成压力降，压降漏斗范围小，延伸有限，难以形成较高产量[26]，直井压裂改造后产气量一般为1000～2000m3/d[27]。目前的煤层气排采是地质技术人员进行动态分析，依据单井排水、起压等不同阶段的水量、压力与产气量的关系，对每口井制定不同的排采制度，不定时地进行人工现场调参。这种非智能化的管理方法具有局限性并受时间和气候限制，不能实现对储层环境变化的快速排采反应，导致不同程度的储层伤害，解吸过程受限制，排采效果降低。
第12页 共54页