沁水盆地寿阳西部地区煤层气资源潜力评价

(1.山西省煤炭地质148勘查院，山西太原 030053；2.太原理工大学矿业工程学院，山西太原 030024)

摘要：针对寿阳西部地区景尚东区块煤层气赋存情况不明、勘查程度低、资源潜力评价依据不足现状；采用钻探、物探、样品分析测试、等温吸附试验、注入压降试井手段，获得了该区块煤储层的深度、厚度、结构、煤质、含气量、等温吸附性能、孔隙度、渗透率、储层压力、地应力等参数，研究了煤层赋存特征、煤层含气性与吸附特征、煤岩煤质及煤变质特征、储层物性特征、资源开发潜力等。研究结果表明：该区煤层累计厚度大，平均厚度累计9.91 m，煤变质程度高，各煤层含气量高，3、8、15、15下号煤层平均含气量分别为13.69、14.29、9.59、11.82 m3/t，估算煤层气地质资源量为145.13×108 m3，具有很好的资源条件；含气饱和度介于40%～62%，平均50 %，表明本区煤层含气饱和度低；临界解吸压力介于0.65～2.76 MPa，平均1.38 MPa，临界解吸压力低；孔隙度平均4.89%，宏观裂隙发育1～3 条/cm，显微裂隙不发育，孔隙、显微裂隙、宏观裂隙连通性差，渗透率为4.5×10-17 m2，渗透性较差；闭合压力较大，破裂压力与闭合压力差较小；低含气饱和度、低临界解吸压力、低渗透率是未来煤层气开采的不利因素。综合分析认为区块具有进一步勘查开发的潜力。

关键词：煤层气；煤储层特征；资源开发潜力；景尚东区块；沁水盆地

崔晓松，周瑞，张凯.沁水盆地寿阳西部地区煤层气资源潜力评价[J].煤炭科学技术,2022,50(7)：224-232.

CUI Xiaosong，ZHOU Rui,ZHANG Kai.Potential evaluation of coalbed methane resources in western Shouyang County of Qinshui Basin[J].Coal Science and Technology，2022，50(7)：224-232.

作者简介：崔晓松(1987—),男,山西武乡人,工程师，硕士。E-mail：sx148cxs@163.com

Potential evaluation of coalbed methane resources in western Shouyang County of Qinshui Basin

(1.Shanxi 148 Prospecting Institute of Coal Geology, Taiyuan 030053, China;2.Institute of Mining Engineering,Taiyuan University of Technology, Taiyuan 030024,China)

Abstract:In view of the current situation of unclear coalbed methane occurrence, low exploration level, and insufficient resource potential evaluation basis in Jingshangdong block in the western region of Shouyang, the following parameters of coal beds were obtained, including burial depth, thickness, structure, coal quality, gas content, isothermal adsorption property, porosity, permeability, reservoir pressure and crustal stress. The occurrence characteristics of coal seam, gas bearing capacity and adsorption characteristics, coal petrology and coal metamorphism, coal reservoir characteristics and resource development potential were studied in this paper. The results show that the cumulative thickness of coal seams in this area is large, the average thickness is 9.91 m, the coal metamorphism is high, and the gas content of each coal seam is high with the average gas content of No.3, 8, 15, 15 lower coal bed at 13.69, 14.29, 9.59 and 11.82 m3/t, respectively. The estimated CBM resources is 145.13×108 m3, suggesting good resource conditions. The gas saturation of coal beds are low, ranging from 40% to 62%, with an average of 50%. The critical desorption pressure ranges from 0.65 MPa to 2.76 MPa with an average value of 1.38 MPa. The average porosity is 4.89%, micro-fractures and macro-fractures have poor connectivity, with a permeability of 4.5×10-17 m2，which is very poor. The closing pressure is large, and the difference between the rupture pressure and the closing pressure is small; low gas saturation, low critical desorption pressure, and low permeability are unfavorable factors for future CBM exploitation. The comprehensive analysis shows that the block has the potential for further exploration and development. The comprehensive analysis shows that the block has the potential for further exploration and development.

Key words:coalbed methane; coal reservoir characteristics; resource development potential; Jingshangdong Block；Qinshui Basin

0 引言

沁水盆地煤层气成藏条件、构造动力条件、煤岩结构、水文地质条件、煤储层物性特征、煤层气压裂排采等前人做了大量的研究。但研究对象主要针对沁水盆地南部，北部整体勘探开发程度不高，仅中石化在和顺地区、中联煤层气公司在寿阳、寿阳北地区做过一定的勘查工作。和顺区块煤层气勘查排采的目的煤层为15号煤层，煤层气井集中部署在区块的东南部，前人研究了和顺区块的含气性及其控制因素[1]、孔渗特征[2-3]、煤层气富集控制因素[4]、储层特征与试采效果[5]等，认为和顺区块具有含气量大、含气饱和度低、临界解吸压力低、渗透率低的特点；张旭等[6]研究了寿阳北区块的3、9、15号煤层煤层气赋存特征，认为区块东北部主力煤层发育、埋深适中、含气量高、封盖条件较好，是下一步勘探开发的有利区；前人在研究寿阳区块煤层气赋存、储层物性的基础上，探讨了煤层合层开采的可行性[7-8]。寿阳西部地区景尚东区块为煤层气勘查开发空白区，以往仅进行过煤炭勘查工作，山西省煤炭地质148勘查院开展过沾尚煤炭普查工作，景尚东区块位于沾尚普查区的北部，研究区南部进行了沾尚煤炭详查，区块东部进行了西上庄、孟家村煤炭详查，通过分析研究煤田勘探成果，对区块煤层赋存情况、煤质特征、区块地层、构造有了初步认识。但就该区块煤层气赋存情况、煤储层特征、资源潜力等研究欠缺。

为初步评价景尚东区块煤层气资源潜力，对该区块开展了煤层气普查工作，在收集利用周边10个煤田钻孔资料基础上，施工了四口煤层气井，对其中两口井的8、15(15下)号煤进行了注入压降试井，15号煤和15下号煤间距小于2 m，进行了合层试井，获得了该区块的煤层深度、厚度、含气量、孔隙度、渗透性、储层压力、地应力等参数。通过对区块煤层赋存特征、煤岩煤质特征、孔隙结构与等温吸附特性、含气性、裂隙与煤体结构特征、煤储层压力特征等方面进行研究，对该区块进行了资源潜力评价，为下一步勘查开发提供了地质依据。

1 研究区概况

寿阳西部地区景尚东区块位于沁水煤田东北部，行政区划属晋中市寿阳县、昔阳县管辖，面积为82.91 km2。本区块位于沁水凹陷盆地东北部，阳曲—盂县纬向构造带南翼。区域内总体构造形态为走向NNE，倾向NWW的单斜构造，受新华夏系构造的影响，区域内褶曲呈雁行排列，彼此平行。地层倾角一般小于15°，无岩浆岩侵入。二维地震解释断层5 条，落差70 m的逆断层1 条，落差30、25 m的正断层各1条，落差30、40 m的逆断层各1 条，陷落柱20 个(图1)。正断层和陷落柱会破坏煤层的封盖条件，造成煤层气逸散[9]。本区陷落柱相对发育，对煤层气有一定破坏性。

区块内的地层由下而上为奥陶系中统下马家沟组、上马家沟组、峰峰组，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组、上统上石盒子组、石千峰组，三叠系下统刘家沟组、和尚沟组，第四系中更新统、上更新统。

2 煤储层特征

2.1 煤层发育特征

本区含煤地层为山西组及太原组，共含煤14层。由上而下编号为1、2、3、4、6、8、8下、9、11、12、13、14、15及15下号。1～6号产于山西组，8～15下号产于太原组。煤层总厚14.46 m，煤系总厚192.03 m，含煤系数7.5%，3、8、15、15下号煤层平均厚度9.91 m，含煤系数5.2%。山西组厚57.10 m，3号煤层厚1.00 m，含煤系数1.75%；太原组厚134.93 m，8、15、15下号煤层厚8.91 m，含煤系数6.60%。主力煤层为二叠系下统山西组3号煤层和石炭系上统太原组8、15、15下号煤层(图2)。

3号煤层位于山西组中部，煤厚0.20～2.20 m，平均1.00 m，为大部可采的稳定薄煤层，为中灰、低硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为569～1 087 m。8号煤层位于太原组上部，煤厚0.95～3.23 m，平均2.20 m，距上部3号煤层25.40～46.40 m，平均间距38.95 m，为全区可采的稳定煤层，为低灰、中硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为611～1 143 m(图3a)。15号煤层位于太原组下部，煤厚1.95～7.70 m，平均4.36 m，距上部8号煤层72.45～93.10 m，平均间距83.88 m，为全区可采的稳定煤层，为低灰、中硫、低磷、高发热量无烟煤，埋深为680～1 235 m(图3b)。15下号煤层位于太原组下部，为15号煤层分叉形成的煤层，15下号煤层煤厚0.65～4.18 m，平均2.35 m，为大部分可采稳定煤层，为中灰、低硫、低磷、中高发热量无烟煤，埋深为686～1 184 m。

2.2 煤岩特征与煤变质程度

各煤层宏观煤岩类型主要为半亮型。显微组分以镜质组为主，次为惰质组。无机组分以黏土类为主，少量硫化铁类。3号煤层镜质组含量占58.18%，惰质组占37.22%；8号煤层镜质组含量占49.08%，惰质组占48.03%；15号煤层镜质组占56.78%，惰质组占39.03%；15下号煤层镜质组占44.40%，惰质组占55.60%(图4a)。镜质组主要为均质镜质体和基质镜质体，有部分碎屑镜质体；惰质组主要为粗粒体和碎屑体，有部分丝质体。镜质组反映了还原条件的生成环境，生烃能力较强，主要生成气态烃[10]。本区镜质组组分高，这就保证了煤具有很好的生气潜力和储气能力。

3号煤层镜质组最大反射率2.32%～2.89%，平均2.60%；8号煤层镜质组最大反射率2.64%～2.86%，平均2.79%；15号煤层镜质组最大反射率2.89%～3.19%，平均3.01%；15下号煤层镜质组最大反射率2.86%～3.12%，平均2.98%，均达到无烟煤阶段,煤变质程度高(图4b)。

2.3 实测含气量

勘查煤层气含量测试方法—自然解吸法，煤层气含量测试由三阶段气量构成，即逸散气量、解吸气量和残余气量，测试标准为《煤层气含量测定方法》(GB/T 19559—2008)。为减少煤层气样品在提钻过程中的逸散气量，采用绳索取芯钻具采取样品，样品提升时间按照《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T 29119—2012)执行，四口井共采取了53个煤层气样品。测试甲烷空气干燥基：3号煤层含气量7.33～18.79 m3/t，平均13.69 m3/t；8号煤层含气量6.54～21.84 m3/t，平均14.29 m3/t；15号煤层含气量3.02～14.37 m3/t，平均9.59 m3/t；15下号煤层含气量8.49～15.51 m3/t，平均11.82 m3/t(图5a)。煤层气组分以CH4为主，N2次之，含少量CO2及微量重烃，CH4占气体组成的90.47%～98.92%(图5b)，N2占气体组成的0.71%～9.39%，CO2占气体组成的0～1.71%。本区煤类主要为无烟煤，平均煤层含气量大于8 m3/t，煤层气成藏潜力大，可为煤层气开发提供良好的资源保障。

本区15号、15下号煤层含气量较3、8号煤层含气量低，主要受煤层灰分和顶底板岩性控制。通过统计分析煤层灰分产率与煤层含气量的关系，发现煤层灰分产率与煤层含气量呈负相关关系，灰分产率越高煤层含气量越低(图5c)。煤层顶板对煤层气的保存起到重要作用，顶板泥岩、砂质泥岩发育则封闭性能好，煤层气不容易散失；顶板为砂岩、石灰岩则封盖条件较差，气体容易散失，含气量较低[9]。15号煤层上部全区发育3层石灰岩(K4、K3、K2)，K2石灰岩为15号煤层的间接顶板，K2石灰岩与15号煤层间距11.39～21.39 m，平均间距16.46 m，局部地段发育K2下石灰岩，如JS-Q1井直接顶板为K2下石灰岩，石灰岩顶板对煤层封盖条件差，煤层气散失量大，实测煤层气含量低。

2.4 煤储层孔渗性

3号煤层孔隙度为4.85%～5.14%，平均为4.91%；8号煤层孔隙度为4.67%～5.03%，平均为4.81%；15号煤层孔隙度为3.85%～5.23%，平均为4.96%；15下号煤层孔隙度为4.49%～5.17%，平均为4.80%。

煤层裂隙发育情况对煤层渗透率具有重要作用，裂隙系统是煤层气运移的通道[11]。本区块各煤层以原生结构煤为主，部分碎裂煤，少量糜棱煤，煤样较完整，以短煤柱为主，宏观裂隙1～3条/cm，主要为微、小裂隙，中、大裂隙发育较差；煤样经扫描电镜观察，煤岩基质表面有少量黏土矿物混合物、方解石，孔隙以结构孔为主，多被黏土矿物充填，发育部分铸模孔、气孔，显微裂隙总体不发育，以平直、张开状为主，局部闭合，且裂隙常见黏土矿物充填，多为方解石、高岭石、伊利石，高岭石晶体呈假六角片状，集合体形态为叠片状，伊利石晶体呈弯曲片状，集合体为丝缕状、片状(图6)。本区宏观裂隙发育1～3条/cm，显微裂隙发育不好且多被充填，孔隙与宏观裂隙沟通差，孔隙中煤层气不能有效进入宏观裂隙，致使煤层气不能顺畅流动。

煤储层渗透性高低体现煤层气产出通道的畅通程度，是影响煤层气可采性的关键参数之一[12]。通过2口井4层煤注入/压降试井，获得8号煤层渗透率(3～5)×10-17 m2，平均4×10-17 m2；15号煤层渗透率(2～7)×10-17 m2，平均5×10-17 m2。按煤层原始渗透率分类标准， 8、15号煤层渗透率属于低渗透率。研究区孔隙度平均4.89%，宏观裂隙发育1～3条/cm，显微裂隙不发育，孔隙、显微裂隙、宏观裂隙连通性差，渗透性较差。

2.5 煤储层吸附性

景尚东区块4口井主力煤层均进行了等温吸附试验(图7)，等温吸附分析测试结果表明，区块内煤储层对甲烷的吸附能力存在以下特点：①吸附能力普遍较高，全区煤样空气干燥基的兰氏体积在22.72～48.76 m3/t，均值为32.67 m3/t；其中测试值在20～30 m3/t的占29.41%，在30～40 m3/t的占64.71%，在40～50 m3/t的占5.88%；②不同煤层吸附能力存在一定差异，随着煤层埋深的增加，兰氏体积呈逐渐降低的趋势；③兰氏压力偏低，全区各煤层兰氏压力在1.3～2.63 MPa，均值为1.85 MPa，随着埋深的增加，各煤层兰氏压力呈降低趋势，但幅度较低。计算临界解吸压力介于0.64～2.76 MPa，平均1.38 MPa。试验结果说明，区块煤层吸附能力强，临界解吸压力低，煤层气难解吸。

2.6 储层压力

储层压力，指作用于煤孔隙-裂隙空间上的流体压力，是地层能量的体现和驱动煤层中煤层气运移产出，影响着煤层对甲烷气体的吸附/解吸特征[13]。一般情况下，煤层原始储层压力高，说明煤层气保存条件好；否则，煤层原始储层压力低，煤层气散逸严重。本区8号煤储层压力8.24～8.99 MPa，平均8.62 MPa，压力梯度8.2×10-3～8.7×10-3MPa/m，平均8.5×10-3 MPa/m；15号煤储层压力3.78～10.96 MPa，平均7.37 MPa，压力梯度3.4×10-3～1.01×10-2MPa/m，平均6.7×10-3 MPa/m。和顺、寿阳区块15号煤储层压力1.53～7.41 MPa，平均3.85 MPa，压力梯度2.7×10-3～9.1×10-3 MPa/m，平均6.9×10-3 MPa/m，15号煤区域整体欠压严重[14]。垂向上，8号煤层储层压力大于15号煤层，可能是15号煤层上部灰岩发育，对煤层气保存不好，造成煤层气运移散失，本区8号煤层含气量远大于15号煤层；平面上，15号煤层储层压力差异大，很大程度取决于煤层顶板泥岩的发育情况，泥岩发育较厚，煤层气保存相对较好，储层压力较高，反之，储层压力低。

含气饱和度是煤层气选区评价与开发的重要参数，更是反映煤层气开发难易程度和煤层气井产能评价的重要指标[15]。根据赵庆波等编著的《煤层气地质及勘探开发技术》中计算含气饱和度的公式：

式中:Sg为含气饱和度，%；Vm为自然解吸含气量，m3/t；VL为等温吸附含气量(兰氏体积)，m3/t；PL为兰氏压力，MPa；Pf为煤储层压力，MPa。

计算了8、15号煤层的含气饱和度，含气饱和度在40%～62%(表1)，含气饱和度平均50%，表明本区煤层含气饱和度低。总体来看，本区煤储层压力较低，压力梯度较小，属欠压煤储层，地层能量和驱动煤层气产出的动能较弱。

2.7 地应力

本次采用微型压裂法测试原地应力，注入泵以大排量向煤层注水，迅速使煤层产生裂缝，关井后记录压降曲线。对压降曲线进行分析，获取裂缝的闭合压力，裂缝的“开启”和“闭合”改变了流体的漏失速率，裂缝闭合压力是泵注停止后压降曲线上斜率变化的拐点。为了根据关井压力数据确定裂缝闭合压力，一般采用瞬时关井压力法、双对数法和时间平方根法，本次测试采用时间平方根法获取闭合压力。注入压降法测试的闭合压力为最小水平主应力[16]，破裂压力为注入水煤层破裂的最小压力。本次测试了JS-Q2、JS-Q3井8、15(15下)号煤破裂压力、闭合压力，破裂压力为12.21～16.72 MPa,平均为14.81 MPa，闭合压力为11.23～14.21 MPa，平均为12.44 MPa；寿阳区块破裂压力平均为12.32 MPa，闭合压力平均为11.05 MPa[8]，研究区破裂压力、闭合压力略高于寿阳区块。崔彬等[17]分析了和顺区块闭合压力与渗透性、产气量的关系，认为井单井产气量与闭合压力也具有较好的负幂函数关系，和顺X2井组高产井集中在闭合压力小于10 MPa的区域。研究区闭合压力较大，破裂压力与闭合压力差较小，降压排采中压降至闭合压力，煤层压裂裂缝开始闭合，不利于煤层气排采。

3 资源评价

依据《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T 29119—2012)，本次煤层气资源储量估算采用地质块段法(体积法)，对煤层气资源量块段划分的基本原则：块镜质组反射率>1.9%，煤层气含量下限为8 m3/t，煤层净厚下限为0.5 m。估算煤层气地质资源量145.13×108 m3，资源丰度1.75×108 m3/km2，属中等丰度。

对比相邻和顺区块[18-19]、寿阳区块[20]寿阳北区块[6]煤储层主要参数，本区块主力煤层为3、8、15(15下)号，寿阳、寿阳北主力煤层为3、9、15号煤层，和顺区块主要目的煤层为15号，3、8、9发育较差，本区主力煤层层数多，煤层累计厚度大；埋深相对较深，平均深200 m左右；研究区3、8号煤层含气量大于寿阳、寿阳北3、9号煤层含气量，15号煤层含气量相对较低，但煤层厚度相对大；研究区资源丰度1.75×108 m3/km2，和顺区块资源丰度1.70×108 m3/km2，寿阳区块资源丰度1.57×108 m3/km2；研究区整体资源条件略好于其他3个区块。研究区与其他3个区块平均含气饱和度均在55%左右，差异较小，含气饱和度均低；平均临界解吸压力在1.06～2.41 MPa之间，和顺区块临界解吸压力相对较高，整体来看解吸压力均较低；本次3号煤层欠缺渗透性测试数据，4个区块的渗透性对比，寿阳北区块最好，寿阳区块次之，研究区与和顺区块较差，渗透性与埋深关联性大，总体来看渗透性较低；研究区与其他3个区块，普遍存在含气饱和度低、临界解吸压力低、渗透率低的特点。

4 结论

1)沁水盆地寿阳西部地区3、8、15(15下)号煤层平均厚度累计9.91 m，平均含气量11.70 m3/t，区块煤层累计厚度大，各煤层含气量高，煤层气地质资源量145.13×108 m3，资源丰度1.75×108 m3/km2，具有很好开采资源潜力。

2)沁水盆地寿阳西部地区15(15下)号煤层含气量较3、8号煤层含气量低，主要受煤层灰分和顶底板岩性控制，煤层灰分产率与煤层含气量呈负相关关系，煤层顶底板岩性对煤层气保存起到重要作用。

3)沁水盆地寿阳西部地区煤储层吸附能力普遍较高，兰氏压力偏低，临界解吸压力低，煤层气难解吸。

4)煤储层为欠压储层，孔隙度4.89%，低含气饱和度、低解吸压力、低渗透率，是未来煤层气高产开发的不利因素，需加强压裂、排采等关键技术攻关，为煤层气经济开采提供技术保障。

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