孙国忠

（北京大地高科地质勘查有限公司，北京 100040）

乡宁矿区是我国重要的炼焦煤产地之一，矿区东南以10 号煤层露头为界，东部以紫荆山断裂带为界，北部与石隰矿区为界，西北部以山西组煤层埋深1 200 m（太原组煤层埋深1 300 m） 等深线为界，西部以黄河保护煤柱为界。南北长约100 km，东西宽约55 km，面积约4 203 km2（图1）。近年来，随着国家开发利用清洁能源战略调整，有巨大发展潜力，开发利用好煤层气资源，有助于调整能源结构，保障煤矿生产安全。鄂尔多斯盆地地质条件好，资源丰富，具备产能依据，储量基础和技术条件。通过研究这一地区聚煤规律及控气特征，对指导该区的煤层气勘探开发具有重要意义。

图1 乡宁矿区范围Fig.1 Scope map of Xiangning mining area

1 地质背景

乡宁矿区总体构造形态为一倾向西，走向近南北的单斜，位于鄂尔多斯盆地东部边缘，地层平缓，倾角平均5°，发育少量宽缓、规模不大的褶皱，对煤层、煤质变化影响较小。煤系地层主要为太原组和山西组地层。

太原组地层厚度27～75 m，一般45 m 左右，含煤层6 层（5 号、6 号、7 号、8 号、10 号、11号），煤层平均总厚为3.20 m，含煤系数7.1%，含全区可采煤层1 层（10 号），可采总厚平均2.60 m，可采含煤系数5.8%。10 号煤层厚度0.80～4.70 m，平均厚度2.59 m，煤厚变异系数0.27，为较稳定煤层。

山西组地层厚33～56 m，平均厚度44 m，含煤4 层（1上号、1 号、2 号、3 号）。煤层平均总厚6.40 m，含煤系数14.5%，可采煤层平均总厚5.90 m，可采含煤系数为13%。2 号煤煤层厚度2.30～7.20 m，平均厚度为5.20 m，煤厚变异系数0.15，为稳定煤层。

据乡宁矿区煤质资料显示，区内煤层镜质组（Romax） 最大反射率在1.65%～2.30%，有焦煤、瘦煤、贫瘦煤、贫煤，以贫煤为主。其中2 号煤介于1.65%～2.20%，平均2.01%；10 号煤层最大反射率一般为2.15%，极值区间1.80%～2.28%，变质阶段产物为IV～VI。总体变化趋势是随埋深的增加而略有增加，变化不大，梯度为0.007 8%左右。

乡宁矿区未发现岩浆岩侵入，地层平缓，水力联系弱，富水性弱，地下水流向自东向西，基本沿倾向，运移速度平缓，滞流带形成于西部中心，对富集气体成藏是有利条件。

2 聚煤环境

煤由在沼泽中的植物遗体堆积转变而成，该地区发育有泥炭沼泽地貌单元，有利于植物遗体堆积。泥炭沼泽发育的沉积环境主要是海滨或湖泊沿岸、三角洲平原、冲积平原、冲积扇前缘等。

太原组聚煤环境为滨海平原上的潮坪、潟湖-潮坪三角洲沉积体系，晚石炭世后期由于环境变迁频繁，泥炭沼泽化时间较短，海水时而直接进入泥炭沼泽，在研究区形成的煤层薄而不稳定，潟湖相和浅海相灰岩直接覆于煤层之上构成煤层直接顶板，为一套海、陆交互相含煤沉积。

太原组10 号煤层是晚石炭系世中期形成，是在潟湖、潮坪长期拓展夷平沼泽化后开始形成，潮坪泥炭沼泽化后气候适宜，植物繁茂，成煤物质丰富，沉积补偿作用均衡，从而形成全区普遍发育10号煤层。上部发育有一套长石砂岩，颜色灰白色，为潮道沉积，沉积冲刷造成有的地段煤层变薄。

山西组地层的沉积相以河流三角洲相为主，岩性主要由砂岩、泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩及煤层组成，颜色呈白色、灰白色、灰黑色为主。在浅水三角洲分流涧湾地带形成煤层，是有利的聚煤场所。煤层聚积期地壳相对稳定，成煤物质充分，堆积与补偿均衡，河流作用微弱，形成全区普遍发育、厚度较大的2 号煤层。

3 煤层气生储层特征分析

3.1 烃源岩特征

烃源岩依据烃类有机起源说，具备烃源岩的条件是环境要有利于有机质大量繁殖和保存，有机质（即干酪根） 含量丰富，门限温度（即埋藏深度）要适宜干酪根转化成油气。盆地干酪根特征具有Ⅲ类特征，含有生气有机母质，以陆生植物为主。本区烃源岩为区内所沉积的海陆交互相地层，主要本溪组、太原组、山西组地层。

2 号煤层和10 号煤层是主要生气层，山西组和太原组含煤系数13%、7.1%。煤岩组分以镜质组为主，镜质组含量46%～88%，惰质组含量12%～54%，无机组分含量6%～14%。煤层显微煤岩类型为微镜惰煤（表1）。贫煤阶段变质程度为主，煤层自身的吸附能力小于煤层生气量。气源丰富，有利于砂岩储层富集。

表1 煤层显微煤岩组分含量Table 1 Coal seam maceral content

3.2 储层特征

煤层是煤层气的主要富集场所，是主要的自生自储储层。

煤储层内大孔孔隙不太发育，主要小孔和微孔发育，有时见中孔，煤层气渗流、扩散相对较困难。

根据部分实验钻孔煤层气试井资料，山西组2号煤层孔隙度为1.3%～5.0%，平均3.0%；3 号煤层为3.3%～4.0%，平均3.5%；10 号煤层为2.6%～4.3%，平均4.0%，均属低孔隙度煤层。

观察煤芯可见内生裂隙和外生裂隙在煤层内均有发育，有部分裂隙充填泥钙质，煤岩类型以半亮型煤居多，少量半暗型煤，裂隙发育。观测表明（图2），主要为剪性裂隙和张性裂隙，有的裂隙已被碳酸盐岩矿物。

孔隙的形成成因不同，通过扫描电镜观察煤样，发育有组织孔孔隙、气孔孔隙、胞腔孔孔隙、溶蚀孔孔隙和晶间孔孔隙。少量组织孔被2 μm的裂隙连通；胞腔孔孔隙有的被充填黏土，分布均匀；观察到气孔孔隙分布密集，形状呈圆形，气孔窝φ200 nm 左右；晶间孔孔隙发育在煤中矿物质晶体间；溶蚀孔孔隙，大小和形态不同，连通性差。

根据煤储层发育特征，在实验钻孔进行注入压降和原地应力测试。对10 号煤层、2+3 号煤层进行了注入压降和原地应力测试，并利用专用测试分析软件对测试资料进行分析，结果见表2。从结果看，10 煤层的渗透率为为0.007 4 mD，2+3 煤层的渗透率为0.020 8 mD，主要可采煤层的渗透率均小于0.1 mD，说明本区煤层属于低渗透率煤层，10号煤层和2+3 号煤层属于低- 中渗透性煤储层。

表2 煤层注入/压降数据Table 2 Coal seam injection/pressure drop data

矿区原地应力测试结果表明，2+3 号煤层破裂压力为12.82 MPa，闭合压力为12.03 MPa，闭合压力梯度为1.38 MPa/100 m；10 号煤层破裂压力为14.95 MPa，闭合压力为11.32 MPa，闭合压力梯度为1.24 MPa/100 m，说明本区地应力变化较大，局部较高。

从表2 可以看出，研究区2+3 号煤层储层压力为3.69 MPa，储层压力梯度为0.42 MPa/100 m。10号煤层储层压力为4.58 MPa，储层压力梯度为0.5 MPa/100 m，均属欠压煤储层。

对研究区进行等温吸附特征测试，结果见表3，其中2 号煤层样3 个，3 号煤层样3 个，10 号煤层3 个，测试依据《煤的高压等温吸附方法》(GB/T 19560-2008)。等温吸附测试数据显示，2+3号煤层最大吸附量（空气干燥基） 兰氏体积VL为27.55 cm3/g，兰氏压力PL为2.01 MPa，10 号煤层最大吸附量（空气干燥基） 兰氏体积VL为29.71 cm3/g，兰氏压力PL为2.00 MPa，说明本区各可采煤层对煤层气的吸附能力较低。

表3 等温吸附试验成果Table 3 Isothermal adsorption test results

煤层气含气饱和度是利用Langmuir 吸附方程计算出储层压力条件下的理论吸附量，然后再用理论吸附量及实测含气量求得煤层气的含气饱和度，测试结果见表4。

表4 含气饱和度等参数Table 4 The table of gas saturation and other parameters

由表4 测试成果说明，本区各可采煤层煤层气含量变化幅度大，煤层气风化带埋藏较深，煤层渗透率、含气饱和度及地解比低。

4 含气性特征

2 号煤层煤层气含量为0.20～19.40 mL/g，平均4.97 mL/g，CH4浓度为21.35%～96.40%，平均55.45%；3 号煤层煤层气含量为0.41～16.52 mL/g，平均5.85 mL/g，CH4浓度为19.66%～98.37%，平均61.08%；10 号煤层煤层气含量为0.46～26.56 mL/g，平均7.94 m L/g，CH4浓度为13.80%～96.20%，平均67.44%。

从实验钻孔测得的煤层气（瓦斯） 含量数据来看，甲烷含量总体上较低。煤层气含量随煤层埋深增加，含气量也有增加趋势，和煤层埋深总体上一致。在纵向分布上显示，太原组煤储层含气性高于山西组煤储层。

5 结 论

（1） 乡宁矿区总体构造简单，断层不发育，煤层埋深适中，储层厚度大，裂隙较发育，以小孔和微孔孔隙为主，含气饱和度偏低，但煤的吸附性强。

（2） 煤储层属于欠压储层，随煤层埋深的增加最小主应力和压力增大。

（3） 主要煤储层渗透率较低，不利于开发煤层气。研究该区储层特征及控气规律，有利于指导该区的煤层气勘探开发。