郭 伟

(中国石化 华东分公司 石油勘探开发研究院，南京 210011)

延川南煤层气田基本特征与成藏关键因素

郭 伟

(中国石化 华东分公司 石油勘探开发研究院，南京 210011)

以延川南煤层气田山西组2号煤层为例，分析了该气田的基本特征。该气田具有构造简单，厚度稳定，低孔、低渗，低压力梯度，生烃潜力大，含气量高，演化程度高等特点。通过研究区断层与含气量、地层水、地层压力梯度的关系，局部构造与割理发育、煤层气产量的关系，以及对煤层气甲烷碳同位素特征的分析，认为：(1)断层对煤层气的富集作用明显，断裂带煤层含气量明显变低；(2)中部断裂带控制了煤层的压力梯度和地层水的分布；(3)煤层气具有混合气(自源和运移来的热成因气)的特征，有一定构造幅度的正向构造，有助于煤层气的富集。

断层；煤层气；2号煤层；山西组；延川南

鄂尔多斯盆地东缘煤炭地质工作始于20世纪50年代，区块东南部有王家岭煤矿，中部有白额、谭坪煤炭普查区，而煤层气勘探始于20世纪90年代初。延川南煤层气田煤层气勘探始于2008年，中国石化华东分公司在该区块开展了煤层气勘探评价工作。2009年X1井评价2号煤层获得最高日产气量2 632 m3，实现了延川南煤层气田第一口探井的工业气流突破。随后开展探井评价、井组试验实现了气田由点到面的商业突破，确定了延川南气田具备整体开发的资源潜力，2013—2014年开展808口井工作量的5×108m3产能建设，至2014年8月，延川南工区投产总井数为535口，见气井已有150口，33口井日产气量超过了1 000 m3，日产煤层气100 052 m3[1]。截至2015年3月产气井326口，日产气199 200 m3，由于新实施开发井处于见气初期，气田总体处于较好的上产趋势。

1 气田基本特征

1.1 构造特征

延川南煤层气田位于鄂尔多斯盆地东缘南段(图1)，南邻鄂尔多斯盆地韩城区块，隶属于渭北隆起和晋西挠褶带交会处，东以紫荆山断裂带与晋西隆起带相隔，其构造性质既有别于活动强烈的山西地块先期挤压褶皱，后期伸展断陷；又不同于相对稳定的鄂尔多斯盆地内部，而是表现为过渡性质的盆缘构造类型，地层北西倾，总体形态为一简单的单斜，具有结构简单、地层平缓、断裂少、活动微弱、构造稳定的特点。

图1 鄂尔多斯盆地构造区划及研究区位置

延川南煤层气田同鄂尔多斯盆地一样受3期断裂运动的影响，即印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动。根据构造特征，延川南煤层气田可划分为4个二级构造单元，分别是：王家岭构造带、谭坪构造带、中部断裂带和万宝山构造带。研究区发育4条主要断层，分别是控制中部断裂带的2条逆断层和位于东南部的2条正断层(图2)。

控制中部断裂带的2条逆断层主要活动期为燕山中期，向上消失于上二叠统上石盒子组地层中，向下消失于中奥陶统峰峰组地层中；走向NE，倾向SE，倾角60°，Y伸约20 km左右，断距为25～60 m。

2条正断层一条为西柏沟缓坡带与白额断鼻带边界断层，位于区块东中部，主要活动期为喜马拉雅运动早期，向上消失于下三叠统刘家沟组地层中，向下消失于中奥陶统峰峰组地层中；走向NE，倾向SE，倾角60°左右，Y伸15.6 km，断距为25～100 m。另一条正断层为王家岭构造带与西柏沟缓坡带边界断层，位于区块东南部，主要活动期为喜马拉雅运动早期，该断层向上消失于三叠系地层中，向下消失于中奥陶统峰峰组地层中；走向NE，倾向NW，倾角40°，Y伸29.77 km，断距为20～45 m。

1.2 地层特征

本区含煤地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组，共发育11套煤层，主力煤层为山西组2号煤层和太原组10号煤层。

图2 延川南煤层气田构造区划

太原组为发育海相碳酸盐—潮坪相沉积，含煤5～8层。底部为石英砂岩，下部为灰黑色泥质粉砂岩，局部夹薄层石灰岩；中部为3层生物碎屑灰岩，夹薄层泥岩及薄煤层；上部为深灰色泥岩、粉砂岩、夹薄层砂岩，顶部有时见一层钙质泥岩。与下伏地层整合接触，厚35～83 m，一般厚度为60 m。

山西组主要为三角洲平原相沉积体系，沉积环境稳定，成煤物质充裕，含煤4～5层。岩性上部以深灰色砂岩、粉砂岩为主，含不稳定薄煤层1～2层；下部以深灰、灰黑色泥岩、砂质泥岩为主，含煤2～3层；底部为灰白色细粒长石石英砂岩。与上覆石盒子组、下伏太原组均为整合接触，厚30～75 m，一般厚45 m。

1.3 煤层厚度与埋深

以2号煤层为例，地震剖面上，2号煤层反射特征明显，全区反射波基本可连续追踪，2号煤层取心厚度2.28～6.73 m，平均4.44 m。2 号煤层的中部形成多个聚煤中心，厚度较大，平均6 m 以上[5]。在谭坪构造带X1井区煤厚5～5.5 m，万宝山构造带X2井区厚4.5～5 m；煤层厚度呈东南厚，向北部及西部减薄。

2号煤层埋深呈东南浅、西北深的趋势，区内东南部煤层埋深较浅，边缘出露；西北部煤层埋深较深，边界处2号煤层埋深可达1 750 m；谭坪构造带埋深650～1 000 m；万宝山构造带埋深1 000～1 350 m。

1.4 煤岩煤质

1.4.1 煤岩演化程度

2号煤层总体上以光亮煤和半亮煤为主，半暗煤和暗淡煤在东北部和西南部零星发育。煤岩变质作用主要受控于区域性的深成热变质作用。2号煤镜质体反射率变化为1.96%～3.22%，平均2.45%，整体处于贫煤、无烟煤阶段，对应于煤岩演化生气高峰时期，随埋深的增加变质程度增大。

1.4.2 煤岩显微组分

基于气田内9口煤层气井57件煤样显微煤岩组分定量统计，2号煤层镜质组含量在47.94%～85.33%之间，平均75.33%；惰质组含量为4.44%～33.47%，平均15.59%；壳质组含量为0%～6.33%，平均2.60%；镜惰比(V/I)在1.70～18.77之间，平均5.87，总体上气田内煤的镜质组含量高。镜质组含量高不仅有利于生气形成丰度较高的煤层气藏，还有利于形成割理，提高孔隙度，煤层的储集物性变好。

1.4.3 煤质特征

2号煤层灰分产率为5.37%～35.97%，平均值为12.4%，属于特低灰—低灰煤，反映成煤沉积环境较为稳定；垂向上呈先增高后降低的规律，靠近顶、底板处灰分产率较低，煤层中部灰分产率较高；平面上以X3井为中心向四周逐渐降低，在区块东北部发育以X4井为中心的高灰分产率区。灰分趋势表明万宝山煤的吸附能力强于谭坪构造带。水分含量0.36%～1.73%，平均0.89%，以X5井为中心向北西、南东2个方向逐渐降低。挥发分产率8.39%～20.36%，平均10.80%，属于中低挥发分煤，以X6井为中心向周边减少。全硫含量0.17%～2.52%，平均0.63%，平面上呈北西低、南东高的特征(图3)。

1.5 储层特征

1.5.1 孔隙度与渗透率

据不同井的实验资料，按照实验室测定的真密度和视密度计算得出：2 号煤层煤心的孔隙度值介于1.3% ～ 4.6%，平均为3.3% ；10 号煤层的煤心样品孔隙度值介于2.6% ～ 4.3%，平均为3.7%。对区块内不同井2 号煤层的煤心样品以及10号煤层的煤心进行注入/ 压降测试，得到2 号煤层渗透率介于(0.017 35 ～ 0.169 8) ×10-3μm2，10 号煤层渗透率介于(0.026 ～ 0.226 5) ×10-3μm2，煤储层渗透率相对较低[5]。

1.5.2 割理

割理主要是指煤中宽度在毫米级的割理或裂隙，主要以内生成因为主。根据取心观察描述(图4)，延川南煤层气田2号煤层裂隙平均面密度在2.88～7.08 条/5cm之间，平均为5.06 条/5cm；其中面割理密度在4～25 条/5cm，平均15 条/5cm；端割理2～20 条/5cm，平均8 条/5cm。

1.6 煤层含气性与吸附性能

2号煤层含气量分布在5.54～20.48 m3/t之间，平均12 m3/t，多数煤层气井大于8 m3/t。受煤层埋深的影响，该煤层含气量在东南部、东北部较低；整体上，以中部断裂带为界，形成西部以X2井为中心、东部以X1井和X6井为中心的2个煤层气富集区。其中，西部X2井煤层含气量最高可达20.48 m3/t，属于中高含气量地区；东部X1和X6井区最高达16 m3/t左右，位于谭坪缓坡带附近。

气田内所取煤样实验得到煤层兰氏体积普遍较大，反映煤层吸附能力较强。2号煤兰氏体积为13.59～46.51m3/t，平均为27.56m3/t，平面上以X2井为中心向四周递减。该区的兰氏体积普遍较高，说明该区煤具有较强的储气能力。2号煤层解吸压力为1.48～9.27 MPa，平均4.52 MPa，普遍高于理论临界解吸压力。其中谭坪构造带解吸压力相对较低，在1.48～5.19 MPa之间，平均3.42 MPa；万宝山构造带解吸压力较高，在4.01～9.27 MPa之间，平均6.25 MPa，万宝山构造带相对谭坪构造带煤层可采性较强。

图3 延川南煤层气田2号煤层煤质参数平面等值线据李青修改，2014。

图4 延川南煤层气田2号煤层岩心割理裂隙

2 煤层气富集的关键因素

Walter B.Ayers Jr.[13]在对San Juan盆地美国最大的Fruitland煤层气田研究后，提出控制煤层气资源与产能的关键因素有9个，包括热演化程度、煤的显微组分、含气量、煤层厚度、裂缝密度、围压、渗透率、埋藏历史、水动力条件。一旦选定勘探目的层系，其基本的地质参数就变化不大，就像页岩气一样，龙马溪组优质页岩在南方很多地方都有分布，但决定涪陵页岩气田富集高产的后期构造作用更重要[14-15]。因此，本文重点讨论与构造作用相关的几个要素对煤层气田形成的控制。

2.1 断层的作用

沁水盆地是中国首个成功商业化开发煤层气的盆地，具有良好的向斜富气规律[3]。黄孝波等[7]认为，沁水盆地石炭—二叠系煤系地层地下水滞留的弱水动力条件地区是煤层气富集的有利部位，但向斜核部后城腰断层和寺头断层破坏了煤层气藏的盖层，使部分煤层气逸散而导致局部煤层的含气量降低。图5表明2条断层夹持的断块含气量明显低于两侧。

延川南煤层气田是一个单斜构造，但中部断裂带的作用依然不可忽视。据李青[2]研究，断裂带西北部含气量为13～20 m3/t，主体产量可达1 500～2 200 m3/d；而中部断裂带东南地区含气量为10 m3/t，主体产量可达1 000～1 500 m3/d。地层压力也反映了断层控制的分带现象，中部断裂带以西的万宝山构造带，压力梯度为0.5～0.8 MPa/hm；中部断裂带以东的谭坪构造带，压力梯度为0.4～0.52 MPa/hm；再向东过了正断层是西柏沟缓坡带，压力梯度总体小于0.4 MPa/hm。

图5 沁水盆地南部晋城—阳城地区煤层含气量示意[7]

同时，中部断裂带控制了地层水的性质，中部断裂带以东水型为NaHCO3型，以西则为CaCl2型，总矿化度由3 000 mg/L增加到120 000 mg/L。

2.2 局部构造

Fruitland煤层气田最富集的一区带，发育2组面割理，对提高煤层的渗透率和产量很有帮助，其渗透率为(5～60)×10-3μm2，局部构造、地层或者是复合圈闭能够增加煤层气的产量[13]。

虽然延川南煤层气田总体是一个单斜构造，但在断层附近也存在一些低幅度背斜或断鼻。这些构造早期受北东方向的挤压作用隆起，后期改造作用较小。前文所述的割理，其分布和发育密度与断层、局部构造密切相关。平面上2号煤层裂隙面密度由南东向北西方向总体上明显增大，在X1、X2井区存在局部高值区，背斜翼部割理最为发育，宽缓地带割理相对偏低。X1井区割理密度3～6条/5cm，平均5条/5cm；X2、X8井区4～8条/5cm，平均6条/5cm；X9、X4井区相对稍差，为3～5条/5cm，平均4条/5cm。

赵少磊等[16]分析了沁水盆地南部樊庄区块山西组3号煤层构造形态与产能的关系，发现背斜的轴部附近低产井较多，原因是背斜轴部张性断裂发育，导致煤层气容易沿断裂逸散，同时张裂隙沟通顶部含水层。因此，构造形态的分析，必须结合变形强度和构造演化历史。San Juan盆地、沁水盆地煤层气田都是向斜富气的典型，而延川南煤层气田则是一个单斜构造成藏的实例，这有助于类似地区煤层气的勘探开发。

2.3 天然气的运移

Fruitland煤层气田的富集区煤层气以自源为主，但同时也有运移来的热成因气和生物气[13]。据秦勇等研究[6]，煤层气碳同位素在200 ℃时(相当于镜质体反射率2%)为-44‰～-26‰，260 ℃时(相当于镜质体反射率4%)为-34‰～-11‰。延川南地区2号煤层镜质体反射率大于2%，16口井煤层气甲烷碳同位素值为-29.6‰～-41.75‰(表1)，为热成因气，但同位素值差别大，平面分布不具规律性，既与镜质体反射率无关，也与现今埋深无关。从研究区埋藏历史看，达到最大埋深为侏罗纪到早白垩世，晚白垩世以来处于抬升阶段，既有燕山期的挤压，也有喜马拉雅期的拉张，煤层气的解析—扩散作用较强，也即延川南煤层气除原地气以外，还有运移来的气。低压力梯度、混合气(自源和运移来的热成因气)的特征，决定了有一定构造幅度的正向构造，可能具有更好的产能。

表1 延川南地区2号煤层甲烷碳同位素测试数据

3 结论

(1)延川南煤层气田与San Juan盆地和沁水盆地构造背景不同，不具备向斜富气的条件，在煤岩基本地质特征一致的情况下，构造作用成为控制煤层气富集的关键因素。

(2)断层对煤层气的富集作用明显，断裂带煤层含气量明显变低；断层形成早、后期不活动对煤层气的富集影响小，晚期活动的正断层对煤层气的富集具有明显的破坏。

(3)延川南煤层气田中部断裂带控制了煤层的压力梯度和地层水的分布。

(4)延川南煤层气具有混合气(自源和运移来的热成因气)的特征，决定了有一定构造幅度的正向构造，有助于煤层气的富集，可能具有更好的产能。

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(编辑 徐文明)

Basic characteristics and key factors of gas accumulation in Yanchuannan coalbed gas field

Guo Wei

(PetroleumExplorationandDevelopmentInstitute,SINOPECEastChinaBranchCompany,Nanjing,Jiangsu210011,China)

The basic characteristics of the Yanchuannan coalbed gas field were analyzed in a case study of the No.2 coalbed in the Shanxi Formation. The gas field is featured by simple structure, stable thickness, low porosity, low permeability, low pressure gradient, high hydrocarbon potential, high gas content, and high thermal maturity. The relationships between faults and gas content, formation water, formation pressure gradient, the relationships between local structure and cleat development, coalbed gas content, and the characteristics of methane carbon isotopes were studied. Conclusions were drawn as follows. (1) Faults significantly controlled the enrichment of coalbed gas. Coalbed gas content decreased in fracture belts. (2) The central fault belt controlled the pressure gradient of coalbed and the distribution of formation water. (3) The coalbed gas was mixed self-sourced gas and thermogenic gas. Positive structure with certain amplitude is helpful for the enrichment of coalbed gas.

fault;coalbed gas; No.2 coalbed;Shanxi Formation;Yanchuannan

1001-6112(2015)03-0341-06

10.11781/sysydz201503341

2015-01-03；

2015-04-24。

郭伟(1988—)，女，助理工程师，从事煤层气勘探开发研究。E-mail:245366548@qq.com。

国家科技重大专项(2011ZX05035)06课题资助。

TE132.2

A