王单华，姜杉钰，贾宏伟

(1.内蒙古煤田地质局，内蒙古 海拉尔 021008；2.国土资源部咨询研究中心，北京 100032)

0 引 言

中国低煤阶地区煤层气资源量为10.30×1012m3，约占全国煤层气资源的1/3，但整体的勘探开发程度较低。近年来，中国煤层气勘探工作不断拓展，先后在准噶尔盆地南缘、二连盆地吉尔嘎朗图凹陷等低煤阶区取得了重大突破[1-4]。

海拉尔盆地位于中国内蒙古自治区东北部，是重要的低煤阶区。卢双舫等[5]研究表明，海拉尔盆地的煤层气资源量约为10.79×1011m3，并且具有相当大的增长空间。目前，有关海拉尔盆地的煤层气研究多集中于呼和湖凹陷(也称呼和诺尔含煤盆地)。孙斌等[6]研究认为，海拉尔盆地东部的呼和湖凹陷煤层厚度大、孔隙发育，煤层气成藏地质条件优越，另有多位学者对该凹陷的煤层气地质条件和资源潜力进行了分析[7-9]。然而，海拉尔盆地构造复杂，不同凹陷具有不同的煤层气地质条件，资源分布极不均匀[6]，大多数凹陷(含煤盆地)缺乏相关的煤层气地质研究，煤层气勘探工作也刚刚起步。

旧桥凹陷是海拉尔盆地东南部的三级构造单元，也称红花尔基含煤盆地，目前已完钻3口煤层气参数井，并完成了煤岩含气性、等温吸附等分析测试工作，具备了初步分析煤层气资源潜力的基础。该文以旧桥凹陷地质和实验测试资料为基础，对凹陷煤层厚度、含气性和等温吸附特征进行对比分析，进而估算研究区资源丰度、理论可采资源量和单井最终可采储量，为后续的煤层气勘探开发提出建议。

1 区域地质概况

海拉尔盆地处在西伯利亚板块与塔里木—中朝板块的碰撞带上，与蒙古国的塔木察格盆地为统一的盆地，总面积为7.048×104km2，在中国的面积为4.421×104km2[6]。海拉尔盆地近似菱形，内部呈现“三坳两隆”的构造格局，3个坳陷被2个隆起分割互不联系，形成了各自的沉积单元，又可划分出16个凹陷和4个凸起(图1)。

海拉尔盆地具有西部断裂活动强、东部断裂活动弱的特点。这种构造上的差异导致位于西部的凹陷沉降幅度较大，泥岩较为发育；而东部各个凹陷下降幅度较小且后期经历了一定的抬升作用，发育大量的沼泽相煤系地层，这也决定了海拉尔盆地东部各凹陷为煤层气富集区的现状。

图1 海拉尔盆地构造单元和研究区位置

研究区旧桥凹陷由旧桥断裂、红花尔基断裂和巴日图断裂作为边界，总体走向近北北东。白垩系下统的龙江组构成了煤系地层的沉积基底，大磨拐河组和伊敏组为主要的煤系地层。煤系地层倾角较缓，一般不超过5 °，受构造运动影响，局部有波状起伏，断层较为发育。煤系地层中，大磨拐河组下段以中砂岩为主，向上粒度逐渐变细；中段为主要的含煤层段，发育砂岩、粉砂岩、泥岩和多个煤层；上段则沉积了厚层泥岩。伊敏组下段底部主要为粉砂岩和泥岩，向上逐渐交替出现砂砾岩、粗砂岩、粉砂岩、泥岩和多套煤层；上段主要为粗粒碎屑物，无煤层发育[10]。

2 煤储层特征

2.1 厚度特征

旧桥凹陷伊敏组发育19套煤层，累计厚度为8.99～74.30 m，平均为30.15 m，其中，3、5号煤层分布稳定，单煤层的平均厚度分别为7.69、9.88 m；大磨拐河组发育6套煤层，累计厚度为3.70～52.83 m，平均为15.37 m，单煤层厚度为2.60～12.20 m，其中，8号煤层组厚度较大且分布稳定，包含多个厚度为5.00 m左右的煤层。

邻区呼和湖凹陷伊敏组和大磨拐河组的煤层厚度与研究区差异不大(表1)。另外，二连盆地吉尔嘎朗图凹陷的单煤层厚度和累计厚度均大于研究区[11-12]，美国粉河盆地的单煤层厚度略薄，仅为2.00～5.00 m，但因煤层层数多，累计厚度最高可达到95.00 m[13-14]。总体而言，旧桥凹陷单煤层和累计厚度均较大，具备煤层气生成和赋存的空间。

表1 旧桥凹陷与其他地区煤储层特征对比

注：其他地区数据参考文献[4-6，11-14]。

2.2 含气量特征

含气量反映了煤储层中气体的赋存量，是影响资源丰度的重要因素。煤层含气量测试结果显示，研究区伊敏组含气量为0.00～0.12 m3/t，大磨拐河组含气量为0.49～3.23 m3/t，浅部伊敏组含气量几乎为0.00，明显低于深部的大磨拐河组。

对比可知，邻区呼和湖凹陷和研究区旧桥凹陷虽同处于海拉尔盆地，而且具有同一套煤系地层，但研究区含气量明显低于呼和湖凹陷。这种差异可能来源于两方面：①呼和湖凹陷煤岩成熟度Ro为0.30%～0.80%，煤岩除了生成生物气外，还可能产生一部分热解气，较强的生气能力使得总含气量较高；而研究区煤岩成熟度Ro仅为0.23%～0.49%，还未进入到热解生气阶段，煤储层中仅以生物气为主，含气量较低。②呼和湖凹陷较研究区煤储层埋深较大，最深可达1 775 m，对应的含气量也较高，煤储层较大的埋深对于气体的保存具有一定的优势；相比之下，研究区煤储层埋深多在1 000 m以浅，尤其是600 m以浅的伊敏组煤层几乎没有含气量，这种埋深的差异可能是二者含气量差异的另一重要原因。

尽管旧桥凹陷与邻区呼和湖凹陷在含气量方面存在一定的差异，但进一步对比二连盆地吉尔嘎郎图凹陷和美国粉河盆地的含气量可知(表1)，二连盆地吉尔嘎郎图凹陷和美国粉河盆地的煤层实测含气量分别为0.97～3.83 m3/t和0.70～2.30 m3/t，研究区与上述2个地区在煤岩成熟度和煤层埋深方面差异不大，含气量差异也不大。

2.3 等温吸附特征

气体分子吸附在煤基质表面属于物理吸附的过程，一般认为符合Langmuir单层吸附理论。在恒温状态下，煤岩的吸附量和压力的关系可通过Langmuir方程进行表示，即：

V=VL[p/(p+pL)]

(1)

式中：VL为Langmuir体积，m3/t，反映了煤岩的最大吸附能力；pL为Langmuir压力，MPa，为1/2VL在等温吸附曲线上对应的压力；V、p分别为等温吸附曲线上任意一点状态下煤岩的气体吸附量和对应的地层压力，m3/t、MPa。

由旧桥凹陷121-34井钻遇主力煤层的等温吸附曲线(图2a)可知，该井钻遇的伊敏组4、5号煤层的VL分别为6.88、3.65 m3/t，而大磨拐河组7、8号煤层的VL分别为4.56、4.09 m3/t。

通过研究区与国内外其他低煤阶区的等温吸附曲线对比可知[15](图2b)，研究区与美国粉河盆地的等温吸附曲线较为相近，而与准噶尔盆地和吐哈盆地的等温吸附曲线差异较大。前人研究表明[15-16]，煤阶相似地区的煤岩，其等温吸附曲线的形态主要受水分的影响，因水分子会与甲烷分子竞争吸附空间，故水分高的地区煤岩吸附能力弱。研究区煤岩的水分含量为5.25%～10.78%，而吐哈盆地和准噶尔盆地煤岩的水分含量仅为3.37%～6.69%和1.10%～1.85%，水分上的差异可能是导致各个低煤阶地区煤储层等温吸附曲线形态差异的主要原因。

图2 旧桥凹陷和国内外其他低煤阶区煤岩等温吸附曲线

3 煤层气资源潜力分析

3.1 资源丰度

煤层气的资源丰度是兼顾煤层含气量和厚度的综合指标，在很大程度上决定了煤层气井的产气潜力。煤层气资源丰度是指单位面积(1 km2)的煤层中所包含气体的资源量，其与煤层的厚度、含气量和煤岩密度有关，资源丰度计算公式如下：

UIPR=10-2hρGc

(2)

式中：UIPR为煤层气资源丰度，108m3/km2；h为煤层有效厚度，m；ρ为原煤基密度，t/m3；Gc为原煤基(水分平衡基)含气量，m3/t。

研究区目前仅有3口煤层气参数井，故选取资料相对丰富的121-34井的数据，通过式(2)对旧桥凹陷的单煤层资源丰度和累计资源丰度进行估算(表2)。因伊敏组煤层几乎不含气，在进行全部煤层资源丰度估算时仅对大磨拐河组煤层进行计算，所用的含气量为该组煤层的平均含气量。由表2可知，旧桥凹陷单煤层厚度尚可，但含气量较低，导致单煤层的资源丰度十分有限，7号和8-5号煤层的资源丰度仅为0.14×108m3/km2和0.31×108m3/km2。与沁水盆地南部单煤层资源丰度(超过1.00×108m3/km2)相差甚远[17]，也低于前人提出的煤层气开发的资源丰度标准(大于0.50×108m3/km2)[18]。相比之下，旧桥凹陷大磨拐河组单井钻遇煤层累计厚度为54.05 m，平均含气量为2.57 m3/t，累计资源丰度高达2.11×108m3/km2。

表2 旧桥凹陷煤层气资源丰度

与其他低煤阶区累计资源丰度对比可知(表3)，旧桥凹陷煤层的累计资源丰度虽略逊于邻区呼和湖凹陷以及二连盆地吉尔嘎郎图凹陷、霍林河凹陷，但整体上高于吐哈盆地[19]，也接近达到了美国粉河盆地的2倍。有限的单层资源丰度意味着旧桥凹陷不具备直井单煤层开发的资源基础，在累计资源丰度较高的情况下，单井开采尽可能多的厚煤层是未来煤层气开发的必然选择。

表3 其他低煤阶区煤层气资源丰度

3.2 理论采收率分析和单井最终可采储量预测

煤层气主要以吸附态赋存在煤层中，上述资源丰度反映的资源潜力能否得到有效释放，还需要结合煤岩的等温吸附特征、含气量和地层压力开展定量分析，进而提取有效解吸量指标进行单井开发潜力的研究[15]。有效解吸量为煤储层实际含气量与废弃压力下煤岩吸附气量的差值[15]，废弃压力也称枯竭压力，是煤储层压力能够降低到的最小值。通过给定不同的废弃压力值，即可获得不同废弃压力下的煤岩吸附量，进一步结合实际含气量(大磨拐河组6套煤层的平均含气量为2.57 m3/t)，即可获得不同废弃压力下的有效解吸量。有效解吸量与实际含气量的比值即为理论采收率。资源丰度、理论采收率和井控面积三者的乘积为单井最终开采储量。

研究区目前尚无煤层气开发井，缺乏废弃压力的实测数据和经验值，因此，参考国内外煤层气开发数值模拟和采收率预测研究中废弃压力的取值区间[20-21]，将0.20～1.00 MPa作为旧桥凹陷煤层废弃压力的取值区间，以研究有效解吸量、理论采收率和单井最终可采储量随废弃压力取值变化的敏感性。在研究区各个煤层的等温吸附曲线形态差异不大的情况下(图2a)，选取图2a中大磨拐河组8-1-03煤样的等温吸附曲线为代表(VL为4.09 m3/t，pL为3.61 MPa)开展相关计算。

根据上述方法和参数取值情况，利用式(2)，计算出旧桥凹陷不同废弃压力下对应的煤岩吸附气量、有效解吸量、理论采收率(表4)。由表4可知，旧桥凹陷不同废弃压力下对应的理论采收率为0.65～0.92，这表明在上述废弃压力范围内，煤储层中至少有2/3的吸附气能够有效解吸，资源丰度大部分可以被利用，废弃压力控制的越低，气体采出的程度越高。

进一步根据350 m×350 m的井控面积(中国沁水盆地各煤层气田较普遍的井距)估算121-34井的单井最终可采储量(表4)。当废弃压力控制在0.60 MPa以下时，单井最终可采储量超过了0.20×108m3，根据当前煤层气出售价格1.5元/m3，121-34井能够带来超过3 000×104元的收入。参考华北地区一口煤层气井250×104元的成本，再加上后期的各项成本费用，121-34井煤层气开发可获得2 000×104元的利润，具有十分可观的开发前景。相比之下，若对表2中资源丰度较好的8-5号煤层进行单层开发，废弃压力为0.60 MPa时的单井收入仅为440×104元左右，结合成本来看，单层开发几乎没有经济效益。

表4 旧桥凹陷煤层不同废弃压力下的有效解吸量、理论采收率和单井最终可采储量

4 煤层气勘探建议

旧桥凹陷煤岩成熟度较低，尚未进入到热解生气阶段，因此，煤储层含气量主要由生物成因气贡献。粉河盆地开发较为成功的区块，因地下水十分活跃，矿化度较低，形成了大量的次生生物气，含气量较高[22]；而中国潮水盆地红沙岗地区因降水少，地下水资源贫乏，地下水矿化度较高，不利于次生生物气的形成，煤层含气量较低[23]。研究区位于半干旱地带，但在凹陷的局部位置，如河流、湖泊附近仍然可能存在地下水较为活跃的地区，在未来煤层气勘探过程中，应加强地下水动力条件的系统研究，寻找潜在的次生生物气富集区。

目前参数井钻遇的浅部伊敏组煤层含气量甚微，而深部大磨拐河组具有一定的含气量，推测可能是浅部煤层缺乏良好的气体保存条件，使得已生成气体大量逸散造成的。与大磨拐河组相比，伊敏组具有更厚的煤层，若能寻找到具备一定含气量的地区，伊敏组仍然具有较大的煤层气资源潜力。参考前人关于二连盆地吉尔嘎郎图的煤层气成藏模式[11]，研究区对于伊敏组煤层气的勘探应在煤层埋深较大、远离正断层、顶底板岩性致密和水动力条件相对封闭的区域进行。

5 结 论

(1) 海拉尔盆地旧桥凹陷具有单煤层厚度大、层数较多，累计厚度较大的特点，但煤层含气量较低，浅部伊敏组含气量几乎为0.00，深部大磨拐河组平均含气量为2.57 m3/t，含气量随深度的增加呈现加大趋势。

(2) 有限的单层资源丰度意味着旧桥凹陷不具备直井单煤层开发的资源基础，在累计资源丰度较高的情况下，单井开采尽可能多的厚煤层是未来煤层气开发的必然选择。

(3) 旧桥凹陷0.20～1.00 MPa废弃压力下对应的理论采收率为0.65～0.92，意味着资源丰度大部分可以被开发利用，资源潜力较大；在350 m×350 m的井控面积内，单井最终可采储量大于0.17×108m3，具有较好的煤层气开发前景，也可获得一定的经济效益。

(4) 旧桥凹陷未来煤层气勘探应加强区域水动力条件研究，寻找地下水活跃的潜在次生生物气富集区；浅部伊敏组的煤层气勘探应在埋深较大等气体保存条件较好的区域进行。