康玉国， 张 明

( 北京大地高科地质勘查有限公司，北京 100040 )

0 引言

中国煤层气资源丰富，随着煤层气资源开发技术的不断突破和传统能源形势的日趋紧张，煤层气勘探开发进入新阶段[1]。目前，煤层气勘探开发存在勘探多、开发少、地区差异性大等情况。沁水盆地作为国内最具商业化且产气量最大的煤层气规模化产业基地，成为世界范围内高煤阶含煤盆地煤层气开发的先驱和引领[2-3]。沁水盆地产气情况因地而异[4]，除盆地南部晋城一带外，其余地区煤层气开发处于前期阶段，尤其是盆地东缘的榆社—武乡地区煤层气富集成藏及主控因素等有待研究，而且整体勘探程度相对较低，进入商业化开发阶段的区块较少。根据前期勘探成果，沁水盆地东缘煤层厚度大，煤储层物性较好，具有良好的勘探开发潜力[5]。

煤层气勘探开发的关键是确定有利区及成藏模式。煤层气富集成藏与地质构造、储层压力、煤体结构及含气性等因素相关[6]，划分标准以含气饱和度、构造特征、圈闭形成条件、盖层封闭性、水文地质条件、压力机制和煤变质程度为主[7]，建立欠饱和—饱和—过饱和气藏、水压—背向斜气藏、水动力—静水压力—复合圈闭气藏、高—中—低煤阶气藏等模式，根据各地区煤储层条件进行精细划分，在富集有利区优选时更具适用性[8-10]。研究富集成藏模式对中—低煤阶地区煤层气产业化发展具有指导作用[11-12]。对沁水盆地的煤层气成藏模式，崔思华等认为沁水盆地煤层气藏为原生成藏[13]；梁宏斌等建立沁水盆地樊庄区块原生型、调整型和改造型的煤层气成藏模式[14]；黄孝波等[3]、李贵中等[15]建立沁水盆地向斜控气成藏模式。

沁水盆地东缘的榆社—武乡地区以中—高煤阶气藏模式为主，煤层气资源丰富，赋存条件与沁水盆地南部的类似，对榆社—武乡地区煤层气的研究主要集中于基础地质和煤层方面[5,16]，关于成藏主控因素和成藏模式的研究较少，影响对富集有利区的准确预测。以沁水盆地东缘龙泉地区为例，根据煤炭及煤层气勘探资料和实验测试结果，采用定量与定性分析相结合方法，从煤储层分布、含气性、构造特征、沉积体系、水文地质条件和煤变质作用等方面，分析煤层气富集成藏条件和成藏主控因素，建立煤层气成藏模式，指导龙泉地区煤层气勘探开发，为榆社—武乡地区煤层气产业化发展提供参考。

1 区域地质概况

沁水盆地为华北地台内的大型含煤盆地。中石炭世至早二叠世早期，受加里东运动影响，华北地台泥炭沼泽大面积持续发育，形成层位稳定、厚度较大的煤层[14]。晚二叠世，受印支—海西运动影响，连续沉积上二叠统及三叠系厚度较大的陆相碎屑岩，形成含煤岩系的盖层；经历燕山运动后，形成华北地台次级板块的分布格局。新生代以来，在隆起背景的基础上产生剪张作用，形成现今格局(见图1(a))。沁水盆地东翼属于半掩盖区，由东向西、由老到新依次出露寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系及新生界[17]。

图1 沁水盆地及龙泉地区构造位置Fig.1 Tectonic location of Qinshui Basin and Longquan Area

沁水盆地东缘的龙泉地区横跨山西省武乡县和左权县，构造上位于榆社—武乡断裂背斜构造带[18]，总体为缓单斜构造(见图1(b))，地层倾角为5°～15°，平均为10°，西深东浅，走向为NNE向，倾向为SE向，构造简单。受区域构造影响，发育沿NNE向的次级褶曲及小型正断层。研究区未见岩浆岩侵入含煤地层的活动，对煤层发育没有影响。

2 煤层气成藏条件

研究区含煤地层为二叠系下统山西组及石炭系上统太原组，含煤地层厚度为127.63～213.30 m，平均为176.32 m，含煤17层，煤层累计厚度平均为13.58 m，含煤系数为7.7%。其中，山西组厚度为37.80～75.90 m，平均为56.14 m，含煤5～6层，煤层累计厚度平均为2.98 m，含煤系数为5.8%，发育局部可采煤层2层；太原组厚度为89.83～137.40 m，平均为113.98 m，含煤11～12层，煤层累计厚度平均为10.60 m，含煤系数为9.3%，发育全区可采煤层1层(15号煤层)，局部可采煤层3层(见表1)。

表1 研究区可采煤层参数

15号煤层为研究区煤层气开发主力煤层，厚度在3.90～6.80 m之间，平均厚度为5.35 m，含夹矸1～2层，中部、中西部和西南部厚度大于5.00 m，局部地区超过6.20 m，北部煤层厚度小于南部的(见图2(a))。研究区煤层埋藏深度变化范围较大，中部埋藏深度适中，介于0.50～1.00 km；东北部煤层埋藏深度较浅，介于0.40～0.80 km；西部、西北部埋藏深度较大，介于1.00～1.50 km(见图2(b))。

图2 研究区15号煤层厚度及埋藏深度等值线Fig.2 Thickness and buried depth contour of No.15 coal seam in the study area

2.1 煤层特征

2.1.1 煤岩煤质

太原组15号煤层以原生结构煤体为主，断层附近偶见碎裂与碎粒煤。镜质组反射率(Ro)多介于1.50%～2.50%，大部分地区大于2.00%，北部和西南部镜质组反射率较大，中东部和南部的较小(见图3(a))，各煤层变质程度较高，相当于贫煤阶段。宏观煤岩类型以半亮型煤为主，少量为半暗型煤，微量为光亮型煤与暗淡型煤。显微煤岩组分以镜质组与惰质组为主，其中镜质组质量分数为51.57%～91.70%，普遍超过80.00%；惰质组质量分数为13.10%～25.02%；含微量壳质组。工业分析显示，15号煤层平均水分质量分数为0.92%，平均灰分产率为18.74%，平均挥发分产率为13.92%，属于低水、低灰、低挥发分煤。

图3 研究区15号煤层镜质组反射率及储层压力等值线Fig.3 Vitrinite reflectance and reservoir pressure contour of No.15 coal seam in the study area

2.1.2 煤储层压力

太原组15号煤层储层压力为2.40～9.13 MPa，平均为5.11 MPa；压力梯度为0.40～0.97 MPa/hm，平均为0.67 MPa/hm。根据注入/压降试井结果，储层压力西高东低，其中以西北部的最高，东北部的最低(见图3(b))，与煤层埋藏深度呈正相关关系，随煤层埋藏深度加大，储层压力及压力梯度呈明显增高趋势。

2.1.3 煤层渗透性

太原组15号煤层平均孔隙度为3.16%，属于低孔隙度致密储层，煤层孔隙对气体导流作用影响微小。煤层割理密度统计表明，煤层割理较发育，割理组合类型为孤立—网状构造，割理面可见方解石和硫铁矿物填充物，面割理为14～30条/5 cm，端割理为6～26条/5 cm，对煤层气开发有利。注入/压降试井结果显示，15号煤层原始渗透率各向异性较大，为(0.042 3～0.233 4)×10-3μm2，总体为低渗透率煤层，中部和东北部的渗透率较高，南部和西南部的较低(见图4(a))，结合储层压力评价为欠压低渗储层，对煤层气成藏较为不利。

图4 研究区15号煤层渗透率及含气量等值线Fig.4 Permeability and gas content contour of No.15 coal seam in the study area

2.1.4 煤层含气性

太原组15号煤层含气量为4.13～24.24 m3/t，平均为14.19 m3/t，属中等—较高含气量煤层，煤层气CH4体积分数为80.29%～99.74%，平均为95.49%。其余2、3、81、84、9号煤层含气量为3.51～17.53 m3/t，煤层气CH4体积分数为76.41%～99.60%。15号煤层西北部、中西部和西南部含气量一般大于15.00 m3/t，东北部和东南部的较低(见图4(b))，上北台背斜轴部的含气量较两翼的低。

根据典型煤心样品等温吸附特征(见图5)，L-301井15号煤层的空气干燥基兰氏体积(VL)为27.76 m3/t，兰氏压力(pL)为1.84 MPa，临界解吸压力为1.72 MPa；含气饱和度为62.36%。研究区15号煤层的空气干燥基兰氏体积为25.84～34.83 m3/t，兰氏压力为1.44～2.62 MPa；临界解吸压力较高，为1.46～4.43 MPa；临储比变化较大，为0.24～0.74；含气饱和度为62.36%～88.95%(见表2)，为中—高饱和储层气藏，以中部为最高。综合评价研究区煤层具有较强的储气能力，有利于煤层气开发。

图5 研究区L-301井15号煤层等温吸附曲线Fig.5 Adsorption isotherm curve of No.15 coal seam in well L-301 in the study area

表2 研究区15号煤层等温吸附测试结果

2.2 煤层气保存条件

2.2.1 构造特征

研究区地质构造简单，为单斜构造，地层较平缓。发育4条轴向为NNE向的宽缓褶曲，由西向东依次为姜家庄背斜、梁峪向斜、上北台背斜、连壁向斜，褶曲形态的不同是研究区煤层气保存条件不均一的重要因素[18]。3条正断层分布于南北两端，断距较大，切穿煤层顶底板，煤层气逸散，导致断层附近含气量较低，但断层在研究区边缘发育，对全区影响不大。13个小型陷落柱的发育对煤层气的保存起到破坏作用，但发育规模小，对煤层气保存影响微小。

2.2.2 水文地质条件

表3 研究区含水层特征

表4 研究区隔水层特征

3 煤层气成藏主控因素

3.1 构造特征

煤层埋藏深度是控制煤层含气性的重要地质因素，直接影响含煤地层生成与煤层气生气条件、储层压力和保存条件[20-22]。龙泉地区煤层埋藏深度与煤层含气量具有良好的正相关关系，随埋藏深度增加，含气量呈增高趋势；在浅部地区，随埋藏深度增加，含气量增高较快，当埋藏深度达到约1.10 km时，含气量不再明显增高(见图6(a))。龙泉地区煤层埋藏深度与渗透率具有负相关关系，随埋藏深度增加，渗透率呈减小趋势(见图6(b))，反映上覆地层垂向压力对渗透率有较大影响。

图6 研究区15号煤层埋藏深度与含气量、渗透率深度关系Fig.6 Relationship between burial depth and gas content,permeability of No.15 coal seam in the study area

研究区在单斜构造的基础上发育4条轴向为NNE向的宽缓褶曲，东部边界发育3条正断层，按构造位置可划分为背斜轴部区、向背斜两翼区、向斜轴部区、断裂区。根据含气量测试结果(见图7(a))，位于向斜轴部区测试点的含气量(平均为15.38 m3/t)最高，向背斜两翼区的(平均为14.22 m3/t)、背斜轴部区的(平均为12.10 m3/t)次之，断裂区的(平均为9.02 m3/t)最低，表明向斜构造对煤层气的保存更加有利。构造位置对煤层的渗透率影响至关重要，根据测试点数据(见图7(b))，背斜轴部区附近煤层的渗透率(平均为0.158 0×10-3μm2)明显高于向背斜两翼区的(平均为0.055 0×10-3μm2)和向斜轴部区的(平均为0.050 0×10-3μm2)，与背斜形成过程中轴部煤层节理或割理发育有关，开发成功的L-201、L-301井组临近背斜轴部区或在向背斜两翼区。

图7 研究区15号煤层含气量、渗透率与构造位置关系Fig.7 Relationship between structure position and gas content,permeability of No.15 coal seam in the study area

3.2 沉积体系

不同的沉积体系决定煤层气生成物质基础及煤生储盖组合特征，进而影响煤层气保存条件。山西组为一套三角洲平原、前缘相的陆相沉积，以煤层—泥岩—粉砂岩—砂岩沉积组合为主，顶底板为沼泽相、泥炭相，围岩条件好，易形成单煤层气藏和多煤层叠置气藏组合基础，具有特定的生储盖优势。太原组为一套滨海沼泽相和浅海相的海陆交互沉积，中上部为障壁海岸—潟湖—潮坪沉积，沉积组合主要为障壁砂岩—潮坪相粉砂岩—薄煤层—潟湖相泥岩层，下部15号煤层与顶底板泥页岩形成煤—泥页岩—粉砂岩组合，生储盖沉积条件良好。沉积作用通过控制煤层三维空间展布形态(厚度、稳定性、煤层结构、煤岩煤质等)影响煤层的含气性和物性[23-24]。研究区煤层厚度与含气量相关关系较好(见图8(a))，随煤层厚度增加，含气量明显升高；煤层灰分产率与含气量离散性强(见图8(b))，对含气量影响微小，反映沉积环境控制下的煤层发育特征与含气量之间具有密切联系。

图8 研究区15号煤层含气量与厚度、灰分产率关系Fig.8 Relationship between thickness,ash yield and gas content of No.15 coal seam in the study area

3.3 水文地质条件

在煤层气的运聚过程中，水文地质因素具有逸散、封堵及封闭等作用；在开发过程中，通过排水降压的方式实现对煤层气的抽采[19,25-27]。研究区水文地质控气作用体现在水力封堵和水力运移逸散作用。根据排采井水样分析结果，15号煤层水为弱NaHCO3型水，矿化度为780～1 812 mg/L(见图9(a))，pH为8.41～9.11(见图9(b))。总体上，煤层水与外界相对独立封闭，上部的K2灰岩富水性整体较差，属于弱径流区—承压水。研究区东高西低，东部为缓径流区，西部为滞留区，地下水径流方向为由东至西，煤层甲烷运移方向为由西至东。由于水、气运移方向相反，地下水对煤层甲烷封堵作用明显，有利于煤层气的富集成藏。水力运移逸散作用主要体现在K2灰岩作为直接含水层，在局部地段富水性、透水性较强，易带动煤层甲烷分子向裂隙发育地段或断裂区附近运移散失，破坏煤层气富集成藏，但整体上研究区断裂不发育且K2灰岩富水性差，水力运移逸散作用较小。

图9 研究区15号煤层水性质分布Fig.9 Distribution of water property of No.15 coal seam in the study area

3.4 煤变质作用

结合研究区煤层镜质组最大反射率及煤质化验指标分析，各煤层变质程度较高，相当于贫煤阶段。平面上，研究区各煤层的演化程度差别不大；纵向上，各煤层的演化程度并没有随埋藏深度增加而明显增强，含气量随煤层变质程度增强略有增加。

煤变质作用主要体现在煤层生气阶段。研究区煤层主要经历晚石炭世—中侏罗世正常地温、晚侏罗世—早白垩世异常岩浆热高地温和中白垩世以来正常古地温，期间主要发生两次煤化作用生气阶段，其中以第二次煤化作用最为关键。第一次煤化作用主要发生在三叠纪(见图10)，地层沉降速率相对较快，有机质进入深成变质阶段；至三叠纪末，地层达到最大埋藏深度，温度升高，有机质进入成熟阶段(Ro为0.70%～1.00%)，生烃强度逐渐增强；侏罗纪早期，由于沁水盆地遭受抬升剥蚀，地层上覆压力降低，部分煤层气解吸逸散。第二次煤化作用主要发生在早—中白垩世，受燕山晚期运动影响，岩浆热与构造热作用加剧，煤系地层温度剧增，并高于第一次煤化作用时的地层温度，有机质达到过成熟阶段(Ro大于2.00%)，产生大量甲烷，烃源岩层达到饱和之后，向邻近储层运移。研究区保存条件良好，产生的甲烷大部分被煤岩吸附，对研究区煤层气富集成藏具有重要作用[5]。

图10 研究区地层埋藏演化史Fig.10 History of stratigraphic burial evolution in the study area

3.5 封盖性

煤层围岩的封盖能力对煤层气保存具有重要意义，封盖能力主要决定于盖层的岩性及厚度，泥页岩厚度越大，封盖能力越强[28]，对煤层气的保存越有利[8]。山西组发育两套泥岩，厚度超过50.00 m，分布稳定且全区发育，是研究区煤层气良好区域盖层。山西组和太原组煤层气顶底板多为砂质泥岩、泥岩和砂岩，其中砂质泥岩和泥岩约占全区面积的90%，砂质泥岩顶板对煤层气的封盖能力有一定影响，随砂质泥岩中砂质含量的降低，封盖能力有一定增强。根据钻井取心分析，15号煤层顶板岩性以砂质泥岩和泥岩为主，顶板岩性较致密，渗透性差，总体上具有较好的封盖作用。

4 煤层气成藏模式

构造特征与水文地质条件是研究区煤层气富集成藏的关键因素，直接或间接控制煤层气的生成、运移、保存及富集[29]。综合石炭系—二叠系含煤岩系的储集条件、生烃条件、保存和富集条件、构造特征、水文地质条件及顶底板岩性等，建立典型煤层气富集成藏模式，即单斜—水力封堵型煤层气藏(见图11)。气藏特点是煤层埋藏较深，区域热变质和岩浆热、构造热作用促进大量甲烷的产生，含煤层系呈现向沁水盆地中心倾斜的单斜形态，多层泥页岩盖层的发育阻隔煤层气向浅部运移逸散，含煤区域地下水运动方向自上部补给区沿岩层倾斜向下，由浅部向深部运动，地下水运移到深部滞留区，没有明显边界，煤层气被封堵在滞留区而富集成藏。

图11 研究区单斜—水力封堵煤层气成藏模式Fig.11 Monoclinal-hydraulic plugging coalbed methane accumulation model in the study area

研究区背斜、向斜为宽缓单斜的次级构造。结合生产实践分析，富集高产区多位于次级背斜构造高部位，主要原因为：受地层拉伸作用影响，次级背斜构造部位的地应力相对较低，顶部裂隙较发育，含气性虽然较其他部位差，但渗透率相对较大，运移通道良好，有利于煤层气降压高产，易形成高产区；煤层气产出主要依靠排水降压实现，排水降压有效促进地应力释放[19,30]，随流体压力的不断降低，地应力释放处逐渐形成低势区，水动力携甲烷分子从高势区向低势区优先运移，深部和向背斜两翼甲烷分子不断为构造高部位提供气体来源，加之地层压降随时间不断向远处延伸和煤层解吸范围扩大，易于在构造高部位形成高产区。研究区中部为背斜轴部发育区，可做为煤层气开发首选目标区，其次为向背斜两翼部位。

5 结论

(1)沁水盆地东缘龙泉地区石炭系—二叠系煤层以中—高煤阶为主，主力煤层为15号，以贫煤为主，煤层发育稳定，厚度大，埋藏深度适中。煤储层生储甲烷能力强，含气量高，储层保存条件、水文地质条件、煤储层物性及围岩物性条件有利于煤层气富集成藏。

(2)研究区煤层气成藏主要受构造特征、沉积体系、水文地质条件、煤变质作用、封盖性等控制，埋藏深度与构造部位对煤层气含量和渗透性的不均一分布造成影响，煤—泥页岩—粉砂岩—砂岩沉积的储盖组合为煤层气富集提供丰富物质基础和有利盖层条件，富水性差、弱径流—滞留地下水环境为煤层气封闭保存提供成藏空间，两次煤化作用产生大量甲烷为煤气成藏奠定气源基础。

(3)研究区煤层气成藏模式为单斜—水力封堵型，次级背斜构造高部位为富集高产区，向背斜两翼部位次之。研究区中部为背斜轴部发育区，埋藏深度适中，煤层厚度大，渗透性好，可做为勘探开发首选目标区。