周寶艷，蘇育飛，魏子聰，徐 強(qiáng)

(1.山西省煤炭地質(zhì)勘查研究院，太原 030006; 2.中國(guó)煤炭地質(zhì)總局勘查研究總院，北京 100039)

近年來(lái)，對(duì)煤系中賦存的煤層氣、頁(yè)巖氣及致密砂巖氣進(jìn)行共探共采受到了國(guó)內(nèi)外的高度重視，部分地區(qū)已經(jīng)進(jìn)行了先導(dǎo)性實(shí)驗(yàn)[1-2]。沁水煤田作為我國(guó)主要的煤層氣勘探開發(fā)示范區(qū)，目前，對(duì)其進(jìn)行的勘查工作也從前期的單一煤層氣勘查研究逐漸向煤層氣、頁(yè)巖氣等煤系非常規(guī)天然氣的綜合勘查發(fā)展[3-5]。研究區(qū)位于山西省沁水煤田中部的榆社縣和武鄉(xiāng)縣境內(nèi)，區(qū)內(nèi)已進(jìn)行了二維地震、鉆探及采樣測(cè)試等勘查工作，本文通過(guò)分析所取得的地質(zhì)資料，對(duì)區(qū)內(nèi)賦存的煤層氣、頁(yè)巖氣儲(chǔ)層地質(zhì)條件進(jìn)行研究，采用層次分析和模糊數(shù)學(xué)評(píng)價(jià)相結(jié)合的方法，對(duì)本區(qū)煤層氣和頁(yè)巖氣的共采有利區(qū)進(jìn)行預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)，為指導(dǎo)后續(xù)的勘查工作奠定了堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。

研究區(qū)地層總體為一走向北東、傾向北西的單斜構(gòu)造，傾角3°～10°，區(qū)內(nèi)中北部較南部基巖出露廣泛，從老至新出露有二疊系上統(tǒng)上石盒子組(P2s)及石千峰組(P2sh)，三疊系下統(tǒng)劉家溝組(T1l)及和尚溝組(T1h)，三疊系中統(tǒng)二馬營(yíng)組(T2er)，地勢(shì)西高東低、北高南低。下二疊統(tǒng)山西組和上石炭統(tǒng)太原組是區(qū)內(nèi)的主要含煤地層，也是區(qū)內(nèi)的主要含氣地層。

1 煤層氣地質(zhì)條件

1.1 主采煤層、煤質(zhì)、煤巖

區(qū)內(nèi)主要含煤地層為二疊系下統(tǒng)山西組和石炭系上統(tǒng)太原組，共含煤24層，自上而下有編號(hào)的煤層為1、1下、2上、2、2下、3上、3、3下、4、5、6、7、8-1、8-2、9上、9、10、11、12、13、14、15上、15、16號(hào)煤層。其中1-4號(hào)煤層產(chǎn)于山西組，5-16號(hào)煤層產(chǎn)于太原組。含煤地層總厚178.19m，煤層總厚17.34m，含煤系數(shù)9.73%，可采煤層厚度13.38m，可采含煤系數(shù)7.5%。其中山西組含煤系數(shù)9.55%，可采含煤系數(shù)7.06%；太原組含煤系數(shù)9.82%，可采含煤系數(shù)7.72%。3、8-1、15號(hào)煤層為本區(qū)主要可采煤層，3號(hào)煤層位于山西組中部，厚度0.39～2.75m，平均厚1.25m，屬大部可采的穩(wěn)定煤層；8-1號(hào)煤層位于太原組上部，厚度0.20～2.13m，平均厚0.85m，屬大部可采的較穩(wěn)定煤層；15號(hào)煤層位于太原組下部，厚度1.12～6.44m，平均厚14.58m，屬全區(qū)可采的較穩(wěn)定煤層(表1)。主要為高發(fā)熱量-特高發(fā)熱量的貧煤(PM)和無(wú)煙煤(WY)，煤變質(zhì)程度高。

以原生結(jié)構(gòu)煤為主，宏觀煤巖類型為半亮煤，煤巖成分由鏡煤、亮煤、暗煤和絲炭組成。斷口為階梯狀、參差狀，煤的結(jié)構(gòu)以細(xì)條帶狀和線理狀為主，層狀構(gòu)造，裂隙不發(fā)育。顏色為黑色，條痕色為黑色，具有玻璃、金剛光澤。煤層顯微組分以鏡質(zhì)組為主，次為惰質(zhì)組。無(wú)機(jī)組分以粘土類為主，少量硫化鐵類，無(wú)礦基鏡質(zhì)組為52.8%～99.1%，惰質(zhì)組為0.9%～47.2%，殼質(zhì)組為0%，顯微煤巖類型屬于微鏡煤～微鏡惰煤(表2)。

1.2 煤儲(chǔ)層吸附性

通過(guò)對(duì)本區(qū)4口井進(jìn)行等溫吸附實(shí)驗(yàn)，3號(hào)煤層的蘭氏體積為26.13～32.89cm3/g，平均29.51 cm3/g，蘭氏壓力1.96～2.41 MPa，平均2.19 MPa；15號(hào)煤層的蘭氏體積為13.31～37.69 cm3/g，平均為28.68 cm3/g，蘭氏壓力為1.15～2.31 MPa，平均1.85 MPa。其中YW-4井15號(hào)煤層吸附能力低于其他井的數(shù)據(jù)，一方面與煤變質(zhì)程度略低有關(guān)；另一方面該樣品灰分高達(dá)48.56%，影響了測(cè)試結(jié)果(表3)。

對(duì)比壽陽(yáng)、潞安礦區(qū)以往煤層氣井等溫吸附資料[6]，本區(qū)煤層吸附特征與壽陽(yáng)地區(qū)資料較為吻合，略低于潞安地區(qū)?？傮w上本區(qū)煤層吸附能力較強(qiáng)，飽和吸附量高，存儲(chǔ)空間大(圖1)。

表1 主要可采煤層情況一覽表

表2 主要可采煤層顯微組分定量統(tǒng)計(jì)表

表3 等溫吸附數(shù)據(jù)表

圖1 3號(hào)煤層等溫吸附曲線Figure 1 Coal No.3 isothermal adsorption curve

1.3 煤儲(chǔ)層含氣性

煤層含氣量測(cè)試按照《煤層氣含量測(cè)定方法》(GB/T19559-2008)進(jìn)行區(qū)內(nèi)主要可采煤層的煤層含氣量較大：3上號(hào)、3號(hào)煤層含氣量為12.21～20.72m3/t，平均16.48 m3/t ；8-1號(hào)、8-2號(hào)煤層含氣量為3.24～14.31 m3/t，平均8.89 m3/t ；15號(hào)煤層含氣量為7.51～26.35 m3/t，平均16.90 m3/t，詳見表4。井深較大的YW-1和YW-2兩口井的煤層含氣量普遍較高。

1.4 滲透率及壓力

YW-2井進(jìn)行了注入/壓降試井工作，3號(hào)煤滲透率達(dá)到5.856 1mD，滲透性較好，屬高滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層壓力為11.668 MPa，壓力梯度為0.899 MPa/100m，為欠壓儲(chǔ)層；15號(hào)煤層煤層滲透性較差僅為0.013 3 mD，為低滲儲(chǔ)層，儲(chǔ)層壓力為12.730 MPa，壓力梯度為0.901 MPa/100m，同樣為欠壓儲(chǔ)層。

1.5 儲(chǔ)層溫度

溫度是控制甲烷氣體生成和運(yùn)移的重要因素之一，古地溫場(chǎng)主要控制甲烷的生成和聚集，現(xiàn)代地溫場(chǎng)主要影響甲烷的運(yùn)移和煤儲(chǔ)層的物性，進(jìn)而影響儲(chǔ)層的生產(chǎn)特性。區(qū)內(nèi)每口井均進(jìn)行了系統(tǒng)連續(xù)測(cè)溫，本區(qū)地溫梯度介于1.81～2.16℃/100m，平均1.98℃/100m，屬于正常地溫梯度范圍。總體上，隨著深度增加地層溫度逐漸升高， 地層溫度與埋深呈線性關(guān)系，但隨著地層埋深的增加，地層地溫梯度先是逐漸減小，到煤系又有所增加趨勢(shì)。

表4 煤層氣井各主采煤層含氣量測(cè)試結(jié)果匯總表

分析有兩方面的原因，首先，隨著埋深的增加，上覆地層壓力增大，下伏巖石由于壓實(shí)作用致密性增大，巖石熱導(dǎo)率增大，地溫梯度隨之減小，隨埋深的繼續(xù)增加，地溫梯度趨于一致；其次，在沉積巖中，以砂巖的熱導(dǎo)率最高，泥巖及頁(yè)巖次之，煤的熱導(dǎo)率最低。因此，不同的巖性表現(xiàn)出不同的地溫梯度值，煤系比非煤系巖石地溫梯度增高，如YW-1井地溫梯度介于1.62～2.33℃/100m，平均1.81℃/100m，但是煤系地溫梯度達(dá)到1.93℃/100m。

2 頁(yè)巖氣地質(zhì)條件

區(qū)內(nèi)的有機(jī)泥頁(yè)巖和煤層賦存層位一樣，位于二疊系下統(tǒng)山西組和石炭系上統(tǒng)太原組。累計(jì)厚度可達(dá)115.92～184.95m，埋深處于1 500m以上的區(qū)域，約占總區(qū)的三分之二。北美頁(yè)巖氣開發(fā)較為成功的地區(qū)頁(yè)巖埋藏深度也是處于1 000～3 500m之間[7]，由此可見，本區(qū)頁(yè)巖埋藏深度對(duì)頁(yè)巖氣成藏是有利的。本次選取了發(fā)育穩(wěn)定的下石盒子組底界K8砂巖、3號(hào)煤層、K4石灰?guī)r、K2石灰?guī)r、15號(hào)煤層、鐵鋁巖段作為層段界限，將頁(yè)巖層系劃分為四個(gè)目標(biāo)層段進(jìn)行分析研究[8]。

2.1 有機(jī)地化特征

由于石炭-二疊系泥頁(yè)巖成熟度較高，本次研究主要采用有機(jī)巖石學(xué)評(píng)價(jià)方法進(jìn)行有機(jī)質(zhì)類型評(píng)價(jià)。干酪根顯微組分統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，區(qū)內(nèi)泥頁(yè)巖顯微組分包括了鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組和殼質(zhì)組，以鏡質(zhì)組含量最高，平均在88.9%，惰質(zhì)組含量次之，殼質(zhì)組含量較低，基本小于1%，TI指數(shù)在-59～-88，表明本區(qū)泥頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅲ型干酪根。一般來(lái)說(shuō)，相較于其它顯微組分，鏡質(zhì)組更有利于生氣[8]。

頁(yè)巖中的有機(jī)碳(TOC)是單位質(zhì)量巖石中有機(jī)質(zhì)的含量，是評(píng)價(jià)烴源巖生烴能力的重要參數(shù)。在其他條件相近的前提下，TOC含量越高，生烴潛力越大，且氣體儲(chǔ)集能力越大，越有利于頁(yè)巖氣富集。TOC測(cè)試分析表明：泥頁(yè)巖TOC含量(質(zhì)量分?jǐn)?shù))總體分布于0.10%～24.97%，平均為2.03%(表5)。從頻率分布上來(lái)看，富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖有機(jī)碳含量頻率呈單峰狀分布，主峰位于1%～4%之間，其中TOC<0.5%的占14%，介于0.5%～1%的占21%，介于1%～2%的占39%，介于2%～4%的占19%，介于4%～12%的占4%，TOC>12%的占3%(圖2)。整體上來(lái)看，大部分泥頁(yè)巖TOC>1.0%(占64.78%)，具有較好的生烴潛力。

表5 TOC含量統(tǒng)計(jì)表

圖2 有機(jī)碳分布頻率圖Figure 2 Organic carbon distribution frequencies

烴源巖有機(jī)質(zhì)成熟度是衡量烴源巖實(shí)際生烴能力的重要指標(biāo)之一，是評(píng)價(jià)烴源巖生烴量及資源前景的主要依據(jù)。本區(qū)泥頁(yè)巖鏡質(zhì)組反射率一般介于1.86%～2.86%，平均為2.35%。根據(jù)晚期生油理論，當(dāng)1.3%2.0%時(shí)為生干氣階段，以大量生成甲烷為主?？梢姳緟^(qū)烴源巖均處于熱裂解生凝析油階段或生干氣階段，Ro>2.0%的占86%。

2.2 礦物組成特征

頁(yè)巖氣的生產(chǎn)速度依賴于裂縫的發(fā)育程度，而裂縫發(fā)育程度取決于頁(yè)巖的礦物組成，故頁(yè)巖的礦物組成在很大程度上影響頁(yè)巖氣的產(chǎn)能。脆性礦物含量是影響頁(yè)巖基質(zhì)孔隙和微裂縫發(fā)育程度、壓裂改造方式的重要因素。根據(jù)X射線衍射(XRD)測(cè)試結(jié)果，本區(qū)泥頁(yè)巖中常見的礦物成分共有9種，包括： 黏土礦物、 石英、 鉀長(zhǎng)石、斜長(zhǎng)石、白云石、菱鐵礦、黃鐵礦、石膏、濁沸石(圖3)，黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為51%，主要介于50%～60%，占礦物成分的半數(shù)，其次為石英含量，均值為44%，主要介于40%～50%；其他礦物僅少數(shù)樣品測(cè)得，所占比重不大，一般在10%以下?？傮w看來(lái)，本區(qū)主要脆性礦物石英質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均為44%，一般在30%以上，頁(yè)巖脆性指數(shù)尚可[9]，具有良好的可壓裂性和開采潛力。

2.3 孔隙結(jié)構(gòu)特征

泥頁(yè)巖儲(chǔ)層孔隙是頁(yè)巖氣的重要儲(chǔ)集空間。孔隙特征很大程度上決定了頁(yè)巖氣儲(chǔ)集性能：孔容、孔比表面積的大小是判斷儲(chǔ)氣空間的重要參數(shù)；孔隙的形態(tài)特征決定了單孔之間的連通性， 決定了儲(chǔ)氣場(chǎng)所和氣體運(yùn)移通道的之間的聯(lián)系。

圖3 泥頁(yè)巖X衍射全巖礦物含量分布圖Figure 3 Argillutite X-ray diffraction whole rock mineral content distributions

本次泥頁(yè)巖孔隙結(jié)構(gòu)研究主要通過(guò)高壓壓汞試驗(yàn)進(jìn)行分析，從表6可以看出，本區(qū)目標(biāo)層段泥頁(yè)巖比孔容介于0.002 5～0.136 5 cm3/g，平均值為0.018 4 cm3/g。其中，Y1層段泥頁(yè)巖比孔容平均值為0.009 1cm3/g，Y2層段泥頁(yè)巖比孔容平均值為0.019 2cm3/g，Y3層段泥頁(yè)巖比孔容平均可達(dá)0.053 7cm3/g，Y4層段泥頁(yè)巖比孔容平均值為0.011 4cm3/g。從平均值來(lái)看，Y1層段泥頁(yè)巖比孔容最小，Y3層段最大。泥頁(yè)巖孔隙度介于0.67%～26.57%，變化范圍較大。Y3層段平均孔隙度最大， 為11.21%，Y1、Y2、Y4層段平均孔隙度較小且差別不大，分別為2.38%、4.43%、2.83%。比孔容的變化和孔隙度的變化趨勢(shì)是一致的。比表面積Y1層段平均值最大，為1.14m2/g，隨埋藏深度增大而逐漸變小，Y2、Y3、Y4層段平均值分別為0.90、0.55、0.56m2/g。平均孔徑變化和比表面積變化呈現(xiàn)出相反的趨勢(shì)。

2.4 頁(yè)巖儲(chǔ)層滲透率

本次采用了脈沖衰減滲透率儀對(duì)頁(yè)巖滲透率值進(jìn)行了測(cè)試。根據(jù)脈沖衰減滲透率儀實(shí)驗(yàn)測(cè)定的滲透率數(shù)據(jù)，本區(qū)泥頁(yè)巖滲透率變化范圍較大，垂直滲透率介于0.000 005 16～0.000 758 4 mD之間，平均0.000 272 4mD，水平滲透率介于0.106 5～0.302 5mD，平均0.204 5 mD，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于垂直滲透率，各層段泥頁(yè)巖的滲透率值差異也較大，相差可達(dá)幾個(gè)數(shù)量級(jí)。這可能與頁(yè)巖的巖相有關(guān)。不同的巖相，形成不同的巖石組成，反映了不同沉積環(huán)境的變化，從而造成儲(chǔ)集層物性參數(shù)的非均質(zhì)性。砂質(zhì)含量高，可能導(dǎo)致滲透率值較高；泥質(zhì)含量高，膠結(jié)致密，則孔隙度較低，可能導(dǎo)致滲透率值較低。

另外，還對(duì)YW-1和YW-2井的Y2泥頁(yè)巖層段進(jìn)行了DST試井，該測(cè)試獲得的滲透率是儲(chǔ)層條件下流體在巖石孔隙中流動(dòng)時(shí)的平均有效滲透率，結(jié)果顯示：Y2層段滲透率介于0.030 4～0.062 3mD，平均0.046mD， 測(cè)試結(jié)果與實(shí)驗(yàn)室?guī)r石樣品測(cè)得的脈沖滲透率差別較大，二者原理不同，條件不同，測(cè)試結(jié)果不具可比性，但DST測(cè)試結(jié)果更接近實(shí)際情況，滲透率達(dá)到了我國(guó)南方海相頁(yè)巖滲透率現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試水平[10]。

3 煤層氣頁(yè)巖氣共采有利區(qū)預(yù)測(cè)

煤層氣、頁(yè)巖氣富集規(guī)律的影響因素復(fù)雜，其產(chǎn)生的地質(zhì)現(xiàn)象有些可以采用定量的方法來(lái)度量，有些則不能用定量的數(shù)值來(lái)表達(dá)，如果僅用簡(jiǎn)單的評(píng)價(jià)模型，往往很難比較系統(tǒng)中各因素之間的優(yōu)劣次序，應(yīng)選用綜合評(píng)價(jià)法進(jìn)行評(píng)價(jià)。本次對(duì)煤層氣頁(yè)巖氣有利區(qū)優(yōu)選采用層次分析和模糊數(shù)學(xué)評(píng)價(jià)相結(jié)合的方法， 通過(guò)層次分析法計(jì)算各影響因素指標(biāo)的權(quán)重，運(yùn)用模糊評(píng)價(jià)法評(píng)價(jià)各影響因素的配置，最終對(duì)煤層氣和頁(yè)巖氣富集共采有利區(qū)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

表6 泥頁(yè)巖壓汞實(shí)驗(yàn)結(jié)果參數(shù)表

3.1 層次模型的建立

在本區(qū)煤層氣和頁(yè)巖氣地質(zhì)調(diào)解研究的基礎(chǔ)上，總結(jié)認(rèn)為生氣潛力、儲(chǔ)層物性及保存條件是控制煤層氣富集高產(chǎn)的三大主控因素，而氣源條件、保存條件及開發(fā)條件是控制頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)的三大主控因素，每個(gè)主控制因素下包括多個(gè)次級(jí)控制因素，所建立的控制因素體系如圖4所示。

圖4 煤層氣頁(yè)巖氣共采有利區(qū)優(yōu)選指標(biāo)體系Figure 4 CBM and Shale gas co-exploitation favorable area optimization index system

3.2 各層次指標(biāo)權(quán)重的確定

權(quán)重即重要性系數(shù)，它是指每個(gè)指標(biāo)對(duì)總目標(biāo)的貢獻(xiàn)程度，反映了各指標(biāo)在評(píng)價(jià)對(duì)象中價(jià)值地位的系數(shù)?？茖W(xué)合理地對(duì)各指標(biāo)賦予重要性系數(shù)是評(píng)價(jià)煤層氣及頁(yè)巖氣資源有利區(qū)的關(guān)鍵。在遵循客觀性和評(píng)價(jià)主體的特殊性兩大原則的基礎(chǔ)上，通過(guò)對(duì)同層次指標(biāo)的兩兩比較，并寫成矩陣形式，構(gòu)成判別矩陣；再利用matlab軟件，快捷計(jì)算出判別矩陣的最大特征根λmax及其對(duì)應(yīng)的特征向量，得到指標(biāo)層和準(zhǔn)則層相鄰層判斷矩陣及相對(duì)重要性系數(shù)，即各指標(biāo)的權(quán)重。

3.3 各層次指標(biāo)權(quán)重的確定

利用指標(biāo)層的各指標(biāo)的重要性系數(shù)與準(zhǔn)則層對(duì)應(yīng)的重要性系數(shù)加權(quán)綜合，得到指標(biāo)層相對(duì)于目標(biāo)層的權(quán)重(表7)?；诳碧綄?shí)際，本區(qū)選擇以煤層氣為首要勘探開發(fā)目標(biāo)是較為合適的，因此綜合權(quán)重計(jì)算后占比0.75。

3.4 煤層氣評(píng)價(jià)參數(shù)隸屬函數(shù)與隸屬度的確定

通過(guò)建立各項(xiàng)指標(biāo)的隸屬函數(shù)，確定每個(gè)選區(qū)各項(xiàng)指標(biāo)的隸屬度。根據(jù)各指標(biāo)的性質(zhì)，可以把它們分為定量指標(biāo)和定性指標(biāo)兩類。定量指標(biāo)采用分段線性函數(shù)的方法確定隸屬度， 如煤厚、煤層埋深、孔隙度等。分段線性函數(shù)是在定義域上先分段后線性擬合的隸屬函數(shù)。研究實(shí)際問(wèn)題時(shí)要根據(jù)問(wèn)題的性質(zhì)，結(jié)合實(shí)際經(jīng)驗(yàn)，選擇適當(dāng)(即符合實(shí)際情況的分段和線性擬合)。對(duì)于難以定量的指標(biāo)， 如割理發(fā)育程度、蓋層巖性、地質(zhì)構(gòu)造等，采用定性方法處理，即進(jìn)行定性評(píng)價(jià)，分為較好、中等和較差3個(gè)層次，或者根據(jù)實(shí)際需要分更多層次，以便突出各屬性區(qū)別。

表7 各層次總排序表

3.4.1 定量指標(biāo)

(1)煤層單層厚度(D11)。煤層是煤層氣資源的物質(zhì)基礎(chǔ)，煤層厚度的大小直接影響著煤層氣儲(chǔ)量及含氣量?？紤]到煤層不僅是儲(chǔ)氣層，同時(shí)也是生氣層。其中，3號(hào)煤厚0.39～2.75m，平均厚度1.25m；8-1號(hào)煤厚度全區(qū)差異較大，平均厚度在0.85m左右；15號(hào)煤層厚度為1.12～6.44m，平均厚度為4.58m左右。根據(jù)煤層厚度分布特征，并考慮煤層氣開采效益，得出以下隸屬函數(shù)：

(2)含氣量(D12)。煤層氣主要以吸附狀態(tài)賦存在煤的微孔隙表面內(nèi)，因此含氣量(單位：m3/t)是煤儲(chǔ)層儲(chǔ)集性能的基本指標(biāo)之一。其隸屬度函數(shù)確定如下：

(3)孔隙度(D22)?？紫抖鹊拇笮≈饕Q于大孔和中孔的多少，甲烷在煤層氣開采深度范圍內(nèi)，孔隙中游離甲烷氣隨深度的增加而呈直線增加，據(jù)此建立隸屬度函數(shù)如下：

(4)埋深(D33)。煤層埋深對(duì)煤層氣的開發(fā)與利用的影響是多方面的：煤層埋深太淺，煤中甲烷不易保存；埋藏過(guò)深，煤層的滲透性明顯變小，不利于煤層氣的開采。本區(qū)甲烷風(fēng)化帶位于300m左右，根據(jù)本區(qū)煤層埋深特征，確定其隸屬度函數(shù)如下：

3.4.2 定性指標(biāo)

本次煤層氣有利區(qū)評(píng)價(jià)的定性指標(biāo)包括媒體結(jié)構(gòu)、頂?shù)装鍘r性和構(gòu)造條件三類。其中，構(gòu)造復(fù)雜程度在一定程度上對(duì)層煤氣的生成、聚集和保存都起著重要的影響，因而是煤層氣有利區(qū)優(yōu)選的重要指標(biāo)之一；煤層直接頂板的巖性則會(huì)在很大程度上影響煤層氣的儲(chǔ)集效果；煤體結(jié)構(gòu)對(duì)煤層氣的吸附/解吸有很大程度的影響。這三個(gè)類型參數(shù)的隸屬度見表8。

表8 煤層氣定性指標(biāo)隸屬度表

3.5 頁(yè)巖氣評(píng)價(jià)參數(shù)隸屬函數(shù)與隸屬度的確定

3.5.1 定量指標(biāo)

(1)泥頁(yè)巖累計(jì)厚度(D42)。頁(yè)巖沉積厚度是保證足夠的有機(jī)質(zhì)和儲(chǔ)集空間的前提條件，頁(yè)巖的厚度越大，越能增強(qiáng)其封蓋能力，越有利于氣體的保存。根據(jù)北美頁(yè)巖氣盆地勘探開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，頁(yè)巖連續(xù)厚度至少15m以上，核心區(qū)厚度應(yīng)高于30m，鑒于本區(qū)海陸過(guò)渡相頁(yè)巖氣特殊的地質(zhì)條件，頁(yè)巖層系垂向上巖性變化頻繁，常與砂巖/灰?guī)r互層，且單層厚度普遍較薄，一般不超過(guò)10m。因此本次泥巖累計(jì)厚度隸屬度定為：

(2)TOC(D43)。有機(jī)質(zhì)既是頁(yè)巖氣的生氣母源，又是主要的吸附物質(zhì)，直接影響著頁(yè)巖氣的成藏與富集。美國(guó)五大頁(yè)巖氣盆地有機(jī)碳(質(zhì)量分?jǐn)?shù))主體為0.9%～3.58%，平均為2.87%。本區(qū)富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖TOC含量各層段差異較大，Y1層段泥頁(yè)巖TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.19%～24.97%，Y2層段TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.21%～20.52%，Y3層段TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.63%～3.03%，Y4層段TOC質(zhì)量分?jǐn)?shù)介于0.28%～14.31%。對(duì)頁(yè)巖氣藏的研究發(fā)現(xiàn)，具有工業(yè)價(jià)值的頁(yè)巖氣有機(jī)碳含量一般不小于2%。根據(jù)本區(qū)實(shí)際數(shù)據(jù)，確定的隸屬度函數(shù)如下：

(3)埋深(D52)。含氣頁(yè)巖的埋深不僅可以反映氣藏的保存條件，而且還直接影響著后期的開采成本。目前北美地區(qū)已投入商業(yè)性開發(fā)的頁(yè)巖氣井普遍小于3 500m，其中，美國(guó)頁(yè)巖氣商業(yè)開發(fā)深度超過(guò)了3 000m，加拿大頁(yè)巖氣開采深度一般為120～5 000m。研究發(fā)現(xiàn)當(dāng)頁(yè)巖儲(chǔ)層埋深超過(guò)1 000m時(shí)，蓋層對(duì)頁(yè)巖氣藏的包括可達(dá)到很好的效果，當(dāng)埋藏深度超過(guò)1 000m時(shí)，儲(chǔ)層含氣量隨埋深的增加有略微減小的趨勢(shì)。同時(shí)考慮到本區(qū)目的層埋深主體為500～2 000m，因此，確定埋深隸屬度函數(shù)確定如下：

(4)脆性指數(shù)(D61)。目前美國(guó)商業(yè)開發(fā)的頁(yè)巖氣儲(chǔ)層脆性礦物通常為20%～75%[11]。一般來(lái)說(shuō)適合壓裂開發(fā)的頁(yè)巖中石英、長(zhǎng)石等脆性礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)大于40%，而黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)小于30%[12]。本區(qū)各層段泥頁(yè)巖脆性指數(shù)大部分位于30%以上，主體位于40%～60%之間，因此，隸屬度函數(shù)確定如下：

3.5.2 定性指標(biāo)

本區(qū)頁(yè)巖氣有利區(qū)評(píng)價(jià)的定性指標(biāo)為構(gòu)造復(fù)雜程度和鏡質(zhì)體反射率。其中，構(gòu)造復(fù)雜程度隸屬度劃分標(biāo)準(zhǔn)同煤層氣類似。美國(guó)五大頁(yè)巖氣盆地及我國(guó)南方海相頁(yè)巖層系有機(jī)質(zhì)類型屬于I型或II1型，利于成油，其頁(yè)巖氣主要來(lái)源于熱成因氣。而本區(qū)海陸過(guò)渡相頁(yè)巖有機(jī)質(zhì)類型多為III型，不利于生油但生氣門限較低，當(dāng)有機(jī)質(zhì)熱演化程度到達(dá)低成熟階段(Ro>0.5%)就開始開始生氣，當(dāng)Ro達(dá)到1.0%以上時(shí)，其生氣量達(dá)到一定豐度，但成熟度Ro過(guò)高(>2.5%)時(shí)III型干酪根就已過(guò)生氣高峰。因此本次有機(jī)質(zhì)成熟度Ro的標(biāo)準(zhǔn)如表9所示。

表9 頁(yè)巖氣定性指標(biāo)隸屬度表

3.6 多層次模糊數(shù)學(xué)模型的確定

確定各評(píng)價(jià)指標(biāo)的權(quán)重及其相對(duì)應(yīng)的隸屬度之后，就需要對(duì)其進(jìn)行綜合評(píng)判。為了能較大程度接近實(shí)際，并體現(xiàn)出各個(gè)評(píng)價(jià)指標(biāo)的真實(shí)影響，建立以下模型(表10)進(jìn)行有利區(qū)優(yōu)選。

表10 有利研究區(qū)優(yōu)選多層次模糊數(shù)學(xué)評(píng)價(jià)模型

3.7 有利區(qū)評(píng)價(jià)結(jié)果

本區(qū)頁(yè)巖氣和煤層氣都具有富集潛力，鑒于主力煤層埋藏大多較深，而煤層和頁(yè)巖層在空間上存在相互疊置的特點(diǎn)，總的資源量更為可觀，建議采取以煤層氣為主、頁(yè)巖氣為輔的勘探開發(fā)手段，多層的聯(lián)合開發(fā)較單層開發(fā)深部煤層氣更經(jīng)濟(jì)可行。根據(jù)評(píng)價(jià)結(jié)果，可將研究區(qū)分為三類(圖5)：第一類為有利區(qū)，綜合評(píng)價(jià)指數(shù)大于0.6；第二類為較有利區(qū)，綜合評(píng)價(jià)指數(shù)在0.5～0.6之間；第三類為一般性研究區(qū)，綜合評(píng)價(jià)指數(shù)小于0.5。

圖5 煤層氣-頁(yè)巖氣共采有利區(qū)評(píng)價(jià)圖Figure 5 CBM and Shale gas co-exploitation favorable area assessment chart

評(píng)價(jià)結(jié)果顯示，研究區(qū)北部YW-1井和中部YW-2井一帶的評(píng)價(jià)分?jǐn)?shù)高于0.6，為煤層氣-頁(yè)巖氣疊合有利核心區(qū)，面積約334.93km2；較有利區(qū)(分?jǐn)?shù)0.5～0.6)涵蓋了研究區(qū)中北部大部分區(qū)域，總面積約496.6 km2。這兩類區(qū)內(nèi)頁(yè)巖連續(xù)沉積，泥頁(yè)巖累計(jì)厚度大，TOC含量較高，且與煤層鄰近的頁(yè)巖含氣量較高，利于進(jìn)行煤層氣-頁(yè)巖氣的合采。

4 結(jié)論

(1)區(qū)內(nèi)主采煤層以原生結(jié)構(gòu)煤為主，厚度較大，為高發(fā)熱量～特高發(fā)熱量的貧煤(PM)和無(wú)煙煤(WY)，煤變質(zhì)程度高。吸附能力較強(qiáng)，煤層氣含氣量較高，平均為15.80m3/t，3號(hào)煤層屬高滲儲(chǔ)層， 15號(hào)煤層為低滲儲(chǔ)層，均為欠壓儲(chǔ)層。具備煤層氣開發(fā)的基本條件。

(2)區(qū)內(nèi)泥頁(yè)巖累計(jì)厚度大，埋深適中，有機(jī)質(zhì)類型為Ⅲ型干酪根，TOC值總體分布于0.10%～24.97%之間，平均為2.03%， 鏡質(zhì)組反射率一般介于1.86%～2.86%，平均為2.35%，均處于熱裂解

生凝析油階段或生干氣階段。礦物成分主要由黏土礦物和石英組成，主要脆性礦物石英含量平均為44%，一般在30%以上，頁(yè)巖脆性指數(shù)尚可，具有良好的可壓裂性和開采潛力。滲透率變化范圍較大，垂直滲透率介于0.000 005 16～0.000 758 4 mD之間，平均0.000 272 4mD，水平滲透率介于0.106 5～0.302 5mD，平均0.204 5 mD，DST試井顯示Y2層段滲透率介于0.030 4～0.062 3mD，平均0.046mD，達(dá)到了我國(guó)南方海相頁(yè)巖滲透率現(xiàn)場(chǎng)測(cè)試水平。具備頁(yè)巖氣開發(fā)的基本條件。

(3)采用層次分析和模糊數(shù)學(xué)評(píng)價(jià)相結(jié)合的方法，對(duì)本區(qū)煤層氣和頁(yè)巖氣共采有利區(qū)進(jìn)行了預(yù)測(cè)和評(píng)價(jià)，發(fā)現(xiàn)北部YW-1井和中部YW-2井一帶為煤層氣-頁(yè)巖氣疊合有利核心區(qū)，中北部大部分區(qū)域?yàn)檩^有利區(qū)，適合進(jìn)行煤層氣-頁(yè)巖氣的合采。