王峰井田煤層氣賦存特征及其資源潛力評價(jià)

陳禹旭，張 震

（陜西省一三一煤田地質(zhì)有限公司，陜西 韓城 715400）

0 引 言

王峰井田位于韓城礦區(qū)的東北部，石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組為礦區(qū)含煤地層?？刹擅簩庸? 層，分別為2、3、11 號煤層。2 號煤層位于山西組中部，屬局部可采、沉積不穩(wěn)定的薄煤層；3 號煤層位于山西組下部，屬全區(qū)可采、沉積較穩(wěn)定—穩(wěn)定的厚煤層；11 號煤層位于太原組下部，屬全區(qū)可采、沉積較穩(wěn)定—穩(wěn)定的中厚煤層。

1 煤層氣地質(zhì)條件

（1） 煤巖特征。

各可采煤層宏觀煤巖類型以半亮煤為主，半暗煤次之，偶見暗淡煤。性脆易碎，以粉末狀為主，見少量塊煤。有機(jī)組分含量較高，平均87.0% ～92.3%。主要由鏡質(zhì)組與惰質(zhì)組組成，煤變質(zhì)程度較高，殼質(zhì)組不發(fā)育，區(qū)內(nèi)煤巖組分特征有利于煤層氣富集。

（2） 煤變質(zhì)程度。

煤的變質(zhì)程度從2 個(gè)方面影響煤層氣含量。一是決定氣的生成量；二是影響煤層吸附氣體的能力。3 號、11 號煤層均屬第Ⅷ變質(zhì)階段的煙煤或無煙煤，屬較高煤化階段煤，由上而下反射率逐漸增大，煤化程度也逐漸增高。對應(yīng)煤巖生氣高峰時(shí)期，有可能成為富集工業(yè)價(jià)值的氣藏，可見區(qū)內(nèi)主采煤層具有較好的氣藏條件。

（3） 煤層埋藏深度。

井田屬于掩蓋式煤田，可采煤層埋藏深度東部淺，西部深，主采煤層埋深在307～1 080 m。煤層埋藏深度對含氣量的影響主要表現(xiàn)在2 個(gè)方面，一是隨埋藏深度增大，上覆地層壓力增大，煤吸附能力增強(qiáng)；二是煤的滲透性降低，封閉條件變好。韓城礦區(qū)煤層氣組分與埋深有明顯的關(guān)系，表現(xiàn)在淺部由于受到風(fēng)化作用、生物作用和化學(xué)作用等影響，甲烷含量低，氮?dú)夂扛撸S著煤層埋深增大，甲烷含量逐漸增高，氮?dú)夂恐饾u降低，王峰井田該規(guī)律亦較明顯。

（4） 構(gòu)造。

構(gòu)造控制煤的埋藏深度和煤層氣保存條件，從而影響氣體含量。井田位于韓城礦區(qū)北端的中深部，構(gòu)造形態(tài)總體為走向NE、傾向NW 的單斜構(gòu)造，地層傾角平緩，一般4°～5°，東北角傾角較大為14°左右，在單斜構(gòu)造形態(tài)的背景上存在寬緩的波狀起伏，起伏不大。

（5） 煤層厚度。

一般煤層厚度越大，氣含量越高。主采煤層3號煤層，煤厚0.55～10.83 m，平均厚度5.06 m，一般厚度4～6 m，為厚煤層。11 號煤層煤厚0.27～ 5.23 m，平均厚度2.36 m，一般厚度2～3 m，為中厚煤層。2 號煤層煤厚0.20～1.97 m，平均厚度0.65 m，3 號、11 號煤層較2 號煤層含氣量高。

（6） 煤層頂?shù)装鍘r性。

頂?shù)装鍘r性影響煤層氣含量的原因是其間接影響到氣體的逸散速度。煤層圍巖一般為粉砂巖和砂質(zhì)泥巖或泥灰?guī)r等致密巖層，透水性、透氣性差，含水性弱，在構(gòu)造運(yùn)動(dòng)中常發(fā)生塑性變形，原生結(jié)構(gòu)保存較為完好，對煤層瓦斯起到一個(gè)封閉作用，對煤層儲存有利。

3 號煤層頂?shù)装宥酁榉凵皫r、泥巖、砂質(zhì)泥巖，圍巖封閉性較好，煤層氣含量較高。11 號煤層頂板多為泥灰?guī)r，南部逐漸相變?yōu)榧?xì)粒砂巖及粉砂巖。底板巖性以泥巖為主，局部為鋁質(zhì)泥巖或粉砂巖，有利用瓦斯封閉。

綜上所述，主采煤層厚，煤質(zhì)變質(zhì)程度高，煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，含氣量較高，構(gòu)造簡單，煤層埋藏東淺西深，井田內(nèi)西部較東部更有利于煤層氣的富集。

2 煤層氣測試

（1） 含氣量測試。

根據(jù)勘查期間鉆孔瓦斯樣及煤層氣樣品測試資料顯示，2 號煤層CH4含量2.46 ～15.98 mL/g·ad，平均7.33 mL/g·ad； 3 號煤層CH4含量1.50 ～22.90 mL/g·ad，平均9.76 mL/g·ad；11 號煤層CH4含量5.03～16.92 mL/g·ad，平均10.33 mL/g·ad。

該井田2 號煤層煤層氣含量分布優(yōu)勢區(qū)間在4～ 10 m3/t，平均含量5.08 m3/t；3 號煤層煤層氣含量分布優(yōu)勢區(qū)間在10～15 m3/t，平均含量11.88 m3/t；11 號煤層煤層氣含量分布優(yōu)勢區(qū)間在5～15 m3/t，平均含量10.18 m3/t；從平面上看，3 號、11 號煤層瓦斯含量從淺部到深部（從東到西） 含量逐漸增大。井田西部大部分達(dá)到了8 m3/t。

各煤層氣體均以甲烷為主，含少量氮?dú)饧岸趸?，全區(qū)以甲烷帶為主，3 號、11 號煤層瓦斯分帶由東部的氮?dú)狻淄閹蛭髦鸩竭^渡為甲烷帶。2 號煤層甲烷成分平均78.57%，3 號煤層甲烷成分平均83.89%，11 號煤層甲烷成分平均87.64%；各煤層氮?dú)獬煞制骄?0.04% ～19.62%；二氧化碳成分平均1.82% ～2.30%。

（2） 試井測試。

根據(jù)參數(shù)井3 號、11 號煤層試井資料分析，3號煤層滲透性較差，滲透率為0.003～0.088 md；煤層儲層壓力梯度為0.54～0.87 MPa/100 m，3 號煤層為欠壓地層；煤層破裂壓力梯度為1.85～2.30 MPa/100 m， 煤層閉合壓力梯度為1.58～1.91 MPa/100 m，3 號煤層儲層溫度為25.8～32.3 ℃。11 號煤層滲透性較好，滲透率為0.07～0.41 md；煤層儲層壓力梯度為0.58～0.98 MPa/100 m，為欠壓—常壓地層，11 號煤層破裂壓力梯度為1.74 ～2.20 MPa/100 m，地應(yīng)力梯度為1.62～2.18 MPa/100 m，11 號煤層儲層溫度為28.3～35.2 ℃。

各煤層儲層的滲透率及儲層壓力按華北石油地質(zhì)局煤儲層綜合評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（1995） 評價(jià)，均屬差的級別。

3 煤層氣儲層特征

3.1 儲層孔滲特征

（1） 孔隙特征。

井田內(nèi)3 號煤層孔隙度1.34%～6.08%，11 號煤層孔隙度為1.36%～7.14%。

（2） 煤體結(jié)構(gòu)及裂隙。

3 號、11 號煤層多表現(xiàn)為碎塊狀、碎粒狀及粉狀結(jié)構(gòu)，煤內(nèi)裂隙不發(fā)育，只存在數(shù)條割理，沒有形成完整的滲流系統(tǒng)。11 號煤層部分巖樣分別發(fā)育面割理和端割理兩組割理。面割理1～12 條/5 cm，端割理2～18 條/5 cm。面割理一般延伸較遠(yuǎn)，是煤層氣滲透的主要通道，屬主要割理。端割理發(fā)育在2 條面割理之間，是煤中一組次要割理，其延伸受面割理制約。主要割理直角相交，割理中多充填大量礦物薄膜，局部礦物以脈狀充填在割理中。根據(jù)煤層割理密度劃分方案及割理規(guī)模變化規(guī)律，認(rèn)為3 號、11 號煤層裂隙不發(fā)育，裂隙（割理） 密度差。

（3） 滲透率。

3 號煤層滲透率0.003～0.088 md，11 號煤層滲透率0.07～0.41 md。整體而言，王峰井田3 號、11 號煤層滲透率較差，這一特征與兩層煤裂隙發(fā)育不良的物性是一致的。煤層滲透性影響因素十分復(fù)雜，受到諸如地質(zhì)構(gòu)造、地應(yīng)力、煤層埋深（或上覆基巖厚度）、煤體結(jié)構(gòu)、裂隙發(fā)育程度等都會(huì)不同程度的影響滲透率大小。

3.2 吸附及解吸特征

吸附能力的大小，不僅取決于煤的顯微組分、變質(zhì)程度以及孔隙特征等內(nèi)在因素，而且還受控于儲層壓力、儲層溫度及含水飽和度等外在條件。煤的等溫吸附曲線反映了在一定溫度、不同壓力下煤層通過吸附儲存甲烷的能力。因此，煤層對甲烷氣體的吸附能力，決定了煤層氣在煤儲層中的賦存狀態(tài)、儲集能力和煤層氣產(chǎn)出過程。

3 號煤層蘭氏體積20.54～28.44 m3/t，蘭氏壓力1.67～3.16 MPa；11 號煤層蘭氏體積20.98 ～31.21 m3/t，蘭氏壓力1.39～3.51 MPa。3 號、11 號煤層蘭氏體積均大于20 m3/t，反應(yīng)了該區(qū)各煤層均具有良好的吸附能力。但實(shí)際測試結(jié)果表明3 號煤層CH4含量平均9.76 m3/t；11 號煤層CH4含量平均10.33 m3/t，說明該區(qū)煤層處于欠飽和狀態(tài)。各煤層蘭氏壓力起伏較大，在1.39～3.51 MPa 變化。說明該區(qū)煤層氣產(chǎn)出具有分區(qū)性，蘭氏壓力越大的區(qū)域煤層氣產(chǎn)出越容易，蘭氏壓力越小的區(qū)域產(chǎn)出越困難。

3.3 儲層壓力

3 號煤層儲層壓力3.84 ～11.27 MPa，平均6.76 MPa；11 號煤層儲層壓力4.32 ～10.27 MPa，平均7.56 MPa；各煤層儲層壓力梯度大都小于靜水壓力梯度，多為低壓狀態(tài)。3、11 號煤層實(shí)測數(shù)據(jù)顯示，儲層壓力與煤層埋深具有顯著的相關(guān)性，即儲層壓力隨著埋深的增加而逐漸增大。因此預(yù)測井田西部的儲層壓力大于井田東部。

4 資源量及潛力評價(jià)

（1） 煤層氣資源量估算目標(biāo)煤層為3 號、11號煤層。2 號煤層空氣干燥基含氣量在8 m3/t 以下，根據(jù)規(guī)范不予估算煤層氣含氣量。

按照《煤層氣資源/ 儲量規(guī)范》 （DZ/T0216-2010），采用體積法進(jìn)行煤層氣資源量估算，經(jīng)估算，井田內(nèi)3 號煤層總煤層氣資源量為53.32×108 m3，資源量豐度為0.65×108m3/km2；11 號煤層總煤層氣資源量為27.01×108m3，資源量豐度為0.34×108m3/km2。

（2） 井田位于韓城礦區(qū)北端的中深部，構(gòu)造形態(tài)總體為走向NE、傾向NW 的單斜構(gòu)造，地層傾角平緩，一般3°～ 5°，井田中東部分布小型正斷層，斷層落差較小，一般在10 m 左右，且分布范圍小，該區(qū)構(gòu)造仍屬簡單類。主采煤層埋深307～ 1 080 m。3 號煤層平均厚度5.06 m，一般厚度4～ 6 m，為厚煤層。11 號煤層平均厚度2.36 m，一般厚度2～3 m，為中厚煤層。2 號煤層平均厚度0.65 m。各煤層CH4平均含量7.33～10.33 mL/g.ad。甲烷成分平均78.57%～87.64%。各煤層滲透率偏低，蘭氏體積均大于20 m3/t，具有良好的吸附能力，各煤層蘭氏壓力起伏較大，表明煤層氣產(chǎn)出具有分區(qū)性。煤層底頂板均有泥巖為主，砂質(zhì)泥巖次之，圍巖封閉效果較好。該區(qū)位于韓城礦區(qū)北部，地質(zhì)歷史時(shí)期由南至北逐漸減弱的邊部擠壓環(huán)境和伸展環(huán)境，造就了韓城礦區(qū)F2 斷層北部處于較為封閉的構(gòu)造環(huán)境中，也導(dǎo)致了該區(qū)塊良好的煤層氣封閉條件。

（3） 井田內(nèi)3 號煤層資源量規(guī)模屬中型，資源量豐度為中等，埋深中等。11 號煤層資源量規(guī)模屬小型，資源量豐度為低等，埋深中等。綜合評價(jià)王峰井田屬中等埋藏深度的中型規(guī)模煤層氣田，煤層氣田的地質(zhì)儲量豐度為中等。

綜上所述，王峰井田煤層氣地質(zhì)、儲層及資源條件較好，該區(qū)煤層氣具有較好的開發(fā)前景。

5 結(jié) 論

（1） 王峰井田煤層氣主要賦存于3 號、11 號煤層，主采煤層厚，煤質(zhì)變質(zhì)程度高，煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，含氣量較高，構(gòu)造簡單，圍巖封閉效果較好，煤層埋藏東淺西深，井田內(nèi)西部較東部更有利用煤層氣的富集。

（2） 3 號煤層煤層氣含量分布優(yōu)勢區(qū)間在10～ 15 m3/t，平均含量11.88 m3/t；11 號煤層煤層氣含量分布優(yōu)勢區(qū)間在5～15 m3/t，平均含量10.18 m3/t。

（3） 井田內(nèi)3 號煤層總煤層氣資源量為53.32×108 m3，資源量豐度為0.65×108m3/km2；11 號煤層總煤層氣資源量為27.01×108m3，資源量豐度為0.34×108m3/km2。

（4） 王峰井田屬中等埋藏深度的中型規(guī)模煤層氣田，煤層氣田的地質(zhì)儲量豐度為中等。煤層氣地質(zhì)、儲層及資源條件較好，具有較好的開發(fā)前景。