临县三交南煤层气勘探开发潜力评价.doc

临县三交南煤层气勘探开发潜力评价马财林1 王前平1 权海奇1 张玉玲1 张铭记2（1、长庆油田公司勘探开发研究院；2、东方地球物理勘探公司长庆物探处 西安 710021）摘要：临县三交地区是我国进行煤层气井组评价勘探最早的区块，也是河东地区高孔、高渗煤层气藏勘探的热点地段。本文重点对该区南部锦源矿区煤层气基本地质条件、成藏条件、富集因素进行分析，结合煤炭钻孔资料，参考区内林家坪、碛口煤层气井组试气成果，对该区的煤层气勘探开发潜力进行评价。评价结果认为，该区水文地质条件对煤层气成藏富集影响较大，部分地层水为低矿化度的强径流区，煤层气成藏条件不利，地层水为高矿化度的承压区，煤层气成藏条件好。总体而言，区内煤层气资源量丰富，资源量向探明储量的转化率高，单井试气产量稳定，煤层气勘探开发潜力较大。关键词：临县三交南;煤层气;勘探开发潜力;成藏富集图1 临县三交南地理位置图1 煤层气勘探现状研究区域属鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带中段，位于河东煤田中部离柳矿区三交详查区，地处山西省临县三交南的林家坪、碛口乡境内，地理坐标为北纬373810374401，东经11045581105423，井田倾斜宽12km，走向长6km，勘探面积70.86km2（图1）。该区的煤层气勘探始于1998年11月，止于2002年3月，期间钻煤层气开发先导性试验井组2个（林家坪、碛口井组），林家坪井组钻井9口，碛口井组钻井5口，井组试气1.52.0年，单井试气产量5003800m3/d不等。煤层气井组试验结果显示，本区5#主煤层厚度大，含气量高，埋藏浅，渗透性好，煤层气勘探开发潜力较大。2 煤层气成藏地质条件2.1 地层依据井田地层及钻孔资料，该区地层由老至新顺次为奥陶系下统马家沟组、中统峰峰组，石炭系中统本溪组、上统太原组，二叠系下统山西组、下石盒子组，中上统上石盒子组，第四系中上更新统及全新统。二叠系山西组、石炭系太原组是区内主要的含煤层系，山2段的5#、太2段的8#煤是煤层气勘探的主力煤层。2.2 含煤地层及煤体结构含煤地层主要分布在太原组和山西组，太原组含有6、7、8和9煤层，其中8和9煤层为主要可采煤层；山西组含2、3、4、和5煤层，4和5煤为主采煤层。尤其是二叠系山西组5煤层和太原组8煤层在矿区分布范围广，单层厚度大，是煤层气勘探开发的主力煤层。煤体结构与煤层渗透率成正相关关系，煤层夹矸层数愈多、夹矸层愈厚，煤层渗透率就愈低。二叠系山西组5煤层结构简单复杂，含04层泥岩夹矸，一般含13层夹矸，夹矸厚度0.030.35m。太原组8煤层结构简单中等，含02层夹矸（表1）。两层主煤夹矸层数少，夹矸层厚度小，对煤层渗透性影响小。表1 三交南可采煤层厚度及煤体结构表煤层号煤层厚度（m）结构（含夹矸数）50.947。72简单复杂5.56（04）82.604.82简单中等3.58（02）2.3 煤层气成藏地质条件2.3.1 煤层厚度及埋藏深度研究区煤层总厚9.2617.44m,平均14.92m。5煤层厚度3.177.72m,平均5.56m，单层厚度大于5m的富煤厚带沿湫水河北东向展布，林家坪一带5煤单层厚度大于7m（图2）；5煤埋深236.54858.91m,平均420.42m，东浅西深。图2 5煤厚度及埋深图8煤层厚度2.604.82m,平均3.58m，锦原矿区8煤单层厚度大于3m，单层厚度大于4m的富煤中心处在林家坪、后山村两地（图3）；8煤层埋深298.28920.92m,平均478.17m，仍然是东浅西深。8煤埋藏深度的平面变化趋势与5煤相同，仅同一井点深度相差3050m。总体看来5#和8#煤层分布比较稳定、连续性好。图3 8煤厚度及埋深图不管是煤层总厚度还是单层厚度，均满足地质选区对煤层厚度（国家选区标准：总厚度10m，主煤单层厚度2m）的要求。两主煤层埋藏深度适中，恰处在煤层气勘探最有利的埋藏深度段内。2.3.2 煤岩煤质特征煤岩灰分、挥发分、水分是评价煤质好坏的关键指标，这三项指标在煤层中的含量愈低，表明煤质条件愈好，煤储层的有效储集空间愈发育；硫含量高的煤层，除影响煤岩储集性能外，还对煤层气开发极为不利；镜煤反射率是划分煤阶的重要参数，也是衡量煤层受热变质程度高低的重要证据。区内5煤灰分含量2035%，水分含量0.70.82%，挥发分含量24.9236.65%，硫分含量0.350.37%（表2），为中灰分和中挥发分、低硫含量、高发热量煤层。8主煤灰分含量1525%，水分含量0.751.29%，挥发分含量2634%，硫分含量1.092.47%，为低灰、中挥发分和中等含硫、高发热量煤层。两主煤镜煤反射率（Ro）1.01.5%，为中煤阶的肥煤、焦煤。5煤灰分略高于8煤，硫分低，硫分含量愈高煤层气开发愈不利，对煤层气井的套管及输气管线的腐蚀性越强，也对人体健康产生不利后果。两煤层镜质组含量较高，一般在6075%左右，镜质组含量越高，煤岩裂隙发育，储层物性变好，有利于煤层气开发。表2 煤种及煤质指标煤层煤种灰分（%）挥发分（%）全硫分发热量5FM.1/3JM4.94-40.9324.92-34.700.06-0.9919.30-35.0725.320.378JM.1/3JM12.41-28.1326.25-29.530.06-3.5334.74-36.6015.482.472.3.3 保存条件区内煤层气保存主要受构造、水文、煤层顶低板条件的控制。低角度单斜、浅埋藏的向斜构造有利于煤层气成藏和富集；高矿化度的地层水分布区，表明沉积环境封闭，有利于形成承压水封堵型煤层气藏；泥岩顶板区，能有效阻止煤层气的垂向扩散和二次运移，易形成自生、自储式煤层气藏。该区地面标高0300m，构造线走向北东，地层倾角310，为一向西北倾没、向东南抬升的单斜构造。地层倾角平缓，有利于低角度单斜式煤层气藏的形成，此类气藏属较好气藏类型，国内外高产煤层气藏多数处在这一部位。主要含水岩系为奥陶系下统灰岩含水层、石炭二叠系内部的砂岩裂隙含水层。但各含水层之间有非含水岩系封隔，纵向组成互相独立的水文体系。奥灰水顶部有5060m的本溪组铝土岩封挡，各层水型均不相同，矿化度大小不等，说明隔水层起到了良好的隔水作用。地下水流动方向与地层倾向相一致，地表水沿煤层露头线从东南向西北径流。矿区东南边缘（小于350m）处在供水区，地层水总矿化度小于0.5g/l，水型为Na2SO4，5#煤层埋深350500m的斜坡地带为弱径流区，地层水总矿化度0.51.0g/l，水型为NaHCO3，向深部（500m）变为CaCl2型。因此，区内煤层气成藏的水文地质条件较为复杂，对煤层气成藏影响较大，该区煤层气勘探开发时，应尽量避开供水区，重点在弱径流区和承压区进行煤层气勘探开发，寻找承压水封闭型煤层气高产富集区。煤层顶板岩性平面变化较大，对煤层气保存产生不同影响效果。5煤顶板为泥岩、砂质泥岩、砂岩，泥岩厚度大于3m，主要分布在林家平中兴社后山村，煤层气保存条件较好；砂岩顶板区位于光明、高家平刘家岭两地，煤层直接与此砂岩接触，煤层气向砂岩顶板中运移，进而降低煤层含气量；8煤顶板主要为灰岩，厚度315m，灰岩顶板对煤层气藏的保存作用介于前述两种岩性之间，但区内灰岩顶板局部含水，尤其在断裂带附近及背斜构造高部位，灰岩含水的概率较大，对煤层气保存产生不利影响。两层主煤顶板相比，5#煤层顶板封闭性好于8#煤。2.4 煤层含气性煤层含气量是将煤炭储量转化为煤层气资源量的关键参数，也是各类地质条件好坏的最终体现。同煤阶中，含气量高的煤层必然对应高饱和、高产量的地质特点。区内5煤含气量817m3/t，8煤含气量715m3/t，同一层煤随煤层埋深增大，含气量增加。从林家坪、碛口两个井组的试验结果来看，两主煤的平均含气量均大于13m3/t，为高含气煤层。按照我国中煤阶探区对煤层含气量的要求，区内煤层含气量10m3/t即可，本区主煤层含气量超出中煤阶选区含气量最低标准。3 煤层气勘探开发潜力评价3.1 资源量及其分布煤层气资源量的大小与含煤面积、煤层厚度、煤层含气量有关，仅凭煤层气资源量的大小很难对一个区块的煤层气勘探开发潜力作出客观评价，含煤面积随研究区域的变化而改变，对煤层气资源量的大小起决定性作用，而煤层气资源量丰度是衡量这个区块有无开发价值的敏感性参数。一般说来，煤层气资源量丰度小于1.0108m3/km2为低丰度，源量丰度在1.01.5108m3/km2之间为中等丰度，大于等于2.0108m3/km2为高丰度。临县三交南锦源矿区含煤面积70.86km2，主煤平均厚度13.5m，煤层平均含气量13.0m3/t，煤层气资源量164.2108m3，资源量丰度2.32108m3/km2（表3），是一个具高资源丰度值的煤层气富集区。表3 锦源矿区煤层气资源量计算成果表 面积（km2）煤层厚度（m）煤岩密度（g/cm3）煤层含气量（m3/t）煤层气资源量（108m3）资源丰度（108m3/km2）70.8613.51.3213.0164.22.323.2 前期勘探和生产试验效果分析区内煤层气开发先导性试验成果表明，林家坪井组主煤含气量7.8614.75m3/t，试气24个月单井获5001200m3/d（SJ13井最高3800 m3/d）不等的煤层气产量；碛口井组主煤含气量11.8915.77m3/t，试气16个月单井获6001500m3/d（SJ19井最高获4000 m3/d）的煤层气稳定产量。从这两个井组的开发试验情况来看，碛口井组的煤层气开发试验效果好于林家坪井组，分析原因主要有三：一是井网井距过大（500600m），排采2年井间均未形成干扰，单井降压面积小，煤层吸附气解吸困难；二是林家坪井组东南边浅部煤层埋藏深度浅，水文条件位于强径流区部位，处在生物降解带之中，导致煤层含气量和单井产气量低；三是煤层气排采工作制度不健全，投入排采初期能够连续排采，后期排采不连续，一月连续排采时间不足三周，时而停井，煤粉在井筒中沉淀堵塞出气通道，致使单井试气产量降低。除了存在地质条件的差异外，井组排采区远离城市，煤层气下游市场不完善，排采出的煤层气放“天灯”燃烧，严重影响了煤层气排采的积极性。上述除对碛口井组排采效果好于林家坪井组的地质原因进行分析外，还对两个井组试气最终未突破的市场环境进行讨论，但总体来看，该区煤层厚度大，平面分布稳定，含气量高，如将井深控制在400500m之间，采用适宜的井距（300400m），布井组进行滚动开发，输通煤层气下游销售渠道，该矿区的煤层气开发会取得良好的效果。3.3 煤层气资源可采性评价由于该矿区面积比较小，煤田勘探程度高，煤层气开发的资源条件可靠，接近控制储量。区内有164.2108m3的煤层气资源量。根据山西晋城樊庄区块煤层气资源向探明储量的转化率（60%）折算，可获得98.52108m3的探明储量，再结合林家坪、碛口井组试采（55%的采收率）结果，矿区内有54.2108m3的可采煤层气储量，若按每年1.0108m3建产量，可满足连续生产50年以上。4 结论（1）该区煤田、煤层气勘探程度较高，约70Km2的面积内已有32口煤炭钻孔，煤炭资源可靠，加之14口煤层气井的勘探资料，近两年的煤层气排采时间，煤层气资源落实，单井试气产量稳定。（2）主力煤层单层厚度大，平面分布稳定，埋藏浅，煤层气成藏的地质条件有利；煤体结构简单，煤岩的孔隙与裂隙比较发育，煤层储集条件优越。（3）煤层气成藏的构造、煤层顶板条件相对有利，低角度单斜构造有利于煤层气成藏，泥岩顶板能够有效阻止煤层气向邻层的扩散和运移。但区内水文地质条件比较复杂，且水型的平面变化随煤层埋藏深度的变化而改变，在煤层埋深小于300m的东南边浅部，水文地质条件较差，煤