山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查实施方案

山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查实施方案2020年11月10日1一、概况 1(一)勘查区自然地理位置、交通状况 1(二)申请设立探矿权基本情况 3(三)勘查目的和任务 9二、勘查区地质情况 (二)勘查区以往地质工作及勘查认识程度 三、勘查实施方案 (一)勘查部署遵循的原则 47(二)技术路线、勘查依据和方法 (三)工作量和资金投入 (五)与非油气矿产的协调情况 四、生态修复方案 (一)勘查、试采影响区域生态环境评估 (二)勘查、试采区域生态修复工程 (三)勘查、试采区域生态修复工作部署与经费估算 五、保障措施(人员、资金、质量等) (二)资金保障 (一)地理位置图 (二)勘查程度图 I(三)勘查部署图 (四)矿权变更对比图 (五)上一持证期内完成的探井、地震工作基本信息表 1(一)勘查区自然地理位置、交通状况之间。北部及西部大面积被新生界红、黄土所掩盖，梁峁比较平坦，黄土寿阳区块地形地貌图2020年9月图1-1山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查地形地貌图2图1-2地形地貌实景图本区地处黄土高原，气候干燥，昼夜温差变化大，蒸发量大于降雨量的四倍左右，属大陆性气候。地表水系有白马河之上游的龙门河、黄门街河，黄门街河自西向东，石门河自北向南，汇入白马河，为潇河支流，属黄河流域，汾河水系。寿阳区块位于山西省中部、沁水煤田北端，西距省会太原市约50km,行政区划隶属于晋中市寿阳县、榆次区管辖。石太(石家庄-太原)铁路、石太高速公路、太旧高速公路和307国道从本区北部东西向横贯全区，另外还有榆(次)-盂(县)公路由西南到东北，斜穿区块的西北部，交通主线与县内的县级公路、乡镇级公路组成公路网，境内大部分乡镇和村庄可通行汽车，交通十分方便(图1-3)。3乡镇(二)申请设立探矿权基本情况“山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查”最早登记于1999年3月29日，原登记名称为《山西省沁水盆地寿阳地区煤层气勘查》,登记面积为中联公司与美国菲利普斯公司于2002年4月16日在北京签定《合作开采中华人民共和国山西省沁水盆地寿阳地区煤层气资源产品分成合同》,于2002年6月获得原外经贸部批准，2002年7月1日合同正式执行。2003年6月，该项目外方合同者经商务部批准变更为远东能源(百慕大)有限公司，该合同期限30年。根据《合作开采中华人民共和国山西省沁水盆地寿阳地区煤层气资源产品分成合同》,及中联公司与外方合同者对于该产品分成合同的第五次4修改协议，双方同意远东能源退出区块北部268.752km²及区块西部489.352km²面积，中联公司将在以上两区块范围内进行自营勘探。2014年12月17日，经国土资源部批准，原寿阳区块探矿权变更为三个矿权：1)2)北部自营区域变更为《山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查》,面积为268.752km²;3)西部自营区域变更为《山西省沁水盆地寿阳西区块煤层气勘查》,面积为489.352km²。2016年矿权延续时寿阳西区块核减矿权面积，核减后寿阳西矿权区面积为246.09km²;寿阳区块最近核减后寿阳矿权区面积为1199.118km²。本次申请延续的寿阳区块勘查项目名称为：山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查，原信息如下：探矿权许可证号：0200001921402;探矿权人：中联煤层气有限责任公司；地理位置：山西省寿阳地区；勘查面积：1199.118km²;有效期限：2018年12月16日至2020年12月15日；勘查作业单位：中联煤层气有限责任公司；发证机关：中华人民共和国自然资源部。52勘查面积：1199.118平方千米有效期限：2018年12月16日至20(勘查登记青用章)中华人民共和国自教资源部印制图1-4山西省沁水盆地寿阳区块探矿权证寿阳区块原拐点坐标见下表。序号经度纬度序号经度纬度23456789面积：1199.118km²6本区块探矿权申请人为中联煤层气有限责任公司(简称中联公司)。中联公司是1996年3月国务院批准组建的煤层气骨干企业，在国家计划中单列，享有对外合作开采煤层气资源的专营权。中联公司的业务范围是从事煤层气资源的勘探、开发、生产、输送、销售和利用。中联公司拥有甲级气体矿产勘查资质。上持证期内寿阳区块完成投入132265975元，满足最低法定投入要求，区块完成提储面积99.8平方公里。按照山西省矿权延续需要扣减勘查许可证载面积25%(不含已提交探明地质储量范围)的要求，寿阳区块矿权延续需要核减矿权面积274.83平方公里。根据“煤层气矿业权人可以申请扣减其山西省境内其他煤层气区块同等面积”的规定，中联公司用寿阳北区块抵扣寿阳区块157.38平方公里，用古交西区块抵扣寿阳区块66.05平方公里，寿阳区块自身核减51.51平方公里，本次寿阳区块探矿权申请面积为1147.6平方公里，本次申请延续5年，即延续至2025年12月15日。本次申请延续的寿阳区块勘查项目名称为：山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查，申请信息如下：探矿权许可证号：0200001921402;探矿权人：中联煤层气有限责任公司；地理位置：山西省寿阳地区；勘查面积：1147.60km²;有效期限：2020年12月16日至2025年12月15日；勘查作业单位：中联煤层气有限责任公司；发证机关：山西省自然资源厅。7图1-5山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查变更对比图表1-2探矿权申请基本信息表内容山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查申请人中联煤层气有限责任公司勘查单位及资质中联煤层气有限责任公司矿种煤层气申请登记面积(平方千米)申请年限(年)58表1-3寿阳区块变更后矿权坐标序号CGCS2000经纬度经度纬度XYXY1234567899(三)勘查目的和任务1.勘查目的煤层气作为一种优质高效的清洁能源，其开发利用对改善我国的能源结构，缓解我国常规油气供应紧张状况及提高煤矿企业安全生产保障，保护大气环境等具有重要意义，是一举多得的民生工程，具有广阔的发展前景。寿阳区块包含了南燕竹储量区99.8平方公里及勘探近1047平方公里，区块面积大、资源条件好，但提储面积比例小，在山西新政下，需要加大勘探开发力度，主要目的为储量区转采和勘探区提储、转采。(1)《山西省煤层气勘查开采管理办法》第二十一条“煤层气探矿权人提交探明地质储量后，应当在3年内申请采矿登记。3年内未完成转采登记的，探矿权不再延续。”2011年，寿阳区块在南燕竹区煤层气探明地质储量报告已正式汇报并通过，探明含气面积为99.76平方公里，探明地质储量134.87亿立方米，技术可采储量68.83亿立方米，经济可采储量为62.34亿立方米。于2012年正式获得储量司批文和备案。按照规定，南燕竹储量区需在2023年5月1日前完成转采登记。(2)《山西省煤层气勘查开采管理办法》第十五条“本办法实施前已有煤层气探矿权累计存续时间超过15年的，可以准予延续5年。期满未提交探明地质储量的，不再办理延续登记手续。”寿阳区块已经超过15年，面临很大的矿权压力，需要在本次申请的勘查期限内完成勘探区提储、转2.勘查任务本次勘查工作的主要任务如下：(1)加强排采管理和研究工作，总结排采规律，优化排采制度；(2)对低产井进行增产改造，提高单井产量；(3)结合地质、工程、排采等相关参数，编制三合一方案，完成转采。勘探区(1)加强基础研究工作，按照基本井距部署探井，适量部署地震，进一步认识该区块内地层和构造情况及煤储层特征，进行区块内煤层气有利(2)有利区内，按照提储达产井距要求，部署井组，压裂生产。(3)结合地质、工程、排采情况，编制储量报告，最大化提储。(4)提储后，优选甜点区，进行一体化部署，试验井型、井网、井距、工程参数和排采参数等，为开发方案、三合一方案等编制提供基础，并在提储3年内完成转采。二、勘查区地质情况(一)区域地质概况1.勘查区大地构造位置沁水盆地构造上位于华北板块中部山西断块东南侧，东依太行山隆起，南接中条山隆起，西邻霍山隆起，北为五台山隆起，是华北晚古生代成煤期之后，在燕山期剪切挤压不断增强、隆升不断扩大的地质背景下形成的残余构造盆地。构造类型为长轴北北东-南南西向的大型复式向斜。轴迹大致位于榆社一沁源县一安泽东一沁水一线。该复式向斜由一系列轴向北北东、轴迹平行的次级短轴歪斜褶皱组合而成。沁水盆地南北翘起端呈箕状斜坡，东西两翼基本对称，西翼地层倾角相对稍陡，一般10°~20°,东翼相对平缓，一般10°左右。盆地边侧下古生界出露区为倾角较大的单斜，向盆内变平缓，古生界和中生界背、向斜褶曲比较发育，但幅度不大，面积较小。断层主要发育于东西边部，断裂规模和性质不同，以正断层居多，断层延伸方向以NE向为主，局部呈近4000余米。根据区带内不同地区构造式样差异，可划分为12个构造区带(见图2-1)。寿阳区块位于沁水盆地北端，总体形态呈现东西走向、向南倾斜的单斜构造，西临晋中断陷，东为太行山隆起，北为五台山隆起，南为沁水盆地腹部。寿阳区块整体上为一南倾的单斜构造，从东北向西南逐渐埋深，地层起伏平缓，局部受东西向挤压力形成微幅背斜和向斜构造(见图2-2),断层在中部较发育，断层走向为NE-SW向，断层性质为正断层(见图2-3)。图2-4是寿阳区块南北向地质剖面图，剖面线为N-S向，地层形态为北高南低的单斜，局部发育褶皱；地层展布形态北部地层出露地表，南北地层埋深增大；断层在中部发育4条大断层，基岩发育小型断层。沁水盆地寿阳区块太原组15#煤顶板高程图南熊竹储南熊竹储监区0CSg、②N是oa104完井11H完井图例9图2-3山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查矿区地震剖面图2.地层层序、岩性寿阳区块地层自下而上主要发育有奥陶系、石炭系(本溪组、太原组)、二叠系(山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组)、三叠系(刘家沟组)、新近系和第四系，各地层发育情况见表2-1。中统下马家沟组(O₂x):揭露底层厚度为59.43m,属下马家沟组上段，为深灰色含石膏角砾灰岩，黑灰色、灰黄色泥灰岩。中统上马家沟组(O₂s):下段为灰色厚层状泥灰岩及少量石膏，淡黄色泥灰岩与灰色白云质灰岩互层，底部为泥灰岩夹石膏层，中段为深灰色厚层状灰岩，豹皮灰岩及灰色白云岩与深灰色灰岩互层，上段为深灰色厚层装灰岩与浅灰色泥质灰岩互层，含有浅灰色泥质白云岩，细晶结构。全组厚度为165.75-235.49m,平均为198.43m,与下伏地层整合接触。中统峰峰组(O₂f):下段为深灰、灰色厚层状石灰岩，底部为浅灰，浅黄色泥灰岩，上段下部为深灰，灰黄色角砾状泥灰岩夹石膏层，上段上部为深灰色厚层状石灰岩，显晶结构，深灰、灰及灰黄色泥灰岩。与下伏上马家沟组地层整合接触。全组厚度为117.16-134.28m,平均厚度为2)石炭系(C)中统本溪组(C₂b):主要为浅灰色，灰色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩、铝质泥岩及2-4层石灰岩组成，夹浅灰色细砂岩及2-3层煤线，底部为鸡窝状山西式铁矿及铝土矿。石灰岩一般为3层，中层及下层较稳定，中层灰岩上下多有煤线沉积。全组厚度为37.09-76.53m,平均厚度为49m。沉积厚度受古构造及奥陶系寝室面控制，呈东西长条状分布，南北稍厚，中岩石地层厚度界系统组符号中生新生界中生第四系统马兰组为一套黄土、次生黄土中更新统下部为淡红色亚粘土，上部为黄土、褐黄色亚粘士昏河组淡红色砂砾石层下更新统下部为黄土、淡红色细~粉砂土，,底部为砾石层土夹泥灰岩薄层系系新近系系下统下统N由鲜红、暗红色粘土、紫红色细砂层、浅灰色砾岩组成上古生界下古生界叠系上统下部为黄绿色、暗紫色长石石英砂岩与暗紫色砂质泥岩互层，底部为暗紫色厚层状含砾中粗粒长石砂中含大量淡水灰岩结核，顶部常发育一层似层状淡水灰岩，组下段：下部以黄绿色、灰绿色细粒砂岩为主，上部下统下石盒子组下部为灰黄、黄绿色、灰黑色砂质泥岩、泥黄色中细粒长石石英砂岩互层组成，上部以灰黄、黄绿色中粗粒长石石英砂岩为主，山西组石炭系奥陶系上统由灰色砂岩，深灰色、灰黑色砂质泥岩、泥岩、深15*“煤层为稳定和较稳定煤层。中统中统峰峰组主要为浅灰色，灰色粉砂岩、砂质泥岩、泥岩、铝质泥岩及2-4层石灰岩组成，夹浅灰色细砂岩及2-3层煤线，底部为鸡窝状山西式铁矿及铝土矿。下段为深灰、灰色厚层状石灰岩，底部为浅灰，浅岩夹石膏层，上段上部为深灰色厚层状石灰岩，显晶结构，深灰、灰及灰黄色泥灰岩。上马家沟组下段为灰色厚层状泥灰岩及少量石膏，淡黄色泥灰段为深灰色厚层装灰岩与浅灰色泥质灰岩互层。下马家沟组上统太原组(C₃t):由灰色砂岩，深灰色、灰黑色砂质泥岩、泥岩、深灰色石灰岩及11层煤层组成。石灰岩一般为四层，自上而下编号为K₄、K₃、K₂及K₂下，可与太原西山之东大窑灰岩、斜道灰岩、毛儿沟灰岩及庙沟灰岩对比。本组下部15°下煤之下，有一层不稳定泥灰岩，厚度为0-2.41m,平均厚度为0.83m,与太原西山吴家峪灰岩相当。所含煤层自上而下编号为15°及15°下煤层为稳定和较稳定煤层。全组厚度为100.92-150.78m,平均厚度为123m。沉积厚度总的趋势是南厚北薄，东西厚中间薄，东西相对而言又是东部稍厚西部稍薄。3)二叠系(P)下统山西组(Ps):由灰—灰白色中细粒砂岩及深灰色、灰黑色砂质其中3°、6°为较稳定和不稳定可采煤层。厚度为31.53-78.20m,平均厚度为52.23m。沉积厚度总的趋势为南厚北薄，中间厚东西薄，东西相对而言西部稍厚东部稍薄。下统下石盒子组(P₁x):下部为灰黄、黄绿色、灰黑色砂质泥岩、泥岩与灰黄色中细粒长石石英砂岩互层组成，底部夹有2-3层煤线。底砂岩 (K8),厚度为0-17.94m,平均厚度为5.03m,为白灰色粗粒岩屑质石英砂岩，碎屑含量石英70%,长石5%,云母5%,岩屑15%;石英颗粒呈次棱角状，分选中等，上部以灰黄、黄绿色中粗粒长石石英砂岩为主，夹灰黄、黄绿色砂质泥岩、顶部为一层铝质泥岩或含铝质砂质泥岩，富含铁质，风化后呈紫红色斑块，称桃花泥岩，颜色、岩性鲜明，可作为辅助标志层。其下砂质泥岩中亦有少许暗紫色斑块。全组厚度为123.40-166.50m,平均厚度为144.32m。上统上石盒子组(P₂s):下段下部以黄绿色、灰绿色细粒砂岩为主，夹黄褐、黄绿、紫褐色泥岩及砂质泥岩；上部为灰褐，暗紫等杂色砂质泥岩为主，夹黄绿色细砂岩，局部可见透镜状锰铁质结核及黑灰色泥岩薄层。厚140.70-188.60m,平均167.46m。上段底砂岩为狮脑峰组砂岩(K12),厚度为1.30-36.10m,平均厚度为14.80m,一般由2-3层厚层状含砾粗砂岩、岩屑石英砂岩组成，间夹紫色，黄绿色砂质泥岩，石英含量70-80%,岩屑10-15%,泥岩硅质胶结，圆度中等，分选差，砾石成分多为燧石，砾径一厘米左右。其上为黄绿色、暗紫色细粒长石、石英砂岩与暗紫色、紫灰色、黄褐色砂质泥岩互层。厚208.50-232.40m,平均218.55m。上统石千峰组(P₂sh):下部为黄绿色、暗紫色长石石英砂岩与暗紫色砂质泥岩互层，底部为暗紫色厚层状含砾中粗粒长石砂岩，厚度为3.80-11.00m,平均厚度为8.70m,泥岩胶结，质疏松。中部以暗紫色长石石英砂岩为互层，砂质泥岩中含大量淡水灰岩结核，顶部常发育一层似层状淡水灰岩，厚1m左右，可作辅助标志与上覆地层分界。全厚度为123m4)三叠系(T)下统刘家沟组(T11):主要由砖红色细粒长石砂岩组成，间夹薄层紫红色、暗紫红色砂质泥岩及粉砂岩。砂岩水平层理发育，板状构造，层面常有泥裂，波痕构造，该组地层经风化剥蚀，出露不全，仅残存150m左右。5)新近系(N)上新统(N₂):由鲜红、暗红色粘土、紫红色细砂层、浅灰色砾岩组成，粘土结构致密，表面有铁锰薄膜，厚度为3.00-25.00m,平均厚度为6)第四系(Q)下更新统泥河湾组(Q₁n):下部为黄土、淡红色细~粉砂土，分选好，具大型斜层理，底部为砾石层，砾石成分组要为石英，燧石；上部为灰绿、黄色粘土夹泥灰岩薄层。厚度为5.20-63.54m,平均厚度为27.10m。与下伏地层为不整合接触。下更新统午城组(Q₁w):为橙红、红褐色、深红色粘土，亚粘土、夹棕红色古土壤多层，底部为灰黄色钙质结合，似层状分布。厚度为中更新统匠河组(Q₂k):为淡红色砂砾石层，砾石成分为粗、中、细沙，分选、磨圆差，未胶结。厚度为0-5.00m。中更新统离石组(Q₂I):下部为淡红色亚粘土，粘土，夹暗红色、棕红色的古土壤2-4层，垂直节理发育，夹钙质结合1-3层。上部为黄土、褐黄色亚粘土，夹土壤1-2层。厚度为5.00-27.28m,平均厚度为13.50m。上更新统丁村组(Q₃d):为浅灰色砾石层，砾石成分主要为石灰岩，磨圆较好，分选中等，未胶结，厚度为0-3.00m。上更新统马兰组(Q₃m):为淡黄色、土黄色亚粘土，粉砂质土，垂直节理发育，常夹深灰色黑垆土，底部为钙质结合层。厚度为2.00-12.26m,平均厚度为5.42m。全新统(Q₄):为近代冲积、洪积物，由淡红、土黄色砂土，亚砂土，3.沉积特征沁水盆地北部太原组主要发育三角洲平原亚相、三角洲前缘亚相、碳酸盐岩台地相、泻湖相、潮坪相、沼泽相。三角渊前缘潮上带泥坪1混合坪■必思地名潮上带泥炭坪障壁砂坝工区太原组沉积初期，物源主要来自盆地北部。基于沉积环境特征为在盆地北部发育三角洲沉积相，其中三角洲平原分布范围较广阔，三角洲平原为这个时期的主要成煤环境；太原组沉积中期，发生大规模海侵，全区发育三层稳定且较厚的灰岩，为碳酸盐岩台地和泻湖沉积；太原组沉积晚期，发生小规模海退，仅在盆地南部发育灰岩，主要沉积泻湖、潮坪、沼泽相的泥岩、砂质泥岩和煤。寿阳区块太原组成煤环境为三角洲平原分流间湾，分流河道自北向南贯穿区块中部。沁源柿庄北山西组沉积时期，沁水盆地北部的广大地区是泛滥平原相分布区，由于分流河道的侧向迁移和冲蚀，影响了煤层的稳定聚集，是北部煤层较薄的原因之一。4.目的层位区块内稳定发育的主要煤层是：3号、9号和15号煤层，其中15号煤层为稳定可采煤层，3号和9号为较稳定可采煤层(见表2-2)。表2-2主要煤层特征表煤层煤层厚度结构赋存特点及3简单较稳定泥岩9较简单较稳定泥岩位于太原组上部，属较稳定杂稳定石灰岩泥岩沁水盆地寿阳区块太原组15°煤顶板埋深图9其图2-8山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查矿区15号煤埋深图(1)煤层埋深寿阳区块3"煤层埋深在309.20~1481.70m之间，平均为661.63m;9*埋深在398.90-1683.15m之间，平均为710.03m;15"煤层埋深埋深在395.79~1746.75m之间，平均为791.32m(见图2-8)。3层煤均向SW方向埋深有增大的趋势。(2)煤层厚度3号煤层位于山西组上部，为最上一层可采煤层，煤层稳定、大部可采，厚度0.10~4.30m,平均为1.97m,以Kg下砂岩为直接顶板，上距Kg砂岩9.80-35.40m,平均23.00m。结构简单，一般含一层夹石，层位稳定，为煤系中第一层稳定煤层，其顶板含植物化石丰富，常见有苛达、栉羊齿、纤细轮叶等，底板含大量根化石，痕根座明显可见，是确定3号煤层的良好9号煤层位于太原组上段，属较稳定型大部可采煤层，以K₆砂岩为直接顶板，以Ks砂岩为直接底板，上距K₇砂岩一般25m左右，距3号煤50m左右，下伏有K₄、K₃、K₂、K₂等灰岩。9号煤下有Ks砂岩，Ks砂岩与9南热竹储量区南热竹储量区图例图2-9山西省沁水盆地寿阳区块煤层气勘查矿区15号煤厚度图15号煤层属稳定型全区可采煤层，直接顶板为K₂下灰岩，上距K4灰岩50m左右，距9号煤60m左右，下距奥灰顶面平均95.45m。K₂下灰岩沉积稳定，15号煤层位稳定、厚度大，易于辨识，厚度为0.70~10.30m,平均为4.13m。(3)煤岩特征①煤质特征和物理性质寿阳区块3#、9*、15*煤层岩心煤岩分析结果如表2-3~2-4所示。3*煤原煤水分含量(Mad)为0.12%~0.92%,平均0.46%;灰分(Ad)为11.42%。9*煤原煤水分(Mad)为0.30%~0.64%,平均0.44%;灰分(Ad)为9.45%~54.52%,平均23.00%;挥发分(Vdaf)为9.45%~45.13%,平均为15"煤原煤水分(Mad)为0.16%~0.72%,平均0.43%;灰分(Ad)为10.81%~25.90%,平均16.84%;挥发分(Vdaf)为8.09%~16.49%,平均为3°煤层真密度介于1.42g/cm³~1.60g/cm³之间，平均为1.49g/cm³;视密度介于1.35g/cm³~1.53g/cm³之间，平均为1.40g/cm³。9*煤层真密度介于1.32g/cm³~1.51g/cm³之间，平均为1.43g/cm³。井名煤层深度真密度孔隙度 井名煤层深度真密度孔隙度井名煤层深度真密度孔隙度 ②宏观煤岩特征寿阳区块3号煤层煤岩宏观煤岩类型多为光亮型，黑色，玻璃-强玻璃光泽，发育内生和外生裂隙。9号煤层煤岩宏观煤岩类型多为半亮煤，黑色，多为强玻璃光泽-金刚光泽，层理清晰，亮煤中裂隙较发育。15号煤层煤岩宏观煤岩类型多为半亮煤，黑色，多为强玻璃光泽-金刚光泽，层理清晰，亮煤中裂隙较发育。③显微组分特征3号煤岩有机显微组分以镜质组和惰质组为主(见表2-6),由于煤阶较高，壳质组已很少见，镜质组含量变化在29.30%~84.80%,平均为64.77%;惰质组含量变化在9.20%~47.90%,平均为23.66%。矿物含量6.30%~11.40%,平均为9.10%。9号煤岩有机显微组分同样以镜质组和惰质组为主(见表2-7),镜质组含量为50.63%~79.60%,平均为69.68%;惰质组含量为6.20%~15.40%,平均为9.88%。矿物含量为11.80%~32.70%,平均为18.60%。15号煤岩有机显微组分也以镜质组、惰质组为主(见表2-8),多为均质镜质体，其次为基质镜质体，组分之间的条带性更为明显。镜质组含量为39.90%~90.30%,平均为71.19%;惰质组含量为2.30%~49.70%,平均为14.58%。矿物含量5.4%~29.7%,平均12.95%。④煤阶3号煤镜质组最大反射率(Ro,max)为0.69%~2.4%,平均为1.95%(见表2-6);9号煤镜质组最大反射率为2.11%~2.56%,平均为2.28%(见表2-7);15号煤镜质组最大反射率为0.69%~3.10%,平均为2.27%(见表2-8)。3套煤层大部分为贫煤-无烟煤，少量为瘦煤、气煤。井名煤煤层深度矿层物质()339333363井名层煤层深度物质)96979895井名煤层深度量量质⑤煤岩含气性寿阳区块9号煤的朗格缪尔体积介于20.75~33.67m³/t之间，平均为28.07m³/t,朗格缪尔压力介于1.75~2.51MPa之间，平均为2.03MPa(见图2-9)。15号煤的朗格缪尔体积介于17.33~40.04m³/t之间，平均为27.92m³/t,朗格缪尔压力介于1.66~3.37MPa之间，平均为2.31MPa(见图2-10)。官量(和列官量(和列15"煤含气量为8-24.4m³/t,平均为16m³/t(见图2-11)。6.水文地质情况(1)含水层寿阳区块内对煤层气保存有影响的含水层按含水介质可划分为三个类型：寒武、奥陶系灰岩含水层，石炭-二叠系灰岩及砂岩含水层和第四系松散岩类含水层。寒武、奥陶系灰岩含水层组主要由峰峰组上段，上、下马家沟组中上段的灰岩、白云岩、角砾状灰岩组成，岩性较为单一，结构均匀，构造裂缝穿层性强，延伸远，属岩溶化程度最强的层组。岩溶水一般以缓慢层流状和沿断层带向排泄区方向运动。石炭-二叠系灰岩及砂岩含水层组为构造裂隙及石灰岩岩溶裂隙含水层，主要含水段为K2灰岩和K8砂岩。煤层属构造裂隙含水层，但孔隙度、渗透率较低，连通性不好，水动力较弱。第四系松散岩类含水层组位于红土和黄土之间夹着3~4m砾岩及近代冲积层、洪积层中，涌水量中等。从测井曲线特征分析，含水层的划分主要依据三孔隙度曲线及电阻率的变化，地层含水，声波时差较大，补偿中子值增加，含水饱和度和孔隙度较高，自然伽马降低。砂岩作为一种渗透层，若使用淡水泥浆，自然电位曲线一般呈负异常。砂岩中如果被泥质或者钙质胶结充填的时候，SP值异常变小，接近泥岩基线，解释为干层。灰岩为高阻体，视电阻率曲线为高阻异常。在含水层位置反映为视电阻率曲线明显的高值；自然伽马测井拉拉图2-12含水层解释成果图寿阳区块位于沁水盆地北缘低山丘陵区，地形北高南低，西高东低。水文地质分区属于阳泉、寿阳丘陵盆地水文区。为典型的黄土丘陵地貌，地表侵蚀切割剧烈，地表水系随地形形态发育。区块内地表主要河流为人字河、黄门街河，均为季节性河流。由于区块内构造较简单，主要以宽缓褶皱为主，局部有小断裂，水文地质条件属简单类型。①直接充水含水层组1)石炭系上统太原组石灰岩岩溶裂隙及砂岩裂隙含水层组主要由石炭系上统太原组中的石灰岩组成，位于太原组中段。地表无出露，埋藏较深。太原组含数层砂岩裂隙含水层及K2、K3、K4、K5四层石灰岩裂隙岩溶含水层，构成太原组煤层的主要充水水源。其间夹有数层泥岩、粉砂岩等塑性岩层组成的隔水层，将各层含水层分割成呈层状分布的含水层，相互间水力联系微弱。地下水的流向总体受地层产状的制约，沿K2灰岩：分上、下两层。K2下灰岩，为15号煤层顶板(局部夹有极薄层泥岩)。沉积不稳定，区中部沉积厚发较大。平均埋深428.60米，平均厚度1.7米。裂隙普遍发育，多充填了方解石细脉，局部有小溶洞。简易水文地质现测：区北部及东南部小范围地区内钻孔的冲洗液消耗量大，中部较大范围地区内钻孔耗水量相对较少。K2灰岩位于K2下之上16米左右，沉积亦不稳定，最大埋深768.45米，平均厚度1.74米。有少量裂隙，被方解石充填。简易水文地质观测结果与K2下灰岩相近。2)二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组由山西组底部K7砂岩和3号煤层上部砂岩组成。地下分布规律为自北向南逐渐发育。本组含水结构以裂隙为主，属砂岩裂隙弱含水层。3号煤顶板砂岩：位于3号煤层之上1米左右。主要为中细粒和粗粒砂岩，其中粗粒砂岩，含砾粗砂岩的孔见率约占25%左右。本砂岩带含1～3层，厚度一般为8.46米，最大厚度32.2米。与上覆1号，2号煤层及泥岩层呈互为消长关系。本砂岩带局部节理裂隙发育，部分被泥质充填。②间接充水含水层组(a)奥陶系中下统石灰岩岩溶裂隙含水层组本含水层组由奥陶系中下统的石灰岩、泥灰岩、白云岩组成。其中以上马家沟组岩溶发育程度最高，富水性最强，峰峰组次之，下马家沟组较弱。一般岩溶裂隙不发育，富水性弱，但局部碎屑带岩溶发育，富水性强。(b)二叠系上石盒子组、下石盒子组砂岩裂隙含水层组下石盒子组含水层主要由底部K8砂岩组成，上石盒子组含水层主要由K8砂岩：岩性为粗、中、细粒砂岩，据区内钻孔资料统计，中粒砂岩孔见率占37%,粗粒砂岩孔见率占20%。本层在区内基本未出露地表，平均埋深297.51米。平均厚5.03米。局部节理裂隙发育，且大多被充填，只少部分保留原裂隙空间。据简易水文地质观测，本区东西两侧含水性弱。(2)隔水层石炭-二叠系含水层组上下均分布有良好的隔水层。下部为下主煤层底部至本溪组底部的泥岩、铝质泥岩隔水层，阻隔了奥陶系灰岩岩溶裂隙水与煤系地层之间的水力联系。上部除上煤组煤系地层内部的泥岩层外，有下石盒子组的泥页岩夹致密砂岩隔水层，所以石炭-二叠系含水层区域上基本具备独立的水动力系统，除局部地段岩溶陷落柱的导通之外。(a)奥陶系顶面至15号煤层底板间的岩层(包括石炭系下统本溪组及15号煤层底板),厚81.53-115.22米，平均厚95.45米，以泥质岩类为主，裂隙不发育，具有良好的隔水性能，对奥灰岩水进入煤系能起到阻碍作用，成为石灰岩含水层与可采煤层之间的最主要隔水层。(b)石炭系、二叠系含水层间均夹有较厚的泥质岩层，沉积稳定，受构造破坏程度低，由于各含水层基本是各自独立的，并且各层地下水位标高均不相同，表明其水力联系是不密切的，因此这些泥质岩层具有较好的隔水性能，可视为隔水层。15号煤顶底部泥岩隔夹层大面分布。15号煤顶板砂岩及灰岩含水层图2-13含水层解释成果图(3)煤系地层含水层特征山西组砂岩裂隙含水层以砂岩为主，厚一般5~8m,水位标高550~750m,单位涌水量介于0.0015~0.05L/(s·m),渗透系数一般小于0.34m/d。太原组灰岩岩溶裂隙含水层以灰岩为主，富水性随埋深增大而逐步减弱，单位涌水量介于0.00035~0.0015L/(s·m)。煤系地层含水层在研究区的东部和南部边界出露地表，接受大气降水和地表水的补给。区内水位等势面具有边缘高、中部低的总体展布形态，北部高于南部、东部稍高于西部。寺头断裂带构成了区内的一个隔水边界，研究区东北部存在一个东西向的分水岭。区内东部及南部浅部位水动力较为活跃，向深部径流过程中，强度逐渐减弱，并在低洼处或深部形成汇流或滞流中心，对煤层气的保存比较有利。地下水化学场也进一步说明了上述地下水流场特征。研究区煤系地层产出水中含有多种无机离子，其中阳离子K+、Na+以为主，阴离子HCO3-和C1-以为主。除了主要阴阳离子之外，研究区煤层地层的类型，编制了Piper三线图。Piper三线图由两个三角形和一个菱形组成，左下角三角形的三条边线分别代表阳离子的毫克当量百分数。右下角三角形表示阴离子的毫克当量百分数。任一水样的阴阳离子相对含量分别在两个三角形中以圆点表示，引线在菱形中得出的交点上也以圆点综合表示此水样的阴阳离子相对含量，落在菱形中不同区域的水样具有不同化学特征。即在三角形中可以看出各种离子的相对含量，从菱形中可看出水样的一般化学特征。采用来自排采区煤层气井产出水水化学分析数据，绘制排采区的Piper图，可以看出，不同水样落在Piper图不同位置上，K+、Na+含量在阳离子中占有绝对优势，Ca2+、Mg2+含量很低，水质类型主要是Na-HCO3-Cl型和Na-HCO3型水，此种类型地层水在沁水盆地普遍分布。原始煤系地层水Ca2+、Mg2+含量明显少于K+、Na+,造成这种现象的原因主要是阳离子交换作用，岩石对高价离子的吸附能力强，相比较而言，岩石对K+、Na+吸附能力较弱，因此K+、Na+在煤系地层水中含量较高。图2-13寿阳排采区水化学Piper图7.资源潜力与勘查方向寿阳区块煤层气主力层位15号煤层厚煤带、含气量高值区都主要分布在东、西两带，东、西两带煤层资源丰度高(见图2-9),为下部勘探重点区，分别将东西两个条带重点区命名为松塔区和安桥区。安桥区资源丰度高值区主要分布在中部，最高可达1.5亿方/平方公里以上。松塔区资源丰度高值区主要分布在中南部一带，资源丰度可达1.5-2.5亿方/平方公里。N中吸煤层气有限责任公司原储量区有阳矿权区标脂购探区安括缺探区南冲助探区体化储量区有阳矿权区2022年部署)水平作5门完井6月元井7月完片8月完井9月定井10月完井11月元井省落柱8.地质与资源风险分析寿阳区块区域地质构造条件简单；地形地貌较简单、类型单一；岩性岩相变化小，岩土体结构较简单，工程地质性质良好；地质构造较复杂，有褶皱、断裂分布；水文地质条件较差，有多层含水层；地质灾害及不良地质现象发育弱或不发育，危害小；综上分析地质环境条件复杂程度较为简单。(二)勘查区以往地质工作及勘查认识程度1.以往工作情况及勘查区勘探程度1925～1926年，我国著名的地质学家王竹泉先生，在进行中国地质图太原—榆林1:100万地质测量时，曾至太原东山、寿阳一带进行地质考察研究，并发表有《太原—榆林幅地质图说明书》。之后该区陆续进行了不同精度的地形、地质测量，经历了普查、详查、精查等不同阶段和不同程度的地质勘探工作。在寿阳区块北部，煤田地质勘探程度较高，为坪头详查和寿阳东详查区，其中坪头详查区内的韩庄井田与北部的县属煤矿黄丹沟、段王、洛家河井田为煤田地质精查区。寿阳区块南燕竹区处于沁水煤田坪头详查和韩山西煤田地质勘探148队于1987年9月提交了《山西省沁水煤田寿阳矿区坪头勘探区详查地质报告》,山西省煤炭工业局1988年2月以8802号决议书批准该报告。山西煤田地质勘探148队于1992年10月提交了《山西省沁水煤田阳泉矿区寿阳区韩庄井田勘探(精查)地质报告》,山西省矿产储量委员会1993年1月以晋储决字[1992]17号决议书批准该报告。在坪头详查过程中，对23个钻孔的主要可采煤层采取了煤芯瓦斯样测定煤层甲烷含量，在韩庄井田煤田地质精查勘探过程中，对韩庄井田范围内的不同煤层采样197个，进行煤层甲烷含量的测定，同时阳泉矿务局煤炭科学研究所与山西省煤田地质勘探148队合作完成了《韩庄井田矿井瓦斯等级预测研究》。1995年由联合国开发计划署(UNDP)利用全球环境基金资助、煤科总院西安分院承担的《中国煤层气资源开发》项目，《阳泉矿区煤层气资源评价》专题科研报告，对阳泉矿区(包括生产区、平昔区和寿阳区)煤层气资源开发进行了评价和研究，其中重点对寿阳区的煤层气资源开发进行中国煤田地质总局于1996～1997年在韩庄井田施工了HG1、HG6、HG3、HG2等煤层气勘探参数井，获得了该区有关的煤储层参数。其中对HG6井进行了压裂改造和排采试验，同时由中联公司接续进行排采工作的HG6井，3号、9号煤层排采出气，在寿阳地区实现了产气突破，并且取得了该井合层排采的一整套生产数据。1996年阳泉矿务局与煤炭科学研究总院西安分院合作，针对阳泉矿区寿阳区煤层气资源进行了评价研究，并且共同完成了《阳泉矿区寿阳区煤层气勘探开发预可行性研究报告》。该项目在外方接手前，由中联公司在该区块进行勘探作业，外方远东能源(百慕大)有限公司于2006年与中联煤层气有限责任公司就共同开发山西省寿阳区块的煤层气资源签署协议，中外双方按照有关条款以及煤层气资源/储量规范的要求，投入非常大的人力、财力，完成了国土资源部关于勘查投入的要求。通过多年的探索，积累了丰富的勘探开发经验。截止2020年，寿阳区块累计完成直井定向井341口，水平井10口，压裂258口，排采220口井，探明煤层气储量134.87亿方，累计投资16.53亿元。2.上一勘探阶段勘查投入完成情况2019年完成直井/定向井钻井6口，压裂32口，生产井210口。2020年完成钻井17口，其中直井/定向井13口，水平井4口，压裂9口，生产井220口。寿阳区块2019-2020年总投入13226.60万元，超过国家最低勘探投入要求。费用明细投资额(万元)1材料设备费23技术服务费456789弃置井作业费3.勘查成果(1)地质条件和煤层发育情况基本落实。逐步摸清寿阳区块构造、地层、水文等基本地质情况，基本查明主要目的煤层深度、厚度、煤体结构寿阳区块SYE18-5X井15号煤取心照片图寿阳区块SYE06-1X井9号煤煤心照片图图2-10寿阳区块煤心照片图(2)煤储层物性特征认识逐步深入。通过样品测试、试井、测井等工程手段，积累了大量物性数据，通过综合分析与评价，形成了该地区煤储层物性总体认识。井名储层压力临储比临界解吸压力和度 井名储层压力临储比临界解吸压力和度 (3)钻完井和储层改造工艺日趋完善。通过在寿阳区施工的319口煤层气井，积累了大量工程实践经验，并通过不断优化和对比研究，摸索适宜本区的工艺技术体系。表2-12寿阳区块完钻井统计表(部分)井别开钻时间完钻时间完井时间12渤海钻探石油工程总承包分公司3中煤地质工程总公司北京大地特勘分公司4渤海钻探石油工程总承包分公司5渤海钻探石油工程总承包分公司6渤海钻探石油工程总承包分公司7勃海钻探石油工程总承包分公司8渤海钻探石油工程总承包分公司9河南豫中地质勘察工程公司勃海钻探石油工程总承包分公司试验井取心北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司试验井取心北京万普隆能源技术有限公司北京万普隆能源技术有限公司序号压裂液用量压力比瞬时停泵压力1北京奥瑞安公司42陕西旭隆公司73服务分公司45服务分公司5北京奥瑞安公司6北京奥瑞安公司74陕西旭隆公司815#下陕西旭隆公司79陕西旭隆公司15#下陕西旭隆公司815*下陕西旭隆公司815*下陕西旭隆公司8陕西旭隆公司陕西旭隆公司陕西旭隆公司陕西旭隆公司陕西旭隆公司陕西旭隆公司(4)获得探明储量，证实资源潜力。获得了南燕竹区煤层气探明地质储量134.87亿立方米，进一步证明了该区勘探开发前景。勘探区SYE06-6X井排采产量超过2000m³/d,为下步勘探区提储奠定了基础。重(5)配套工作有序进行。狠抓区块安全环保工作；完成区块部分排采井的环评报告；建成排采水处置站并投入使用。方米”)立方米)吨/亿立方米)预测储量(万吨/亿立方米)/亿立方米)(口)4.地质认识(1)勘探区北部构造稳定，南部发育多条断层，南部至西南部距离很近的钻井煤层厚度、深度就有较大变化。(2)二维地震解释结果，3°煤层、15°煤层厚度较大，可采范围大；从构造位置分析工区的北部地层抬升，是煤层气运移的指向方向，二维勘探区的北、中部应是煤层气的重点勘探区域，整个测区均属于煤层气勘探的有利区块。(3)煤层赋存条件较好，全区3*、15”煤层赋存情况较为稳定，9*发育情况较差。3*煤在勘探区东北部及开发区西部发育较薄；15”东部煤层发育较厚且稳定，西南部煤层减薄，区内发育陷落柱。开发区内15”煤层较厚且(4)根据已有解吸成果分析，除个别区域因为埋深浅或受断层影响煤层顶板主要以泥岩、灰岩及泥质砂岩为主，厚度可达20-33米，全区稳定分布，整体封闭性较好。全区解吸压力较低，普遍在1MPa以下。(5)地层产水量相对较大，目前排采井平均单日产水量在30方左右。水文地质的实际勘探工作及综合研究不够，对该地区水文地质条件及水动力条件，以及它们对煤层气的赋存和控制作用的认识掌握程度较底，有待(6)综合现有的煤层数据、含气量以及周边的煤层气生产井和附近煤矿开采情况，寿阳区块煤层气勘探前景较好。寿阳区块经过前期多年的勘探工作，在部分区域已经证明了15号煤层厚度较大，煤层分布稳定、含气量较高、含气饱和度较高、渗透率偏低，但透过适当的储层增产改造措施和工艺技术，能够获得较高的煤层气工业气流。虽然在北部已提交储量99.8平方公里，目前还有1047平方公里勘探区还未提交储量，根据已有参数井勘探结果，初步划出东西两个有利条带，作为下部提储部署重点区域。中部由于探井数量少，空白区资源条件为已有探井推测，需要进一步勘探评价。基于上述理由，提出本次探矿权延续申请。三、勘查实施方案(一)勘查部署遵循的原则区块内已开展了大量的煤层气参数井、生产试验井，并进行了测井、试井、化验测试和压裂、排采等勘查工作，基本查明了煤层的地质特征、煤储层物性特征以及排采规律和开采技术条件。在寿阳区块北部获取了探明储量，勘探区也不断有试验井达产，也证实了主力煤层煤层气资源潜力和可采性。根据区内勘探程度和勘查任务，将区内分为储量区和勘探区，分别遵循以下原则。1.南燕竹储量区(1)在已开发区探索加密水平井部署模式及产能情况，为后续调整提(2)在未开发区部署评价井，进行有利区分级，逐步开发。2.勘探区(1)有利区按照基本井距部署探井，通过取心和测井，获取煤层、煤质、含气量、储层物性等资料，满足探明地质储量对勘探程度的要求。(2)在寿阳西部有利区(安桥区)部署二维地震，进一步认识该区块内地层和构造情况及煤储层特征；(3)在寿阳东部有利区(松塔区)部署三维地震，为水平井钻井提供构造基础。(4)根据有利区认识结合区内探井参数情况，利用探井井场部署井组，压裂试采，获取产能提储。1.技术路线在充分研究、分析以往煤层气勘查工作和所取得的成果的基础上，结合煤储层埋深、厚度、分布、含气性、孔隙度、渗透性、压力等资料，加强地质、工程、排采研究，评价本区的煤层气资源潜力和可采性，合理优化各项工艺，最终实现煤层气的综合利用。已提储区①持续、稳定排采，分析产能影响主控因素；②部署调整井、评价井，形成区域排采，提高储产转换程度；③编制《山西省沁水盆地寿阳区块南燕竹区煤层气资源开发利用与矿区生态保护修复方案》,实现储量区转采。勘探区①部署地震、探井，提高区块勘探认识；②排采井尽量选择地质资源和储层条件优越的井，以单井或井组排采为主要试验手段，取得煤储层动态特征参数。③结合地质研究和排采试验，优选一体化区，试验不同井网、井型，形成连片降压，为区块提储和开发奠定基础。2.勘查依据寿阳区块共实施探井50口，试验井41口，生产井282口(南燕竹区内),获取了较为充足的煤层气地质和资源参数，后续勘探方向和部署方案均在勘探参数的基础上进行。工作方法和技术要求的确定主要采用以下标准：《矿产地质勘查规范煤》(DZ/T0215-2020)3.勘查方法针对勘查目标任务、勘查区煤层气资源条件、储层特征以及工程施工条件，主要采用以下工作方法：(一)物探工程严格执行SY/T5314-2011《陆上石油地震勘探资料采集技术规范》、GB/T33684-2017《地震勘探资料解释技术规程》标准各项技术要求。二维地震主要任务是查明区内构造特征，煤系地层的分布及构造复杂程度，初步查明区内落差≥20m的断层(包括断层性质、落差、产状及延伸情况)和波幅≥50m的褶曲，初步查明主要目标煤层空间分布及底板标高，通过统计的方法，预测煤层分布，并对目标层含气性进行预测。三维地震主要任务是查明勘探区内构造特征，煤层的空间分布及构造复杂程度；查明主要断裂平面摆动误差小于40m;查明主力煤层的赋存状态，深度误差≤2.0%;解释主力煤层的厚度与结构变化趋势；查明区内波幅≥10m的褶曲和煤层中直径≥50m陷落柱；预测裂缝发育特征和含气性，综合评价和优选煤层气有利区带，指导煤层气水平井井轨迹设计。地震采集施工符合以下要求：(1)野外施工作业的健康、安全、环保工作应符合国家相关法律、(2)做好开工前仪器、系统、设备、人员、HSE、质量等验收。(3)测量施工按照设计要求和SY/T5171的规定执行。(4)试验工作前应按技术设计要求编写试验计划。(5)激发工作应按测量设置的激发点位置施工，遇特殊地形、地物不能按规定位置施工，应及时上报施工组或有关人员；激发参数应符合设计规定和试验后确定的参数；使用的遥爆系统应满足规定，更替遥爆系统排列周围警戒，并采取有效措施排除或减弱强干扰源；当激发点连续空点较多时，应及时进行补炮或变观。(6)接收工作要求检查地震数据采集系统，包括极性检查、年检合格、按期月检、每日开工前仪器日检等；采集仪器辅助系统要求做好电缆和各种检波器串的日常维护、修理后的测试，要求电缆线、检波器型号统一，要求施工前所有的电缆和检波器串各项性能达到有关指标要求；要求检波器埋置符合要求；要求磁带及班报填写符合规范。(7)表层结构调查及野外静校正符合相关要求。(二)钻井工程煤层气井井场是煤层气开发钻井、测井、固井、压裂及排采作业的工作场地。井场布置按SY/T5466-2013《钻前工程及井场布置技术要求》执设计遵循以下原则：(1)根据自然环境、钻机类型及钻井工艺要求确定钻井设备安放位置。(2)充分利用地形，节约用地，方便施工。(3)满足防喷、防爆、防火、防毒、防冻等安全要求。(4)在环境有特殊要求的井场布置时，应有切实的防护设施。(5)有利废弃物回收处理，防止环境污染。(6)钻机井架和动力基础必须选在挖方处。井场布置技术要求(1)气井井口距高压线及其他永久性设施不小于75m,距民宅不小于100m,距铁路、高速公路不小于200m,距学校、医院和大型油库等人口密集性、高危性场所不小于500m。(2)井口距堤坝、水库的位置应根据国家水利部门的有关规定执行。(3)布置大门方向应考虑风频、风向。大门方向应背向季节风。(4)根据煤层气钻井作业、压裂作业和排采作业等要求，井场面积建议如下：井深1000m以浅的井场面积不宜小于50m×35m;井深1000m以深的井场面积不宜小于50m×40m;丛式井等特殊情况的井和1500m以深的井应适当加大。(5)根据大门方向及不同钻机类型布置井架底座、绞车、柴油机及联动机、电动机、钻井泵的位置。(6)柴油机排气管出口要避免指向油罐区。(7)发电房应布置在井场的左方。(8)油罐区应布置在井场的左后方。(9)压井管汇设置在井场左侧，节流管汇设置在井场右侧。(10)放喷管线不应正对电力线、油罐区、宿舍及其他障碍物，设置应按照SY/T5964-2006中3.5.4的要求执行，防喷器远程控制台和备用探照灯应有专线控制。(11)井场可根据实际情况及风险，合理调配井场布置及面积大小。钻井设计的主要内容包括：井身结构、钻井液体系、钻井设备和质量作业要求等。合理且针对性的钻井设计将有助于煤层气井高产能、高效益。(1)井身结构及套管程序煤层气井身结构设计，主要是为了满足复杂钻井情况处理以及完井和生产需要。主要是根据地层特点，如地层孔隙压力、地层水文条件、地层破裂压力以及完井方法选择、增产措施要求、生产方式及生产工具等情况在总结寿阳区块往年煤层气勘探开发经验基础上，结合寿阳区块的地质、地形条件，确定采取的直井、丛式井、水平井，井身结构如下：①直井直井可以单独部署，也可以和其他定向井一起构成丛式井组，是煤层气勘探开发中的常规井型。开钻程序：二开井。钻头程序：φ311.1mm×一开井深+φ215.9mm×二开井，钻穿目的煤层后留50m口袋完钻，完全能够满足工程需求。套管程序：φ244.5mm×一开套管下深+φ139.7mm×二开套管下深，表层套管采用J55,生产套管(抗内压24.2MPa),生产套管：采用N80生产套管(抗内压53.4MPa)。②丛式井丛式井是指在一个井场上有计划地钻出两口或两口以上的定向井，可含一口直井。目前也成为煤层气开发的主力井型。根据该地区目标煤层的埋深、地形条件以及定向井狗腿度和最大井斜角等因素控制，通常采用3~4口定向井组成的丛式井井组或1口直井+4~6口定向井组成的丛式井井组。设计原则3—7口井井网设计应考虑主应力方向，以250x400井网为主，最大不超过400米，最小不小于250米。设计造斜率0.15—0.17度/米，连续3点造斜率不超过0.1斜率不超过0.2度/米。正常最大井斜开钻程序：二开井。钻头程序：Φ311.1mm×一开井深+φ215.9mm×二开井深，钻穿目的煤层后留50m口袋完钻，能够满足工程需求。套管程序：φ244.5mm×一开套管下深+D139.7mm×二开套管下深，表层套管采用J55生产套管(抗内压24.2MPa),生产套管：采用N80生产套管(抗内压图3-4定向井井身结构表3-2煤层气丛式井组(直井、定向井)井身结构目的煤层顶板以③水平井一开水泥返至地面0374.7mm钻头0241.3mm钻头图3-5水平井井身结构表3-3煤层气水平井井身结构序号一开二开不固井(2)钻井液体系各井段钻井液体系以满足安全、快速钻进为出发点考虑，同时考虑成本因素，打开储层的钻井液体系，选择以满足保护储层为主要出发点考虑。钻进过程中使用四级固控设备(振动筛、除砂器、除泥器、离心机)保障钻井液性能。①钻井及其它施工过程中，在保证井下安全的前提下，应注意控制钻井液密度，使用低比重钻井液，保护气层不受伤害。②要求目的层段采用有利于储层保护的钻井液体系，原则上钻井液密度≤1.15g/cm³,单值水平井三开煤层段使用胍胶钻井液体系，完井后配合破胶剂进行破胶，严禁使用可对储层造成严重污染的化学药剂和泥浆材料。③在加入钻井液添加剂前后，必须通知现场地质人员和甲方监督，得到甲方同意后方可加入，特殊材料必须循环均匀后方可钻进，不得加入影响气测的有机添加剂，以免影响气层的识别和发现。④紧急情况下，如出现井漏、井涌、井喷、井垮塌等重大事件时，现场需要进行钻井液性能的调整，得到甲方同意后按相关规范处理。钻井液密度尽量使用低限，以保护储层并防止井漏。钻井过程中加强随钻压力监测，根据实际需要，及时调整钻井液性能。钻井过程中参考中联公司颁发的《油气井录井系列规范》执行，在钻井工程中按照甲方要求，每班至少做一次钻井液多性能测试(密度、粘度、含砂、API失水、泥饼、PH值等);每2小时测定一次一般性能测试(密度、粘度)。要求钻井日报标明钻井液相关信息(井深、时间、钻井液添加剂、数量、性能变化等)。(3)钻井工程质量钻井工程质量内容包括：井身质量、固井质量、HSE等多项要求，参照《煤层气钻井作业规范》DZ/TO250-2010、《煤层气钻井工程质量验收评级向井井身轨迹质量》SY/T5955-2004等技术标准执行。钻井设计里有明确要求的，优先执行设计(设计要求应严格或等同与标准要求)。①工程质量要求1)直井、定向井工程质量要求：垂直井深(m)井斜(°)取心收获率(%)取心直径(mm)声幅值(%)第二界面地层波较强、井段(M)全角变化率(30m)最大井斜()井径扩大率(%)///(1)a表示连续三点；(2)造斜段完成后可使用MWD继续定向，或者也可以使用单点定向控制，但在定向段必须采用复合钻具钻进；(3)特殊地层指地层倾角10°以上，地层正常钻进中易发生井斜和方位偏移的，必须书面报告甲方人员，取得甲方认可；(4)靶点为煤层顶板，测量井深≤500m时靶区半径≤10m,测量井深≤1000m时靶区半径≤20,其余靶区半径≤25m,如遇到靶点垂深与预测变化大于20m,根据实际情况调整中靶点的认定，以设定的原垂深靶点为靶点；(5)靶点闭合方位误差≤5°(6)使用≤1.25°螺杆造斜，最大井斜角<35°,造斜段缓慢造斜，稳斜段原则上不允许下调顶角，如出现降斜斜率不大于1.(7)定向井井径扩大率参照直井执行。2)水平井工程质量要求：名称井身全角变化率/狗腿度(°/30m)直井段≤1.5°/30m,稳斜段≤4°/30m,水平段≤2最大井斜角(°)直井段≤1°,稳斜段不超过设计井斜角5°井底水平位移(m)井径扩大率(%)靶区半径(m)靶点闭合方位误差(°)水平段钻遇率(%)a)直井段要求：最大井斜角≤1.0°(防碰除外),狗腿度连续三点≤b)造斜段、稳斜段和水平段要求：造斜段连续三点狗腿度不大于设计造斜率士2°/30m,稳斜段≤4°/30m水平段的狗腿度≤2°/30m,稳斜段井斜应在设计井斜±5°范围内，靶点闭合方位误差在±5°以内，水平段井眼轨迹平缓，无大幅度拐点。c)中靶半径：着陆点中靶半径≤10m,要求中靶率100%;终靶点靶区半径，横向上偏移小于等于15m,纵向上偏移不超过3m。d)井径扩大率：全井段平均井径扩大率≤15%,煤层平均井径扩大率(三)固井工程(1)直井、定向井固井φ244.5mm套管水泥类型“G”级水泥水泥浆密度固井方法φ139.7mm套管使用G级水泥浆配制密度1.80-1.85g/cm3水泥浆，水泥浆返至最上层目的层以上200米，对钻遇明显涌水层、气层或其他水泥类型“G”级水泥水泥浆密度1.80-1.85g/cm3,对于生产套管固井需返至井口的情况，目的层以上200米至井口使用添加减轻剂降低密度至1.50g/cm3,具体要求依据设计执行；固井方法依据SY/T6544-2010的要求，对水泥浆基本性能提出如下要求：●表层D244.5mm套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√稠化时间1.5-2小时(作业时间加上1-1.5小时的安全时间);√8小时抗压强度>3.5MPa;√24小时抗压强度>7MPa。●①139.7mm生产套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√领浆失水量<250ml(30min/6.9MPa),尾浆(气层)失水量√稠化时间为作业时间加上1~1.5小时的安全时间；√领浆24小时抗压强度>7.0MPa,尾浆24小时抗压强√领浆及尾浆初始稠度<30Bc;√领浆游离液<1.4%,尾浆游离液0;√尾浆渗透率<0.01×10³um²;√领浆沉降稳定性<0.03g/cm²,尾浆沉降稳定性<0.02g/cm²。(2)水平井固井表3-7水平井固井设计φ244.5mm/273.05套管水泥类型“G”级纯水泥水泥浆密度添加剂早强剂水泥浆体系降失水体系固井方法φ177.8mm/193.68mm套管水泥类型“G”级水泥水泥浆密度添加剂漂珠，早强剂(选加)水泥浆体系防气窜体系固井方法依据SY/T6544-2010的要求，对水泥浆基本性能提出如下要求：●表层φ244.5mm套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√稠化时间1.5-2小时(作业时间加上1-1.5小时的安全时间);√8小时抗压强度>3.5MPa;√24小时抗压强度>7MPa。●①177.8mm生产套管注水泥对水泥浆的性能要求如下：√领浆失水量<250ml(30min/6.9MPa),尾浆(气层)失水量√稠化时间为作业时间加上1-1.5小时的安全时间；√领浆24小时抗压强度>7.0MPa,尾浆24小时抗压强√领浆及尾浆初始稠度<30Bc;√领浆游离液<1.4%,尾浆游离液0;√尾浆渗透率<0.01×10³um²;√领浆沉降稳定性<0.03g/cm²,尾浆沉降稳定性<0.02g/cm³。(3)直井、定向井固井质量要求：表3-8直井、定向井固井质量要求表固井质量固井声幅值(%)第一界面≤30,第二界面地层波可以辨认水泥浆抗压强度一开固井水泥返至地面，二开固井水泥浆封固至3号煤顶板以上水泥浆密度一开水泥浆密度1.75-1.85g/cm,二开水泥浆密度用现场水对设计用的水泥做48h注：固井质量不合格的井，经中联公司认可的补救措施达到上述标准者，视为补救固井合格。a)表套使用G级油井水泥，尾浆密度为1.75-1.85g/cm³,连续测量任一单点水泥浆密度不得小于1.70g/cm²。b)表层固井水泥未返至地面的，候凝后需从井口挤注水泥至井口。c)生产套管固井，要求密度1.80-1.85g/cm²水泥浆返至3号煤以上200米，如遇到涌水层和气层则返至地面，上部可使用低密度水泥浆从3号煤以上200米返至地面(不考核低密度水泥浆的固井质量)。d)水泥侯凝时间应满足一开24h,二开48h小时后方能进行下步作业。e)技术套管固井结束后，按设计排量顶替碰压，碰压压力宜为最终顶替压力加上3MPa-5MPa,稳压10min,放压，检查无回流后拆水泥头；若出现回流，则将回流量顶替到套管内，憋压候凝。f)待固井施工完毕后，焊接固定环型钢板并使套管水平居中并标明井号，井口水平最大高差≤3mm,安装简易井口帽后施工结束。(4)水平井固井质量要求：表3-9水平井固井质量要求表固井质量固井声幅值(%)水泥浆抗压强度表层套管试压3.5MPa,稳压30min压一、二开固井水泥返至地面水泥浆密度一开固井水泥浆密度1.75-1.85g/c注：1、若有部分封固段水泥环胶结质量较差时，而目煤层上下各有30m以上优质水泥环可视为单层a)表套使用G级油井水泥，尾浆密度为1.75-1.85g/cm²,连续测量任一单点水泥浆密度不得小于1.70g/cm²。b)表层固井水泥未返至地面的，候凝后需从井口挤水泥。c)技术套管固井，要求高密度水泥浆(1.75-1.85g/cm³)返至3号煤以上200米，添加漂珠的低密度水泥浆从3号煤以上200米返至地面(不考核低密度水泥浆的固井质量)。d)水泥侯凝时间应满足一开24h,二开48h小时后方能进行下步作业。e)技术套管固井结束后，按设计排量顶替碰压，碰压压力宜为最终顶替压力加上3MPa-5MPa,稳压10min,放压，检查无回流后拆水泥头；若出现回流，则将回流量顶替到套管内，憋压候凝。f)安装W92简易套管头以保证密封，在井口旁通处外接1.6Mpa气压(四)测井工程测井承包商必须保证测井仪器及所有现场设备在测井作业过程中运转正常，测井作业按照NB/T10021-2015《煤层气测井作业规范》技术标准执行。在二开裸眼井段进行电缆测井、生产套管固井候凝48h后进行固井质量测井，具体测井项目(见表4-4),水平井自三开开始采用LWD连续进行随钻测井，具体测井项目根据甲方要求及时进行调整。(1)直井、定向井测井项目测井项目说明裸眼井自然伽玛/自然电位/双井径/补偿密度/井温/双侧向采样间距：煤系地层采样间隔一般不大于0.采样间隔一般不大于0.10m。回放要求：主要煤层及其上下各20m井段，回放1:50深度比例阵列声波/电成像/核磁参数井可选择阵列声波、电成像和核磁共振测井，测量井段为井斜角、井斜方位角套管井固井质量检测要求全井进行自然伽马、声幅、声波变密度、(2)水平井测井项目①水平井二开固井作业时井漏及发生其他可能影响固井质量的情况时，在甲方要求下采取钻具输送的方式对二开固井质量进行测井验证。其测井项目参照表9-3固井质量检测测井项目。具体测井项目及要求依据中联公司要求，在固井24h后进行套管测井，主要任务是固井质量检查、评价水泥环的胶结情况、深度校深等。比例声幅CBL、声波变密度VDL、自然伽固井质量检查、评价水泥环的胶结情况、深度校深二开定向钻进过程中视具体情况选择测量包括测深、井斜、方位；推荐二开即进行随钻伽玛测井以进行地层对比分析、优化着陆井眼轨迹等。三开开始采用LWD连续进行随钻测井，项目包括自然伽玛、电阻率/类电阻信号值、井斜、方位、立管压力、井底压力、钻速等。(五)录井工程地质录井作业按照《煤层气地质录井作业规程Q-CUCBMO201-2008》、《油气井地质录井规范SY/T5788.3-2014》、《煤层气录井安全技术规范相关规范(程)及本项目的具体要求执行。卡准地层界线及特殊岩层、目录井作业由派驻现场的地质监督全面负责。录井人员要保证录井仪等所有现场设备在录井过程中运转正常，录取资料准确、及时、齐全。地质录井项目包括钻时录井、岩屑录井、钻井液录井、简易水文观测、气测录井、煤岩心录井和工程参数录井等。(1)录井项目：①钻时录井：二开到完钻进行钻时录井。②岩屑录井：二开到完钻进行岩屑录井。③钻井液录井：二开到完钻进行钻井液类型、测点井深、密度、粘度、含砂、pH值、泥饼厚度等。④简易水文观测录井：煤层气探井在钻探过程中应进行简易水文观测。每次起钻后、下钻前测量一次水位(钻井液池液面、井筒液面),每班记录一次钻井液消耗量，钻井过程中注意记录漏(涌)水层位、深度及水位变化情况，如遇井涌，记录涌高、涌出物和涌出量，以及水质化验等。⑤工程参数录井：二开到完钻进行工程参数录井。钻压、泵压、排量、泵冲、钻头位置、返出流量、扭矩、大钩负荷等。⑥硫化氢监测：采用便携式硫化氢检测仪放置于钻台进行实时监测。⑦循环观察：根据工程、地质需要随时进行循环观察录井。⑧气测录井：二开到完钻进行气测录井。1)取心目的：获取目标煤层的储层参数，主要包括：煤层埋深、厚度，煤岩及煤质特征，割理及裂隙发育程度，含气量、含气饱和度、等温吸附曲线，煤层顶底板岩石物理力学性质等参数。2)取心层位：目的煤层段及煤层顶底板至少2m。3)煤层段取心要求：a、煤层段取心采用绳索取心方式，使用半合管/整合管式取心器，以满足采样装罐速度的要求和保持煤岩原始结构的完整性，同时应保证煤心b、认真进行地层对比，提前50m下达见煤预告书，取心前应及时通知各有关人员，提前做好各项准备工作。c、为确保煤层取心时工具的可靠性，钻入目的煤层之前，应进行试验取心；岩屑质量太差，无法辨清地层岩性，影响目的煤层判别时，亦应取d、取心工具入井前要仔细检查、精确丈量。e、在取心钻进过程中，需采取相应有效措施保证收获率，要求煤心收获率块煤不低于80%,粉煤不低于60%,其它岩石取心收获率不低于90%。f、目的煤层取心时，首回次进尺一般不超过0.5m,其余回次进尺不得大于1.5m。g、为减少煤心的气体损失，取心提钻时，应使钻井液尽可能地充满井筒，尽可能地缩短煤心在空气中的暴露时间。h、煤层取心时，应确保煤心的上提和装罐速度：要求上提时间不大于T(T=0.O2H,H为煤层井深，单位m。T单位min)。样品到达地面后，必须在10min内装入解吸罐密封，并立刻开始进行现场解吸。i、煤心出筒时，地质技术人员和解吸技术人员必须在场，以便把握出筒及排放顺序，准确丈量长度，对所采样品全部用高清晰数码相机拍照。j、煤心出筒时，录井地质人员及时观察描述煤心，编录绘制煤心地层1:50柱状剖面图。煤心编录应详细描述和统计煤心中面割理、端割理及割理面的密度、视倾角、充填物及充填程度、割理组合类型。具体要求煤心描述以下内容：煤层结构；宏观煤岩成分及特征；宏观煤岩类型及特征；煤的结构、构造及其物理性质(颜色、光泽、硬度、强度、断口等);煤的裂隙(内生、外生)发育情况、含有物(包体、结核、化石)、火焰试验等；顶、底板岩心要特别注意描述其裂隙发育特征。(2)特殊作业时地质录井：①下套管、固井作业时，地质录井工作人员要准确、详细地收集、整理套管及固井数据。套管数据及其排序，包括套管钢级、壁厚、内径、外径、产地、打压情况等，各单根长度及入井顺序，套管下深、联入，套管鞋位置，阻流环位置，磁定位位置，扶正器位置等；固井数据包括水泥标号、产地、用量，水泥浆密度原始记录和统计，替浆量及碰压情况，水泥②测井作业时，地质录井技术人员要与测井解释人员配合，向其提供本井实钻地质数据和井内情况，检查并记录实际测井项目、测量井段等。收集测井成果资料。③处理复杂情况的地质录井作业，要将工程事故(如卡钻、顿钻、井塌、落物等)的时间、井深、位置及原因、处理措施和结果记录在案。钻井过程中在按照《Q/CUCBMO201-2008煤层气地质录井作业规程》要求执行外，还需要满足设计、合同及现场作业指令要求，以全面、精确完成钻井施工，圆满各项地质目标与任务。录井记录间距要求见表3-12。钻时岩屑岩煤心目的煤层及其顶、底板层段连续测量记录并做好记录连续测量(1点/1m)简易水文起钻后、下钻前泥浆池液面和井筒液面，每班记涌井漏等相关数据备注标志层、煤层及顶底板岩屑样上交入库，每包岩屑重(六)样品测试根据《GB/T28753-2012煤层气含量测定方法》,在参数井进行煤心含气量测试。通过样品现场