寿阳北区块勘查实施方案

山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查实施方案2020年11月6日一、概况 (一)勘查区自然地理位置、交通状况 1 2 51.勘查目的 52.勘查任务 6 7 71.基础地质背景 72.煤层气地质条件 (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 2.上一勘探阶段勘查投入完成情况 303.勘查成果 4.地质认识 三、勘查实施方案 (二)技术路线、勘查依据和方法 1.技术路线 322.勘查依据 3.勘查方法 (三)工作量和资金投入(根据勘查区部署更新本章节内容) 1.总体部署方案 2.年度部署方案 34 (五)与非油气矿产的协调情况 35四、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 37(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) 40(一)地理位置图 (三)勘查部署图 (四)矿权变更前后对比图 1一、概况(一)勘查区自然地理位置、交通状况寿阳北区块地处太行山脉西麓，太原东山背斜之东南翼，地势西高东低，北高南低，海拔标高为980-1342.10m;但相对高差不大，一般在岩出露较好，岩石风化剥蚀严重，黄土仅残存于山坡或山巅，植被甚少，图1-1山西省寿阳北项目煤层气勘查区交通位置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2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。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1-1)。(二)申请设立探矿权基本情况“山西省沁水盆地寿阳北区块煤层气勘查”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)合作区域保持原名称《山西省沁水盆地寿阳地区煤层气勘查》,面积变更为1199.654km²;2)北部自营区域变更为《山西省沁水盆地寿阳北区块煤3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(图1-2)。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。m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北区块煤层气勘查，具体信息如下：探矿权许可证号：0200001931403;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：268.752km²;有效期限：2018年12月16日至2020年12月15日；4勘查单位：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。(勤查登记黄用章)根据国家法律、(勤查登记黄用章)合格，授予探矿权，特发此证，探矿权人：中联煤层气有限责任公司中级人展共期图自感资要部印制寿阳区块拐点坐标见下表。72837°45'45”39456面积：268.752Km²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5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。上持证期内寿阳北区块完成投入22448601元，满足最低法定投入要求，区块完成提储面积58.91km²。按照山西省矿权延续需要扣减勘查许可证载明面积25%(不含已提交探明地质储量范围)的要求，寿阳北区块矿权延续需核减矿权面积52.46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，中联公司申请用寿阳北区块区块抵扣寿阳区块157.38平方公里，本次寿阳北区块探矿权申请面积为58.91平方公里。本次申请延续5年，即延续至2025年12月15日。项目内容探矿权性质申请登记面积(平方千米)申请年限(年)申请矿权面积缩减后的边界坐标为：113°09'45”37°55'00”42113°18'00”536113°09'45”37°52'15”面积：58,.91Km²(三)勘查目的和任务1.勘查目的6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，具有广阔的发展前山西省寿阳区块位于沁水盆地北部东缘，为获取该区有关的煤储层参数，完成本区煤层气资源评价，中国煤田地质总局于1996～1997年在韩庄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。2011年，邻区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。截止2018年，寿阳北区块累计完成直井111口，水平井8口，压裂106口/156层，排采105口井，探明煤层气储量53.83亿方。2017-2018年度，根据区块整体生产情况以及投产方案，2017年度，寿阳北区块排采48口，投产0口；2018年度，排采48口，投产0口。本次勘查工作将在以往勘探成果的基础上，加强基础研究工作，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区带的优选及评价；通过下一步排采井的生产情况，总结本区排采规律，不断优化排采制度；开展ODP方案及相关支持性文件编制并报批。在以上工作的基础上，进一步评价区块产能，争取提交储量。2.勘查任务根据《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T297(NB/T10009-2014)等相关规范，确定本次勘查工作的主要任务如下：加强基础研究工作，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区带的优选及评价；加强排采管理和研究工作，总结排采规律，优化排采制度，通过持续稳定排采，扩大井底压降漏斗，提高产气量并获得长期产气产水数据，利用相关生产参数进一步评价区块产能。结合地质、工程、排采等相关参数，编制区块总体开发方案，并完成相关支持性文件报告的报批。在上述工作的基础上，综合评价寿阳区煤层气资源，优选下一步工作有利区，以期扩大储量区。二、勘查区地质情况(一)区域地质概况1.基础地质背景(1)构造背景沁水盆地位于吕梁隆起带东侧、太行复背斜西侧、五台山隆起带以南、中条隆起带以北，是在古生界基底上发育的盆地，现今的构造面貌为一个近南北向的大型复式向斜，面积约23923km²。盆地内部次级褶皱发育，南部和北部以近东向褶皱为主，局部近南北、北东和北西走向的褶皱；中部则以北北东向褶皱发育为特点。断裂以北北东、北东、北东东向高角度正断层为主，集中分布于盆地西北部、西南部及东南部边缘。区域地质构造虽较简单，但断层、褶皱展布形态仍然反映了沁水盆地经历了多期构造运动。综合前人对沁水盆地褶皱和断层特征、构造样式和组合规律的分析以及对节理的分期配套研究，恢复各期的构造应力场方向8表明沁水盆地自中生代以来以挤压应力场为主，但构造形态却以宽缓褶皱和正断层最为醒目，且各期次均有展布，说明沁水盆地在挤压作用的后期，由于应力松驰，发生过伸展作用。沁水盆地煤系沉积后，历经印支、燕山和喜山三次构造运动改造。印支期，受侯马-沁水-济源东西走向为中心的凹陷控制，以持续沉降为主，沉积了厚达数千米的三叠系河湖相碎屑岩，厚度由北向南增厚。三叠纪末的印支运动，使华北地台逐渐解体，沁水盆地开始整体抬升，遭受风化剥蚀。燕山期沁水盆地构造运动最为强烈，在北西-南东向挤压应力作用下，石炭系、二叠系及三叠系等地层随山西隆起的上升而抬升、褶皱，形成了轴向近南北的复式向斜，局部断裂、抬升并遭受剥蚀。同时，沁水盆地内莫霍面上拱，并有局部岩浆岩侵入，形成不均衡的高地热场，使煤变质程度进一步加深。由于变质作用是在煤层被抬升、褶皱、剥蚀，上覆静岩压力逐渐减小的情况下进行的，因而对煤中裂隙的生成、保存等均产生了有别于深成变质作用的影响。喜山期受鄂尔多斯盆地东缘走滑拉张应力场作用，在山西隆起区产生北西~南东向拉张应力，发育了山西地堑系，沁水盆地内形成了榆次-介休一带的晋中断陷，沉积了上千米的新近系、第四系陆相碎屑岩，其它地区石炭系、二叠系和三叠系等地层继续遭受剥蚀，并在北部和东南部因拉张而形成北东向正断裂，致使沁水盆地定型于现今状态。喜山构造期除晋中断陷、寿阳和屯留地区接受沉积外，盆地大部分地区继续遭受风化剥蚀，使煤层埋深小于2000m的地区占盆地总面积的86%,成为国内少有的煤层埋深适中、分布面积大、连续性好的含煤区。喜山期的拉张应力有利于煤层裂隙的开启及张性裂隙的生成，有利于渗透率的提高，尤其在裂隙比较发育的次级褶皱轴部和北东向断裂附近。9根据主煤层构造一埋藏历史以及煤系脉体包裹体分析、磷灰石和锆石裂变径迹分析、热历史反演数值模拟等结果，沁水盆地晚古生代以来的古地热场及上古生界煤层受热历史经历了四个演化阶段。第一阶段，晚石炭世—晚三叠世。晚古生代华北地区为统一而稳定的巨型盆地，具有典型克拉通盆地的特征。在三叠纪，华北地台开始活化，但在盆地内部表现不明显，无岩浆活动的证据，整体仍表现为大陆克拉通盆地地热场特征。沁水盆地沉积盖层地温梯度约为2.8℃/100m,属正常古地热场。上古生界主煤层最大埋藏深度在3300m-4400m之间，最大受热温度约为110℃-140℃。煤层快速埋藏，煤中有机质成熟作用以深成变质作用为主，煤级缓慢增高，在阶段末期达到气煤至肥煤阶段。第二阶段，早侏罗世—中侏罗世。进入燕山期后，华北地区构造分异作用加剧，地壳深部热流体制调整，古地热场特征开始发生变化。但华北内部岩浆活动仍不明显，古地热场仍属正常古地热场范畴。沁水盆地抬升，煤系上覆地层遭受剥蚀，主煤层最大埋藏深度在2300m-3300m之间，受热温度约降至80℃-110℃,煤中有机质成熟作用几乎没有进展，生气作用暂第三阶段，晚侏罗世—早白垩世。在燕山运动中期，沁水盆地发生了晚古生代以来最重要的构造岩浆热事件，盆地及周缘岩浆岩体同位素年龄主要分布在距今110-141Ma之间，且在盆地内部煤系中广泛出现热液脉体(包裹体)。强烈的构造岩浆热事件形成高热异常古地热场，使沉积盖层古地温梯度升至5.88-8.08℃/100m。在本阶段，尽管上古生界主煤层埋藏深度持续变浅，但高古地温梯度使煤层受热温度显著增高，可达182-263℃。快速增温作用，造成煤级急剧增高，发生大规模的二次生气作用，为煤级的现今分布格局奠定了决定性的基础。第四阶段，晚白垩世—新生代。盆地逐渐冷却，古地热场逐步恢复正常，煤系上覆地层遭受剥蚀，煤层埋藏深度变浅，煤化作用及生气作用基本终止。据最近测试的磷灰石和锆石的裂变径迹成果分析，沁水盆地中新世以来发生过快速隆升，在距今26.2-11.5Ma之间发生过一次快速冷却事件，且具有盆地南部和北部早、中部晚的特点。据盆地内20口钻孔测温资料分析，沉积盖层现代地温梯度介于2.09-4.76℃/100m之间，平均2.82结合岩石热导率测试结果，盆地现代大地热流介于44.75-101.81mW/m²之间，平均62.69±15.20mW/m²,略高于我国大陆地区的平均热流(61±15.5mW/m²),且在区域上显示出南北高而中间低的分布趋(2)地层特征本区位于沁水煤田北部，区内地层赋存较全，由老到新为太古界龙华河群，元古界汉高山群，古生界寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系，中生界三叠系，新生界第三系和第四系地层。其中石炭系、二叠系为煤系地层(表2-1)。表2-1区域地层简表厚度界系统组代号新生界第四系Q古生界二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，中部以暗紫色长石、石英砂岩为主，间夹紫红色砂质泥岩。上部为砂质泥岩与中细粒长左右，可作为辅助标志与上覆地层分界。上石由灰绿色、黄褐色、紫色砂质泥岩、泥岩、砂岩及石英、长石组成，底部为一层中-粗粒砂岩(Kio),厚4.00m左右，可作为与下伏地层分界的标志层。下统下石下部为灰黄、黄绿色、灰黑色砂质泥岩、泥岩与灰黄色中-细长石、石英砂岩互层组成。底部夹有2-3山西组灰—灰白色中细粒砂岩及深灰—灰黑色砂质泥岩、古生界石炭系上统中统奥陶系中统底部为钙质页岩或石英砂岩。上部为灰、深灰色豹角砾状白云质泥灰岩及石膏层。底部为中厚层状灰色石灰岩。寿阳地区多为半掩盖地区，新生界地层分布广泛，仅西南部沿冲沟有基岩出露。新生界地层全区广泛分布，不整合覆于各时代基岩之上。(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。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。山西组沉积相相带变化不明显，主要是三角洲平原亚相和河流相。沁水盆地山西组3号煤合太原组15号煤层两大主力煤层大面积稳定分布。2.煤层气地质条件(1)煤层形成与演化本区含煤地层主要为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组。厚度一般为132.46-228.98m,平均175.32m,含煤17层，其中可采煤层一般5-7层，煤层总厚度为14.05m,含煤系数为8%。区内煤层自上而下编号为1-16号，其中1-6号煤层产于山西组，8-15#煤层产于太原组。主要可采煤层为3、6、8、9、15、15下#煤，煤层气的主要目的层为3、9、15#煤，其平均厚度分别为1.62、1.69、3.27m(表2-2)。煤层煤层厚度(m)层间距(m)煤层结构3较稳定6简单不稳定太原组8不稳定9不稳定简单-复杂较稳定15下不稳定勘查区内3#煤层埋藏深度自北向南逐渐增大，埋深从9#煤层埋藏深度的走势总体上与3#煤层相同，埋深从400m增至1050m;15#煤层埋藏深度的走势总体上也与3#煤层相同，埋深从450m增至1100m。上述3层煤在区内局部地区存在起伏，可圈出一些局部深、浅变化的地带。从埋深条件考虑，本勘查区煤层埋藏深度均小于1200m,有利于煤层气勘探(2)煤层分布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，以K8下砂岩为直接顶板，上距K8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号煤层的良好标志。9号煤层位于太原组上段，属局部可采煤层，以K6砂岩为直接顶板，以K5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下等灰岩。9号煤下有K5砂岩，K5砂岩与9号煤层呈消长关系，标志明显，易于对比。15号煤层属局部可采煤层，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。(3)煤岩有机地球化学条件①物理性质煤的颜色为黑色、灰黑色。玻璃、强玻璃光泽，内生裂隙较发育，断口为参差状、棱角状、粒状。条带状、纹理状及粒状结构，层状、块状构根据煤层气井煤芯样实验分析结果，3号煤层真密度为1.38~1.52g/cm²,平均1.45g/cm;视密度为1.35～1.40g/cm²,平均1.38g/cm;9号煤层的真密度为1.58～1.76g/cm²,平均1.67g/cm³;视密度为1.51~1.64g/cm³,平均1.58g/cm²;15号煤层真密度介于1.44t/m²~1.49t/m³之间，平均为1.47t/m³;视密度介于1.36t/m³~1.40t/m³之间，平均为1.38t/m³。煤田勘探孔测试煤视密度数值为：坪头详查区测试3煤视密度1.40t/m³,9煤视密度1.43t/m²,15煤视密度1.41t/m³;韩庄精查区测试3煤视密度1.40t/m²,9煤视密度1.43t/m³,15煤视密度1.42t/m²。煤田勘探视密度测试采用了78口井，远高于煤层气井采用的5口井，具有更高的准确性。故煤层气探明储量计算中密度取值采用煤田勘探视密②煤岩特征3号煤层：煤的总体光泽较弱，煤岩成分以暗煤为主，镜煤、亮煤次之。宏观煤岩类型主要为半暗型、半亮型。煤体遭受破坏，层理不清，初步判定为碎裂至碎粒煤。9号煤：煤的总体光泽较弱，煤岩成分以暗煤为主，亮煤次之。宏观煤岩类型主要为半暗型、暗淡型。煤体遭受破坏，层理不清，初步判定为碎粒结构和碎裂结构。15号煤：煤的颜色为黑色、灰黑色，总体光泽较强，煤岩成分以亮煤为主，暗煤次之。宏观煤岩类型主要为半暗型、半亮型、暗淡型。煤体遭受破坏，层理不清，初步判定为碎粒结构和碎裂结构。③显微煤岩特征3号、9号和15号煤中显微组分以镜质组为主，其次为惰质组。由于煤化程度高，壳质组已消失无法辨认。镜质组以镜质体为主，少量基质体和木镜质体，偶见木煤和镜质混圆体，并见粘土侵染的镜质体；丝质组多呈碎屑或碎片状，可见微粒体或结构碎片；半镜质组以结构体或碎屑状、3号煤层镜质组含量变化范围为52.6～74.7%,平均为63.0%(去矿物基);惰质组含量变化范围为23.8～47.4%,平均为37.0%(去矿物基)。矿物含量一般小于10%。9号煤层镜质组含量变化范围为41.1～89.6%,平均为68.7%(去矿物基);惰质组含量变化范围为10.4～58.6%,平均为31.3%(去矿物基)。矿物含量一般小于10%。15号煤镜质组含量变化范围为24.70～87.80%,平均为71.06%(去矿物基);惰质组含量变化范围为12.20～58.80%,平均为28.94%(去矿物基)。矿物含量一般小于10%,主要为粘土矿物，其次为碳酸盐和硫化物，粘土矿物多呈微粒状、细条带状或团块状；碳酸盐矿物为方解石，呈脉状充填于煤的裂隙中；硫化物为黄铁矿，呈微粒状、莓球状或结核状。这种煤岩显微组成具备形成原生裂隙(割理)的物质基础，保证了煤层气的解吸通道和导流能力，而镜质组、惰质组中的大量微孔也为煤层气提供了储存空间，从而保证煤层中能够赋存大量的煤层气资源。依据GB/T6948—2008“煤的镜质体反射率显微镜测定方法”,煤层气井测定3煤8个样品的最大反射率，其分布区间为1.91%～2.07%,平均1.96%,3煤层煤变质阶段主要属于贫煤；测定9煤12个样品的最大反射率，其分布区间为1.98～2.07,平均2.03%,9煤层煤变质阶段主要属于贫煤；测定了15煤48个样品的最大反射率，其分布区间为1.80%～2.34%,平均2.10%,15煤煤变质阶段主要属于贫煤。④煤质特征勘查区内煤层的化学性质与工艺性能分析结果见表2-3,表2-4。工业分析3煤层：水份含量(Mad)低，变化范围介于0.74～1.63%之间，平均为1.08%;灰份含量(Ad)中～高等，变化范围介于10.03～36.99%之间，平均为17.21%;精煤挥发份(Vdaf)产率低，变化范围介于11.59～17.05%之间，平均为13.19%;全硫份含量(St,d)变化范围介于0.27%～0.38%之间，平均为0.32%。原煤磷份变化范围介于0.003～0.006%之间，平均为0.004%。9煤层：水份含量(Mad)低，变化范围介于0.70～1.16%之间，平均为0.92%;灰份含量(Ad)中～高等，变化范围介于10.11～48.2%之间，平均为29.51%;精煤挥发份(Vdaf)产率低，变化范围介于12.03～22.62%之间，平均为15.96%;全硫份含量(St,d)变化范围介于0.40%～0.86%之间，平均为0.63%。原煤磷份变化范围介于0.026～0.062之间，平均为15煤层：水份含量(Mad)低，变化范围介于0.41～1.38%之间，平均为0.91%;灰份含量(Ad)低~中等，变化范围介于5.82～23.01%之间，平均为14.08%;精煤挥发份(Vdaf)产率低，变化范围介于9.45～18.01%之间，平均为12.35%;全硫份含量(St,d)变化范围介于1.47%～2.19%之间，平均为1.86%。原煤磷分变化范围介于0.004～0.007%之间，平均为0.006%.煤田孔工业分析测试数据与煤层气井测试数据基本一致，尤其在3、9、15煤层各成分含量方面，趋势基本一致。工业分析(%)%3339939表2-4煤田孔煤的化学性质统计表39%精煤%%%精煤%精煤%精煤%精煤元素分析3煤层：碳含量变化范围89.98～91.97%之间，平均为91.25%;氢含量变化范围4.12～4.85%之间，平均为4.51%;氧含量变化范围1.09~1.33%之间，平均为1.17%;氮含量变化范围1.30%～3.31%之间，平均为2.02%。9煤层：碳含量变化范围86.43～89.31%之间，平均为87.73%;氢含量变化范围4.22～4.73%之间，平均为4.36%;氧含量变化范围1.24~1.51%之间，平均为1.34%;氮含量变化范围3.91%～5.82%之间，平均为4.87%。15煤层：碳含量变化范围88.15～91.33%之间，平均为89.58%;氢含量变化范围3.81～4.50%之间，平均为4.18%;氧含量变化范围0.00~6.49%之间，平均为3.16%;氮含量变化范围1.19%～1.44%之间，平均为1.25%(表2-5)。平均(样品数)3339939⑤煤类与工业用途评价3号煤层基本特征为：水份和挥发份低、灰份和硫分含量较低，属低灰~之间，平均为29.38MJ/kg,因此，3号煤层可作为良好的动力用煤或者民9号煤层基本特征为：水份和挥发份低、灰份和硫分含量较低，属低中灰～高灰、中硫、低磷煤；主要属于贫煤，发热量中高，为18.95MJ/kg~28.22MJ/kg,平均23.70MJ/kg,因此，9号煤层可作为较好的动力用煤或15号煤层基本特征为：水份和挥发份低、灰份和硫分含量较低，属低灰～中灰、中硫、低磷煤；主要属于贫煤，发热量中高，介于26.2~32.37MJ/kg之间，平均为30.05MJ/kg,因此，15号煤层可作为良好的动力用煤或者民用燃料。(4)岩石矿物与储集物性①煤的孔隙度本区施工的煤层气参数井+生产实验井通过测定煤的真密度与视密度，得到煤的孔隙度。3号煤孔隙度介于2.17%～3.10%,平均为2.64%;9号煤孔隙度介于4.19%～6.82%,平均为5.51%;15号煤孔隙度介于3.10%~9.60%,平均为5.47%。②煤中裂隙特征对煤层气的渗流来说，起主要作用的是煤层本身的裂隙(割理),孔隙起的作用相对较小。因此，煤层渗透率的大小和气体可采性主要取决于煤层本身的裂隙(割理)的发育情况。勘查区煤层气参数井所取3号、15号煤芯样破碎，多以粉状和块状为井15号煤样品进行了显微镜下裂隙观测。SY-P2井：暗煤中裂隙发育，裂隙为近网格状及阶梯状，裂隙走向大体一致，与层理近垂直，主次裂隙近直角相交。主裂隙密度4.1条/cm,长度一般为0.35cm,高度一般为0.34cm,裂口宽度一般为7μm;次裂隙密度3.5条/cm,长度一般为0.28cm,高度0.18cm,裂口宽度一般为5μm。裂隙中未见矿物充填，裂隙连通性中等。SY-P4井：暗煤中裂隙发育，裂隙呈短裂纹状，裂隙近垂直于层理，裂隙走向大体一致；发育少量顺层及低角度裂隙。主裂隙密度4.4条/cm,长度一般为0.31cm,高度一般为0.19cm,裂口宽度一般为5μm;次裂隙密度2.1条/cm,长度一般为0.18cm,高度0.15cm,裂口宽度一般为5μm。裂隙中未见矿物充填。SY-P6井：FCC-SY-P6-15-10样显微镜下裂隙观测：发育两组裂隙，主裂隙8-15条/5cm,次裂隙3-8/5cm。FCC-SY-P6-15-12样显微镜下裂隙观测：发育两组裂隙，相互垂直，主裂隙8条/3.5cm,次裂隙6条/4.7cm。煤层气井9号煤芯观察表明：煤中裂隙发育，多呈短裂纹状、阶梯状，近垂直于层理，裂隙走向大体一致；发育少量顺层裂隙及低角度裂隙。主裂隙密度3.3～5.6条/cm,长度一般为0.34～0.91cm,高度一般为0.23~0.54cm,裂口宽度一般为8～17μm;次裂隙密度2.4～4.0条/cm,长度一般为0.16～0.54cm,高度0.10～0.25cm,裂口宽度一般为4～8μm。裂隙煤层气井15号煤芯观察表明：裂隙主要发育两组，主裂隙平均长度介于0.21～0.35cm之间，平均高度介于0.19～0.34cm之间，宽度一般为5~7μm,密度介于4.1～4.4条/cm之间；次裂隙平均长度介于0.18～0.28cm之间，平均高度介于0.15～0.18cm之间，宽度一般为5μm,密度介于2.1~3.5条/cm之间，裂隙中未见矿物充填。③试井渗透率勘查区相邻寿阳区块煤储层试井渗透率介于0.02～0.59×10³μm²,非均质性较明显。3号煤渗透率在0.10～0.59×10³μm²。9号煤渗透率在煤层中点压力压力9339/(5)含气性煤层气含量是储量估算中的一个重要指标。寿阳北区块位于沁水煤田北端，煤的变质程度较高，煤层气总体含量较高，根据区块内煤层气参数井的气含量测试结果，3#煤最低含气量为0.35m²/t,最高16.03m²/t,平均8.45m³/t;9#煤最低含气量为0.52m³/t,最高19.65m²/t,平均9.21m/t;15#煤最低含气量为0.57m²/t,最高19.82m²/t,平均9.42m³/t。煤田钻孔中所测定的煤层瓦斯含量，3#煤最小的为7m³/t,最大的19.17m³/t,平均12.15m/t;9#煤最小的为8.7m²/t,最大的16.9m³/t,平均12.75m²/t;15#煤最小为7.03m²/t,最大的24.04m²/t,平均14.60m²/t。西侧南燕竹A区3号煤煤层气井实测含气量(空气干燥基)10.12~20.49m³/t之间，平均为12.77m³/t(表2-7)。南燕竹A区东南部含气量高，往西北方向降低。南燕竹A区9号煤煤层气井实测含气量(空气干燥基)11.67～12.69m³/t之间，平均为12.18m³/t(表2-7)。南燕竹A区东北部含气量高，往西南方向降低。南燕竹A区15号煤煤层气井实测含气量(空气干燥基)9.97～19.31m³/t之间，平均为13.29m²/t(表2-7)。申报区东南部含气量高，往西南、东北方向降低。煤田勘探测试煤层气含量数值为3号煤12.53m²/t,9号煤12.18m²/t,15号煤12.10m³/t。表2-7南燕竹A区含气量统计表(单位：m³/t,ad)煤层号平均最小~最大平均3号煤层15号煤层(6)煤层气成藏条件①煤储层封盖条件煤层气藏对盖层的要求有别于常规气藏。对常规气藏，盖层的好坏直接影响到气藏的富集，油气藏一般都具有一套以上良好的区域盖层。由于煤层气主要以吸附气分布于煤层中，吸附气量与煤层本身的性质(煤质、煤阶等)和煤层所具有的温压系统有关，煤层气藏与常规气藏在对封盖条件要求的不同取决于气体的赋存状态、散失方式、散失动力等诸方面的不同。因此，从理论上讲煤层气富集对盖层的要求没有常规气藏要求严格，但通过对煤层气藏煤层的含气性和盖层的分析，也说明了盖层对煤层气的保存同样具有一定的影响。煤层的含气量与盖层品质有关煤层气虽然吸附气占大部分，但通过沁水盆地实际资料分析，盖层的分布和品质对煤层的含气量还是有影响的，一般来说盖层厚度大，泥质含量高，高突破压力对煤层气保存是有利的。根据对煤层气盖层与含气量等分析，封盖性质良好的盖层具有较高的含气量。盖层的品质主要指盖层的厚度、分布的稳定性，岩性和物性封闭性等。与常规气藏盖层一样，厚度大，分布稳定和物性封盖性好的盖层，对煤层气的富集是有利的。寿阳北区煤层气田3号、9号和15号煤层顶板主要以泥质、灰岩及泥质砂岩为主，厚度可达20～33m,全区稳定分布，整体封闭性较好。②等温吸附特征煤的等常用Langmuir方程来表示：(式2-1)式中，V₁代表吸附剂的表面覆盖满单分子层时的吸附量，也称最大吸附量，通常称为朗格缪尔体积，m²/t;V是吸附剂在气体压力为P时吸附气体的吸附量；P.为朗格缪尔压力，即吸附气体V体积达到V/2时对应的气体压力，MPa。V₁和V在计算时均以标准状态下的体积来表示。储层条件下3#煤的朗格缪尔体积介于17.61～33.33m²/t之间，平均为26.13m²/t,朗格缪尔压力介于1.60～2.01MPa之间，平均为1.79MPa。压力小于2MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓(图2-2)。9#煤的朗格缪尔体积介于28.14～33.67m²/t之间，平均为30.05m/t,朗格缪尔压力介于1.80～2.19MPa之间，平均为1.94MPa。压力小于2MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓(图2-3)。15#煤的朗格缪尔体积介于17.54～32.53m²/t之间，平均为27.21m²/t,朗格缪尔压力介于1.77～2.18MPa之间，平均为1.96MPa。压力小于2MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于2MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓(图2-4)。图2-2寿阳北煤层气田储层温度下的3号煤等温吸附曲线图2-3寿阳北煤层气田储层温度下的9号煤等温吸附曲线③实测含气饱和度实测饱和度是实测含气量与实测储层压力投影到吸附等温线上所对应的理论含气量的比值，有：S实=V实/V(式2-2)式中，S实—实测饱和度，%;V实—实测含气量，m²/t;V—实测储层压力投影到吸附等温线上所对应的理论吸附气量，由吸附等温线得出，m/t。12.64%-71.43%,平均50.06%;9#煤的含气饱和度为46.65%-73.11%,平均55.67%;15#煤的含气饱和度为20.22-71.09%,平均46.54%。本区的含气饱和度偏低。④煤的解吸特征临界解吸压力煤层气临界解吸压力是指解吸与吸附达到平衡时，压力降低使吸附在煤微孔隙表面上的气体开始解吸时的压力，即等温吸附曲线上煤样实测含气量所对应的压力，由式(2-3)计算得到。(式2-3)本区煤层气临界解吸压力：3#煤0.22-1.60MPa,平均：1.20MPa;9#煤0.91-2.48MPa,平均：1.46MPa;15#煤0.38-2.14MPa,平均：1.27MPa。临界解吸压力较低，见气周期较长。吸附时间吸附时间定义为实测解吸气体体积累计达到总解吸气量(STP:标准温度、压力)的63.2%时所对应的时间。由罐装煤样解吸实验求得，这一时间参数对于给定煤样来说与逸散气无关，即不管求逸散气采用什么方法，其吸附时间都是一样的。它取决于煤的组成、煤基块大小、煤化程度及煤的裂隙间距。寿阳北区块3#煤实测吸附时间介于5.64～13.97d,平均为9.33d;9#煤实测吸附时间介于3.15～38.79d,平均为16.09d;15#煤实测吸附时间介于10.27～31.26d,平均为20.18d。数据表明，寿阳北区块内纵向上随着煤层埋深的增大吸附时间越长，反映该区煤体结构相对完整，吸附时间相对较长，有利于煤层气井长期稳产。⑤煤储层压力及温度通过注入/压降测试获得煤储层压力：3#煤1.53～9.23MPa,平均：4.35MPa;9#煤1.55～5.29MPa,平均：3.44MPa;15#煤1.93～8.37MPa,压力梯度：3#煤3.42～9.20KPa/m,平均：6.06KPa/m;9#煤2.40~7.51KPa/m,平均：5.26KPa/m;15#煤2.71～9.95KPa/m,平均：5.66KPa/m。压力梯度低于正常静水压力，属于欠压状态。储层温度直接影响到煤层气的吸附能力和解吸速度。从储气角度，温度低，吸附量大；从开发角度，温度的升高有利于煤层气的解吸。寿阳煤层气田3#煤储层温度平均15.30℃;9#煤储层温度平均20.65℃;15#煤储层温度平均25.64℃。勘查区煤层气参数井+生产试验井实测储层温度与埋深的关系表明，地温梯度约为2.23℃/100m。由此可见，勘查区储层温度较低，在埋深为350～1000m开发深度范围内，储层温度大约在20～40℃之间变化。勘查区位于沁水煤田北端，地处黄土高原，属黄土丘陵地貌，河流属黄河流域汾河水系潇河的支流，较大河流有白马河，白马河自东北向西南流经勘查区，在勘查区中南部流出，流量1.89～3.15m²/s。其它支沟均无常年流水，属季节性河流。勘查区主要含水层是上下马家沟组和峰峰组的中奥陶统石灰岩岩溶裂隙含水层；太原组灰岩裂隙含水层及山西组砂岩裂隙含水层；二叠系上石盒子组、下石盒子组砂岩裂隙含水层组；第四系砂砾石层孔隙含水层。主要隔水层包括：本溪组铝土泥岩及泥岩层，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；石炭系、二叠系各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，具有较好的隔水性能；第三、第四系粘土层，厚度大，分布广，为基岩地层上部较好之隔水层。本区主要目的煤层为3#、9#、15#煤。煤层处于深埋区，煤系内及以上邻近基岩含水层，远离露头区，与地表水体和第四系含水层无水力联系，地下水补给条件较差，含水层富水性较弱。3#煤的主要充水含水层为其上覆砂岩裂隙含水层；9#煤主要充水含水层以上覆砂岩裂隙含水层为主，其次为下伏的太原组含水层；15#煤主要充水含水层为上覆太原组石灰岩的岩据上述主要充水含水层的空间特征、充水方式及水文地质条件的复杂程度，勘查区水文地质类型可划分为两类：3#煤为水文地质条件简单的顶板间接充水的裂隙充水型；9#、15#煤为水文地质条件简单的顶板间接充水的以溶蚀裂隙为主的岩溶充水型。综上分析，寿阳北区块水文地质条件属于简单类型，煤层气勘探开发具有比较优越的地质条件。(7)资源潜力与勘查方向山西寿阳煤层气田七里河区申报探明地质储量范围内，9号煤和15号煤叠合含气面积58.91km²,探明总地质储量为53.83×108m²,技术可采储量26.92×108m²。经济可采储量20.82×108m²。(8)地质与资源风险分析寿阳北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但本区15煤的开发风险相对较大。寿阳地区15煤为典型的欠压构造煤，压力系数非常低，煤体结构破碎，以碎粒煤为主，这种储层对煤层气开发工艺的要求较高，开发风险较大。(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IIG6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。2.上一勘探阶段勘查投入完成情况2018年12月16日至2020年9月，中联公司在寿阳北区块内共投入2244.86万元，远远超过国家最低勘探投入要求。勘查投入的工作量及费用序号费用明细投资金额2测试化验加工费3成本费用-设计费-详细设计4工程物资5项目管理费6用地及青赔(资本化)73.勘查成果(1)地质条件和煤层发育情况基本落实。逐步摸清寿阳北区块构造、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、煤体结构情况。(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。(3)钻完井和储层改造工艺日趋完善。通过在寿阳北区施工的111口煤层气井(其中包含8口U型水平井),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。(4)获得探明储量，证实资源潜力。获得了七里河区煤层气探明地质储量64.01亿立方米，进一步证明了该区勘探开发前景。(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。亿立方米①)采储量(万吨/亿立方米)(万吨/亿立方米)(万吨/亿立方米)产量(万吨/亿立方米)生产井数(口)4.地质认识通过以上工作，我们获取了本区煤层气储层的一系列重要参数和生产数据。从以下几方面对该地区有了更进一步的认识：(1)寿阳北地区煤层赋存条件较好，全区3#、15#煤层赋存情况较为稳定，9#发育情况较差。3#煤层分布较稳定，厚度中等，个别地方变薄尖灭。15#煤层厚度大，分布较稳定，勘查区中部近南北方向发育一个无煤区，面积约29km²。区内局部发育陷落柱。(2)本区煤层以贫煤-无烟煤为主，煤层气易于富集成藏，煤体结构以碎裂煤为主，主力煤层渗透性较差，具有弱应力、低储层压力等特点。(3)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含气量小之外，勘查区总体煤层含气量较好，另寿阳北区块3#、9#和15#煤层顶底板主要以泥岩、灰岩及泥质砂岩为主，厚度可达20-33m,全区稳定分布，整体封闭性较好。总体来说，寿阳北区块是我国较为有利的煤层气勘查区。三、勘查实施方案(一)勘查部署遵循的原则(1)以排采为重点工作获取产能，开展精细化排采工作。针对寿阳北区块内排采井的地质情况差异，制订与实际地质情况相适应的排采制度，扩大井组解吸范围。开展排采设备试验工作，建立一套适用于本区的排采设备优选机制，为下一步规模开发奠定基础。(2)进一步落实寿阳地区的煤层气资源量/储量，评价开发潜力。以实际排采情况，对煤层气剩余资源量进行核实。有利区优选坚持地质条件与地面条件兼顾，技术可行，经济合理。(3)对增产改造措施进行尝试，摸索与本区块相适配的煤储层改造工艺及方法，尽快实现煤层气大规模商业性开发。(4)对于长期停产或增产改造效果差的井实施关停，降本增效。(二)技术路线、勘查依据和方法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，加强地质研究，对寿阳北区块内的地质参数及煤层气资源量进行核实，评价本区的煤层气资源潜力和可采性。针对不同区域的地质情况，开展排采制度优化及排采设备优选工作，实现井组的精细化排采，结合数值模拟技术，建立与实际地质条件相适配对排采效果不理想的井进行二次增产改造，尝试新的改造工艺，对于效果仍不想的井实施关井停排，实现降本增效，对效果较为理想的密切跟踪、总结经验，为本区的商业性开发提供基础。是否图3-1技术路线图2.勘查依据以前人工作成果和地质认识为基础，以本区块内施工的勘探井获取的地质参数为依据，为整个区块的勘探开发提供数据和资料基础。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：加强寿阳北区块地质研究及排采工作，通过进一步的地质研究、排采制度和工艺的不断完善，使本区先导试验井组井和勘探井早日稳产高产，加快总体开发方案的编制申报，同时开展地面工程设计与建设，为本区煤层气开发奠定基础。①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实验手段，取得煤储层动态特征参数。②结合地质研究，选取重点实验井组进行持续、稳定排采。③形成区域排采，扩大压降漏斗半径，形成井间干扰，提高单井产气工作方法和技术要求的确定主要采用以下标准：《煤层气井排采技术规范》(NB/T10009-2014)《煤层气井排采工程技术规范》(新版2008)(三)工作量和资金投入1.总体部署方案寿阳北区块下一勘查阶段主要针对低产低效井进行改造，研究适合该地区的煤层气排采工艺，提高煤层气单井产量。2.年度部署方案根据寿阳北区块以往勘探成果和本次目标任务，未来5年规划实施钻井93口，累计投资1.98亿，主要工作计划如下：2021年计划新增3口产能评价井，预计投资600万。2022年计划实施开发井30口，预计投资6000万。2023年计划实施开发井30口，预计投资6000万。2024年计划实施开发井30口，预计投资6000万。2025年不实施钻井，维持90口井的生产，预计投资1200万。根据实际情况，工作量会有相应变动。(四)预期成果依据《煤层气资源勘查技术规范》(GB/T29119-2012)和《煤层气资源/储量规范》(DZ/TO216-2010)的规定，煤层气资源/储量分为潜在的、推断的、控制的和探明的四级，其中推断的、控制的和探明的属于已发现的地(1)探明储量区：七里河区是寿阳北区块的已探明储量区，下一步通过排采技术的不断进步及认识的加深，形成适宜该区的排采技术，提高单井产量；开展七里河储量区的试采工作，并完成转采的相关准备工作；(2)获取单井及井组排采试验数据，进一步认识总结本区排采规律，初步形成一套适合寿阳北区块的煤层气排采工作制度，为今后大规模开发(3)通过储层改造，提高单井产气量，形成二次改造评价研究报告；(4)开展七里河储量区采矿权申报前置文件的准备工作，包括环评、土地复垦、矿山环境与灾害治理方案等报告，为后续申报煤层气采矿权做(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1.勘查、试采破坏生态环境的行为勘查实施过程中将采用以地震、钻探、压裂、排采工程为主的综合勘查方法。勘查工作秉承绿色发展的理念，将绿色发展理念贯穿于勘查活动的全过程，将保护生态环境作为勘查活动中应尽的义务和责任。一方面通过创新驱动，依靠科技和管理创新，采用新手段、新方法、新工艺、新设备，最大限度地避免或减轻勘查活动对生态环境的扰动、污染和破坏。另一方面通过规范管理，制定有关勘查施工过程中生态环境保护、土地复绿等规章制度和保障措施，将绿色勘查管理内容融入日常工作，责任明确、管理措施和投入到位。以求和谐共赢，尊重自然，因地制宜地开展工作；并尊重勘查活动所在地民俗，构建和谐勘查氛围；统筹兼顾勘查效益、生态环境效益和勘查活动所在地社会效益。2.地质环境影响评估煤层气开采对水环境的污染主要来自钻井液的漏失、压裂作业时对煤层含水隔水结构的破坏。钻井过程中，钻井液可能会出现漏失，若漏失地层处断裂带和裂缝较为发育，漏失的钻井液可能会沿着裂隙进入含水层，将会对地下水资源造成污染。同时压裂施工时，在强大的压力作用下，地层中的节理裂隙会扩展、张开，其内部空间被压裂液所携带的支撑剂填充，施工完成后，被填充的节理裂隙难以闭合，这都会对煤层的含水隔水结构煤层气勘探开发对土地的影响主要集中在建设期间以及开采期间这两个时间段。建设期间主要是由于地面的勘探以及设施设备的建设对地表植被的破坏，从而对水土保持功能造成影响。前期进行地质勘探活动，其目的是探明地质情况以及煤层气储量。该环节相对来说对地表植被的破坏较小。设施设备的建设是一项难度较大且更为复杂的工程。其危害性则为长期占用该区域的地表，道路，井洞的开挖给也加速了地表的水土流失，从而降低植被以及土壤的生产力，造成植被难以恢复的局面。开采期间是勘探设施设备已投入使用期间，包括管道、煤层气井等设备已完全的投入使用，此时，在该地表上进行着长时间的煤层气开采活动，由于该期间所进行的活动是周期且重复性的，对于地表的破坏相对建设期间减轻许多。4.生态功能影响评估生态功能影响主要在钻机