沁水盆地东南部高煤阶煤层气

沁水盆地是我国煤层气商业化开发较早，也是目前我国煤层气产量最高的含煤盆地，是世界上高煤阶煤层气的典型代表。中联煤层气公司、中石油煤层气公司、蓝焰公司等单位近些年来的勘探相继在盆地南部的潘庄、寺庄、樊庄等区块获得了高产煤层气井，最高日产量达16000m3/t，平均稳产可达2000～3000m3/t。

1地质背景

沁水盆地位于山西省中南部，四周被太行山、中条山、吕梁山和五台山隆起所围限。石炭-二叠纪华北克拉通接受了广泛的含煤沉积后，由于印支运动，特别是燕山运动的作用，使地层抬升遭受剥蚀，形成多个晚古生界残留盆地，沁水盆地是其中之一。该残留盆地总体上为一走向NNE的宽缓复式向斜，区内构造简单，断层稀少，地层倾角为5°左右，宽缓的NNE向和近SN向次级褶曲发育。盆地南部地区是我国重要的煤层气勘探区，蕴藏着丰富煤层气资源，目前已成为中国煤层气勘探开发的热点地区之一。

2煤层气地质特征

沁水盆地南部煤层气藏的主要煤层为山西组的3#煤和太原组的15#煤（图11-17）。其中，15#煤一般厚度为1～6m，平均厚3m，煤层分布的总体趋势为东厚西薄、北厚南薄，属较稳定煤层；3#煤层厚度为4～7m，平均厚6m，总体上表现为东厚西薄的趋势，分布稳定。15#煤埋深在0～900m，大部分区域不超过700m，3#煤层比15#煤层浅数十米。这一埋藏深度非常有利于煤层气开发。

沁水盆地南部煤层气含量高，3#煤含气量高于15#煤。山西组3#煤层一般为8～30m3/t，最高可达37m3/t；太原组15#煤层一般为10～20m3/t，最高可达26m3/t。端氏—潘庄—樊庄一带煤层气含气量高，是煤层气富集的主要地区。另外，在研究区内北部的枣园地区，煤层气含量相对较高，形成了一个小型的煤层气富集中心。3#煤含气饱和度为87%～98%，平均93%；15#煤含气饱和度为71%～76%，平均74%。总体看煤层气藏含气饱和度低，以欠饱和为主，个别呈饱和状态。煤层气资源丰度高，达到2×108m3/km2以上。以甲烷含量80%为下限，浅部煤层气风氧化带的深度一般在180m左右。

图11-17 沁水盆地石炭-二叠系含煤地层综合柱状图

煤层气组分以甲烷为主，其含量一般大于98%，分布范围为9816%～9899%，此外含少量的N2（096%～163%）、CO2（002%～015%），重烃气只有少量C2，含量仅0012%～0029%。

煤层孔隙主要为微孔和过渡孔，具有少量的中孔和大孔，煤层孔隙具有一定的连通性，有效孔隙度在115%～769%之间，一般＜5%。煤储层渗透率为（01～67）×10-3μm2，一般不超过2×10-3μm2，具有明显的方向性，沿主裂隙方向具有最大的渗透率。由浅部向深部渗透率逐渐降低，渗透率随地应力的增加而减小。

沁水盆地南部煤的吸附能力大，Langmuir体积一般为2808～5787m3/t，Langmuir压力为191～399MPa，其中晋城地区等温吸附试验数据表明，原煤和可燃质的Langmuir体积分别为3530～4311m3/t和4140～5787m3/t，Langmuir压力为213～377MPa。

沁南煤层气藏储层压力具有偏低的特点，一般情况下，3#煤储层压力为 008～336MPa，15#煤为224～609MPa，压力系数多小于08，属于欠压储层，个别地区存在正常压力，异常高压罕见。

3#煤的顶板多为泥岩和粉砂质泥岩，其次为粉、细砂岩。直接顶板厚度多在10m以上，樊庄-潘庄区块厚达 24～55m，晋试 1 井 3#煤直接顶板厚 30m。山西组泥岩厚554m，区域盖层厚159m，底板以粉砂质泥岩为主，泥岩裂隙不发育，空间上连续稳定分布，封盖能力较强，对煤层气保存有利。15#煤层顶板为区域分布稳定的浅海相灰岩（中白垩统灰岩）。研究区内灰岩裂隙不发育，封盖性能好。寺头断层附近灰岩裂隙十分发育，为透气层。3#煤泥岩盖层突破压力为3～10MPa，15#煤灰岩为2～15MPa，封盖能力强。根据3#、15#煤层盖层类型及分布、构造形态和裂隙特征分析认为：3#煤优于15#煤层，这是15#煤含气量低于3#煤的重要原因。晋试1井周围地区盖层分布及盖层封堵能力是目前已知研究区中最好的，是保存条件最好、煤层气含量最高的地区之一。

沁南煤层气藏的侧向上主要受边界断层和水动力封闭，可能存在物性边界封闭，但其到目前为止还没有直接的证据。沁南煤层气藏西部为封闭性的寺头断层，东部和南部的主要边界为水动力边界。气藏的北部主要受地下水分水岭控制，该分水岭呈东西向展布，东部至露头，西部至寺头断层。

3煤层气形成过程与富集机制

沁水盆地的构造发展经历了前古生代的盆地基地发育形成阶段及新生代的边缘改造阶段。上古生界有利的成煤环境形成了厚且连续稳定的煤层，构成了煤层气富集的物质基础。太原组15#煤和山西组3#煤煤层厚度较大，连续性好，埋藏深度较浅，渗透率中等-较好，煤储层吸附能力强，是较好的储层。

印支期与燕山期的两次变质作用，形成了无烟煤，镜质组反射率达22%～40%。对应的两次生烃生成了大量煤层气，晚期生烃起主要作用。所生成的煤层气在喜马拉雅期持续抬升过程中发生了严重的调整与改造，最终形成了现今的沁南煤层气分布区。

煤层具备较强封闭能力的顶、底板，侧向上存在封闭性的边界，如封闭性的寺头断层、地下水分水岭和沿露头的水动力封堵。地下水在补给—运移—汇聚过程中，在空间上依次形成了补给区—径流区—滞流区。浅部补给区是煤层气逸散带，含气量低；中部径流区煤层气含量中等，对应于地下水径流区；深部滞流区是煤层气的有利聚集区，形成了高含气量分布区。

1生油条件

下古生界奥陶系中统为潮坪-开阔海环境，灰岩有机质丰度低，平均0126%，生烃强度平均88×108m3/km2，与鄂尔多斯坳陷区近似，但较渤海湾坳陷区要差。上古生界煤系地层由于热演化程度较高，Ro值达192%～25%，故生烃强度较大，平均可达32×108m3/km2。

2储集条件

奥陶纪就整个山西隆起区而言，总的沉积古地理环境与渤海湾情况相似，为南北高、中间低，加里东抬升剥蚀程度为南北强、中间弱。沁水块坳处于隆起区中南部，因此，奥陶系岩溶地貌主要为岩溶洼地—岩溶斜坡之间，风化壳储集性能较差。如在沁水块坳中南部钻探的沁参1井峰峰组孔隙度06%～59%，渗透率001×10-3～448×10-3μm2，平均009×10-3μm2。

上古生界石盒子组砂岩储层：受岩相和成岩演化控制，北部属三角洲平原相，辫状河-曲流河发育，南部属三角洲前缘-浅湖相，砂岩发育程度较北部差。由于成岩演化程度高，已达到晚成岩B-C期，因此，原生孔隙基本消失，次生孔隙也不发育，北部孔隙度1%～10%，渗透率001×10-3～04×10-3μm2；南部孔隙度1%～5%，渗透率＜01×10-3μm2。

3圈闭和保存条件

圈闭以背斜型为主，成排成带分布。但圈闭面积小，幅度低，最大的圈闭来远背斜32km2，幅度300m，其次是北斗沟背斜，圈闭面积31km2，幅度185m，及处于块坳中心东侧的南马会背斜圈闭面积27km2，幅度175m。

其他圈闭多在1～10km2之间，幅度50～100m。构造保存完整，与生储盖配置较好。但本区保存条件较差，表现在下古生界水动力条件活跃，地层水矿化度一般在4000mg/L以下，靠近北部深坳区大于5000mg/L，为Na2SO4型水。从圈闭的目的层埋深看：主要圈闭多在1000～2000m。由于古生界烃源岩成熟度高，成熟期早，构造长期抬升剥蚀，现今烃源岩已无供烃条件，因此，对天然气藏的保存十分不利。

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