报告-xin盆地煤层气机理与开发前景研究

目前 煤层气地质背 概 水文地 古地热场特征与煤的生烃演 沁水盆地煤储层特 构造应力场与渗透率预 试井渗透率与曲率对应关 煤层气规律与类 沁水盆地煤层气模式分 勘探开发技术及其适宜性分 压裂技 沁水盆地煤层气开发实例分 7.1示范工程项目分 结 沁水盆地煤层气资源开发前 近期规 经济评 结 前量为69235.477×108m3，约占煤层气资源量的20％。不仅如此，沁水盆地发利用高技术示范工程—先导性试验项目一举获得商业化开发成功，第一个商业化煤层气生产。、的、的根新次

、、 封、、人在区内进行过地质工作了有关专著建国后有关地质勘探部门、9051：100000西省煤田地质局对沁水盆地周边1000m以浅的广大地区进行了不同级别的煤田1200000岩相和地层划分。90年代地矿部第九普查大队和华北石油管理局在沁水盆地进行过石油天然气勘查工作，在盆地中深部施工了10条测线。在局部地区进行了地面电法勘探。近十年以来中联煤层气国石油公司等先后投入一定和工作量在沁水盆地进行了煤层气地面勘探开发试验工作，到目前共施工了600时还在沁水盆地南北两端完成了9条勘探线，总共506km长的二维勘试验井组的潘2＃井，最高日产量达9428m3/d，由中联公司施工的枣园井组已形15TL-0037000m3，达到相当可观的煤层气日产气量。特别是TL-007井单井日产量达16303m3，是15000m3的高产煤层气井。实际排采情况充分表明沁水754m3，探明可采储量407亿m3。成为我国第一批国家认定的煤层气探明储量，为沁水盆地煤层气随着沁水盆地煤层气商业化开发进展，深入研究沁水盆地煤层气的机商业化煤层气生产提供理论依据和技术支持为此中联公司自设立《沁水盆地煤层气机理及开发前景》专题研究项目。采性之间的相关关系，探讨煤层气作用机理。在构造形变与裂隙分布规律1、系统收集沁水盆地以往煤田地质勘探、油气地质勘探、勘探资料和种基础分析图件，比例尺1：250000（具体图件见附图 资料，研究水动力场特征及其控气作用，进一步探讨煤层气机理。为了高水平地完成课题的任务，项目组全体成员协力，克服诸多，11914162010煤层气勘探钻井（孔）5615210实际钻井（孔）1311462029二维勘探解释剖面9条、500km长212组；收集整理节理、裂隙资料500余组；追踪描述地层剖面4条；并对煤层气勘探井以及枣园井组、潘庄井组进行了现场实地，拍摄100余张。845对全盆地进行了趋势面分析利用山西组3#煤层实际钻孔数据1620个，23815#1421个，盆地深部推测数据252个。编写趋势面分析计算机程序，绘制沁水盆地3#、15#煤层底1-5次趋势等值线图及剩余等值线图；727组；15#817组，盆地深部高程推6873#、15#组，利用离散点(xi，yj)及其邻域内的8个点的基础数据，用三次曲面拟合离散点407行语句。83#煤层底板标923281237151232521237个单元节点上进行转动9321沁水盆地位于山西省东南部，地理坐标为：北纬35°15′～38°10′，东经111°45′～113°45′，盆地长轴总体呈NNE向延伸，中间收缩为椭圆状，南北320km，180km，3.1km2。NNE向，盆地的其他地向主要为近NS布在盆地的边通八达，有太（家庄（治-邯（郸 图1-1交通位置示意1－1400—900mm1500—2000mm地层及含煤地区域地层行煤层气勘探的主要层系（1-11-1新界上侏中中界下上三中岩组成，厚度下石千峰晚生二上下石上厚度35～90m早生奥中含煤地岛沉积体系的复合沉积体系。地层厚度59—125m，70m支流间湾开始过渡到三角洲平原相，地层厚度8—90m，一般50m左右，岩性为K7砂岩6.5m23.6m左右。整个沁水盆地煤层总厚度呈现“三高两低”的格局，大体呈NE向条水—长子—屯留地区，煤层厚度一般8～12m；贫煤区自北向南有两个带，即：霍2m区域沉积环境演中石炭世（本溪组沉积期，盆地整体沉降，在经历了长期风化夷平的中奥2-3（太原组沉积期原组底部的晋祠砂岩和吴家峪灰岩，晋祠砂岩厚度及粒度变化特征指示了一个4—5—滨外碳酸盐陆棚—泻湖相的多次次一级的海水进退旋回演化序列，沉积环境垂向演化总的规律是陆表海清水沉积与浑水沉积交替出现，构成滨外碳酸盐陆棚—障壁砂坝混合体系的岩相古地理演化序列，煤层主要在泻湖淤浅而成的泥炭沼泽中。23号煤层。晚二叠世早期（上石盒子组，随着海岸线的向南迁移，区内广大地区被河晚二叠世晚期，研究区仍为河流、湖泊并存，在泛滥盆地湖泊进一步发育，湖泊中有薄层淡水石灰岩或泥灰岩沉积，表明该期湖泊相沉积较早期有发展扩大的趋势。含煤岩系沉积古地3#15#煤为全区稳定发育的主要煤山西组主煤层（3#煤）沉积古地3#煤在研究区全区分布，厚度一般为0.53～7.84m，南厚北薄，主要在盆地东分布区对煤层发育有影响外，广大地区煤层赋存稳定（1-2太原组主煤层（15#煤）沉积古地（1-3。聚煤期聚煤作用先从中部的障壁岛、泻湖区开始，形成多个煤分3～41-21-3煤层煤1、煤层空间规律和控制因沁水盆要煤层赋存于太原组和山西组，煤层总厚度变化在3.65～18.5m之间其平面规律在南北方向上总体是由北向南煤层增厚在东西方向上，0～16m10.64m13.71m。和-8.7～15.7912.21m。在屯留-3.65～18.5之11.05m3.65m。在高平-9.7～14.97m11.51m左右。4.35～11.795.79m。在晋城地区，主要煤系煤层总厚度在10.24～15.3m之间，平均13.03m。在沁北-地区，主要煤系煤层总厚度相对来说比较薄，一般在4～9m之间，平均8.98m。沁水盆要煤1-4所示。厚度厚度50寿 阳 沁 和佐-垣

1-42、太原组煤层总厚度及主采煤层(15号煤)太原组煤层总厚度变化范围在0～16.9m之间。总体上表现为北厚南薄（图1-5。从太原组煤层等厚线图（图1-6）可以看出，在沁水盆地东北部寿阳、和顺—一带，以及沿着盆地东部及东南部煤层露头带附近，太原组煤层厚度大于6m。就其地区而言，在寿阳地区，煤层厚度变化范围在3.44～16.89m之间，平均厚度在8.25m。在阳泉地区，煤层厚度变化范围在8.3-16.7 m之间，平均厚度在11.3m。在和-佐及襄垣地区，煤层厚度变化在4.6～11.36m之间，平均厚度在7.65m。在屯留-长子地区，煤层厚度变化在0.77～10.68m之间，平均厚度在6.46m在高平-樊庄地区煤层厚度变化在3～8.52m之间平均厚度在5.69m。在沁北-地区，煤层厚度变化在1～6.25m之间，平均厚度在3.98m。在沁源地区，煤层厚度变化在0～10.39m之间，平均4.47m.在晋城地区，煤层厚度变化3.1～11.56m6.69m。8厚度厚度420寿 阳

和佐-襄 屯留-长 高平-樊

沁 沁北-晋1-515煤厚度变化在0～10.3m之间（图1-7。其平面规律（图1-8）总体明显。就地区而言，在寿阳地区，煤层的厚度变化在0.27～5m3.5m左右。在阳泉地区，煤层厚度变化在4.18～10.3m之间，平均厚度在5m左右。在和-佐及襄垣地区，煤层厚度变化在0.5～8.05m之间，平均厚度在3.0m左右。在屯留-0.84～6.4m3.5m左右。在高平-樊庄地区，煤层厚度变化在1.15～5.53m之间，平均厚度为2.5m左0～4.67m2m左右。在沁北-地区煤层平均厚度在1.8m左右在晋城地区煤层厚度在1.08～3.94m2.6m左右。55324厚度厚度210寿 阳 和佐-襄垣屯留-长子高平-樊 沁 沁北-晋1-715 1-6太原组煤层总厚度等值线图（ 90196 901-8沁水盆地太原组15（33山西组煤层总厚度变化范围一般在0～8m之间。其平面规律总体上表现为北薄南厚（图1-9。从煤层等厚线图（图1-10）上可以看出，和—佐区、沁源区东部至潞安一带、以及区有3个厚煤带分布。就地区而言，在寿阳和阳0～4.78m2.4m左右。在和-佐及襄垣地区，煤层厚度变化在1.43～6.13m之间，平均厚度在3.56m左右。在屯留-长子地区，煤层厚度变化在3.13～7.37m之间，平均厚度在5.6m左右。在高平-樊庄地区，煤层厚度变化在3～7.63m之间，平均厚度在5.82m左右。在沁北-地区煤层厚度变化在1.05～7.75m之间厚度在5.0m左右在沁源地区，4.45～7.25m6.3m左右。565煤厚煤厚3210寿 阳 沁 和佐-襄垣沁北-屯留-长子-樊 晋1-9并且在盆地南部，由西向东煤层变厚的趋势比较明显（图1-11和图1-12。就不0～5m之1.5m左右。在和-0.3～2.75之间，平均厚度在1.5m左右。在屯留-长子地区，煤层厚度在1.2～8之间，煤层厚度变化范围大，但主要集中在5m左右，平均厚度在5m左右。在-樊庄地区，煤层厚度在1.5～6.92m之间，平均厚度在5.5m左右。在沁北-地区，越往东南煤层越厚煤层厚度在0.15～3.69之间均厚度在2m左右在沁源地区，0～1.73m1m左右。在晋城地区，2.7～7.596m左右。 1-10沁水盆地山西组煤层总厚度等值线图（6652165厚度厚度3210寿 阳 沁 和佐-襄垣沁北-屯留-长子-樊 晋1-113909012沁水盆地山西组煤镜质组含量45%～70%，惰质组含量20%～36%；太原组65%～80%16%～30%1-2)。其中，镜质组主要由以仅在盆地周围霍州和等地发现有壳质组，含量5%左右。太原组镜质组含（1-3表1-2沁水盆要煤层显微煤岩组分特 时煤显微组VIL阳36晋39潞3沁33沁3阳3质组含量逐渐减少。表1-4和表1-5是沁水盆要煤层煤岩数据表。表1-3煤岩无机物含量数据表(等矿物质3000l0020平005—005—0037%～3.92（个别地区例外17.23%8%～1%14.365%～15%区，如屯留稍高。在沁水-阳城-10%。就挥发分产率来说，它呈东西至北东向，高值区大体近北西向带状分布，在沁源-古县-临汾一线20%～35%之间。县、沁源最高。山西组煤的灰分一般在2.6%～24.15%，平均为11.11%，略低于20%1%，平均在0.31%～0.47%之间；太原组主煤层全硫含量大于1%，变化于4.28%2.7主。水分：水分分析在地表条件下进行，不代表状况，对煤质评价不起0.83%～2.26%之间，其中、潞安一般在1%左右，阳泉>1%,晋城大于2%。碳含量和氢含量：精煤元素分析表明，山西组平均碳含量为86.1%～92.23%85.3%～93.37横向上都有一定的变化规律。东部和南部地区主煤层的碳含量较高，一般大于90%-93%85%～90%，其它煤层的碳含量亦有相似的分布趋势。山西组主煤层的平均氢含量3.0%～5.71%2.85%～36%33阳泉368939339表1-4沁水盆要煤层煤质分析结4水盆地在以往的地质勘探和研究中所积累的反射率数极为稀少。和李建个反映镜质组反射率与挥发分关系的经验:Romax=15.496V-（其中Romax表示镜质组反射率的最大值，V表示挥发份值对沁水盆地的不同地区把该进行修正得到计算不同地区主要煤层的镜质组反射率的不同： R0max=15.296V- R0max=11.296V-潘庄一号井：3#：R0max=17.996V-15#：R0max=11.496V-潘庄二号井：3#：R0max=15.499V-15#：R0max=14.463V- R0max——镜质组最大反射率表明，整个沁水盆地石炭—二叠系主煤层R0max在0.85%—4.78%之间。其中寿阳地区为0.85—2.92%，樊庄地区为3.1—3.85%，潘庄一号井为2.55—4.78%，潘庄3.29—4.38%15煤层的R0max3R0max0.2%—0.3%。依据所提供的数据和计算所得到的数据绘制出3煤层和15煤层的镜质组反射率等值线图。由图可见，3煤层和15煤层的R0max在沁水盆地最南部达最大，一般都在3.5%以上；在东西方向，由向东西两在垂向上，太原组较山西组高出一个煤级，山西组主采煤层3号煤到太原组51.22%。无烟煤；太原组的焦、瘦、贫、1号无烟煤的比例高于山西组。0—50002000—3000m1000m区分布于盆地边部分布面积14750km2，占总含煤面积的52％，以太原—阳泉襄垣—长治、1000—2000m含煤带呈环带状分布于前两者之间，面积9950km2，占总含煤面积的35%，以中南部和东北部142000米。在晋中断陷，煤层埋1-1331-5挥发分反射率10.87-2.37-16.38—1.81—19.87—1.60—4.03—7.44—4.35—5.24—4.03—16.20-3.93-25.68-3.80-6.48-3.40-23.17—1.39—15.82—2.55—14.93—8.67—2.77—9.27—2.35—12.40—1.94—13.50—15.96—1.63—水文地质单元划文地质特征表现为，沁水盆地是一个独立的水文地质系统，水外流型盆地；6个相对独立的泉域；不同时代的含水层有不同的补给、径流、排泄系由北而南注入发源并流经盆地的河流主要有桃河肖河清漳河浊漳河、丹河等，区内河流既是排泄水的通道，又是岩溶水的补给水源，在上游接收煤系上覆含水层中水的补给在盆地边缘流经灰岩露区时又可能渗漏补给水这部分水再继续向下游运动时又可能以岩溶大泉的方式重新转寒武-奥陶系灰岩含水岩组是区域性的强含水岩组，通常在灰岩的露区接1-15煤系地层水文地质特沁水盆地石炭二叠系煤系地太原组15号煤层底板等高线图1-16)显示，15高-900—1100m1100—板标高较高，盂县一带为800—900m，南部相对较低，阳城一带400—600m。水水位分布特征如图1-17所示，水水位500m—1000m，盆地北部边缘水位较高900m—1000m，盆地南部边 图1-500m—600m700m1-17系统：潞安单向流子系统、潘庄-大宁汇流子系统、单向流子系统、－沁水县单向流子系统；潘庄-大宁汇流子系统，北界为高村-南庄分水岭，地下水由北向南径流，东界和南界为煤层露头，水自东向西和自南向北径流，西界为寺头断层，水自西南向北东流动，形成汇流特征，在深部水径流<600m550m—600m，一条带状区域水水位较低在550m左右，该区域形成煤层气富气带。总体来说盆地南部的水流动方向比较复杂，煤层气富集、运移结果呈现多样性。构造地质特区域构造格架及其演霍山隆起为界，其北为五台山隆起带、其南为中条隆起带（见图1-18。盆地总I一吕梁一太行断块；I1一太行山块隆；I2一沁水块坳；I3构造是随着印支期华北古板块相继与西伯利亚古板块和华南古板块对接拼，中--板内变形阶段：侏罗纪以来—太平洋板块向东亚大陆的俯力作用于陆东部，使NE—NNE向构造线得到增强。在区域性挤压应力场作，，进入以来—太平洋板块俯冲带向东迁移，亚洲大陆东缘由至中（晚第三纪才出现局部开裂形成了晋中临汾和长治断陷盆地，盆地的形成与演化阶段特181碳酸盐为主的沉积中奥以后由于加里东地壳运动使华北地台整体隆起，2烈的一次构造运动。燕山运动在区内表现为隆升、剥蚀以及断裂、褶皱NWW—SEE学背景为太平洋-板块与陆板块之间的相互作用。石炭系、二叠系与NNE并有岩浆岩侵入；在沁水复向斜两翼进一步时，向斜轴部地区相对沉陷，（3）盆地后期改造阶NWW—SEENNE—SSW（NNW～SSE向拉张其地球动力学背景为板块向亚欧板块碰撞挤压和生构转由逆断层变为正断层地层东升西降在断裂的西侧下降盘接受上第三系与第四系陆相碎屑岩沉积形成长治裂陷由此完成了盆地的基本构造格局。1-19盆地构造单元划， 人已有的盆，构造单元划分方案基础上，将沁水盆地划分为以下构造单元（图1-202、和顺-，位于沁水盆地东北边缘总体表现为东翘西倾的单斜构造岩层北北东，倾角10º左右。出露地层由东向西依次为寒武系、奥陶系、石炭系。整个翘起带构造较为简单，仅在东北边缘发育一些小断层带东缘昔阳县城南北一带至和顺县发育一组北北东的斜列断裂组在昔阳南部地区发育的一组弧形，3、霍山山前20º-25º，由西向东依次出露4、阳城-箕状位于沁水盆地东南缘端，总体表现为一东南翘西北倾的箕状，东西宽约80km60km，地层由南向北依次出露寒武系、奥陶系、石炭系。箕状5、—安泽褶皱约140km，东西宽约20km，出露地层为石炭系、二叠系、下三叠统。褶皱带总体NNE，褶皱密集成群排列，单个褶皱规模较小，长度一般3-10km，两翼倾角为10°～40°。偏西部的褶皱轴面略向东倾，两翼不对称；东部的褶皱两翼6、普洞-位于沁水盆地西北部，地表为一NEE的断裂鼻隆构造带。长约80km，宽约30km。出露地层从西到东为：二叠系、三叠系，中侏罗统也有零星分布。主体为NE70º～80º的开阔背斜和紧闭向斜。主干断裂规模大，与褶皱图1- 7、榆社-NNE3º～10º。向斜宽阔，背斜相对狭窄。8、沁水-9层为上第三系至第四系全新统。盆地东深西浅，基底埋深最深可达200米，大致盆地构造周缘出露下古生界盆地沉积盖层现今主要构造线呈北北东向在南、轴褶皱和高角度正断层为主，次级褶皱发育为特征，南北端呈箕状斜坡；东10°-20°，东翼相对平缓，一10°内断裂长度从几百米到数十公里不等，断距从几米到400余米，有的可能是岩浆1是一条中、强烈活动的、以压性或压扭性质为主的基底断裂带，中生代燕山运动中形成的由西向东逆冲的断裂带喜山运动断裂中段发生构转，渐变形减弱在研究区范围内的部分属于南段部分北从长治南到晋成部分，背斜组成。断裂主体仍表现为由西向东的逆冲性质，由庄头断层至市之间，2为一横切盆地中南部、NEE的左行走滑断裂带。由一系列北东东向正断层组成，是襄垣—洪洞NEE向断裂带的一部分。东段形成文王山地垒，构成长治新裂陷的北部边界，西段构造线断续出现，规模较小。3层实际上是一个断裂带，由数条断层组成。断层变化较大，落差在不同的地段也相差甚远。在端氏镇以北，断层为北东10°-25°，下盘地层自南向北300m以上。自端氏镇往西南至南上村断层变为北东60°左右，下盘地层为上石盒子组，落差在017号360m180m，向南西方向至南上村落差变为50m南上村再往西断层近于东西向由数条断层组成，130m15m。褶皱轴向主要呈北东-北北东向。背斜、向斜常呈等间距分布，并呈雁行状的褶皱，如阳泉一寿阳一带，褶曲轴近东西向。中部(祁县至沁源)则以北北东-北东向褶皱发育；西部以中生代褶皱和正断层相叠加为特征。衡的特点：太原组15煤厚度平面规律总体上表现为北厚南薄，山西组315煤呈现出相反的趋势，由北向南煤层逐渐变厚。二叠纪域上形成NNE向的隆起和凹陷，在太行山隆起部位煤系剥蚀；在凹陷部位煤系有机质热演化以及煤层气生成是煤层气的重要地质作用。煤系有煤层上覆地层原始厚度恢90～150m，730～840m，区域上特征表现为NWW—SEE方向，沉积中心位于研究区南缘及的济源城一带，原始厚度在3000～～3500m之间(图2-1)。根据钻探、勘探以及区域地质资料，沁水盆地内三叠系目前残留厚度最厚达2000余米。自晚三叠世末期本区整体隆起先期地层剥蚀由于构造分异的结果，750m以上。自晚侏罗世开始，本区地壳重新抬升，构造分异进一步加剧，地层再度剥蚀，2-1山西南部及邻区三叠系原始地层厚度图（20～80m400m160m540m5～50m357m20000～350m之间。煤层埋藏史与埋藏阶3000--4000余米。度变小为2000--3000米其上覆地层三叠系风化剥蚀受区内构造分异以及相对凹陷区，煤层埋藏深度较深，在盆缘区，煤层埋藏深度较浅。0阳城-0阳城-TBuriedde图2-2山西南部晚古生代煤层埋藏历史曲线 2-1埋藏阶地质时阶段特第三阶第二阶燕山运第一阶14m／Ma，煤系上覆地层厚度缓慢增加，进入三95m／Ma，导致煤层埋深急剧增大。第二阶段，煤层埋深显著减小阶段。属于纪至白垩纪的燕山运动期。地230～1600m。起地层不断剥蚀煤层埋深持续减小喜山运动晚期构造分异重新加剧，60m／Ma，煤层埋深再度保存以及富集产生影响。区域古地热场特征与煤化作用进界煤系沉积以来其地热场的发展与相应的煤化作用经历了三个主要阶（表2-3（1）变质规律（22-232—3℃/1002J-5.5℃/1001C3-3℃/100地质年代0012晋临汾-地质年代0012晋临汾-洪安3沁源-沁41.0三叠纪末期以来，区内地层整体隆升并剥蚀，煤系埋藏深度不断减小，以沉积埋藏为主导因素的深成热变质作用基本停止直到燕山中期岩浆活燕山中期的构造岩浆-热将强大的附加热流叠加于正常大地热流背景之42-4并最终形成煤级的现代格局。阳城—晋城一带煤层埋深大，大地热流强，煤层受热温度高，故所达煤化程度相对较高，镜质组反射率达高到4.0％左右，最煤的生烃演化与煤层气富藏,整个煤化作用过程中累积煤层气生成量并不重要，重要的是对贡献最大个阶段（2-5）：第一阶段为快速埋藏、缓慢增温阶段，主要集中于三叠纪期主要发生在晚世一早白垩世，导致二次生烃作用出现，表现为区域热变质条异加剧阳城一翼城地区的生烃作用进展最大经历了湿气和干气阶段，了湿气阶段在阶段末开始进入干气时期临汾一洪洞地区经历了湿气阶段，绝绝对生气量/m3.t-二二次生一次生0煤层气的富集受控于诸多地质因素，生烃特征是其中重要的地质因素之一。与煤层气富集相关的生烃因素包括：最后一次生烃作用发生的地质二次生烃强度在空间上的规律与煤层含气量分布趋势一致，二者都显示出“南高北低、东高西低、东南最高”的区域总体格局；从生烃历程而言，少一个生气，煤化作用停止时已达到干气阶段，储层进入逸散带的地质时代较晚且停留时间短，或从未于逸散带中，含气性最好。3-1。储层特征研究是煤层气地质研究的基础，煤储层具有两方面的特性：(1)在压力作用下，煤层具有容纳气体的能力；(2)煤具有允许气体流135～2～3倍。煤储层特征除受煤层本身因素控制3-1孔隙体积微。(20102A~。(102103A~中。(102103A~大。(>104A阳泉晋城晋城据以往研究成果，沁水盆地石炭一二叠纪主要煤层的有效孔隙度变化在1.15％～7.69％间，一般多在569.76％～90.6779.20％，而中孔和大孔所占比例较低（3-115煤层在沁源一带相对较低，而山西3煤层在潞安一带相对较低（3-1。3煤 15煤19%一结论和试井测试的渗透率结果相一致。通过对沁水盆采煤层样品渗透率表明，最大为常隆矿煤样1.62×10-3μm2，最小为矿煤样为0.00374×10-3μm2，一般都在3μm2之间(3-2)通过试井方法对沁水盆要煤层的煤储层渗透率参数表明（表3-2，研究区石炭一二叠纪主要煤层煤储层渗透率一般小于1.0×10-3μm2，整体相4315煤层渗透率均明显高于盆地的东部3-2钻孔位测试方资料来3#15＃其主力煤署寿寿寿寿寿寿《沁水盆地煤层气遥感地质《沁水盆地煤层气遥感地质《沁水盆地煤层气遥感地质《沁水盆地煤层气遥感地质沁南《沁水盆地煤层气遥感地质沁南《沁水盆地煤层气遥感地质沁南沁南沁南沁南沁南2沁南沁南沁南沁南O2-FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-2号测定西测定矿测定测定矿测定滴水沿测定道测定测定测定本区成煤期后主要经历了印支、燕山和喜马拉雅三次构造运动，致使煤层不同程度破坏，形成各种类型的构造煤。主要为碎裂-原生结构局部地区为碎粒煤或糜棱煤。这些对煤的孔渗性产生重要的影响。如沁南地区TL-001TL-002对两口井的煤样品观测发现，TL-001井煤层的煤体结构多为碎粒-糜棱结构煤，煤层渗透率较差；TL-002TL-001渗渗透率（10渗透率（10渗透率（10-阳寿寿寿寿沁南沁南沁南沁南沁南沁南沁南屯留2FZ-FZ-FZ-FZ-FZ-潘庄1晋城CQ-3-315煤层渗透率在平面上受断裂构造控制，具有一定的差异性。裂隙是煤层渗透率存在的前提，可以说，对煤层而言，没有裂隙就没有渗透率。煤中裂隙发育，则煤层渗透率好。盆地内煤层气参数井和生产试验井，测得的煤层渗透率数据表明，区内煤层渗透率相差在几～几十倍以上，如沁南TL-0113煤层渗透率最大达112.6×10-3μm2SY－00215煤层渗透率最大达82.84×10-3μm2。这些均说明由于构造位置和煤层、煤质等因素的不同，在区域上分布差异较大，反映了煤层的非均质性和煤层渗透率分布的复杂和多变性，同时，也说明在高变质煤分布地区，由于受构造作用的改造和影响，亦具有相对高渗区。原地应力是煤层渗透率非常敏感的控制因素。煤层气勘探开发实践表明：有效地应力越高，煤层渗透性越差反之，煤层渗透性越好。据TL-001、TL-002、TL-005以及O2-3勘探孔的应力(表3-3)，3#煤层及15#煤层的原地应力梯度为1.44-1.78MPa/100m，远远低于我国其它煤田的原地应力梯度(表3-4)，属低应力区。表3-3煤层应力TL-33TL-TL-333-4CQ-731-CQ-6CQ-淮南31-7CQ-CQ-HE-1.94-HE-鹤岗1.41-煤孔隙包括大到裂缝和小到分子间隙。煤的细微孔隙结构随着煤化作用而变化，是煤储层的重要特征。根据对沁水盆要煤层的微观结构参数分析认为，沁水盆要煤层煤岩基质比较致密，构造裂隙比较发育。如晋城东上村3号无烟煤，裂缝发育，可见1μm左右的基质孔；矿焦煤较致密，微孔连通性差，水平层理发育；潞安矿3号煤较致密，孤立孔隙被粘土矿物充填，层间缝发育，2号煤裂隙孔(构造裂隙及微裂隙)在煤储层中占主导地位，煤基质致密孔隙不甚发育。可见，煤储层渗透率主要表现为裂缝渗透率、基质渗透率较低。煤岩样品毛管压力特征曲线和微观结构测定参数见图3-4和表3-5。矿煤孔矿煤孔大中小微3号瘦2号焦6号瘦2号焦3号焦3号焦3号瘦3号瘦3号无3号无3号焦平12块样品的毛管压力曲线特点是压力在01MPa之前约有50％～80％的进量；压力在0．1～20MPa之间进量很小只有百分之几；20MPa以后进量又增加，约有4％～15％的进量。这说明沁水盆地矿井煤样的割理及大较发育占70．53％，中孔较少，其次为过渡孔和微孔，分别占18．73％和7．15％。实验统计表明，最大饱和度可达98％，排驱压力不易确定，中值压力低，中值半径大，退效率高，视体积比大，分选相对均匀，毛管压力曲线均呈裂隙-孔隙型曲线特征。张建博等人（1999）ASAP-2000型仪器测试了煤样品的吸附等温曲线、表面积、总孔容、平均孔直径和孔径分布等参数（表3-6由表可以看出，沁水盆地的主采煤层各种微观孔隙结构分布表现为，孔隙以微孔和小孔为主，大孔和裂隙较发育，孔隙连通性稍差。3-6矿样煤积m2.g-/ml.g-中值半径/平均孔径/微孔/焦焦瘦瘦瘦Q15-焦Q15-焦瘦瘦瘦由表3-6可知，主要煤层煤的表面积分布特征与孔隙体积成正相关，分布趋势基本相似(图3-5)。表面积主要集中在过渡孔段，其次是微孔，中孔和大孔段的表面积最低。y=365.53x+R²=500孔隙体积y=365.53x+R²=500孔隙体积表面积图3－5煤 从区域上来看研究区南部的阳城地区的表面积最高向四周逐渐降低，到沁源一带达到最低值。阳城矿区是研究区内主煤层含气量相对较高的地区，最高可达38m3／t，接近饱和状态，这与该区主煤层表面积大，对煤层气的吸附能力强的特点应有直接关系。3-60平均孔径表面1.5%的阶段，开始，微孔和极微孔孔容的增幅明显变大，并在镜质组最大反射率为4.0%左右3-60平均孔径表面最大反射率小于1.5%时，大孔、中孔、过渡孔的表面积呈降低趋势，而极微的增高而显著降低，在镜质组最大反射率1.5%～2.0%之间达到最低点；随后迅速升高，在镜质组最大反射率3.0%～3.5%之间达到极大值，随后又有降低的趋煤储层裂隙发育特总院西安分院地质（1998）通过对矿井下煤壁宏观观测、定向块样肉眼中裂隙的、密度、宽度、延伸距离入手，对研究区煤中裂隙发育特征以及煤体结粉状及鳞片结构八井下观察，、潞安矿区煤层多为原生一碎裂结构，仅在331m（3-7表3-7矿 煤33阳3、晋3、裂隙类围和方向性，而且裂隙延伸距离较远，切割深度较大，常几个煤分层或整3-8。表3-8类型特征描述隙宽度单一成分的镜煤带中，高裂隙产间上相伴发生，裂隙面正交或近于正交，与煤层层理面呈垂直或高角度斜节理两组、张节理一组，北北东向剪节理尤其发育，与主逆冲断裂和倾向25°～35°的剪节理最发育，与斜列式断裂构造线一致，为310°～320°的张节理不显著。阳泉地区北部巨城、荫营等地以350°的张节理最发育，15°～35o70°～80°两组剪节理次之，其成因与张性断裂有关。尤其是中、薄层砂岩，裂隙发育。在一个褶曲范围内，背斜轴部的裂隙比27/m，11/m18/m井下实测结果表明，潞安矿区煤中主裂隙2800～3400，次裂隙270～600；阳泉煤中裂隙主要有两组，分别为 其中以3450一组最发育，为主裂隙，850一组次之。晋城矿区煤中有三个裂隙系，每个裂隙系各有两组垂直或近于垂直的裂隙组，它们的分别为：第一裂隙系100～200和1100-～1200，第二裂隙系400～500和1300～1400，第三裂隙系600～700和1500～1600，其中以1500～1600一组最为发育，600～700裂隙的间距和密cm，mm3-93-9矿参大中小微阳密度（间距密度（8间距3密度（9间距盆地山西组、太原组主要煤层的吸附能力相对比较高，3量(VL)24.04—49.96m3/t36.57m3/t；可燃质饱和吸附量为30.21－58.31m3／t，44.20m3／t，1.39—3.28Mpa2.54Mpa15(VL)28.82—58.69m3/t之间，平均41.53m3/t；可燃质饱和吸附量为41.89－69.74m3／t，52.70m3／t，1.98—3.41Mpa2.64Mpa10煤层的吸附能力要高于3煤层的吸附能力。在其它条件配置合适的情况下，煤315（3-73-8。且不同位置煤样，其等温吸附曲线形态也存在一定差异（3-910（Ro,max）值的分布相一致（图3-11和图3-12，即煤的变质程度越高（煤阶煤层原煤的兰氏体积与兰氏压力值呈线性关系（图3-13和图3-14，兰氏体积表3-10沁水 3VL（m原原3阳泉沁阳泉三寿—寿寿寿——————沁南沁南沁南沁南—沁南—沁南—沁南—沁南—沁南—沁南沁南O2-FZ-FZ-2号—潞安常潞安五晋城CQ-晋城潘3晋城潘1—15寿—寿寿——————沁南沁南沁南—沁南—沁南—沁南—沁南—沁南沁南FZ-FZ-2号——晋城CQ-兰氏体积兰氏体积03-70正相关（图3-9、图3-10。随着压力的增高，吸附量增大，但不同压力区间吸附量的增长率不等，在0-1Mpa区间段，吸附量随压力增高以较高的斜率近似呈5002468压力阳泉沁SY-002晋城潘1阳吸附量压力寿SY-002潞安长治TL-002晋城CQ-9吸附量3-915镜煤反射率镜煤反射率镜煤反射率兰氏体积兰氏体积y=8.5897x+R=y=8.5897x+R=兰氏压力兰氏体积3-12沁水盆地山西组3LPLy=18.088x-R=y=18.088x-R=兰氏压力兰氏体积85量（标准状态下。准确的含气量数据是煤层气开发规划中估算资源量必不可少集程度高，有利于开发。因此，获取准确的含气量数据就显得尤其重要。煤层气的赋存状煤层气的气体组份特300余个，400-700m之间。数据分布在阳泉、晋城和潞安三个地区。由于气体成分中N2、O2统计表明，研究区煤层气成分单一，组份以甲烷为主，变化于71.63%～100.00%N20～27.4710％；CO20～11.72％；部分样品检测出重烃，其含量为0～3.00％，一般小于1％(表3-12)。樊庄2号井实测表明，在整个钻井过程中气测全烃含量高达50％～100％，CH4含量为为-38．8‰，15号煤为-28.7‰，另外煤层气中CO2的δ13Cl为-12.2‰～-15.0‰，CO2的δ13O为-4.8‰～-4.4‰。从甲烷碳同位素来看，2号井与其他地区相地区气体成分+潞安33晋城39煤层含气量及其分布1体见图3-16和表3-13，表明太原组15煤层的含气量要高于山西组3煤层的含气1416～24m/t（3-17和3-18表3-13沁水 一般3153-14---7313m3／t，1518m3／t3号煤平均为 含气量频率 含气量频率图 沁水盆地山西组煤层含气量分布频率直方501719212325272931含气量频率2315号煤层作为目标煤层，考的含气量预测并根据煤层含气饱和度与埋深的关系以及煤储层压力系数的变化情况，对所建的预测进行了合理的修正。（1）3号煤层含气量预测V35.0152P(2.6434P0.01PkPkGBB当450mD750m时B0.0017D0.4498；当D750m时B0.81；Vm3t MPa m3tB（2）15V33.346P(2.4627P0.01PkPkGBB当D872m时B0.86；1515号煤与3号煤的含气量取同一预测：V34.36P(2.28P0.01PkPkGBB（1）3号煤层含气量预测V39.168P(2.64P0.01PkPkGBB（2）15号煤层含气量预测V43.312P(2.59P0.01PkPkGBB3、.根据上述含气量预测计算出的含气量及部分实测含气量数据绘制的含气量等值线图（3-173-18图3-17沁水盆地山西组3煤含气 图3-18沁水盆地太原组15煤含气煤储层压力与温度特煤储层压如果储层压力远低于静水压力，降压排采就比较。通过注入／压降和T（统计27个3292.41～780.05m深度区间内，煤储层压力在.06～6.85pa之间变化，平均3.49pa。压力梯度在0.0038～0.012P／m0.0092P／m（0.01P／m（0.01P／m近的较高压力分布区。盆地内太原组15煤层煤层煤储层压力，在369.00～888.00m2.67～6.25Mpa4.36Mpa。压力梯度在0.0046～0.0099MPa／m，平均压力梯度在0.0072MPa／m，比正常的区相比，该区煤储层压力较低（3-15表3- 恩村—煤层气的有效压力系统决定了煤层气产出的能量大小及有效驱动能量持续0.017Mpa/m，这种低的有效应力对煤层气的产出比较有利。20765y=0.0042x765y=0.0042x+R=432100煤层埋藏深度876543210y=0.0056x+R= 煤层埋藏深度煤储层压力煤储层压力3-201521应力较小，最终结果导致煤储层压力较低（3-22yy=0.4926x-R²=储层储层压力6420 地应力图3- 断裂，研究区内发育的断裂多为断层，因伴生或派生作用形成当水运移的通道，水的运移对地层起到卸压的作用。y=0.6498x-2.5304R2y=0.6498x-2.5304R2=0.832653210 图3- 煤储层温度特30m左右，14.7315.6ºC～27.75ºC23.41ºC1520.44ºC～33.43ºC，27.21ºC。500m1.15℃/100m，500m以下地温梯度平均为1.45℃/100m；根据中联煤层气公司施工的TL-001、TL-0020.76-1.24℃/100m0.99℃/100m（表3-16。因此可以确定研究区地温梯度低于正常值3.0℃/100m。研究区煤储表3- 深温TL-3TL-3煤层气饱和3煤层在192.41～780.05m117.0%15383.84～888.0m28.05%-96.0%，平均为58.51%，盆地内除局部区域煤层的含气饱和度较高，已经达到饱和状态外，各主要煤层大多为不饱和状态（3-233-243-23TL-0033（理论气含实测储层压临界解吸压3-24TL-0043（315号，3R=0.9487，15R=0.8747，因此我们根据气饱和度（B）与埋（D）的拟合关系在对盆地内深部煤层含气量预测研究中对3#煤与15#煤的气饱和度分别进行了修正，计算如下：D450mB当450mD750m时B0.0017D0.4498；当D750m时B0.81；15#煤的气饱和度（B）当D872m时B0.86y=0.0017x-R=埋深使煤储层压力增高，若按静水压力梯度估计，第三、四系厚度增加100m，煤储1MPa，既使原始煤层处于气体饱和状态，如果在储层压力升高（1）500y=0.0017x-R=埋深3-253y=0.0013xy=0.0013x-R=埋深饱和P临界——临界解吸压力V——实际含气量(m3／t)；VL——兰氏体积(m3／t)；PL——兰氏压力(MPa)。 式中:P储层——煤储层压力V实际——实际含气量PL——兰氏压力153-172%%m3.t-%11523

式中P枯竭——枯竭压力(可达到的最低储层压力，MPa)3-2721234MPa时最大采收率分布直方图。1MPa时，62．3％。开采过程中要尽可能的降低枯竭压力，以获取更高的采收3-272古构造应力场1、第一期构造应力场在区内最发育，最大挤压应力方向为南东东—北西西294∠1最一次变形野外地质显微构造形迹岩组分析、2201∠5第三纪初期。3343∠3，于煤田内北东东—南西西正断层近于垂直。早期具有压剪性质的中地区震源机制解和活动断层滑动矢量计算的现代构造应力场总体特征为NW-SE现代构造应力场分布综合分析1965年来大于四级的震源机制解和1973年来小震综合断面解19984-1向的高主应力差值条带其中古县－沁县条带分布在盆地轴部应力水平与NEE－SWWNEE－SWW隆起和抬升。（最大主应力均为挤压应力，恰好与盆地内两个煤储层高含气量区相对应，显示出新第三纪以来构造应力场中的高压应力对煤层气的保存和富集具有明显的控制作用。裂隙发育、1、沁水端氏固县一带，为南北向紧密褶皱和近东西向褶断带的复合部NE30°～40°NE65°～85°NW20°～50°NW60°～85°，NE65°～85°NW20°～50°方位的裂隙最发育。、60°∠48°、210°∠41°、330°∠60°295°∠70°的四组裂10°∠80°。导致西侧石炭系、二叠系岩层和煤层裂隙发育，主要产状为NE20°～30°、NE45°～60°、NW25°～40°和NW50°～70°，尤其以NE45°～60°和交切构造裂隙发育由四组裂隙组成其为NE40°～45°NW30°～45°、NW50°～65°NW80°～85°。而挤压作用形成的裂隙发育在较深的层位。沁水盆地以8#9#煤层为中间过渡相伴随的裂隙，其主体产状为北东和北西。合为主。裂隙可分为四组，分别为NE、NW和NNE、NNW两套共扼构造裂隙组合，分别指示最大主压应力σ1方向为NW-SE向和近NNE-SSW向，与区域应力场对比分别为J-E时期挤压应力场和N-Q时期拉张应力场所致这两期裂隙在区内影响裂隙发育的地质因1作用于地的载荷具有明显的方向性，由于煤层本身组成的不均一性，煤沁水盆地3个矿区裂隙研究结果证实了上述看法。潞安矿区主裂隙方向隙方向850；晋城矿区发育的三组裂隙系统中以NW向为主，NE向次之。综合四裂隙为NW向，次裂隙为NE向，而矿区主裂隙为NE向，次裂隙为NW向。这的控制，同时与地的物理性质有关。24-115333中型 微型（条（条（条30.615煤层构造形变分理论概，有限变形力学（FiniteDeformationMechanics）是理论力学（RationalMechanics）的部分，它研究宏观连续体的空间运动和由此而产生的可逆或不可逆变形。1979年达教授在继承小变形理论合理哲学思想，吸取以往连力学完整的。该理论采用拖带坐标描述法，是一个以实时位形为基础，以应变-转动的直和分解（S－R）为标志的非线性连续力学理论。新理，煤储层变形转据有限变形SR（）储层Zw1 u1arcsin

如果考虑煤储层Zw

21 2

23 2

321/2arcsin1 u

u

u

u 2 x2

x1

这里u3=w(xy=w(x1x2)为zy xy

(z)(zy x这 z1(vu2 θzθz的梯度值∣gradθz∣将成为无穷大。θz沿穿越这两个裂面的路线不再可积。实际上移动的特征量为我们所用。当然在大变形时，应采用S-R定理中所定义的局部转动角来代替微小转动角θz 4-2（c）IIMd( 假设是光滑的物质线S的函数，由(s)表示了物质线及其邻域的整体转动效应，可以认为变形前后物质线切线方向的改变量与成正比。事实表明，在裂缝尖端附近，物质线（假设变形前为直线）具有极大曲率。对于I型裂缝，只有一个最大曲率点M；对于II型裂缝，其裂尖附近物质线有两个极大曲率点M和Mˊ（图4－2）对于给定正向的物质线Sd( d(p)grad(p)d(

grad(p)cos其中是S在P点的单位切矢量，是grad(p)的夹角。当=

dsgrad

Pgradp)作为切线方向的物质线在Pgradgrad

gradgrad破裂面将与该点转动梯度矢量gradθ垂直这 临界值grad

伸方向将是该断层或破碎带发展的方向。沁水盆地构造变形场分析结4-2～4-3153场。从图中可以看出，研究区内太原组15煤层和山西组3煤层平均整旋角及其其等值线呈北东东向延伸，这些与地表NEE的断裂鼻隆构造带相一致。其内褶曲主体NE70º～80º，背斜开阔，向斜紧闭，与其平行有断裂发育，组成153153及其梯度值|grad|北向和北东向。在盆地的南部及东部太原组15煤层和山西组3煤层平均整4-4～4-5逆时针方向转动，等值线的疏密反映（1）（2）（3）（4）为太原组15煤层平均整旋角及其梯度值|grad|较山西组3煤层弱有增大，且（4-通过计算，研究区主采煤层及其顶底板岩层构造变形破坏程度分区如图4-6～4-7发育，煤储层相对较高为特征11纵弯)才能应用此方法；②曲率值只能反映弯曲岩层面上由于弯曲派生的拉力而形成的裂缝的多少(相对值)；③该方法假设岩层是一个完全的弹性体，主曲率1映的是现今构造裂缝的状况。曲率是反映某一曲线、曲面弯曲程度的参数。2线图上进行基础。(2)利用离散点(xi，yj)及其邻域内的9个点的基础数据，用三次曲面拟合离散点(xi，yj)及其邻域所在的曲面，并计算出各点的最大主曲率K1。根据计算结果作出了沁水盆采煤层底板拟合面最大主曲率等值线图。34-64-7局部构造控制，在晋中断陷区、霍山隆起以东盆地边缘地区、长晋断层及断根据曲率计算数据，把研究区划分为特高曲率区、高曲率区、中等曲率区、低曲率区四类（4-84-94-3表4-3沁水盆采煤层底板最大主曲率分类 ，特高曲率区：位于晋中断陷区西部及西南部区及沁水区南部。，、沁水区北部、长治区东部、潘庄-成庄-寺河区、王报--大阳区、区层曲率小(K<0.1×10-4)，裂隙发育较差，煤层渗透性相对。图4- 4-7154-83沁沁4-915曲率

P11P11nnP11图4-10以曲率判定曲面形1在曲面造型中曲面上一点的最大主曲率与最小主曲率的乘积即为曲率。曲率能较好地反映了其领域内曲面的形状变化故可以用曲率来反映该点的形状信息（如图4-10所示当曲率大于零时为椭圆点（对应于向斜构地层构造曲面一点的曲率反映了沉降过程中岩石所经历弯曲褶皱变形断裂作用的强弱曲率绝对值越大说明沉积地层由最初水平形态沉降到现在曲面剖分，并应用曲率法计算出各个三角单元的曲率。2面曲率的真实估计，并将其看作3号煤层曲率的近似。分析得到3号煤层及断层区都出现曲率高值。本次研究工作对煤层的宏观裂隙系统进行了直接观（图4-11和统计分析，并与曲率计算值对比分析，分析结果如表4-4所示，可以看出，曲率值 4-11 曲率K(10-8m-2)裂隙发育分

0.0-B3-0.0-A4-0.0-B4-娘子关-坪头单斜-0.3-C2-0.0-A4-0.0-C2--0.2-C2--0.1-C2--0.1-B3-西南区域为曲率高值区煤层受近水平挤压应力场作用产生纵弯曲变形产生124-12（a）（b）（c）裂隙发育区评价与预必要几节构造变形分析以及曲率分析的基础上选取适当的间接评价指标，天然裂隙分类标准（如表4-5所示。依据表4-5的分类标准对研究区3号煤层曲类别曲率类别曲率值R(10-8m- 裂隙有利区（B类）0.1≤R＜0.2R<-不发育区（C类 -东区北部寿阳坪头区沁源区王和矿沁源区马军峪矿夏店区及区西部。图4-13沁水盆地3号煤层曲煤储层裂隙评价与预1（带（4-6（带A至排序。4-6煤储层裂隙发育区（带）ABCD2(2-6)煤储层裂隙发育区（带）4-74-84-73（带）0.2-0.1-4-A0.8-0.1-4-A霍山山前0.2-0.1-4-B和顺-0.2-0.0-2-C阳城-箕状0.1-0.1-4-A0.1-0.0-2-C0.1-0.0-2-C0.1-0.0-2-C0.1-0.0-4-B形较弱，断裂发育程度相对较低，煤储层相对较低为特征。4-815（带）0.2-0.1-4-A0.8-0.1-4-A霍山山前0.2-0.1-4-B和顺-0.1-0.0-2-C阳城-箕状0.1-0.1-4-A0.2-0.0-2-C0.1-0.0-2-C0.1-0.0-2-C0.2-0.0-4-B现代构造应力场对煤储层渗透性的控（1（3试井渗透率与曲率对应关天然裂隙的存在对煤层气的直接影响主要体现在和运移两个方面。一方面是裂隙提供了煤层气所需的空间。另一方面,裂隙为煤层气的产成因联系。煤层开启的裂隙可能具有比基质高数十至数千倍的渗透率,因此裂隙的开启或闭合直接影响到储层的非均质性,对流体或煤层气的运移起着极其4-143图4-14曲率与试井渗透率对应关系分高渗区与最大主应力差、曲率的耦合关1、试井渗透率与最大主应力差、曲率对应关4-15看出构造曲率高值与最大主应力差高值有利匹配的区域分布在阳城北部图4-15最大主应力差等值线与曲率等值线叠加资料，得到试井渗透率与最大主应力差、曲率对应关系（如表4-9。为便于者乘积(R：(K'0.07199e(3-

(,

R（MPaR （md 适用范围4.013.0,0.003108R0.3108 Data:Data1_BModel:ExpDec1Equation:y=A1*exp(-x/t1)+

(,RK'0.07199e0.

0.09548预预测渗透率

= - - (,R图4-16最大主应力差 曲率乘积(,R)与渗透率关

主应力

曲 预测渗透率K井R（10－8m-井R（10－8m-FZ-2FZ-表4-10曲率范曲率范曲率范（10－8m-（10－8m-（10－8m-大于2174-17煤层气规律与类地质动力场对煤层气的控制作煤储层渗透性高低水动力场通过水径流状态变化对煤层气富集起着关空间上的有效配置，对煤层气起着巨大的制约作用。，度不大，但延伸长度却很长，主要以南北平行，自盆地中段分别向北和315煤静水压力梯度估计，厚度增加100m，煤储层压力将提高近1MPa，既使原始煤层地质时代32029025624500深度地质时代32029025624500深度图5-1②沁源-沁县和安泽地区的“W地质时代32029025624500深度地质时代32029025624500深度图5-2热力场对煤层气的控制作高北低、东高西低、东南最高”的格局，与煤级的格局基本一致。2.169-4.275%阶段，达到了生气的峰值阶段，具备高含气量的条件。层含气量与煤层镜煤最大反射率之间离散性较大（图5-3和图5-4但从图中明镜煤反射率镜煤反射率煤层含气量煤层含气量煤层含气量之间呈正相关关系，并在区域格局上高度一致。二次生气量增部地区以外，二次生气量规律与煤层含气量分布趋势一致，二者都显示出“南高北低、东高西低、东南最高”的区域总体格局。三、生烃历程对煤层气的控制作用 散带的地质时代较晚且停留时间短，或从未于逸散带中，含气性最好级无烟煤，二次生烃时间长，经历第一个生气，煤化作用停止时已进入干不利区域，包括霍州、-和顺等地区。低中煤化烟煤，二次生烃时间短，历生气阶段或仅进入第一个生气，煤化作用停止时处于水动力场对煤层气的控制作水文地质条件是影响煤层气保存的重要因一，不同的水文地质条件的水文地质单元，水外流型盆地；盆地内有六个相对独立的泉域；不同时气降水通过岩层孔隙从周边向内部渗流。在东北部的娘子一带和盆地南部邻近水的地表补给区，由于煤储层及围岩于地表或距地表较近，于大气降水（或地表水）沿裂隙向煤储层深部运移，在水的运移过程中，将溶于水的煤层气带走，是煤层气散失的一种途径，所以在水的补给范围内，煤储层中的煤层气含量很低，越是接近补给区的，煤层气含量越低，甚至为零。在水的径流区，煤储层中的煤层气溶于水而被带走，煤层气含量也会降低，其降低的速度与水的流量有关，流量越大，煤层气的散失量也越大。当煤储层处于水的排泄区时，如果是属于排泄，即煤储层中的水排向其他含水层，煤层气散失则主要是通过水携带而逸散，降低煤层要通过水携带和沿裂隙逸散途径。一般来说，水的滞流区含气量高于径流区，含气量最低的区域是水的排泄区和补给区。当煤储层处于水的滞流区或贫水区时，水仅影响煤层气在煤储层中的平衡状态，水煤层气在整个地质时期和运移与盆地内水的补给、径流和排泄的低，并且依赖于水的压力和矿化度。水化学特征能清楚的反映水流动方向。沁水盆地矿化度分布如图5-6。寿阳-阳泉矿区含水岩组由北向南，由东北向西南，随埋深增加，水流条件由补给区—强径流区—缓流、滞流区，水质类型也由北部的HCO3CL-KNa型向HCO3-KNa、SO4-KNaHCO3CL-KNa型，、寿阳东勘探区南部为HCO3-KNa型，而阳泉的西上庄、二矿扩区和五矿则为SO4-KNa。矿化度也由北向南逐渐增高，在、寿东勘探区南部、西上庄及五矿形成一高矿化度带，矿化度达1200—1600mg/L。在盆地南部晋城矿区东部及南部的补给区水多为HCO3-KNa型，矿化度低，<700mg/L。往深部，SO42-和Cl-离子含量逐步增加，潘庄一号SO42-离子含量型水。反应了浅部水接受补给，水径流交替条件好，深部径流缓慢甚盆地边缘大气降水主要通过岩层孔隙和裂隙从周边向内部渗流，水运度大，保存条件好，煤层气沿垂直地层方向运移十分，大部分煤层气仅能较高的煤储层压力，使的煤层气赋存于煤层中，导致煤层气含量局部增加高；另一方面，水运动带斜轴部煤层气向水排泄区运移，整个盆地分南北两大区，北区主要向东北部的娘子一带运移，南区主要向盆地南盆地南北两端，一些区域，如在南部，即李庄—樊庄一线以南，水的水头高度自北向南或是自东北向西南逐渐降低，水自北向南或自东北流向西南。在西南部，水的水头高度自西南向东北逐渐降低，水自西南流向东北。水的汇集中心位于永红、永安一带。由于含水层的透水性能很微的晋城矿区整体为一马蹄形斜坡带，易于形成水动力圈闭，在那里，煤层气被，煤层气含量将局部增高。图5-6沁水盆地矿化度等值线气含量很低从上述区域向深部是水的径流带由于煤储层埋深逐渐增大，煤层气沿煤储层露头向大气散失逐渐水运动带动煤层气沿地层倾斜方地质历史对煤层气格局的控制作7岩浆地煤层改生气、逸散和保煤变质+煤层形成当岩浆地煤层改生气、逸散和保煤变质+煤层形成当前的构面貌和应力环深成地沉积埋藏+构造演水动力循地应力晚石炭世—生世晚世—早白垩生气+储晚白垩世富地壳运煤层气含 煤层气 煤层气 生气+晚—岩浆地煤层改生气、逸散和保煤变质+煤层面貌和应力环成地 沉积埋藏+构造演世—早白垩世地壳运晚石炭生图5-7煤层 5-83155-83号煤含气量高的煤层顶板主要为泥岩，15号煤层153号煤均0.33％～5.432.440.0034×10-6～17.119×10-6μm20.178×10-6μm22～19MPa，8.86MPa0.63×10-7～90.6×10-7cm-2·s，是良好的封盖4872.54562.55.041.55～1011.95-1孔径/10-层1条半0.5--1000-0.01—2-1-5条/m，岩＞5(表5-1)翼城、霍州、洪洞等矿区均表现为透气层，裂隙发育，充填程度差。从煤层储集性能和盖层封盖性能的角度分析，南部的阳城--1井周围量最高的地区之一，为煤层气最有利地区，沁源矿区次之。沁水盆地煤层气模式分煤层气模式是对一定地质背景下形成煤层气藏的主控地质因素配置以及富集再分配过程的归纳和总结，是预测煤层气藏分布规律的有效。煤层气作为自生自储型的非常规天然气，其过程受到多种地质作用的控制。影响煤层气富集的主控地质因素包括以下7个：构造条件；煤层埋深；因素。本次工作基于沁水盆地构造特征，提出沁水盆地三大类模式。一、盆内平缓带模煤层气藏称之为盆内平缓带模式。二、盆缘斜坡带模成为斜坡带的有利区。三、裂陷区模特别是在水动力封闭地区比较有利于煤层气的具有形成煤层气藏的可能。沁水盆地煤层气类型划生气特征及储盖组合特征基本相同或相似造成本区条件分异的主要因素在：，对于第二类盆缘斜坡带模式，由于其特殊的构造位置与型式，含水层富水性与水动力较强，处于水的补给、径流与排泄部位，在水的补给区和排泄区，由于水的流动使得煤层气含量降低，不利于富集，而在深部径流区，煤层气随着水运移并重新。这里则主要依据水动力环境不同划分为两种水箕状缓流类型和水封闭类型。前一种类型主要出现在沁水盆地东西两翼斜坡带，由于深部水的滞流，三面水势较高，一面水势较低且有水的补给，水位等势面呈簸箕状水补给方向与煤层气运移方向相反，且水流主要沿地层方向缓慢流出地表，对煤层气的保存较为有区由于水动力的圈闭和断层封堵，甚至沿断层附近出现水滞流区，改善了煤：，集但是在断层间局部地区由于水动力封堵或高构造应力场的作用下仍有出煤层气资源评价方学力学等理论和方法进行综合研究剖析沁水盆地煤层气的地质条件和控讨煤层气作用机理在构造形变与裂隙分布规律分析的基础上依据局部（5-1利区带。5-2性沁水盆地煤层气藏开发潜评价指标是进行定量评价的基础。无论采用哪种评价方法都离不开评价指3D（5-95-10、5-11（如5-3，5-12图5-93D图5-103D5-12依据表5-3沁水盆地煤层气藏开发潜力评价标准对全盆地煤层气可藏，以及沁水-5-135-4表5-43埋深大宁- 沁源- 柿庄-12-和顺-14-8-沁水-煤层气开发模式及其适宜模式，地面开发、煤矿井下抽采和采煤采气模式。每一中模式都对应着一采气模式随着市场拓展和采煤与采气之间的激化将得到广泛的应用。适宜的客观条件及其区段（见表6-1。但井下抽方模式和采煤采气模式，能源来开发的。企业除了享受国家给予的一定政策外，主要效益来自煤层气产品的。因此，其发展前景更为广阔。表6-1沁水盆要煤层气资源开发模式及其使用条主要技术渗透率＞0.5md,1200m区气地面开发模6块,15800km2;6005个先导性生产试验井组,2个国家级的煤层气开发示范工程项目。实现了平均单井产量达754m32年来,多分支水平井技术的成功应用，为沁水盆地井下抽采2005年煤矿区年抽采量已逾20亿m3。500m以上。在多个工作面上同时进行预抽，实现年产煤层甲烷逾亿m3。阳泉矿区井下抽采利用煤层气在也是最好的，不但抽取量大，而且利用率高，1亿m32000万m3/a的速度增长。20世纪90年代，对于新投产的五矿，成功的采用沿顶板岩石巷道煤层气抽放方法效果显著。在直接开采15号煤层时，连续多年取得了m31005米的定向钻孔，在此基础上进行了千米枝状长钻孔抽采瓦斯的工艺技术研究及相应的抽采效果并取得了良好的 25%～60％。钻孔进入采空区的位置应处于采空区瓦斯区。采煤采气－体化模采煤采气模式实际上是地面开发技术与井下采区预抽技术充分结合钻井、完井工井型的选区实施的煤层气生产项目，特别是示范工程项目，端氏示范工程项目，均证6-16-1国内煤层气勘探和开发试已证实进入规模化商业开发，平均单井产量可达2000m3/d以上但对储层渗度大，对地面条件要求较6－12试验均发生在沁水盆地。2004年11月，奥公司设计和组织施工的我国第一（DNP02单井日产稳定在2×104m3以上，实现了煤层气开发工艺和产能的双重突破。至今，沁水盆地已有12口多分支水平井施工完毕。其中亚美大陆公司在大宁完成了3口多分支水平井，目前正在排采。中联公司端氏、示范项目分别在3煤和15煤成功实施4口多分支水平井，预测单井产能在2×104m3以上，并首次开创双主支多分支水平井钻进记录。M1-1多分支水平井，在煤层中进尺6088m