盆地煤层气条件及开发

PAGEPAGE3沁水盆地煤层气成藏条件及开发规划（开发规划）中联煤层气有限责任公司中国矿业大学（北京）二○○六年八月沁水盆地煤层气成藏条件及开发规划（开发规划）项目承担单位：中联煤层气有限责任公司中国矿业大学（北京）项目负责人：安里千接铭训项目顾问：杨陆武项目参加人：胡爱梅徐文军刘升贵毛灵涛宫伟力宋向生魏峰王超王志刚谭礼平计算机制图：郭海英岳守峰王莉赵振华田张丽何岷张叔存刘娟盛瑞瑞郭冰项目研究时间：2004年1月—2006年8月目录TOC\o"1-3"\h\z1区域地质条件总结 11.1沁水盆地概况 11.2区域地质与构造演化 12、煤层气藏基本特征及其控制条件 42.1煤层赋存特征 42.1.1煤系煤层总厚度分布特征 42.1.215号煤层厚度分布特征 42.1.33号煤层厚度分布特征 52.2煤层埋藏深度 62.3煤层变质和结构变异 72.4煤层含气格局 102.5地层起伏沉降运动与含气总格局的关系 122.6地温变化与含气总格局的关系 142.7水动力环境对煤层气富集的再分配 152.8煤层含气格局及其控制因素研究对勘探的启示 203、应力渗透率预测模型 223.1构造应力研究 223.1.1古构造应力场对煤储层裂隙分布的控制 223.1.2现代构造应力场对煤储层渗透性的控制 223.2煤储层高渗透性区域预测 233.2.1煤层裂隙发育区预测 243.2.2现代构造应力场分布特征 303.2.3高渗区与最大主应力差、高斯曲率的耦合关系 313.3基于应力场的渗透率预测对勘探开发的意义 354沁水盆地煤层气藏开发潜力评估 364.1煤层气资源评价 364.2沁水盆地煤层气藏开发潜力 365沁水盆地煤层气产能预测及开发技术优选 405.1基本思路 405.2模拟参数 405.3模拟结果分析 415.4煤层气开发技术优选 485.4.1开发技术概述 485.4.2技术参数与经济指标的对比 495.4.2模拟产能对比 505.4.3煤层气井试采情况 525.4.4不同气藏开发策略和技术方案建议 536沁水盆地煤层气勘探开发规划 556.1勘探和开发的原则 556.2勘探规划 556.3远期产能建设方案 576.4沁水盆地南部煤层气开发规划 586.4.1沁南煤层气勘探开发现状 586.4.2沁水盆地南部开发部署 597总结 637.1基本学术认识 637.2基本结论 63PAGEPAGE281区域地质条件总结1.1沁水盆地概况沁水盆地位于山西地台的南部，东邻华北盆地西接鄂尔多斯盆地。沁水盆地是向斜构造盆地,被出露的寒武系、奥陶系高山或高地所环绕,西缘的霍山(海拔2.0～2.5km)是区域性高地势区。盆地内多为上古生界及中、新生界构成的低山、丘陵,少部分为平原区。盆地表现为一个巨型浅碟状构造，盆缘具系列相互平行的小型褶曲，向轴部缓慢倾斜，盆底相对平坦。总体构造在受到一系列地史上相互切割的构造作用整合而最后定型，这些构造包括东西向的秦岭褶皱带、北北东-南南西的山西地台和太行山断裂、北北东-南南西向的华北复合盆地等。盆内构造细分为北北东-南南西和北东东-南西西两个主要走向。区内共发育有13个煤层，包括1#,2#,3#,5#,6#,7#,8#,9#,14#,15#,16#,和17#，但其中仅#3和15#煤层全区稳定，两层煤平均厚度8m。煤系地层主要表现为山西组典型的砂岩和泥岩组合和太原组的砂泥岩及石灰岩组合。山西组和太原组分别发育有3#和15#煤层。1.2区域地质与构造演化山西省东南部位于中朝准地台内二级构造单元内，位于吕梁隆起带东侧、太行复背斜西侧、五台隆起带以南、中条隆起带以北，是中生代形成的大型复式向斜盆地（图1.1）。与广大华北地区一样，研究区在寒武纪至中奥陶世时，地壳稳定沉降，在古老结晶基底上形成了浅海相碳酸盐为主的沉积。中奥陶世以后，由于加里东地壳运动，使华北地台整体隆起，致使研究区缺失了晚奥陶世至早石炭世的沉积。到中石炭世，海西运动使本区地壳再次沉降，沉积了石炭二叠纪海陆交互相含煤地层，奠定了形成煤层气的物质基础。沁水盆地自中石炭世开始接受沉积以后，先后经历了四次构造运动，即海西期、印支期、燕山期和喜山期运动，这几次构造运动均对沁水盆地产生了显著的影响。①海西运动使盆地持续沉降接受沉积。这期间在太原组沉积的早期处于近水平状态，并与西北海连通，整个运动对盆地表现为地壳呈整体缓慢变动形式，没有给盆地造成明显的断裂和褶曲。②在印支运动的早期，本区地壳沉降速率加大，形成厚度巨大的早三叠世至晚三叠世地层，自印支运动晚期的三叠纪末期开始，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，结束了从石炭纪至三叠纪的连续沉积历程。③燕山运动期，华北板块受太平洋和欧亚板块的挤压，在自西向东挤压应力作用下，石炭、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沁水复式向斜，向斜轴走向呈NNE向，并伴随形成一系列NE、NEE及NW向的短轴背、向斜及规模不等的断裂构造。在沁水复向斜两翼进一步翘起时，向斜轴部地区相对沉陷。至燕山晚期沁水盆地的形态已基本定型。④喜山运动使燕山运动形成的褶曲及断裂构造进一步深化。区域构造应力方式发生了改变，相应的构造运动以改变先期变形为主，其构造类型以断裂为主，褶皱次之。在沁南地区形成了东西向北东向断层组成的弧形断裂带，其中的寺头正断层构成了沁南煤层气田的西部边界。由于煤层沉积后挤压应力作用并不强烈，而且自燕山晚期以来主要以拉张应力为主，使煤层保持了较好的原生结构，割理裂隙得以保留并在局部地区得到强化；同时，由于构造相对简单，没有造成大面积的断裂逸散，使煤层气得以在一个较好的构造环境中保存下来。图1.1沁水盆地构造纲要图2、煤层气藏基本特征及其控制条件2.1煤层赋存特征2.1.1煤系煤层总厚度分布特征沁水盆地主要煤层主要赋存在太原组和山西组，煤系煤层总厚度变化在3.65～23.8m之间。其平面展布规律在南北方向上，总体是由北向南煤层增厚，在东西方向上，总体上是由西向东煤层变厚。就地区而言，在寿阳地区，主要煤系煤层总厚度在0～16m之间，平均10.64m。在阳泉地区，出现一个局部厚煤区，煤层平均厚度为13.71m。在和-佐区及襄垣地区，主要煤系煤层总厚度在8.7～15.79m之间，平均12.21m。在屯留-长子地区，此区煤层厚度差异比较大，主要煤系煤层总厚度在3.65～18.5m之间，平均厚度在11.05m。在这一地区的西北部有一个低值区，最小厚度仅为3.65m。在高平-樊庄区，主要煤系煤层总厚度在9.7～14.97m之间，平均11.51m左右。在沁源地区，主要煤系煤层总厚度变化比较明显，北部地区的煤层厚度明显高于南部地区，厚度变化范围在4.35～11.79m之间，平均5.79m。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-霍东地区，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。沁水盆地主要煤系煤层总厚度分布图2-1所示。图2-1沁水盆地主要煤系煤层总厚度分布2.1.215号煤层厚度分布特征太原组主要可采煤层（15煤）厚度变化在0～10.3m之间。其平面展布规律（图2-2）总体上表现为北厚南薄，在盆地的北部地区，总体上表现为东厚西薄，在盆地南部地区，这种趋势不明显。就地区而言，在寿阳地区，煤层的厚度变化在0.27～5m，平均厚度也在3.5m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-长子地区，煤层变化范围在0.84～6.4m之间，平均厚度在3.5m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左右。在沁源地区，煤层厚度变化在0～4.67m之间，平均厚度在2m左右。在沁北-霍东地区，煤层平均厚度在1.8m左右。在大宁-寺河矿区，煤层厚度在1.08～3.94m之间，平均厚度在2.6m左右。图2-2沁水盆地15号煤层厚度2.1.33号煤层厚度分布特征山西组主要主采煤层（3煤）厚度变化在0～8m之间。其总体变化趋势与太原组主要可采煤层（15煤）呈现出相反的趋势，是由北向南煤层厚度逐渐变厚，并且在盆地南部，由西向东煤层变厚的趋势比较明显。就不同地区来说，地区间煤层厚度差异比较大。在寿阳地区，煤层厚度在0～5m之间，平均厚度仅1.5m左右。在和-左及襄垣地区，煤层厚度在0.3～2.75m之间，平均厚度在1.5m左右。在屯留-长子地区，煤层厚度在1.2～8m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。在高平-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-霍东地区，越往东南，煤层越厚，煤层厚度在0.15～3.69m之间，平均厚度在2m左右。在沁源地区，煤层相对比较薄，厚度在0～1.73m之间，平均厚度在1m左右。在大宁-寺河矿区，越往东，煤层越厚，煤层厚度一般在2.7～7.59之间，平均厚度在6m图2-3沁水盆地3号煤厚度分布图2.2煤层埋藏深度区内太原组、山西组煤层埋深受环形向斜构造盆地和局部新生代断陷控制，埋深由边缘露头向盆地中部增大，石炭系底埋深0—5000余m。其中西北部平遥、祁县、太谷一带的晋中断陷，煤层埋深达2000—5000余m，是埋深最大的地区，沁县一带是向斜轴部，煤层埋深2000—3000m。埋深小于1000m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、沁水—阳城和沁源—安泽四个地区面积较大。埋深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%，以中南部和东北部分布面积较大。从沁水盆地山西组和太原组主要可采煤层（3煤和15煤）埋藏深度等值线图（图2-4和图2-5）可见，3煤和15煤的埋深规律一致，在盆地周围有太原组和山西组出露，从煤层露头线向盆地中央煤层埋藏深度逐渐增大，以白壁为中心的地区，煤层埋深超过2000m。在晋中断陷，煤层埋藏深度一般在2000—4000m。综观沁水盆地煤层埋藏深度变化，埋深2000m以浅地区约占盆地总面积的五分之四，煤层埋深梯度变化在盆地周边大，向深部逐渐变小；西部大，东部小。从埋深等值线的走向及密度看，盆地东部和南部较西部规律性好，这说明东部和南部地区的地层由浅部向深部呈舒缓状倾斜，构造也比较简单，西部地区则相反。图2-43号煤层埋藏深度等值线图图2-515号煤层埋藏深度等值线图2.3煤层变质和结构变异沁水盆地煤种的平面展布具明显的分带性，煤变质分带是埋藏深度的不同引起的深成变质差异与区域岩浆热变质的综合产物，但深成变质作用占有相当重要的地位，在三叠纪末已形成低煤级的烟煤，至中生代由于古地温的升高，导致深成变质作用的进一步加强，它是影响沁水煤田现今煤级分带的主导因素，燕山运动以后，由于强烈的构造活动及深部岩浆活动是煤田南北两端高变质带形成的重要因素。喜山期构造活动产生新生代断陷盆地使煤层埋深又一次加大，从而导致深成变质作用的继续。晚古生代和中生代早期，华北板块在持续沉降的稳定时期，聚煤盆地广泛沉积了晚古生代含煤地层和三叠纪地层，煤层在此期间经受了深成变质作用。变质程度如何，取决于煤层上覆地层厚度。深成变质形成的煤类是不同埋藏类型多次叠加作用的结果，其中对全区起主导作用的是P＋T的沉降，它促成研究区煤层煤类平面分布的整体规律性。前人曾利用沉积速率等方法恢复出沁水盆地二叠系和三叠系原始沉积厚度(表2-1)，从中可以看出，沁水盆地含煤岩系在燕山运动前埋深曾经达到4000m以上。杨起等(1988)对华北石炭二叠纪煤变质研究指出，三叠纪后期沁水盆地煤层上覆岩系厚度为2200—4200m，南部侯马、晋城一带最厚，向北逐渐减薄，北部阳泉一带2200m左右，依据正常地温增率(3℃／100m)推测，此深度下的煤化温度大约为80—140表2-1沁水盆地二叠系、三叠系厚度表（据尚冠雄，1997）地区厚度(m)PTP+T交城70417302434洪洞68623963082阳泉81815002338左权81617532570武乡78026493429沁源64224923132晋城86133014162长治104622203266侯马69235804272临汾73230023734总观盆地煤变质作用，具备以下特点：①变质分带呈半环状分带性明显。西山西部的狐堰山由于二长岩的侵入，使煤层变为天然焦，向东南部依次为无烟煤、贫煤、瘦煤、焦煤和肥煤构成的煤级环带。盆地北部的阳泉地区，自北东向西南方向煤级依次为无烟煤、贫煤、瘦煤。南部的翼城、晋城向北部依次为无烟煤、贫煤、瘦煤。围绕着高变质地区呈半环带状分布是本区煤变质分带的一个特点。②煤级变化距离短在深成变质作用下，垂向上每增高一个煤级，煤的埋藏深度要增大1000m。但沁水盆地山西组主采层与太原组主采层间距在100m左右，但反射率和挥发份差值大多都高出一个煤级；平面上延伸不远则出现煤级变化。③地温梯度和变质梯度高从盆地变质指标的垂向变化(表2-1)看，沁水盆地煤的反射率梯度大于0.1%／100m，挥发份梯度大于1%／100m。从我们以往对西北地区煤变质研究成果看，正常地温下的深成变质作用的反射率梯度远小于0.1%／100m，挥发份梯度也只有每百m百分之零点几。而本区煤的变质指标的梯度较正常深成变质作用要高出一个数量级。变质梯度高可归结到地温梯度的变化。从沁水盆地构造热演化史研究结果看，燕山运动以后，太行隆起、太岳隆起及沁水向斜的形成，改变了原有的均衡热演化条件，尤其是太行隆起引起莫霍面深度的改变，造成大地热流背景值升高。此外，构造运动使岩浆活动加剧，形成丁一些规模不等的侵入体，也使局部地温背景值升高，如阳泉、晋城等地的煤系基底侵入体的存在，使这些地区地温背景值异常高，煤的变质作用加剧，变质指标垂向上变化大，变质梯度高(图2－6)。

图2-6山西组3煤层的镜质组反射率等值线图④煤中热变组分发育煤岩测定发现，煤中存在诸如中间相小球体、热解碳、各向异性体等次生的热变组分，而且煤级越高出现的机率越大，煤岩学研究认为，各向异性热变组分是煤层经受岩浆热变质作用的证据。综上所述，深成变质作用是构成沁水盆地煤的变质格局的基础。区域岩浆热变质作用是导致部分地区煤变质程度增高的原因。2.4煤层含气格局沁水盆地煤层含气量较高，但受复杂的地质因素影响，不同区域含气量变化较大。总体来说，地温变化与地层起伏沉降运动是构建煤层气生成与保存总格局的基本动力，静水压力和水动力环境是对含气总格局进行富集再分配的主要地质动力，在地下水水位较低且矿化度较高的滞留区域，有利于煤层气的富集和保存。研究工作收集到煤田地质勘探工作中所测定的煤层含气量数据300余个，采样深度主要在400-700m之间。山西组3号煤层含气量0.30~24.5m3/t，一般在4~16m3/t，平均10.0m3/t（图2-7）；太原组15号煤层含气量0.15~35.13m3/t，一般在4~22m3/t，平均表2-2沁水盆地区域含气量变化特征区域含气量分布（m3/t）平均含气量（m3/t）寿阳4.53~29.6913.02潞安1.21~21.28.50晋城3.67~35.1314.77沁源0.5~16.995.67由于煤变质及其演化、煤层的埋藏深度、抬升剥蚀作用和地质构造等因素的影响，使本区煤层气含量分布具有明显的差异性。寿阳地区3.21～24.5m3/t，阳泉地区煤层含气量为6～25m3/t；潞安地区8～21m3/t；长治详查区1.60～13.56m3/t，晋城地区为8～29m3/t，樊庄地区煤含气量为8~23m3/t，这些反映出煤层气含量在盆地内由浅部向深部有逐渐增高的趋势，但到一定深度，深度继续增加而气含量增加甚小，一般向斜轴部含气量为16～本区煤层气含量相对较高，且煤层含气量主要受盆地构造和煤层埋藏深度所控制，其平面分布特征与煤层埋藏深度的变化密切相关，表现为自盆地周边煤层露头线向盆地腹地，煤层含气量增大。且在局部断块内煤层气含量亦由浅部向深部有逐渐增高的趋势；在煤层埋藏深度小于300m地带，含气量一般低于8.00m3/t，但在晋城地区由于煤变质程度高，含气量可以达10~12m3/t；煤层埋藏深度在300－600m间，含气量一般在10-16m3/t；在600-1000m深度范围内，含气量变化于14~22m3/t之间；图2-7沁水盆地山西组3煤层含气量等值线图图2-8沁水盆地太原组15煤层含气量等值线整个盆地从南到北分布存在一定的差异，表现为北部煤层含气量高，3煤层一般18~22m3/t，15煤层一般18~24m3/t，其中位于寿阳以南、榆社县的西北部和榆次市的东南部的区域煤层含气量最高，中南部，即沁县以南和丰1井附近及其以北的区域，煤层含气量相对较低，一般16~18m3/t；南部相对较高，煤层含气量一般182.5地层起伏沉降运动与含气总格局的关系本区在海西期属于华北巨型聚煤盆地的一个组成部分，构造运动表现为地壳缓慢沉降并接受沉积，形成了石炭系至二叠系，厚度在区域上较为稳定，显示出典型的地台型沉积特征。印支期构造运动继承了海西期的特点，地壳继续沉降，三叠系与二叠系连续沉积，但沉积速率和幅度剧增，在区域上沉陷幅度出现分异，结果是形成了厚度巨大且有明显变化的沉积地层，暗示着地壳构造活动性开始增强或地台开始活化。在燕山早期，区内构造运动具有波动性的特征，地壳既有抬升遭受剥蚀又有沉降接受沉积，表明大地构造活动性进一步增强。燕山期是包括本区在内的华北地区晚古生代以来构造演化史上的重要地质时期，区域构造应力场由挤压体制转变为断块差异运动，同时深部物质上涌，岩浆活动强烈，所形成的区域异常地热场对上古生界煤层的生烃演化造成深刻的影响。喜马拉雅期以来，区内构造分异进一步加剧，局部地壳再度沉降，由此影响到不同地区晚古生代煤层中煤层气的保存和逸散特征。秦勇等人（1998）根据区内构造运动发展阶段以及地层厚度、古埋藏深度的恢复结果，可知晚古生代煤层经历了五个埋藏阶段(图2-9，表2-3)。图2-9山西南部晚古生代煤层埋藏历史曲线(秦勇等人，1998)表2-3山西南部晚古生代煤层埋藏历史及阶段(秦勇等人，1998）埋藏阶段地质时代构造运动期次最大埋深(m)阶段特征第五阶段新第三纪—第四纪喜马拉雅中、晚期＞3000煤层埋深减小或增大，构造分异加剧第四阶段晚白垩世—老第三纪燕山晚期—喜马拉雅早期＜1500煤层埋深减小第三阶段晚侏罗世一早白垩世燕山中期3200煤层埋深显著减小，构造分异显著第二阶段早侏罗世—中侏罗世燕山早期3900煤层埋深稳定或波动第一阶段晚石炭世—晚三叠世海西后期—印支期4330煤层快速埋藏第一阶段，从晚石炭世到晚三叠世，经历了海西后期和印支期。海西期沉积速率约为14m／Ma，煤系上覆地层厚度缓慢增加，进入三叠纪后地壳沉积速度急剧增加，达到95m／Ma，导致煤层埋深急剧增大，故可将该期称为煤层快速埋藏时期。第二阶段，属于燕山早期。下侏罗统沉积在区内没有见及，中侏罗统厚度不大，其与三叠系之间仅缺失上三叠统延长群上段，故可认为该阶段地壳在相对稳定的背景下有所波动，可称为煤层埋深的稳定或波动时期。第三阶段，出现在晚侏罗世至早白垩世，属燕山运动的中期阶段。据含煤地层中形成于该期的流体包裹体的压力测定结果可知，煤层埋深减小的幅度约为230~1600m，表明本区地壳在该期处于构造隆起状态，抬升速率约在3~27m／Ma之间，可称为煤层埋深显著减小阶段。第四阶段，晚白垩世至老第三纪，相当于燕山晚期至喜马拉雅早期，地壳长期隆起，地层不断遭受剥蚀，煤层埋深持续减小。在研究区西北部的霍州至汾孝一带，新第三系和第四系直接覆盖在上古生界之上，表明部分地段煤层的埋深甚至小于煤层风化带的深度，这给煤层气的保存带来严重的不利影响。该阶段与第三阶段相似，同样为煤层埋深减小阶段，但在古地热场特征方面存在显著差异。第五阶段，新第三纪至第四纪，属于喜马拉雅运动中—晚时期。其特点是构造分异重新加剧，导致局部地区快速沉降，如临汾—洪洞一带沉降速率可达60m／Ma，煤层埋深再度加大，有利于煤层气的继续保存。大部分地区基本保持稳定或略有沉降或抬升。煤层埋藏是煤化作用进展的根本条件，对煤层气的生成和保存自始至终起着至关重要的影响。不同地质时期和不同地区煤层埋深存在一定的差异，这种差异性决定了全区煤层气生成和保存条件存在显著不同。煤储层的埋藏条件与地壳的升降运动有关，相对沉降幅度大的地段，煤储层埋深大，煤层气保存状况良好。相对沉降幅度小或相对抬升的地段，煤储层埋深小，煤层气保存状况不好。其原因是在埋深小的地段，煤层气沿风化裂隙向大气扩散，同时地下水的流动也溶解一部分煤层气并带走。在沉降幅度大的地段，煤层气沿风化裂隙向大气扩散极为困难（风化裂隙不发育），地下水径流差或处于滞流状态，因地下水流动而引起的煤层气损失量很小。从研究区埋藏深度来看，由盆地的浅部向深部，即向斜轴部煤层埋深逐渐加大，上覆盖层厚度增大，且裂隙发育程度变差，地下水的流动也越来越缓慢乃至相对静止，煤层气的保存状况也越来越好。因此，从埋深这一条件看，盆地的深部，即向斜轴部煤层埋深逐的保存条件最好。2.6地温变化与含气总格局的关系煤的生气性能与煤的变质程度有着极为密切的关系，而煤的变质程度与其在地质历史中所经受的温度密切相关，即与地热场的特征相关联。古地热场特征直接控制着煤层在沉积后所经历的漫长地质历史中所承受的温度、受热速率和受热强度，影响到煤层气的生成演化进程。晚古生代以来本区的古地热场演化经历了以下四个发展阶段(表2-4)。表2-4古生代以来古地热场发展历史及阶段（秦勇等人，1998）发展阶段地质时代构造运动阶段古地热场特征煤化作用特征第四阶段晚白垩世—第四纪燕山晚期—喜马拉雅期正常煤化作用停止第三阶段晚侏罗世—早白垩世燕山中期异常高热区域热变质作用第二阶段早侏罗世—中侏罗世燕山早期正常第一阶段晚石炭世—晚三叠世海西后期正常深成变质作用第一阶段，正常古地热场，对应于煤层在海西后期一印支期的快速埋藏阶段。随着煤层埋深的逐渐增大，煤级在地温升温率的作用下缓慢增高。图2-10晚侏罗世—早白垩世区域热变质作用图2-10晚侏罗世—早白垩世区域热变质作用第三阶段，异常高热地热场出现，发生于燕山运动中期，对应于煤层埋深显著变浅阶段。方面是太行、吕梁两大隆起逐步形成，并伴随着太行大断裂（即晋—获褶断带）、离石大断裂等具有构造划分意义的断裂活动。另一方面是岩浆活动趋于频繁和强烈。由于构造活动的加剧和岩浆活动的频繁，在山西南部形成了异常古地热场（图2-10），强大的古地热流使郑庄-潘庄-樊庄一带地温梯度可达5.5℃/100m，该区古地温异常高，可达235℃，对煤的变质作用及煤层气的生成产生了显著的影响。该阶段煤岩热演化迅速增加，R0值可达3.7%，导致煤化作用得以长足发展，并有二次生烃作用显著发生。第四阶段，古地热场恢复正常，从燕山运动晚期延续至现代，包括了煤层埋藏史的第四、第五阶段。由于煤层受热温度降低，煤化作用在这一阶段已经完全停止。2.7水动力环境对煤层气富集的再分配水文地质条件是影响煤层气保存的重要因素之一，不同的水文地质条件下，煤层气的赋存规律有很大的差异。沁水盆地水文地质条件对盆地内煤层气的富集、运移密切相关。其主要的水文地质特征表现为，沁水盆地是一个独立的水文地质单元，地下水外流型盆地；盆地内有六个相对独立的泉域；不同时代的含水层有不同的补给、径流、排泄系统，同一泉域内基底寒武奥陶系岩溶含水层是控制该泉域内各个时代不同含水层系统的主导因素。(1)岩溶水系统盆地内地势北高南低，西部和中部高而东部较低。沁河和汾河为常年性河流，由北而南注入黄河。发源流经盆地的河流主要有桃河、肖河、清漳河、浊漳河、丹河等，区内河流既是排泄地下水的通道，又是岩溶地下水的补给水源，在上游接收煤系上覆含水层中地下水的补给，在盆地边缘流经灰岩裸露区时又可能渗漏补给地下水，这部分地下水再继续向下游运动时又可能以岩溶大泉的方式重新转化为地表水。寒武-奥陶系灰岩含水岩组是区域性的强含水岩组，通常在灰岩的裸露区接受大气降水和地表水的渗漏补给，而以灰岩大泉的方式进行排泄，除晋祠-兰村泉外，其余大泉均出露于盆地的外侧，是盆地地下水的主要排泄方式。按照岩溶大泉的汇水区域可以将盆地划分出六个岩溶水系统，这些岩溶水系统是娘子关泉域、辛安泉域、延河泉域、广胜寺泉域和洪山泉域，如图2-11。图2-11沁水盆地奥陶系灰岩水文地质图(2)沁水盆地煤系水文地质特征沁水盆地石炭二叠系煤系地层在盆地边缘出露，自周边向盆地中心倾斜，总体呈复式向斜构造。太原组15号煤层底板等高线图（图2-12）显示，15号煤层底板标高-900—1100m，盆地边缘1100—800m，中心-900—-200m，北部底板标高较高，盂县一带为800—900m，南部相对较低，阳城一带400—600m。地下水水位分布特征如图2-13所示，地下水水位从500m—1000m，盆地北部边缘水位较高900m—1000m，盆地南部边缘水位较低500m—600m。盆地北部地下水由北向南流动、在东部煤层露头处接受补给向西流动，总体为向盆地内部（深部）径流，到深部发生停滞，在寿阳韩庄及其南部一带、阳泉测石周围，地下水力坡度较小，水位较低（600—700m），地下水流动缓慢，有利于煤层气的富集和保存。从图2-7、图2-8可以看出，这些区域煤层含气量相对较高。图2-12沁水盆地太原组15煤层底板标高等值线图（单位：m）图2-13沁水盆地山西组砂岩裂隙含水层等势面图盆地南部东缘水位高，向西部（深部）水位降低，南部最低，可分为4个子系统：潞安单向流子系统、潘庄-大宁汇流子系统、霍东单向流子系统、霍东－沁水县单向流子系统；潘庄-大宁汇流子系统，北界为高村-南庄地下分水岭，地下水由北向南径流，东界和南界为煤层露头，地下水自东向西和自南向北径流，西界为寺头断层，地下水自西南向北东流动，形成汇流特征，在深部地下水径流弱，同时水位较低<600m，形成煤层气富气带；沁水县郑庄水位较低550m—600m，由南向北含气量逐步升高形成一煤层气富气带；潞安单向流子系统的屯留县东部一条带状区域地下水水位较低在550m左右，该区域形成煤层气富气带。总体来说盆地南部的地下水流动方向比较复杂，煤层气富集、运移结果呈现多样性。(3)水文地质条件对煤层气赋存的控制沁水盆地石炭二叠纪煤系地层在周边出露，东部地层向西部倾斜，西地层向东倾斜，南部地层向北倾斜，北部地层向南倾斜。盆地的供水区主要来源于东部和北部的太行山，西部的霍山隆起，盆地边缘水位标高高于盆地内部，大气降水通过岩层孔隙从周边向内部渗流。在东北部的娘子关泉一带和盆地南部的阳城一带形成泄水区，在边部水压坡降大，水势随埋藏深度增加而迅速降低，中间广大地区水势平缓。邻近地下水的地表补给区，由于煤储层及围岩暴露于地表或距地表较近，风化剥蚀较为严重，风化裂隙发育，煤层气沿裂隙向大气逸散。另一方面，由于大气降水（或地表水）沿裂隙向煤储层深部运移，在地下水的运移过程中，将溶于水的煤层气带走，是煤层气散失的一种途径，所以在地下水的补给范围内，煤储层中的煤层气含量很低，越是接近补给区的源头，煤层气含量越低，甚至为零。在地下水的径流区，煤储层中的煤层气溶于水而被带走，煤层气含量也会降低，其降低的速度与地下水的流量有关，流量越大，煤层气的散失量也越大。当煤储层处于地下水的排泄区时，如果是属于地下排泄，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地下水携带而逸散，降低煤层气含量。如果是向地表排泄，煤层气的散失特点与处于补给区的情况类似，主要通过地下水携带和沿裂隙逸散途径。一般来说，地下水的滞流区含气量高于径流区，含气量最低的区域是地下水的排泄区和补给区。当煤储层处于地下水的滞流区或贫水区时，地下水仅影响煤层气在煤储层中的平衡状态，地下水流动极慢，煤层气的散失量很小。煤层气在整个地质时期聚集和运移与盆地内地下水的补给、径流和排泄的量以及煤的性质如：扩散系数和渗透性有关，溶解在水中的气含量相对比较低，并且依赖于水的压力和矿化度。水化学特征能清楚的反映地下水流动方向。沁水盆地地下矿化度分布如图2-14。图2-14沁水盆地地下矿化度等值线图寿阳-阳泉矿区含水岩组由北向南，由东北向西南，随埋深增加，地下水径流条件由补给区—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-KNa转变。北部、东北部靠近补给区为HCO3CL-KNa型，韩庄井田、寿阳东勘探区南部为HCO3-KNa型，而在阳泉的西上庄井田、二矿扩区和五矿井田则为SO4-KNa。矿化度也由北向南逐渐增高，在韩庄井田、寿东勘探区南部、西上庄井田及五矿井田形成一高矿化度带，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地下水多为HCO3-KNa型，矿化度低，<700mg/L。往深部，SO42-和Cl-离子含量逐步增加，潘庄一号井田SO42-离子含量增加到1003.48mg/L，矿化度也逐渐加大到2620mg/L，水质类型变为SO4HCO3-KNa型水。反应了浅部地下水接受补给，地下水径流交替条件好，深部径流缓慢甚至呈滞流状态，矿化度增高。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，地下水运动带动煤层气沿地层倾斜方向运移；同时，在盆地的中部为向斜轴部，埋藏深度大，保存条件好，煤层气沿垂直地层方向运移十分困难，大部分煤层气仅能沿向斜两翼扩散到地表，因此造成本区向斜轴部煤层气含量高于两翼。由于盆地补给区区主要来源于盆地的东部、北部和西部，一方面，大气降水通过岩层孔隙和裂隙从盆地周边流向内部，在向斜的轴部将形成区域超压，较高的煤储层压力，使更多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，地下水运动带动向斜轴部煤层气向地下水排泄区运移，整个盆地分南北两大区，北区主要向东北部的娘子关泉一带运移，南区主要向盆地南部的阳城一带运移，导致盆地的中段及向斜轴部煤层含气量降低。盆地南北两端，一些区域，如在南部，即李庄—樊庄一线以南，地下水的水头高度自北向南或是自东北向西南逐渐降低，地下水自北向南或自东北流向西南。在西南部，地下水的水头高度自西南向东北逐渐降低，地下水自西南流向东北。地下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弱，在李庄、固县一带或更大的范围内形成水动力圈闭。另外，位于盆地南端的晋城矿区整体为一马蹄形斜坡带，易于形成地下水动力圈闭，在那里，煤层气被聚集，煤层气含量将局部增高。由于沁水盆地的中段，构造裂隙发育，在中段盆地边缘大气降水通过岩层孔隙从周边向内部渗流作用较强，尤其是水流过渗透性较好的煤储层，将使煤层产生解吸作用，降低煤层气含量，因此，导致盆地中段，尤其是东西两翼的浅部，煤层含气量显著降低。综合以上看法可以看出，盆地东、西、北部是地下水的补给区。由于地下水的流动使得煤层气含量降低，同时，煤层气沿煤储层露头向大气散失，所以煤层气含量很低。从上述区域向深部，是地下水的径流带。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困难，地下水运动带动煤层气沿地层倾斜方向聚集，煤层气含量随埋深的加大而增高。在向斜盆地南北两端，尤其是南部的晋城地区水动力圈闭，改善了煤层气保存条件，因此，煤层气含量一般较高。从以上分析可看出，静水压力和水动力环境对盆地含气格局进行富集再分配起到重要作用。2.8煤层含气格局及其控制因素研究对勘探的启示煤层含气量区域分布特征同地质条件密切相关（图2-15），并受地质条件制约，其总格局受古地温变化及地层沉降起伏运动控制，静水压力和水动力环境促使含气总格局进行富集再分配。地应力与孔隙水压力的互动仅造成局部储层含气量的调整，这种作用在煤层气开发的井组范围内明显显现。因此，勘探目标区的选择应以寻找具备有利成藏格局但同时又进行了良好的二次分配富集过程的区域。对于沁水盆地，煤变质分带是埋藏深度的不同引起的深成变质差异与区域岩浆热变质的综合产物。煤变质的差异决定了各区域煤层气的生成量，表现为镜煤反射率的差异。晚侏罗世－早白垩世是沁水盆地储层结构、含气赋存格局最终形成起决定作用的地质年代。静水压力和水动力环境表现为地下水流向、区域水头差异以及煤层水矿化度差异。煤层气勘探过程中应重点摸清煤层含气量区域分布特征，这需要在获取单井煤层含气量的同时研究影响煤层气富集格局的古地温场、静水压力和水动力环境。图2-15煤层气成藏格局的地质历史控制因素的关系3、应力渗透率预测模型3.1构造应力研究3.1.1古构造应力场对煤储层裂隙分布的控制 成煤演化过程中由内凝聚应力产生的内生裂隙，在后期构造应力作用下，作为煤岩体中的破裂界面，形成应力集中，使其演生为构造裂隙。因此研究古构造应力场的意义在于，深入了解煤岩层中构造裂隙的区域分布规律。根据节理统计和盆地内部褶皱分析等成果，均一致反映研究区自中生代以来先后经历了三期构造应力场。现主要依据节理分期配套结果，各期古构造应力场特征如下（曹代勇，1996）：（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—北西西向，统计平均值为294∠1，北部侧鱼一带及南部晋城一带压应力迹线略有偏转呈近东西向。这期构造应力场发生与燕山运动中期，在山西省普遍存在。这也是研究区中生代以来最强烈的一次变形（Cao,etal,1995）,野外地质调查、显微构造形迹、岩组分析、磁性组构分析结果均以反映该期构造应力场的信息为主。与应力状态相匹配，形成北北东向压性构造和北西向、北东东向共轭剪切构造。晋获断裂带的逆冲形变、煤田内部北北东向的宽缓褶皱，均是这次变形的结果。（2）第二期应力场最大挤压应力方向为北北东—南南西向，最大主应力轴统计平均方位为201∠5。北北东向的晋获断裂带与该期应力场最小挤压应力迹线近于垂直，沿此方向应力松弛，导致前期挤压构造负反转，长治段于断裂带西侧发育了西降东升的长沿正断层；晋城段干润区发育了西升东降的正断层，在地貌上形成东、西两侧为奥陶系灰岩、中部为石炭—二叠系地层赋存的狭长地带。根据长治盆地填充物年代最早为第三纪，推断本期应力场发生时限为早第三纪末或新第三纪初期。（3）第三期应力场最大挤压应力方向为北东东—南西西向，统计平均方位为74∠4；最小挤压应力（拉伸应力）方向为北西西—南南东向，统计平均方位为343∠3，于煤田内北东东—南西西正断层走向近于垂直。早期具有压剪性质的北东东—南西西断层在上述应力状态作用下，发生正断层活动，研究区中部的文王山地垒、二岗山地垒以及南部的西石构造带的发育与此有关。本期共轭剪节理，据此推断，北东东——南西西向应力场作用时代应晚于新第三纪。晋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方向的近水平拉张，表现本期构造应力场可能持续到现代。3.1.2现代构造应力场对煤储层渗透性的控制在研究煤储层渗透率的过程中，人们往往只注重煤储层裂隙的发育特征单一因素，而忽视了围岩对裂隙的影响，大多没有将其结合现代构造应力场进行综合分析，裂隙发育程度主要由古构造应力场决定，现今可通过煤层底板曲率半径来反映，而其开启程度则受现代构造应力场控制。煤层气的开采过程，现代构造应力场对煤层渗透性的作用表现在：（1）现代构造应力场的活动作用在某个区域聚集并超过煤岩体的破裂强度时，会产生新的构造裂隙，为煤层气提供新的通道；（2）现代构造应力场的方向和大小控制着已有裂隙系统的“开、闭”；（3）现代构造应力场活动为煤层气在裂隙中渗流提供了驱动力，即所谓的“应力驱动”。图3-1沁水盆地构造分区简图(张建博，1999)=1\*ROMANI—寿阳-阳泉单斜带；=2\*ROMANII—天中山－仪城断裂构造带；=3\*ROMANIII—聪子峪－古阳单斜带；=4\*ROMANIV—漳源－沁源带状构造带；=5\*ROMANV—榆社－武乡构造带；=6\*ROMANVI—娘子关－坪头单斜带；=7\*ROMANVII—双头－襄阳断裂构造带。=8\*ROMANVIII—古县－浇底断裂带；=9\*ROMANIX—安泽－西坪背斜隆起构造带；=10\*ROMANX—丰宜－晋仪带状构造带；=11\*ROMANXI—屯留－长治单斜带；=12\*ROMANXII—固县－晋城单斜带3.2煤储层高渗透性区域预测沁水盆地高变质无烟煤，由于煤的演化程度高，内生裂隙不发育。石炭－二叠系煤层相继受到印支、燕山、喜山期构造运动作用，内生裂隙已完全被改造，甚至闭合或消失，而外生裂隙广泛发育。原始沉积煤层由初期的近似平面的赋存面经历地质历史时期的构造运动改造成目前的复杂曲面。通过研究这一历史过程煤层曲面形态变化可以确定外生裂隙的发育情况。高斯曲率可相对真实的反应煤层曲面形态变化，即煤层曲面高斯曲率高值区域对应于煤层外生裂隙发育区。同时现代构造应力场最大主应力差决定了现今煤层中裂隙的闭合、开启程度。即现今构造应力场决定了煤储层渗透率的大小。3.2.1煤层裂隙发育区预测国内外学者在研究裂缝性油气藏及煤层天然裂隙发育带过程中，通常采用二元全区间插值算法和趋势面法拟合构造面方程，并应用极值主曲率法预测天然裂隙发育程度。若在曲面局部存在较大梯度或断层时，采用这两种方法拟合构造面就可能会使它的形态与真实地层相差较远。同时极值主曲率能反映单个方向变形，而实际地层裂隙发育程度应由多个单向变形曲率叠加来描述。为解决这一问题前人提出曲率的摩尔圆法，该方法采用最小二乘法由相邻四对节点的曲率值来计算中央点的主曲率值。本研究借鉴极值主曲率法及摩尔圆法的优点，引入了高斯曲率法研究裂隙发育程度，分析表明此方法能更有效地拟合地层构造面并预测地层裂隙发育带。(1)构造面曲率分析曲率分析法是预测高渗透性地层的非常规方法。通常情况下，泥炭和各种碎屑沉积地层最初是水平的或近似水平的，现在的变形、褶皱形态并非原始沉积形态，而是由于沉积后地层所受到的压应力、拉应力作用与岩石本身力学性质相结合造成的。岩层承受应力作用后变形弯曲形成褶皱，逐渐增加岩石的应变能量。在脆性岩石中，当这种能量积聚到一定程度，便会通过裂隙和断裂作用释放这种能量。在具有裂隙的煤储层中，裂隙的发育并不均匀，而且具有明显的构造几何特征。地层弯曲程度越大，曲率越大，裂隙可能越发育。（（a）双曲点附近（b）椭圆点附近（c）抛物点附近图3-2以高斯曲率判定曲面形态（c）抛物点附近在曲面造型中，曲面上一点的最大主曲率与最小主曲率的乘积即为高斯曲率。高斯曲率能较好地反映了其领域内曲面的形状变化。故可以用高斯曲率来反映该点的形状信息（如图1所示），当高斯曲率大于零时为椭圆点（对应于向斜构造），等于零时为抛物点（地层相对平缓），小于零时为双曲点（对应于背斜构造）。地层构造曲面一点的高斯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。高斯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形态的过程中产生的裂隙越发育。(2)高斯曲率法原理对于地层面，各种直接的全局插值方法通常并不适用。本文利用沁水盆地煤田地质勘探钻孔及煤层气井资料采用文献[9]提出的三角剖分方法对3号煤层底板曲面进行单元剖分。将整个插值曲面剖分为一系列小三角面，这些小三角面的形状和大小基本一致，并使各相邻三角面上的曲面倾角不出现大的变化，将每个三角面上的曲面高度值近似定义为二次抛物面函数，即对第个三角面，其高度值有：（3-1）式（3-1）中的6个系数由该三角面的3个顶点及与其共边的另外3个三角面的3个另外的顶点所决定。只要将每个三角面分割得足够小，可认为其两个主曲率值在整个三角面内不变化。定义三角面的顶点及相邻点的序号为，这时应有：（3-2）由上式决定（3-1）式抛物面方程的各项系数。为确定全区未知的三角面顶点高度，将插值计算公式表述为计算值与初始值之间的增量关系时有：（3-3）以（3-3）式作为求解（3-2）式的迭代步长得到全区未知的三角面顶点高度。对全区第个三角面，其高度值有：（3-4）高斯曲率可由曲面函数的微分表示为(3-5)其中，,,,,分别是曲面函数的一阶和二阶微分。(3)裂隙发育分区沁水盆地由于受到不同时期构造运动所产生的构造应力的作用，原始沉积的近水平煤层发生弯曲。当弯曲曲率增大到一定值域范围，就会在弯曲较大的地带产生裂隙。因此，在褶皱轴的两侧、构造转折部位及断裂面的两侧这些高曲率部位往往是裂隙的发育区。运用上文提出的方法处理沁水盆地山西组3号煤层底板标高离散数据，得到底板曲面高斯曲率的真实估计，并将其看作3号煤层高斯曲率的近似。分析得到3号煤层高斯曲率变化规律是：西部复杂，东部简单；南北两端复杂，盆地中部简单的趋势。曲率低值区位于盆地中部；曲率高值区位于盆地四周。受局部构造控制，在晋中断陷区、霍山隆起以东盆地边缘地区、长晋断层及高平断层区都出现曲率高值。①试井渗透率与高斯曲率对应关系地下天然裂隙的存在对煤层气的直接影响主要体现在贮存和运移两个方面。一方面是裂隙提供了煤层气所需的贮存空间。另一方面,地下裂隙为煤层气的产出和运移提供了通道。研究表明，在煤层裂隙系统中对煤层气的渗流起主导作用的主要是一些规模相对较大的裂隙，而这些裂隙形成及发展往往与地质构造有着成因联系。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,对地下流体或煤层气的运移起着极其重要的作用。沁水盆地目前共施工了60口煤层气参数井、参数+生产试验井和井网开发试验井，试井资料（表3-1）表明其渗透率普遍较底。由图3-3可看出沁水盆地3号煤层的试井渗透率随其井点位置高斯曲率增大而呈增加趋势。图3-3高斯曲率与试井渗透率对应关系分析表3-1煤的渗透率测定结果钻孔位置及标号渗透率（10-3μm）测试方法资料来源3#煤15＃煤其它潘庄1井0.0990.13（9＃）0.001DST《中国煤层气地质》张建博潘庄2井主力煤层1.53注入/压降《沁水盆地煤层气评价选区及勘探部署》晋城CQ-93.16注入/压降《中国煤层气地质》张建博寿SY－0010.49419.928注入/压降《煤层气资源普查报告》寿SY－0020.10382.84（9＃）25.81注入/压降寿SY－0030.149注入/压降寿SY－00445.65注入/压降寿GH113.36注入/压降寿GH60.9364注入/压降韩庄HG113.266.73注入/压降《沁水盆地煤层气遥感地质调查》韩庄HG24.5520.464注入/压降韩庄HG313.180.3525注入/压降韩庄HG60.93~5.670.4～6.73（9＃）0.415注入/压降沁南TL－0010.015注入/压降沁南TL－0020.0290.087注入/压降沁南TL－0030.9460.257注入/压降《屯留－长子地区煤层气赋存条件及有利区块研究》沁南TL－0040.0650.027注入/压降沁南TL－0050.11注入/压降沁南TL－0060.6050.08注入/压降沁南TL－00721.45注入/压降沁南TL－0081.0950.807注入/压降沁南TL－0090.0040.661注入/压降沁南TL－0100.0170.013注入/压降沁南TL－011112.65.707注入/压降O2-30.099注入/压降中联煤层气公司FZ-0010.00420.522注入/压降FZ-002注入/压降FZ-0032.870.11注入/压降FZ-0041.45590.0648注入/压降FZ-0052.45~5.510.26注入/压降FZ-006注入/压降FZ-0073.1802注入/压降FZ-0080.910.022注入/压降FZ-009注入/压降屯留1区0.0340.015DST《山西沁水盆地煤层气有利区预测》屯留2区0.025~0.03DST2号井0.55注入/压降常村矿0.445实验室测定西曲（2＃）0.336实验室测定王庄矿0.374实验室测定《山西沁水盆地煤层气有利区预测》漳村矿0.0295实验室测定常隆矿1.62实验室测定滴水沿矿（2＃）1.25实验室测定白家庄二井坑道0.75实验室测定《山西沁水盆地煤层气有利区预测》马兰（2＃）0.136实验室测定西山官地矿（6＃）0.12实验室测定②宏观裂隙与高斯曲率对应关系煤层裂隙控制着煤层气的渗流条件。由于煤中基质块体的孔隙、原生裂隙相互间连通性差，因此，构造作用和内生作用复合产生的相对规模较大的裂隙系统成为煤层气流动的主要通道。所以，深入了解煤层中裂隙的发育状况（图3-4）和分布规律，对煤层气的开发有重要的指导意义。本次研究工作对煤层的宏观裂隙系统进行了直接观测和统计分析，并与高斯曲率计算值对比分析，分析结果如表3-2所示，可以看出，高斯曲率值越大对应煤层宏观裂隙的优势组数越多，构造多期活动性越明显。高斯曲率高值区域指示出煤储层构造裂隙相对发育区域，现代高构造应力场最大主应力差显示出煤储层裂隙被相对拉张的地段。盆地中部古县西南部区域、沁县南部区域、盆地南部在沁水县东部及西部区域、屯留县西部区域、马壁区块西南区域为高斯曲率高值区，煤层受近水平挤压应力场作用产生纵弯曲变形产生裂隙（如图3-5），其动力来源于其东部的太行山和西部的霍山隆起和抬升。前三个区域位于高主应力差值条带；后两个区域受断层影响受两个相近大小的水平主应力，其主应力差相对较低。榆社地区地表岩层裂隙分布图榆社地区地表岩层裂隙分布图和顺地区地表岩层裂隙分布图晋城地区地表岩层裂隙分布图晋城地区地表岩层裂隙分布图阳城县地表岩层裂隙分布图图3-4宏观裂隙观测表3-2宏观裂隙统计值与高斯曲率对应关系盆地构造区带高斯曲率K(10-8m-2裂隙发育分区宏观裂隙优势组数多期活动性寿阳-阳泉单斜带0.0-0.4B和C3-4明显天中山-仪城断裂构造带0.0-0.6A和B4-5明显聪子峪-古阳单斜带0.0-0.4B4-5明显漳源-沁源带状构造带0.0-0.4C和D2-3不明显榆社-武乡构造带-0.2-0.2C2-3不明显娘子关-坪头单斜带-0.3-0.2C2-3不明显双头-襄垣断裂构造带-0.1-0.4B4-5明显安泽-西坪背斜隆起带0.0-0.2C2-3不明显丰宜-晋仪带状构造带-0.1-0.2C和D2-3不明显屯留-长治单斜带-0.1-0.7C和D3-4明显固县-晋城单斜带0.0-0.8A和B4-5明显晋中断陷盆地0.1-0.9A4-5明显图3-5纵弯曲变形裂隙产生过程示意图（a）轻微弯曲（b）强烈弯曲（c）剪切破坏③天然裂隙发育区结合井下煤层天然裂隙观测数据、试井渗透率资料得到煤层天然裂隙发育区分类标准（如表2所示）。依据表3-3的分类标准对研究区3号煤层高斯曲率计算结果（如图3-6所示）分类，得出裂隙发育区分区为：裂隙发育区、裂隙有利区、不发育区三类。表3-3煤层天然裂隙发育区分类标准类别高斯曲率值R(10-8m-2裂隙发育区（A类）R≥0.2裂隙有利区（B类）0.1≤R＜0.2或R<-0.1不发育区（C类）-0.1≤R＜0.1（1）裂隙发育区：位于沁县－古县西南部、端氏镇西南部、晋中断陷区西部及西南部，高平县西北部及屯留县南部。在这几个区域内，断层较多，构造作用强烈，褶皱、断裂比较发育。受此影响，该区煤层曲率大，煤层中裂隙多。由于晋中断陷区西部及西南部区域主要处于盆地边缘、或处于大断层附近，煤层气逸散严重，不是煤层气开发的有利区块。沁县－古县西南部、端氏镇西南部、高平县西北部及屯留县南部区域是裂隙发育区，是潜在的煤层气高渗区域。（2）裂隙有利区：分布分散，主要位于裂隙发育区的周围（即晋中断陷区东部、沁县－古县西南部、端氏镇西南部）、潘庄-成庄-寺河区、王报-野川-大阳区、霍东区北部、寿阳坪头区、沁源区王和矿、沁源区马军峪矿、夏店区及左权区西部。这些地区褶皱、断裂比较发育，煤层受构造破坏作用相对较小。该区煤层曲率较大，煤层中裂隙发育。在西部的沁源王和矿、马军峪矿这一区域裂隙发育（背斜轴部），不利于煤层气保存，含气量低。（3）不发育区：在研究区广泛分布，范围较大。主要分布于长治以北的东部地区、盆地中部地区以及安泽县西部地区。这些区域构造相对简单，煤层受构造变形影响小，裂隙不发育。煤层曲率小，裂隙发育较差，煤层渗透性较差。图3-6沁水盆地3号煤层高斯曲率3.2.2现代构造应力场分布特征综合分析1965年来大于四级地震的震源机制解和1973年来小震综合断面解资料，结合构造研究，沁水盆地受NEE－SWW向水平挤压作用（徐志斌等，1998）。与小震应力降资料结合，大致确定了盆地应力水平的总体变化特征。因此，可运用有限元法较为精确地模拟现代构造应力场中应力分布状况。不同方案模拟结果的对比分析发现，仅在沁水盆地复向斜轴部位置的节点上采用全约束、其它节点为自由节点，并且不考虑重力作用条件下的结果与现代小震应力降资料最为吻合。图3-7是根据此方案结果绘制的主应力差分布图。可以看出，沁水盆地存在阳城北部端氏－樊庄、古县－沁县以及清徐－文水三个呈NNE向展布的高主应力差值条带。其中古县－沁县条带分布在盆地轴部，应力水平与现代应力降资料极为吻合，并且在盆地范围内最大主应力为压应力，这与根据震源机制解确定的盆地受NEE－SWW向水平挤压应力场一致。模拟结果显示：沁水盆地现今NEE－SWW向水平挤压应力场的动力来源于其东部太行山和西部霍山的隆起和抬升。同时，在图中阳城北部端氏－樊庄、古县－沁县两个高主应力差值区域（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。图3-7沁水盆地主应力差分布图3.2.3高渗区与最大主应力差、高斯曲率的耦合关系（1）试井渗透率与最大主应力差、高斯曲率对应关系构造曲率高值指示出煤储层构造裂隙相对发育的地段，高构造应力场最大主应力差显示出煤储层裂隙被相对拉张的地段。然而，如果仅有较高的构造曲率，而最大主应力差相对较小，则虽然煤储层构造裂隙可能较为发育，但裂隙处于闭合状态，煤储层的渗透率仍然相对较低。实际上，构造应力是通过对天然裂隙开合程度的控制而对煤储层渗透率施加影响的。因此，那些构造曲率高值与最大主应力差高值有利匹配的区域才可能是高渗透性的煤储层。基于这一原理，将最大主应力差等值线图与高斯曲率等值线图叠加，可以从图3-8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端氏－潘庄、古县－沁县、和顺西部横岭局部区域。可预测这三个区域煤层渗透性较好。图3-8最大主应力差等值线与高斯曲率等值线叠加图通过分析最大主应力差等值线与高斯曲率等值线叠加图，并结合试井渗透率资料，得到试井渗透率与最大主应力差、高斯曲率对应关系（如表3-4）。为便于工程应用，在此作一简化，将最大主应力差、高斯曲率对渗透率的影响仅考虑二者乘积作为渗透率预测的决定因素。通过相关性分析可拟合出渗透率预测公式：(3-12)－最大主应力差（MPa），－高斯曲率(10-8m-2)，－预测渗透率（md），该公式适用范围图3-9最大主应力差、高斯曲率乘积与渗透率关系表3-4试井渗透率与最大主应力差、高斯曲率对应关系井号试井渗透率（md）主应力差（MPa）高斯曲率（10－8m-2）预测渗透率(md)TL-0010.0153.20.0340.016TL-0100.0177.60.0210.041TL-0020.0292.80.0460.025TL-0090.045.20.0330.048TL-0040.0657.00.0380.115TL-0050.113.00.0950.131TL-0060.60511.20.0480.531TL-0030.9466.50.1010.915TL-0081.0956.70.1031.062FZ-0041.4566.90.1151.659TL-007211.80.0712.001FZ-0032.877.30.1242.655CQ-93.1611.50.0833.258由试井渗透率与最大主应力差、高斯曲率的对应关系，可以看出在最大主应力差大于5.0MPa，并且高斯曲率大于的叠加区域可能出现渗透性有利区域，其匹配效果可由下表3-5表示。表3-5预测渗透率分布最大主应力差（MPa）高斯曲率范围（10－8m-2高斯曲率范围（10－8m-2高斯曲率范围（10－8m-25.00.9～0.140.14～0.170.17<6.00.08～0.110.11～0.140.14<7.00.07～0.10.1～0.120.12<8.00.06～0.0850.085～0.1050.105<9.00.05～0.0750.075～0.0950.095<10.00.05～0.0650.065～0.0850.085<11.00.05～0.060.06～0.080.08<预测渗透率（md）0.5～11.0～2大于2.0（2）渗透率分布以试井渗透率资料为基础，结合最大主应力差、高斯曲率耦合关系预测出的渗透率，绘制出沁水盆地3号煤层预测渗透率分布图（图3-10）。预测渗透性有利区域分布在阳城北部端氏－樊庄、古县－沁县、和顺西部横岭一带三个区域。图3-10预测渗透率分布图3.3基于应力场的渗透率预测对勘探开发的意义（1）高渗区域易于确定沁水盆地高变质无烟煤，内生裂隙不发育，由于受到印支、燕山、喜山期构造运动作用，内生裂隙已完全被改造，甚至闭合或消失，而外生裂隙广泛发育。古构造应力场决定了煤储层外生裂隙的发育程度，但恢复古构造应力场存在很大难度，这就需要通过间接的手段去确定外生裂隙的发育程度。由于原始沉积煤层由初期的近似平面的赋存面经历地质历史时期的构造运动改造成目前的复杂曲面。通过研究这一地质历史过程煤层曲面形态变化可以确定外生裂隙的发育情况。现代构造应力场对煤储层渗透性的控制是通过控制裂隙的开启程度实现的。（2）指出提高渗透性的手段煤层气的开采过程，现代构造应力场对煤层渗透性的作用表现在：（a）现代构造应力场的活动作用在某个区域聚集并超过煤岩体的破裂强度时，会产生新的构造裂隙，为煤层气提供新的通道；（b）现代构造应力场的方向和大小控制着已有裂隙系统的“开、闭”；（c）现代构造应力场活动为煤层气在裂隙中渗流提供了驱动力，即所谓的“应力驱动”。改善煤层渗透性的手段包括：依靠钻井工程通过造穴或搬运煤岩体，打破原始煤岩层的应力状态提高渗透率；利用井下巷道的开掘和采煤工作面的形成过程，迫使煤岩体受力状态发生强烈变化，形成采动应力场，促使某一方向应力发生较大变化，打破原有的三向应力平衡状态，极大地提高煤层渗透性，提高煤层气开发效率。采气－采煤一体化开发方式将有很大的发展空间，通过合理配合这一开发技术能实现先采气后采煤，先期采气降低采煤瓦斯涌出量，同时在采掘过程中促进煤层渗透性正向发展提高煤层气井的产气效率。4沁水盆地煤层气藏开发潜力评估4.1煤层气资源评价通过对沁水盆已有资料的分析研究，应用煤、油气地质学、层序地层学和数学力学等理论和方法进行综合研究，剖析沁水盆地煤层气成藏的地质条件和控制因素，尤其是盆地构造形变特征和断裂分布规律，分析了煤层气赋存规律；建立煤储层层序地层格架和煤储层特征参数与地质条件和可采性之间的相关关系，探讨煤层气成藏作用机理。在构造形变与裂隙分布规律分析的基础上，依据局部转动和介质非协调转动将产生裂逢的思想以及曲率分析方法，研究了煤储层有限变形转动场及曲率分布规律，实现储层裂缝发育区预测，进一步对盆地煤层气资源进行综合评价，建立了煤层气资源评价指标系统（中联煤层气有限责任公司、中国矿业大学2003）（表4-1），圈定煤层气资源的有利区带。表4-1煤层气资源评价指标系统煤层气赋存地质条件评价指标生气条件煤层厚度煤的变质程度储气条件含气量吸附性能气饱和度储层压力孔渗性曲率分布K(10-8)最大主应力差孔隙及裂隙组数保存条件地质构造煤层埋深沉积岩性及其组合资源条件资源量资源量丰度4.2沁水盆地煤层气藏开发潜力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标及其相应的数据取值。采用信息可视化技术，将煤层气勘探信息条理化和形象化，以便于分析、利用与地理位置相关的各种信息。在此以含气量、储层压力梯度、渗透率为关键指标，对其进行数字化处理，分别绘制其3D趋势图（图4-1、图4-2、图4-3）。通过多因素叠加分析，提取出沁水盆地煤层气藏开发潜力评价标准（如表4-2）。图4-1沁水盆地含气量3D趋势图图4-2沁水盆地储层压力梯度3D趋势图图4-3沁水盆地煤层气气藏以及渗透率分布图表4-2沁水盆地煤层气藏开发潜力评价标准开发潜力分区储层压力梯度Mpa/100m含气量m3/t渗透率mD优势区>0.7>14>1有利区>0.6>120.1~1潜力区>0.4>100.1~0.5图4-4煤层气藏开发潜力分区参数匹配依据表4-2提出的沁水盆地煤层气藏开发潜力评价标准对全盆地煤层气可开采性进行评价，划分出大宁-寺河-潘庄-樊庄一个优势煤层气藏，沁源-故县-沁县-武乡、柿庄-高平、寿阳-阳曲、阳泉、和顺-横岭、西山等六个有利煤层气藏，以及沁水-郑庄东一个潜力煤层气藏。各气藏位置如图4-5所示，各气藏参数如表4-3所示。表4-3沁水盆地3号煤层气藏开发潜力评价开发潜力评价气藏名储层压力梯度含气量m3/t渗透率mD气藏面积Km2埋深(m)优势区大宁-寺河-潘庄-樊庄0.7~0.9>14>1600300~650有利区沁源-故县-沁县-武乡>0.7>14>115001000~1600柿庄-高平0.6~0.7>12>0.5800450~800寿阳-阳曲>0.612-18>0.5300300~500阳泉0.55~0.6512~180.01~0.5105