通延川南地区煤层气控气因素分析

通延川南地区煤层气控气因素分析

0东部分河西区域延川南区块位于山西省河东煤田南部，面积7137.4公里。黄河从北向南流经该区域，该区域分为东、西两部分。黄河以东部分面积较大,以下简称河东地区,黄河以西部分称为河西地区。对区内煤炭资源的勘察工作早在上世纪50年代就已经开始,并且取得了丰硕成果。而且区内煤层气资源丰富,以其含气量高、地质构造简单、埋藏深度适中等有利条件引起了国内外煤层气地质学家的广泛关注,自2006年在区内的谭坪成功进行第一次煤层气试井以来,延川南地区逐渐成为国内煤层气勘探活动最活跃的热点地区之一。1煤岩赋存特征延川南区块东以紫荆山断裂带与晋西隆起带相连,区内总体为走向NE-NNE,向NW倾斜的单斜构造,断裂不发育,沿走向发育短轴状次级背向斜,构造形迹多以东北向为主,构造条件简单。区块西接鄂尔多斯盆地韩城矿区,属盆地内稳定型海陆交互相含煤碎屑沉积,由于从晚石炭世至早二叠世早期成煤物质充分,沉积环境稳定,同时又连续沉积了晚二叠世及早三叠世厚度较大的陆相碎屑岩,形成含煤岩系的盖层,有利于含煤岩系的沉积赋存。古生代以后的燕山运动、喜马拉雅运动对该区影响不大,所以区块内主要可采煤层厚度较大,层位稳定,构造简单,成为区内煤层气资源富集的前提。区块内及周边赋存的地层有奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、新生界新近系和第四系。石炭系上统太原组和二叠系下统山西组为该区的主要含煤地层,共发育11层煤。山西组含煤3层,太原组含煤7层,其中山西组2#煤层和太原组的10#煤层为本区块的主要可采煤层,也是该研究的目的煤层。区内主力煤层宏观煤岩类型以半光亮型煤为主,镜质组含量较高保证了煤层具有很高的生气潜力。煤储层大孔隙不发育,主要以微小孔主,大量的微小孔为煤层气的吸附提供了足够的空间。总体上,区内煤层生气、储气能力较好。2油气地质条件2.1地下水保水条件煤层气的形成、运移、富集以及资源评价、开采各个方面都与地下水及水文地质条件息息相关[2~6]。吕梁山南端、东及东南出露有寒武系、奥陶系碳酸盐地层,形成地下水补给区,地下水向西及西南流向黄河排泄,构成完整的水文单元。区块内为黄河切割地形,以鄂河为代表,“V”字型沟谷呈树枝状分布于鄂河两侧,形成塬、峁、梁黄土地貌。由于区块内“V”字型沟谷切割强烈,给地表水排泄创造了良好的条件,地表水流失快,地下水受大气降水的补给甚小。吕梁山作为区域地下水补给区,而地表水由东向西汇入黄河,这使该区的主要含水层补给受限,岩溶不发育,水文地质条件相对简单。研究区砂岩含水层以弱富水性为主,成为煤层直接充水含水层时,水文地质条件为简单类型。太原组石灰岩含水层以弱富水性为主,东部浅埋藏地带富水性可达中等,水文地质条件为简单-中等类型。深埋藏地带由于奥灰地下水具有较强的压力,水文地质条件可达中等以上类型。对主采煤层煤层气储存影响较大的是煤系地层中的石炭系上统太原组石灰岩、砂岩岩溶裂隙含水层组和二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组。石炭系上统太原组底砂岩裂隙承压含水层组和石灰岩岩溶裂隙含水层组,单位涌水量为0.002-0.208L/s·m,属于富水性弱-中等的含水层;二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组以弱富水性为主。根据区内构造、局部水势特征、地下水矿化度分布、地层特征、含水层隔水层等特征,将区内水文地质单元划分为:构造复杂强径流/补给区、构造简单强径流/补给区、构造简单滞留区、构造简单中滞留区、构造简单中低滞留区、构造简单弱滞留区、构造简单径流区、断层发育泄水区,共8类。研究区煤系地层中的含水层整体富水性弱-中等,径流比较缓慢,地下水交替作用不强,对煤层气的封盖和富集比较有利(图2)。结合区块内2#煤含气性特征,区块中部构造简单滞留区的含气量较高基本在10m3/t,而构造简单滞留区周围的中滞留区的含气量则逐渐降低,说明弱滞留区是煤层气富集有利区。区块东南部含煤地层出露地表,构造情况比较简单,断层发育较少,大气降水和地面径流成为地下水主要补给方式,因此成为区块内的构造简单强径流/补给区。区块东北部地区裂隙发育构造相对复杂,含煤地层出露地表地表水补给强烈所以形成了构造复杂强径流/补给区。强的径流对煤层气的富集具有破坏作用,因此整个区块东部地区含气量较低。区块西部地区受黄河以及奥灰地下水影响,在黄河左右形成径流区和弱径流区,使得含气性较差。2.2煤储层和封盖层煤储层分离产物的产出和分离不同类型的地质构造在其形成过程中构造应力场特征和内部应力分布状况的不同,其导致煤储层和封盖层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等也出现差异,进而影响煤层气聚集[7~9]。延川南区块内构造比较简单,主要存在正断层、次级背斜等构造类型,下面分别总结其对区块内煤层气富集的影响。2.2.1域内地层内空气正断层为拉张构造应力作用产物,但不同的地质时期和动力学特征的差异对煤层气保存的影响是有差异的。张性断层一般为开放型,封闭性较差。张性断层表现为正断层或拉张性走滑断层,断层面为开放性,往往成为煤层气运移的极好通道。断层面附近为低压区,煤层气大量解吸,含气量下降。但在远离断层面的两侧一般形成2个构造应力高压区,煤层气含量相对升高。区内发育的断层以正断层为主,正断层在区内对煤层气的富集起到了是破坏作用。区块内正断层对含气量起到破坏作用,典型剖面如地震测线NW1所显示。(图3,4),该测线经过了区块内的6条断层,并且经过区块内含气量的高值区域。在区块中部的含气量高值区中的正断层周围形成了含气量的相对低值区。区块中部地区的含气量在12m3/t左右,而受正断层F12、F13和F14的控制,3个断层所在的周边地区的含气量在8m3/t左右。受区块内最大正断层F10和F9的影响,2断层周边地区的含气量则降到了2m3/t左右。断层F10是区内最大的正断层,推测断层两侧拉张性应力比较大,断层面开放性较强,成为煤层气运移的很好的通道,使煤层气通过断层面大量散失,所以周边含气量较低。2.2.2中和面煤层内压积相背斜两翼与轴部中和面以下表现为压应力,应力明显集中,这些部位一般为高压区。背斜轴部中和面以上表现为拉张应力,产生大量的张性裂隙或断层,应力释放,造成低压区。煤层气在背斜的两翼能较好地封存,在轴部就要看煤层与中和面的关系,中和面以上煤层气易散,中和面以下煤层气易聚集。若泥岩盖层发育良好,裂隙不发育,中和面以上煤层也能富含煤层气,两翼煤层气也会向轴部运移,造成煤层甲烷富集。通过对延川南区块测线NW2(图5)经过的地震剖面及含气性剖析表明:显著的次级背斜的构造,地层构造情况不复杂,含煤地层受地应力产生的形变较小。张性应力对次级背斜轴部的破坏不严重,而且煤层顶板多为泥岩,封盖性比较好,所以,煤层气富集与此处,造成了局部的含气量高值区。同时,靠近F10断层处含气量显著降低,推测F10断层开放性比较强且附近可能为水文排泄区,含气量有所降低。2.2.3逆断层开发区中部区块中部延1井到延2井一线大部分地区未受断层等构造形式的破坏,形成煤层气富集的有利区域。该区域中部发育一系列逆断层,使相邻区域含气量稍低,其他区域基本在10m3/t以上。在中部区域含气量比较高也综合有其他因素的影响,包括煤厚、水文等因素,但是未遭剧烈破坏的地层,以及相对较好的煤层气赋存条件也是该区域含气量较高的一个因素。2.3出露地表的地层煤层含气量的高低,从宏观来看受地层压力、地层温度及顶底板封闭性的控制,这些因素又与煤层埋藏深度以及构造样式等因素密切相关,因此煤层埋深也是影响含气量的重要因素。延川南区内2#煤的埋深总体上由东南向西北逐渐加深。区块的东南部煤层埋深最浅的地区,甚至有些地方煤层出露地表。煤层气在出露地表之前基本上早已逸散,事实上东南部的煤层含气量较低。河西地区煤层埋深较大,但是该区域受水文地质条件影响比较大,所以含气量较低。煤层埋深对煤层气的控制作用主要体现在河东地区。在河东地区,随着煤层埋深由东南部向西北部的加深,含气量总体上有增加的趋势,到区块的中部含气量达到最大值。通过对延川南区内煤层埋深与含气性分析表明:2#煤含气量在12m3/t以上的区域,总体上在埋深750m到950m的区块中部地区。10#煤的埋深趋势与2#煤基本相同。煤层埋深对10#煤含气量的控制规律基本上与2#煤相同。10#煤含气量在10m3/t以上的区域,主要集中埋深900m左右的区块中部地区(图6)。总体上,河西地区煤层含气量受埋深影响不大,在河东地区应充分考虑煤层埋深的控气作用。2.4顶板岩性发育良好的封盖层不但可以阻止煤层气垂向逸散,保持较高地层压力和气体吸附量,还可阻止地层水的垂向交替,减少煤层气逸散。煤层的顶板和底板对煤层气的保存都起作用,一般认为顶板的作用更为显著。区块内2#煤的顶板岩性由砂岩和泥岩组成。绝大部分地区的煤层顶板是泥岩,在区块中部发育了少量砂岩顶板,东南部砂岩零星发育砂岩,河西地区发育局部的砂岩(图7)。总体上砂岩顶板少,泥岩较多。根据2#煤层顶板岩性与含气含气性特征的相关分析:区块中部的延1井与延2井一线地区由泥岩封盖,含气量总体上较其他区域高。局部地区发育了砂岩的顶板,发育地区相对泥岩顶板区域含气量稍低,可见泥岩顶板对煤层气的封盖作用还是较砂岩好,但并不是很明显。10#煤层顶板岩性主要以泥岩和灰岩为主。砂岩主要发育在区块的东南部地区,中部零星发育。区块中部灰岩顶板的封盖作用比较好,原因可能是区块内的灰岩发育稳定,且厚度较大,使灰岩的封盖作用也相对较好。总体上,延川南区块10#煤层围岩封闭性的控气作用不明显,认为