2. 河北省煤层气资源高效开发重点实验室;
3. 中国地质大学（北京）能源学院;
4. 中国石油勘探开发研究院
, Zhang Pengbao1,2,3
, Liu Zhong1,2
, Zhang Yongping1,2
, Xiao Yuhang4
, Han Feng1,2
, Zhao Liangyan1,2
, Wang Xiaoxuan1,2
, Yang Zhoupeng1,2
, Bai Xiaobin1
, Liu Zhenxing1,2
, Hu Jiahua1,2
2. Hebei Province Key Laboratory of Efficient Development of Coalbed Methane Resources;
3. School of Energy Resources, China University of Geosciences (Beijing);
4. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development
我国具有非常丰富的煤层气资源，根据国土资源部2015年全国油气资源评价结果以及中国石油勘探开发研究院等机构资源评价结果估算，1500m以浅的煤层气资源量约为20×1012m3，而1500m以深的煤层气资源量达到了50×1012m3，勘探开发前景广阔[1-6]。
近几年来，我国深层煤层气资源勘探取得一系列突破进展。2018年以来，渤海湾盆地大城地区、鄂尔多斯盆地以及准噶尔盆地五彩湾地区等先后开展深层煤层气（> 1500m）勘探并相继取得了突破[7-13]。其中，鄂尔多斯盆地是目前深层煤层气勘探开发的主要区域，在延川南、大吉、神府、大牛地等区块[14]，利用单支水平井+大规模体积压裂的方式先后取得了产气量的突破，呈现多点开花的良好态势，表明了深层煤层气巨大的勘探开发潜力[15-17]。
沁水盆地南部中浅层是我国重要的煤层气产业基地之一，经过多年的勘探开发，建立了一套适合高煤阶中浅层吸附气藏的勘探开发技术系列[18-23]，年产气能力达到了26×108m3。但是前期勘探开发针对的主要是中浅层。对于深层煤层气的勘探较少，地质研究及认识有待加强。
本文所研究的区域位于沁水煤层气田已开发老区的北部，研究区中浅层处于评价建产阶段，已钻评价井、生产井400余口。深层勘探也在加速推进，2021年以来，围绕1500m以深区域，先后钻探CT2、CP107等探井4口，完成试采直井CT2井和短支水平井CP17井各1口。本文基于深层钻井、取心分析化验等资料，从煤储层特征、热演化及含气性特征、保存条件、温压特征等方面开展了系统的分析，建立了研究区深层煤层气成藏模式并分析了资源勘探潜力，以期推动区域深层煤层气勘探开发进展，并对其他区块深层煤层气的研究提供思路和借鉴。
1 地质概况沁水盆地属于一个大型山间复式盆地，位于鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地两个超大型盆地中间，被太行山和吕梁山两大隆起分隔。三个盆地石炭系—二叠系构造层由西向东的地质构造逐渐增强，依次表现为稳定弱变形区、过渡变形区和较强破坏区的变形差异[24-25]，另外，沁水盆地还表现出后期强烈抬升的特点，主要富煤的上古生界埋藏深度要明显浅于东西两个超大型盆地（图 1）。
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图 1 沁水盆地构造位置（上）及地质剖面示意图（下） Fig. 1 Structural location of Qinshui Basin (upper) and schematic geological section (lower) |
沁水盆地面积为3.6×104km2，形态狭长，总体呈近南北向展布，南北两端稍宽，中部略窄。研究区处于沁水盆地复式向斜的中南部，向斜的轴部为北北东向。研究区整体呈现向斜形态，东、西部为斜坡带，中部为洼槽区（图 2）。斜坡带褶皱断裂较发育，断层走向以北西西、北西向为主，少量为近南北向，褶皱以开阔背斜夹紧闭向斜为主，断层多发育在向斜部位。洼槽区构造相对稳定，地层产状较平缓，断层较少（图 3）。
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图 2 研究区3号煤埋深图（左）及煤系地层发育柱状图（右） Fig. 2 Burial depth map of the No.3 coal seam in the study area (left) and stratigraphic column of coal-bearing formation (right) |
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图 3 研究区东西向地震解释剖面图（剖面位置见图 2） Fig. 3 EW direction seismic interpretation profile in the study area (section location is in Fig. 2) |
研究区在上古生界与鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地同属于华北地台沉积，地层沉积特征基本一致，煤层均集中发育在中—上石炭统和下二叠统。沁水盆地煤系地层自上而下共发育15层煤，其中主力煤层为山西组3号煤和太原组15号煤。盆地南部3号煤沉积更加稳定，厚度大，是主要的勘探开发煤层，也是本文研究目的煤层。3号煤在斜坡带埋深集中在500~1500m，洼槽区埋深为1500~2200m（图 2）。
2 深层煤层气成藏特征 2.1 主力3号煤具有厚度大、镜质组含量高、灰分产率低、割理裂隙较发育的有利煤岩条件 2.1.1 煤层分布特征沁水盆地南部3号煤形成于三角洲平原的泥炭沼泽沉积环境，有利于煤层发育。研究区深层3号煤沉积较稳定，分布连续，大部分区域发育单一层煤，仅在西部斜坡带的北部3号煤分叉为上下两层，隔层厚度一般小于10m，岩性为泥岩、砂质泥岩。分叉区3号煤上、下两层单层厚度为2~3.5m，两层总厚度与单一煤层区域总厚度基本相当，为4~7.3m，平均总厚度为6m。稳定且厚度较大的煤层对于成藏有利（图 4）。
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图 4 研究区3号煤厚度（左）及连井对比图（右） Fig. 4 Thickness map of the No.3 coal seam (left) and connected well correlation section (right) in the study area |
研究区深层3号煤岩心以原生结构为主，呈柱状，灰黑色、玻璃光泽、参差状断口（表 1）。宏观煤岩类型以半亮煤、光亮煤为主，少量半暗煤，岩心可见明显的镜煤、亮煤条带。显微组分中镜质组含量最高，达到74.4%~77.9%，平均为76.4%，以基质镜质体居多，少量均质镜质体和结构镜质体；惰质组含量为15.5%~16.8%，平均为16.1%；矿物含量为6.6%~8.8%，平均为7.5%。工业组分分析灰分产率为6.29%~25.37%，平均为12.91%，为低灰煤。
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表 1 研究区深层3号煤显微组分与特征表 Table 1 Maceral contents and characteristics of the deep No.3 coal seam in the study area |
分析认为，研究区深层3号煤为原生结构，煤岩力学强度好，有利于压裂造缝。煤岩镜质组含量高，灰分产率低，表明煤岩有机质含量高，有利于煤层气的生成和吸附，认为深层3号煤具有很好的煤岩煤质条件。
2.1.3 孔裂隙发育特征研究区深层3号煤孔隙度为3.38%~3.92%，平均为3.65%。孔隙中胞腔孔多见，变形明显，呈次圆形，直径为1~10μm，彼此之间连通性较差，部分被黏土矿物充填（图 5）；另外还能见到铸模孔和气孔等。
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图 5 CP107井扫描电镜照片 Fig. 5 SEM images of No.3 coal seam in Well CP107 |
研究区深层3号煤层割理整体较发育，岩心能够观察到大致垂直层理面的两组割理，面割理密度可达4~25条/5cm，端割理密度2~8条/5cm（表 1），两组割理垂直或斜交，大部分割理未见充填。煤岩扫描电镜结果表明，3号煤微观裂隙同样较发育，类型主要分内生裂隙和外生裂隙两种，内生裂隙宽度较小，一般小于1μm；外生裂隙宽度一般为1~3μm，部分充填(图 5)。
根据注入压降测试结果，深层3号煤层渗透率为0.01~0.19mD，平均为0.07mD。
研究区深层3号煤储层孔隙度、渗透率均偏低，符合深层煤储层低孔低渗的普遍特征。煤岩割理裂隙整体较发育，一定程度上改善了煤岩的渗透性，提高了煤岩的储集能力。
2.2 主力3号煤具有热演化程度高、吸附含气量高的有利成藏条件根据取心测试结果，研究区深层3号煤Ro为2.41%~3.03%，热演化程度较高，属于高煤阶（表 2）。热演化程度平面上表现出从斜坡带向洼槽区、从南向北逐步降低的趋势（图 6）。斜坡带中浅层3号煤Ro一般为2.0%~2.5%，仍属于高煤阶。
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表 2 研究区深层3号煤含气性测试数据表 Table 2 Gas content test data of the deep No.3 coal seam in the study area |
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图 6 研究区3号煤Ro等值线图 Fig. 6 Ro contour map of the No.3 coal seam in the study area |
高热演化程度有利于增强煤岩吸附能力，根据等温吸附实验数据，深层3号煤兰氏体积（VL）为27.25~36.50cm3/g，平均为30.10cm3/g，兰氏压力（pL）为2.21~2.86MPa，平均为2.45MPa。兰氏体积平面的变化趋势与Ro的变化趋势一致，斜坡带中浅层3号煤兰氏体积明显低于洼槽区深层，一般为25~34cm3/g（图 7）。
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图 7 研究区3号煤VL等值线图 Fig. 7 VL contour map of the No.3 coal seam in the study area |
采用常规绳索取心方法测试的煤岩含气量为17.69~34.00m3/t，平均为21.65m3/t，含气饱和度为81%~99%，平均为86%（图 8），深层煤岩含气量整体较高，属于欠饱和—饱和气藏。深层3号煤含气性明显超过了中浅层，后者含气量集中在12~20m3/t，含气饱和度一般为40%~70%。
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图 8 研究区3号煤含气量图 Fig. 8 Gas content map of the No.3 coal seam in the study area |
整体来看，研究区3号煤热演化程度、吸附能力及含气性对应关系好，深层3号煤具有热演化程度高、吸附能力强、含气量高的特点, 成藏条件有利。
2.3 深层煤岩顶底板以泥岩为主，处于弱径流水动力环境，有利于吸附气保存但不利于游离气成藏 2.3.1 顶底板岩性研究区深层3号煤邻近地层主要发育泥岩、砂质泥岩、细砂岩等，3号煤直接顶底板一般均为泥岩，顶板泥岩厚2~14m，底板泥岩厚3~10m，横向分布稳定，反映良好的沉积背景。顶底板封闭性均比较好，含水性弱，有利于煤层气成藏[26-27]。
2.3.2 水文地质条件对研究区从浅层到深层共计24口井的3号煤排采水资料分析统计表明，产出水离子主要由Na+、K+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、Cl-、SO42-组成。阳离子以Na++K+为主并占绝对优势，质量浓度为377.89~2107.08mg/L，其他阳离子质量浓度均很低。阴离子以HCO3-和Cl-为主，HCO3-质量浓度变化范围为515.05~2349.21mg/L，Cl-质量浓度变化范围为54.9~2831.64mg/L（表 3）。
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表 3 研究区3号煤排采水离子浓度表 Table 3 Ion concentration data of the produced water from the No.3 coal seam in the study area |
根据离子类型判断，研究区煤层气井产出水水型为NaHCO3型，总矿化度在1264~5716mg/L，平均为2886mg/L，矿化度整体较低。研究区东西斜坡带为较强径流区，会对煤层气藏造成破坏，使含气量降低。洼槽区为弱径流区，水动力变弱，深层矿化度超过4000mg/L（图 9、图 10），保存条件明显好于中浅层，但是矿化度仍然较低，未进入深层滞留环境。弱径流的水动力环境会对煤层气藏保存，尤其是游离气的保存产生不利的影响。
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图 9 研究区3号煤排采水矿化度等值线图 Fig. 9 Salinity contour map of the produced water from the No.3 coal seam in the study area |
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图 10 研究区3号煤排采水矿化度与埋深关系散点图 Fig. 10 Scatter plot of the produced water salinity and burial depth of the No.3 coal seam in the study area |
研究区3号煤储层温度介于16.7~46.6℃，平均为31.8℃，随着埋深增加，3号煤储层温度逐渐升高，深部煤储层温度平均高于30℃。
基于调研数据，沁水盆地恒温带温度为13.2~15.2℃，恒温带深度为27.4~33.1m[28]。计算得研究区3号煤储层地温梯度分布范围为0.41~ 2.28℃/100m，平均地温梯度为1.79℃/100m，整体属于地温低异常区，且向东部斜坡带高部位，储层低温异常更加明显，边缘区域地温梯度仅为0.4℃/100m左右。东部斜坡带低部位及中部洼槽区地温梯度在1.6℃/100m以上，储层低温异常有所缓解，但仍属于偏低温异常区（图 11）。
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图 11 研究区3号煤地温梯度图 Fig. 11 Temperature gradient of the No.3 coal seam in the study area |
煤储层温度对于煤层气藏的影响主要体现在两个方面，一方面，煤储层的低温异常主要与地层抬升剥蚀以及地表水的渗流作用有关，低温异常表明煤层气藏遭受了一定程度的破坏。但是另一方面，煤储层的温度对于煤层气吸附能力存在负效应，即随着温度升高，煤岩吸附能力变差，且随着煤阶逐渐升高，这种负效应会变得更加明显[2, 29]。研究区较低的储层温度对于煤层气吸附有利。
2.4.2 储层压力统计研究区煤层气井试井数据，3号煤储层压力为2.04~19.01MPa，储层压力梯度为0.37~ 1.06MPa/100m，平均压力梯度为0.72MPa/100m，整体上欠压较严重。随着埋深增加，储层压力升高，深层储层压力一般在12MPa以上，同时，储层压力梯度也相应升高，深层储层压力梯度一般超过0.8MPa/100m（图 12）。平面上，西部斜坡带和中部洼槽区两个区域的南部局部为常压储层，其他大面积区域均为欠压储层。
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图 12 研究区3号煤压力梯度图 Fig. 12 Pressure gradient of the No.3 coal seam in the study area |
前人对于煤层的低压进行了大量的研究，目前普遍认为，煤储层低压同样与煤层气大量散失有直接关系[30]，与低温特征类似，低温低压特征表明煤层气藏遭受了一定的破坏。
3 深层煤层气成藏模式通过区域煤层埋深以及热演化史的分析，还原煤层气藏成藏过程并建立煤层气成藏模式[31]。以CP107井为代表井建立了埋深与热演化关系图（图 13）。
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图 13 CP107井埋藏及热演化关系图 Fig. 13 Relationship between coal burial depth and thermal evolution in Well CP107 |
沁水盆地南部研究区在早二叠世属于开阔的三角洲平原沼泽环境，有利于成煤。3号煤厚度较大、沉积稳定、煤岩煤质好，为煤层气成藏奠定了良好的物质基础。
煤层埋藏后，区域先后在三叠纪末和白垩纪中期经历了深成变质和岩浆热变质作用，使3号煤达到了高阶煤阶段，吸附能力强，奠定了煤层气藏高吸附气含量的基础。但是，晚白垩世岩浆侵入结束之后，研究区受喜马拉雅运动影响经历了持续的抬升剥蚀和较强烈的断裂作用，地层压力降低和地层水渗流导致煤层气的大量散失。研究区斜坡带中浅层抬升剧烈，抬升幅度达到了3000m左右，并发育一系列正断层，水动力较强，含气量偏低，一般在20m3/t以下，煤层气藏破坏严重。其中，东翼斜坡带的破坏程度更加剧烈，发育多条北东向断裂带，水动力更加活跃，导致其低温低压异常更加明显。相比较而言，研究区中部洼槽区深层抬升幅度较小，为2000m左右，构造整体较稳定，褶皱、断裂运动较弱，煤层气藏破坏作用较轻，对吸附气成藏的破坏较小，但是不利于游离气的保存。
基于上述实践总结和认识，建立了研究区深层煤层气偏低温低压、弱径流高含气成藏模式图（图 14）。沁水盆地南部研究区3号煤有利的煤储层条件及高热演化程度使区域煤岩吸附能力强，吸附气含量高。同时3号煤弱径流的水动力环境以及偏低温低压所反映出的煤层气藏的破坏作用，导致了区域目前尚未发现明显的游离气。对整个研究区而言，东翼的低温低压幅度以及水动力强度更加突出，属于低温低压、较强水动力中低含气区。西翼成藏条件介于两者之间，属于偏低温低压、较强径流中低含气区。
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图 14 研究区3号煤成藏模式图 Fig. 14 Gas accumulation pattern of the No.3 coal seam in the study area |
研究区目前完试2口深煤探井，直井CT2井和短支水平井CP17井。
CT2井3号煤埋深1825m，煤层厚度为7.3m，以原生结构煤为主，测试含气量平均为28.7m3/t，地质条件有利。该井采用常规套管注入压裂方式，排量为5.2m3/min，共加砂92.7m3，累计注入液量3075m3。该井试采40天见气，解吸压力6.5MPa，稳产气量1000m3/d左右，产水量2~7m3/d（图 15）。
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图 15 CT2井排采曲线图 Fig. 15 Production curve of Well CT2 |
CP17井3号煤埋深1560m，水平段长度400m，钻井气测全烃值70%~95%，表明含气量高。该井采用桥射联作分段单簇方式改造，共压裂5段，单段排量15m3/min，单段砂量100m3，单段液量1500m3左右。试采85天见气，解吸压力5.2MPa，稳产气量3500m3/d，产水量10~35m3/d（图 16）。
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图 16 CP17井排采曲线图 Fig. 16 Production curve of Well CP17 |
两口井压裂规模均较小，尤其是CT2井，排量和砂量都较低，无法实现深层体积压裂的目的，但是仍然取得了一定的产气效果，证实了区域深层煤层气含气量高，资源富集。
另外，两口井试采曲线特征与中浅层试采井产气特征基本一致，前期没有见到游离气产气高峰，仍以吸附气为主，需要经过长期排采降压，促使吸附气解吸并持续提产。据此推测，研究区深层仍然属于吸附气藏，游离气含量少或不含游离气。
研究区中浅层目前已经处于评价建产阶段，评价水平井单井稳产气量5000~12000m3/d，洼槽区深层相较于中浅层，具有构造更加稳定、煤体结构更完整、含气量高、水动力弱、低温低压相对较轻的优势，结合目前已经试采井的产气效果推测，深层煤层气具有更好的高产稳产潜力。
研究区深层煤层气分布面积约为700km2，采用体积法估算，3号煤资源量约为1200×108m3，资源丰度达到了1.7×108m3/km2。总结认为，沁水盆地南部研究区深层煤层气资源高产稳产潜力大，具有良好的勘探开发前景。
5 结论及认识（1）研究区深层3号煤沉积环境有利，具有煤层厚度大（4.0~7.3m），镜质组含量高（平均为76.4%），灰分产率低（平均为12.9%），裂隙较发育的有利成藏基础。
（2）得益于深成变质和岩浆热变质两期强烈变质作用，研究区深层3号煤热演化程度较高，Ro为2.41%~3.03%，为高煤阶，兰氏体积为27.25~36.50cm3/g，吸附能力强，吸附含气量一般超过了20m3/t，含气性好。
（3）受喜马拉雅期区域地层强烈抬升剥蚀，同时受到地层水渗流作用影响，导致煤层气藏遭受破坏，封闭性变差，不利于游离气保存，深层试采井未见明显的游离气显示。煤层气藏现今弱径流环境、偏低温低压特征也是煤层气藏遭受破坏的表现。
（4）建立了研究区深层3号煤偏低温低压、弱径流、高含气的成藏模式，估算深层3号煤资源量为1200×108m3，具有良好的勘探开发前景。
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