安徽宿州芦岭矿区煤层气生产条件分析

1. 安徽宿州芦岭矿区煤层气生产条件分析

黄晓明1 F.Andrew2 莫日和1 王洪洲2 林亮1
黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:huang-cucbm@sina.com.cn,电话:64298881。
(1.中联煤层气有限责任公司 北京 1000112.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)
摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件,这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性,(2)确定储层的排采条件,(3)评价并改进完井技术,进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等-偏高,含气饱和度较高,表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产,本文着重探讨了CLG09V-01井的煤层气生产条件。
关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件
Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area, Suzhou, China
HUANG Xiaoming1 F. Andrew2 MO Rihe1 WANG Hongzhou2 LIN Liang1
(1. China United Coalbed Methane Co. Ltd., Beijing 100011, China2. Canelite Energy, Suzhou 235200, China)
Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal - mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to (1) assess gas productivity, (2) determine if the reser- voir can be dewatered, (3) evaluate and improve completion techniques, and (4) assess full-field development issues, and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals, and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on production in April 2010, and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.
Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM productivity
安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘,距宿州市20km,矿区面积23km2,煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局,1996),矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km2,是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目,目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井,CLG09V-01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区,也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入,该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初,依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ-4,5井),取得了较好的勘探成果。1998~2002年,美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15~20km范围内施工了9口煤层气参数井,包括一个300m井间距的生产试验井组,最高单井产气量为1700m3/d,最低500m3/d。2004~2008年,芦岭煤矿在距CLG09V-01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井,井间距250m,初期单井最高产气量为3000m3/d,投产两年多以来,目前单井产量稳定在1000m3/d左右,所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电,实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征
(1)构造
淮北煤田位于华北板块的东南缘,区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上,受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布,地层倾向偏东,倾角一般为23°。
芦岭矿区位于淮北煤田东南缘,北界为东西向的宿北断裂,南部靠近板桥断裂,这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑,对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层,对煤系地层起到明显的改造和控制作用,矿区呈北西向展布,地层北倾,使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育,从东向西呈叠瓦式推覆,矿井下常见层滑小构造,对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁,主要表现为酸性火成岩侵入体,多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中,下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显,煤质变化大,煤类复杂,以贫煤,无烟煤,天然焦为主。然而,岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小,煤变质程度相对不高,以气煤为主。
(2)地层
芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区,晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积,含多层可采煤层(中煤地质总局,2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征,将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V-01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井,钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层,以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。
从图2中可以看出,山西组10号煤层的电性特征明显,结构稳定,厚度为2.69m。其直接底板为砂质泥岩,厚3.38m,含水性弱,渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互,表现为高伽马和中高电阻率特征,弱含水,渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为6.08m厚的细砂岩,纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为,渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出,从而促进了煤层气的大量生成,有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等,2010),这点在本文后面的讨论中再次得到印证。
下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达9.19m,但井身结构不稳定,煤芯破碎,扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩,含水性弱,渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2),渗透性好,若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触,可有效地提高煤层的排烃效率,从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚2.36m,顶、底板为泥岩,含水性弱,渗透性差,内生裂隙发育,具有较好的煤层气渗流通道,但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。
CLG09V-01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处,以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层,在本井区不发育。
(3)水文地质
淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱,断层破碎带一般为泥质充填,亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2~3层,一般厚5~20m,单位涌水量0.26~1.21L/s·m,最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下,单位涌水量变化较大,在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源,但因其含水性弱,对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征
(1)煤岩、煤质特征
7 号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,内生裂隙发育,煤芯呈块状,玻璃光泽,断口呈阶梯状,网状结构。煤显微组分含量:镜质组为78.9%,惰质组为17.4%,壳质组未见,无机组分占12.6%,镜质体反射率为0.71%。煤视密度为1.37,灰分为21.97%,挥发分为37.84%,固定碳含量为83.55%。
8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成,宏观类型为半亮型煤,条痕为黑灰色。煤芯十分破碎,以至于裂隙无法描述,少部分小碎块断口为参差状,呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为76.2%~85.5%,惰质组为12.0%~19.5%,含微量壳质组成分,镜质体反射率为0.76%~0.83%。无机组分含量不高,平均为7.6%,一般为分散状粘土,个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为1.32~1.38,灰分为11.72%~16.78%,挥发分为31.08%~33.74%,固定碳含量为84.88%~85.84%。
10号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,宏观类型以半亮型煤为主,内生裂隙十分发育,裂隙面光滑平整,面裂隙40~42条/5cm,端裂隙28~32条/5cm。煤芯呈块状,条痕为灰黑色,呈金属光泽和玻璃光泽,断口参差状,具孤立网状结构,裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为76.3%~88.1%,惰质组为10.0%~18.8%,壳质组为1.95%~5.0%,无机组分占2.2%~16.2%,镜质体反射率为0.83%~0.90%。煤视密度为1.36,灰分含量平均为10.05%,挥发分平均为36.69%,固定碳含量为82.57%~85.57%。
(2)含气量、等温吸附特性
7 号煤的两个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为6.10~6.68m3/t;干燥无灰基含气量为7.30~8.00m3/t,吸附时间变化在4.60~4.67天,平均4.64天。气体成分以甲烷为主,占96.67%~96.82%,氮气含量2.92%~2.96%,重烃含量极微。等温吸附实验表明,7号煤的原煤饱和吸附量为12.87cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量为16.71cm3/g,兰氏压力为2.21MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),原煤等温吸附曲线平缓,干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为8.05~9.85m3/t;干燥无灰基含气量为9.49~11.26m3/t,吸附时间变化在1.34~2.35天,平均2.08天。气体成分以甲烷为主,占94.10~98.25%,氮气含量0.65%~4.87%,重烃含量0%~0.39%。等温吸附实验表明,8号煤的原煤饱和吸附量范围14.89~17.01cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围18.18~20.12cm3/g,兰氏压力平均为2.35MPa。从图3中可以看出,8号煤等温吸附性与7号煤相比,其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近,曲率变化明显增大。
10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为7.28~8.69m3/t;干燥无灰基含气量为8.82~10.42m3/t,吸附时间变化在1.37~2.50天,平均1.95天。气体成分以甲烷为主,占94.10%~95.79%,比前述两组煤层的甲烷含量略低,氮气含量变化在3.92%~5.41%,重烃含量0.06%~0.11%。等温吸附实验表明,10号煤的原煤饱和吸附量范围为11.44~15.09cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围为15.91~16.29cm3/g,兰氏压力为2.04MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近,曲率相对较大。
3 生产条件
煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等,2010),这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的,也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲,石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件,而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。
芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层,分别为下石盒子组的7号煤和8号煤,以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高,但随埋深略微增高,煤类以气煤为主。受构造作用影响明显,煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高,甲烷含量高,重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低,但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。
从前述CLG09V-01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩,渗透性极差,按传统的煤层气地质观念来讲,其对煤层气具有较好的保存条件。然而,从煤层气生成的角度来看,较强的封闭性不利于煤层气的排出,反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是,7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育,煤层气的生成才得以持续发生,因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩,渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍,降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩,渗透性好,且煤层厚度适中,煤层受热变质程度最高,因此,煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出,同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。
通过以上分析结合煤层的等温吸附特性,我们可以看出:CLG09V-01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,等温吸附曲线曲率大,兰氏压力低的特点,在三个主要目的煤层中,其生产条件最好,初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育,含气饱和度高的特点,生产条件也是比较好的,特别是8号煤层巨厚,是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓,表明解吸条件相对较差,测试数据也表明其解吸天数是最多的,此外,其兰氏压力也较大,而兰氏体积相对不高。
另外,有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中,将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱,2010)。CLG09V-01井的煤芯样品分析结果表明,本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低,但其对生产条件的影响到底有多大,还需更多的实际资料加以验证,至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明,三层煤的惰质组组分含量几无差别,均普遍偏低,但煤层气解吸时间却相差较大,7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多,10号煤解吸时间最短。可见,惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。
结语
安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部,是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一,也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔-米勒公司(William W.Vail et al.,2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价,结果均表明该地区煤层气潜力巨大,勘探开发风险较小。
芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程,商业开采也有两年以上,目前的煤层气生产井以直井为主,采取的是套管完井技术,水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产,实现了商业化利用,提高了煤矿安全生产保障。
下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高,中等变质程度,煤吸附能力和煤层厚度适中,顶底板条件好,有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,临/储压力比大,有利于煤层气的产出。
10号煤层的储层压力大,含气饱和度高,煤解吸速率高,对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大,煤层气资源丰富,是煤层气高产稳产的基础,但煤层受构造影响而破碎,在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低,但饱和度较高,顶底板封闭性强,使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补,合理的控制生产节奏,就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造,从而加快厚煤层中煤层气的持续析出,我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等,2010)。
参考文献
黄晓明等,2010.煤层气地质勘探实例分析[M].苏州:石油工业出版社
吴昱,2010.西山矿区煤层气资源可采性评价[J].中国煤层气,(4)
中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局,1996
中国煤田地质总局,2001.中国聚煤作用系统分析[M].徐州:中国矿业大学出版社
William W. Vail and J.Matthew Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession, Anhui, Chi-na Marshall Miller & Associates

2. 山西柳林地区煤层气储层孔渗发育特征研究

林亮 姚勇 黄晓明
基金项目:国家科技重大专项示范工程62(20092×05062)
作者简介:林亮,1983年生,男,工程师,硕士,2009年毕业于中国矿业大学(北京),现工作于中联煤层气有限责任公司国际合作与勘探部,从事含油气盆地分析及煤层气勘探开发利用研究工作。010-64298881,atlan-tics@foxmail.com
(中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:通过实施国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》项目“鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程”柳林示范项目,收集大量煤田资料并施工煤层气试验生产井,研究了柳林地区煤层气储层孔渗发育特征。研究结果表明:该区煤岩孔隙度主要受煤化程度、显微组分、矿物含量和煤体结构的影响;煤层渗透率变化较大,渗透率相对较低,具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率偏低。
关键词:柳林区块 煤层气 孔隙变 渗透率
The Porosity and perm eability Characteristics of the Liulin Coalbed Methane Block, Shanxi Province
LIN Liang YAO Yong HUANG Xiaoming
(China United Coalbed Methane Co., Ltd, Beijing 100011, China)
Abstract: The Liulin demonstration projects of "ordos Basin Carboniferous and Permian's coalbed methane Exploration and Development Demonstration Project" is one of the Major National Science and Technology special projects on "Large Oil and Gas Fields and Coalbed Methane Development Program. " In order to study the porosi- ty and permeability Characteristics of coalbed reservoir characteristics of this area, we collected a large number of coal fields data and many Parameters and production wells have been implemented. The results show that the coal porosity is mainly affected by the degree of coalification, maceral, mineral content and coal shape. The coal per- meability was relatively low and varied significantly, and it shows a decreasing trend from northeast to southwest area. The coal permeability of Taiyuan formation is lower than that of Shanxi formation.
Keywords: Liulin block; coalbed methane; porosity; permeability
柳林位于山西省西部,河东煤田中部,南邻石楼北区块,东邻杨家坪区块。行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡。地理坐标:东经110°44′00″~110°53′00″,北纬37°21′00″~37°31′00″,区块东西宽约10.1km,南北长约18.1km,面积183.824km2。
1 区域地质背景
河东煤田主要处在黄河东岸——吕梁山西坡的南北向构造带上,属于李四光指出的“黄河两岸南北向构造带”的东岸部分。煤田总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造,属于吕梁复背斜西翼的一部分,在单斜上又发育了次一级的褶曲和经向或新华夏系的断裂构造[1]。
柳林地区位于河东煤田中段离柳矿区西部,南邻石楼北区块,北邻三交区块,构造上位于鄂尔多斯盆地东缘石鼻状构造南翼。在研究区北部,地层向西倾斜,向南逐渐转为向西南倾斜,总体为一向西或西南倾斜的单斜构造。地层产状平缓,倾角约3°~8°。在鼻状构造的背景上,发育有起伏微弱的次级小褶曲,起伏高度一般小于50m。区内断层不发育,仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。地表未见陷落柱,也未见岩浆活动[2]。
本区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O2f);石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t);二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x);二叠系上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh);三叠系下统刘家沟组(T1l)、和尚沟组(T1h);新生界上第三系上新统(N2);第四系中更新统(Q2)、上更新统(Q3)、全新统(Q4)。本区内发育煤层14层,其中山西组5层,自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层,自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号[2]。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层,太原组的8+9、10号煤为主要可采煤层[3]。
2 煤储层孔隙特征
煤岩孔隙是指未被固体物质充填满的空间,为煤结构的重要组成部分,与煤储层的储集性能、渗透性等密切相关。一般来说,随着煤阶的升高,煤中的总孔容呈指数下降,总的规律为微孔和小孔增加、大孔和小孔减少[4]。
空隙的划分方案较多,一般采用B.B.霍多特方案,即大孔大于1000nm,中孔为1000~100nm,小孔为100~10nm,微孔小于10nm的标准。
从鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔隙体积百分含量上来看,孔隙体积百分含量在26.06%~66.78%之间,均值为48.75%,微孔变化在14.89%~39.39%,平均为27.47%;大孔次之,介于5.56%~44.24%,均值为16.43%;中孔最弱,变化于2.35%~32.98%,平均7.33%。不同地区不同层位,煤储层孔隙分布变化较大[5]。
杨家坪井组数据(表1)表明柳林地区煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。平均总孔隙含量在0.0258~0.0413cm3/g之间,孔隙发育情况一般。在4MPa有效上覆压力条件下,柳林地区8号煤层总孔隙度平均为7.18%,5号煤层总孔隙度平均3.45%,4号煤层总孔隙度平均为3.90%,以8号煤层孔隙度最优。
表1 柳林地区不同煤层孔隙发育情况(注:杨家坪井组数据)


总体上看,柳林地区总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。如图1,孔容分布上主要以小孔、微孔为主,尤以小孔含量为优,中孔发育最少。

图1 柳林地区各类孔隙孔容比对比图

柳林地区煤层压汞总孔比表面积在0.103cm3/g~0.413cm3/g之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势,大孔和中孔所占比率甚微,过渡孔所占比例又略高于微孔所占比例。
3 煤储层渗透率特征
研究区内3+4号煤层渗透率为0.01~2.8mD,平均0.6mD;FL-EP1井渗透率相对较高;5号煤层渗透率变化范围为0.06~1.59mD,平均0.7mD;8+9号煤层渗透率变化范围0.005~24.8mD,平均4.8mD;整体上8+9煤层渗透率要明显高于3+4号与5号,各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点[6](图2)。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
煤储层的渗透性是控制煤层甲烷气生产能力的主导因素。渗透率一般指试井渗透率,通过试井资料获得,由于研究区内煤层气探井有限,所以煤层气试井渗透率资料非常有限。据已有资料,柳林地区的渗透率在0.01~10mD之间,南部渗透性要好于北部。煤层气储层的渗透率受煤体结构、裂隙系统的发育程度、地应力等影响;此外,煤层气开采过程中外界条件的改变特别是储层压力变化引起的有效应力效应与基质收缩效应,也对煤岩渗透率产生强烈影响:
1.柳林示范区及周边地区以中煤级为主,裂隙非常发育是渗透率的主控因素。裂隙多近东西向展布,端裂隙与之斜交。两组裂隙在平面上以规则的菱形网格状为主,次为不规则网状,孤立状很少见到。
大孔尤其是裂隙的发育情况决定了储层在原始地层条件下的渗透能力。裂隙的发育程度主要是指裂隙的密度(或间距)、长度、宽度、裂口宽度等,它们的值越大,煤层的渗透性越好。裂隙系统的发育程度与煤岩成分、煤变质程度、构造应力等因素密不可分。光亮型煤、中等变质程度的烟煤(如肥煤、焦煤、瘦煤)、低灰分煤等条件最有利于裂隙的大量形成。柳林地区煤以半亮煤为主体,煤级以焦煤为主,有利于形成裂隙。统计面裂隙密度表明,裂隙密度较大,且裂隙大部分未被充填,大幅度扩大了煤体的渗透率[6]。
2.煤层是对地应力十分敏感的天然气储层。通常,地应力场被分解为垂直应力和水平应力。垂直应力是由上覆岩层的重量引起的。煤层裂隙系统的渗透率是有效应力的函数,有效应力是垂直力与地层压力的函数差。垂直应力和地层压力均随埋藏深度的增加而成线数增加关系,由于岩层的密度远大于孔隙中流体的密度,可知,有效应力随深度的增加而增大,裂隙系统的渗透率随着深度的增加而变小。柳林地区煤层由东往西,往南埋深加大,例如4号煤层埋深由东部的200m加大到西南的1250m,渗透率在地应力的作用下呈现变小的趋势。
3.示范区内构造应力场及其伴生的节理发育特征是控制煤储层渗透率的主要因素之一,南部节理变化较小,而中部较大,这预示在中部地区不同走向节理交切部位可能呈网状分布,形成高渗透性地层分布区。同时,统计数据表明,示范区内中部较东西两侧渗透性好。受燕山运动影响,柳林地区地层裂隙呈北东向展布;FL-EP1井山西组3+4号煤层压裂结果显示,造缝裂隙方向仍为北东南西向,与煤层主裂隙方向一致。

图2 柳林地区4、5、8+9煤层渗透率

4 结论
柳林矿区内所含的煤系地层由老到新分别为上石炭统本溪组(C2b)、上石炭统太原组(C3t)以及下二叠统山西组(P1s)。其中矿区内有煤层气勘探潜力的煤层为上石炭统太原组底部8+9+10号煤,下二叠统山西组3+4+5号煤。
两套煤层宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主,光亮煤和暗淡煤为辅,镜质组含量高,主要为焦煤。煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。汞总孔比表面积在0.103~0.413cm3/g之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
从煤层厚度、煤岩煤质、孔渗条件等方面考虑,柳林地区具备煤层气富集成藏的条件,有大规模开发的潜力。
参考文献
[1]刘新社,席胜利,周焕顺.2007.鄂尔多斯盆地东部上古生界煤层气储层特征[J].煤田地质与勘探,35(1)
[2]张新民,庄军,张遂安.2002.中国煤层气地质与资源评价[M].北京:科学出版社
[3]黄晓明,林亮,王赞维等.2010.山西柳林地区煤系地层对比特征[J].煤层气勘探开发理论与技术——2010年全国煤层气学术研讨会论文集
[4]张松航,汤达祯,唐书恒.2009.鄂尔多斯盆地东缘煤层气储集与产出条件[J].煤炭学报,10
[5]杨光,刘俊来.2008.鄂尔多斯盆地煤岩变形与煤储层特性关系的实验研究[J].地质学报,10
[6]要惠芳,阴翠珍.2006.山西河东煤田柳林杨家坪煤层气储层地质特征[J].中国石油勘探,11(3):68~72

3. 地面开发利用状况

当前我国煤层气地面钻井抽采利用，仍处于勘探和小范围生产试验阶段，尚未进入规模开发。煤层气地面开采试验的深度基本处于300～1000m。东部地区煤炭开采及相应的瓦斯抽放趋于向深部发展，部分矿井已达到1000m。近期可开发的煤层气资源主要分布于煤矿区范围内。
到2005年底，全国累计施工地面煤层气井600余口，试验井组11个。在沁水盆地南部、阜新矿区、河东煤田中部、韩城矿区等地煤层气勘探开发已取得工业产能，并实现小规模的商业化生产，初步形成了一套适合我国煤储层条件的地面煤层气开发技术。
山西沁水盆地南部煤层气高技术产业化示范工程获得国家发改委的正式批准，中联公司在沁水盆地南部柿庄建立了地面钻井煤层气抽采系统和压缩气站，供长治市居民用气，整个项目设计钻井909口，分三期建设。一期工程完成钻井150口，目前已钻井140口，先期40口井完成了压裂工程并投入生产，现已建成日产8×104m3、年产3000×104m3生产能力，今年底完成一期工程，计划建成年产1亿m3的生产基地。晋城煤业集团利用亚行贷款形成一定规模的地面钻井抽采系统和压缩气站，建立了蓝焰煤层气有限公司，到目前为止，已钻煤层气井200口，建成了国内目前最大的地面煤层气生产井网，年产量达到1.5×108m3，产出的煤层气不仅满足了矿区居民用气，还外送到郑州、长治等地，今年计划再施工300口井。阜新宏地勘新能源有限公司在阜新矿区打了一个7口井的井网，从2002年开始一直向阜新市稳定供气3年多，日供气约2×104m3，至今已供1864×104m3，为阜新市政府节省煤气补贴1800万元，获得较好的经济效益和社会效益。

4. 煤矿的生产井怎么开采

黄晓明1 F.Andrew2 莫日和1 王洪洲2 林亮1
黄晓明,中联煤层气有限责任公司,邮箱:huang-cucbm@sina.com.cn,电话:64298881。
(1.中联煤层气有限责任公司 北京 1000112.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)
摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件,这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性,(2)确定储层的排采条件,(3)评价并改进完井技术,进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等-偏高,含气饱和度较高,表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产,本文着重探讨了CLG09V-01井的煤层气生产条件。
关键词:煤层气生产试验井 煤层 等温吸附实验 煤层气生产条件
Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area, Suzhou, China
HUANG Xiaoming1 F. Andrew2 MO Rihe1 WANG Hongzhou2 LIN Liang1
(1. China United Coalbed Methane Co. Ltd., Beijing 100011, China2. Canelite Energy, Suzhou 235200, China)
Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal - mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to (1) assess gas productivity, (2) determine if the reser- voir can be dewatered, (3) evaluate and improve completion techniques, and (4) assess full-field development issues, and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals, and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on production in April 2010, and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.
Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM productivity
安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘,距宿州市20km,矿区面积23km2,煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局,1996),矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km2,是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目,目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井,CLG09V-01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区,也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入,该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初,依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ-4,5井),取得了较好的勘探成果。1998~2002年,美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15~20km范围内施工了9口煤层气参数井,包括一个300m井间距的生产试验井组,最高单井产气量为1700m3/d,最低500m3/d。2004~2008年,芦岭煤矿在距CLG09V-01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井,井间距250m,初期单井最高产气量为3000m3/d,投产两年多以来,目前单井产量稳定在1000m3/d左右,所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电,实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征
(1)构造
淮北煤田位于华北板块的东南缘,区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上,受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布,地层倾向偏东,倾角一般为23°。
芦岭矿区位于淮北煤田东南缘,北界为东西向的宿北断裂,南部靠近板桥断裂,这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑,对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层,对煤系地层起到明显的改造和控制作用,矿区呈北西向展布,地层北倾,使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育,从东向西呈叠瓦式推覆,矿井下常见层滑小构造,对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁,主要表现为酸性火成岩侵入体,多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中,下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显,煤质变化大,煤类复杂,以贫煤,无烟煤,天然焦为主。然而,岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小,煤变质程度相对不高,以气煤为主。
(2)地层
芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区,晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积,含多层可采煤层(中煤地质总局,2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征,将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V-01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井,钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层,以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。
从图2中可以看出,山西组10号煤层的电性特征明显,结构稳定,厚度为2.69m。其直接底板为砂质泥岩,厚3.38m,含水性弱,渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互,表现为高伽马和中高电阻率特征,弱含水,渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为6.08m厚的细砂岩,纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为,渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出,从而促进了煤层气的大量生成,有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等,2010),这点在本文后面的讨论中再次得到印证。
下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达9.19m,但井身结构不稳定,煤芯破碎,扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩,含水性弱,渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2),渗透性好,若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触,可有效地提高煤层的排烃效率,从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚2.36m,顶、底板为泥岩,含水性弱,渗透性差,内生裂隙发育,具有较好的煤层气渗流通道,但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。
CLG09V-01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处,以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层,在本井区不发育。
(3)水文地质
淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱,断层破碎带一般为泥质充填,亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2~3层,一般厚5~20m,单位涌水量0.26~1.21L/s·m,最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下,单位涌水量变化较大,在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源,但因其含水性弱,对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井实钻地层剖面

2 储层特征
(1)煤岩、煤质特征
7 号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,内生裂隙发育,煤芯呈块状,玻璃光泽,断口呈阶梯状,网状结构。煤显微组分含量:镜质组为78.9%,惰质组为17.4%,壳质组未见,无机组分占12.6%,镜质体反射率为0.71%。煤视密度为1.37,灰分为21.97%,挥发分为37.84%,固定碳含量为83.55%。
8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成,宏观类型为半亮型煤,条痕为黑灰色。煤芯十分破碎,以至于裂隙无法描述,少部分小碎块断口为参差状,呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为76.2%~85.5%,惰质组为12.0%~19.5%,含微量壳质组成分,镜质体反射率为0.76%~0.83%。无机组分含量不高,平均为7.6%,一般为分散状粘土,个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为1.32~1.38,灰分为11.72%~16.78%,挥发分为31.08%~33.74%,固定碳含量为84.88%~85.84%。
10号煤煤岩成分以亮煤为主,暗煤次之,宏观类型以半亮型煤为主,内生裂隙十分发育,裂隙面光滑平整,面裂隙40~42条/5cm,端裂隙28~32条/5cm。煤芯呈块状,条痕为灰黑色,呈金属光泽和玻璃光泽,断口参差状,具孤立网状结构,裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为76.3%~88.1%,惰质组为10.0%~18.8%,壳质组为1.95%~5.0%,无机组分占2.2%~16.2%,镜质体反射率为0.83%~0.90%。煤视密度为1.36,灰分含量平均为10.05%,挥发分平均为36.69%,固定碳含量为82.57%~85.57%。
(2)含气量、等温吸附特性
7 号煤的两个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为6.10~6.68m3/t;干燥无灰基含气量为7.30~8.00m3/t,吸附时间变化在4.60~4.67天,平均4.64天。气体成分以甲烷为主,占96.67%~96.82%,氮气含量2.92%~2.96%,重烃含量极微。等温吸附实验表明,7号煤的原煤饱和吸附量为12.87cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量为16.71cm3/g,兰氏压力为2.21MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),原煤等温吸附曲线平缓,干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V-01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为8.05~9.85m3/t;干燥无灰基含气量为9.49~11.26m3/t,吸附时间变化在1.34~2.35天,平均2.08天。气体成分以甲烷为主,占94.10~98.25%,氮气含量0.65%~4.87%,重烃含量0%~0.39%。等温吸附实验表明,8号煤的原煤饱和吸附量范围14.89~17.01cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围18.18~20.12cm3/g,兰氏压力平均为2.35MPa。从图3中可以看出,8号煤等温吸附性与7号煤相比,其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近,曲率变化明显增大。
10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明,其空气干燥基含气量为7.28~8.69m3/t;干燥无灰基含气量为8.82~10.42m3/t,吸附时间变化在1.37~2.50天,平均1.95天。气体成分以甲烷为主,占94.10%~95.79%,比前述两组煤层的甲烷含量略低,氮气含量变化在3.92%~5.41%,重烃含量0.06%~0.11%。等温吸附实验表明,10号煤的原煤饱和吸附量范围为11.44~15.09cm3/g,干燥无灰基饱和吸附量范围为15.91~16.29cm3/g,兰氏压力为2.04MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3),相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近,曲率相对较大。
3 生产条件
煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等,2010),这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的,也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲,石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件,而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。
芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层,分别为下石盒子组的7号煤和8号煤,以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高,但随埋深略微增高,煤类以气煤为主。受构造作用影响明显,煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高,甲烷含量高,重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低,但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。
从前述CLG09V-01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩,渗透性极差,按传统的煤层气地质观念来讲,其对煤层气具有较好的保存条件。然而,从煤层气生成的角度来看,较强的封闭性不利于煤层气的排出,反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是,7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育,煤层气的生成才得以持续发生,因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩,渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍,降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩,渗透性好,且煤层厚度适中,煤层受热变质程度最高,因此,煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出,同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。
通过以上分析结合煤层的等温吸附特性,我们可以看出:CLG09V-01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,等温吸附曲线曲率大,兰氏压力低的特点,在三个主要目的煤层中,其生产条件最好,初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育,含气饱和度高的特点,生产条件也是比较好的,特别是8号煤层巨厚,是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓,表明解吸条件相对较差,测试数据也表明其解吸天数是最多的,此外,其兰氏压力也较大,而兰氏体积相对不高。
另外,有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中,将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱,2010)。CLG09V-01井的煤芯样品分析结果表明,本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低,但其对生产条件的影响到底有多大,还需更多的实际资料加以验证,至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明,三层煤的惰质组组分含量几无差别,均普遍偏低,但煤层气解吸时间却相差较大,7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多,10号煤解吸时间最短。可见,惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。
结语
安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部,是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一,也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔-米勒公司(William W.Vail et al.,2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价,结果均表明该地区煤层气潜力巨大,勘探开发风险较小。
芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程,商业开采也有两年以上,目前的煤层气生产井以直井为主,采取的是套管完井技术,水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产,实现了商业化利用,提高了煤矿安全生产保障。
下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高,中等变质程度,煤吸附能力和煤层厚度适中,顶底板条件好,有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大,内生裂隙十分发育,煤层气含气饱和度高,临/储压力比大,有利于煤层气的产出。
10号煤层的储层压力大,含气饱和度高,煤解吸速率高,对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大,煤层气资源丰富,是煤层气高产稳产的基础,但煤层受构造影响而破碎,在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低,但饱和度较高,顶底板封闭性强,使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补,合理的控制生产节奏,就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造,从而加快厚煤层中煤层气的持续析出,我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等,2010)。
参考文献
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William W. Vail and J.Matthew Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession, Anhui, Chi-na Marshall Miller & Associates

5. 安徽宿州芦岭矿区煤层气生产条件分析

黄晓明1 F.Andrew2 莫日和1 王洪洲2 林亮1
(1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011 2.加拿大英发能源公司 安徽宿州 235200)
摘要:本文从地质及储层特征等技术层面上探讨了淮北煤田芦岭矿区煤层气井的生产条件，这些生产试验井的钻探目的是(1)评估煤层气的生产特性，(2)确定储层的排采条件，(3)评价并改进完井技术，进而(4)全面评估煤层气生产所面临的问题。勘探结果显示该井区煤层发育稳定、内生裂隙发育、煤层气含气量中等偏高，含气饱和度较高，表明具有较好的煤层气生产潜力。300m井间距的煤层气生产试验井组已于2010年4月投产，本文着重探讨了CLG09V－01井的煤层气生产条件。
关键词:煤层气生产试验井煤层等温吸附实验煤层气生产条件
Technical Studies of the CBM Pilot in Luling Coal Mine Area，Suzhou，China
HUANG Xiaoming1F. Andrew2MO Rihe1WANG Hongzhou2LIN Liang1
( 1. China United Coalbed Methane Co. Ltd. ，Beijing 100011，China 2. Canelite Energy，Suzhou 235200，China)
Abstract: This paper is a technical approach documenting geology and reservoir property studies of Luling coal － mine CBM pilots. The pilot wells were drilled to ( 1) assess gas productivity，( 2) determine if the reser- voir can be dewatered，( 3) evaluate and improve completion techniques，and ( 4) assess full-field development issues，and it has showed a high CBM potential for the well developed coal seams with a good cleated coals，and the medium gas contents with a comparatively high saturated coals of these wells. The pilot wells at 40-acre well spacing were put on production in April 2010，and this paper focus primarily on the productivity of the CLG09V- 01 well.
Keywords: CBM-pilot; coal seams; adsorption isotherms; CBM productivity
黄晓明，中联煤层气有限责任公司，邮箱:huang-cucbm@sina.com.cn，电话:64298881。
安徽宿州芦岭煤矿位于淮北煤田的东南缘，距宿州市20km，矿区面积23km2，煤炭年生产能力180万t(中煤地质总局，1996)，矿区同时位于中联公司拥有探矿权的宿南煤层气勘查区块的东部(图1)。宿南煤层气区块面积约850km2，是我国第一个与外国公司签署的中外合作煤层气勘探开发项目，目前外方作业者为加拿大英发能源公司。本次调查工作主要集中在芦岭矿区范围内施工的一口煤层气参数+生产试验井，CLG09V－01井。该井连同与其相关的300m井间距的生产井组已于2010年4开始进入煤层气排采试验阶段。包括本区在内的整个宿州地区一直是煤层气勘探开发的热点地区，也是包括煤矿、油气公司和煤层气专业公司针对煤层气资源勘探投入较大、研究程度较高、开发利用较为成熟的地区之一。通过持续不断的勘探投入，该地区的煤层气商业开采(结合瓦斯治理)已初具规模。早在20世纪90年代初，依托联合国煤层气资源评价项目在包括芦岭矿区在内的整个宿南煤层气区块范围内施工了两口煤层气参数井(CQ－4，5井)，取得了较好的勘探成果。1998～2002年，美国德士古(Texaco)石油公司作为第一个外方合作者在距芦岭煤矿西南15～20km范围内施工了9口煤层气参数井，包括一个300m井间距的生产试验井组，最高单井产气量为1700m3/d，最低500m3/d。2004～2008年，芦岭煤矿在距CLG09V－01井东南5km的煤矿塌陷区施工了7口煤层气生产井，井间距250m，初期单井最高产气量为3000m3/d，投产两年多以来，目前单井产量稳定在1000m3/d左右，所生产的煤层气供煤矿瓦斯电厂发电，实现了煤层气的商业利用。

图1 安徽宿州宿南煤层气区块煤层气勘探开发形势图

1 地质特征
(1)构造
淮北煤田位于华北板块的东南缘，区内构造主要表现为在东西向隆起带的基础上，受北北东向逆冲断裂控制而形成的一系列近南北向的断块。导致古生界地层呈北北东向展布，地层倾向偏东，倾角一般为23°。
芦岭矿区位于淮北煤田东南缘，北界为东西向的宿北断裂，南部靠近板桥断裂，这两条东西走向、倾向相向的同生正断层构成了一个区域性的地堑，对矿区的煤系地层沉积起到控制作用。芦岭煤矿东界为一北西向的逆断层，对煤系地层起到明显的改造和控制作用，矿区呈北西向展布，地层北倾，使其在淮北煤田具有鲜明的构造特点。煤田东部逆冲推覆构造发育，从东向西呈叠瓦式推覆，矿井下常见层滑小构造，对采煤有较大影响。矿区周边燕山期火山作用较为频繁，主要表现为酸性火成岩侵入体，多以岩床、岩株和岩脉的形式侵入到古生界沉积地层中。其中，下二叠统山西组地层受岩浆接触变质和岩浆热力变质作用明显，煤质变化大，煤类复杂，以贫煤，无烟煤，天然焦为主。然而，岩浆作用主要发生在宿北断裂以北地区。芦岭矿区受岩浆岩侵入体的影响较小，煤变质程度相对不高，以气煤为主。
(2)地层
芦岭矿区所处的两淮地区在沉积地层上属于南华北地层分区，晚古生界地层为一套三角洲体系和多重障壁体系交替沉积，含多层可采煤层(中煤地质总局，2001)。根据沉积旋回和岩性组合特征，将地层自下而上划分为本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组。CLG09V－01井是在芦岭矿区施工的一口煤层气参数+生产试验井，钻井位置见图1。该井所钻揭的地层主要包括石炭系太原组地层、二叠系山西组和上、下石盒子组地层，以及约250m厚的新生界松散地层。本文着重讨论与主要目的煤层相关的下二叠统煤系地层的岩性组合特点(图2)。
从图2中可以看出，山西组10号煤层的电性特征明显，结构稳定，厚度为2.69m。其直接底板为砂质泥岩，厚3.38m，含水性弱，渗透性较差。其下部紧邻地层到石炭系太原组灰岩顶界之间为厚层状的粉、细砂岩和砂质泥岩间互，表现为高伽马和中高电阻率特征，弱含水，渗透性好于煤层底板。10号煤的直接顶板为6.08m厚的细砂岩，纯净且渗透性较好。传统的煤层气地质理论认为，渗透性好的煤层顶、底板不利于煤层气的保存。然而根据我们多年的煤层气地质勘探实践发现;较好的渗透性有利于煤层气的排出，从而促进了煤层气的大量生成，有效地提高了煤储层的煤层气含气饱和度(黄晓明等，2010)，这点在本文后面的讨论中再次得到印证。
下石盒子组地层中包含了两套主要目的煤层。8号煤层厚达9.19m，但井身结构不稳定，煤芯破碎，扩径明显。直接顶、底板为砂质泥岩，含水性弱，渗透性较差。但其上部紧邻地层为10m厚的细砂岩(见图2)，渗透性好，若因断层错断导致煤层与该渗透层直接接触，可有效地提高煤层的排烃效率，从而提高煤储层的煤层气含气饱和度。7号煤层厚2.36m，顶、底板为泥岩，含水性弱，渗透性差，内生裂隙发育，具有较好的煤层气渗流通道，但煤层顶、底板的封闭性在一定程度上影响了其生烃效率。
CLG09V－01井区的上、下石盒子组地层分界在井深510m处，以紫斑状铝质泥岩为地层划分标志层。上石盒子组地层由紫、黄绿和杂色砂岩、粉砂岩和泥岩互层组成。在宿南煤层气区块其他地区较为发育的3号煤层，在本井区不发育。
(3)水文地质
淮北煤田二叠系含煤地层含水性弱，断层破碎带一般为泥质充填，亦为弱含水性。本区主要含水层包括:新生界松散地层含水层2～3层，一般厚5～20m，单位涌水量0.26～1.21L/s·m，最下一层含水层直接覆盖在煤系地层之上。石炭系太原组灰岩含水层位于二叠系煤系地层之下，单位涌水量变化较大，在本井区涌水量极小。新生界及太原组灰岩含水层对芦岭煤矿无直接充水影响。二叠系煤系地层中的砂岩裂隙水是矿区的直接充水水源，但因其含水性弱，对煤矿开采和煤层气生产不造成重大影响。

图2 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V－01井实钻地层剖面

2 储层特征
(1)煤岩、煤质特征
7号煤煤岩成分以亮煤为主，暗煤次之，内生裂隙发育，煤芯呈块状，玻璃光泽，断口呈阶梯状，网状结构。煤显微组分含量:镜质组为78.9%，惰质组为17.4%，壳质组未见，无机组分占12.6%，镜质体反射率为0.71%。煤视密度为1.37，灰分为21.97%，挥发分为37.84%，固定碳含量为83.55%。
8号煤煤岩成分由亮煤和暗煤组成，宏观类型为半亮型煤，条痕为黑灰色。煤芯十分破碎，以至于裂隙无法描述，少部分小碎块断口为参差状，呈线理状构造。煤显微组分含量:镜质组为76.2%～85.5%，惰质组为12.0%～19.5%，含微量壳质组成分，镜质体反射率为0.76%～0.83%。无机组分含量不高，平均为7.6%，一般为分散状粘土，个别呈层状或侵染状形态。煤视密度为1.32～1.38，灰分为11.72%～16.78%，挥发分为31.08%～33.74%，固定碳含量为84.88%～85.84%。
10号煤煤岩成分以亮煤为主，暗煤次之，宏观类型以半亮型煤为主，内生裂隙十分发育，裂隙面光滑平整，面裂隙40～42条/5cm，端裂隙28～32条/5cm。煤芯呈块状，条痕为灰黑色，呈金属光泽和玻璃光泽，断口参差状，具孤立网状结构，裂隙被黄铁矿部分充填。煤显微组分含量:镜质组为76.3%～88.1%，惰质组为10.0%～18.8%，壳质组为1.95%～5.0%，无机组分占2.2%～16.2%，镜质体反射率为0.83%～0.90%。煤视密度为1.36，灰分含量平均为10.05%，挥发分平均为36.69%，固定碳含量为82.57%～85.57%。
(2)含气量、等温吸附特性
7号煤的两个煤芯解吸测试结果表明，其空气干燥基含气量为6.10～6.68m3/t;干燥无灰基含气量为7.30～8.00m3/t，吸附时间变化在4.60～4.67天，平均4.64天。气体成分以甲烷为主，占96.67%～96.82%，氮气含量2.92%～2.96%，重烃含量极微。等温吸附实验表明，7号煤的原煤饱和吸附量为12.87cm3/g，干燥无灰基饱和吸附量为16.71cm3/g，兰氏压力为2.21MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3)，原煤等温吸附曲线平缓，干燥无灰基曲率变化明显。

图3 宿南煤层气区块芦岭矿区CLG09V－01井煤芯样品等温吸附曲线

8号煤的18个煤芯解吸测试结果表明，其空气干燥基含气量为8.05～9.85m3/t;干燥无灰基含气量为9.49～11.26m3/t，吸附时间变化在1.34～2.35天，平均2.08天。气体成分以甲烷为主，占94.10～98.25%，氮气含量0.65%～4.87%，重烃含量0%～0.39%。等温吸附实验表明，8号煤的原煤饱和吸附量范围14.89～17.01cm3/g，干燥无灰基饱和吸附量范围18.18～20.12cm3/g，兰氏压力平均为2.35MPa。从图3中可以看出，8号煤等温吸附性与7号煤相比，其原煤曲线和干燥无灰基曲线相近，曲率变化明显增大。
10号煤的4个煤芯解吸测试结果表明，其空气干燥基含气量为7.28～8.69m3/t;干燥无灰基含气量为8.82～10.42m3/t，吸附时间变化在1.37～2.50天，平均1.95天。气体成分以甲烷为主，占94.10%～95.79%，比前述两组煤层的甲烷含量略低，氮气含量变化在3.92%～5.41%，重烃含量0.06%～0.11%。等温吸附实验表明，10号煤的原煤饱和吸附量范围为11.44～15.09cm3/g，干燥无灰基饱和吸附量范围为15.91～16.29cm3/g，兰氏压力为2.04MPa。从等温吸附曲线上可以看出(图3)，相较前述两组煤层其原煤曲线和干燥无灰基曲线形态最为接近，曲率相对较大。
3 生产条件
煤层气生产条件分析可分为宏观评价和微观评价两种(黄晓明等，2010)，这是受煤层气地质属性和其生产工艺双重决定的，也跟从业人员的工作经历密切相关。一般来讲，石油天然气从业人员习惯于从宏观地质条件去分析煤层气的赋存及保存条件，而煤炭地质人员则倾向于从煤岩及煤显微组成等微观特征来分析煤层气的生产条件。
芦岭矿区下二叠统地层主要包含3层可采煤层，分别为下石盒子组的7号煤和8号煤，以及山西组的10号煤。煤层单层厚度较大。煤变质程度相对不高，但随埋深略微增高，煤类以气煤为主。受构造作用影响明显，煤层内部裂隙十分发育。煤显微组成以较高的镜质组含量和较低的惰质组含量为显著特征。煤层气含气量中等偏高，甲烷含量高，重烃含量低。主要目的煤层的原煤饱和吸附量普遍偏低，但含气饱和度不低。下部煤层的煤层气解吸速率要高于上部煤层。
从前述CLG09V－01井的地层发育特征描述中我们可以看出;7号煤层的顶底板为泥岩，渗透性极差，按传统的煤层气地质观念来讲，其对煤层气具有较好的保存条件。然而，从煤层气生成的角度来看，较强的封闭性不利于煤层气的排出，反而会抑制煤层气的大量生成。所幸的是，7号煤层不厚且其内部裂隙十分发育，煤层气的生成才得以持续发生，因此煤层气含气饱和度并不低。7号煤相对较低的含气量与其吸附特性和煤的热变质程度相对较低有关。8号煤层的顶底板为砂质泥岩，渗透性相对较好。然而厚度近10m的煤层却成为其内部煤层气有效排出的障碍，降低了部分煤芯样品的含气饱和度。10号煤层的顶底板为细砂岩，渗透性好，且煤层厚度适中，煤层受热变质程度最高，因此，煤层作为烃源岩其煤层气得以充分生成并持续排出，同时煤层作为储层其煤层气含气饱和度达到并超过100%。
通过以上分析结合煤层的等温吸附特性，我们可以看出:CLG09V－01井山西组的10号煤层具有煤层结构稳定，内生裂隙十分发育，煤层气含气饱和度高，等温吸附曲线曲率大，兰氏压力低的特点，在三个主要目的煤层中，其生产条件最好，初期产量应该最高。8号煤和7号煤也具有裂隙发育，含气饱和度高的特点，生产条件也是比较好的，特别是8号煤层巨厚，是煤层气能够持续高产稳产的保证。7号煤的等温吸附曲线最为平缓，表明解吸条件相对较差，测试数据也表明其解吸天数是最多的，此外，其兰氏压力也较大，而兰氏体积相对不高。
另外，有煤田地质工作者在进行煤层气资源可采性评价工作中，将较高的惰质组显微组分含量作为煤层气可采性最为有利的指标(吴昱，2010)。CLG09V－01井的煤芯样品分析结果表明，本井煤样中惰质组含量相对沁水盆地等要低，但其对生产条件的影响到底有多大，还需更多的实际资料加以验证，至少在本井区看不出有多大影响。本井区三套主要目的煤层煤样品分析结果表明，三层煤的惰质组组分含量几无差别，均普遍偏低，但煤层气解吸时间却相差较大，7号煤解吸时间要比8号煤和10号煤高一倍多，10号煤解吸时间最短。可见，惰质组组分含量不是影响芦岭矿区煤层气可采性的主要因素。
结语
安徽宿州地区位于我国著名的淮北煤田南部，是我国煤层气地质条件和地面条件最好的地区之一，也是我国第一个对外合作勘探开采煤层气的地区。先后有雪佛龙公司、淮北煤矿、米歇尔米勒公司(WilliamW.Vailetal.，2006)和中联公司等多家煤炭企业、石油公司和煤层气专业公司做过煤层气地质评价，结果均表明该地区煤层气潜力巨大，勘探开发风险较小。
芦岭矿区所在的宿州煤层气区块已有十余年的勘探历程，商业开采也有两年以上，目前的煤层气生产井以直井为主，采取的是套管完井技术，水力压裂或部分注入氮气等增产措施。生产井持续高产稳产，实现了商业化利用，提高了煤矿安全生产保障。
下二叠统山西组的10号煤和下石盒子组的8号和7号煤是本区煤层气的主要气源岩和储集层。原煤镜质组含量高，中等变质程度，煤吸附能力和煤层厚度适中，顶底板条件好，有利于煤层气的生成和富集。煤储层温度高、渗透率相对较大，内生裂隙十分发育，煤层气含气饱和度高，临/储压力比大，有利于煤层气的产出。
10号煤层的储层压力大，含气饱和度高，煤解吸速率高，对煤层气初期产量贡献大。8号煤层厚度巨大，煤层气资源丰富，是煤层气高产稳产的基础，但煤层受构造影响而破碎，在一定程度上影响了其初期产量。7号煤含气量低，但饱和度较高，顶底板封闭性强，使其保持了较高的原始地层能量。三层煤合采可实现优势互补，合理的控制生产节奏，就可借助7号煤和10号煤先期释放的游离气对8号煤层的渗流条件进行有效的改造，从而加快厚煤层中煤层气的持续析出，我们称之为煤储层自改造机理(黄晓明等，2010)。
参考文献
黄晓明等，2010.煤层气地质勘探实例分析［M］.苏州:石油工业出版社
吴昱，2010.西山矿区煤层气资源可采性评价［J］.中国煤层气，(4)
中国主要煤矿资源图集第三卷.北京:中国煤田地质总局，1996
中国煤田地质总局，2001.中国聚煤作用系统分析［M］.徐州:中国矿业大学出版社
William W. Vail and J. Matthew Conrad . 2006Resource Assessment of the Huaibei CBM Concession， Anhui， Chi- na. Marshall Miller ＆ Associates

6. 山西柳林地区煤层气储层孔渗发育特征研究

林 亮 姚 勇 黄晓明
( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘 要: 通过实施国家科技重大专项 《大型油气田及煤层气开发》项目 “鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程”柳林示范项目，收集大量煤田资料并施工煤层气试验生产井，研究了柳林地区煤层气储层孔渗发育特征。研究结果表明: 该区煤岩孔隙度主要受煤化程度、显微组分、矿物含量和煤体结构的影响; 煤层渗透率变化较大，渗透率相对较低，具有较强的非均质性; 总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率偏低。
关键词: 柳林区块 煤层气 孔隙变 渗透率
基金项目: 国家科技重大专项示范工程 62 ( 20092 ×05062)
作者简介: 林亮，1983 年生，男，工程师，硕士，2009 年毕业于中国矿业大学 ( 北京) ，现工作于中联煤层气有限责任公司国际合作与勘探部，从事含油气盆地分析及煤层气勘探开发利用研究工作。010 －64298881，atlan-tics@ foxmail. com
The Porosity and perm eability Characteristics of the Liulin Coalbed Methane Block，Shanxi Province
LIN Liang YAO Yong HUANG Xiaoming 
( China United Coalbed Methane Co. ，Ltd，Beijing 100011，China)
Abstract: The Liulin demonstration projects of“ordos Basin Carboniferous and Permian’ s coalbed methane Exploration and Development Demonstration Project”is one of the Major National Science and Technology special projects on “Large Oil and Gas Fields and Coalbed Methane Development Program. ” In order to study the porosi- ty and permeability Characteristics of coalbed reservoir characteristics of this area，we collected a large number of coal fields data and many Parameters and production wells have been implemented. The results show that the coal porosity is mainly affected by the degree of coalification，maceral，mineral content and coal shape. The coal per- meability was relatively low and varied significantly，and it shows a decreasing trend from northeast to southwest area. The coal permeability of Taiyuan formation is lower than that of Shanxi formation.
Keywords: Liulin block; coalbed methane; porosity; permeability
柳林位于山西省西部，河东煤田中部，南邻石楼北区块，东邻杨家坪区块。行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡。地理坐标:东经110°44'00"～110°53'00"，北纬37°21'00"～37°31'00"，区块东西宽约10.1km，南北长约18.1km，面积183.824km2。
1 区域地质背景
河东煤田主要处在黄河东岸———吕梁山西坡的南北向构造带上，属于李四光指出的“黄河两岸南北向构造带”的东岸部分。煤田总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造，属于吕梁复背斜西翼的一部分，在单斜上又发育了次一级的褶曲和经向或新华夏系的断裂构造［1］。
柳林地区位于河东煤田中段离柳矿区西部，南邻石楼北区块，北邻三交区块，构造上位于鄂尔多斯盆地东缘石鼻状构造南翼。在研究区北部，地层向西倾斜，向南逐渐转为向西南倾斜，总体为一向西或西南倾斜的单斜构造。地层产状平缓，倾角约3°～8°。在鼻状构造的背景上，发育有起伏微弱的次级小褶曲，起伏高度一般小于50m。区内断层不发育，仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。地表未见陷落柱，也未见岩浆活动［2］。
本区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O2f);石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t);二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x);二叠系上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh);三叠系下统刘家沟组(T1l)、和尚沟组(T1h);新生界上第三系上新统(N2);第四系中更新统(Q2)、上更新统(Q3)、全新统(Q4)。本区内发育煤层14层，其中山西组5层，自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层，自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号［2］。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层，太原组的8+9、10号煤为主要可采煤层［3］。
2煤储层孔隙特征
煤岩孔隙是指未被固体物质充填满的空间，为煤结构的重要组成部分，与煤储层的储集性能、渗透性等密切相关。一般来说，随着煤阶的升高，煤中的总孔容呈指数下降，总的规律为微孔和小孔增加、大孔和小孔减少［4］。
空隙的划分方案较多，一般采用B.B.霍多特方案，即大孔大于1000nm，中孔为1000～100nm，小孔为100～10nm，微孔小于10nm的标准。
从鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔隙体积百分含量上来看，孔隙体积百分含量在26.06%～66.78%之间，均值为48.75%，微孔变化在14.89%～39.39%，平均为27.47%;大孔次之，介于5.56%～44.24%，均值为16.43%;中孔最弱，变化于2.35%～32.98%，平均7.33%。不同地区不同层位，煤储层孔隙分布变化较大［5］。
杨家坪井组数据(表1)表明柳林地区煤层孔隙以小孔为主体，一般占煤层孔隙的40%～55%，此外，微孔和大孔发育较多，中孔发育最少。平均总孔隙含量在0.0258～0.0413cm3/g之间，孔隙发育情况一般。在4MPa有效上覆压力条件下，柳林地区8号煤层总孔隙度平均为7.18%，5号煤层总孔隙度平均3.45%，4号煤层总孔隙度平均为3.90%，以8号煤层孔隙度最优。
表1 柳林地区不同煤层孔隙发育情况(注:杨家坪井组数据)


总体上看，柳林地区总孔容一般变化于(148～547)×10－4cm3/g之间，平均323×10－4cm3/g左右。如图1，孔容分布上主要以小孔、微孔为主，尤以小孔含量为优，中孔发育最少。

图1 柳林地区各类孔隙孔容比对比图

柳林地区煤层压汞总孔比表面积在0.103cm3/g～0.413cm3/g之间，且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势，大孔和中孔所占比率甚微，过渡孔所占比例又略高于微孔所占比例。
3 煤储层渗透率特征
研究区内3+4号煤层渗透率为0.01～2.8mD，平均0.6mD;FL－EP1井渗透率相对较高;5号煤层渗透率变化范围为0.06～1.59mD，平均0.7mD;8+9号煤层渗透率变化范围0.005～24.8mD，平均4.8mD;整体上8+9煤层渗透率要明显高于3+4号与5号，各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点［6］(图2)。
煤岩渗透率平面变化较大，西部由于煤层埋深较大，渗透率相对较低，测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率高。
煤储层的渗透性是控制煤层甲烷气生产能力的主导因素。渗透率一般指试井渗透率，通过试井资料获得，由于研究区内煤层气探井有限，所以煤层气试井渗透率资料非常有限。据已有资料，柳林地区的渗透率在0.01～10mD之间，南部渗透性要好于北部。煤层气储层的渗透率受煤体结构、裂隙系统的发育程度、地应力等影响;此外，煤层气开采过程中外界条件的改变特别是储层压力变化引起的有效应力效应与基质收缩效应，也对煤岩渗透率产生强烈影响:

图2 柳林地区4、5、8+9煤层渗透率

1.柳林示范区及周边地区以中煤级为主，裂隙非常发育是渗透率的主控因素。裂隙多近东西向展布，端裂隙与之斜交。两组裂隙在平面上以规则的菱形网格状为主，次为不规则网状，孤立状很少见到。
大孔尤其是裂隙的发育情况决定了储层在原始地层条件下的渗透能力。裂隙的发育程度主要是指裂隙的密度(或间距)、长度、宽度、裂口宽度等，它们的值越大，煤层的渗透性越好。裂隙系统的发育程度与煤岩成分、煤变质程度、构造应力等因素密不可分。光亮型煤、中等变质程度的烟煤(如肥煤、焦煤、瘦煤)、低灰分煤等条件最有利于裂隙的大量形成。柳林地区煤以半亮煤为主体，煤级以焦煤为主，有利于形成裂隙。统计面裂隙密度表明，裂隙密度较大，且裂隙大部分未被充填，大幅度扩大了煤体的渗透率［6］。
2.煤层是对地应力十分敏感的天然气储层。通常，地应力场被分解为垂直应力和水平应力。垂直应力是由上覆岩层的重量引起的。煤层裂隙系统的渗透率是有效应力的函数，有效应力是垂直力与地层压力的函数差。垂直应力和地层压力均随埋藏深度的增加而成线数增加关系，由于岩层的密度远大于孔隙中流体的密度，可知，有效应力随深度的增加而增大，裂隙系统的渗透率随着深度的增加而变小。柳林地区煤层由东往西，往南埋深加大，例如4号煤层埋深由东部的200m加大到西南的1250m，渗透率在地应力的作用下呈现变小的趋势。
3.示范区内构造应力场及其伴生的节理发育特征是控制煤储层渗透率的主要因素之一，南部节理变化较小，而中部较大，这预示在中部地区不同走向节理交切部位可能呈网状分布，形成高渗透性地层分布区。同时，统计数据表明，示范区内中部较东西两侧渗透性好。受燕山运动影响，柳林地区地层裂隙呈北东向展布;FL－EP1井山西组3+4号煤层压裂结果显示，造缝裂隙方向仍为北东南西向，与煤层主裂隙方向一致。
4结论
柳林矿区内所含的煤系地层由老到新分别为上石炭统本溪组(C2b)、上石炭统太原组(C3t)以及下二叠统山西组(P1s)。其中矿区内有煤层气勘探潜力的煤层为上石炭统太原组底部8+9+10号煤，下二叠统山西组3+4+5号煤。
两套煤层宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主，光亮煤和暗淡煤为辅，镜质组含量高，主要为焦煤。煤层孔隙以小孔为主体，一般占煤层孔隙的40%～55%，此外，微孔和大孔发育较多，中孔发育最少。总孔容一般变化于(148～547)×10－4cm3/g之间，平均323×10－4cm3/g左右。汞总孔比表面积在0.103～0.413cm3/g之间，且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势。
煤岩渗透率平面变化较大，西部由于煤层埋深较大，渗透率相对较低，测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势，太原组较山西组煤层渗透率高。
从煤层厚度、煤岩煤质、孔渗条件等方面考虑，柳林地区具备煤层气富集成藏的条件，有大规模开发的潜力。
参考文献
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