煤的渗透率如何测试的_煤的渗透率如何测试

煤层气选区评价参数标准和方法体系

一、煤层气选区评价参数标准的建立

参考国外煤层气目标评价标准、参数及中国煤层气高产富集的基本条件，从中国煤层气勘探开发实际地质条件出发，优选出资源丰度、煤阶、煤层厚度、含气量、地解比、吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、煤层埋深、构造条件及水文地质条件等11项关键参数。

（一）煤层气资源规模及丰度

国家标准《石油天然气资源/储量分类》规定，常规天然气大、中、小型气田的资源量规模分别为大于300×108m3、50×108～300×108m3和小于50×108m3，考虑到煤层气采收率低的事实，上述界限分别设为1000×108m3、200×108～1000×108m3和小于200×108m3。

与煤层气目标资源规模相比，资源丰度的意义更为重要，一井多层或多段开发可以弥补含气量偏低之不足，煤层累厚大而含气量偏低的目标区同样有较大的开发价值。同时，资源丰度作为唯一指标，亦可避免多重指标造成的不协调矛盾，从而可使煤层气区带含气性类型的确定具有唯一性。

煤层气储层与常规储层相比，属低孔隙度、低渗透率、低丰度储层。储量丰度受控于煤层厚度、含气量及煤层密度、灰分含量等因素。具有煤层气开发价值的地区，资源量丰度应在中等以上。如美国圣胡安盆地资源丰度为1.28×108m3/km2，中国沁水煤层气大气田资源丰度大于2.00×108m3/km2，美国黑勇士盆地资源丰度为0.38×108m3/km2，中国鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层气资源丰度为2.85×108m3/km2，中国宁武盆地南部煤层气资源丰度为2.10×108m3/km2，中国准噶尔盆地南部昌吉地区煤层气资源丰度为1.06×108m3/km2，中国霍林河盆地煤层气资源丰度为2.40×108m3/km2。而目前勘探尚未获得工业性开发的一些盆地或地区，如中国江西丰城、云南恩宏、东北三江—穆棱河盆地、淮南、淮北等地区，煤层气资源丰度均小于0.50×108m3/km2。

对全国29个聚气带（台湾除外）和115个目标区的统计结果表明，资源丰度小于0.50×108m3/km2的聚气带占7%，目标区占12%；资源丰度介于0.5×108～1.5×108m3/km2之间聚气带占57%，目标区占55%；资源丰度大于1.5×108m3/km2的聚气带占36%，目标区占33%。在资源丰度分布直方图（图4-5）上（叶建平等，1998），资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2处对应于煤层气区带资源丰度分布曲线上的两个拐点，是资源丰度变化或分布的两条自然分界。由此，分别以资源丰度0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2为界，将煤层气区带划为富气聚气带（目标区）、含气聚气带（目标区）和贫气聚气带（目标区）3种含气类型（表4-2）。

表4-2 中国煤层气目标区资源规模及丰度划分表

图4-5 中国煤层气区带资源丰度累计频率直方图

（二）煤阶

煤的吸附能力随煤阶的变化呈现阶段式、跃变式变化，充分反映出煤化作用控制分子结构、晶体结构和表面物理化学性质，是煤吸附能力的主要控制因素。

因此，由于低煤阶吸附能力较低，决定了低煤阶煤含气量较低，在确定煤层气选区评价标准时低煤阶含气量标准应相应降低，同时煤层厚度标准应相应提高，以弥补含气量的不足（表4-3）。

表4-3 中国不同煤阶划分标准表

（三）煤层厚度

国内外获商业性煤层气流的地区，煤层总厚度均大于10m，主力煤层厚度大于2m，薄煤层分布区的煤层气一般没有商业开采价值。美国圣胡安盆地高产区煤层平均厚15m，低煤阶的粉河盆地煤层厚12～30m；中国沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区和宁武盆地南部煤层气富集区煤层厚15m左右，韩城地区煤层单层厚度大于1.5 m，准噶尔盆地昌吉地区煤层厚30m左右，霍林河盆地煤层厚度超过50m。

通过统计中国主要煤层气目标区煤层厚度与煤层含气量及单井日产量之间的关系可以得出，中高煤阶煤层单层厚度应大于1.5m，大于5m最有利，低煤阶煤层厚度应大于5m，煤层气开发具有较好效果，大于10m最有利（图4-6、图4-7）。

图4-6 中国中高煤阶煤层厚度与煤层含气量及单井日产气量之间的关系图

图4-7 中国低煤阶煤层厚度与单井日产气量之间的关系图

（四）煤层含气量

国内外已开发的煤层气气田高产区块以较高含气量为主，美国圣胡安、黑勇士盆地重点开发区，平均含气量分别为17.0m3/t、16.6m3/t；中国沁水煤层气田平均为16.0m3/t，最高达30.0m3/t，鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县地区煤层含气量平均为16.0m3/t，宁武盆地南部煤层含气量平均为11.0m3/t。而含气量小于8.0m3/t的一些低含气、高饱和地区，如美国尤因塔盆地、粉河盆地单井日产气量也可超过4000m3；中国霍林河盆地煤层含气量平均为5.7m3/t，吸附饱和度超过90%，单井日产气量达到1000m3。

从中国煤层含气量与单井日产量之间的关系可以看出，中高煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于5.0m3/t，低煤阶单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层含气量大于2.0m3/t。

初步将煤层气选区评价煤层含气量界限中、高煤阶为5.0m3/t以上，大于8.0m3/t最有利，低煤阶煤层含气量大于2.0m3/t，大于4.0m3/t最有利（图4-8）。

图4-8 中国中高煤阶煤层含气量与单井日产气量之间的关系图

（五）煤层气吸附饱和度

吸附饱和度是实测含气量与理论含气量的比值。实测含气量是煤心解吸得到的含气量（包括解吸气、残余气和损失气），需要用绳索式密闭取心技术快速取煤心罐装解吸实测；理论含气量是吸附等温线上与原始地层压力对应的含气量。

一些煤层气高产富集区块均为高饱和度，如圣胡安盆地为90%～98%，黑勇士盆地为92%～99%，低煤阶的粉河盆地超过100%，沁水煤层气田为85%～95%，大宁—吉县地区为80%～100%，宁武盆地南部地区超过85%，昌吉地区为95%～98%，霍林河盆地超过90%；中等饱和度气藏因地解压差大而开采成本高，如鄂尔多斯盆地东部吴堡为60%～80%；低饱和度气藏一般无商业开采价值，如沁水盆地屯留地区，吸附饱和度低于30%，临县—兴县地区也仅为30%～50%。

从中国煤层吸附饱和度与单井日产量之间的关系可以看出，单井日产气超过1000m3的煤层气井煤层吸附饱和度均大于50%，产气效果较好的地区煤层吸附饱和度大于70%。因此初步将煤层气选区评价吸附饱和度界于50%以上，大于70%最有利（图4-9）。

图4-9 中国煤层含气饱和度与单井日产气量之间的关系图

（六）煤层原始渗透率

煤层气与常规天然气显著不同，一是煤层同为源岩和产层，煤层气吸附量与其孔隙内表面积直接相关；二是煤层为低孔、低渗储层，其割理发育程度是影响其渗透率并控制产能的关键因数之一。

煤的原始渗透率无法在实验室测定，一般要在井筒中采用注入/压降试井法或DST试井法测试求取。低渗透率煤层分布区的煤层气一般无开采价值，产能高的地区，煤层原始渗透率一般为高—较高。例如，圣胡安盆地高产区块为1×10-3～50×10-3μm2，属中高渗透率；黑勇士、皮申斯及沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部柳林地区一般为0.5×10-3～5.0×10-3μm2，为较高渗透率。日产气量1000～1500m3的较低工业性气流区，多为中—低渗透率，如陕西吴堡地区、山西沁水盆地东部屯留地区，渗透率0.1×10-3～0.5×10-3μm2。

从中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系可以看出，单井日产气量超过1000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.1×10-3μm2，单井日产气量超过2000m3的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.5×10-3μm2（图4-10）。

图4-10 中国煤层渗透率与单井日产气量之间的关系图

一般认为低煤阶煤要求渗透性较高煤阶煤高，国外一般低煤阶煤层渗透性达到几十至上百个毫达西，如粉河盆地一般10×10-3～20×10-3μm2，苏拉特一般2×10-3～10×10-3μm2，中国准南一般2×10-3～13×10-3μm2，阜新一般大于0.5×10-3μm2。

（七）有效地应力

有效地应力指煤层压裂最小有效闭合应力，为煤层破裂压力与其抗张强度之差。有效地应力与区域地应力场、煤层埋深有关。煤层气多富集于高地应力下的局部低地应力区。煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率比相同条件下的高应力区的煤层渗透率要高。煤层有效地应力愈大，其压裂难度愈大。煤层地应力超过25MPa时，一般压裂效果差。圣胡安盆地高产区域地应力为3.0～8.0MPa，沁水煤层气田为7.9～9.4MPa，均属最有利区。

通过中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系可以得出，煤层地应力应小于25MPa，地应力小于15MPa最为有利（图4-11）。

图4-11 中国主要煤层气目标区煤层渗透率与有效地应力之间的关系图

（八）煤层埋深

煤层埋深是影响煤层有效地应力的重要参数之一，一般随煤层埋深增加，煤层有效地应力随之增加。煤层埋深同时影响煤层渗透率，一般随埋深增大煤层渗透率减小。煤层埋深还影响煤层含气量及含气饱和度。另外，随着煤层埋深增加煤的演化程度也会随之增加（图4-12）。而且，煤层埋深越深，煤层气开采成本和开采难度越大，不利于煤层气开发。

美国圣胡安和黑勇士盆地煤层气高产井煤层埋深一般小于1200m，美国粉河、加拿大艾伯塔盆地煤层埋深300～500m，中国沁水煤层气田煤层埋深一般150～800m、大宁—吉县煤层埋深一般小于1200m。具有工业开采价值的煤层富集区煤层埋深应小于1500m，小于1000m最有利。

（九）地解比

地解比是利用吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力（图4-13）与原始地层压力的比值。临界解吸压力一般利用初期开采井开始出气的井底压力加以校正，此值反映了产气高峰期快慢和高产富集条件。临界解吸压力愈接近原始地层压力，高产富集条件愈优越。

高地解比区如美国圣胡安盆地高产区块为0.93，黑勇士盆地为0.72～0.99；中国大宁—吉县地区为0.60，宁武南部为0.50，昌吉地区为0.70，霍林河盆地为0.90，沁水煤层气田樊庄区块日产气大于2000m3的井临界解吸压力一般超过0.50。中地解比区如中国吴堡、大城地区为0.23～0.25，开采中产气量低（小于2000m3）、递减快。而低地解比区一般反映含气量低、含气饱和度低，不具备煤层气开发条件，如中国河北唐山地区为0.04～0.15。

图4-12 不同地应力下煤层渗透率与煤层埋深之间的关系图

图4-13 中国沁水盆地樊庄区块临界解吸压力与平均日产气量的关系图

初步将煤层气选区评价地解比界于0.20以上，大于0.50最有利。

（十）构造发育状况

构造因素直接或者间接控制着含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每一个环节，是所有地质因素中最为重要而直接的控气因素。构造发育状况直接影响煤层气的保存，不同类型的地质构造，在其形成过程中构造应力场特征及其内部应力分布状况不同，均会导致煤层和封闭层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异并进而影响到煤储层的含气特性。在中国，煤层气保存条件尤为重要，煤层气藏形成后得以保存至今，要求构造条件简单，断层稀少，煤体结构保存完整，同时简单的地质构造也有利于煤层气的开发，近期煤层气开发表明，高产井分布于构造上斜坡带。

（十一）水文地质条件

水文地质条件是影响煤层气赋存的一个重要因素。煤层气以吸附态赋存于煤孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封堵作用。因此，水文地质条件对煤层气保存、运移影响很大，对煤层气的开采至关重要。中、高煤阶生气不成问题，关键是后期保存，因此中、高煤阶煤层气富集区要求水文地质条件简单，处于高矿化度弱径流－滞留区，煤层气井排采过程中易降压，产水量适中，有利于煤层降压解吸。低煤阶如果煤层气成因以生物成因为主，则要求弱径流区，低矿化度有利于晚期生物气生成及水动力承压封堵有利于煤层气的保存，如果以热成因为主则对水文地质条件的要求与中高煤阶相同。

根据以上研究，得出中国煤层气选区评价参数及标准见表4-4。

表4-4 中国煤层气选区评价参数标准表

二、煤层气目标区优选评价方法体系

（一）煤层气目标区优选思路

中国煤层气资源分布地域广，成煤期多，经历的构造运动期次变化很大，成煤环境复杂，成煤规模、构造条件、演化程度复杂，因此中国煤层气目标区具有如下特点：

（1）目标区众多，共有5大聚气区、30个聚气带及115个煤层气目标区。

（2）目标区地理位置分散，在全国范围内除了西藏、台湾及海南等省区外均有分布。

（3）目标区在规模、地质条件及煤层气开发基础等方面存在着很大的差异。根据已有的认识，各目标区开发前景差异也很大。

（4）目标区研究程度参差不齐，有的目标区进行了大量研究，开发工作已经全面展开，有的工作极少。因此，各个目标区要讨论的因素只有部分目标区数据齐全，相当一部分目标区只有部分因素数据。

根据上述特点，煤层气目标区的优选排序应该是多层次的。即不可能按照统一标准来进行全部煤层气目标区的优选排序工作。对于全部目标区，应采用能够获得的因素来进行；对于研究程度较高的目标区，可采用更多的因素。因此，优选工作是递进的。即随着优选层次的上升，优选结果越来越接近实际情况。所以，这里采用的优选方法也可以称为“多层次综合递进优选法”。根据具体情况，可以采用以下4个层次的优选：

第一层次，利用含气量这一关键因素采用“一票否决”进行筛选。

第二层次，利用评价面积－资源丰度组合进行第二次筛选。主要考虑目标区规模和资源量大小对目标区进行筛选，并进一步从煤层气资源因素的角度对煤层气目标区进行优选，考虑的因素包括评价区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤级、地解比、构造条件、水文地质条件和开发基础等。

第三层次，关键因素渗透率组合优选。在该层次中采用渗透率作为关键因素。所以，只有进行过试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、煤阶、地解比、构造条件、水文地质条件、渗透率及开发基础因素等。

第四层次，储层压力关键因素二次优选。该层次采用的关键因素为储层压力。只有经过煤储压力试井的目标区才能参加优选，考虑的其他因素包括目标区面积、资源丰度、含气量、吸附饱和度、渗透率、构造条件、水文地质条件和开发基础因素等。

综上可以看出，随着优选排序层次的提高，考虑的关键因素综合性越高、代表性越强，优选结果与实际情况越接近。

（二）煤层气目标区优选方法和模型

为了实现上述优选思路，必须选择恰当的计算方法使评价结果合理化。为此，这里引入3种评价方法：风险系数法、综合排队系数法和区间数模糊综合评判法。

1.风险系数法

该法是国际上对常规油气圈闭进行定量排序的基本方法。在对地质风险因素进行正确分析的基础上，采用概率加的方式对主要控气地质因素进行计算机处理，得出反映各评价单元综合风险大小的地质风险系数，再根据风险系数的大小进行排序。若某一评价单元（i）中包括n个主要风险要素，且某一要素（j）的相对风险概率为Pi为

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式中：fij为第i个评价单元中的第j个风险要素的绝对值；Qj为第j个要素的权重值；fj，max为所有评价单元中第j个风险要素的最大值。

风险概率即为风险系数，其数值分布在0～1之间。由于在算法中引入了归一化过程，因此这里的风险系数只是各评价单元之间相对概率大小的度量或排序依据，而不能将其视为绝对概率。显然，风险系数越大，评价单元的煤层气勘探开发前景就越差；反之则越好。

将所有参评单元风险系数按大小进行排序，便可得到最终的排序结果。采用最优化分割方法对排序结果进行处理，按风险概率的相似性分为若干风险系数组，以利于进一步的勘探风险级别评价及其与“关键因素逐级分析法”的结果进行对比。

2.综合排队系数法

该法是由中国石油资源评价专家武首诚（1994）提出的。他将由地质风险分析筛选出来的风险要素进一步综合为地质风险评价（Ri）和资源量（Qi）两大类，并赋以直角坐标系中x轴和y轴的数量化意义。Y值表示资源量，X值则为其余要素的概率平均值。

根据上述两类系数，计算综合排队系数（Ra），然后由其大小对参评单元进行综合排序。在数学意义上，Ra表示评价单元P（x，y）距具有最大理论潜势的评价单元A（1，1）之远近。因此，Ra越小，资源潜势就越大。在处理过程中将最大资源系数定义为1，因此Ra值分布在0～1之间。

根据煤层气资源及其控气因素有别于常规油气资源的特征，本书对综合优选系数法进行了修改。将x轴重新定义为资源系数，为含气量、资源量、资源丰度和理论饱和度的概率和；y轴则为保险系数Gi，其值等于1－Ri，其中Ri为其余主要风险要素的概率和。

由此得到综合优选系数Ra的表达式：

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资源系数和保险系数中各包括了若干要素，求算这两个系数的原理、方法和上述风险概率值的计算方法相同。

3.区间数模糊综合评判法

模糊综合评判方法是应用广泛的多因素综合评价方法之一，它对用模糊数表示的不确定性评价因素体系，有着良好的处理能力。但是对含有区间数（即一个有界闭区间）表示的评价因素，模糊综合评判已无能为力，其中关键是区间数的排序问题难以解决。关于区间数的排序，本书借助区间数的排序方法构建区间数模糊综合评判的数学模型如下：

设X＝｛x1，x2，…，xm｝是因素集，其中xi是评判指标，如“埋深”、“煤厚”等，其中部分因素用区间数表示；Y＝｛y1，y2，…，yn｝是评语集，其中yi是模糊语言，如“优”、“良”等，设A是被评判的对象，如煤田的某一块段。评判步骤如下：

单因素评判：由于评判对象A自身的某些不确定性，对A的某因素xi而言，若A为一个准确值，则它属于yj的程度用一个模糊值来表示；若A不确定，则它属于yj的程度用一个区间值来表示。另外，根据普通实数是一个特殊的区间数，把用一个模糊值表示的评判指标也用区间数表示。于是对某一评判因素xi，A属于yj的程度均可表示为区间数［

，

］［0，1］，i＝1，2，…，n；j＝1，2，…，m。

于是得到一个区间值模糊映射 f∶x→IF（Y）

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这里，IF（Y）是Y上的全体区间值模糊集。得到区间值模糊综合评判矩阵为

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确定评判指标的权值：设W＝（w1，w2，…，wn）ϵF（X），这里F（X）是X 上的全体模糊记。Wi是各因素的权值，本书采用灰色关联法求取各因素的权值，且满足w1＋w2＋…＋wn＝1。

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这里

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排序：运用区间数排序方法排列区间数

，（j＝1，2，…，m）设

则被评判对象A最终属于评语yk。

为了实现对煤层气目标区的优选排序计算，必须获得相关的要素数值。煤层气目标区评价中使用的要素，均为具体的数据和区间数据。在进行优选排序时，因要计算其相对风险概率值、综合排队指数及区间数模糊综合评判，故要对同一因素取值相同的单位，即可实现上述赋值。而对一些不能取具体数据的要素，如区间要素，必须规定其模糊级别的分级方法。

为了避免人为因素的作用，这里采用层次分析方法来进行权重确定。利用此法确定因素权重的原理是：对于某一层次某个因素，建立下一层次元素的两两判断矩阵，一次计算该层次因素对于上一层次的相对权重。两两判断矩阵数值的含义如表4-5所示。

这样，对于上一层次的某个元素，下一层次中被支配的n个子元素或要素就构成了一个两两判断矩阵：

A＝（aij）n×n

其中，aij为要素i与要素j相对于上一层次要素的比例标度。

表4-5 两两判断矩阵构建中1〜9标度的含义表

下一步，对判断矩阵进行一致性检验。判断矩阵一致性检验方法很多，如特征根法：

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式中：w为权重向量，

；A为判断矩阵；

为A的最大特征根。

一致性指标CI和一致性比例CR的求算方法为

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式中：RI为平均随机一致性指标，可通过查表获得。当CR0.1时，判断矩阵的一致性是可以接受的。反之，需要对判断矩阵进行适当的修正。

最后计算各层元素对目标层的合成权重：

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式中：w（k）为第二层中元素对总目标的排序向量；w（k-1）为第k层中第nk个元素对第k－1层中第j个元素为准则的排序权重向量。最后需要指出，判断矩阵A需要通过专家调查来获得。

根据上述方法，进行权重计算得到权重系数（表4-6）。

采用风险系数法、区间数模糊综合评判法结合综合排队系数法进行排序。

表4-6 关键因素权重赋值及权系数计算结果表

煤储层地质特征

煤层气储层是由孔隙、裂隙组成的双重结构系统(Tremain et al.，1990;Kulander et al.，1993;Laubach et al.，1998;张慧，2001;苏现波等，2009)(图4-6)。煤层被理想化为由一系列裂隙切割成规则的含微孔隙的基质块体，煤中的基质孔隙，是吸附态和游离态煤层气的主要储集场所，气体的吸附量与煤的孔隙发育程度和孔隙结构特征有关。煤基质孔隙孔径小，数量多，是孔内表面积的主要贡献者，为煤层气的储集提供了充足的空间，煤储层的裂隙系统是煤中流体渗透的主要通道。

图4-6 煤储层几何模型

一、煤储层孔隙系统

1.煤储层孔隙分类

煤孔隙特征往往以下列指标参数予以表征:孔隙大小，形态，结构，类型，孔隙度，孔容，比表面积及孔隙的分形特征。在目前技术条件下，多采用普通显微镜和扫描电镜(SEM)观测，以及压汞法及低温氮吸附法测试等方法来研究煤的孔隙特征。

煤基质孔隙有两种分类方法:成因分类和大小分类。

不同研究者对煤基质孔隙的成因分类的方案也不相同。郝琦(1987)划分的成因类型为植物组织孔、气孔、粒间孔、晶间孔、铸模孔、溶蚀孔等。张慧(2001)以煤岩显微组分和煤的变质和变形特征为基础，参照扫描电镜观察结果，按成因特征将煤的孔隙分为原生孔、变质孔、外生孔及矿物质孔等四大类十小类。此外陈萍等(2001)研究了煤孔隙的形态分类，桑树勋等(2005)分别探讨了煤中固气作用类型分类，傅雪海等对煤孔隙进行了分形及自然分类(表4-1)。孔隙的成因类型及发育特征是煤储层生气储气和渗透性能的直接反映。煤孔隙成因类型多，形态复杂，大小不等，各类孔隙都是在微区发育或微区连通，它们借助于裂隙而参与煤层气的渗流系统。

表4-1 煤岩孔隙分类

注:分类未标明者均为直径，单位为nm。(转引自汤达祯等，2010)

煤基质的孔径分类一般采用霍多特(Ходот)(1961)的分类方案。霍多特对煤的孔径结构划分是在工业吸附剂的基础上提出的，主要依据孔径与气体分子的相互作用特征。煤是复杂多孔介质，煤中孔隙是指煤体未被固体物(有机质和矿物质)充填的空间。霍多特(1961)曾经按空间尺度将煤孔隙分为大孔(＞1000nm)、中孔(100～1000nm)、小孔(10～100nm)、微孔(＜10nm)。气体在大孔中主要以层流和紊流方式渗透，在微孔中以毛细管凝结、物理吸附及扩散现象等方式存在。考虑到煤层气中主要成分甲烷分子的有效分子直径为0.38nm的运聚特征和分类影响范围等因素，研究者主要采用霍多特的分类。

2.煤孔隙定量描述

煤基质孔隙可用3个参数定量描述:总孔容，即单位质量煤中孔隙的总体积(cm3/g);孔面积，即单位质量煤中孔隙的表面积(cm2/g);孔隙率，即单位体积煤中孔隙所占的体积(%)。对煤层而言，按常规油气储层的分类多属致密不可渗透储层或低渗透储层，煤层气的运移又是通过裂隙实现的，基质孔隙中煤层气的运动仅是扩散。因此，煤层气的研究中一般不采用有效孔隙率这一名词，而采用裂隙孔隙率，用于评价煤层气的运移情况。绝对孔隙度则用于评价储层的储集性能。煤的总孔容一般在0.02～0.2cm3/g之间，孔面积一般在9～35cm2/g之间，孔隙率在1%～6%之间。

3.煤孔隙影响因素

煤的孔隙度、孔径分布和孔比表面积与煤级关系密切。

镜质组反射率增高，煤的孔隙度一般呈高—低—高规律变化。低煤级时煤的结构疏松，孔隙体积大，大孔占主要地位，孔隙度相对较大;中煤级时，大孔隙减少;高煤级时，孔隙体积小，微孔占主要地位。宁正伟等(1996)对华北焦作、淮南、安阳、唐山、平顶山等矿区石炭-二叠系45个煤样压汞及氦气的测试表明，高变质程度的贫煤、无烟煤微孔发育，占总孔隙体积的50%以上，大、中孔所占比例较低，平均小于总孔隙体积的20%。中变质程度的肥煤、焦煤、瘦煤，大、中孔发育，尤以焦煤最高，可占总孔隙体积的38%左右，微孔相对较低，小于总孔隙体积的50%。因此中演化变质程度的煤大、中孔发育，对煤层气的降压、解吸、扩散、运移有利，是煤层气储层评价中最有利的煤级。

煤的孔径分布和煤化程度有着密切的关系。根据陈鹏(2001)研究，褐煤中不同级别孔隙的分布较为均匀;到长焰煤阶段，微孔显著增加，而大孔、中孔则明显减少。到中等煤化程度的烟煤阶段，其孔径分布以大孔和微孔占优势，而中孔比例较低。到高变质煤阶段如瘦煤、无烟煤，微孔占大多数，而孔径大于100nm的中孔、大孔仅占总孔容的10%左右。

孔比表面积是表征煤微孔结构的一个重要指标。一般微孔构成煤的吸附空间，对应于基质内部微孔隙，具有很大的比表面积;小孔构成煤层毛细凝结和扩散区域;中孔构成煤层气缓慢渗流区域;大孔则构成强烈层流区域，对应于割理缝及构造裂隙等。大的比表面积表明其吸附煤层气的能力强，而比表面积的主要贡献者为微孔。一般认为，煤对气体的吸附能力随着煤级的增高而增大。按照这一规律，煤的比表面积也应当随着煤级的增高而增加。但对我国部分煤样进行低温氮测试的结果发现却不完全如此(图4-7)。可以看出，我国部分煤样低温氮测试的比表面积和煤级的关系，与煤的孔隙度和煤级的关系相类似。在中、低煤级阶段，随着煤变质程度的增高，煤的比表面积逐渐降低;到无烟煤阶段，煤的比表面积又开始增加。比表面积的最小值位于烟煤与无烟煤的交界处(Ro=2.5%)。而Bustin等(1998)所进行的CO2等温吸附实验显示，煤级增高，煤样的微孔孔容和表面积先减后增，在烟煤阶段出现最小值。

图4-7 煤的比表面积与煤级的关系

二、煤储层微裂隙系统与煤储层渗透率

1.煤储层裂缝系统分类

煤的裂隙与孔隙共同构成了煤层气在煤储层内的赋存空间和运移通道。王生维等(1997)从煤层气产出特征分析的需要出发，广泛地研究了煤裂隙与孔隙的特征后，提出了适用于煤储层岩石物理研究和煤层气产出特征分析的煤储层孔隙、裂隙分类与命名方案(表4-2)。霍永忠(2004)提出了煤储层显微孔裂隙的分类方案(表4-3)。

表4-2 煤储层孔隙、裂隙系统划分及术语

(据王生维等，1997)

表4-3 煤储层显微孔—裂隙分类

(据霍永忠，2004)

在显微尺度下识别的微裂隙按照其延展性和开放性，可从实用角度划分为A、B、C、D四类(表4-4)。

表4-4 煤储层微裂隙实用分类简表

(据姚艳斌等，2007)

2.煤储层裂缝系统形成影响因素与煤孔隙受到煤变质作用影响一样，煤裂缝同样受到煤变质作用影响。张胜利(1995;张胜利等，1996)研究认为，中等变质的光亮煤和半亮煤中割理最发育，这些煤层分布区是煤层气勘探开发的优选靶区。Law等(1993)认为割理频率与煤阶存在函数关系，割理频率从褐煤到中等挥发分烟煤随煤阶升高而增大，然后到无烟煤时随煤阶上升而下降。宁正伟等(1996)经过研究也发现，中等变质程度的煤层内生裂隙最为发育，提高了煤的渗透性和基质孔隙连通性，煤储层物性条件好，在勘探开发过程中易降压，有利于煤层气的解吸、扩散和运移，是最有利于煤层气开发的煤级。王生维等(1995)也认为，煤中孔隙的发育除了受控于煤相之外，还受煤阶和变质作用类型的控制;微裂隙的发育受煤岩成分和煤变质双重因素的控制;内生裂隙的发育除了受煤岩成分影响外，还受煤变质的制约。毕建军等(2001)通过研究认为，割理的密度主要取决于煤级，一般在镜质组反射率为1.3%左右时割理密度最大;割理在高煤级阶段发生闭合主要是由于次生显微组分的充填和胶合作用所致。

随着埋藏深度的增加，煤储层受到较大的地应力作用，煤储层渗透性将变差。从美国圣胡安盆地、黑勇士盆地、皮申斯盆地煤储层绝对渗透率随深度的变化趋势，可以看出这一明显趋势(图4-8)。

图4-8 美国部分地区煤储层渗透率与埋藏深度的关系

3.煤储层渗透率

煤储层的渗透率是反映煤层中气、水的流体渗透性能的重要参数，它决定着煤层气的运移和产出。它是煤储层物性评价中最直接的评价指标。煤层气勘探初期的渗透率主要有试井渗透率和煤岩(实验室)渗透率两种。在煤储层评价时，一般将试井渗透率作为评价渗透率的首选参数，而当研究区没有试井渗透率资料时，可选取煤岩渗透率作为替代参数。试井渗透率是在现场通过试井直接测得的。对煤储层而言，多采用段塞法和注水压降法(Zuber，1998)。试井渗透率最能反映储层原始状态下的渗透性，因此是比较可靠的渗透率确定方法。

据现有资料，国外的煤储层的渗透率一般较高，一般都在10×10-3μm2以上，如拉顿盆地渗透率为(10～50)×10-3μm2，黑勇士盆地为(1～25)×10-3μm2，圣胡安盆地为(5～15)×10-3μm2，粉河盆地高达(500～1000)×10-3μm2(Zuber，1998;AyersJr.，2002)。与国外相比，国内的煤储层渗透率一般都低于1×10-3μm2，较好的煤储层也一般都在(1～10)×10-3μm2之间，大于10×10-3μm2的储层很少。根据《中国煤层气资源》(叶建平，1998)数据统计，我国煤储层渗透率变化于(0.002～16.17)×10-3μm2之间，平均为1.273×10-3μm2。其中:渗透率小于0.10×10-3μm2的层次占35%，介于(0.1～1.0)×10-3μm2之间的层次占37%，大于1.0×10-3μm2的层次占28%，小于0.01×10-3μm2和大于10×10-3μm2的层次均较少(图4-9)。我国的煤层渗透率以(0.1～1.0)×10-3μm2等级为主。煤层渗透率普遍较低，即使是在目前已经投入商业化开发的沁水盆地东南部的渗透率一般也都在(1～10)×10-3μm2之间。

煤岩渗透率又称实验室渗透率，是通过实验室的常规煤岩心分析获得的。相对于试井渗透率，实验室测试的渗透率有许多局限之处。最主要的是实验室测得的渗透率由于环境条件的变化往往不能反映真实情况等。首先，实验室的渗透率一般在常温、常压下测得，与煤储层的高温、高压的原始状态不符;其次，实验室渗透率由于样品大小过小而降低了测试的精度。最后，即使足够大的煤样也不能够完全反映煤储层的大的外生裂隙，因此实验室渗透率可能低估煤储层的实际渗透率;另一方面，煤样运送、制样过程中也可能造成人工裂隙，这时实验室渗透率值又将高估煤储层的实际渗透率。

虽然煤岩渗透率在用于储层渗透率评价时存在许多不足之处，但由于其比较容易获得，一直作为煤储层渗透率评价的主要指标。特别是对处于煤层气勘探初期且还未实施煤层气钻井的区域进行评价时，可选择煤岩渗透率作为评价储层渗透性的重要指标。对我国山西、陕西、河南、沈阳和安徽等省煤田的大量煤岩样品的渗透率测试发现，煤岩渗透率在大部分情况下可以反映煤储层渗透率的真实情况。图4-10为选取的我国11个重点煤层气矿区的实测煤岩渗透率分布的高低箱图。各矿区的渗透率平均值一般都在(0.1～1)×10-3μm2之间，部分矿区可高达1×10-3μm2以上。

图4-9 中国主要矿区(煤田)试井渗透率分布

图4-10 中国主要煤田(盆地)煤岩实测渗透率分布箱式图

对比图4-9和图4-10可以发现，各矿区的煤岩渗透率值与试井渗透率值的取值区间基本相近，且煤岩渗透率和试井渗透率具有较好的正相关关系。因此，在对煤储层渗透率进行评价时，选择以试井渗透率值为主，而煤岩渗透率值为辅，将二者有机结合起来实现对煤储层的评价。

煤层气测井

7.3.1 煤层气地层评价的测井资料

测井是指井中的一种特殊测量，这种测量作为井深的函数被记录下来。它常常作为井深函数的一种或多种物理特性的测量，然后从这些物理特性中推断出岩石特性，从而获得井下地质信息。但是，测井结果也并非仅限于岩石特性的测量，其他类型的测井方法有泥浆、水泥固结质量、套管侵蚀等。

测井一般可分为借助电缆传输进入井内仪器获得信息的电缆测井和无电缆的测井，如泥浆测井（钻井泥浆特性）、钻井时间测井（钻头钻进速率）等，本节重点介绍电缆测井。在煤层气工业中，要评价煤层的产气潜力，首先应了解煤的储层特性和力学特性，这些特性的获得主要有3种途径：①钻取煤心做室内测试；②利用测井进行数据分析；③进行试井等。评价煤层特性的资料来源见表7.1和表7.2。

表7.1 评价储层特性的主要非测井资料来源

表7.2 评价储层特性的测井资料来源

煤心、测井和试井数据的综合运用可以增加数据可靠性，提高资源评价精度。煤层厚度、煤质（工业分析）、吸附等温线、含气量和渗透率，对以储层模拟为基础的产量预测有重大影响。取自煤心的分析通常用来确定吸附等温线、含气量和煤质；测井数据用来确定煤层厚度；确定煤层渗透率的最可靠的方法则是通过试井作业的试验数据分析。这些方法通常被看做是确定储层特性的基础或“依据准则”。但是，由于某些煤心和试井带来的误差，煤心测试程序缺乏标准化，特别是取心和试井费用昂贵，人们希望能有一种确定每个储层特性的替代方法。通过这种替代方法获得测定关键储层的特性，并校正那些不一致的或错误的试验数据。目前，测井作业被认为是最具前途的一种手段。一旦用煤心数据标定了测井记录数据，技术人员就可以单独利用测井记录数据精确估计补充井的储层特性（表7.3）。据Olszewski等对40口井开发项目地层评价费用的估算，使用标定的测井方法可以比现行的地层评价方法降低约16% 的费用。因此，测井在煤层气工业中正发挥着愈来愈重要的作用。

表7.3 用于煤层气地层评价的测井资料

续表

①建议只用于煤评价；②用于煤和砂层评价；③用于取心时；④用于原地应力评价。

7.3.2 从测井资料获得储层特性

测井资料的价值取决于井孔作业者的目的，而测井信息与其他来源的信息（如煤心、试井）相结合，可使技术人员逐步获得某一矿区所有钻井全部潜在目标煤层的关键储层特性，以达到最佳的产量决策，这比单独考虑测井、煤心或试井获得的储层特性更为可靠。再者，利用经过选择的煤心和试井数据来标定测井数据，可以建立起矿区特有的测井曲线解释模型。然后再利用测井曲线模型获取以测井记录为基础的储层特性。这一方法显得尤为重要，可以根据每个钻井的测井记录和少数选定的“标准”井的煤心和试井数据，得出关键储层特性的综合估计。可以看出，随着开发深度的增加，测井记录和其他数据来源之间的关系更多地依赖于测井资料。

7.3.2.1 含气量

含气量是指煤中实际储存的气体含量，通常以m3/t来表示，它与实验室测得的吸附等温线确定的含气量不同，煤的实际含气量通常包括3个分离的部分：逸散气、解吸气和残余气。目前，实际含气量往往通过现场容器解吸试验测得，精确确定含气量需要采用保压岩心。

间接计算含气量可使用Kim方程的修正形式，它是由Kim提出的计算烟煤含气量的经验方法，即

煤成（型）气地质学

煤成（型）气地质学

煤成（型）气地质学

式中：Gdaf为干燥无灰基气体储集能力，cm3/g；α为灰分，质量百分比；wc为水分，%；d为样品深度，m；xfc为固定碳，%；xvm为挥发分，%。

另一种间接计算含气量的方法是体积密度测井校正法，该方法是根据由岩心实测含气量和灰分的关系进行计算的，因为气体只吸附于煤体上，所以岩心中气体含量和灰分存在反比关系。从数学角度看，岩心灰分含量与高分辨体积密度测井数据有关，因为灰分含量严重影响煤储层的密度。因此，若有了代表性的原地含气量收集数据，就可由体积密度测井数据计算含气量。

由于煤心灰分与含气量有关，亦与密度测井数据有关，因此有可能根据高分辨整体密度测井资料精确估算含气量（图7.4），并推断灰分含量为多少时预测的含气量可忽略不计。

图7.4 由测井获得的含气量与实测含气量之对比

（据苏现波等，2001）

用测井数据合理估计煤中含气量需要满足3个条件：①由测井数据导出的等温线是正确的（包括水分、灰分和温度校正）；②煤被气体饱和；③温度和压力可以准确估计。

7.3.2.2 吸附等温线

如前所述，煤中气体主要储存于煤基质的微孔隙中，这与常规油气储层中观察到的孔隙截然不同。煤中孔隙更小，要使气体产出，气体必须从基质中扩散出来，进入割理到达井筒。气体从孔隙中迁出的过程称为解吸，按照气体解吸特性描述的煤的响应性曲线称为吸附等温线。目前，吸附等温线是根据单位质量的煤样在储层温度下，储层压力变化与吸附或解吸气体体积关系的实验数据而绘制的曲线，压力逐渐增加的程序称为吸附等温线，压力逐渐降低的程序称为解吸等温线，在没有实验误差的条件下，这两种等温线是相同的。

等温线用于储层模拟的输入量，采用两个常数组，即Langmuir体积和压力。由于缺乏工业标准，许多已有的等温线数据出现不一致现象，而且在许多情况下不适用于储层模拟。不同水分和温度条件会导致煤心测定的等温线有大的波动，煤层吸附气体的能力随水分含量的增加而降低，直至达到临界水分含量为止；温度对煤吸附气体能力的影响在许多文献中已有报道，温度增加会降低煤对气体的吸附能力。因此，强调用煤心测定等温线时，必须将温度严格限定在储层温度下，避免因温度波动引起的数据误差。温度和水分的综合影响，连同其他煤心取样或测试的不一致，往往产生与图7.5 所示相似的数据组。

图7.5 美国圣胡安盆地某矿区水果地组煤的吸附等温线

（据苏现波等，2001）

测井数据能帮助解释用煤心确定的吸附等温线精度。现在已导出了用测井数据估计干燥基煤的吸附等温线的一般关系式，它采用Langmuir方程，在该方程中由固定碳与挥发分的比率导出Langmuir常数，并按温度和水分加以校正。图7.4 提供了由测井数据确定等温线的实例，该等温线与新采集的煤心数据在标准程序下测定的等温线相一致。

实践证明，以测井数据为基础的煤的等温线估计，对确认煤心等温线测试结果和解决因取样或实验不一致而造成的煤心等温线数据中的误差极为有用。但是，由于研究程度有限，加上水分和温度估计中的误差，对以测井数据为基准的等温线计算有很大影响，所以，目前尚不能确信测井数据能够独立应用于等温线确定，确认这项技术的准确性，还需要有更多的数据组做进一步研究。

7.3.2.3 渗透率

试井是确定渗透率的最准确方法，但试井费用很高（一次约7000～15000美元），若为多煤层则其成本更高。这一方法在处理多煤层、两相流和气体解吸时还易受推断的影响。现已证明，自然电位、微电阻率和电阻率曲线的测井数据可用于估算煤层渗透率。

一种用测井数据确定裂隙渗透率变化的方法是由Sibbit等提出的，它更适用于常规储层裂隙。煤层渗透率取决于煤的裂隙系统，裂隙系统占煤体孔隙度的绝大部分。裂隙孔隙度是裂隙频率、裂隙分布和孔径大小的组合。因此，裂隙孔隙度直接与煤的绝对渗透率有关，是渗透率量级的决定性因素，也是控制煤层气产率、采收率、生产年限以及设计煤层气采收计划的主要因素。双侧向测井（DLL）对裂隙系统的响应，为渗透率的确定提供了依据。

Sibbit等提出的技术是用来确定裂隙宽度的，假定纵向裂隙和岩层电阻率比泥浆电阻率大得多，用下式表示：

煤成（型）气地质学

式中：Δc为浅侧向测井与深侧向测井的电导率差值（Δc＝CLIS－CLLD），mS/m；cm为侵入流体（泥浆）的电导率，S/m；ε为开启裂隙宽度，μm。

模拟显示Δc对于裂隙宽度为ε的单一裂隙与裂隙宽度为ε的多重裂隙组合是相同的。因此，式中ε也可用于表示多重裂隙的组合宽度。

模拟还揭示出这样一种现象，即它能应用于几乎垂直的裂隙（75°～90°），而这种裂隙在钻穿煤层的井孔中常见。Hoyer将Sibbit的DLL模拟数据应用于煤层裂隙评价，并用交绘图技术证实了用DLL确定煤层裂隙孔隙度指数的可行性，得出如下方程：

煤成（型）气地质学

式中：CLLD为深侧向测井电导率，mS/m；VFRAC为裂隙宽度，μm；cm为泥浆电导率，S/m；cb为基质块电导率，mS/m。

该方法排除了在裂隙未扩展、无严重侵入或电阻性泥浆侵入情况下的判读误差，图7.6为这一技术的具体应用实例。

图7.6 由测井显示的低、中、高裂隙孔隙度

（据苏现波等，2001）

GR—自然伽马；CALI—井径；MCRD—微电阻；LLD—深侧向测井；LLS—浅侧向测井；VFRAC—裂隙宽度；RHOB—体积密度；NPHI—中子孔隙度；S DCOND—浅侧向测井与深侧向测井电导率之差

受人关注的微电阻率装置（MGRD、MLL、MSFL或PROX，取决于电极排列）常使用DLL来记录，并用于映射煤层的裂隙孔隙度。微电阻率装置具有极好的薄层解译能力，与VFRAC亦存在线性关系（图7.7），但应注意，微电阻率装置可能受井孔粗糙度影响。

图7.7 井中裂隙宽度与微电阻率关系

（据苏现波等，2001）

确定煤层渗透率变化的另一种方法是依靠微电极测井。微电极测井历来用于识别常规储层中的渗透性岩层。微电极测井仪是一种要求与井壁接触的极板式电阻率仪，微电极仪记录微电位电阻率（探测深度10.2cm）和微梯度电阻率（探测深度3.8cm），微电极测井的多种探测深度使这种设备可用于渗透率指示仪。随钻井泥浆侵入渗透性岩层，在入口前方形成泥饼，泥饼对浅探测微梯度电阻率影响比深探测微电位电阻率影响要大，这种泥饼效应引起两种电阻率测值的差异，进而表明渗透性岩层的存在。尽管微电极测井也常常作为煤层渗透率指标，但由于在不同钻井中泥浆特性有变化和泥浆侵入程度有变化，所以微电极测井的定量解释是困难的，目前煤中裂隙定量评价的唯一方法仍是使用DLL测井技术来实现。

7.3.3 测井资料的计算机模拟

某些煤特性必须用测井资料通过计算机模拟得出，因为不同测井设备对煤的响应程度不同，且随煤特性不同有所变化。因此，很难利用各类测井仪器响应同时界定或识别某些煤特性。有了计算机这一技术，特殊煤特性可由测井响应加以推断而无需测定。例如，当某种测井记录出现特定数据组时，可能显示灰分存在。类似的测井技术（不同测井系列）还可用于确定煤阶，识别常见矿物，如方解石常常沉积于煤的割理之中，是一种重要矿物，可作为割理的指示矿物之一。含气量、煤阶、灰分含量及矿化带等与测井响应之间的关系，可通过计算机模拟来实现。

图7.8 煤岩组分、矿物、灰分和工业分析的计算

（据苏现波等，2001）

图7.9 通过计算机模拟计算出的煤的特性参数

（据苏现波等，2001）

计算机模拟的第一阶段是利用测井响应推断煤岩成分、灰分百分比、灰成分、矿化物和煤阶（图7.8）。目前，已建立的计算机模型中采用的煤岩组分是镜质组、类脂组和惰性组。将这些参数与附加的测井响应一起用于模拟的第二阶段，进行含气量和割理指数推断（图7.9）。含气量与灰分含量关系密切，且与煤阶有关，割理的存在可通过识别方解石、煤阶、某种煤岩组分、灰分含量进行推断。近期有证据表明，薄煤层或灰分层增加了割理存在的可能性，因此必要时可使用计算机增强高分辨处理。计算机模拟的第三阶段是融合含气量、割理指数推断产量指数（图7.9）。尽管预测每个煤层的绝对产率非常困难，但在同一井内预测每一煤层与其他煤层相比时的相对产量指数，对完井决策很有价值。具有最大潜力的煤层是完井的首选对象，而其余煤层可作为第二阶段的生产计划。

另外，计算机模拟还能提供一种称为“自由水”的曲线，这种曲线对预测初始水产率十分有用。为推迟水产量，可让相对无水的煤层首先生产。

计算机模拟的优点是，可以观察到某种煤特性（一定区域内）与某种测井响应之间有良好的相关性，这为在减少所需测井设备数量的同时、最大限度地获得有价值的煤层信息奠定了基础。更为先进的测井程序，可仅用于那些与质量控制有关的关键井孔。

（二）沁水盆地煤层气成藏条件分析

沁水盆地宏观煤岩类型，太原组15煤和山西组2、3煤以光亮、半亮煤为主，半暗、暗淡煤次之。煤岩显微组分以镜质组为主，含量68.2%～93.3%，并以无结构镜质体和基质镜质体为主。镜质组和半镜质组平均含量太原组略高于山西组，太原组15煤为80.4%，山西组2、3煤为78.14%，余为丝质组。无机物矿物成分以粘土矿物为主，少量碳酸盐岩与硫化物。煤岩灰分太原组15煤为1.5%～25%，山西组2、3煤为3.6%～15.9%，属中低灰煤。霍西、潞安原煤灰分为10%左右，属低—中灰煤，盆地北部和南部20%左右，多为中—高灰煤。原煤硫分太原组大于1%，为中、高硫煤，山西组小于1%，为低硫煤。煤岩水分0.83%～2.26%，西山、霍山、潞安1%左右，阳泉大于1%，晋城大于2%。煤岩挥发分由于煤种复杂变化亦较大，为4.33%～32.84%，西部煤变质程度低，挥发分相对较高，为20%～30%，东部变质程度高，挥发分较低，潞安小于15%，阳泉10%左右，晋城5%～7%。纵向上挥发分随埋深而降低。整个盆地挥发分变化，西部交城至古县以西挥发分大于20%，霍山以西洪洞、万安达40.41%，是盆地内煤岩变质程度最低的地区。东部左权至子长挥发分大于15%，为高变质烟煤区，盆地腹部挥发分小于15%，为高变质烟煤、无烟煤区。盆地南部晋城挥发分5%～7%，属Ⅱ号无烟煤，是全盆地煤变质程度最高地区。

沁水盆地煤岩变质程度较高，太原组和山西组含煤地层除西山和盆地中部的东西两侧狭窄地带为肥、焦、瘦煤外，绝大部分地区为贫煤和无烟煤，Ro，max为1.9%～4.35%。太原组无烟煤分布面积较山西组大，主要分布于盆地南北两端，山西组无烟煤分布面积较小，仅分布在盆地北部阳泉和南部晋城、阳城一带。石炭、二叠系含煤地层其上覆二叠、三叠系地层厚2000～3000 m，以此推算三叠纪末Ro，max为0.57%～1.04%，应属气、肥煤阶，但整个盆地煤岩变质程度高达贫煤、无烟煤煤阶。燕山期构造运动强烈，太原以西和临汾至侯马有二长斑岩、闪长岩出露，昔阳一带有玄武岩出露，物探显示太谷—平遥间有闪长岩侵入体，盆地北部和南部正磁异常推测亦为侵入体，由此推断盆地深部有侵入体岩基存在，隐伏岩体埋深北部2500～3000 m，南部500～1500 m，花岗岩体与喷溢玄武岩为燕山期与喜马拉雅期，形成区域性地热异常区，在较高地热场背景下受区域性岩浆热变质叠加作用，除盆地中部和东西两侧煤阶较低外，盆地北部、南部以及整个盆地含煤地层变质程度相对较高。

沁水盆地太原组、山西组含煤地层有效孔隙度为1.15%～7.69%，一般小于5%。资料表明，煤岩孔隙度随煤岩变质程度增高呈现两头高中间低，肥煤、焦煤孔隙度最低，瘦煤以后有所增高。不同变质程度煤孔隙大小、孔隙体积有所不同，中变质煤大、中孔发育，高变质煤过渡孔较多，各煤种微孔均较发育。

沁水盆地煤岩煤体结构类型较多，阳泉、晋城3、15煤变质程度高，煤体结构基本为原生结构，其中3煤底部1m厚的软煤层为粒状、鳞片状结构。西山、潞安2、8煤和3煤多为原生—碎裂结构，潞安3煤亦有碎粒、糜棱结构。

沁水盆地煤岩裂隙一般为两组，即主裂隙与次裂隙，两组正交或斜交相伴而生，并与煤层层理面垂直或斜交。西山主裂隙走向35°～70°，次裂隙走向310°～345°，潞安主裂隙走向280°～340°，次裂隙走向27°～60°，阳泉有两组裂隙，晋城有三个裂隙系统。宏观观测煤岩裂隙密度与间距，阳泉大型裂隙密度2.7条/m，间距37 cm；中型裂隙密度33条/m，间距3.0 cm；小型裂隙密度200条/m，间距0.5 cm；微型裂隙密度500条/m，间距0.2 cm。晋城除大型裂隙外，密度均低于阳泉，间距均高于阳泉。西山3煤和8煤大、中型裂隙密度分别为15条/m和7.5条/m，间距为6.7～13.3 cm。潞安3煤大、中型裂隙密度为9条/m，间距11.1 cm。微观观测微小裂隙密度，西山裂隙密度2.0～10.2条/cm，间距1～7.7 mm；潞安裂隙密度1.7～8.7条/cm，间距1.2～5.9 mm；阳泉裂隙平均密度3.5条/cm，平均间距2.8 mm；晋城裂隙平均密度2.1条/cm，平均间距4.7 mm。可见盆地内微小裂隙密度和间距变化都不大。西山、潞安主要煤层裂隙无矿物质充填，阳泉、晋城多有方解石或黄铁矿、粘土矿物充填。对煤层主、次裂隙发育特征研究可见，阳泉、潞安、晋城主裂隙为北西向，次裂隙为北东向，西山主要裂隙为北东向，次裂隙为北西向，说明裂隙的发育与区域应力场和局部应场的关系密切。不同煤质煤岩裂隙发育程度不同，太原组15煤的光亮煤成分比山西组3煤高，15煤裂隙较3煤发育，太原组煤层比山西组裂隙网络发育要好，其渗透性相对较好。

在隆起背景经变形改造形成的沁水盆地，受区域岩浆地热场影响，埋深较浅的含煤岩系变质程度却相对增高，但其内生裂隙发育程度并未变差。据盆地边部煤样光面统计，贫煤、无烟煤面割理密度为9～16条/5cm，端割理密度5～18条/5cm，以网状割理组合为主，孤立—网状和孤立状组合为次，开启性较好，偶见充填。割理密度随煤岩变质程度加深和煤岩类型变差而降低。统计表明，面割理走向与褶皱轴向大致垂直，端割理走向与褶皱轴近乎平行。

据煤炭统计资料，1966年至1990年沁水盆地煤矿发生煤层瓦斯突出3654次，最大瓦斯涌出量17640 m3/次，瓦斯抽放率11.34%～22.57%，平均吨煤瓦斯抽放量为3.32～8.02 m3/t，以此可以间接判断煤层含气量高低。通过煤层气评价研究认为，沁水盆地煤层含气量较高，为5～29 m3/t。盆地北部阳泉含气量6～25 m3/t，东部潞安8～12 m3/t，晋城8～29 m3/t，屯留4.60～17.68 m3/t。盆地南部阳城潘庄7口煤层气试验井，3煤含气量13 m3/t，15煤为18 m3/t；樊庄3煤含气量8～23 m3/t，均值12.3 m3/t；15煤含气量10～19 m3/t，均值11.3 m3/t。晋试1井含气量较高，达19.29～31.75 m3/t，均值25.1m3/t。

统计资料表明，煤层含气量与煤层埋藏深度相关，煤层含气量有随煤层埋深增大而增加的趋势，自盆边向盆地腹部含气量逐渐增大。煤层埋深小于300 m地带，含气量一般低于8.00 m3/t，晋城煤变质程度高，含气量为10～12 m3/t；煤层埋深300～600 m间，含气量为10～16 m3/t；在600～1000 m深度含气量为14～22 m3/t，至1500 m深度含气量达25 m3/t；盆地北部煤层埋深近2000 m，含气量最大可达30 m3/t。含气量变化梯度有由浅至深逐渐变小的趋势。

沁水盆地煤层含气量与煤岩变质程度相关，煤岩变质程度越高，含气量越高。屯留为瘦煤（Ro，max1.7%），寿阳韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），阳城为无烟煤（Ro，max4.1%）。煤层埋深均为500 m条件下，最高含气量屯留和韩庄为16.5～17 m3/t，阳城为38 m3/t。煤层埋深增加含气量增大，韩庄为贫煤（Ro，max1.8%～2.4%），煤层埋深510～620 m含气量为16.5 m3/t，埋深550～780 m含气量为17.7 m3/t，埋深620～920 m含气量为18.9 m3/t。潞安屯留3煤为瘦煤（Ro，max1.73%），阳城潘庄为无烟煤（Ro，max4.058%～4.134%），煤层含气量统计资料均表明，随煤层埋深增大含气量有随之增加的趋势。

煤岩吸附能力是评价研究煤层气藏的重要因素，煤岩等温吸附参数包括兰氏体积和兰氏压力。沁水盆地太原组15煤和山西组3煤，在平衡湿度条件下恒温30℃进行甲烷解吸测试，结果测试压力小于1.0 MPa时，两条曲线基本重合，而压力大于1.0 MPa时，15煤的等温吸附曲线位于上方较3煤陡，煤阶较高的15煤兰氏体积和兰氏压力明显高于3煤，说明15煤吸附能力较3煤强。在含气量相同时，3煤临界解吸压力高于15煤。其中3煤兰氏体积为33.43 m3/t.daf，兰氏压力为1.78 MPa，Ro，max为1.73%。15煤兰氏体积为40.91 m3/t.daf，兰氏压力为2.09 MPa，Ro，max为2.04%。西安煤炭研究分院对盆地12个样品测试说明，沁水盆地太原组、山西组主要煤层吸附能力相对比较高，原煤饱和吸附量为20.54～39.06 m3/t，平均29.81 m3/t；可燃质饱和吸附量为23.90～51.81 m3/t，平均36.58 m3/t；兰氏压力中等为1.93～3.43 MPa，平均2.62 MPa。测试结果表明，在等温条件下，吸附量与储层压力呈正相关，压力增高吸附量增大，在0～1 MPa区间吸附量随压力增高，斜率较高呈似直线，此后增长率逐渐变小，不同区间吸附量增长不等，直至吸附增量为零，煤岩吸附量达到饱和状态。在相同温度、压力条件下，随煤阶增高吸附量增大，在煤阶变化过程中，兰氏体积与兰氏压力呈互为消长趋势，即煤岩变质程度增高，兰氏体积增大而兰氏压力减少。在盆地的不同位置、不同煤层等温吸附曲线形态均有差异。一般为14.06～38.12 m3/t，均值 24.27 m3/t。盆地北部阳泉、东部潞安、南部晋城兰氏体积大，西部西山、古交、霍州兰氏体积较小。阳城北樊庄晋试1井测试兰氏体积为39.91～46.84 m3/t。兰氏压力值晋城、西山较高，阳泉、潞安次之，一般为0.9～2.249 MPa，均值2.03 MPa。晋试1井兰氏压力为3.034～3.184 MPa。一般情况兰氏体积大兰氏压力亦高。

沁水盆地煤岩等温吸附特征表明，山西组和太原组主要煤层的兰氏体积，瘦煤（Ro，max1.73%～1.80%）为26.27～33.43 cm3/g，贫煤（Ro，max2.04%）为40.91 cm3/g，无烟煤（Ro，max3.76%～3.90%）为46.66～49.16 cm3/g，呈现兰氏体积随煤阶升高而增加的趋势。主要煤层的兰氏压力，瘦煤1.38～1.78 MPa，贫煤2.09 MPa，无烟煤2.98～3.47 MPa，兰氏压力与煤阶亦为正相关。资料表明，贫煤、无烟煤的平衡湿度为6.14%～9.26%，明显高于瘦煤2.18%～3.45%平衡湿度。样品测试气体扩散速率为0.867074×10-4～0.236990×10-2l/s，表明沁水盆地煤层气扩散能力较强，有利于煤层气的产出。

煤层气含气饱和度是实测含气量与理论吸附量之比。沁水盆地勘探程度有限，现有资料反映出含气饱和度较高，接近饱和甚至过饱和状态。阳城潘庄潘1井3煤在井深322.7～328.2 m，实测含气量为22.58 m3/t，理论吸附量为21.05 m3/t，煤层含气饱和度为107%。CQ—9井3煤井深286.5～293.6 m，实测含气量21.54 m3/t，理论吸附量18.40 m3/t，含气饱和度117%；15煤井深380.9～383.4 m，实测含气量23.45 m3/t，理论吸附量24.32 m3/t，含气饱和度96%。晋试1井测试资料反映含气饱和度较高，3煤埋深522.10 m，兰氏体积39.91 m3/t，兰氏压力3.034 MPa，储层压力5.10 MPa，含气量23.80 m3/t，临界解吸压力4.48 MPa，含气饱和度为95.11%。15煤埋深606.10 m，兰氏体积46.843/t，兰氏压力3.184 MPa，储层压力6.017 MPa，含气量26.51 m3/t，临界解吸压力4.15 MPa，含气饱和度为86.28%。从测试资料统计测算，潞安长治3煤含气饱和度为87%，寿阳15煤含气饱和度为80%，阳城潘庄太原组煤层含气饱和度为中等至较高。从沁水盆地沉积构造发育来看，石炭、二叠系含煤岩系在印支末至燕山期隆升，亦是煤岩成煤、成烃转化期，喜马拉雅期仅在局部形成断陷，一般不存在煤层欠饱和的构造条件。但沁水盆地地下水径流活动，地下水与地表水交换活跃，可能是盆地内出现欠饱和的主要因素。

沁水盆地煤层渗透率较低，一般小于1×10-3μm2，面割理走向渗透率大于端割理走向方向。盆地南部煤层气井用试井方法测试的煤储层渗透率一般小于1×10-3μm2，最大3.16×10-3μm2，不同试井方法测值不同，DST测试结果一般偏低。潘2井、晋CQ—9井构造裂缝发育，储层渗透率变好。潘1井3、9、15煤用DST方法测试渗透率为（0.001～0.130）×10-3μm2，潘2井主煤层用注入压降试井方法测试渗透率为1.53×10-3μm2。屯留1井和2井均用DST方法测试3煤为（0.025～0.034）×10-3μm2，15煤为0.015×10-3μm2。晋CQ—9井用注入压降法试井3煤为3.16×10-3μm2，阳泉HG—6井7煤为（0.93～5.67）×10-3μm2，9煤为0.42×10-3μm2，15煤为（0.43～6.73）×10-3μm2。

煤储层压力参数是评价研究煤层气藏的重要依据。沁水盆地42口水文钻孔资料测算地层压力及压力梯度在垂向和横向上均有较大差异。阳城太原组深度200～450 m，地层压力1.97～3.72 MPa，压力梯度0.0083～0.0105 MPa/m；山西组深度117～350.26 m，地层压力1.13～2.95 MPa，压力梯度0.00841～0.00945 MPa/m。潞安、长治太原组深度624.36～677.50 m，地层压力4.16～4.53 MPa，压力梯度0.0062～0.0072 MPa/m；山西组深度212.06～577.80 m，地层压力1.54～3.27 MPa，压力梯度0.0057～0.0073 MPa/m。寿阳、阳泉太原组深度222.38～633.84 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0054～0.0057 MPa/m；山西组深度310～544.80 m，地层压力1.21～3.42 MPa，压力梯度0.0027～0.0047 MPa/m。盆地4口井3个层位测试结果，采用注入压降试井的晋CQ—9井，3煤井深289 m，地层压力2.31 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；阳泉HG1井3煤井深512 m，地层压力3.99 MPa，压力梯度0.008 MPa/m；15煤井深627 m，地层压力5.93 MPa，压力梯度0.009 MPa/m。采用DST试井方法的阳城潘1、2井为3、9、15煤，井深为328、328和369 m，地层压力为3.28、3.88和3.43MPa，压力梯度为0.010、0.012和0.009MPa/m。以上资料表明，上二叠统上石盒子组地层是区域性正常—微超压层，地层压力梯度为0.01 MPa/m左右，钻井钻进常有涌水，水头可达数米之高。自上石盒子组至中奥陶统马家沟组，地层压力逐渐增高，压力梯度逐渐减小。地层压力在盆地不同部位有所差异，盆地南部阳城压力近于正常，盆地东部潞安长治，盆地北部寿阳、阳泉，山西组、太原组和奥陶系灰岩地层压力梯度较低，地层欠压严重。沁参1井山西组煤层测试资料表明，盆地中部地层属微欠压或近于正常压力。沁水盆地为印支期后形成的构造盆地，沉积岩层经变形改造后形成复式向斜，不同含水层均以向斜构型形成水动力系统，达到总体的平衡。由于盆地构造部位不同，受挽近构造运动改造程度不同，以及大型复式向斜自身的复杂性，造成盆地内地层压力的差异。地层欠压严重的寿阳、阳泉一带，已有资料证实与岩溶陷落有关。在阳泉已揭露陷落柱348个，西山达573个，局部地区陷落柱密度可达28个/km2。岩溶陷落柱多为椭圆形，直径小者10 m，大者200～500 m。

有效地应力与煤层渗透性密切相关，有效地应力为地应力与地层压力之差，地应力由构造应力和静岩压力构成，随地层埋深增加而增高，当地层压力保持不变时，有效地应力随之增高。有效地应力越高，煤层渗透率越低，有效地应力越低，煤层渗透率越高。对盆地勘探目标层位有效地应力的测定需随煤层气勘探程度提高而获取，就已有测试井获取的资料说明，测试区有效地应力相对较低，对煤层渗透性改善有利。HG1井太原组15煤煤层中部深627.31 m，最小原地水平主应力7.45 MPa，原始地层压力5.93 MPa，原始地层压力梯度0.0095 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0119 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0024 MPa/m。沁参1井山西组煤层中部井深1021.9 m，最小原地水平主应力15.5 MPa，原始地层压力9.635 MPa，原始地层压力梯度0.0094 MPa/m，最小原地水平主应力梯度0.0152 MPa/m，最小原地有效地应力梯度0.0057 MPa/m。

沁水盆地石炭、二叠系含煤岩系具有较好的封盖层，对煤层气成藏、保存较为有利。上石盒子组泥岩段厚度大，单层最大厚度60 m。下石盒子组泥岩单层厚度16～25 m，最厚37 m，累厚422.9 m，在全盆地发育稳定，是良好的区域性盖层。山西组泥岩累计厚度反映盆地中部以南泥岩较发育，沁参1井泥岩累厚90 m，盆地北部太原、阳泉一带变薄。山西组3煤之上泥岩在盆地北部、南部较厚，潘2井累厚25.4 m，盆地中部沁县为23 m，盆地南部和边缘较薄。太原组泥岩比较发育，盆地自西而东逐渐变厚，沁1井最厚为64 m。太原组15煤之上泥岩在盆地东部较稳定，沁1井最厚46 m。本溪组铝土岩在盆地分布广泛，南部厚4～5 m，北部厚1.5～6.3 m，中部较厚，最厚达13 m，是石炭系与奥陶系的良好隔水层。从主煤层顶底板封盖条件分析，15煤顶板厚2～16 m，盆地北部为泥岩，中部为砂岩，南部为灰岩，顶板之上为庙沟灰岩，可见封盖条件北部优于南部。3煤顶板岩性变化较大，厚2～6 m，为砂质泥岩、泥质粉砂岩和致密砂岩，封盖性较好，3煤底板是1～4 m厚泥岩，最厚14 m，分布稳定，是良好的封隔层。

沁水盆地为一沉积构造盆地，北北东向似椭圆形的盆地周围被下古生代老岩层所围限，盆地周缘高、中间低呈盆地地貌，四周为海拔1500～2000 m的中高山，盆地中部上古生界、中新生界地层组成低山、丘陵或平原，盆地中部自霍山东翼至昔阳为海拔1600～1800 m的分水岭。受盆地地势控制地表水系形成以汾河为主体的水系，地下水与地表径流供水和泄水组成统一的水动力系统。沁水盆地区域含水层可分三类，松散孔隙含水层、裂隙含水层和裂隙岩溶含水层。松散孔隙含水层为第三系、第四系砂砾石层。裂隙含水层为石炭、二叠系和三叠系砂岩、页岩裂隙含水层。裂隙岩溶含水层为太原组薄层灰岩和奥陶系灰岩。太原组和山西组煤层普遍含水，储水空间是煤层割理及外生裂隙，孔隙度在无应力状态测试＜1%至4%，富水性很弱。

据盆地含水层特征与煤层关系分析，新生界疏散孔隙含水层底部粘土层隔水性好，与含煤岩系相隔较远，与煤层水力联系较小。三叠系裂隙含水层下伏石千峰组有约100 m泥质岩隔水层对煤层影响亦很小。上石盒子组砂岩裂隙含水层其下具多层较厚泥质岩，隔水性能良好，对煤层影响亦小。影响山西组煤层的是上、下围岩裂隙含水层，主煤层3煤顶板砂岩裂隙含水层位于煤层之上数米，至中部地区为直接顶板，由1～3层细—粗粒砂岩组成，厚6 m，最大23 m，富水性弱，盆地南部抽水试验涌水量0.0011 l/，盆地东部潞安部分钻孔一抽即干，说明3煤顶板砂岩裂隙含水对煤层水浸有限。裂隙含水层与煤层关系复杂，太原组15、13、11 煤层直接顶板为灰岩，岩溶不发育，裂隙不发育—较发育，多被方解石充填，富水性弱，对煤层影响不大，但寿阳钻井涌水量达8.102 l/，因此局部可能富水性强。奥陶系马家沟灰岩裂隙岩溶含水层，其水头标高高于15 煤底标高，寿阳、阳城都高于15煤标高，愈向盆地标高差愈大，奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层与15煤底板相隔5～60 m，一般能起到隔水层作用，但当有裂隙通道时可能会连通。可见，煤层含水性弱，与围岩水力沟通程度取决于围岩的裂隙开启及岩溶发育程度。石炭、二叠系砂岩裂隙含水层富水性较弱，泥岩隔水层发育，对煤层气开发影响有限。奥陶系灰岩和石炭系太原组灰岩层局部富水性强，在断裂及岩溶陷落柱发育区对煤层有直接影响，对煤层气开发不利。

煤层气资源量是评价含煤盆地或煤层气藏资源前景的综合性量化参数，沁水盆地资源量测算以300～1000 m煤层埋深计算潜在资源量，1000～2000 m煤层埋深计算推测资源量。潜在资源量计算面积12700 km2，资源丰度（0.5～1.5）×108m3/km2，潜在资源量为（6375～19125）×108m3，均值12750×108m3。推测资源量煤层埋深1000～2000 m，含煤面积15400 km2（山西组与太原组面积之和），含气量23～26 m3/t，推测资源量（23299～26338）×108m3，均值25325×108m3；无烟煤面积4500 km2，含气量25～28 m3/t，推测资源量（14350～16072）×108m3，均值14925×108m3。沁水盆地煤层气总资源量（44024～61535）×108m3，均值53000×108m3。以此并综合煤层气地质条件，华北石油局对沁水盆地潞安长治、寿阳、阳城三个区块进行了综合评价并提出勘探开发建议。

西安煤炭研究分院对沁水盆地煤层气资源量亦进行测算，测算时删除200 m以浅甲烷风化带，将之下分为200～600 m，600～1000 m，1000～1500 m，＞1500 m四段，可采煤层以大于0.6 m厚为限（阳泉＞0.8 m）。计算结果：煤层气总资源量82032.91×108m3，总面积31911.62 km2，其中3煤17631.63×108m3，15煤30176.26×108m3。埋深200～600m，面积9297.28 km2，资源量15619.56×108m3；埋深600～1000 m，面积7515.39 km2，资源量18514.98×108m3；埋深1000～1500 m，面积8276.62 km2，资源量 25106.89×108m3；埋深＞1500 m，面积6822.33 km2，资源量22791.47×108m3。

沁水盆地是由华北古生代克拉通盆地经后期构造运动改造、分割变形的中型含煤沉积构造盆地，改造后的盆地呈复式向斜样式保存较为完整，内部构造较为简单，含煤岩系分布较为稳定，煤层厚度较大，煤层埋深适中，煤炭资源丰富。盆地主要含煤岩层上石炭统太原组、下二叠统山西组，含煤11～20层，煤层厚5～17 m，山西组3煤和太原组15煤在盆地内部稳定，埋深300～1500 m主采煤层占含煤总面积一半。石炭、二叠系含煤岩系变质程度相对较高，煤岩吸附能力较强，含气量达8～25 m3/t，2000 m以浅的煤层气资源量达53000×108m3，资源丰度（0.5～1.5）×108m3，是煤层气资源较为丰富的含煤盆地。沁水盆地是处于隆升构造背景下早期沉积晚期成盆的含煤盆地，具有较高的区域地热场背景，含煤岩系变质程度较高，是制约煤层气可采性的不利条件，但从煤岩储集层综合分析还有诸多有利因素。沁水盆地含煤岩系煤层割理较发育，外生裂隙亦发育，等温吸附特征较好，兰氏体积高，兰氏压力亦高，含气饱和度中等—偏高，气体扩散速率高，对气体解吸有利，煤层压力较正常或偏高，有利于煤层渗透性的改善和储层流体产出动能的提高。地层有效地应力低，利于煤层渗透性变好。煤体结构多为原生结构，对钻井完井和煤层渗透性改善有利。太原组、山西组煤层顶、底板岩性多为泥质岩，对煤层封盖较为有利，盆地水动力条件亦有较有利的条件。综合各种因素总体评价沁水含煤盆地煤层气资源前景较好，开发煤层气条件较为有利。

不同煤体结构煤储层物性差异分析

李松 汤达祯 许浩 陶树 蔡佳丽

基金项目:国家自然科学基金重点资助项目(40730422);国家科技重大专项课题34(2011ZX05034);中央高校基本科研业务费专项资金资助

作者简介:李松,1985年生,男,江苏省沛县人,博士研究生,从事能源地质方面的研究。E-mail:lisong85@126.com

(中国地质大学(北京)能源学院 北京 100083)

摘要:本次研究以不同煤体结构的煤储层物性的差异分析为切入点,运用各种实验测试手段,探讨了煤体结构和煤储层物性的耦合关系。结果表明:煤岩随着应力的增强,吸附能力不断增大,煤中吸附孔隙类型由封闭型孔变为开放型孔,有利于煤层气的吸附、解吸和扩散。渗流孔隙和微裂隙随着应力的增强在初碎裂煤阶段骤减,而后增加,在碎裂煤阶段最为发育,而到了糜棱煤阶段,煤岩发生塑性变形,其发育程度再次减小,碎裂煤对煤层气的产出最为有利。煤体结构变形可分为五个阶段,包括裂隙闭合阶段、微裂隙产生阶段、宏观裂隙产生阶段、沿某破裂面破坏阶段和流变破坏阶段,表述了各阶段煤岩渗透率的变化规律。

关键词:煤体结构 储层物性 孔隙 裂隙

Coal Reservoir Property Differences Analysis of Different Coal Structure

LI Song TANG Dazhen XU Hao TAO Shu CAI Jiali

(School of Energy Resources, China University of Geosciences, Beijing 100083, China)

Abstract: This paper focused on the influence of coal structure types on the coal reservoir properties, using a variety of testing methods studied the connection between coal structure types and properties. The results showed that: with the stress increasing, the coal reservoir adsorption capacities improved, and the adsorption pores changed from enclosed types to open pores which are conducive to the adsorption, desorption and diffusion of the coalbed methane. Seepage pores and microfracures firstly sharply decreased with the stress increasing in the proto- cataclastic coal stage, then increased and most developed in the cataclastic coal stage, while in the mylonitic coal stage the seepage pores and microfractures reduced again, thus, the cataclastic coals are most favorable to the production of coalbed methane. The evolution of the coal structure can be divided into five stages, including the closing stages of fractures, the microfractures development stage, cracks development stage, damage along cer- tain fracture plane and rheological destruction stage.

keywords: coal structure;reservoir properties; porosity; cracks

我国的含煤盆地具有复杂的构造演化史,尤其在中国南方地区,煤层受多期构造运动的叠加改造,不仅导致煤盆地结构发生变化,也使煤层结构发生了强烈变形,煤储层物性发生了根本性的变化,煤储层非均质性增强,从而加大了我国煤层气勘探和开发的难度(姜波等,1998;琚宜文等,2002;傅雪海等,1999)。目前我国在对构造煤储层物性特征方面缺乏深入研究和探讨,由于构造复杂,甚至将构造煤视为煤层气开发的“禁区”(杨陆武等,2001)。针对这一问题,本次研究采集了不同煤体结构的煤岩样品进行了各种测试及实验,以不同煤体结构的煤储层物性的差异分析为切入点,力求在煤体结构和煤储层物性的相互关系方面取得突破。

样品采自云南省老厂地区箐地沟煤矿,样品涵括了原生结构煤、初碎裂煤、碎裂煤和糜棱煤。为了对具有不同煤体结构煤岩样品的物性特征进行多技术综合表征,本次研究设计并开展了多项测试及实验,对采集煤样的孔裂隙系统及物性参数进行了系统的分析。首先,从四种不同煤体结构的煤岩样品中分别钻取2个直径约25mm的岩心柱样,一套柱样用于压汞孔隙测试,另一套用于煤岩常规孔渗分析;然后将钻取柱样时剩余的块状样品用于制作煤岩光片,进行煤岩显微裂隙测定;剩余的颗粒状样品用于煤岩液氮比表面、孔径测试、工业分析和甲烷等温吸附实验。

1 煤储层孔隙结构特征

1.1 吸附孔隙结构特征

煤的吸附孔是指孔径小于100nm的孔隙,包括小孔、微孔等孔隙空间(ХоДоТBB et al.,1996)。液氮吸附法能够非常有效地区分吸附孔中的微孔和小孔,对研究煤储层吸附孔径结构具有一定的优势(陈萍等,2001)。四块煤样的液氮吸附实验结果呈现出很好的规律性(表1),原生结构煤、初碎裂煤、碎裂煤和糜棱煤所受到的构造应力依次增大,随着应力条件的增强,各煤岩样品的BET比表面积和BJH总孔体积依次升高。微孔和小孔含量也随着应力的增大发生相应的变化,箐地沟煤矿煤的演化程度已经达到无烟煤阶段,因此该煤矿的原生结构煤的微孔含量较高,达83.3%,随着应力作用的增强,微孔趋于闭合,小孔变为更小的孔隙,部分大中孔变为小孔,相对来说,微孔数量的减少要大于小孔数量的减少,因此小孔含量相对增加。从原生结构煤到糜棱煤小孔含量从16.7%变为65.4%,平均孔直径也从10.6nm增大到17.8nm。

表1 液氮吸附实验测试数据表

四块煤样的液氮吸/脱附曲线呈现不同的形态,尤其糜棱煤与其他煤样存在较大的差异(图1)。糜棱煤的吸附曲线从压力接近P0时开始迅速增加,曲线变陡,吸附量迅速增大,最大吸附量可达2.0mL/g;而原生结构煤、初碎裂煤和碎裂煤的最大吸附量较小,均在0.6mL/g以下,吸附曲线整体比较平缓,吸附能力糜棱煤碎裂煤初碎裂煤原生结构煤。随着应力的增加,煤岩小孔含量逐渐高于微孔,煤储层的BET比表面,BJH总孔体积和平均孔直径相对增高,煤岩吸附能力随之增大。糜棱煤和碎裂煤的吸/脱附曲线都存在较为明显的吸附回线,反映的孔隙类型是开放型的圆筒孔和平行板状孔;而原生结构煤和初碎裂煤的吸/脱附曲线近乎重合,孔隙多为一端封闭型孔。总体而言,随着应力的增强,煤岩吸附能力不断增大,煤中吸附孔隙类型由封闭型孔变为开放型孔,应力的增大使得煤岩吸附孔隙的吸附能力和孔隙类型变好,有利于煤层气的吸附、解吸和扩散。

图1 典型液氮孔隙模型

1.2 渗流孔隙结构特征

煤储层中孔径大于100nm的孔隙为渗流孔隙,主要由大孔和中孔组成,其孔径结构对煤的渗透性及开发阶段煤层气的产出具有重要意义。本文研究煤储层渗流孔隙结构采用了压汞测试方法,压汞法可以定量得到孔径大于3.75nm的孔隙参数,这种方法在测试煤的大孔和中孔的孔径结构上具有一定的优势[7]。煤样的压汞测试结果表明:四块煤样的微小孔含量基本相当,但大中孔含量差异较大(表2),表明应力作用对煤岩的渗流孔隙的发育具有较强的控制作用。其中煤岩大孔含量碎裂煤糜棱煤原生结构煤初碎裂煤,碎裂煤的大孔含量最高,达15.53%,其他三块样品的大孔含量均低于5%,原生结构煤的大孔含量为3.53%,初始的应力使得部分大孔转化为中孔,初碎裂煤的大孔含量相对减少,为2.97%,随着应力的增大,煤岩开始破裂,产生大量裂隙和大孔径孔隙,大孔含量明显增高,为15.53%,随着应力的进一步增大,煤岩变为糜棱煤,煤岩结构被严重破坏,大孔含量再次减少到4.71%。

表2 压汞孔隙测试数据表

在通过压汞测试的进、退汞曲线形态分析煤的渗流孔隙结构时,发现四块样品的压汞测试的进、退汞曲线形态显示出较大的差异(图2)。碎裂煤的进汞饱和度和退汞效率最高,而其他样品的进汞饱和度都较低,在30%左右,糜棱煤退汞效率最低,为32.35%,而其他样品的退汞效率均在60%左右。排驱压力碎裂煤糜棱煤

图2 典型压汞曲线类型

2 煤储层微裂隙结构特征

微裂隙是沟通孔隙与宏观裂隙的桥梁,其发育程度影响煤储层的渗透性能,借助于光学显微镜可直观地观测到煤岩中微裂隙的大小与形态。微裂隙可划分为A、B、C和D四种类型(Yao,Y.B. et al.,2009):类型A(宽度w5μm且长度L10mm)是宏观能清晰辨认的裂隙;类型B(w5μm且10mm≥11mm)是连续且较长的裂隙;类型C(w300μm)是时断时续的裂隙;类型D(w

2.1 微裂隙密度

四块煤岩样品的微裂隙发育密度差别较大,微裂隙以D型为主,C型和B型次之,而A型微裂隙极少见(表3)。其中,碎裂煤的微裂隙密度最大,可达165条/9cm2;初碎裂煤的微裂隙发育密度最小,仅为14条/9cm2;糜棱煤为25条/9cm2;而原生结构煤的微裂隙密度为67条/9cm2。原生结构煤和初碎裂煤都未见A型裂隙发育;碎裂煤和糜棱煤中存在A型裂隙,研究表明后期的构造应力作用是产生A型裂隙的主要因素。

表3 微裂隙类型和密度统计表

图3 微裂隙的显微镜下特征

2.2 微裂隙特征

原生结构煤以D型微裂隙和C型微裂隙为主,两者交叉分布,联通性一般;初碎裂煤的微裂隙密度非常小,镜下特征显示为几条孤立存在的D型裂隙,B和C型裂隙极少,未见A型裂隙发育,连通性最差;碎裂煤的微裂隙相对较发育,且裂隙方向杂乱无章,分布极不规律,但裂隙之间的连通性非常好,有利于煤层气的渗流;糜棱煤的微裂隙多呈树枝状,其中类型B宽度较大,多为树枝状裂隙的树干部分,而裂隙C多较细而且延伸远,为树枝状裂隙的树枝部分。

3 煤储层吸附性和渗流能力

3.1 煤储层吸附性

通常用等温吸附实验的兰氏(Langmuir)参数来评价煤储层的吸附性能,常用参数有兰氏体积和兰氏压力(姚艳斌等,2007;张群等,1999):兰氏体积是煤层气储层的极限吸附量,代表煤层气储层的吸附能力;兰氏压力是实际吸附量达到极限吸附量50%时的压力,代表煤层气储层吸附气体的难易程度。等温吸附测试结果表明:四块煤岩的原煤兰氏体积在26.87~30.96m3/t之间,可燃基兰氏体积在30.45~38.94m3/t之间,兰氏压力在1.22~2.37MPa之间(表4)。煤的变质程度对煤的吸附性能具有决定性的作用,四块煤样的变质程度高,因此煤岩兰氏体积普遍较高,随煤级增高,煤中孔隙结构发生规律性变化,其中大孔、中孔逐渐闭合,而小孔和微孔逐渐增加,大量的小孔和微孔为甲烷气体提供了更多的吸附空间,提高了煤的吸附能力。碎裂煤的可燃基兰氏体积最低,原生结构煤、初碎裂煤和糜棱煤依次增高,糜棱煤最大,达到38.94m3/t。而原煤兰氏体积糜棱煤最低,为26.87m3/t,这是因为该块样品灰分含量极高,达到27.73%,显著高于其他样品,影响了其煤岩整体吸附能力。碎裂煤、原生结构煤、初碎裂煤和糜棱煤的兰氏压力依次升高,其煤岩吸附难易程度依次降低。

表4 等温吸附和工业分析数据表

3.2 煤储层渗流能力

原生结构煤、初碎裂煤、碎裂煤和糜棱煤的渗透率依次为0.0078mD、0.0028mD、3.53mD和0.00037mD,其中碎裂煤的渗透率最高,而其他煤样的渗透性较差。大孔含量、微裂隙密度与煤岩渗透率存在较好的正相关关系,大孔含量越高,微裂隙越发育,煤岩渗透性越好(图4)。碎裂煤的气测渗透率值为3.53mD,裂隙广泛发育是导致该样品的实测渗透率较高的主要原因。

煤体结构变形可分为五个阶段,包括AB段(裂隙闭合阶段)、BC段(微裂隙产生阶段)、CD段(宏观裂隙产生阶段)、DE段(沿某破裂面破坏阶段)和EF段(流变破坏阶段)(图5)。AB段(裂隙闭合阶段):煤岩在应力作用下裂隙受压闭合,其应力相对较小,而煤岩应变量较大,渗透率降低;BC段(微裂隙产生阶段):初期除产生弹性变形外,还表现为部分微裂隙摩擦滑动,开始不稳定扩展破裂,微裂隙的出现使得渗透率增大,随后随着应力作用的增强,煤岩非弹性体积增长,微裂隙大量出现并扩展,此阶段对应碎裂煤形成阶段,是渗透率增加速率最大阶段;CD段(宏观裂隙产生阶段):当扩容发生到一定程度时,煤岩便开始产生肉眼可以识别的宏观裂隙,此阶段对应碎裂煤,是渗透率极大值阶段;DE段(沿某破裂面破坏阶段):被贯通裂隙分割后煤岩沿贯通裂隙发生滑移,并有新裂隙面扩展贯通,此阶段对应碎裂煤晚期和碎粒煤早期,渗透率开始降低;EF段(流变破坏阶段):裂隙面不断扩展,形成流变破坏,对应糜棱煤阶段,渗透率急剧降低。

图4 渗透率的控制因素

图5 不同煤体结构煤岩渗透率变化特征

4 结论

将煤体结构变形分为五个阶段,包括裂隙闭合阶段、微裂隙产生阶段、宏观裂隙产生阶段、沿某破裂面破坏阶段和流变破坏阶段;原生结构煤、初碎裂煤、碎裂煤和糜棱煤所受的应力依次增大,随着应力的增强,煤岩吸附能力不断增大,煤中吸附孔隙类型由封闭型孔变为开放型孔,有利于煤层气的吸附、解吸和扩散。渗流孔隙和微裂隙随着应力的增强在初碎裂煤阶段骤减,而后增加,在碎裂煤阶段最为发育,而到了糜棱煤阶段,煤岩发生塑性变形,其发育程度再次减小,碎裂煤对煤层气的产出最为有利。碎裂煤、原生结构煤、初碎裂煤和糜棱煤的兰氏压力依次升高,其煤岩吸附难易程度依次降低;煤岩大孔含量及微裂隙密度与渗透率有较好的正相关关系。

参考文献

陈萍,唐修义.2001.低温氮吸附法与煤中微孔隙特征的研究[J].煤炭学报,26(5):552~556

傅雪海,陆国祯,秦杰等.1999.利用测井响应值进行煤层气含量拟合和煤体结构划分的研究.测井技术,23(2):112~11

姜波,秦勇,宋党育等.1998.高煤级构造煤的XRD结构及其构造地质意义.中国矿业大学学报,27(2):115~118

琚宜文,王桂梁.2002a.煤层流变及其与煤矿瓦斯突出的关系.地质论评,48(1):96~105

杨陆武,孙茂远.2001.中国煤层气藏的特殊性及其开发技术要求.天然气工业,21(6):17~19

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姚艳斌,刘大锰.2007b.华北重点矿区煤储层吸附特征及其影响因素.中国矿业大学学报,(3):308~314

张群,杨锡禄.1999.平衡水分条件下煤对甲烷的等温吸附特性研究.煤炭学报,24(6):566~570

ХоДоТBB.宋世钊,王佑安译.1996.煤与瓦斯突出[M].北京:中国工业出版社,27~30

Yao, Y.B., Liu, D.M., Tang, D.Z., Tang, S.H., Huang, W .H., Liu, Z. H., Che, Y., 2009.Fractal char-acterization of seepage-pores of coals from China: an investigation on permeability of coals [J] .Computer Geosciences 35(6),1159～1166

核磁共振渗透率

采用核磁共振T2谱方法确定孔隙度和可动流体含量等信息后可进一步计算岩石的渗透率。前人通过在室内开展大量的岩石核磁共振实验，逐渐建立了核磁渗透率与核磁共振T2几何平均值，核磁孔隙度和可动流体等的定量关系，并建立了多种核磁渗透率计算模型（Timur，1969；Kenyon，1992；Taicheret al.，1994；Jerosch-Heroldet al.，1995；Michaelet al.，1995），这些模型已经被应用到常规油气储层的测井领域。其中，目前应用较普遍的模型主要有两个，即Coates模型和SDR模型（Timur，1969；Kenyon，1992；彭石林等，2006）。这两种模型都是基于核磁孔隙度进行计算的，差别在于前者引用了可动流体饱和度，后者还引用了T2几何平均值进行计算。

4.3.4.1 Coates模型

Coates模型可表示为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

式中：Φ为核磁孔隙度或水测孔隙度，％；BVM为自由流体饱和度，％；BVI为束缚流体饱和度（＝100-BVM），％；C为待定系数；KN1为基于该模型的核磁渗透率值，×10-3μm2。

将C1＝C-4代入式4.6可变换为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

由于前文已经求得样品的核磁渗透率、可动流体和束缚流体的饱和度，因此，只要确定参数C1即可求得样品的核磁渗透率。

令

煤储层精细定量表征与综合评价模型

对实测的空气渗透率值Ka与Y值进行线性拟合，根据直线的斜率即可求得C1值。拟合结果显示，两者的拟合优度为0.99。根据C1值便可求得C值为5.9。据国内陆相储层大量砂岩岩心的实验结果表明（Kenyon，1992；彭石林等，2006）：C值的主要分布范围为3～12；对于孔隙度大于8％的岩样而言，C值的平均值约为8；对于孔隙度小于8％的岩样而言，C值的平均值约为5。从这个结果看，本文计算的结果与砂岩的结果较一致。

然而，将C＝5.9代入式4.6后，求得KN1值后发现，所得的KN1值与常规空气渗透率的误差较大（表4.1和表4.2）。除两个孔隙度较高、渗透率较好的样品的误差较小外，其他样品的误差都在1～3个数量级。误差较大的主要原因是，一方面是由于煤是一种低孔、低渗的介质，孔隙结构复杂且以吸附孔为主，而煤的渗透率主要取决大孔和裂隙系统；而另一方面也说明Coates模型对煤这种孔隙介质的渗透率预测的适用性非常差。

表4.2 基于不同模型的核磁共振渗透率计算结果

4.3.4.2 SDR模型

SDR模型有多种变型形式，其中应用最普遍的表达式为：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

式中：Φ为核磁孔隙度或水测孔隙度，％；C3为待定系数；T2g为T2分布的几何平均值。SDR模型不受束缚水的影响，但当岩石孔隙中含有烃时，T2分布的几何平均值会发生变化。SDR模型适合于不含烃类的岩石渗透率计算。

根据实测的Φ值和T2g求得 后，将之与空气渗透率数据拟合发现，拟合优度很低。说明这种方法也不适用于煤的核磁共振渗透率计算。原因除了与煤的孔裂隙结构有关外，可能也与煤中残余有吸附的甲烷气体有关，另外也与实验过程中的参数选取等有关。

4.3.4.3 可动流体孔隙度模型

上述分析可知，传统的在砂岩储层中通用的核磁共振渗透率模型并不适用于煤的核磁共振渗透率计算。因此需要建立适用于煤的核磁共振渗透率计算模型。

考虑到煤的空气渗透率与样品的可动流体孔隙度的相关性很强（图4.6），这里将空气渗透率值与可动流体孔隙度数据进行非线性回归后发现，两者的关系符合指数分布（拟合优度为0.997）：

煤储层精细定量表征与综合评价模型

式中：Φm为核磁可动流体孔隙度，％；KN3为基于该模型的核磁渗透率值，×10-3μm2。

根据该模型计算了核磁渗透率值，如表4.2所示。结果发现该模型与Coates模型和SDR模型相比拟合效果明显要好。但总体上对于特别低渗的岩心的拟合效果也较差，特别是SH3和CZ3两个样品的拟合的结果为负值，已经脱离现实意义。造成这种现象的原因主要是两个样品的渗透率太低，其中一个更是只有0.00032×10-3μm2。同时说明可动流体孔隙度模型在分析特别低渗的煤岩时也存在一定的局限性。

综合以上几种模型的分析结果发现，在根据煤的核磁信号确定渗透率时，目前还存在一定的局限性。表现在对特别低渗样品的符合度非常低，误差非常大。造成这种现象的原因主要有两个：一是本文中选取的样品数有限，样品的渗透率极差太大；二是由于煤的渗透性主要取决于裂隙和大孔，造成利用可动流体含量和孔隙度来评价渗透性时存在误差。

将几个样品的实测渗透率、核磁共振渗透率及可动流体信息与高分辨率X-CT扫描图像相对比发现，微裂缝对渗透性的意义显著，它能够沟通其他孔隙，增加可动流体量，因此微裂缝发育程度对可动流体百分数高低有显著影响。如果煤样的微裂缝发育程度较高，那么即使其孔隙度或渗透率较低，该样的可动流体百分数仍然可能会较高；反之，如果煤样的微裂缝发育程度较低，那么即使其孔隙度或渗透率较高，该样的可动流体百分数仍然可能会较低。对于孔隙度和渗透率接近的两块煤样而言，如果其微裂缝发育程度不等，则微裂缝发育程度较高岩样的可动流体百分数较高。

虽然，就目前来看在采用核磁共振手段来分析煤的渗透率方面还存在一定的困难，但是对于煤储层来讲，核磁共振分析提供的有效孔隙度、孔裂隙结构和可动流体含量等信息对评价储层也具有重要意义。