摘要：宁武盆地是我国典型的中煤阶构造残余盆地，勘探证实其南部具有很好的煤层气勘探潜力，但煤层气富集的主控因素尚不清楚。为此，分析了盆地南部主要含煤地层的沉积环境、煤质特征、热演化程度与煤阶分布、煤储层物性等地质特征，通过构造特征、地应力分布特征、封盖条件分析，结合前期勘探成果，综合研究后认为：宁武盆地南部煤层气的富集受构造部位、应力场以及煤层顶底板封闭条件控制，构造上斜坡带煤层气富集高产，构造应力场低值区煤层渗透性好，封闭条件好的地区煤层气保存条件好。进而预测出W02井以东、W04井以南地区具有获得高产煤层气井的有利条件，是有利的煤层气富集区。

关键词：宁武盆地；煤层气；富集；斜坡带；地应力场低值区；主控因素；有利区；封盖层

    宁武盆地位于山西省西北部，西侧为吕梁山隆起和芦芽山复背斜，东侧为五台山隆起带，是晚古生代成煤期后受构造运动挤压抬升形成的小型山间构造盆地^[1～2]。南北长约130km，宽20～30km，面积约3120km²(图1)。目前已有3口煤层气井最高日产气超过1000m³(WO1、W04、W05井)，均分布于南部斜坡带，证实宁武盆地南部具有很好的煤层气勘探潜力。但宁武盆地南部煤层气富集主控因素尚不清楚，需要深入研究，笔者通过对该区构造特征、地应力分布特征、封盖条件等方面的研究，分析了宁武盆地南部煤层气富集主控因素，指出了煤层气有利富集区。

    宁武盆地发育石炭-二叠系、侏罗系2套含煤岩系^[3]。其中下二叠统山西组(P₁s)底部4#煤和上石炭统太原组(C₃t)下部9#煤单层厚度大，全盆地稳定分布，是煤层气勘探的主要目的层。侏罗系含煤性差，分布范围小，为次要勘探目的层。

    本区在晚古生代太原期为海退背景下滨、浅海三角洲平原亚相的低位沼泽，物源主要来自大同以北古陆。早期植物生长繁盛，泥炭堆积厚度大，在太原组下部沉积了9#煤，厚4.36～24.62m，平均厚度超过11m。中、后期海水向南退出，成煤环境变差，在太原组中上部仅发育一些分布不连续的薄煤层和滨-浅海相泥岩泥灰岩；本区山西期海水退出，初期沉积环境较稳定，处于河流亚相的沼泽沉积微相区，形成了山西组下段较厚的4#煤，厚0.37～13.15m，一般为2～4m。中、后期沼泽相带收缩，成煤条件变差，沉积了1～3层横向分布不稳定的薄煤层，单层厚0～1.95m。

    宁武盆地南部太原组9#煤煤岩特征总体上以半暗 半亮型和半亮-光亮型煤为主。显微组分中镜质组含量一般大于60%，惰性组含量一般小于30%。煤层以中低灰分煤为主，灰分含量一般小于15%(表1)。

    4#煤煤岩特征总体上以半暗型为主。有机显微组分中镜质组一般在50%左右，惰性组含量一般为40%左右。煤层以中灰分为主，灰分含量一般为14.2%～22.7%。

   宁武盆地浅部已知煤阶为低 中变质的气、肥煤，W01井9#煤R_o为0.95%～1.10%(表1)。随着埋藏加深，煤变质程度加深，煤阶增高，推测盆地腹部为肥、焦煤，已进入热解生气高峰，可为煤层气富集提供充足的气源^[4～5]。山西组4#煤演化程度略低于太原组9#煤，煤阶分布规律与太原组9#煤相同。

    宁武盆地南部煤层岩心压汞资料表明，该区煤层孔隙以微孔为主，发育了少量的中孔和大孔，孔隙度为3.97%～5.2%，孔隙中值半径为0.1～63μm，镜质组反射率为0.85%～1.12%。

    煤层渗透率是影响煤层气高产的主要因素之一，W05井煤岩实测渗透率为0.41mD，根据注入/压降法测试结果(表2)，压裂前煤层渗透率一般为0.01～0.86mD。

煤心观察表明，该区煤层割理发育，割理密度为3～5条/cm，缝宽4～7μm。构造裂缝多垂直煤层发育，呈不规则分布，裂缝未充填，疏通了煤层孔隙，改善了煤储层性能。

注：1)显微组分为含矿物基分析结果。

表2 太原组9#层渗透率测试结果表 mD

    宁武盆地成煤期后主要经历了燕山期和喜山期构造运动^[6]。现今构造形态为NNE向展布的复向斜，两翼陡，地层倾角25°～40°，南北两端构造较平缓，地层倾角6°～12°。

    宁武盆地南部构造斜坡带，煤层埋深主要受构造和地形起伏控制，变化规律较简单，W04井以南煤层埋深一般小于1500m，处于上斜坡带，向腹部煤层迅速加深，腹部最深约2700m。宁武盆地南部上斜坡带3口井日产气超过1000m³，煤层气富集高产主要有以下几方面原因。

2.1.1 上斜坡带为低势区，是烃类运移指向区

    上斜坡带煤层早期煤层埋藏深，生气条件好，煤层后期抬升幅度大，形成低势区，与盆地腹部埋深超过2000m的生气中心衔接，成为烃类运移指向区，配合区域性分布稳定的直接盖层，易于形成高含气、高饱和煤层气藏。

2.1.2 上斜坡带割理发育，煤层渗透性好

    上斜坡带处于盆地后期构造幅度大，煤层埋藏相对较浅，处于地应力相对低值区，张性裂隙发育，煤层渗透性好，利于煤层气井高产。

2.1.3 上斜坡在整体降压情况下煤层气井具有输入型的产气特征

    在整体降压情况下，高部位容易优先形成面积降压，处于构造高部位的排采井，煤层气井具有输入型的产气特征，一般产水量小，产气量大，初期本井周围降压解吸，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出；煤层气井产水特征：日产水递减-微产水或不产水。

    影响煤储层渗透率的因素十分复杂，地质构造、应力状态、煤层埋深、煤体结构、煤岩煤质特征、煤变质程度和天然裂隙系统等都不同程度地影响着煤储层渗透率^[7～8]，煤储层渗透率是多因素综合作用的结果，但其中构造应力场是控制煤层渗透率的最主要因素^[9～10]，煤层渗透率与地应力增加呈指数关系降低^[11～13]。

    构造应力场中的低应力分布区往往是裂缝高密度分布带^[14～16]，宁武盆地构造应力场低应力分布区是裂缝高密度分布带，高应力分布区煤层割理不发育。盆地南部高应力分布区位于西部W02-W03井区，该地区临近大断层或断裂，而低应力分布区位于W01-W04-W05井区，是高密度裂缝分布带^[6]。

    通过WO1井和W02井煤样品的显微构造照片对比，可清楚地观察到两口钻孔岩心显微构造的明显差异。WO1井所处的构造位置是应力场低值分布区，煤岩割理裂隙十分发育。图2-a显示出在大约100μm长度范围内分布有条微裂隙，裂缝明显地具有张剪性力学特性；而W02井由于处应力场高值分布区，煤岩裂缝分布密度低且为闭合(图2-b)。

    煤层顶底板封闭性直接控制煤层气的保存条件，主要体现在控制煤层含气量，同时封隔煤层上下含水层，有利于煤层气井排水降压。

泥岩顶板无疑是最有效的封盖层。泥灰岩顶板稍逊于泥岩顶板，而优于石灰岩顶板，亦能有效发挥封闭作用。宁武盆地南部山西组4#煤直接顶板以泥页岩、砂岩、粉砂岩为主，太原组9#煤顶板绝大部分为泥灰岩、泥岩，有少量石灰岩和砂岩。太原组9#煤泥岩、泥灰岩顶板主要发育于南部WO1-W04-W05井区，泥灰岩、泥岩顶板厚度2～18.0m，石灰岩顶板厚度1～6.14m。在西部W02-W03井区太原组盖层9#煤层之上盖层主要为富水性较强的中砂岩为主，煤层气保存条件差。总体上太原组9#煤顶板封盖能力好于4#煤，这是9#煤含气量高于4#煤的主要原因。

    山西组4#煤底板以砂岩为主，次为泥岩、粉砂岩。太原组9#煤底板以泥岩、泥灰岩为主，局部为砂岩及粉砂岩、石灰岩。下伏本溪组发育一套厚度介于5～15m的铝土质泥岩，全区稳定分布，底衬封闭作用良好。

    总体上，宁武盆地南部W01-W04-W05井区顶底板封闭性好，煤层含气量一般大于10m³/t，最高达到20m³/t，而西部W02-W03井区煤层顶板主要以砂岩为主，封盖条件差，煤层含气量较低，W02井最高含气量只有4.9m³/t。

    煤层顶板封盖层同时还是很好的隔水层，煤层上部地层泥岩、泥灰岩发育能够很好地封隔上部地层水的网络状渗滤，同时煤层上部地层泥岩发育使该区含水层不发育，富水性差，有利于煤层气的保存，同时煤层气井排采产水量小，煤层易降压解吸，对煤层气开发极为有利。W05井顶板泥岩发育，厚度超过15m，煤层气井产水量一般低于15m³/t，地层水矿化度超过5000mg/L(表3)，说明处于地下水弱径流-滞留区，保存条件好，煤层产气效果较好，而W03井区顶板以砂岩为主，富水性强，断层发育，断层沟通含水层，使得该区水文地质条件复杂，W03井试气水矿化度985mg/L(表3)，而该区煤系地层水矿化度一般超过2500mg/L，说明该区有地表水混入，处于地下水径流区，同时煤层气井产水量大，产水量超过100m³/d，煤层难以降压解吸，不利于煤层气开发。

表3 宁武盆地试气井9#煤层产出水分析化验数据表 mg/L

   综合以上研究，构造部位、地应力、封盖层共同控制煤层气的富集与保存，是宁武盆地南部煤层气富集的主控因素，W02井以东、W04井以南地区太原组9#煤埋深小于1500m，处于应力场低值区，煤层渗透性好、煤层顶底板封盖条件好，同时处于构造上斜坡带，利于煤层气井高产，是煤层气富集高产有利地区。

   宁武盆地南部有利区内太原组9#煤原煤含气量最高为20.61m³/t，平均为10.61m³/t，总体呈北高南低、东高西低的趋势。解吸气甲烷含量为91.3%～95.1%，平均含气饱和度超过85%(表1)，证实本区处于饱和吸附带，煤层气开发潜力较大。预测太原组98煤1500m以浅煤层气有利勘探面积为138km²，煤层气地质资源量为221×10⁸m³。

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(本文作者：田文广^1，2 汤达祯¹ 孙斌² 任源锋³ 1.中国地质大学(北京)；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院；3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业公司)