摘要：沁水盆地南部(以下简称沁南)潘河煤层气田是中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发的气田，分析其区域地质与煤储层特征，评价其煤层气可采性和生产潜力，可为选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术，确定适宜的排采制度提供基础和依据。为此，充分利用该区200多口煤层气生产井资料、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料，精细描述了煤层气田区域地质和煤储层特征，分析了影响煤层气产能的地质、储层因素。结果表明：该区地质构造简单，次级褶皱构造发育；煤层发育稳定，厚度大(3#煤层厚度为6.5m左右)；煤变质程度高，属于无烟煤；含气性良好，含气量较高，但平面上变化较大，气体质量好，甲烷含量超过98%；含气饱和度高，介于95%～100%；渗透率相对较好，储层压力较高。总体上，地质和储层特征参数显示该区具有煤层气富集和高产的有利条件。根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据，以及潘庄一号井田的煤田勘探资料，建立了气田地质模型，以期指导今后的井网设计、工程技术选择，实现气田的高效开发。
关键词：沁水盆地；南部；潘河煤层气田；区域地质；储集层；特征；水文地质条件；产能
区域地质特征和煤储层特征研究，是煤层气高效开发的基础工作。通过沁水盆地南部(以下简称沁南)潘河煤层气田地质构造、沉积环境、煤层赋存特征、裂隙发育特征、煤岩煤质、含气性、储层压力和渗透性等全面研究，分析煤层气生成、富集、运移规律，评价区块煤层气可采性和生产潜力，可为今后根据不同的地质条件和储层条件，选择气田井网形式、钻完井技术、增产改造技术，确定适宜的排采制度提供基础和依据。
潘河煤层气田煤层气勘探程度相对较高，研究基础良好，过去在煤层气地质特征、成藏机理、高渗富集区预测等方面已积累了较多研究成果[1～6]，但煤层气富集高产规律和地质控制规律还没有完全掌握，区域上的富集高产带预测技术、垂向上的不同沉积条件下的煤层开采技术还未形成，即不同区块、不同层系的煤层气富集产出规律有待深入研究总结，煤层气地质学理论尚待形成。
笔者依托中联煤层气有限责任公司实施的“沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程”，基于沁南潘河煤层气田200多口煤层气生产井、以往煤田地质勘探资料和煤层气参数井资料，充分采用PH1-009参数井的煤层测试和试井成果，全面叙述沁水盆地南部潘河煤层气田地质条件和储层参数特征，解剖沁南潘河煤层气田的地质规律和地质模型，分析控制煤层气产能的地质因素。
1 区域地质特征及煤储层特征
1.1 区域地质特征
1.1.1含煤地层特征
潘河煤层气田含煤地层为上石炭统太原组和下二叠统山西组。上覆二叠系下石盒子组、上石盒子组、石千峰组和第四系，下伏石炭系本溪组和奥陶系。
下二叠统山西组为河流相碎屑岩沉积地层，厚度介于35～58m，一般为46m，由深灰色灰黑色泥岩、灰色粉砂岩、砂岩、煤层组成。山西组下部发育主要可采煤层——3#煤层，上距K8砂岩34m，下距K7砂岩7m。2#煤层局部可采。
上石炭统太原组为一套海陆交互相沉积地层，厚度介于76～129m，一般为98m，岩性为灰色深灰色泥岩、砂岩、石灰岩和煤层，由5个从碎屑岩到石灰岩沉积的垂向层序构成，体现了海退一海进沉积旋回过程，石灰岩为3～8层，厚度介于0～12.90m。发育主要可采煤层——15#煤层，局部可采9#煤层。
1.1.2构造特征含煤地层特征
潘河煤层气田构造简单，整体上为一个西倾的单斜构造，发育次级褶皱构造(图1)，断层极少。气田内以背斜、向斜相间排列，呈NNE向展布为特征(图2)，褶皱构造自东向西分别为郑村背斜、潘河向斜、柿沟背斜、霍家山向斜、马山村背斜等。地层平缓，倾角一般为5°～8°，倾角最大仅为15°。总体上向斜部位含气量相对较高，背斜部位含气量相对偏低。
1.1.3煤层厚度
3#煤层厚度大，结构简单，分布稳定。根据已钻探的200口煤层气井资料，3#煤层厚度变化范围为4.2～9.20m，平均为6.30m，纯煤厚度介于4.60～6.70m。含碳质泥岩和泥岩夹矸1～2层，厚度介于0.40～1.20m。平面上3#煤层厚度变化小，在潘河以东地区厚度较大，煤层厚度普遍大于6.50m，局部超过7.5m。在潘河以西，煤层厚度介于5.5～6.0m(图3)。该区西北部煤层厚度相对减小，为5.5m。3#煤层顶板岩性主要为泥岩、粉砂质泥岩，局部为细、中砂岩；底板主要为粉砂岩和泥岩。泥岩作为煤层顶、底板封盖层有利于煤层气的保存与聚集。
15#煤层位于太原组的上部，煤层较稳定，厚度为薄一中等，介于0.80～6.17m，平均为3.21m，纯煤厚度介于0.80～5.64m。煤层结构为简单-复杂，一般含夹矸1～2层，厚度为0.10～0.25m。15#煤层直接顶板岩性主要为泥岩或含钙泥岩(厚0～2.5m)，底板主要为泥岩。K2石灰岩常常成为15#煤层的直接顶板，造成煤层气运移逸散，使煤层气井产水量增加，排水时间延长。
1.1.4煤层埋深
3#煤层埋深较浅，为266～544m，一般深度在400m左右，自南向北煤层深度呈增大趋势。3#煤层下距15#煤层84～88m。
1.1.5裂隙发育特征
3#、15#煤层煤体结构以原生煤结构为主。仅在3#煤层底部有时见1m厚的软煤分层，呈粒状和鳞片状结构。
煤层的构造裂隙和内生裂隙发育。煤层中存在多组规模大小不一的裂隙。据PH1-009井煤岩描述结果，煤层内生裂隙密度为(6～15)条/5cm，外生裂隙密度为(1～3)条/5cm。外生裂隙中充填方解石薄膜，裂隙面呈紧闭状态。
根据煤矿井下观测结果，潘庄矿区煤层裂隙主要有3个裂隙系，每个裂隙系各有2组走向垂直或近于垂直的裂隙组。其走向分别为：第一裂隙系，10°～20°和110°～120°；第二裂隙系，40°～50°和130°～140°；第三裂隙系，60°～70°和150°～160°，其中以走向150°～160°的裂隙系最为发育，其余2组110°～120°、130°～140°次之。走向110°～120°的裂隙与区内褶皱轴近于垂直，其他裂隙走向与褶皱轴斜交。
1.1.6煤岩学特征和煤质特征
宏观煤岩特征：3#煤层为黑色，金刚光泽、丝绢光泽，条带状和均一状结构；半亮型煤，以亮煤为主，次为镜煤、暗煤和丝煤。15#煤层为黑色，金刚光泽，条带状和均一状结构；半亮型煤，以亮煤为主，次为镜煤、暗煤和丝炭。
煤的显微组分以惰质组为主，其次为镜质组。镜质组含量：3#煤层介于30.7%～35.9%，15#煤层介于35.7%～43.1%。惰质组含量：3#煤层介于64.1%～69.3%，15#煤层介于56.9%～64.3%。镜质组含量15s煤层普遍高于3#煤层，惰质组含量15#煤层普遍低于3#煤层。3#煤层矿物质含量为5%～8%，主要矿物为黏土，少量方解石。15#煤层主要矿物为黏土，常见黄铁矿，少量方解石，极少石英。
该区煤的变质程度高，属于无烟煤阶段。镜质组最大反射率：3#煤层介于3.59%～3.70%，平均为3.65%；15#煤层介于3.47%～3.52%，平均为3.50%。
15#煤层硫分含量高，属于中灰、高硫煤；3#煤层属于低灰 中灰、低硫煤。PH1-009井3#煤层测试结果：原煤水分为1.53%，灰分为14.44%，挥发分为7.34%，固定碳含量为92.66%，全硫含量为0.44%，真密度为1.61g/cm3，视密度为1.49g/cm3。15#煤层测试结果：原煤水分为1.23%，灰分为15.54%，挥发分为7.22%，固定碳含量为92.78%，全硫含量为2.40%，真密度为1.61g/cm3，视密度为1.47g/cm3。
1.1.7水文地质条件
1.1.7.1 含水层及富水性
该区含水层从下至上主要有：煤系基底的奥陶系石灰岩岩溶裂隙含水层，太原组K2、K3及K4石灰岩含水层，山西组砂岩裂隙含水层，下石盒子组砂岩裂隙含水层和第四系砂砾石含水层。该区晚古生代煤系中主要含水层与煤层间多存在直接水力联系，其中与山西组3#煤层有水力联系的是其上覆砂岩裂隙含水层(K8砂岩)；与太原组15#煤层有水力联系的是其上覆太原组石灰岩岩溶裂隙含水层(K2石灰岩)。煤系下伏的奥陶系石灰岩岩溶裂隙含水层，由于存在峰峰组弱含水层与本溪组铝土质岩的隔阻，与煤系地层无水力联系。太原组含水层与山西组含水层之间有百米的砂泥岩互层相隔，两者水层之间基本无水力联系，与上覆的地表水系也不存在水动力联系。几套含水层系之间各自形成了独立的水动力承压系统，基本上无越流现象。
山西组主要含水层为其底部的K7砂岩，该砂岩平均厚度为3m。根据抽水试验资料，钻孔单位涌水量最大仅为0.078L/(s·m)，含水性较弱。太原组K2石灰岩岩溶裂隙含水层，厚度介于1.5～13.6m，富水性随埋深的增大而逐步减弱，单位涌水量介于0.0008～0.056L/(s·m)，含水性较弱。钻井显示，由于石灰岩厚度小，仅2m左右，裂隙不发育，基本不含水。
根据钻井简易水文观测，潘河先导性试验项目一期钻井40口，各井含水层的含水量大小与砂岩厚度、岩性有直接关系。PH45-03井下石盒子组与山西组砂岩层数多，厚度大，均为中、细粒砂岩，出水量大，平均产水量达到39.5m3/d。
1.1.7.2 区内煤层气井产出水分布特征
依据区内104口井排采初期产水量绘制等值线，产水量分布特征为：
1) 凡是分布在向斜轴部及其附近的钻井，产水量大，这主要与地层的构造形态有关，地层水顺着地层从向斜的翼部流向向斜轴部，补给条件好。
2) 潘河东侧钻井产水量较大，西侧产水量较小，尤其是东侧处于正断层附近的PH77-02井，初期产水量最大。东西两侧差异可能与含水层的补给条件及埋深变化有关：潘河东侧埋藏较浅，接受地表补给条件好，因而含水层富水性较好，而在西侧含水层补给差。
3) 据统计的104口井数据，区块北部(PH55-03北)初期产水量介于0.8～16.0m3/d，主要分布于1.2～8.5m3/d，平均为4.7m3/d。区块南部(PH55-03南)初期产水量介于1.3～48.6m3/d，主要分布于9～23m3/d，平均为16.1m3/d。区块南部产水量普遍高于北部，可能是由于区块南部埋藏较浅，处于潘河向主干河流入口处，地表补给条件好，因而含水层富水性较好。
4) 凡是基岩被第四系大面积覆盖的地区，含水层富水性差，反之富水性较好。这可能是因为第四系缺失的地区，大气降水和地表水直接补给渗透到含水层中，因而造成含水层富水性较好的原因。
1.2 煤储层特征
1.2.1含气性特征
1.2.1.1 煤层含气量和气成分特征
该区煤层含气量高，平面上变化较大。潘庄一号井田煤田地质勘探测定结果，3#煤层含气量(干燥无灰基)介于4.34～25.88m3/t，平均为12.01m3/t；15#煤层含气量介于7.73～38.70m3/t，平均为19.98m3/t。
3#煤层的气体组成以甲烷为主，占98%，含少量氮气和C02(分别占1.62%和0.38%)，15#煤层基本相同。
垂向上，下部15#煤层的含气量明显高于上部的3#煤层；平面上，3#煤层含气量介于8～24m3/t，如图4所示，以窦山东北、潘河口、马凹为中心分别形成3个煤层气富集区，含气量高达24m3/t，在潘河先导性试验区内主要以潘河口为中心形成高含气量区，向外围逐渐降低，在试验区的西北及西南方向先降低，后又逐步增高。
1.2.1.2 吸附解吸和饱和度特征
PH1-009井等温吸附实验温度采用储层温度，平衡水分条件，测试结果表明，区内3#、15#煤层对甲烷具有很强的吸附能力。如表1所示，3#煤层兰氏体积介于35.63～42.17m3/t，平均为39.02m3/t，兰氏压力介于1.95～2.32MPa；15#煤层兰氏体积介于41.35～43.21m3/t，兰氏压力介于1.89～2.06MPa。15#煤层吸附能力高于3#煤层。吸附时间，3#煤层为3.39d，15#煤层为0.67d。煤层含气饱和度均很高，除15#煤层的一个样品为95%外，其余都是100%。
1.2.2储层渗透率和储层压力
1.2.2.1 煤储层渗透性相对较高
3#煤层渗透率为0.15～2.00mD，15#煤层渗透率为0.08～1.45mD。
1.2.2.2 储层压力稍低于正常压力
3#煤层储层压力为1.97MPa，压力梯度为0.78kPa/m；15#煤层储层压力为2.76MPa，压力梯度为0.81kPa/m。
1.2.2.3 地应力较高
3#煤层闭合压力为5.32MPa，地应力梯度为21.16kPa/m；15#煤层闭合压力为8.72MPa，地应力梯度为25.57kPa/m。
2 煤层气田地质模型与产能的影响因素
根据PH1-009、TL-006、TL-007等煤层气参数井测试数据，以及其他煤层气参数井和潘序一号井田煤田勘探资料，综合形成了潘河煤层气田地质模型，如表2所示。由此可知，该气田地质构造简单，煤层发育并稳定，厚度大，变质程度高，含气量较高，含气性良好，渗透率相对较好，储层压力较高，煤层资源丰度高。地质和储层特征参数有利于煤层气富集和高产。
秦勇教授[7～8]提出由煤基块、地层水和煤层气的弹性能量构成煤层气能量系统。煤层气富集成藏的能量平衡系统受控于构造应力场、热应力场、地下水动力学条件，在构造应力场、热应力场的作用下，控制煤储层有效运移系统中的渗透性，地下水径流状态控制煤层气有效压力系统并对煤层气富集起着关键性影响。
该区近南北向的次级背向斜相间排列，形成向斜部位煤层气显著富集，同时产水量也明显偏高，因此有利于形成较高产能的煤层气井。
资料表明，高煤级煤具有良好的生气潜力，很高的气体吸附能力，同时沁水盆地构造改造较弱，3#煤层顶板以泥岩为主，煤层气保存条件良好。气成分中甲烷含量超过98%，也表明煤层气基本未发生运移交换。因此，储层含气饱和度高，临界解吸压力较高，有利于煤层气井较早产气，并保持稳定的产能。潘河地区的汇流型地下水动力条件不仅有利于煤层气富集，也有利于地层流体能量的集聚。
正是由于这种热力场、应力场、水动力场的综合作用，煤层沉积条件、生烃条件、应力条件、水动力条件和输导格架的有利配置[9]，产生了潘河高产煤层气井，使得沁南潘河煤层气田成为中国最早实现具有良好经济效益的规模化商业开发的气田。
3 结论
1) 沁南潘河煤层气田地质构造简单，次级褶皱构造发育。3#煤层厚度大(6.5m左右)，结构简单，分布稳定；15#煤层较稳定，厚度为薄-中等。煤变质程度高，属于无烟煤；煤层含气性良好，含气量较高，但平面上变化较大，气体质量好，甲烷含量超过98%；含气饱和度高，介于95%～100%；渗透率相对较好，储层压力较高。总体上，地质和储层特征参数有利于煤层气富集和高产。
2) 综合形成了气田地质模型，将有效地指导今后的井网设计、正确选择适宜的工程技术，实现气田的高效开发。
3) 正是由于热力场、应力场、水动力场的综合作用，煤层沉积条件、生烃条件、应力条件、水动力条件和输导格架的有利配置，使得沁南潘河煤层气田成为中国最早具有良好经济效益的规模化商业开发气田。
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[9] 叶建平，武强，叶贵钧，等.沁水盆地南部煤层气成藏动力学机制研究[J].地质论评，2002，48(3)：319-323.
(本文作者：叶建平 吴建光 房超 吴见 熊德华 中联煤层气有限责任公司)
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