煤田地质与勘探杂志投稿邮箱

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吴 见 王赞惟

( 中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

摘 要: 我国低煤阶煤层气资源十分丰富，但目前开发效果不明显。本文总结了低煤阶煤层气勘探开发现状，对五个煤层气盆地进行了特征对比。依据准南项目工作经验，提出了低煤阶煤层气井网部署、钻完井技术、排采技术等方面的认识。

关键词: 低煤阶 煤层气 研究进展 认识

The Low Rank Coalbed Methane Research Progress and Recognition of South Junggar Basin

WU Jian WANG Zanwei

( China United Coalbed Methane Corporation Ltd. Beijing 100011)

Abstract: Low rank coalbed methane is abundant in China，but with poor developing result. This article summarizes the current situation of CBM exploration and development，and developes a characteristic contrast of five CBM basins. Based on south Junggar Basin item，this article put forward the recognition about network deploy- ment，drilling and completion and draining technology.

Keywords: South Junggar Basin; Low rank; Coalbed methane; Research progress; Recognition

作者简介:吴见，男，(1983年生)，2009年毕业于中国矿业大学(北京)，硕士研究生，工程师，从事煤层气资源评价等工作。地址:北京东城区安外大街甲88号，100011。E-mail:。

1 前言

低阶煤是煤化作用早期阶段形成的产物，通常指碳含量低、挥发份高、发热量较低的褐煤、长焰煤和不粘煤等，煤岩镜质体反射率Ro<0.65%。

我国煤层气资源十分丰富，新一轮全国油气资源评价(2007年)结果表明:中国42个主要含煤盆地2000m以浅煤层气资源量为36.81×1012m3，其中低阶煤层气约占煤层气总资源量的36%。主要分布在侏罗系、下白垩统和第三系，其次为石炭二叠系。侏罗系低阶煤主要分布于中国西北部的80余个不同规模的内陆坳陷盆地，如准噶尔、吐哈、伊犁、塔里木等盆地;下白垩统低阶煤主要分布于大兴安岭以西的40余个规模不等的中新生代断陷盆地，如伊敏、霍林河、胜利、扎赉诺尔、大雁等盆地;第三系低阶煤分布于沈北、珲春、舒兰、梅河等盆地。中国低煤阶煤层气资源量巨大，形成了良好的勘探开发资源基础。开展低煤阶煤层气资源评价研究，探索勘探开发工艺技术具有积极的意义。

2 国内外研究现状

2.1 理论基础

美国的煤层气开发首先是在圣胡安和黑勇土两个盆地的中煤阶煤中取得突破，并由此形成了煤层气产出的“排水—降压—解吸—扩散—渗流”理论。20世纪90年代，美国又提出“生物型或次生煤层气成藏”理论，并在尤因塔、粉河盆地上白垩统煤系地层勘探取得成功，实现了低煤阶煤层气的商业性开发。加拿大注重发展连续油管压裂、二氧化碳注入、水平羽状井等增产技术。澳大利亚发展了针对低渗透特点的地应力评价理论和水平井高压水射流改造技术，均实现了煤层气开发突破。同时，也证明了美国煤层气理论的适用性，根据煤层气资源条件进行借鉴应用和适宜性改进，可以促进中低煤阶煤层气资源开发。

中国实现煤层气资源开发的突破区是高阶煤，目前，中联公司、中石油、蓝焰等公司在沁水盆地实现了无烟煤煤层气地面商业化开发，形成了创新性煤层气开发技术体系，解决了高阶煤煤层气勘探开发的技术和模式问题，可保证煤层气地面开发的顺利进行，具有国际领先水平;在低煤阶煤层气研究方面，开展了大量的工作，比如总结出影响低阶煤煤层气富集的关键因素是封堵，而构造、岩性和水动力是形成煤层气封堵的主要因素(傅小康，2006);开展了中国低煤阶煤层气藏的地质特征和成藏模式研究，提出低煤阶煤层气成藏模式(孙平，2009);介绍国外成功应用的低煤阶煤层气勘探开发技术，对我国的低煤阶煤层气资源与勘探开发前景进行了初步分析、评估和展望(李五忠，2008)。对于低煤阶煤层气资源的富集模式、成藏条件、储层特征以及钻完井等施工技术开展了理论研究和实践应用总结，在准南煤层气资源勘探开发方面，也形成了诸多研究成果，对于促进我国低阶煤煤层气资源发展起到了积极的作用。在总结国内外低煤阶煤层气研究成果的基础上，以准南地区为对象，提出低煤阶煤层气勘探开发的一些认识。

2.2 开发现状

全球已有29个国家开展了煤层气研究、勘探和开发，其中，美国、加拿大、澳大利亚、中国已形成煤层气产业(图1)。2009年美国煤层气年产量542亿m3，占当年美国天然气产量的8.7%，在尤因塔、粉河盆地等的低煤阶煤层气资源开发突破，实现了煤层气产量的大幅增长。粉河盆地主要为低煤阶褐煤，深部存在高挥发分烟煤，煤层气以生物成因气为主且主要通过微生物发酵代谢途径形成。富集区带的高产是由于同时存在超压承压和水动力捕集致使煤层再饱和的运移热成因气和生物气而造成的，煤层气开发区位于盆地东缘浅部位。同时澳大利亚在低煤阶的苏拉特(Surat)盆地、加拿大在阿尔伯塔盆地成功实现煤层气规模开发。国外煤层气开采实践已证实，低煤阶煤层同样具有产气能力，完全可以实现规模化商业性生产。

2010年中国地面煤层气产量仅为14.5亿m3，占常规天然气总产量的1.5%，几乎全部来自沁水盆地无烟煤煤层气资源开发。而美国在粉河盆地2006年底年产气量就超过140亿m3，实现了低煤阶区煤层气的大规模开发。中国低煤阶煤层气资源十分丰富，若实现技术突破推动低煤阶煤层气资源开发，中国煤层气产量将大幅增加。

图1 煤层气年产量曲线

3 中国低煤阶煤层气基本特征

中国典型的低煤阶含煤盆地具有煤层层数多、厚度大、分布广泛的特点，弥补了含气量小的缺点，使得低煤阶煤层气具有良好的勘探开发前景。低煤阶煤层气藏以美国的粉河盆地为代表，在盆地开发初期，认为低含气量、低地层压力将阻碍煤层气的发展，但独特的地质条件和煤储集层特征、理论和技术进步带来的全新完井工艺技术理念，推动了该盆地煤层气商业性开发，成为低煤阶煤层气开发的示范。中国准噶尔盆地煤层气藏与美国粉河盆地煤层气藏的成藏特征极为相似，含气量明显高于粉河盆地，粉河盆地的煤层气商业开发给准噶尔盆地煤层气的勘探开发提供了思路和借鉴。

选择北部的二连盆地、中部的鄂尔多斯盆地、实现高煤阶煤层气商业化开发的沁水盆地以及国外具有代表性的低煤阶煤层气区粉河盆地进行特征对比。其中北部的二连盆地群，是我国重要的低煤阶聚煤区，霍林河地区是二连盆地群典型的聚煤盆地。而中部的鄂尔多斯盆地侏罗系，截至2010年5月底，共钻煤层气探井17口，部分井目前已获得了工业气流。其中铜川矿务局与煤炭科学研究总院西安研究院在焦坪矿区合作开发一口煤层气井，井深628米，排采一个月后日产气量达到了1000m3，之后产气量维持在1000～1500m3/d。准南地区施工煤层气井14口，阜试1井和ZN－01井获得了连续排采数据，为准南地区排采特征的研究和排采制度的制定提供了原始数据。

相对于高煤阶含气量高的特点而言，低煤阶地区具有渗透率好、煤层厚度大等特点，保证了低煤阶煤层气开发的资源条件和煤层气产出的有利条件。比如沁水盆地主要含气区含气量在10m3/t以上，普遍高于低煤阶几立方米的含气量，但低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏，美国粉河盆地低煤阶煤层气藏渗透率一般为35～450mD，鄂尔多斯盆地乌审旗地区、准南地区主力煤层都在10mD，而沁南高煤阶煤层气藏渗透率一般小于2mD，同时，煤层厚度也普遍高于沁水盆地。

表1 煤层气盆地主要特征对比表

相对于国内其他低煤阶地区，准南地区具有更高的含气量，煤层厚度适中，但地层倾角大，加大了开发难度，与粉河盆地具有诸多的相似性，煤储层渗透率高，煤层厚度大，地层倾角大，粉河盆地成功的勘探开发模式和技术对准南地区具有更好的适用性。

4 准南煤层气基本特征

本区含煤地层主要为侏罗系中统西山窑组(J2x)和下统的八道湾组(J1b)，煤层赋存条件相对较好的区域主要分布于玛纳斯河至阜康大黄山区段，其中八道湾组富煤带位于阜康水西沟一带，西山窑组富煤带展布于玛纳斯乌鲁木齐。西山窑组可采煤层总厚度6～45.24m，八道湾组可采煤层总厚度2.50～45.32m。煤类以长焰煤、气煤为主。含气量较高的地区分布在乌鲁木齐河白杨河区域，主可采煤层含气量均能达到10m3/t以上;阜康大黄山和乌鲁木齐矿区最高气含量均达到15cm3/g左右。该地区孔裂隙发育，煤层渗透率高，利于煤层气开采。储层压力总体处于稍欠压和正常压力状态。准南地区煤层基本特征总体为高倾角、厚煤层、高含气量、中渗透率、稍欠压。

目前普遍认为准噶尔盆地等具有良好的煤层气勘探前景，是我国低煤阶煤层气勘探开发潜在的接替领域，力争在低煤阶煤层气勘探开发领域取得突破。依据《中国西部低阶煤煤层气资源调查研究成果报告》(中联煤层气公司，2005)，准噶尔盆地共有5个低阶煤煤层气富集区，而准噶尔盆地南缘为最具有潜力的地区，准噶尔盆地南缘是现在新疆具有较好条件的勘探开发区域。

5 准南勘探现状

至2010年底，准南地区施工了7口参数井、3口生产试验井、1口参数+生产试验井，共11口井。

在准南地区实施排采的煤层气井共有4口。2006年中石油在呼图壁施工了昌试1井、昌试2井，套管完井，通过造穴射孔、压裂进行储层改造，煤层最高实测含气量为7m3/t(深度890～1070m);2008年，新疆煤田地质局在阜康地区实施阜试1井，42号煤层为射孔高能气体压裂，44号煤为洞穴完井，同年11月开始排采，12月9日点火成功，在排采过程中，日最大产气量近1000m3;2009年中联公司与新疆煤田地质局在阜康地区实施ZN01井，是一口套管完井的煤层气生产井加参数井，测试42号煤层平均含气量9.6m3/t，对42号煤层(880～888m)进行压裂，目前正进行排采，产气量较小。

图2 准南地区煤层气井分布图

总体上，准南地区的煤层气勘探开发处于勘探初期阶段，目前已初步完成了选区评价工作，对地区煤层气地质条件和储层特征有了一定认识，同时实施了十余口煤层气井，4口井进行了生产试验，获取了部分煤储层参数和生产特征数据，在煤层气井钻井、储层改造、排采方面积累了宝贵经验。勘探开发工作集中在阜康、后峡、硫磺沟玛纳斯地区，也是工作的优先区和重点区。新疆煤田地质局在阜康白杨河地区，以阜试1井、ZN01井为基础，已开展小井网建设，拟在该地区初步建成煤层气开发利用基地，起到示范带动作用。

6 勘探开发建议

6.1 井网部署

由于该区地层倾角较大(阜康有利区地层倾角在45°～50°)，根据高倾角地层压降漏斗的特点，考虑采用三角形构成的梯形网。即布设两条线(井距大约300m)，线距200m(垂深700m～900m)，共布置5个井(杨曙光，2010)。井网井型的确定应采用数值模拟进行优化部署，建议尽快开展数值模拟工作，以确定合理的布井间距。

6.2 钻完井技术

(1)大倾角、高渗区:准南阜康地区煤层倾角大、渗透率偏高地区，可以采用大倾角斜井钻井技术，以及U型水平井技术(U型定向斜井)。斜井沿煤层倾向从高向低钻进，保证了与煤层的最大限度接触面积，预期可实现单井产量提高3～5倍;

(2)厚煤层:阜康地区主力煤层厚度大于20米，ZN01井进行了水力携砂压裂，压裂过程和压裂曲线都比较理想，但由于地应力较高，可能裂缝压开后，随着井内压力被释放，压开的裂缝又闭合，从而造成煤层的渗透性减弱，可试验注N2，CO2置换工艺技术，查看实际应用效果。

(3)煤层较松软、破裂压力较低:煤层气井固井一般水泥返深在最上层煤层顶板以上200m，ZN01井目的层42号煤层距最上层煤层39号煤层100余米，煤层破裂压力较低，可能对煤储层造成了一定影响。水泥返深应根据煤层埋深、破裂压力、煤质等状况确定，合理控制水泥浆量与顶替液量，在煤层较松软、破裂压力较低时，合理降低水泥返深，降低固井液密度，防止煤层在固井时压裂，保证固井质量，保护煤储层。

6.3 排采

煤层气主要以吸附状态储存于煤层中，因此，煤层气井的生产是通过抽排煤层或顶底板含水层的承压水，降低煤储层压力，促使煤储层中吸附的煤层气解吸。煤层气井的产气量大小、生产周期则直接受控于排采制度的调整以及设备的选型。因此在排采过程中，必须选择适合该煤层气井地质、储层条件和不同生产阶段的排采工艺技术。

总体原则是排液应连续平稳，保持动液面平稳下降，禁止间歇间排和排量的大起大落而造成生产压差上下波动，至使储层激动、吐粉、垮塌。

依据中联公司在沁南地区排采经验，排水降压阶段，为使井底和储层间的压差变小，并维护煤层结构的完好，宜采用定压排采制度，根据本区地层水的情况和煤层强度，控制适中的排采强度，保持液面平稳下降。阜康地区主力煤层埋深近900米，目的层较深，排水降压后期液面下降每天不宜超过50m。一方面是防止煤粉和压裂砂抽吸过程中在井筒附近聚积堵塞煤缝隙，二是避免进入泵筒引起泵堵，因为每一次的停泵检修，都是对煤储层的一次伤害，三是如果井底压力释放过快，受上覆地层压力的影响，前期改造好的气体运移通道将受到大力挤压，从而使通道闭合，降低渗透率;稳产阶段，宜采用定产排采制度，即通过控制井底压力来控制产气量。通过降低套压或降低动液面都可以达到降低井底压力、增加产气量的目的。

参考文献

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李五忠，田文广，孙斌等.2008.低煤阶煤层气成藏特点与勘探开发技术，天然气工业［J］.28(3):23～30

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杨曙光，周梓欣等.2010.新疆阜康市阜试1井煤层气产气分析及小井网布设建议，中国西部科技［J］.9(26):3～9

中国不同煤阶煤的煤层气成藏特征对比

王红岩 李景明 李剑 赵群 刘洪林 李贵中 王勃 刘飞

（中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007）

作者简介：王红岩，1971年生，男，江苏徐州人，高级工程师，博士，长期从事煤层气等新能源综合地质研究。地址：河北省廊坊市万庄44号信箱石油分院，邮编：065007。

国家973计划项目资助（编号：2002CB211705）。

摘要 高低煤阶煤的煤层气在储层物性、地层水矿化度、煤的吸附性和成藏过程方面具有较大差别。国内学者普遍认为高煤阶煤层由于其演化程度较高，割理不发育，煤层的渗透率极低而低估了勘探前景，以至于形成了煤层气勘探的“禁区”。我国地质条件和含煤盆地的构造活动要比美国复杂得多，煤层气的生成和富集有着自身的特点，而且多数煤层在其沉积后经历了多个期次、多个方向的应力场改造，而且大部分高煤阶煤的形成与岩浆热变质事件有关。我国西北地区低煤阶煤的煤层气资源丰富，资源量占全国资源总量的50%。高低煤阶煤的气体成因、物性特征、水文地质条件、含气性和成藏过程与低煤阶煤和国外高煤阶煤明显不同，高低煤阶煤的成藏差异性非常明显，二者在匹配的条件下有可能形成煤层气高产富集区，形成煤层气勘探的有利地区。

关键词 煤层气 高煤阶 低煤阶

ComParison on Accumulation Performance of CBM in Different Rank Coal Seams of China

Wang Hongyan，Li Jingming，Li Jian，Zhao Qun

Liu Honglin，Li Guizhong，Wang Bo，Liu Fei

（Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum ExPloration＆Development Langfang 065007）

Abstract：Accumulation performances of CBM are quite different in different rank coal seams such as reservoir physical features，salinity of formation water，absorption of coal and accumulation history of is generally understood that high rank coal seams are so called forbidden area for CBM exploration because of high metamorphic grade，undeveloped cleats and low fact，the exploration prospects of CBM are accumulation performance of China has its own features which are much more complicated than that of the the main reasons are that most of coal seams of China suffered from historical multiphase and multidirectional transformation of stress after sedimentation，moreover，formation of these coal seams were related to the thermal events of are rich CBMresources in low rank coal seams of northwest parts of China which accounts for 50 percent of total CBM resources of cause of formation of CBM，physical features，hydrogeology conditions，gas contents and accumulation process are quite different between high rank and low rank coals as well as between domestic and high rank coal or low rank coal may form favorable CBM accumulation and prospection area under matching geological conditions.

Keywords：CBM；high rank coal；low rank coal

我国高煤阶煤的煤炭资源量巨大，其中煤层气资源量占中国煤层气总资源量的30%〔1〕。由于美国煤层气勘探成功的含煤盆地的煤阶都为中低煤阶，国内学者普遍认为高煤阶煤层由于其演化程度较高，割理不发育，煤层的渗透率极低而低估了勘探前景，所以研究高煤阶煤层气成藏条件，开展高低煤阶煤层气成藏机理对比研究，具有重要科学意义。为了更好地对高煤阶成藏特征进行研究，这里着重通过高低煤阶对比，来探讨高煤阶成藏的特殊性。为了便于对比，将Ro＜0.7%定义为低煤阶煤层气藏，Ro＞2%视为高煤阶煤层气藏，Ro＞0.7%～2%视为中煤阶煤层气藏。

1 高低煤阶煤层气藏的成因不同，高煤阶以原生和次生热成因煤层气为主，低煤阶煤以原生生物成因煤层气为主

煤层气存在生物成因和热成因两种。原生生物成因气是指煤化作用的早期阶段（成岩作用阶段），有机质在微生物作用下降解形成的煤层气；次生生物成因气是指经历了变质作用的中低煤阶煤（Ro＜1.5+%）抬升后在微生物作用下形成的煤层气；原生热成因气是指有机质在变质作用过程中形成的煤层气；如果原生热成因气经过解吸—扩散—运移—再聚集，则为次生热成因煤层气。

高煤阶煤层气藏主要为原生与次生热成因煤层气。以沁水盆地南部煤层气藏为代表。沁南地区煤层主要为高煤阶无烟煤，Ro=2.2%～4.0%之间，煤层气主要为热成因。煤层气甲烷δ13C总体偏小，在-26.6‰～-36.7‰之间，且随着埋深的增加而变大。这是由于煤层气的解吸—扩散—运移引起同位素的分馏导致。这种次生热成因的煤层气在国内外非常常见。滞流区受解吸—扩散—运移分馏作用的影响小，基本保持了原始状态。可见沁南煤层气藏煤层气的成因在空间上存在分带现象：次生热成因煤层气存在于浅部径流带，原生热成因气存在于深部滞流区。

未熟低煤阶煤层气藏以原生生物成因煤层气为主，代表性煤层气藏位于美国粉河盆地。粉河盆地第三系Fort Union组的煤在大部分地区为褐煤（Ro=0.3%～0.4%），深部存在高挥发分烟煤，没有达到可以大量产生热成因甲烷的成熟度。其甲烷δ13C值为-60.0‰～-56.7‰，δD值为-307‰～-315‰。表明以生物成因气为主，且主要是通过微生物发酵代谢途径形成的〔2〕。

低煤阶成熟煤层气藏煤层气的成因非常复杂，既有次生生物成因的，也有原生与次生热成因的。美国的圣胡安和犹因他盆地都存在这三种成因的煤层气。我国阜新盆地白垩系阜新组煤的Ro=0.6%～0.72%之间，据同位素和煤层气组分分析，该区煤层气主要为次生热成因，其次为次生生物成因。

2 高低煤阶煤吸附能力的差异性很大，高煤阶区域煤层吸附量大，含气量高

煤的变质程度决定着煤层气生成量和煤的吸附能力，因而对煤层气含气量起着决定性影响。煤阶越高，煤层气生成量越大。吸附能力随煤阶增高经历了低—高—低三个阶段，在Ro=3.5%左右时达到极大值[3]。

高煤阶煤层气藏含气量最高。沁南煤层气藏含气量一般在10～20m3/t，最高可达37m3/t。除了煤阶影响外，保存条件也起到了一定作用。

低煤阶未熟煤层气藏含气量普遍较低。如粉河盆地煤层气含量一般为0.78～1.6m3/t，最高不超过4m3/t。低煤阶成熟煤层气藏含气量相对较高，犹他州中部上白垩统Ferron砂岩段Ferron煤层气藏含气量为0.37～14.3m3/t，一般在5～10m3/t。阜新盆地煤层气含量一般为8～10m3/t。低煤阶煤层气藏煤层的顶底板因成岩作用微弱而使其封闭能力低于高煤阶煤层气藏。因此对于低煤阶煤层气藏而言，地下水动力封闭显得尤为重要。低煤阶煤层气藏因含气量非常低，因此就必须发育巨厚煤层使得煤层气资源丰度大，高渗透率使得单井排采半径大，这样才可具备商业开发价值。

3 高低煤阶在物性方面差异的实质是物性变化二元论，变质程度高，基质致密，煤层物性渗透率偏低

高煤阶的沁南煤层气藏，储层渗透率为（0.1～5.7）×10-3μm2，一般不超过2×10-3μm2。煤层孔隙主要为微孔和过渡孔，中孔和大孔罕见，孔隙度在1.15%～7.69%之间，一般均＜5%，对渗透率几乎没有贡献[4]。割理严重闭合或被充填，对渗透性的贡献微弱。构造裂隙是渗透性的主要贡献者。这种孔裂隙发育特征决定了煤层气由基质孔隙解吸向裂隙扩散困难，吸附时间长，达到产量高峰时间短，稳定低产时间长[5]。

低煤阶未熟煤层气储层的基质孔隙度较高，且以大孔所占比例较高，对储层渗透率有一定贡献，因割理密度低而控制储层渗透率的主要因素是构造裂隙；低煤阶成熟煤层气储层渗透性的主要贡献者是割理和构造裂隙；高煤阶煤层气藏因基质孔隙度低且多为微孔，割理严重闭合或被矿物质充填，因此渗透率的主要贡献者是构造裂隙。低煤阶煤层气藏的渗透率一般大于高煤阶煤层气藏。

为了便于对比，这里采用吐哈盆地的褐煤和沁水盆地的无烟煤开展模拟工作。褐煤由于演化程度低，裂隙不发育，主要表现为孔隙型。随着煤阶的增加，煤层裂隙发育，基质变得致密，主要表现为裂隙型[6]。

图1 高低煤阶运聚压差与系统压力关系图

无烟煤高压情况下0.14MPa的压差就可以突破；低压情况下0.50MPa的压差可以突破；随着压力的降低，运聚压差增大。表明无烟煤降压基质膨胀物性降低，加压基质收缩物性增高。

对于吐哈盆地褐煤，模拟结果相反，高压情况下0.08MPa的压差就可以突破，低压情况下0.03MPa的压差就可以突破，褐煤降压基质膨胀物性增大，加压基质收缩物性降低。储层物性变化二元论反映了煤储层随着煤层气不断开采，地层压力不断下降，煤储层特征变化的实质（图1）。

4 构造热事件和构造应力场对煤层物性起到决定作用

由岩浆侵入引起储层结构和构造改变，增大煤层气储藏空间的作用，称岩浆侵入活动的储藏作用。岩浆的热力烘烤，使煤中有机质挥发，留下很多密集成群的浑圆状或管状气孔，提高了储层的孔隙度；煤基质收缩，产生收缩裂隙；岩浆侵入的动力挤压，产生的外生裂隙与内生裂隙（割理）叠加，使煤层裂隙性质、规模发生变化，裂隙度提高，渗透性增强。

煤储层中天然裂隙的壁距对原始渗透率起着关键性的控制作用。天然裂隙壁距是地应力大小和方向的函数，构造应力场主应力差对岩层裂隙壁距和渗透率的影响存在两类效果截然相反的情况。当构造应力场最大主应力方向与岩层优势裂隙组发育方向一致时，裂隙面实质上受到相对拉张作用，主应力差越大，相对拉张效应越强，越有利于裂隙壁距的增大和渗透率的增高。而在最大主应力方向与岩层优势裂隙组发育方向垂直时，裂隙面受到挤压作用，主应力差越大，挤压效应越强，裂隙壁距则减小甚至密闭，渗透率降低。也就是说，构造应力实质上是通过对天然裂隙开合程度的控制而对储层原始渗透率施加影响。

5 水文地质条件对高低煤阶煤层气成藏控制的差异性，高煤阶滞流水区域为富气区

地层总矿化度高值区的形成反映为闭塞的沉积环境，古气候为半干旱，水体外泄条件差，封闭条件极好，地层水不断浓缩的结果。同时由于断裂活动，导致高矿化度地层水通过断层向上运移，造成矿化度纵向上的分布和高值区的出现。因而，地层水的矿化度是反映煤层气运聚、保存和富集成藏的一个重要指标。

沁水盆地东部边界晋获断裂带的北段对中奥陶统含水层组起到明显的横向阻水作用，中段导水性及水动力条件强烈，南段地下水迳流条件极差，是不导水的。南部边界由东部导水段、中部阻水段以及西部导水段组成，特别是中段的阻水性质，对晋城一带煤层气的保存与富集起到了重要作用。西部边界以安泽为界，北段为一阻水边界，南段则由导水性断层组成。内部存在着4条重要的水文地质边界。其中寺头断裂是一条封闭性的断裂，导水、导气能力极差；在沁水盆地中、南部寺头断裂和晋获断裂南段之间的大宁-潘庄-樊庄地区，山西组和太原组含水层的等势面明显地要高于断裂东、西两侧地区，地下水显然以静水压力形式将煤层中的煤层气封闭起来。在寺头断裂西侧的郑庄及其附近地区，地下水迳流强度可能较弱，较有利于煤层气保存[7]。

高煤阶地下水滞流区是煤层气聚集的最佳场所，但最近的勘探和研究表明，对于低煤阶煤层气藏，尤其是未熟低煤阶煤层气藏存在例外。

吐哈盆地沙尔湖地区煤层气藏古生界地层水总矿化度为20000～160000mg/L，平均矿化度达109300mg/L，平均值较海水（35000mg/L）浓缩了3倍多，具有高矿化度的特点。吐哈盆地低煤阶褐煤含气量测试小于2m3/t，在深度＞300m，煤层厚度大于50m，水矿化度如此之高，含气量如此低，大大低于入们的想像。以往勘探工作证明，高煤阶勘探表明高矿化度对应着好的保存条件。

实验利用不同矿化度的水型饱和盐水和蒸馏水进行模拟，来研究褐煤在不同矿化度水的条件下对煤层气的吸附能力。饱和盐水模拟显示当地层压力达到1.7MPa时含气量达到2m3/t，蒸馏水模拟显示当地层压力达到2.5MPa时含气量达到2m3/t。矿化度越高，随着压力降低量越小，地层压力梯度降低越快，储层压力越低，造成吸附能力降低，含气饱和度增大，气体大量解吸散失。

低煤阶褐煤吸附量低，压力变化不明显，矿化度越高，吸附量越低，含气量越小；地质历史时期，矿化度不断增大。矿化度高造成吸附能力降低，造成地层压力梯度降低，储层压力低，含气饱和度增大，气体大量解吸散失。高变质倾向于高矿化度，预示着良好的保存条件，代表着水力交替作用弱，煤层气保存条件好。

6 高低煤阶煤层气藏的差异性主要体现在成藏过程的差异性，高煤阶煤层气成藏过程复杂

未熟低煤阶煤层气藏成藏历史简单〔8〕。煤层形成后一般只经历了一次抬升。但现今地下水的补给、运移、排泄和滞流对煤层气藏的调整和改造起决定作用。从煤层的形成直至现今都有气的生成，都对煤层气的成分和同位素特征有影响。但现今的构造格局和地下水赋存状态是影响煤层气生成的关键，也是控制成藏的关键。可见煤层气的生成具有持续性。

成熟低煤阶煤层气藏成藏过程相对简单，以深成变质作用为主，即便是存在岩浆活动影响，也仅为接触变质，影响范围有限。现今的构造格局和地下水赋存状态是煤层气藏调整改造的控制因素。煤层气的生成阶段性和持续性并存。埋深最大、热演化程度的时期决定了热成因煤层气的特征。因此，热成因煤层气的形成具有阶段性〔9〕。从煤层抬升到微生物能够活动的深度，次生生物气就开始生成，并一直持续至今。可见次生生物气的生成具有持续性。现今地下水的赋存状态不仅影响次生生物气的生成而且影响热成因气的运移。

高煤阶煤层气藏成藏过程复杂。无论存不存在二次生烃，区域岩浆热变质作用都是高煤阶煤层气藏形成的必要条件。煤层气的形成具有明显的阶段性。在达到最高演化程度后就不再有煤层气的生成，进入煤层气藏的调整改造阶段。

7 结论

中国高煤阶煤层气藏成藏特征主要集中在八个方面：①煤层气成因以原生和次生热成因煤层气为主；②高煤阶煤层吸附量大，含气量高；③滞流水区域为富气区；④煤层基质致密，渗透率低，割理裂隙应力敏感；⑤构造热事件对煤层物性影响较大；⑥要求持续排水降压开采，大型压裂；⑦分支井技术，大幅度提高单井产量；⑧成藏过程复杂。

中国低煤阶煤层气藏成藏特征主要集中在六个方面：①煤层气成因以生物降解气（原生、次生）为主；②煤演化程度低，含气量小，含气饱和度高；③低煤阶盆缘缓流晚期生物气成藏；④煤层割理裂隙不发育，基质疏松，渗透率高，应力不敏感；⑤以深成热变质为主，构造热事件影响小；⑥低煤阶自卸压开采机制；⑦竖井开采技术，小型压裂；⑧成藏过程简单，多一次沉降，一次调整。

由此可见高煤阶煤层气藏具有三条显著的优点：

（1）煤变质程度高，生气量大，煤吸附能力强，含气量大；

（2）构造热事件和构造应力场对煤层物性影响较大，构造热事件促进煤层气大量生成，同时改善了储层物性，构造应力通过对天然裂隙开合程度的控制而对储层原始渗透率施加影响；

（3）滞流水和高矿化度区域煤层气保存条件好，利用煤层气保存和排水降压开采。

参考文献

[1]赵庆波等.2001.中国煤层气研究与勘探进展勘探，徐州：中国矿业大学出版杜

[2]Scott A ition and orgin of coalbed gases from selected basin in the United ding of the 1993 International CoalbedMethane Symposium，209～222

[3]桑树勋，范炳恒，秦勇等.1999.煤层气的封存与富集条件.石油与天然气地质，20（2）：104～107

[4]傅雪海，秦勇，姜波等.2001a.煤割理压缩实验及渗透率数值模拟.煤炭学报，26（6）：573～577

[5]刘洪林，王红岩，张建博.2000.煤层气吸附时间计算及其影响因素分析.石油实验地质，22（4）

[6]王红岩，刘洪林，赵庆波等.2005.煤层气富集成藏规律.北京：石油工业出版杜

[7]王红岩等.2001.沁水盆地南部煤层气藏水文地质特征.煤田地质与勘探

[8]苏现波，陈江峰，孙俊民.2001.煤层气地质学与勘探开发.北京：科学出版杜

[9]Scott eologic factors affecting gas content distribution in coal ational Journal of Coal Geology，50：363～387

煤田地质局是干什么的？

以河南省为例：

主要任务：煤及伴生矿资源勘查设计、施工与评价，浅层石油、地热及特殊钻井工程，地球物理勘查，岩土工程，地质与工程测绘，制图印刷，煤炭质量检验与监督，岩矿及水质检验等。

拥有固体矿山勘查，地球物理勘查，勘查工程施工，气体、液体矿产勘查，水文地质、工程地质、环境地质调查、地质灾害治理，岩矿鉴定与岩矿测试，测绘等甲级资质证书。

在河南境内就发现了焦作、平顶山、安阳、鹤壁、义马、郑州、永夏等18个煤田和5个含煤区，先后组织完成了299个井田的资源勘查工作。累计提交各类地质报告1100多件，预测煤炭资源量1130亿吨。查明煤炭资源保有储量300多亿吨，提交可供建井的勘探储量180亿吨。为我国煤炭工业的发展和经济建设做出了不可磨灭的贡献。

郑州矿区赵家寨煤矿、王行庄煤矿、焦作矿区赵固一井、二井、安鹤矿区彰武----伦掌勘探区等一批大型井田的煤炭资源勘查工作，新提交可供建井的勘探储量30多亿吨，保证了河南新建大型矿井的资源需求，为实现全省煤炭工业持续稳定发展，促进中原经济崛起做出了新的贡献。

在坚持以服务河南矿业发展为主的同时，积极开拓省外和国外矿业市场，施工区域遍布全国18个省区，成为陕北石油钻井、山西煤层气钻井的主力军；在西非的尼日利亚、加纳等国开展了矿业勘查和盐业开发。

参考资料来源：百度百科-河南省煤田地质局

煤田地质钻探规范

本标准规定了煤的成因与成因类型、煤层、含煤岩系与煤田、煤田地质勘探、地质编录与煤炭储量、煤矿地质与储量管理、煤矿水文地质、煤田钻探、煤田物探等术语。本标准适用于与煤田地质与勘探有关的所有文件、标准、规程、规范、书划、教材和手册等。本标准规定的英文名称，仅供参考，不具有与汉语术语同等的约束力。