0 引 言
煤层气的成因机理、富集模式、开采条件等都有别于常规天然气，与页岩气、致密砂岩气也存在显著差异，准确认识煤层气富集机理及模式是确保煤层气经济、高效开发的前提[1]。许多学者普遍认为煤层气的富集受到构造条件、沉积环境、水动力特征的综合影响[2-4]。国内主要含煤盆地内煤层气富集模式相关研究取得很多重要的认识。其中，主要包括以构造形态、断裂发育特征、水动力条件、岩性特征和应力条件为主要划分依据的压力封闭型、承压水封堵型、顶板水网络状微渗滤封堵型和构造圈闭型4类煤层气富集模式[5-7]；以生物作用、构造形态、水动力条件和岩性特征为主要划分依据，将低煤阶煤储层划分为深部承压型、盆缘缓坡生物作用型、构造高点常规圈闭水动力封堵型和宽缓褶皱型4类煤层气富集模式[8-9]；以构造形态、水动力条件、应力条件和孔裂隙发育特征为主要依据，将中高煤阶煤储层划分为斜坡区含气量和渗透率优势叠合、脆韧性过渡带、相对构造高部位、盆内平缓带和裂陷区5类煤层气富集模式[10-11]。此外，近年来针对特定煤层气开发区块气体富集模式的划分方案也不断被提出。例如，基于构造形态、水动力条件将柳林区块划分为地层水压封堵富气模式和单斜构造富气模式[12]；将准噶尔盆地南缘划分为宽缓褶皱模式、北倾单斜模式和叠瓦状扇式构造模式[13]。YAO等 [14]、TAO等 [15]在构造形态和水动力条件基础上，结合岩性特征，分别将鄂尔多斯盆地渭北区块、沁水盆地樊庄区块都划分为构造控气和水动力控气两种模式。然而，尽管前人作了大量工作，我国有关煤层气富集规律及模式的研究仍然只集中在少数煤层气勘探开发较成功的含煤盆地内，其他大部分含煤盆地相关研究还不足，同时，我国复杂的地质背景及东西部显著的地质差异也决定了不同含煤盆地、甚至同一含煤盆地内不同区块在煤层气富集模式及其主控因素方面必然存在差异。因此，关于煤层气富集模式及其主控因素还需要开展大量针对性研究。
西山煤田位于山西省中部，是中国最大的炼焦煤生产基地，煤田内煤层气勘探开发起步晚，煤层气富集模式研究较薄弱。古交矿区是西山煤田目前唯一投入煤层气开发的区块，自2011年起开始投入煤层气开发，然而，受复杂地质条件的限制、矿区内煤层气开发进展缓慢，产气量较氏[16]。在此背景下，笔者针对古交矿区，以野外地质勘查、煤矿采掘地质、煤层气井相关资料和煤心测试数据为基础，分析了地质条件对煤层气富集规律的影响，对古交矿区煤层气富集模式进行了划分，并讨论了不同富集模式的典型特征及高产部位。
1 地质概况
古交矿区位于山西省西山煤田西北部，太原市以西约30 km，东西长25.41 km，南北宽19.34 km，面积241.47 km2(图1a)。
图1 古交矿区位置及岩性柱状
Fig.1 Location of Gujiao Mining Area and stratigraphic column of coal measures
古交矿区内，在前寒武系变质结晶岩基底之上自下而上依次发育寒武系、下奥陶统、上石炭统、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系、古近系、新近系和第四系，其中，上石炭统太原组和下二叠统山西组为主要含煤地层(图1b)。太原组整合接触于与本溪组之上，顶、底界分别为北岔沟砂岩层底和晋祠砂岩层底，以泥岩、砂岩为主，夹灰岩和煤层。太原组含有5、6、7、8、9、10和11号煤层，累计煤层厚度1.7～12.7 m，含煤系数2.0%～15.8%。其中，8号煤层为古交矿区煤层气开发主要目的层，属于潮坪-潟湖环境下泥炭坪沉积，以焦煤、瘦贫煤为主，埋深274.55～922.24 m，厚度0.72～9.57 m，以原生结构煤为主(图2)；宏观煤岩类型为亮煤-半亮煤，微观上，镜质组含量为63.2%～90.6%，惰质组5.2%～43.1%，矿物3.5%～19.8%[16]；含气量(空气干燥基，下同)4.10～16.10 m3/t，甲烷体积分数74.94%～99.34%[17]。
图2 古交矿区8号煤层
Fig.2 The No.8 coal in Gujiao Mining Area
2 煤层气分布特征及模式
2.1 煤层气分布特征
煤层含气量受到煤层气生成、保存条件的影响。影响煤岩生成气体的因素很多：在深成变质作用或岩浆热变质作用影响下，随着煤岩变质程度的升高，不断生成煤成气，模拟实验表明当镜质体反射率Ro
由0.69%升高到2.57%，煤岩生气量由47.56 m3/t增加到205.51 m3/t[16]；煤岩显微组分中，生气潜力壳质组>镜质组>惰质组；微生物对煤成气的产生也有显著影响，甲烷菌分解有机质生成生物气[18]。中国煤层含气量主要介于3.5～30.0 m3/t[19]，远低于煤成气生成量，大部分煤成气逸散，仅少部分煤成气得以保存，保存气量的多少主要取决于煤层气保存条件。
2.1.1 构造控气特征
古交矿区含煤地层沉积以来经历了印支期快速埋藏、早燕山期波动、晚燕山期岩浆侵入、喜山期快速抬升4个构造演化阶段[20]。印支期快速埋藏阶段是煤岩第1次生气阶段，主导因素为煤岩深成变质作用；早燕山期波动阶段，煤岩变质演化及生气很弱甚至停滞；晚燕山期岩浆侵入阶段为煤岩第2次生气阶段，主导因素为岩浆热变质作用；喜山期含煤地层迅速抬升，是煤层气逸散的主要阶段[16,21]。矿区内8号煤层现今含气量分布在4.1～16.1 m3/t。
古交矿区含煤地层整体构造形态为轴向近南北的复式向斜，即马兰向斜，向斜东、西两翼在构造形态上存在显著差异：①西翼陡峭，平均倾角24.5°，东翼平缓，平均倾角4.6°；②西翼构造形态复杂，包含多个次一级褶皱，东翼构造形态单一，以倾向南西的平缓单斜为主；③西翼断层小，以北北东走向为主，东翼发育多组大断裂带，以北东走向为主(图3)。
图3 古交矿区8号煤层底板构造特征
Fig.3 Structural characteristics of No.8 coal floor in Gujiao Mining Area
构造变形和破裂是构造应力释放的结果，构造应力的释放导致煤层气发生解吸、逸散[22]。在古交矿区内，相比马兰向斜东翼，向斜西翼构造形态极其复杂，在煤层埋深、水位、煤岩组成等特征相近的条件下，西翼的煤层含气量远低于东翼(表1)。
埋深是影响煤层含气量的主要因素之一，通常，浅埋区内含气量随埋深增加而升高；深埋区内含气量随埋深增加而降低[23-24]。含气量随埋深增加发生这种先升高、后降低变化的转折点对应的埋深称为临界埋深[16]。不同含煤盆地内临界埋深的大小存在差异，例如，Sydney盆地Hunter煤田主力煤储层的临界埋深约为550 m[25]；沁水盆地南部高煤阶煤储层临界埋深约为1 000 m[26]。
表1 古交矿区马兰向斜两翼8号煤层含气量特征
Table 1 Gas content of No.8 coal in two wings of Malan syncline in Gujiao Mining Area
古交矿区8号煤层临界埋深在650 m附近(图4)。其中，矿区内马兰向斜东翼含气量随埋深增加发生先升高、后降低变化的特征较明显，在深650 m以浅，含气量与埋深正相关，相关系数为0.916；在650 m以深，含气量与埋深负相关，相关系数为0.870。
图4 古交矿区8号煤层含气量随埋深的变化
Fig.4 Relationships of gas content and burial depth of No.8 coal in Gujiao Mining Area
然而，马兰向斜西翼含气量随埋深的变化关系很模糊，虽然仍然满足含气量在临界埋深位置达到最大，但含气量随埋深的变化关系远不如东翼明显。导致马兰向斜西翼含气量与埋深关系异常的原因是西翼复杂的构造形态，构造形态对于含气量的分布
具有叠加影响，从而导致埋深对含气量分布的影响被弱化。东翼构造上为平缓单斜，且倾角变化不大，构造形态均一，因此，埋深对含气量的影响才得以更好地体现。
2.1.2 沉积控气特征
古交矿区太原组8号煤层为在潮汐水道、泥炭坪环境下沉积的煤层，其沉积特征可以通过录井、测井资料间接反映。太原组含煤地层主要包括灰岩、泥岩、砂岩和煤岩4种岩性，他们的测井响应特征有明显差异：灰岩具有相对较高的电阻率Rt和较低的自然伽马GR；煤岩典型特征是密度ρ低，此外，还具有较低的自然伽马和较高的电阻率；泥岩具有相对较低的电阻率和较高的自然伽马，且随着砂质含量增加，自然伽马逐渐降低(图5)。综合录井、测井解释结果，矿区内8号煤层总厚度介于0.72～9.57 m，平均3.41 m，净厚度(总厚度减去夹矸厚度)0.45～7.06 m，平均3.15 m。煤体结构较简单，夹矸分布面积57.24 km2，仅占矿区总面积的23.7%，且多为单层夹矸。矿区内煤层厚度和煤体结构对含气量分布的影响较小(图6)。
图5 太原组不同岩性的测井响应特征
Fig.5 Logging responses characteristics of different lithological rocks of Taiyuan Formation
图6 古交矿区8号煤层含气量分布
Fig.6 Distribution of gas content of No.8 coal in Gujiao Mining Area.
煤层顶、底板岩性均以泥岩为主，含少量砂质泥岩和灰岩，顶、底板岩性较致密，有利于煤层气的保存。古交矿区内8号煤层顶、底板( 顶、底板均指直接顶、底板)厚度普遍小于10 m，前人研究表明，顶板厚度对煤层气的保存影响较大，通常顶板厚度越大，越有利于煤层气的保存[15]。在古交矿区内，当顶板为灰岩时，煤层含气量有随顶板厚度增大而增加的趋势。然而，当顶板为砂质泥岩时，其厚度对含气量的影响不如灰岩明显，当顶板为泥岩时，顶板厚度对含气量影响不明显，甚至会出现含气量随顶板厚度增大而减少的趋势。这种趋势在马兰向斜西翼尤为明显，原因是向斜西翼严重的构造变形导致煤层气大量解吸、逸散，而顶板性质对于防止煤层气的逸散至关重要。笔者结合煤心工业分析和测井解释深入研究了矿区内泥岩顶板与含气量的关系，发现尽管理论上泥岩顶板越厚越有利于煤层气的保存，但同时，受沉积环境影响，部分区块泥岩顶板越厚对应煤层灰分含量越高，导致泥岩顶板厚度与含气量存在负相关关系(图7)。
图7 马兰向斜西翼8号煤层直接顶板厚度与含气量、灰分的关系
Fig.7 Relationships of roof thickness and gas content,ash content of No.8 coal in west wing of Malan Syncline.
工业组分是影响煤岩吸附能力及保存气体能力的主要因素之一，固定碳越高、灰分越低，对应含气量越高[16]。古交矿区内，煤岩工业组分对含气量的影响非常显著，整体上含气量随灰分的减少、固定碳的增加而增大，如图8所示，含气量大于8 m3/t时，灰分含量低于25%，含气量大于12 m3/t时，固定碳含量高于62%。
图8 8号煤层含气量与固定碳、灰分含量的关系
Fig.8 Relationship of gas content and ash content, fixed carbon content of No.8 coal
2.2 煤层气富集模式
通过古交矿区煤层气富集规律分析可见，整体上构造条件是影响矿区内煤层气富集的主导因素，
沉积环境的影响相对较小，且目前对于煤层气开采区块煤岩显微组分和结构、煤分子结构还缺少系统、全面的认识，这也是后续研究工作的重点。本文以现有认识为基础，以构造条件、沉积条件对煤层气富集规律的控制为依据，将古交矿区划分为4种煤层气富集模式(图9、图10)。
图9 古交矿区煤层气富集模式划分
Fig.9 Dstribution of coalbed methane enrichment patterns in Gujiao Mining Area
图10 古交矿区连井剖面图
Fig.10 Wells section in Gujiao Mining Area
2.2.1 平缓单斜浅埋区煤层气富集模式
平缓单斜浅埋区煤层气富集模式发育在古交矿区马兰向斜东翼的东侧，为SW倾向的单斜。典型特征是煤层构造形态平缓且均一，平均倾角不足5°；煤层埋藏浅，8号煤层的埋深在650 m以浅，埋深浅于200 m的部位属于煤层风氧化区，不具备煤层气开发条件[27]；地下水水位高，水动力强，矿化度低，地下水位在大川河附近最高，反映出明显的地表水补给特征；含气量3.50～16.10 m3/t，平均8.63 m3/t，且含气量随埋深的增加而升高、随水位的增加而降低。该模式下煤层气相对较为富集，含气性仅次于平缓单斜深埋区，由于埋深浅，含气量受煤层采动和微生物活动影响较大[9]。区内煤种较全，自西向东依次分布气煤、肥煤、焦煤和瘦贫煤。
2.2.2 平缓单斜深埋区煤层气富集模式
该模式分布于马兰向斜东翼西侧，整体为倾向SW的平缓单斜，平均倾角不足5°，与鄂尔多斯盆地东部、沁水盆地南部的煤层气富集模式类似[14-15]。特征为煤层埋深大，8号煤层埋深大于650 m，最深可达925 m；地下水水位低，水动力弱，矿化度高，属于古交矿区内地下水相对滞留地带；煤种较单一，主要以肥煤为主。受煤层采动影响小，基本不受微生物的影响。该模式下煤层气最为富集，含气量分布在4.50～16.10 m3/t，平均含气量达到10.27 m3/t，并且含气量随埋深的增加而降低、随水位的降低而升高。
2.2.3 陡峭单斜区煤层气富集模式
陡峭单斜区煤层气富集模式在马兰向斜西翼靠近核部的位置，为倾向NE的单斜，倾角远大于马兰向斜东翼，平均24.5°。该模式下煤层埋深范围变化大，从不足450 m到925 m；水位变化大，范围为700～1 100 m，水动力强，矿化度低；含气量低，平均含气量仅4.95 m3/t，是矿区内含气性最差的区块；煤种以气煤、肥煤为主。受煤层采动影响大，受微生物影响小，强水动力主要受控于陡峭的构造形态，地下水难以汇聚，强水动力环境导致了该区内煤层气大量逸散，成为含气性最差的区块。
2.2.4 复杂褶皱区煤层气富集模式
复杂褶皱区煤层气富集模式分布于古交矿区的最西侧，包括一系列的次级褶皱带，构造形态复杂，褶皱的形成伴随的应力释放，导致部分煤层气解吸逸散，含气量低，平均含气量6.95 m3/t，仅高于陡峭单斜区的含气量。同时，复杂的构造形态使得煤层埋深、水位很不稳定，埋深、水位对含气量的影响不如单斜区显著。该模式下构造条件对含气量的影响较为模糊，而沉积条件的影响很显著，表现为较强的沉积控气特征。煤层含气量随固定碳含量的增加而升高、随灰分含量的增加而降低。当煤层顶板为灰岩时，顶板厚度越大，煤层含气量越高，然而，当顶板岩性为泥岩时，随顶板厚度增大含气量降低(图7)。
3 不同富集模式下煤层气开发效果及建议
3.1 煤层气开发手段
古交矿区煤层气开发井主要采用直井压裂开发工艺[16,28]、均匀等间距布井方式、套管完井方式，主要压裂8号煤层。压裂过程中选择压裂方式为套管注入，压裂液为活性水，支撑剂为不同粒度的石英砂，石英砂注入量均在20 m3以上。煤层压裂后，采用游梁式抽油机抽采煤层气，经前期排水降压后进入产气阶段，采气过程中严格控制出液速度，使生产压差维持在较稳定的水平。矿区内不同煤层气富集模式区采用的煤层气开发手段基本一致，可以排除开发手段对不同煤层气富集模式区产气能力差异的影响，有利于讨论地质条件及富集模式对产气量的影响。
3.2 煤层气开发效果及影响因素
笔者通过收集、整理、分析古交矿区410口具有相对完整排采数据的煤层气井排采资料，发现矿区内煤层气井产能具有以下特征：①整体产气量低，平均单井产气量约277 m3/d，日产气达1 000 m3以上的井仅有14口；②产水量低，平均单井日产水量约为0.93 m3/d，远低于沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东部煤层气井的产水量[14-15]；③相邻井间产气量差异大，产气量突变迅速；④干井(产气量为0)分布相对集中，呈片状或条带状。上述煤层气井产能特征表明：古交矿区具备煤层气开发潜力，复杂的地质条件是制约气井产能的主要因素。
综合古交矿区野外基础地质、煤田掘进地质、煤层气井资料为基础，开展了基础地质分析工作，并与煤层气井产能进行了对比，发现煤层气高产井的分布具有一定的地质规律可循，且在不同的煤层气富集模式下，主导煤层气井高产的因素不同。不同煤层气富集模式典型特征及高产部位见表2。
表2 不同煤层气富集模式典型特征及高产部位
Table 2 Dominating features and high yield positions of different CBM enrichment patterns
注：含气量、产水量、产气量格式为最小值～最大值(平均值)。
平缓单斜浅埋区煤层气井产气效果最佳，且高产气井集中分布于大川河两侧，水位高、水动力强、含气量低，同时，埋深浅、渗透性好，因此，这种模式下，在埋藏浅、渗透率高的部位，煤层气开发潜力较大。平缓单斜深埋区高产井主要集中在埋深650～75 0 m范围内，如图10所示，该埋深区间内含煤地层水位最低、水动力最弱、含气性最好，平均含气量超过14.00 m3/t，该模式下，含气量是影响产气量的主要因素。陡峭单斜区煤层气井产水量很低，大部分井甚至不产水(图11)。
图11 古交矿区煤层气井平均产水量
Fig.11 Average water production of CBM wells in Gujiao Mining Area
产气量普遍很低，区内没有高产井，中产井(产气量)数量也较少，且分布较集中，这些井具有的共同特点是距离产水区近，持续的排水导致煤储层得到有效降压，煤层气得以解吸。复杂褶皱区高产井很少，多集中分布于断层附近，且区内东部产气效果优于西部，对应区内东部具有相对较好的含气性和
较弱的水动力条件。因此，复杂褶皱区影响产气量的因素较复杂，一方面，高含气量有利于煤层气高产，再者，构造变形派生的应力导致煤层裂隙闭合并发生塑性形变，渗透性较差，断层附近具有相对较好的渗透性，高产井出现频率高。
笔者基于Matlab 13.0数值分析平台，应用Gray数值分析方法计算不同煤层气富集模式下主要地质因素对产气量的影响程度(相关度)，分析流程及方法如图12所示。
图12 Gray定量分析流程(修改自文献[29])
Fig.12 Workflow of Gray quantitative analysis (modified from Ref.[29])
笔者定量分析了不同煤层气富集模式下埋深、含气量、产水量、计算渗透率与产气量的关系，结果见表3。这4个地质参数中需要说明的是计算渗透率，计算渗透率是基于电阻率测井资料，计算得到的渗透率[16]。相比试井、实验分析等方法，通过电阻率测井资料计算渗透率具有经济、高效和原位优势，分析结果与前文有利产气部位及主控因素推测结果相符。
表3 不同富集模式下主要因素与产气量相关度分析结果
Table 3 Analyzing results of correlation degree of gas production and affecting parameters under different enrichment models
注：dcor为各参数与产气量间的相关度；rank为按影响程度划分的影响级别。
4 结 论
1)构造条件是影响古交矿区煤层气分布的主导因素，沉积环境的影响在复杂褶皱区比较显著。平缓单斜区含气性优于复杂褶皱区。平缓单斜区内，煤层含气量随埋深增大发生先升高、后降低的变化，随水位升高而降低；复杂褶皱区煤层含气量随煤岩灰分增加而降低，随灰岩顶板厚度增大而升高。
2)按煤层气富集规律及其主控地质因素，将古交矿区划分为平缓单斜浅埋区、平缓单斜深埋区、陡峭单斜区和复杂褶皱区4种煤层气富集模式。平缓单斜浅埋区煤层气富集模式下埋深小、渗透率高是煤层气井高产的有利条件；平缓单斜深埋区煤层气富集模式下潜在有利高产部位为埋深小、高含气量部位；陡峭单斜区煤层气富集模式下高产井倾向于出现在高产水部位；复杂褶皱区煤层气富集模式下裂隙的发育及含气性是影响煤层气井产气量的主要因素，高产井倾向于出现在断裂带附近和高含气量部位。
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