区带综合评价

（一）评价结果

本轮评价的煤层气含气区带共有121个，分别对其资源丰度、地质资源量、可采资源量等评价指标进行统计分析，并按表6-32的分级标准进行打分，再乘以该指标所占的权重，最后相加即为该区带的综合评分，具体过程如图6-14。依各区带综合得分由高到低排序，排在前两位的视为最有利区带，其后的区带顺次为有利和较有利区带，评价结果见表6-37。

表6-37 含气区带综合评价结果

图6-14 煤层气区带优选综合评价流程图

（二）有利区带的煤层气勘探前景

1.沁水

沁水含气区带是目前国内煤层气勘探投入最大、勘探程度最高、勘探开发活动最为活跃、勘探成果最为显著的地区，已实现小型商业化生产。这些成果的取得与该区带有利的煤层气地质条件密不可分。该区带评价面积约26 000km²，煤层厚度较大且横向展布稳定，山西组和太原组煤层厚度变化范围6～16m，以北部寿阳—阳泉最厚，为10～16m，南部潞安—晋城6～12m，由于煤热演化程度高，煤储层的生、储能力强，含气量一般 10～26m³/t，因此，煤层气资源量和资源丰度均较高，分别为36 171.39×10⁸m³和1.6×10⁸m³/km²。成煤后的构造改造程度中等，适当的构造作用形成的外生裂隙强化了高变质煤的裂缝发育程度，加之埋深较浅，地层压力为正常值，有效地应力较低，诸因素的共同作用改善了煤储层的渗透性，试井渗透率一般大于0.5m D，另外，含气饱和度较高，为60%～100%，这些条件的综合作用使煤层的可采性明显变好。良好的含煤性、含气性和可采性决定了该含气区带良好的煤层气勘探前景。

本含气区带的地质风险来自两个方面，一是高变质煤内生裂隙不甚发育，使煤层背景渗透性较差，在构造改造不适度的地区煤层渗透率会变差，不利于煤层气的产出；二是该区带西北部阳泉—和顺—左权一带，陷落柱发育，使煤层气的保存条件和煤层连续性变差，最终给煤层气的商业开发造成不利影响。这两个问题在煤层气勘探开发中值得重视。

2.鄂尔多斯盆地东缘

鄂尔多斯盆地东缘煤层气风化带下限至煤层埋深2 000m的煤层展布面积22 451.87km²，煤层气勘探程度较高，到目前为止，共钻煤层气勘探井和开发试验井70余口，由北向南均有分布，勘探证实该含气区带石炭—二叠系煤层厚度较大，连续性好，共含煤10～14层，北、中部煤层厚度一般15～23m，南部10m。煤层含气性好，含气量一般7～21m³/_t，煤层气资源丰度1.6×10⁸m³/km²左右，地质资源量34 332.66×10⁸m³，与沁水含气区带相当。该区带为中高煤级，内生裂隙发育，煤层后期构造改造强度适中，煤体结构未遭受破坏，适度发育的外生裂隙有益于煤层渗透性的改善，地层压力正常或超压，这些有利地质条件使煤层渗透性变好，试井获得的煤层原始渗透率一般2～10m D以上，高于沁水含气区带。含气饱和度除中部三交试验区发现欠饱和外，其他已钻煤层气井的地区含气饱和度为70%～92%，在碛口试验区还发现饱和度为100%，由此可见，该区带的煤层气可采性好。

鄂尔多斯东缘煤层气勘探未取得突破的原因，有地质原因，如三交井网正好布置在地下水局部活跃导致欠饱和的块段，也有工程工艺不适合的原因。该区带的煤储层特征由南往北、由东向西变化明显，勘探突破的关键是，首先应像杨家坪试验区那样在工程工艺上不断进行大胆试验，在地质研究方面要详细研究含气饱和度的变化及其影响因素，正确指导勘探工作。另外，该区带的有利地质条件在国内国外都是少见的，应加大、加快勘探投入和勘探步伐，这对早日实现我国煤层气的大规模商业开发有重要意义。

3.鄂尔多斯盆地南缘

鄂尔多斯南缘含气区带，煤层气风化带下限至煤层埋深2 000 m的煤层展布面积3 555.31km²，石炭—二叠系煤层总厚5～10m，含气量6～10m³/t，煤层气资源丰度1.1×10⁸m³/km²左右，煤层气地质资源量6 708.43×10⁸m³。韩试1井3号、11号煤试井渗透率高达19.6m D，试井气日产气量6 000m³以上，与其相邻的韩试2、3井渗透率很低，位于澄城以东、韩城西南的澄合1井钻遇糜棱煤，说明鄂尔多斯盆地东南缘构造转折部位煤层遭受强力挤压，渗透性急剧变化。铜川至合阳一带构造上为渭北挠褶带，背、向斜及北东、北西两组断裂较发育，在这种压性及压扭性构造应力作用下，煤体结构可能受到不利影响。从含煤性、含气性和煤层气可采性考虑，该区带的煤层气勘探前景明显不如东缘含气区带。

煤层渗透性差是该区带煤层气勘探的主要风险。

4.松藻

松藻含气区带位于重庆市东南郊，煤层气风化带下限至煤层埋深1 500m的煤层展布面积301.7km²，含煤地层为上二叠统龙潭组，含煤6～14层，可采3～5层，总厚度一般为8m 左右。各煤层顶、底板以泥岩、石灰岩为主，岩性致密、透气性差，煤层气封闭条件好，煤层含气量较高，埋深600m 以浅的平均含气量为13.4m³/t,600～1 000m的平均含气量为19.2m³/t,1 000～1 500m的平均含气量为26.0m³/t，煤层气资源量和资源丰度亦较大，分别是372.25×10⁸m³和1.23×10⁸m³/km²。该含气区带大多数井田为单斜构造，伴以中小型断层，钻井煤心和矿井内观察发现煤体结构大部分为碎裂结构，煤层的内生裂隙发育，仅在局部地区煤层中较软的煤分层层理被破坏，呈糜棱状、鳞片状。该区带附近的SPM T-1井试井数据表明煤储层为欠压—正常压力状态。已有的这些资料表明该区带含气性和渗透性较好。

该区带北部有川黔铁路通过，各矿均有公路通到赶水与川黔公路相接，交通较便利。该含气区带属丘陵地形，较有利于地表作业。由于该区靠近重庆市区，市场较好。该区已有几对矿井建立了瓦斯抽放站，年抽放瓦斯总量近1×10⁸m³，主要供给居民做燃料，已有的基础设施有利于煤层气的经济开采。

综上所述，可以认为松藻含气区带具有较好的煤层气勘探开发前景。应加强构造煤分布特征的研究，以便最大限度地规避勘探风险。

5.宁武

宁武含气区带位于太原市西北约200km，煤层气风化带下限至煤层埋深2 000m的煤层展布面积1 718.62km²，目标煤层为石炭—二叠系4号和9号煤，煤层总厚8～19m，含气量较高，变化范围9～14m³/t，煤层气地质资源量13 643.58×10⁸m³，资源丰度高，平均为2.12×10⁸m³/km²。煤级为肥、焦煤，煤岩类型好，内外、生裂隙发育，呈网状，煤层气探井试井渗透率较高，为0.8m D 左右，压裂试采气产量较高。中国石油在该盆地已施工煤层气探井4口，2005年10月在盆地南部完钻1口多分支水平井，呈现出积极的勘探态势。

宁武盆地南部地形平坦开阔，煤层气地质条件较好，是煤层气勘探开发的重点地区。该盆地距离太原市仅百余公里，煤层气下游市场广阔。

该盆地煤层气风化带深达650m，煤层气开采深度大，对煤层气经济开发不利。

6.安阳—鹤壁

安阳—鹤壁区带位于太行山东麓，河南省西北部。煤层气风化带下限至煤层埋深2 000m的煤层展布面积667.34km²，山西组二₁煤层厚6～8.5m，含气量较高，变化范围13～24m³/t；煤层气地质资源量较大，为1 453.81×10⁸m³；资源丰度较高，为2.18×10⁸m³/km²。“八五”期间，原华北石油地质局在安阳矿区红岭井田深部进行选区评价试验，施工5口煤层气井，试验资料见表6-38。之后有关部门在该区带施工的煤层气井又补充了一批煤储层关键参数，如含气饱和度（93.7%～100 %）和渗透率（1.79m D），从这两项参数来看，该区带的煤层气可采性较好。区内交通十分方便，工农业经济也较发达，距未来供气用户很近。

表6-38 安阳红岭井田二₁煤层煤层气开发试验参数表

该区带煤储层压力梯度据华北石油地质局试井数据仅为4.43～8.61 KPa/m，平均6.14KPa/m，欠压严重，对煤层渗透性的改善和经济开采均不利，在今后的勘探实践中应予以高度重视。