豫西地区煤层气资源评价

11.3.1 煤层中气的赋存状态
煤层是有机质集中分布型烃源岩，由于其有机质主要属Ⅲ型，故煤化过程中，大量生成天然气。这些天然气部分地通过扩散等方式运移出煤层，而另一部分仍赋存于煤层中，称为煤层气。其赋存状态有3种：游离状态、吸附状态和溶解状态。游离气以自由气体状态存在并运动于煤层的割理、外生裂隙和孔隙中，运移的动力是压力，其占煤层气总量的10%～20%。溶解气即是溶解于煤层水体中的气，数量较少。吸附气是煤层气的主要赋存状态。煤层孔隙度不大，但微孔十分发育，内表面积大，为100～400 cm2/g。内表面存在一部分指向空间且未饱和的吸引力，吸附周围的气体分子。吸附是一种物理现象，是可逆的，随周围条件改变而改变，直至达到新的平衡。压力增加，煤的吸附能力加强，压力降低，则煤发生解吸现象。
煤层气开采即是利用上述吸附—解吸原理，通过钻井排水，降低煤层压力，使气从内表面上解吸，在微孔隙中发生扩散作用，然后汇集在裂缝中并流向井筒。关于压力降低多少才使煤发生解吸，可通过实验测定目标煤层的煤层气吸附等温线、含气量来确定。因此，煤层含气量是煤层气资源评价之重要参数。

图11 2 平顶山矿区南部3种方法拟合曲线

豫西地区煤层含气量（传统称做煤层瓦斯）测试数据较少，测试方法主要为解吸法，其次为集气法和真空法。测定的煤层主要为二1煤层，其次为三9-10、四6-7、六4和一1煤层。通过数据分析，笔者认为：①本区解吸法测试数据比较可信，原因是其数据中已包含了采样过程中气损失量，图11-2是平顶山矿区南部3种方法拟合曲线，可以看出，解吸法测试的含气量与埋深相关性最好，相关系数r=0.497，其余两种方法结果较差。②数据少，数值变化大，可靠性差。
11.3.2 煤层含气量控制因素分析
总体上看，控制豫西地区石炭系—二叠系煤层含气量的主要因素有煤变质程度、埋深、构造、上覆连续沉积地层厚度、煤层厚度及煤层顶底板岩性等。现分述如下：
11.3.2.1 煤变质程度是煤层含气量变化之内因
豫西地区石炭系—二叠系煤层之变质程度差异很大，南部平顶山—韩梁一带主要为气煤（Γ）、肥煤（ж）、焦煤（к）和瘦煤（ЛС），向中部登封、禹州及新密一带加深为瘦煤（Ж）和贫煤（T），至北部荥巩、偃龙则达到无烟煤（A）。煤变质程度不同决定了煤层含气量不同。同是二1煤层，在平顶山矿区南部变质程度中等，为肥煤、焦煤，在埋深652～1070 m的范围内含量为0.331～10.617 ml/g可燃基；在平顶山矿区北部煤牌号为焦煤、瘦煤，在埋深200～900 m范围内含气量0.118～16.830 ml/g可燃基；在禹州矿区西部煤牌号以瘦煤为主，在200～700 m埋深范围内含气量为0.2～9.90 ml/g可燃基；在荥巩矿区，煤牌号为无烟煤，在埋深43～496m范围内，含气量为0.1～34.27 ml/g可燃基。分析发现含气量与煤变质呈正相关关系。选择其中解吸法分析数据，并剔除断层带及附近数据点，编制了不同煤级含气量与深度拟合关系图（图11-3）。可见，在同一深度上，随煤变质程度加大，二1煤层含气量加大。究其原因，主要是两方面，煤变质程度愈高，生成天然气量愈大；煤变质程度增高，煤的微孔隙增加，内表面积增大，吸附能力增强。换句话说，变质程度增高导致了煤层气源更丰富和含气性能增强。
11.3.2.2 埋深是煤层含气之重要外部条件
埋深增加，引起煤层温度和压力增加，也导致煤层保存条件变好。因此，埋深对煤层含气性质起重要的积极作用。关于这一点，本区表现十分明显。

图11-3 豫西二1煤层不同煤级含气量与深度关系图

（1）埋深增加，煤层含气量增大 煤层含气量与埋深呈正相关变化关系，这已为本区采样分析和瓦斯涌出量统计所证实。前人多用煤层海拔标高与煤层瓦斯含量和沼气相对涌出量建立变化规律，总体上讲是合理的，结论明显，规律性强。通过分析，笔者认为，最好是用煤层实际埋深与含气量进行拟合，这样更合理，更符合实际。因为含气量实质是与压力相关，而用埋深比用煤层标高更能代表压力。通过几种数学模型对比分析，笔者发现，含气量（q）与埋深（H）关系之较理想的数学模型为：q=a+blog（H）。本区各煤级煤层与埋深关系具体见图11-3所示，埋深增加，煤层含气量先快速增大，随后增幅逐渐降低，直至增幅为0。
（2）埋深决定瓦斯风化带展布 从表11-2可见，随着埋深增加，瓦斯中化学成分发生改变，其中CO2和N2含量逐渐减少，CH4含量逐渐增加，直到一定深度才趋于稳定。通常可按瓦斯成分划分为N2带（N2含量≥80）、CH4带（CH4含量≥75%）和介于二者之间的CO2+CH4混合带。钻探证实，N带和CO2+CH4混合带分布于煤层埋藏较浅地带，而CH4带位于煤层深埋区。造成这种分带性的原因是煤层埋深浅，则保存条件差，大气和水向下渗透，使瓦斯风化，甲烷氧化消失而形成风化带。一般而言，瓦斯风化带包含N2带和CO2+CH4带，分布在埋深0～300 m范围内，个别深于300 m，如平顶山矿区南部个别区域，四6煤层在其埋藏标高-450 m水平以上都受到一定程度风化，CH4含量最高不超过69.02%，二1煤层风化带在一、四、六矿深部扩勘区深于-350 m水平。
表11-2 新密矿区瓦斯纵向变化


11.3.2.3 构造引起煤层含气量局部变化
豫西地区的构造，特别是正断层十分发育，平面上构造特征的差异性，决定了煤层含气量分布不均衡，以平顶山矿区北部二1煤层为例（图11-4），可以见到如下明显的现象。

图11-4 平顶山矿区北部二1煤含气量与构造关系

（1）向斜轴部含气量高，背斜轴部含气量低。东部沿灵武山向斜轴部出现高含气带，这是由于构造应力驱使煤层甲烷向向斜轴部运移，且使轴部煤层结构遭破坏易富集煤层甲烷所致，在白石山背斜轴部，构造应力作用产生张裂隙甚至正断层，使煤层甲烷逸散而形成低含气带。
（2）褶曲幅度大，对含气量影响大，反之则小。灵武山向斜、白石山背斜幅度大，最大至330 m，控制了含气量局部变化；而高家背斜等褶曲的幅度一般小于100 m，对含气量影响小。
（3）断层对含气量影响很大。图11-4中断层全为正断层，均属开启性。断层规模不同而开启程度各异。高开启性断层，如沟里封正断层、兴国寺正断层等，引起煤层中地下水流入，形成以断裂为中心的压降漏斗，在地下水补给不充分时，断裂附近形成低含气带，甚至引起了瓦斯风化带加深；中低开启性断层，如中部断层，易引起含气量局部降低。
11.3.2.4 上覆连续沉积地层厚度对煤层含气量有一定影响
豫西地区上石炭统太原组—上二叠统上石盒子组含煤地层沉积之后，发生了箕山运动，但活动较弱，仅在新安、宜洛、偃龙、登封等地导致地层抬升剥蚀，使上石盒子顶部剥蚀掉九煤段地层。总体上看，上覆石千峰组及三叠系与上石盒子组基本上是连续沉积。从有关煤田地质图可见，本区南缘平顶山—宝丰—朝川一线和禹州云盖山一带—T1地层缺乏，不利于煤层气的保存，故含气量偏低，与其煤变质程度不太相称。平顶山—韩梁矿区中北部和禹州矿区大部分上覆连续沉积地层遭剥蚀，尚存较薄的—T1，也对煤层气保存不十分有利，而以北的各矿区上覆连续沉积地层保存齐全，厚度大，对煤层气保存有利，这也是本区石炭系—二叠系煤层含气量北高南低的原因之一。
11.3.2.5 煤层厚度及煤层顶、底板岩性对煤层含气量的影响
宏观上看，本区煤层及其顶、底板岩层发育稳定，横向变化不大。但从微观上看，煤层厚度和煤层顶、底板岩性变化较大，从而对煤层含气量局部分布有一定影响，煤层越厚，含气量越大，反之越小；顶、底板为砂岩者，裂隙节理发育，易于煤层气排放和逸散，为泥岩者保存条件较好。禹州李楼井田，在砂岩顶、板区域的含气量基本上比泥岩顶板区域低，就是这方面的例子。
11.3.3 豫西地区煤层气赋存规律
豫西地区含气量数据少，为了有效地研究全区主要煤层—二1煤层的煤层气赋存规律，笔者以含气量实测数据为基础，对无数据区运用前面拟合的含气量与埋深关系曲线（图11-3）和二1煤层的埋深、煤级变化规律，结合井田瓦斯数据作理论推测，编制了二1煤层的含气量图（图11-5）。可看出：二1煤层含气量0～40 ml/g可燃基，一般在2～35ml/g可燃基，平面上具分区性。

图11-5 豫西地区二1煤层含气量分布图

11.3.3.1 北部特高含气量区
主要为偃龙、荥巩两矿区，含气量一般大于10ml/g可燃基，最大实测为27.33/g可燃基。两矿区南部为剥蚀区，越靠近剥蚀区含气量越低，基本上＜10/g可燃基，最浅处甚至为0。向北埋深加大，含气量增加，推测2000 m深度处约为40ml/g可燃基。
11.3.3.2 中部高含气量区
以新密、登封、禹州矿区及宜洛矿区为主，含气量一般为3～15ml/g可燃基，新密矿区含气量一般为5～15ml/g可燃基，最大实测为17.62ml/g可燃基。向东随埋深加大而含气量增加，推测下牛村以东之深部达35ml/g可燃基。禹州矿区含气量一般为3～15ml/g可燃基，最大实测为18.26ml/g可燃基，南部深埋区计算其含气量高达20ml/g可燃基，而北部禹州一带向斜区最大为15ml/g可燃基。登封矿区含气量中部高，约15～20ml/g可燃基，边部低，一般在8ml/g可燃基以下，甚至＜1ml/g可燃基。宜洛矿区南白杨—马庄一带为15～20ml/g可燃基，基本上向北逐渐降低，至＜1ml/g可燃基。宜洛矿区最高实测含气量为29.2ml/g可燃基，是局部火山岩造成无烟煤所影响。
11.3.3.3 南部中高含气量区
该区含气量一般约10ml/g可燃基，南部剥蚀区附近含量一般小于1ml/g可燃基。平顶山-韩梁矿区北部含气量较高，一般6～15ml/g可燃基，最高实测16.83ml/g可燃基。平顶山-韩梁矿区中东部向斜深埋区含气量在12～15ml/g可燃基之间。宝丰以北向斜区为12～15ml/g可燃基，但韩梁一带则仅1～3ml/g可燃基。临汝矿区以临汝镇至临汝县城东一线为中心，含气量一般12～15ml/g可燃基，向南北两侧逐渐降低至＜3ml/g可燃基。
11.3.3.4 西部中高含气量区
主要包括陕渑-义马、新安等矿区，含气量在5～15ml/g可燃基之间，新安矿区在洛阳附近埋深大，可能为无烟煤，推测含气量在30ml/g可燃基左右。

相对于常规天然气资源，煤层气资源评价范围较局限，评价精度较低。国外和我国不同机构进行过多轮的煤层气资源评价，本节资料主要根据张新民等(2002，2008)的研究成果综述而成。
一、煤层气资源评价
根据国际能源机构(IEA)的统计资料和有关数据，估测全球煤层气资源量可达256.1×1012m3，主要分布在12个国家中(表4-6)。从表4-6中可以看出，煤炭资源大国同时也是煤层气资源大国。俄罗斯煤炭资源量为6.5×1012t，煤层气资源量为(17～113)×1012m3，居世界第一位。
表4-6 世界主要产煤国的煤层气资源和煤炭资源统计


自20世纪80年代以来，国内许多单位及个人在不同时期为在国家层面上摸清我国煤层气的资源家底，对全国煤层气资源进行过多次预测，获得了相应的成果，具体如表4-7所示。根据最新预测结果，中国煤层气资源量为32.86×1012m3，超过美国，居世界第三位。俄罗斯、加拿大、中国、美国等前4个国家的煤层气资源量共计243×1012m3，约占全世界煤层气资源量的90%。我国煤层气勘探程度较低，根据2009年统计，全国煤层气探明地质储量达到1781×108m3，年产量达7×108m3，产能达25×108m3。近年来，随着我国对煤层气开发的投入加大，煤层气产业正进入一个快速发展的阶段。
表4-7 全国煤层气资源量估算结果


(据张新民等，2008)
二、煤层气资源分布
我国地质历史上聚煤期有14个，其中主要的聚煤期有7个，分别为早石炭世、石炭-二叠纪、晚二叠世、晚三叠世、早-中侏罗世、白垩纪、古近纪和新近纪。对不同成煤时代的煤层气技术可采资源量进行统计，结果表明，在参与计算的7个聚煤期中，石炭-二叠纪、晚二叠世、早-中侏罗世和白垩纪4个聚煤期煤层气技术可采资源量为138140.08×108m3，占99.39%，其他3个聚煤期仅为836.67×108m3，占0.6%。其中，早-中侏罗世煤层气技术可采资源量最大，为72940.67×108m3，占52.48%;石炭-二叠纪次之，为47783.1×108m3，占34.38%;其他成煤时代的煤层气技术可采资源量较小，仅为18252.98×108m3，占13.13%。
受煤炭资源分布的影响，我国的煤层气资源在地区分布上差别显著，煤层气技术可采资源的分布也极不均衡。统计结果显示，我国的煤层气资源量和技术可采资源量分布一致，主要集中在中部和西部地区，东部地区规模较小，华南地区稀少。中部的晋陕蒙含气区煤层气技术可采资源量最大，为66541.85×108m3，占全国技术可采资源量的47.88%;西部的北疆含气区次之，为37501.34×108m3，占26.98%;华南含气区最小，为475.22×108m3。晋陕蒙含气区和北疆含气总计为104043.19×108m3，占全国的75%，其他6个含气区仅为34933.56×108m3，占25%。
我国不同煤盆地的煤层气技术可采资源量差别显著。按盆地进行统计，煤层气技术可采资源量大于1×1012m3的盆地有4个，分别为鄂尔多斯盆地、沁水盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地，这4个盆地煤层气技术可采资源量总计为85825.9×108m3，占总量的61.8%，其他盆地(或地区)仅为53150.8×108m3，占38.2%。在所有煤盆地中，鄂尔多斯盆地煤层气技术可采资源量最大，为42346.78×108m3，占全国煤层气技术可采资源量的30.47%;沁水盆地次之，为15939.60×108m3，占11.47%;吐哈盆地处于第三位，为14275.56×108m3，占10.27%;准噶尔盆地为13263.96×108m3;松辽盆地最少，仅为12.6×108m3。各盆地煤层气技术可采资源量情况见表4-8。
表4-8 我国各煤层气盆地(地区)煤层气技术可采资源量统计


(据张新民等，2008)
煤层资源量的计算在深度区带上按照1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m三个区带进行。煤层埋深小于1000m范围是我国目前及未来很长一段时间煤层气勘探开发的有利深度区带，该区的煤层气技术可采资源量最大，为53206.88×108m3，占总量的38.28%，这也是我国煤层气勘探开发的一大优势。煤层埋藏1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气技术可采资源量为85769.87×108m3，占61.72%。其中，1000～1500m深度范围为40686.01×108m3，占29.28%;1500～2000m埋深范围为45083.86×108m3，占32.44%。在目前的经济及技术条件下，1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气勘探开发的难度较大，短时间内不会投入较大的经费和工作量，只可作为煤层气勘探开发的资源备用区带。
根据煤的变质程度，将煤层气划分为褐煤、低变质、中变质和高变质4类煤层气资源。低变质煤层气技术可采资源量规模最大，为81699.14×108m3，占58.79%;其次为中变质煤层气，为30682.13×108m3，占22.08%;褐煤煤层气技术可采资源量规模最小，为6381.96×108m3，占4.59%;高变质气技术可采资源量为20213.52×108m3，占14.54%。
三、煤层气勘探选区

图4-25 中国煤层气资源分区

张新民等(2002，2008)对我国煤层气进行了资源评价，研究中将煤层气评价区从大到小依次分为含气区、含气带和富集区，其中富集区为煤层气勘探开发目标区。
我国煤层气资源分区主要分8个含气区58个含气带(图4-25)(张新民等，2002)，分别为:东部的黑吉辽(包括三江-穆棱河、延边、浑江-辽阳、抚顺、辽西、松辽东部和西南部7个含气带)、冀鲁豫皖(包括冀北东部、京唐、太行山东麓、冀中平原、豫北鲁西北、鲁中、鲁西南、豫西、豫东、徐淮和淮南11个含气带)、华南(包括鄂东南赣北、长江下游、苏浙皖边、赣浙边、萍乐、湘中、湘南和桂中北8个含气带);内蒙古东部、中部的晋陕蒙(包括冀北西部、大宁、沁水、霍西、鄂尔多斯盆地东缘、渭北、鄂尔多斯盆地北部、鄂尔多斯盆地西部、桌-贺、陕北、黄陇11个含气带)、云贵川渝(包括华蓥山、永荣、雅乐、川南黔北、贵阳、六盆水和渡口楚雄7个含气带);西部的北疆(包括吐哈、三塘-淖毛湖、准噶尔南、准噶尔东、准噶尔北、伊犁、尤尔都斯和焉耆8个含气带)、南疆-甘青(包括蒙甘宁边、西宁-兰州、河西走廊、柴达木北、塔里木东和塔里木北6个含气带)。
以上58个含气带中，京唐、太行山东、沁水、鄂尔多斯东缘、徐淮、三江-穆棱河、松辽-辽西、浑江-辽阳、准噶尔南、滇东-黔西含气带地质条件较优越。
张新民等(2008)在含气带基础上，将全国细分为115个富集区，富集区的面积介于10～19070km2之间，平均为1095km2;资源丰度为(0.06～8.77)×108m3/km2，加权平均为1.16×108m3/km2。根据我国煤层气富集区资源量规模分类标准(叶建平等，1998)，并以上述加权平均值作为全国煤层气评价资源丰度，得到200km2和900km2两条富集区评价面积界线，并结合0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2两条资源丰度界线，将全国115个煤层气富集区归纳为9类。
富集区主要分布在华北和华南地区，二者占总数的81.74%。对埋深小于1500m的煤层气富集区进行评价，优选出韩城、阳泉-寿阳、峰峰-邯郸、淮北、平顶山、离柳-三交、晋城、开滦、淮南、吴堡、安阳-鹤壁、焦作、红阳、抚顺富集区作为近期煤层气的勘探目标区。

11.5.1 评价思路与原则

在煤层气勘探开发过程中，资源评价是不可或缺的重要工作，贯穿于整个勘探开发过程。通常按勘探开发过程的阶段性将煤层气资源评价分为预评价、勘查评价和试采评价。目前豫西地区煤层气勘探开发还处于选区论证和钻前准备阶段，已往煤层气研究工作所针对的是二₁煤层，且研究的区域有限，故不全面、不系统。本次评价的目的就是要从整体上对豫西地区煤层气前景进行评价，优选有利的煤层气勘探开发区块。很显然，本次评价属预评价范畴。其基本的思路是，在全面系统编制煤层气系列图的基础上，以豫西地区石炭系—二叠系所有可采煤层为目标，主要依据煤层含气性、资源量等地质指标和煤层气可采性的概略分析，按统一的原则和方法，分区块进行评价，并优选有利区块，为有关部门进行煤层气勘探开发部署提供依据。

评价所拟解决的核心问题是各区块煤层气商业性开采可行性问题。具体原则是：

（1）煤层气资源量：资源量是勘探开发部署决策的主要基础，区块煤层气总资源量越大，区块内资源强度越高，其商业性开采的可行性就越大。

（2）煤层气可采性：煤层气可采性决定着区块内煤层气资源能否开采出来和开采规模，其影响因素很多，本次主要从煤层储集性能、水文地质条件等基本地质因素加以分析。

11.5.2 煤层气可采性研究

像常规油气一样，并非所有煤层气均能开采出来。不同地区、不同层位的煤层气开采难易程度是不同的。通常，我们将气体从离开煤的内表面到进入井筒这一全过程进行的难易程度定义为煤层气的可采性。由于煤层气的产出是一个与气体解吸、扩散和渗流作用有关的复杂物理化学过程，迄今人们未能找到一个充分反映煤层气可采性的指标，现只能用煤层气井的产量来大致表征。研究证实，影响煤层气可采性的地质参数很多，较为重要的有煤层渗透率、相对渗透率、地层压力、等温吸附线形态和含气饱和度等。这些地质参数实质上受煤体结构、煤层物性特征、构造、水文地质条件等控制。下面就这几方面进行概略的讨论。

11.5.2.1 煤层连续性及煤体结构

豫西地区石炭系—二叠系煤层形成后，经历了海西末期、印支期、燕山期及喜马拉雅期等多期构造运动，构造变形比较显著。在煤系地层中，相对而言，煤层富含有机质，硬度低，是软弱层，构造变形特别是断裂作用对煤层有深刻影响，一是破坏煤层横向分布连续性，二是使煤层结构受到不同程度的改造。

11.5.2.1.1 煤层分布连续性

影响煤层分布连续性的因素主要有两个：构造隆起剥蚀和断裂作用。

构造隆起剥蚀作用主要发生在印支期，当时构造运动形成富淮隆起和南缘伏牛古陆进一步抬升，导致豫西地区中部汝阳县北、郭沟南和长葛西三大块、北部登封—密县一带、南缘韩梁附近C—P煤系大面积剥蚀和禹州矿区云盖山等局部剥蚀，破坏了煤层横向的连片性。

各期构造运动形成的断裂对煤层连续性的破坏作用更为普遍，其对煤层气开采的影响更大，主要是破坏了煤储层的连续性，造成含气性、地应力、渗透性和水文地质条件复杂化，限制了煤层气井的开采控制面积。相对而言，新密矿区、登封矿区断裂最发育，特别是新密矿区，近东西向断裂呈侧列式展布，将煤层切割成若干小块体，严重破坏了煤层横向连续性。临汝矿区南部、平原山-韩梁矿区东北部（冢头一带）、荥巩矿区南缘、新安矿区和陕渑-义马矿区断裂发育中等，煤层连续性受到一定影响，而平顶山-韩梁矿区中东部、荥巩矿区和偃龙矿区深部为宽缓向斜区，断裂相对不发育，煤层连续性好。

11.5.2.1.2 煤体结构

煤体结构指煤层经过地质构造变动所形成的结构特征，包括煤层的赋存状态、构造表象、宏观结构和微观结构等。焦作矿业学院瓦斯地质课题组（1982）将煤体结构分为如表11-4所示四种类型。第Ⅰ类煤原生煤体结构基本未遭破坏，称做原生结构煤。第Ⅱ类至第Ⅳ类煤的原生煤体结构破坏程度逐渐增加，均属构造煤。

表11-4 煤体结构类型表

豫西地区石炭系—二叠系煤几乎均遭一定程度的构造作用的改造，原生结构发生变化，尤以嵩箕滑动构造发育区最为严重。相对而言，二₁煤层全区发育，厚度较大，有机质含量高，顶底板为易于形变的砂泥岩，故其煤体结构被构造活动破坏和改造的强度较强。从二₁煤层组自然粒级在区域上的变化（表11-5）看，新密、新安、禹州、宜洛、

表11-5 山西组二₁煤自然粒级组成变化一览表

陕渑、登封等矿区煤粉一般占20%～30%，更细粒级可达65%～80%，大块不超过10%，说明被破坏和改造的程度高，煤体结构为Ⅲ、Ⅳ类；荥巩矿区煤粉比例降低，为＜20%，大块煤增加，说明被破坏程度有所降低，煤体结构一般为Ⅲ类（偃龙矿区可能与之相似）；平顶山矿区煤粉比例小，块煤增加，特别是深埋向斜区构造的改造作用小，可能以Ⅱ类为主。太原组和上、下石盒子组煤的构造破碎和形变程度相对较弱，前者可能是因为煤层较薄，顶底板为刚性灰岩而不易形变；后者可能是煤层薄且矿物杂质含量较高所致。

煤体结构的改变对煤层气可采性是有影响的。当改变轻微，煤层以块状为主，仅轻微褶皱和破裂，并产生构造裂隙，可使煤层渗透性得到一定改善。但当改变程度较高时，块状煤层破碎成碎粒状、粉末状，煤层割理系统被破坏，导致煤层渗透率严重降低。此外，由于煤层破碎松散，在煤层气井建设中，不利于压裂产生裂隙，大大降低了井控制面积，在煤层气开采过程中也容易产生煤粉堵塞作用，缩短了煤层气井开采周期。

据有关煤矿实际资料总结认为：豫西地区石炭系—二叠系煤层煤体结构改造程度普遍较高，相对而言，平顶山-韩梁矿区中部向斜区以块状、碎块状为主，属Ⅱ类煤体结构，荥巩矿区及偃龙矿区北部向斜区煤体结构程度低，可能以碎块状粉状为主，属Ⅲ类煤体结构，有利于煤层气开采；新密矿区、禹州矿区、登封矿区东部、宜洛矿区、新安矿区、陕渑-义马矿区可能以Ⅲ、Ⅳ类煤体结构为主，最不利于煤层气开采；而其他地区介于二者之间，较有利于煤层气开采。

11.5.2.2 煤层渗透性

11.5.2.2.1 煤层渗透性控制因素

煤层作为储层，具有双重孔隙系统，孔隙和裂缝。煤层孔隙一般很小，为微孔隙，其渗透率很低，煤层的渗透率几乎全为煤层裂缝系统形成的。研究表明，影响煤层渗透性的因素很多，制约关系复杂，现在要把所有因素及其对煤层渗透性的影响作用搞清楚是不可能的，下面仅就几个因素作简要探讨。

割理：煤层的裂缝分两种：一种是由地质构造作用造成的，其力学性质可以是压性、张性或剪性的，称做外生裂隙；另一种是在煤化作用过程中，煤中凝胶化物质受温度、压力等因素影响，体积均匀收缩产生内张力而形成的，力学性质是张性的，称做内生裂隙，习惯上称为割理。割理可能以一组或多组产生，其中最早形成的割理称面割理，其后形成的称为端割理。

据张文惠（1995）资料，华北及邻区面割理密度变化主要与煤级和镜质组合含量有关（图11-6）。据此提出了割理发育条件评价标准如下：最有利区（Ⅰ类）：中煤级高镜质组煤区；有利区（Ⅱ类）：中煤级高镜质组煤区、中煤级中镜质组煤区、低煤级高镜质组煤区；较有利区（Ⅲ类）：中煤级低镜质组煤区，低煤级高镜质组煤区、高煤级高镜质组煤区；不利区（Ⅳ类）：其他煤区。

从收集资料看，部分矿区、井田镜质组和半镜质组平均含量：陕渑煤田二₁煤层约90%；新密矿区曲梁矿二₁煤层为73%，五₂煤层为52%，一₁煤层为84%；禹州矿区李楼井田二₁煤层为81%；平顶山矿区十三矿二₁煤层为79%，三_9-10煤层为64%，六₄煤层为57%；平顶山一四六矿深部扩勘区一₅煤层为 84%，二₁煤层为 62%，三₉煤层为55%，四_6-71煤层为59%，五₂煤层为44%。总的表现出，同一煤层镜质组和半镜质组含量向北逐渐增加，纵向上，下部煤层含量高于上部煤层的趋势。根据这一规律，结合前面煤质分析结果，可以预测：豫西地区石炭系—二叠系煤层割理发育条件总体趋势是向北变差（图11 7）。割理特征对煤层渗透性的控制作用主要表现为：①割理的平面组合形态不同（通常分网状、孤立—网状、孤立状三种），渗透性好坏有异，网状割理的煤层渗透性好，孤立—网状的中等，孤立状的差；②割理密度越高，煤层渗透性越好，反之越低；③割理裂开程度增加，煤层水平渗透率将迅速增加，据休伊特 帕森斯的研究，煤层水平渗透率与割理宽度的三次方成正比。

图11-6 华北及邻区面割理密度变化趋势图

图11-7 渗透性评价示意图

外生裂隙：一般来说，在断裂两侧、地层急剧弯曲的部位煤层外生裂隙最为发育，在面构造分析基础上，预测豫西地区中部新密矿区、禹州矿区、登封矿区东部、宜洛矿区外生裂隙最发育，其次是平顶山-韩梁矿区南缘和东北部、新安矿区、陕渑-义马矿区西部、偃龙矿区和荥巩矿区南缘，但偃龙矿区和荥巩矿区北部和平顶山-韩梁矿区中部外生裂隙可能相对不发育。

外生裂隙对煤层渗透性的影响作用与割理相同，对于割理不甚发育的煤层，外生裂隙的产生将大大改善煤层渗透性。

有效地应力：为地应力与地层压力之差，其值越高，煤层渗透性越差，反之越好。

11.5.2.2.2 各区块煤层渗透性粗评

本区煤层气钻探工作刚开始，据调查了解，仅郑州天然气公司在荥巩矿区钻了一口井（新1井），美国安然公司与中国煤田地质总局合作在平顶山矿区十一矿深部钻了一口井（1511井），故实测煤层渗透率，只有两个井的数据：新1井（二₁煤层）为0.075×10^-3μm²，1511井二₁煤层为1.0×10^-3μm²。另据平顶山矿区十一矿井下采样分析（5个二₁煤层样品）得二₁煤层渗透率代表值为5.06×10^-3μm²。这些数据说明本区煤层渗透性由南向北逐渐变差。根据这些数据和割理、外生裂隙等发育状况，本报告粗略预测：平顶山-韩梁矿区和临汝矿区煤层割理最发育，实测渗透率均大于或等于1.0×10^-3μm²，故煤层渗透性最好；禹州矿区和宜洛矿区各煤层割理比平顶山-韩梁矿区稍差，但外生裂隙发育，估计煤层渗透性好；新密矿区、登封矿区、新安矿区及陕渑-义马矿区各煤层割理相对较不发育，而外生裂隙发育，推测煤层渗透性较好；其余地区各煤层割理和外生裂隙均不发育，实测渗透率亦仅为0.075×10^-3μm²，无疑煤层渗透性最差。

11.5.2.3 水文地质概况及其对煤层气开发的影响

11.5.2.3.1 水文地质概况

本区水文地质条件受到构造、地貌、大气降水、地表径流等因素控制，总体较为复杂。

主要含水层有①第四系砂、砂砾石、卵砾石及中细砂等松散岩类孔隙含水层；②石炭系—第三系砂砾岩、砂岩、泥质砂岩等碎屑岩类孔隙裂隙含水层；③太原组及其以下层系灰岩、白云质灰岩等碳酸盐岩类裂隙岩溶含水层。它们被第三系粘土岩类隔水层、二叠系煤组间泥岩隔水层、中上石炭统铝土质泥岩隔水层等分隔，形成各自的水文系统。一般而言，第四系含水层与石炭系—二叠系煤层间隔有较多隔水层，侏罗系—第三系含水层分布局限，对本区石炭系—二叠系煤层气开发影响不大，而影响较大的是石炭系—二叠系内部及下伏寒武系—奥陶系含水层。

含水层主要补给水源有大气降水、河水、人工灌溉水及老窑集水等。基本的补给、径流及排泄模式是：在含水层上倾方向的地层出露区（往往在山区），或因断层勾通和河流下截、人工渠道及老窑开采造成的与水源直接或间接联系区，各种水体渗入含水层，补给区水头高，导致水沿含水层倾向径流，在下倾方向含水层出露区或断裂带排泄，但大部分流至深埋区（往往是向斜区）受阻停滞。

上石炭统—二叠系含水层一般不厚，地表出露有限，补给条件差，故其富水性较差。相对而言，在平顶山-韩梁矿区、禹州矿区，此层系含水层岩性较粗、孔隙裂隙发育，露头区较多（平顶山-韩梁矿区出露于盆边乃至南部低山丘陵地带，禹州出露于南部、西部和北部低山丘陵区），补给条件较好，富水程度高，在中部向斜及其翼部有层间自流水。陕渑-义马、新安、偃龙、荥巩、新密、登封等矿区露头供水区相对局限，富水程度为中等。临汝、宜洛等矿区则为弱富水区。

对于中、上石炭统及其以下的寒武系—奥陶系碳酸盐岩含水层，由于溶蚀孔洞发育和脆性破裂，加之在山区大面积出露地表，补给充分，故是煤矿突水的主要来源。新安矿区西部裂隙水多处于非饱和状态，泉流量3.6～775t/h·m，东部灰岩埋深50～300 m，水位7～58 m，部分自流水头高出地表3.87 m，单位涌水量2.6～5.6t/h·m。陕渑-义马矿区奥陶纪灰岩位于黄河之下，受黄河水影响，单位涌水量0.4～8.5t/h·m。

豫西中部及南部各矿区碳酸盐岩含水层露头近东西向展布，在地势较低的埋藏区，地下水多处于承压状态，构成富水地区，水位一般为1.8～86 m，单位涌水量0.009～59t/h·m。

据现有资料不完全统计，平顶山-韩梁矿区涌水量大，约为7518.5t/h，这是由于矿区南部和中部低山丘陵区大量出露寒武系至二叠系碳酸盐岩类和碎屑岩类含水层，补给较充足，故矿井涌水量大。新密矿区涌水量第二，这可能与矿区南部含水层出露，矿区断裂发育，沟通第四系含水层与古生界含水层的水所致。陕渑-义马矿区涌水量小，仅441.3t/h，可能是补给水源少，断层不大发育，导水性差造成的。

11.5.2.3.2 水文地质条件对煤层气开发的影响

水文地质条件对煤层气开发的影响较为复杂，难以用简单参数来表达和讨论。通常情况下，当上露岩层含水性强，且水的再补给良好时，对煤层的排水降压和煤层气的解吸产出不利，水头压力高时，对煤层气保存和渗透性有利，水头压力低时相对不利。

按照上述关系，笔者对豫西地区各矿区的水文地质条件进行了粗略分析，并对其对煤层气开发的影响作如下评价（图11-8）。

图11-8 豫西地区煤层气开发水文条件评价示意图

平顶山-韩梁矿区构造较简单，中部为向斜区，断裂不太发育，含水层间连续性较弱，各含水层水力系统相对独立简单，南部和中部低山丘陵区水源补给充足，含水层水为承压水，相邻煤层应含可动水，且为饱含水煤，这对煤层气保存有利，同时由于深部含水层水流动较弱，产水量不太大，也有利于排水降压采气，综合为最好有利区。

荥巩矿区和偃龙矿区构造简单，向北之深部为向斜区，断裂不发育，含水层水力系统也相对独立且简单，含水层露头区有限，水源补给不大充分，煤层含水饱和度低，对煤层气保存不太有利，但由于产水量不大，有利于排水降压采气，综合为较有利区。

新密矿区、禹州矿区、登封矿区、新安矿区和宜洛矿区断裂较发育，含水层间纵向勾通，同时各断块间水力系统不同，这些对煤层气开发较不利。

陕渑-义马矿区、临汝矿区水源供给较差，煤层含水性差，对煤层气保存不利，评价为较不利区。

11.5.3 煤层气资源选区评价

煤层气资源评价是一个综合分析问题，涉及到煤层气赋存和可采性两方面诸多地质因素。由于本次评价是预评价，许多因素的变化规律及对煤层气赋存和可采性的控制作用还没完全搞清楚，现今只是一个粗略的模糊的认识，有些参数难以定量，故很难形成一个准确且定量的地质模型，用传统的确定性数学模型难以获得较合理的结果，而用模糊数学方法来研究和评价本区煤层气资源将更符合实际，更贴近地质学家的思维方式。因此，本专著选用模糊集合综合评价法来进行煤层气资源远景区评价。

11.5.3.1 方法原理及基本步骤

利用模糊集合综合评价法进行本区煤层气资源评价的基本原理和步骤如下：

首先是根据评价模型选择n个评价因素，并对评价因素划分出几个评价级别，形成综合评价矩阵；第二是根据每个评价因素对各区块煤层气商业性开采可行性影响作用大小，给各评价因素赋予不同权重，标准化后形成权重集合A；第三是用下述4种算法求得各圈闭综合评价矩阵B=A·R：

油气资源评价方法与实践

第四，依据公式D=B·CT得各区块综合评价值，式中CT是等级矩阵的转置矩阵。最后，根据各区块的D值变化，确定区块煤层气商业性开采可行性评价分级标准，进行分级（归类）。

11.5.3.2 评价参数整理

一般而言，进行煤层气资源选区评价所应考虑的因素多达几十个。在这些参数中，有些是相关的，甚至具有因果联系；尽可能选择相互独立的对各区块煤层气开发影响程度差别较大的参数的原则，从中筛选了含气量等9个参数以进行选区评价，各参数赋值标准如表11-6。

表11-6 评价参数赋值标准

表11-7 豫西地区煤层气资源选区评价结果表

油气资源评价方法与实践

上述各参数对煤层气开发选区并非同等重要。在分析各参数的地质或经济意义、分析各参数的可靠性及权衡各参数在选区评价中的作用基础上，给予不同权系数：含气量为0.15，煤级、资源强度、埋深、连续性、渗透性、水文为0.08，交通地面条件等为0.15，资料信度为0.23。

11.5.3.3 评价结果

豫西地区12个评价区块基本条件见表11-7。根据上述赋值标准整理了各区块评价参数，运用模糊集合综合评价法处理结果如表11-7所示。

最有利区为平顶山煤田区；有利区为荥阳矿区、偃龙矿区和禹州矿区；较有利区有平顶山-韩梁矿区西部、登封矿区、临汝矿区和新密矿区；不利区有冢头区、新安矿区、陕渑-义马矿区、宜洛矿区。