宁武盆地深部煤储层地温场特征及其对含气性的影响

郗兆栋，唐书恒,*，刘 忠，屈晓荣，张鹏豹，苏育飞，张 迁

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；2.中国石油华北油田勘探开发研究院，河北 任丘 062550；3.山西省煤炭地质勘查研究院，山西 太原 030000)

对煤层气进行勘探开发不仅能够减少瓦斯爆炸事故，提高煤矿安全生产水平，同时煤层气作为一种重要的清洁能源，有利于优化国家能源结构，助力实现“碳达峰、碳中和”目标[1-2]。第四轮全国煤层气资源评价结果表明国内煤层气资源丰富，地质资源量达到29.82×1012m3，可采资源量达到12.51×1012m3。其中1 000 m以深的煤层气资源量约为1 000 m 以浅资源量的2 倍，这是我国能够大规模开展煤层气勘探开发，尤其是针对深部煤层气进行勘探开发的重要资源基础[3-4]。

早在21 世纪初，美国在皮森斯盆地已经实现了埋深超过1 500 m 煤层气单井日均稳产气量达万方的突破。近几年，我国在沁水、鄂尔多斯、准噶尔等盆地开展了针对不同煤阶煤的深部煤层气系列研究工作。大宁-吉县区块埋深超2 000 m 的吉深6-7 平01 井实现了煤层气日产气量十万方的突破[5-6]。深部煤层气勘探开发的突破能够助力煤层气产业开始走出“储量多、产量低”的困境，有力地抓住了历史机遇。相比于中浅层煤层气，深部煤层气地质条件及开发特征更为复杂，而这种复杂性就源于深部煤储层处于高温和高压的条件下[7-8]。因此，针对深部煤层气开展的研究主要集中于高温、高压条件下的煤层含气性、孔渗性、力学性质、裂缝扩展等变化规律。

富含游离气是深部煤层气井见气时间快、单井产气量高且产水量低的重要因素。深部煤储层游离气含量可以达到30%甚至更高，而开井即见气的实际开发特征也证实深部煤层富含游离气[9-11]。温度是直接影响深部煤层气吸附-解吸的重要因素，进而控制着煤层中吸附气-游离气的比例关系。等温吸附、热模拟等实验方法及分子模拟、数值模型等技术手段是研究温度对煤储层含气赋存状态的主要方法，总体上认为温度的增加使得煤储层的吸附能力降低[12-14]，使得部分吸附气向游离气转换。值得注意的是，不同压力、不同煤阶条件下温度对煤储层吸附-解吸的影响具有显著差别[15-16]。然而，当前缺乏对深部煤储层地温场特征的系统研究。孟召平等[17]系统研究了沁水盆地煤储层地温场特征，认为沁水盆地煤储层温度和地温梯度均偏低，且低地温异常区煤层气井日产气量普遍较低。

当总含气量一定时，在某深度以下，温度的增加使得煤储层吸附能力开始减小，吸附气向游离气转换，含气赋存状态发生变化。由于不同区块的地质背景存在显著差异，导致其地温场特征不同，进而使得不同区块深部煤储层吸附气-游离气比例出现变化的深度存在差异。而当前对于“深度(深层)”的内涵以及“深部(深层)”对含气性的影响机制均未有深入研究。高温是深部地层的重要特征，是影响深部煤层气富集并制约其开发效果的关键参数，应准确揭示深部煤储层地温条件对煤储层含气性的控制机制。

以宁武盆地为例，基于宁武南区块实际井温测井数据确定煤储层地温场特征，结合等温吸附实验、实测含气量等测试资料明确宁武南区块煤储层含气性，厘清研究区现今地温场特征对深部煤储层含气赋存状态的影响，以期为深部煤层气进一步勘探开发提供借鉴和指导。

1 区域地质概况

宁武盆地邻近鄂尔多斯盆地东缘及沁水盆地，是华北克拉通东部和西部陆块的过渡地带[18-19]，是晚古生代成煤期后受多期构造运动挤压抬升形成的NE-NNE 向狭长带状展布的山间构造盆地(图1)。现今残留盆地内部由西向东的地质构造表现为稳定弱变形区(鄂尔多斯盆地)、过渡变形区(沁水盆地及宁武盆地)以及较强破坏区(渤海湾盆地)的明显变形差异[20-21](图1)。

图1 鄂尔多斯、宁武、沁水等盆地分布范围及地质剖面图[21]Fig.1 Distribution scopes and geological sections of basins such as Ordos,Ningwu,and Qinshui[21]

从行政区划来看，宁武盆地位于山西省中北部，面积约4 000 km2。宁武南区块位于宁武盆地最南部，面积约607 km2。宁武盆地煤层主要形成于石炭-二叠纪，含煤5～8 层，4 号、9 号和11 号为主要可采煤层，其中，太原组9 号煤层厚度最大，平均在10 m 以上。在实际勘探开发中发现宁武盆地在具有丰富的煤炭资源外，煤层气资源也较为富集[22-23]，9 号煤层是煤层气勘探开发的主力煤层(图2)。

图2 宁武盆地9 号煤层埋深及宁武南区块位置[22]Fig.2 Burial depth of coal seam No.9 and the location of the Ningwunan block[22]

宁武盆地煤层埋深具有由盆缘向腹部逐渐增加的趋势(图2)，盆缘被断层围限，腹部地层较为平缓，是煤层气勘探开发的主体。研究区9 号煤层埋深主要分布在500～2 500 m，深于1 000 m 的面积占比达到90%，腹部地区煤层埋深基本超过1 500 m，显示出研究区具有深部煤层气勘探开发的前景。

2 煤储层地温场特征

2.1 井温测井数据

井温测井方式分为动态井温测试和静态井温测试，静态井温测试数据广泛应用于地温场的相关研究[17,24-25]。其中关井超过72 h 后进行测试所得数据称为近似稳态数据，由于关井时间相对较短，井液温度未与原始岩层达到完全平衡，其与原始地层温度可能存在一定偏差。当关井时间超过数天甚至数月、数年后进行测试所得数据称为稳态数据，其与原始地层温度基本一致[25-26]。稳态数据的获取需要将钻孔保存较长时间，大范围测试受限。

研究区太原组9 号煤层底板埋深与完钻深度相距52.36～110.44 m，平均为82.36 m，基本属于井段底部地层。本文统计了部分已发表的稳态与近稳态数据[17,26-28]，发现其温度差值介于0.7～5.2℃，其中80%以上钻井的稳态与近稳态数据差小于1.5℃。本次研究选取宁武南11 口钻井的井温测井数据全部为静井时间超过72 h的近似稳态数据，认为满足研究煤储层地温场特征的需要。

2.2 现今地温场特征

宁武南9 号煤储层温度介于15.5～40.1℃，平均为27.6℃，与埋藏深度存在明显的正相关性(图3a)。从区域来看，9 号煤储层温度具有由边缘向腹部、由南向北增加的趋势，与9 号煤顶板埋深变化趋势一致(图4a,图4b)。埋深小于1 500 m 的煤储层温度平均低于25℃，埋深大于1 500 m 的煤储层温度平均高于30℃。

图3 研究区9 号煤层顶板埋深与地温场参数相关性Fig.3 Correlations between the roof’s burial depth and geothermal field parameters of coal seam No.9 in the study area

图4 宁武南地温场特征及9 号煤层顶板埋藏深度等值线Fig.4 Geothermal field in the Ningwunan block and the contour map of the roof’s burial depth of coal seam No.9

地温梯度是研究某一地区地温场特征的重要参数，采用以下公式进行计算：

恒温带温度和厚度可通过恒温观测孔的观测结果准确获取[28]。然而，恒温观测孔常应用于煤矿，在煤层气区块较少布置，因此，恒温带温度和厚度主要依据研究区钻孔井温测井数据、当地年平均气温及前人研究结果综合确定。宁武南区块恒温带温度to取8℃，恒温带厚度Ho为30 m。

计算结果显示，宁武南区块煤储层地温梯度介于1.27～1.95℃/hm，平均为1.52℃/hm。地温梯度随着埋深的增加略有增大(图3b)。从区域来看，地温梯度总体呈东南向西北增加的趋势(图4c)，具有区块北部地温梯度总体高于南部的特征，与9 号煤层南浅北深的埋深分布趋势存在相似性。埋深小于1 000 m 的区域地温梯度平均低于1.5℃/hm，埋深大于1 500 m 的煤储层地温梯度平均高于1.5℃/hm，但总体变化范围不大。与沁水盆地(地温梯度平均约为2.0℃/hm) 和鄂尔多斯盆地东缘(地温梯度平均约为2.8℃/hm)的主要煤层气区块或煤矿区相比，研究区现今地温场表现为显著的低地温梯度“冷盆”的特征。

根据孟召平等[17]对沁水盆地地温场等级的划分(表1)，研究区地温场为地温低异常区，其恒温带温度、厚度、煤储层温度、地温梯度等参数基本类似于沁水盆地的地温低异常区(如阳泉矿区、赵庄区块、寺家庄井田)。研究区煤储层地温低异常现象可能与地层岩性分布及其热导率、水文地质条件(煤层气井产水量高且地层水矿化度低)及构造演化特征相关(断层发育、地层抬升幅度大)。

表1 据沁水盆地地温场特征的地温场类型划分[17]Table 1 Classification of geothermal fields in the study area based on the characteristics of geothermal fields in the Qinshui Basin[17]

3 低地温场制约下的煤储层含气结构

3.1 煤储层吸附性控制因素

本次共采集宁武南不同热演化程度的9 号煤样41件(表2)。宁武南9 号煤的热演化程度与埋深具有明显的正相关关系(图5)，9 号煤层镜质体最大反射率介于0.88%～1.81%，随着埋深的增加，煤阶从气煤、肥煤过渡为焦煤。

表2 煤储层温度及等温吸附实验结果Table 2 Reservoir temperature and isothermal adsorption experimental results of coal samples

图5 研究区9 号煤层埋深与镜质体最大反射率相关关系Fig.5 Correlation between the burial depth and Rmax of No.9 coal seam in the study area

采用ISO-300 型等温吸附仪，基于体积法测试原理对所采煤样进行不同温度条件下的高压吸附实验，最大实验压力统一设定为15 MPa，吸附测试前对煤样进行了平衡水分处理。参考所采样品原位煤储层温度设定实验温度(表2)。研究区9 号煤层Langmuir 体积(VL)为13.58～28.90 cm3/g，平均19.07 cm3/g，Langmuir 压力(pL)为1.28～3.68 MPa，平均2.44 MPa。

根据研究区煤层真实地质特征，对比不同煤阶煤在不同温度下的吸附能力。尽管同时存在两种变量很难分辨出主控因素[29-32]，但总体来看(图6)，本次研究设定的实验温度与VL不存在明显的负相关关系，而9 号煤热演化程度与VL具有一定的正相关关系，可能表明了研究区煤阶对煤储层吸附能力的正效应强于煤储层温度对吸附能力的负效应，从而弱化了煤储层温度与VL的相关关系。见表2，N1 井9 号煤平均Rmax为1.37%，在实验温度40℃下的VL为25.1 cm3/g，远高于W15 井9 号煤Rmax为0.91%，在实验温度25℃下的17.9 cm3/g。

图6 9 号煤VL 与实验温度及热演化程度相关关系Fig.6 Correlations between the Langmuir volume and the experimental temperature and maturity of coal seam No.9

研究区9 号煤层埋藏深度与大宁-吉县、临兴-神府等重要深部煤层气区块相当，但其较低的地温梯度使得研究区煤储层温度远低于具有正常或较高地温梯度的煤层[33-34]。随着埋深的增加，研究区煤储层温度增加较为缓慢，而研究区古地温场与鄂尔多斯盆地东缘具有可比性[18,35]，使得其热演化程度与其现今埋深基本匹配，导致煤阶对研究区煤储层吸附能力的正效应强于温度的负效应。从吸附气和游离气物质平衡的角度考虑，在相似煤阶、相似埋深且保存条件较好的情况下，地温梯度较大区块煤的吸附能力较小，导致其吸附气含量较低，而游离气含量较高。

3.2 地温梯度对深部煤层气赋存状态的影响

基于煤阶、温度和压力建立了研究区吸附气预测模型，讨论不同地温梯度(1.5、2.0、2.5 和3.0℃/hm)影响下的煤层吸附气含量随埋深的变化特征。吸附气含量预测公式[36]如下：

预测模型显示(图7)，随着埋藏深度的增加，吸附气含量先增加而后减少，不同地温梯度导致吸附气量开始减小的深度存在明显区别，分别为1 200 m (1.5℃/hm)，1 000 m (2.0℃/hm)，900 m (2.5℃/hm)和800 m (3.0℃/hm)。低地温梯度影响下的吸附气含量开始减小的临界深度明显更深。宁武南9 号煤层最大埋深可以达到2 500 m以深。如果研究区具有良好的保存条件，那么由于温度负效应使得煤储层中的吸附气向游离气转换，并以游离态的形式保存于煤储层中。根据预测模型可知，不同地温梯度下从吸附气含量开始减小的深度至2 500 m，吸附气向游离气转换的含量分别为1.38 cm3/g(1.5℃/hm)，2.44 cm3/g(2.0℃/hm)，3.48 cm3/g(2.5℃/hm)和4.44 cm3/g(3.0℃/hm)。低地温梯度使得研究区由吸附气向游离气转换的比例很低，当埋深达到3 500 m 时，地温梯度为1.5℃/hm 时的吸附态-游离态转换含量才接近于地温梯度为2.5℃/hm、埋深为2 000 m 的吸附态-游离态转换含量(如大宁-吉县区块)。

图7 基于理论模型的不同地温梯度下吸附气含量与和埋深的相关关系Fig.7 Correlations between adsorbed gas content and burial depth under different geothermal gradients obtained using a theoretical model

研究区煤储层含气饱和度介于40.1%～93.7%，平均为71.7%，显示出低含气饱和度特征。1 000 m 以浅时，研究区煤储层含气饱和度与大宁-吉县、临兴等中浅层煤储层含气饱和度相当，而当埋深超过1 500 m 后，研究区煤储层含气饱和度显著低于大宁-吉县、临兴等地区(图8)。根据前人给出的同一煤阶样品在不同温度下的等温吸附实验结果，认为温度增加1℃，煤层吸附能力大致减小约0.15 cm3/g[39]。为便于对比，采用与鄂尔多斯盆地东缘相同的地温梯度(2.8℃/hm)计算研究区煤储层温度及其对应的含气饱和度。研究区煤储层温度理应提升至24.6～63.1℃，含气饱和度理应提高到43.8%～104.6%，平均为83.6%。可见，研究区较低的煤储层温度和地温梯度显著影响了深部煤储层含气饱和度及吸附气-游离气比例关系。

图8 深部煤层气区块埋深与含气饱和度的相关关系(数据来源于[11,37-38])Fig.8 Correlation between burial depth and gas saturation of deep coalbed methane-bearing blocks [11,37-38])

3.3 含气结构对深部煤层气产出效果的影响

在埋深较大但含气饱和度较低的情况下对深部煤层气的开发存在两方面不利影响：(1)总产气量低。较低的含气饱和度表明深部煤层气几乎不存在以游离态赋存的形式，其产气量相对较低，而富含游离气的煤层气井产量可达万方甚至 10 万m3以上，类似于致密砂岩气和页岩气的开发特征。(2)排水降压时间长，见气时间晚。由于深部煤储层处于吸附欠饱和状态，煤层气产出模式与中浅层类似，但由于其埋藏深度更大，储层压力更高继而导致其通过排水降压达到临界解吸压力的时间更长，见气时间更晚。而富含游离气的煤层气井具有投产即见气、由“产气降压”替代“排水降压”的生产优势，产水量少且见气时间早(图9)。

图9 深部煤储层含气特征及产出规律示意[7,11]Fig.9 Gas-bearing characteristics and production patterns of deep coal reservoirs[7,11]

由于研究区较低的地温梯度使得煤储层吸附气向游离气转换的深度加深且转换量降低，导致研究区埋深接近2 000 m 的深部煤储层仍然不富集游离气且含气饱和度相对较低。根据研究区煤层顶板埋深(图2a，图4b)可以预测区块北部为深部煤层气勘探前景有利区。一方面区块北部煤层埋深更大，基本超过2 000 m。当仅考虑煤储层含气结构时，在低地温梯度区，只要有足够的深度(对应较高的煤储层温度)，则能够富集游离气。另一方面由于区块北部断层发育较少、后期抬升幅度较小且煤层气井产水量较低(小于5 m3/d)，有利于地热的储存使其具有相对较高的地温梯度及煤储层温度，利于游离气的富集。

对于煤层气的勘探开发而言，富集并不一定能够高产。因为尽管含气量能够反映煤层气的富集程度，但不能反映煤层气的可开采程度。即深部煤储层总含气量较高但以单一吸附态为主的未必是有利目标，而总含气量即使相对较低但富集一定游离气含量的煤储层也可能成为有利目标，即一定总含气量而又富集游离气的深部煤储层应为甜点目标。

4 结论

a.宁武南区块煤储层温度及地温梯度均相对较低，地温梯度平均为1.52℃/hm。研究区煤储层温度与埋深具有显著的正相关性，而地温梯度变化幅度不大。

b.较低的煤储层温度及地温梯度使得温度对煤储层吸附能力的负效应显著低于煤阶与压力对煤储层吸附能力的正效应。较低的地温梯度使得煤储层吸附气向游离气转换的深度加深且转换量降低。

c.现今低地温场特征是宁武南区块深部煤层气勘探开发的不利因素。较低的煤储层温度及地温梯度是导致深部煤储层几乎不含游离气且含气饱和度相对较低的因素之一。区块北部是宁武南深部煤层气勘探开发的前景有利区。

d.宁武南区块北部埋深基本大于2 000 m，煤储层温度可达40℃以上，加之北部断层发育较少，后期抬升幅度较小，先导试验显示产水较少，整体有利于煤储层温度的保存，是宁武南深部煤层气勘探开发的前景有利区。

符号注释

G为地温梯度，℃/hm；Hc和Ho分别为9 号煤层顶板埋深及恒温带厚度，m；p为煤储层压力，MPa；pL为Langmuir 体积，MPa；Rmax为镜质体最大反射率，%；tc和to分别为煤储层温度和恒温带温度，℃；T为原位煤储层温度，℃；V为地层条件下的吸附气量，cm3/g；VL为Langmuir 吸附量，cm3/g。