0 引言
沁水盆地南部是我国高阶煤层气主力开发区块，也是全国煤层气开发的重点、热点区块［1-4］。郑庄区块是中石油华北油田公司在沁水盆地的重要区块，区内含气性好，具有较好的勘探开发潜力。早期曾采用樊庄区块成熟、高效的开发技术，但实际产能到位率低，单井平均产气量普遍低于1 000 m3。如何准确寻找到甜点区是规模建产的重要环节，而确定甜点区的关键问题是明确成藏类型及模式［5-7］。前人对沁水盆地南部煤层气的研究主要集中在区域成藏条件、基础地质条件、煤储层以及初步的煤层气形成条件与分布规律的认识上［2，8-10］，对于成藏主控因素和成藏模式的研究主要集中在宏观的盆地尺度，影响了开发区块甜点区的准确预测。本文在总结前人［2，11-15］研究成果的基础上，以沁水盆地南部郑庄区块为例，通过分析研究区煤层气基本地质条件，从构造演化、水文条件、地应力特征、煤变质作用及沉积特征等多方面探讨研究其对煤层气富集的控制作用，并在此基础上建立了高煤阶煤层气富集高产模式；通过不同模式下开发效果，初步明确不同模式下的主体开发技术对策。研究成果为郑庄区块下步煤层气勘探开发指明方向，也为类似区块勘探开发提供思路和方法。
1 区域地质背景
郑庄区块构造上位于沁水盆地南部（图1），整体为向西北倾斜的马蹄形构造。研究区内断层以高角度正断层为主，逆断层零星分布。寺头断层位于区块东部，是研究区内最大的断层，现今表现为高角度正断层，断层方向由SN向NE向发生偏转。后城腰断层位于区块东南部，是研究区内第二大断层，认为该断层是寺头断层的伴生断层，方向为NE—SW向。研究区内地层倾角为5°~15°，褶皱构造方向以NE向为主；东南部构造简单，褶皱不发育，断层以大断层为主；向北褶皱逐渐发育，主要以挤压型构造为主；再向东北方向断层发育较多，构造复杂。
研究区主要含煤地层为上石炭统太原组及下二叠统山西组，山西组沉积属于陆表海浅水三角洲沉积体系，主要沉积微相为分流河道、分流间湾和沼泽；太原组沉积环境变化相对较大，可分为三角洲相、障壁海岸相及碳酸盐岩台地相。研究区主采煤层是山西组的3号煤和太原组的15号煤，总平均厚度为8 m。3号煤层全区厚度稳定在5~8 m之间，15号煤厚度为3~4 m，全区均有分布，局部存在分叉现象。
2 构造演化特征
对应的，研究区主要断层的性质也发生相应变化。由于燕山早期处于NW向的挤压环境，区内形成了一系列的近NE向压扭性走滑断层，多表现为高角度逆断层。至燕山中晚期NW向挤压作用逐渐减小，在区域性的左行走滑拉分构造背景下，沁水盆地总体处于弱伸展构造应力场环境，高角度逆断层开始出现负向反转变形。喜马拉雅期在NNE—NE向区域性挤压背景下，早期形成的断裂发生右行走滑，研究区处于拉张环境，断层受到右行走滑的改造发生负向反转，进而被改造成现今的走滑断层［16］。
3 煤层气成藏条件分析
研究区3号煤层埋深在450~1 300 m之间，15号煤在500~1 400 m之间，3号煤与15号煤层埋深相差接近100 m；煤层的埋深由南向北逐渐变深。
3.1 煤层特征
3.1.1 煤质
研究区山西组3号煤层镜质组反射率为3.1%~3.9%，太原组15号煤镜质组反射率为3.1%~4.3%，均属于无烟煤阶段，煤阶由南向北逐渐递增。3号煤以亮煤和半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，平均含量为70%，灰分含量为13%，平均水分为1.3%，属于低含水低灰分煤。15号煤以半亮煤和暗淡煤为主，显微组分为50%，灰分含量为15%，平均水分为1.1%，属于低含水中灰分煤。
3.1.2 煤层渗透性
研究区注入压降试井测得渗透率为（0.01~0.4）×10-3 μm2，属于特低—低渗储层。煤层渗透性沿断裂带呈条带变化趋势，随着到断层带的距离减小，渗透性逐渐变好。
3.1.3 煤层含气性
研究区3号煤含气量一般在8~31 m3/t之间，由南向北有增加趋势，局部断层发育区含气量小于15 m3/t。南部整体富集，含气量一般在16~25 m3/t之间；中部含气量变化较大，一般在10~30 m3/t之间，主要受到局部断层较发育影响；北部含气量高，局部区域超过30 m3/t。3号煤层含气饱和度平面变化较大，一般为15%~85%，由西南向东北方向逐渐变低，南部整体高。15号煤含气量一般为1~29 m3/t，变化趋势与3号煤层基本一致。整体来讲，煤层含气量与断层的关系密切。
3.2 煤层气藏保存条件
煤层气保存条件通常包括构造破坏、水文地质条件以及顶底板围岩封盖条件。
3.2.1 构造条件
研究区整体为向WN向倾斜的宽缓斜坡，北部逐渐靠近盆地中心。南部构造相对简单，东部靠近寺头断层构造复杂，以断裂构造为主；西部发育范围较大的鼻状构造，局部存在断距超过10 m的断层；东北部构造复杂，褶曲与小断层发育，变化幅度较大；北部构造相对简单，近盆地中心。
此外，向斜部位受重力影响，甲烷气随地下水向向斜中心汇聚，有利于煤层气保存。陷落柱直接导致周围煤层含气量明显下降，但影响范围较小。
3.2.2 水文条件
研究区含水层系主要有4套：第四系松散堆积物含水层；二叠系砂岩含水层；石炭系灰岩含水层及奥陶系灰岩含水层。研究区地下水补给来自西部和西北部以及东南部寺头断层沟通的大气降水，水体由西北部、西部向中部偏西区域汇聚，形成滞水区，有利于煤层气保存。
3.2.3 封盖条件
山西组上部发育2套厚层泥岩，单层厚度超过9 m。3号煤层的直接顶板多以1~5 m的泥岩或粉砂质泥岩覆盖。15号煤的直接顶板发育一套2~10 m的致密灰岩，整体来讲主采煤层顶板封盖性强。3号、15号煤层的底板发育泥岩、粉砂质泥岩，封盖性较好。
4 煤层气成藏主控因素
通常影响煤层气富集的地质因素很多，包括煤层顶底板岩性、厚度、埋深、煤岩特征、构造条件、水文条件、煤变质程度及地应力作用等，但是不同的因素对煤层气成藏和开发的影响程度是不同的。通过对郑庄区块煤层气地质条件和煤层气富集特征分析发现，构造条件、水文地质、埋深和地应力条件是该区高煤阶煤层气成藏的主控因素。
4.1 构造条件
构造对煤层气成藏的主要影响是对含气量保存程度和气藏物性的控制。由郑庄区块构造和煤层含气量分布情况来看（图3），含气量最大值多位于向斜发育区域，例如ZS59井含气量均大于27 m3/t，而含气量最小值均位于断裂发育地区，例如ZS39井含气量小于10 m3/t，可见构造对含气量的影响作用明显。图4是贯穿郑庄区块南北向的一条地震剖面，ZS39井位于南部后城腰断层下降盘附近，位于走滑断层张应力区，煤层保存条件变差，含气量为1.5 m3/t。而ZS34井3号煤层远离断层，含气量超过28 m3/t，随着距离断层面距离的增加，含气量呈现明显增加的趋势。此外，研究区南部相邻的ZS26井和ZS27井分别位于背斜和向斜核部，2口井3号煤含气量有所差异，ZS26井含气量为24.5 m3/t，ZS27井含气量为27 m3/t。15号煤由于断层发育，2口井15号煤含气量均低于15 m3/t。总体来讲，构造对煤层含气量的控制主要是断层和褶皱，断层影响作用明显，褶皱影响相对较弱。
构造对煤层物性的影响主要是对煤层宏观裂隙和煤体结构的控制。通过分析郑庄区块构造与主裂隙长度发育情况，全区主裂隙密度分布与断层发育存在一定相关性，断裂发育区通常裂隙密度较高；此外，背斜核部受到应力释放形成张性裂隙。构造简单平缓的区域原生结构煤发育，微幅褶皱发育区原生—碎裂煤发育，褶皱幅度变得更大，煤体更碎；受到断层挤压作用影响，煤层产生揉皱变形，糜棱煤发育。
综合来讲，背斜核部易形成相对高渗区，褶皱发育区会引起强非均质储层。研究区断层的走滑性质导致挤压区物性变差，拉伸区物性变好。
4.2 水文地质条件
煤层气多以吸附状态赋存于煤基质表面，地层水通过地层压力对煤层气起到封闭作用，而水文条件对煤层气聚集作用主要体现在保存和运移上［7］。当地层压力下降时，煤层气发生解吸随地层水发生运移，或甲烷气受浮力影响向背斜转折端运移聚集，发生地层压力上升时重新吸附。
郑庄区块位于沁水盆地南部延河泉域南面隆起，东侧的寺头断层为隔水边界。在西、南两侧接受地表水和大气降水的通道敞开，地下水补给、径流、排泄系统独立而完整，地下水沿地层流动易形成独立的承压水系统，向深部形成有利于煤层气富集的滞留区。整体表现为北部呈滞留区，南部弱径流。地表水在东南部断裂发育区形成补给源，该区块局部区域储层压力梯度与静水压力梯度相同，证明可能与沟通地表有关。
根据郑庄区块煤层水矿化度分析结果，地层水中HCO3 -含量为572.98~2 374.41 mg/L，矿化度为1 022.8~4 713.1 mg/L，水型为NaHCO3。通过对研究区矿化度与含气量分布特征分析，并进行图形叠合，如图5所示，发现地层水高矿化度区与煤层含气量高值区吻合度较高，说明地下水的滞留对煤层气的保存富集起到积极作用，通过矿化度的分布情况可以大致预测含气富集区。
4.3 地应力作用
地应力对煤层含气量的影响主要反映在垂向应力。由等温吸附曲线可知，随着储层压力的增加，煤层含气量也随之增加。
地应力对煤层气成藏作用更多的体现在对煤储层渗透性、吸附性的作用。煤储层的渗透性对地应力的变化非常敏感，随着有效应力的增加，煤层渗透率下降［19］。地应力的增加通常有利于煤储层压力的保持和含气量的增大，但往往导致渗透率降低并给煤储层的排水、降压和煤层气的解吸、运移、产出造成一定困难。
地应力对郑庄区块的影响表现在2个方面：一是由南向北，随着埋深增加，垂向应力增加，煤层含气量有所增加；另一方面，由于受到多期构造运动影响，造成中北部区域应力状态发生变化，局部地应力状态复杂，储层非均质性增强，储层物性变差［20］。
4.4 煤变质作用
煤变质作用对煤层气成藏的控制作用主要在生气阶段。研究区经历2个关键生烃阶段：一是海西—印支期，晚古生代煤层最大埋深小于4 330 m，地温梯度约为2.8 ℃/100 m，属于正常古地温，煤化作用服从深成变质作用，累计生烃量可达80 m3/t；二是燕山期，地温梯度约为6~9 ℃/100 m，显示异常地温，煤化作用接近超无烟煤，煤化作用停止，累计生烃量为98~360 m3/t。由于2次热演化的影响：一方面使得煤阶增加，提高了煤中有机质生气效率；另一方面是煤储层微孔裂隙极度发育，比表面积增加，为煤层气提供优质储集空间［5］。
4.5 沉积作用
沉积作用对煤层气成藏影响主要在聚煤特征、含煤地层的岩性、岩相组合及空间分布等方面，一定程度上控制生成煤层气的物质基础储盖层的组合与物性。研究区3号煤层厚度为5~8 m，全区分布稳定，顶底板均为粉砂质泥岩全区覆盖，封盖性能好；相比较而言，15号煤顶板为全区连续的开阔海台地相庙沟灰岩，即K2灰岩，封盖性能较好。从沉积体系而言，3号煤形成于三角洲沼泽相，15号煤形成于潮坪沼泽，总体而言，潮坪沼泽的还原性比三角洲强，镜质组含量相对较高，煤层的储集物性较三角洲好。
5 煤层气成藏模式
通过对郑庄区块沉积特征、构造条件、水文条件以及开发生产资料，建立4种高阶煤层气富集高产模式（图6）。
5.1 浅层单斜成藏模式
该模式的典型区域位于郑庄西南部。单斜构造坡度小，地层倾角小于10°，煤层顶底板均为弱含水层和隔水层，起到良好的封盖作用。大气降水带动甲烷气体沿地层向煤层下倾方向流动，当埋深大于风化壳埋深，水动力逐渐减弱，随埋深进一步增加，进入水动力滞留区，地下水运移动力不足，煤层气发生聚集，最终形成现今煤层气富集区。
该模式埋深较浅，通常小于800 m；煤储层渗透性较好，通常大于0.1×10-3 μm2；构造简单，断裂发育较少；受构造变形影响，煤体结构以原生为主，含气量通常在18~25 m3/t之间。该类气藏区是研究区煤层气勘探开发有利的区域，也是当前开发技术条件下，直井、水平井均可达到效益开发，水力压裂直井单采3号煤层产能在1 000~2 500 m3/d之间，15号煤层产能在1 500~2 500 m3/d之间；筛管单支水平井产能在5 000 m3/d以上，套管压裂单支水平井产能可达8 000 m3/d以上。该类型分布在ZS76井区至ZS79井区西侧、ZS27井区和ZS26井区以西。
5.2 鼻状构造成藏模式
该模式代表区域位于郑庄西部，其形成机制来自于NW—SE向挤压，形成轴向NE向鼻状构造。地下水沿鼻状构造上倾单斜向盆地深部运移，受到鼻状构造遮挡，形成局部滞留区，有利于煤层气在鼻状构造隆起部位富集，含气量通常在20~28 m3/t之间，在鼻状构造上倾构造翼部含气量可达30 m3/t。
受到构造变形影响煤体结构以原生—碎裂结构为主，在鼻状构造的顶部位置裂隙极发育，水力压裂直井产能超过3 000 m3/d，是邻近区域的4~5倍；套管压裂水平井效果可达20 000 m3/d，是研究区最高产的开发区域，但分布区域较少，仅在西部ZS74井区。
5.3 封闭断层气水“圈闭”模式
该模式的代表区域是郑庄区块东南部。资料显示，郑庄东南部后城腰断层是右行走滑断层，上升盘受到应力聚敛及泥岩封堵作用，断层呈封闭状态，有利于煤层气的保存。此外，受到背斜构造影响，在该类气藏模式形成过程中通常受到气水重力分异影响，煤层气会向背斜顶部聚集，形成了类似常规油气中的“圈闭”，在背斜顶部含气量可达26~28 m3/t，翼部含气量多在20~28 m3/t之间。
该类气藏模式通常由于受到大断层的次生断层影响，导致15号煤顶板灰岩含水性增强，局部的3号煤也造成了“水淹”，因此形成了背斜顶部气聚集，背斜边缘形成水圈的“圈闭”。水力压裂直井单采3号煤层顶部位置产能可达3 000 m3/d，但在翼部产能下降较快，通常在1 000 m3/d以下，且常伴随着高产水。通过双层合采试验发现，该模式中背斜顶部直井产能在1 000~4 000 m3/d之间；但是由于15号煤层受到顶板灰岩富水影响，煤层降压困难，合采井产能差异较大。此外合采试验发现，15号煤层的高产水引起层间干扰，造成3号煤层产生水锁效应，导致封停15号煤层、单采3号煤层后，气井产能明显低于邻井直接单采3号煤层气井产能。对于该模式条件下，防止煤层水淹是下步开发的重点。该类型分布在ZS37、ZS34井区。
5.4 深煤层气藏模式
申建等［21］基于煤层地应力、含气量、孔隙特征、渗透率、岩石力学性质等参数随埋深变化规律分析，建立了地应力、饱和含气量和渗透率等3个深煤层界定指标，按照最大隶属原则，将沁水盆地深煤层界定在800 m左右。从工程角度来讲，地应力在垂向上的转换造成人工裂缝优势方向发生改变，800 m以浅，人工裂缝以水平缝为主，超过800 m以“T”型缝为主。因此以煤层气成藏、开发工程角度建立深层气藏模式。
该模式代表区域为郑庄区块北部，区块北部近沁水盆地中心，相对于整个郑庄区块来讲，西北部、东南部地层水向向斜中心汇聚，形成滞留区，顶底板岩性以粉砂质泥岩发育，利于煤层气富集，含气量可达32 m3/t。受到垂向应力增加影响，煤层渗透性差。目前水力压裂直井开发效果差，普遍小于1 000 m3/d，仅局部高部位产能可达1 000 m3/d。在埋深900 m附近试验套管压裂单支水平井产能达到10 000 m3/d以上，下一步需要持续开展有利的开发方式试验，盘活资源。该类型分布在ZS52井区、55井区、59井区。
根据不同富集高产模式特点，划分出研究区的甜点区，如图7所示。
6 结论
（1）郑庄区块煤层厚度较大，煤变质程度较高，含气量较高，煤层气赋存条件较好。构造、水文条件、煤变质作用和沉积作用是该区煤层气成藏的主控因素，而构造变形与地应力对煤层气藏的储层物性起到重要作用。
（2）根据构造、围岩和地下水动力组合特征，将研究区煤层气成藏模式分为4种，分别为浅层单斜、鼻状构造、封闭断层气水圈闭及深层气藏模式，其中浅层单斜模式（ZS76井区、ZS79井区、ZS27井区）是研究区的主要成藏模式，鼻状构造模式（ZS74井区）是研究区最高产模式，深层气藏模式（ZS34井区以北富集区）开发仍是未来煤层气勘探开发的难点。
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