Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 10: 1724 - 1739

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.006

Geological characteristics and resource potential of deep coalbed methane accumulation in Yan'an Gas Field， southeastern margin of Ordos Basin

  • Yongping WAN , 1 ,
  • Zhenchuan WANG 1 ,
  • Shuangbiao HAN , 2 ,
  • Yu QIAO 2 ,
  • Hongtao GAO 2
Expand
  • 1. Gasfield Company of Shaanxi Yanchang Petroleum Group Co. ，Ltd. ，Xi’an 716000，China
  • 2. College of Geoscience and Surveying Engineering，China University of Mining and Technology （Beijing），Beijing 100083，China

Received date: 2024-02-27

  Revised date: 2024-05-26

  Online published: 2024-07-22

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(42072168)

the Basic Scientific Research Business Fee Project of Central Colleges and Universities(2023ZKPYDC07)

Fold

Abstract

The coal seams of Shanxi Formation and Benxi Formation of Upper Paleozoic in Yan'an Gas Field are developed， and the burial depth is generally more than 2 000 m. The coal seams are widely distributed and have great exploration and development prospects， which can provide strong support for future deep coalbed methane exploration and research. In this study， 5# coal seam and 8# coal seam in the deep part of typical wells in Yan'an Gas Field were selected for high-precision coalbed methane field analysis experiments. Through a variety of experimental methods and means， the characteristics of coal and rock reservoirs， differential gas-bearing characteristics and their main controlling factors were studied in depth. Four evaluation units were divided in the eastern， central， western and southern areas of Yan'an Gas Field. Taking 5# coal seam and 8# coal seam as the main evaluation layers， the potential of deep coalbed methane resources in Yan'an Gas Field was evaluated by various resource evaluation methods. The results show that the thickness of 5# coal seam is thin， with an average of 1.6 m； the thickness of 8# coal seam is relatively large， with an average of 2.3 m. The coal and rock of 5# coal seam and 8# coal seam are characterized by ultra-low porosity and ultra-low permeability reservoirs. The pore development is mainly affected by organic matter and minerals， resulting in complex pore structure characteristics. The 5# coal seam and 8# coal seam have high organic carbon abundance， large porosity and permeability， and high vitrinite content， indicating that they have strong adsorption， good reservoir physical properties and pore connectivity. The coal rock has entered the stage of dry gas generation， and the potential of coalbed methane resources is large， which is conducive to the formation of coalbed methane reservoirs with high abundance. The four selected old natural gas wells are all successfully ignited， indicating that the deep coalbed methane potential of 5# coal seam and 8# coal seam is great. Through the volume method and analogy method， the coalbed methane resources of 5# coal seam and 8# coal seam in Yan 'an gas field are calculated to be （2.96-3.54）×1012 m3，and the coalbed methane resources are calculated by Delphi method weight to be 3.06×1012 m3， which shows the high exploration potential of deep coalbed methane in Yan'an Gas Field. It is concluded that the 5# coal seam and 8# coalbed methane in Yan'an Gas Field have good accumulation conditions and great exploration and development potential， and are expected to become the replacement resources for the continuous and stable production of the gas field.

Key words： Yan'an Gas Field; Deep coalbed methane; Gas-bearing property; Resource evaluation

Cite this article

Yongping WAN , Zhenchuan WANG , Shuangbiao HAN , Yu QIAO , Hongtao GAO . Geological characteristics and resource potential of deep coalbed methane accumulation in Yan'an Gas Field， southeastern margin of Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(10) : 1724 -1739 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.05.006

0 引言

国家能源局在《“十四五”现代能源体系规划》中将鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气开发列为能源安全保障重点工程。因此，鄂尔多斯盆地深部煤层气的高效开发利用对保障国家清洁能源供应、实施能源供给侧结构性改革、减少天然气对外依存度、维护国家能源战略安全等方面具有重要意义［1］。中国1 500~3 000 m埋深的煤层气地质资源量约为1 500 m以浅煤层气资源量的2倍，这是规模性发展的重要资源基础［2］。
近年来在鄂尔多斯、准噶尔、四川等盆地深部煤层气勘探取得了突破，深部煤层气已成为继页岩气之后又一新的天然气勘探领域。鄂尔多斯盆地的煤层气资源，特别是埋深超过2 000 m的深部煤层气资源十分丰富，占同深度范围内全国资源量的32%，具有很大的勘探开发潜力，同时，深部煤层气资源还具有煤层厚度大、结构完整、热演化程度高、含气量高、含水饱和度高以及游离气占比高等优势，是未来我国煤层气勘探开发的重点区域［3-6］。2019年以来，鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块逐步进入深部煤层气“规模勘探+先导试验”阶段，直井日产气量突破2×104 m3，水平井日产气量突破10×104 m3，实现了深部煤层气勘探开发的突破［7］。2023年，鄂尔多斯盆地东缘神府区块又发现了我国首个千亿方深煤层气田——神府深煤层大气田，探明地质储量超过1 100×108 m3［8］。
科学客观系统地评价鄂尔多斯盆地东南缘研究区的资源量可以为延安气田煤层气勘探规划提供有力支撑，明确未来深部煤层气勘探开发的方向。本文以鄂尔多斯盆地东南缘延安气田山西组5#煤层和本溪组8#煤层为主要研究对象，首先利用取样煤岩岩心的分析与测定所取得的有机地球化学参数、孔隙度、渗透率和矿物组成等参数以及现场解析结果，对深部煤层气的成藏条件进行了初步分析，然后对优选后的4口老井的压裂试气点火的产气数据特征进行进一步分析，最后，基于得到的研究区内储层参数，利用类比法、体积法和特尔菲法系统性地对延安气田深部煤层气资源量进行评价，本文研究将为延安气田深部煤层气的长远发展提供参考。

1 地质概况

鄂尔多斯盆地位于我国中西部地区，面积约为37×104 km2，是地跨山西省、陕西省、甘肃省、宁夏回族自治区和内蒙古自治区的沉积盆地。盆地隶属于华北克拉通的次一级构造单元，具有太古界及古元古界变质结晶基底，是一个整体稳定沉降、拗陷迁移、扭动明显的多旋回克拉通盆地。盆地轮廓近矩形，总体构造面貌为南北走向、呈东缓西陡的不对称箕状向斜［9］。鄂尔多斯盆地可划分为6个构造单元：北部伊盟隆起带，南部渭北隆起带，东部晋西挠褶带，中部伊陕斜坡、西部天环坳陷和西缘冲断带［10］（图1）。
图1 延安气田地质概况（a）及综合岩性柱状图（b）（据文献［11-13］修改）

Fig.1 Geological survey（a） and comprehensive lithology histogram（b） of Yan′an Gas Field（modified according to Refs.［11-13］）

研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，上古生界主要发育了石炭系—二叠系的本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组和石千峰组等6套含气地层，其中的山西组和本溪组为鄂尔多斯盆地东南部研究区内的主要产气层，对于研究区（图1）笔者选取了6口井的煤岩样品进行研究。晚石炭世本溪期，区域古地理格局以中央古隆起为界分为东西2个海域，古地形南隆北倾，潮汐沉积发育，边缘扇三角洲沉积发育。继本溪期之后，随着盆地沉降，造成前期的东西海域相通形成一个统一的海域。该时期为陆表海碳酸盐台地、堡岛、扇三角洲共存的古地理格局，形成碳酸盐岩与陆源碎屑岩混合含煤沉积。山西期早期为近海湖盆沉积环境，整体为冲积扇、河流—三角洲—湖泊体系共存的古地理格局。从山西组山2段—山1段沉积期，北部冲积扇—河流范围向盆地北缘收缩，受南北两大物源影响［14］，南北三角洲体系向盆地中部富县—宜川汇聚。适宜的古气候、古地理条件，在河流岸后边缘沼泽及三角洲体系各部位的泥炭沼泽环境中形成了区域分布广泛的煤层，与石炭系煤层一起构成上古生界的主要气源岩。

2 深部煤岩发育特征

研究区内的5#煤和8#煤埋深都普遍大于2 000 m（图2），部分煤层埋深超过3 000 m，与大宁吉县5#煤层和8#煤层埋藏深度类似［15］，西区埋深最大，东区最小，整体煤层埋深由东到西深度逐渐增加。研究区内的5#煤层受控于陆相河流三角洲，主要以开阔覆水漂浮沼泽为主，煤层厚度较薄。而研究区内的8#煤层沉积期为近滨海平原环境，高位沼泽发育，煤层厚度较大。邻区大宁—吉县的5#煤层厚度平均为3.6 m，延安气田5#煤层厚度薄，主体介于0.5~7.6 m之间，平均为1.6 m，东部厚度介于2~4 m之间，存在多个薄煤层，单层厚度介于0.2~3.3 m之间。延安气田的8#煤层厚度大于3 m的分布面积为7 145.38 km2，明显广于大宁—吉县厚度大于6 m的区域，主要在研究区的东部，厚度介于0.5~10 m之间，平均厚度为2.3 m。总体来看，研究区内5#煤层的厚度小于8#煤层（图3）。
图2 研究区5#煤层和8#煤层埋深

Fig.2 The buried depth of 5# coal seam and 8# coal seam in the study area

图3 研究区5#煤层和8#煤层厚度

Fig.3 Thickness of 5# coal seam and 8# coal seam in the study area

3 深部煤层气成藏条件

3.1　煤岩有机地球化学参数

鄂尔多斯盆地山西组和本溪组煤岩有机质丰度的差异性受到沉积环境、有机质物源类型以及有机质热演化程度等因素的影响［16-18］。本文选取研究区19个煤岩样品进行地球化学参数的分析，总体上，5#煤层煤岩TOC含量较高，主要介于50%~85%之间，部分样品TOC含量较低，差异较大。8#煤层煤岩TOC含量主要介于53.97%~93.39%之间，差异较5#煤层更大，其可能原因是部分样品所在煤层较薄，并且煤层夹矸为泥岩。5#煤层煤岩样品的热解生烃潜量（S 1+S 2）主要介于3.22~10 mg/g之间，存在个别样品热解生烃潜量（S 1+S 2）高达55.45 mg/g。8#煤层煤岩样品的热解生烃潜量（S 1+S 2）主要介于4.66~26.87 mg/g之间，极个别煤岩样品热解生烃潜量（S 1+S 2）在1 mg/g以下，但总体而言，5#煤层和8#煤层的热解生烃潜量整体偏高，均具有良好的生烃潜力（图4）。
图4 总有机碳与生烃潜力

Fig.4 Total organic carbon and hydrocarbon generation potential diagram

有机质成熟度是衡量烃源岩实际生烃能力的重要指标［19］。5#煤层煤岩T max值介于501~604 ℃之间，R O值介于1.81%~2.96%之间，8#煤层煤岩T max值介于520~605 ℃之间，R O值介于1.96%~4.01%之间，两者均相差不大。根据T max值和R O值数据显示，5#煤层煤岩和8#煤层煤岩深度—T max散点图和深度—R O散点图趋势相似，均呈正相关关系。按照成熟阶段分类标准，5#煤层与8#煤层煤岩热解温度均大于500 ℃，R O>1.8%，整体显示该地区煤岩处于高过成熟阶段。其中，绝大部分样品处于过成熟阶段，T max>580 ℃，R O>2.0%，个别样品处于高成熟阶段。
5#煤层煤岩的氢指数介于8.7~70.2 mg/g之间，平均为20.4 mg/g，氧指数范围为0.77~5.13 mg/g，平均为1.9 mg/g，8#煤层煤岩的氢指数介于5.2~31.1 mg/g之间，平均为12.8 mg/g，氧指数范围为0.5~18 mg/g，平均为2.4 mg/g，2个煤层的氢指数和氧指数无法通过交会结果来判断有机质类型［19-21］。5#煤层煤岩和8#煤层煤岩T max>500 ℃，超出水平坐标上限，无法通过T max—I H图确定有机质类型［19，22］。5#煤层和8#煤层煤岩有机显微组分均以镜质组为主（图5），其中5#煤层煤岩镜质组含量为63.6%~71.6%，类脂组含量介于1.2%~2.8%之间，惰质组含量在2.9%~41.7%范围内，8#煤层煤岩煤镜质组含量为42.5%~67.4%，类脂组含量介于0.2%~3%之间，惰质组含量在1.8%~32.7%范围内。根据数据显示，5#煤层煤岩镜质组含量略高于8#煤层煤岩。通过岩石热解实验和光片显微组分综合分析，5#煤层和8#煤层有机质类型以偏腐殖型的Ⅲ型为主，煤层生气潜力大。
图5 煤岩有机显微组分

（a）Y1560井，2 770.26 m； （b）Y1711井，3 240.72 m；（c）Y1711井，3 294.88 m；（d）Y2208井，2 691.28 m；（e）Y2085井，3 422.70 m；（f）Y2085井，3 341.03 m

Fig.5 Organic macerals of coal rocks

通过对比延安气田和大宁—吉县5#煤层和8#煤层煤岩样品的有机地球化学参数发现，大宁—吉县5#煤层TOC含量平均值为62.4%，S 1+S 2平均值为8.7 mg/g，T max平均值为559 ℃，镜质组平均值为64.2%，R O平均值为2.87%，8#煤层TOC含量平均值为44.6%，S 1+S 2值介于3~5 mg/g之间，T max平均值为558 ℃，8#煤层镜质组平均值为64%，R O平均值为2.73%［23-25］。综合TOC含量和热解产烃潜力数据对比分析得到延安气田的产气潜力与大宁—吉县相当。延安气田和大宁—吉县T max和R O两者相差不大，有机质成熟度同处于高过成熟度阶段，具有较好的生气能力。综合T max以及显微组分数据，可得到大宁—吉县和延安气田的干酪根类型均为Ⅲ型［26］。

3.2　煤岩矿物组成

煤岩样品中矿物类型较多，整体上黏土矿物含量较为丰富，5＃煤层煤岩含量介于36.7%~89.5%之间，平均为66.14%，8＃煤层煤岩含量介于12.8%~88.8%之间，平均为52.36%。脆性矿物石英的含量较少，5＃煤层含量分布范围为2.5%~30.5%，平均为10.16%，8＃煤层含量分布范围为1.1%~32.3%，平均为5.4%。硅质矿物（钾长石、斜长石）含量相对较少，含一定量的碳酸盐矿物（方解石、白云石、菱铁矿）及少量硫酸盐矿物（黄铁矿）。研究区脆性矿物含量相对较低，多低于10%，黏土矿物含量丰富，多介于40%~80%之间，以高岭石为主。
煤层的全岩矿物和黏土矿物组成对于煤层的物性和气体释放有着重要影响，黏土矿物组成通常反映煤岩的成岩演化阶段和沉积环境，对煤岩吸附能力和含气量研究具有重要意义［26］。煤层形成时所处的古环境可能在不同位置存在差异，导致煤层中矿物组成的变化；同时不同成因的煤层在矿物组成上可能存在差异；煤层在长时间的演化过程中受到多种地质作用的影响，如热液作用、压实作用等。这些地质作用会导致煤层中矿物组成的改变，不同深度部位的煤层可能受到不同程度的影响；地下水的渗流对煤层中矿物组成的分布也有一定影响。水文地质因素可能导致煤层中矿物组成的垂向变化，例如水流的方向和速度等因素都可能影响煤层中矿物的分布。通过笔者对不同深度的样品的矿物组成分析，煤层全岩矿物和黏土矿物组成的垂向变化通常是受到煤层成因、演化过程、地质作用以及水文地质等多种因素共同作用的结果。
延安气田5＃煤层和8＃煤层的黏土矿物主要由伊利石、高岭石和伊/蒙混层组成，其中高岭石占黏土的比例最高，5＃煤层高岭石含量介于19%~100%之间，平均含量约为72.2%，8＃煤层高岭石含量介于5%~83%之间，平均含量约为45.61%。高岭石的含量高，说明溶蚀作用强，从而使孔径增大、孔隙体积增加，有利于煤层气的储存［27］。其次是伊利石，5＃煤层伊利石含量介于0%~39%之间，平均约为15%，8＃煤层伊利石含量介于30%~90%之间，平均约为43.54%。而绿泥石含量最少，5＃煤层几乎不含绿泥石，8＃煤层绿泥石的平均含量约为2.69%（图6）。从黏土矿物组成特征上看，延安气田5＃煤层和8＃煤层已进入了晚成岩作用阶段，对应热演化阶段为过成熟阶段［28］。由于延安气田5＃煤层和8＃煤层有机质类型以III型为主，5#煤层与8#煤层煤岩热解温度均大于500 ℃，R O>1.8%，整体显示该地区煤岩处于高过成熟阶段，说明其已进入大量生气阶段，有利于延安气田5＃煤层和8＃煤层煤层气的富集成藏。延安气田5＃煤层和8＃煤层的黏土矿物中发育了较大的比表面积，黏土矿物含量的增加能够增加黏土矿物晶间孔、收缩缝等储集空间，且能够明显增大比表面积，有利于吸附气量和总含气量的提升［29］，其中高岭石的强溶蚀作用增大了煤层的孔径，但黏土矿物中蒙脱石的缺失会造成黏土矿物对煤层气吸附能力降低，而脆性矿物石英可构成一个相对刚性格架，能够诱使孔隙和裂缝的产生，有效提高了孔隙体积和比表面积［30］，从而提高煤岩的含气量。
图6 全岩矿物和黏土矿物百分含量分布

Fig.6 Percentage distribution of whole rock minerals and clay minerals

3.3　煤岩储集条件

煤的微米级以下孔隙十分发育，是煤层气得以吸附的主要空间，本文对煤储层孔隙类型进行了对比研究，根据孔隙的成因和发育位置，将其划分为无机孔隙、有机质孔隙和微裂缝，而无机孔隙分为粒内孔和粒间孔。深部煤样的孔隙类型复杂多样，有机质孔、无机粒内孔和无机粒间孔均较为发育，微裂缝也较多。其中有机质孔发育较完全，多呈群分布，形态上以圆形或者椭圆形为主［图7（a）］，为煤层气的储存提供了有利条件。观察到一些边缘清晰的粒内孔被石英矿物填充，其形态多呈扁平的椭圆形或不规则的三角形和多边形［图7（b），图7（c）］。黏土矿物中存在较多的粒内孔隙和粒间孔隙，孔隙形态以层状裂隙为主，大多数孔是缝状的，少部分为圆形孔，随机分散［图7（d）］。煤样中有部分大孔和裂隙被完全填充或部分填充，填充物多为黏土矿物、黄铁矿和石英矿物，这会导致孔隙—裂隙系统的连通性发生变化［图7（b）—图7（e）］。微裂缝高度发育，观察到大量次生结构裂缝和其他类型的微裂缝［图7（d），图7（f）］［31］，开放性微裂隙不仅自身具有较好的连通性，还将沟通孔隙和裂隙，可为局部提高深部煤储层的渗透率起到重要作用，同时也可为吸附气向游离气的转化以及气体运移提供有效空间和通道。
图7 基于扫描电镜的孔隙、裂隙结构及矿物充填特征

（a）8＃煤，Y2085井，3 424.65 m；（b）5＃煤，Y2085井，3 341.03 m；（c）8＃煤，Y2085井，3 424.82 m；（d）8＃煤，Y2015井，2 428.21 m；（e）8＃煤，Y1560井，2 770.53 m；（f）5＃煤，Y1577井，2 758.18 m

Fig.7 Pore， fracture structure and mineral filling characteristics observed by scanning electron microscopy

煤层物性对于煤层气产量有着重要影响，渗透率较高通常表明煤层具有较好的渗透性，这会影响煤层气的释放和采收。孔隙结构的连通性、煤质的优劣、地质构造的影响以及地层压力和温度等因素共同作用，影响了煤层气的储存和释放。部分高渗透率的煤层通常表现出更好的渗透性和更高的产气量，因此，对煤层物性的综合分析可以帮助更好地理解煤层气的产量与物性之间的关系。
根据煤样压汞曲线及压汞实验所得数据（表1），研究区8#煤储层的孔隙度为2.69%~7.4%，平均为5.52%，5#煤储层孔隙度为3.47%~7.11%，平均为5.34%，埋深深度与孔隙度呈负相关关系。研究区8#煤渗透率为（0.10~3.83）×10-3 μm2，平均为2.27×10-3 μm2，5#煤渗透率为（0.08~10.79）×10-3 μm2，平均为3.73×10-3 μm2。由图8可知研究区深部煤储层中5#煤和8#煤样品的进退汞曲线存在明显的滞后现象，且进退汞曲线形态差距明显，说明煤中孔隙存在较多的半开放型孔。其中5#煤样当进汞压力达到1 000 Pa时进汞量逐渐变大，进汞速率变快。埋深较小的煤岩进汞曲线较陡，孔隙体积较小，孔径分选差，孔径分散，而埋深较大的煤岩进汞曲线较缓，孔隙体积较大。研究区深部煤储层中8#煤和5#煤样品的进汞饱和度均较高，但是退汞效率差异大，大部分煤岩样品退汞效率较高，达到70%以上，少量煤岩样品退汞效率较低，为24.263%~46.241%，说明不同深度的样品，发育的孔喉尺寸不均匀，孔隙连通性差异较大。5#煤样品的平均退汞效率相对8#煤样品较高，孔隙连通性相对较好。
表1 高压压汞物性参数对比

Table 1 Comparison of physical parameters of high pressure mercury intrusion

取样煤

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

最大进汞

饱和度/%

退汞效率

/%

排驱压力

/MPa
8＃煤 6.230 0.880 96.092 46.241 0.034
6.790 2.100 96.046 24.263 0.021
7.400 0.180 94.370 71.834 0.263
6.190 3.830 92.715 72.901 0.263
2.690 0.100 95.389 83.746 0.265
3.830 6.520 98.121 78.965 0.055
5＃煤 7.110 10.790 84.628 78.947 0.676
5.450 0.320 92.525 88.421 0.469
3.470 0.080 95.672 84.342 0.260
平均值 5.462 2.756 93.950 69.962 0.256
图8 不同煤岩样品孔隙结构特征

Fig.8 Pore structure characteristics of different coal rock samples

3.4　煤岩含气特征

对研究区内的6口重点勘探井煤层进行取心和现场解析确定煤含气性。结果显示Y2015井本溪组煤层总含气量为8.05~24.40 m³/t，平均含气量为16.77 m³/t；Y2208井本溪组煤层总含气量为3.53~7.62 m³/t，平均含气量为12.31 m³/t；Y1557井山西组的平均含气量为19.95 m³/t；Y1560井本溪组煤层总含气量为12.01~21.14 m³/t，平均含气量为16.99 m³/t，Y1711井山西组的含气量为10.3~27.22 m³/t，平均含气量为20.04 m³/t，本溪组煤层总含气量为2.27~21.49 m³/t，平均含气量为13.79 m³/t；Y2085井山西组煤层总含气量为6.02~28.51 m³/t，平均含气量为21.21 m³/t，本溪组煤层总含气量为12.96~23.86 m³/t，平均含气量为18.91 m³/t。山西组煤层的含气量相较于本溪组要好。总体上来看，山西组的平均含气量为20.40 m³/t，本溪组的平均含气量为15.56 m³/t。利用延长探区实测含气量和测井数据，计算山2段和本溪组煤层含气量，山2段煤岩含气量多介于12~23 m³/t之间，大部分地区含气量大于16 m³/t；本溪组煤岩含气量多介于15~25 m³/t之间，大部分地区含气量大于20 m³/t，延安气田含气结构如图9所示，其中损失气含量介于0.04~8.35 m³/t之间，平均值为2.85 m³/t；解析气量介于5.24~20.42 m³/t之间，平均值为12.48 m³/t；残余气量介于0.35~4.42 m³/t之间，平均值为1.82 m³/t，总含气量中解析气含量最高，损失气次之，残余气最少；延安气田平均煤层含气量大于8 m3/t，煤层气成藏潜力大，可为煤层气开发提供良好的资源保障。
图9 延安气田含气量对比

Fig.9 Gas content comparison chart of Yan 'an Gas Field

通过解析现场数据分析得到延安气田深部8#煤层含气量介于2.27~24.4 m³/t之间，平均值为15.73 m³/t，大宁—吉县深部8#煤层含气量介于16.69~30.55 m³/t之间，平均值为21.55 m³/t［32］，对比延安气田和大宁—吉县8#煤层煤岩样品的总含气量，大宁—吉县区块深部8#煤层含气量普遍较高，延安气田同样存在多数8#煤层含气量高于20 m³/t，显示延安气田煤层与大吉地区煤层含气量相当，勘探潜力大。
在煤层气现场解析实验中，解析曲线可以明显的分为3个阶段（图10）：第一阶段为煤岩放入解析罐中后在常温下（约20 ℃）的解析过程，随着时间的推移，该阶段解析出的气体逐渐减少最终曲线趋于平缓，常温阶段解析的气体主要为存在于煤岩孔隙或裂缝中的游离态煤层气［33］。从第二阶段开始，给解析罐升温，第二阶段温度设定为根据研究区地质背景换算出的岩心所处的地层温度（约73 ℃），随着温度的升高，解析气量开始攀升，经过一定时间后，解析曲线再次趋于平缓，解析气量没有明显地增加，这一阶段解析气主要是常温阶段剩余的一些游离气和有机质或矿物表面脱吸附出来的吸附气构成。最后，继续给解析罐加温，通常设定温度为95 ℃，目的是尽可能地让岩心中所有气体释放出来。随着加温过程的开始，解析气量继续上升，经过一定时间后解析气量不再增加，这个阶段主要由吸附气构成。
图10 煤岩典型解析气曲线

Fig.10 Typical desorption curves of coal rocks

煤层含气量的现场解析包括了损失气、解析气和残余气3个部分［34］。其中，损失气由于实验操作条件的影响，并不能直接通过现场解析读出损失气量，而是现场解析的数据进行拟合得到。解析初期，解析量与时间平方根成正比。以标准状态下累计解析量为纵坐标，损失气时间与解析时间和的平方根为横坐标图，将最初解析的各点（不少于10个）连接，延长直线与纵坐标轴相交，则直线在纵坐标轴的截距为损失气量。现场解析过程中，游离气首先解析出来，随着压力降低，一部分以吸附状态赋存的天然气从煤岩固体表面脱附，转化成游离态而被采集［35］。通过现场解析，可分别获得损失气量、解析气量、残余气量，它们在本质上均是解析气的逸出和散失，其在时间轴上的连续变化形成了明显的3个曲线段落，反映了游离态和吸附态气体的占比状态［34］。总含气量除了损失气、解析气和残余气配比以外，含气结构参数还包括了总含气量、吸附气量、游离气量、游吸比，煤层气的地质可采性不仅取决于总含气量，并且更取决于游离吸附比例、残余气占比等含气结构参数。从总含气量气体的赋存状态看，煤层气可分为游离态、吸附态和溶解态，以上三者在煤岩中的占比和可采性各不相同。从现场解析过程来看，煤岩中的总含气量可以划分为损失气、解析气及残余气，延安气田6口重点勘探井解析气平均占比为72.22%，损失气平均占比为16.81%，残余气平均占比为11.35%；延安气田6口重点勘探井在总含气量中解析气占比最高，解析气量的平均占比最高，损失气量平均占比次之，残余气量平均占比最低（图11）。
图11 煤岩含气结构占比

Fig.11 Gas-bearing structure proportion diagram

3.5　煤岩产气特征

深部煤层气具有“高含气、高饱和、赋存游离气”的特点，产气特征表现为“见套压快、上产速度快、初期产气量高、日产水量小”的特点，基于煤层气基础地质研究，优选了研究区内的4口老井进行压裂试气点火，产气特征参数如表2所示，4口井的单井最高日产量在1 694.6~3 002.5 m3之间，平均为2 090.9 m3。长106井主要开采5#与8#煤层，总产气量为57 502.5 m3，长106井属于多层合采，多层合采开采时排采控制困难，使得部分产层的产气潜力被抑制，所以长106井的总产气量相对较低。延1892井平均产气量为1 388.1 m3/d，长7井平均产气量为1 585.6 m3/d，长7井前期产气波动较大，后面基本趋于稳定，证明其仍具有持续产气的潜力。对于延1751井的平均产气量为1 229.3 m3/d，延1751井产气量呈现先增加后缓慢降低的趋势。对比4口产气井的数据，长106井、长7井和延1751井的最大日产气量都较高，说明延安气田深部煤层气具有较好的产气潜力。
表2 延安气田4口老井产气特征

Table 2 Gas production characteristics of four old wells in Yan 'an Gas Field

井号 开采层位 排采天数/d 最大日产气量/（m3/d） 总产气量/m3 平均日产气量/（m3/d）
长106 5#、8#煤层 55 3 002.5 57 502.5 1 045.5
延1892 8#煤层 0.5 1 694.6 140 198.1 1 388.1
长7 8#煤层 117 1 886.5 185 515.2 1 585.6
延1751 8#煤层 85 1 780.0 104 490.5 1 229.3

4 深部煤层气资源潜力及前景分析

根据掌握资料丰富程度和邻区勘探程度的差异，选择不同的资源量估算方法。本文的深部煤层气资源评价主要评价了5#和8#煤层2套煤层，采用体积法和类比法评价延安气田2.62×104 km2深部煤层气资源潜力，最终根据方法和参数可靠性赋予权重，利用特尔菲法计算最终的深部煤层气的资源量。

4.1　体积法

将研究区划分为不同的计算单元，计算单元划分为不同的次一级单元，次一级单元中的煤储层含气面积、煤储层平均厚度、煤储层平均原地基视密度和煤储层平均原地基含气量相乘的百分之一作为该次一级单元的煤层气原地量，该单元计算的所有次一级单元的煤层气原地量相加，得到该单元的煤层气原地量［36-41］。计算公式如下：
G i = ∑ j = 1 n 0.01 × A j × h ¯ j × D j ¯ × C ¯ j
式中：n为计算单元中划分的次一级计算单元总数；Gi 为第i个计算单元的煤层气原地量，108 m3；Aj 为第j个次一级计算单元的煤储层含气面积，km2； h ¯ j为第j个次一级计算单元的煤储层平均厚度，m； D j ¯为第j个次一级计算单元的煤储层平均原地基视密度，t/m3； C ¯ j为第j个次一级计算单元的煤层平均原地含气量，m3/t。
利用上述方法，计算得到，5#煤层气资源量为1.31×1012 m3，其中东部区资源量为0.66×108 m3，资源丰度为0.62×108 m3/km2（表3），占5#煤层气总资源量的50.5%。8#煤层气资源量为1.65×1012 m3，其中东部区资源量为0.97×108 m3，资源丰度为0.92×108 m3/km2（表3），占8#煤层气总资源量的58.8%。研究区5#和8#煤层体积法计算煤层气资源总量为2.96×1012 m3。
表3 研究区煤层资源量体积计算法结果

Table 3 The results of coal seam resource volume calculation method in the study area

东区 中区 西区 南区 合计
5#煤层 煤层面积/（104 km2） 1.06 0.94 0.37 0.16 2.53
煤层厚度/m 0.5 ~ 9.2 2.1

0.5~5.8

1.5

 0.5~4.2 0.5~6.0
1.1 2.1
含气量/（m3/t） 11.5~28.7 9.3~25.4 9.4~30.0 9.3~24.8
19.3 18.2 17.6 19.2
资源量/（1012 m3） 0.66 0.4 0.13 0.12 1.31
资源丰度/（108 m3/km2） 0.12~2.90 0.01~1.99 0.12~1.33 0.02~1.88
0.62 0.41 0.29 0.63
8#煤层 煤层面积/（104 km2） 1.06 0.95 0.41 0.16 2.58
煤层厚度/m 0.5~11.1 0.5~10.0 0.5~5.6 0.5~3.6
3.5 1.7 1.7 1.4
含气量/（m3/t） 10.8~25.8 6.2~27.7 9.9~27.5 11.9~27.6
19.4 18.1 18.9 18.4
资源量/（1012 m3） 0.97 0.41 0.2 0.07 1.65
资源丰度/（108 m3/km2） 0.12~2.54 0.03~2.316 0.02~1.67 0.02~1.3
0.92 0.43 0.45 0.37

注： 0.5 ~ 9.2 2.1 = 最小 值 — 最大 值 平均 值

4.2　类比法

延川南、大宁—吉县、佳县南和纳林河区域在煤岩煤质特征、埋深等地质条件与研究区类似，所以本文资源评价选择了这4个区域作为类比法资源评价的刻度区。通过对评价区与刻度区的成藏条件等进行相似性研究，计算获得相似系数，再根据刻度区的资源丰度，就可以类比得到评价区的资源丰度，最终估算评价区原地资源［40-43］。根据类比关键参数的不同，可以分为面积丰度类比法和体积丰度类比法。类比法主要参数包括煤层构造、煤层厚度、埋深、含气量等（表4）。
表4 类比法主要参数

Table 4 Main parameters of analogy method

东区煤层 中区 西区 南区
8#煤层 5#煤层 8#煤层 5#煤层 8#煤层 5#煤层 8#煤层 5#煤层
煤层构造 构造平缓 构造平缓

构造平缓、

小断层

构造平缓、

小断层

构造较陡、

断层发育

构造较陡、

断层发育

构造平缓、

小断层

构造平缓、

小断层

煤层厚度/m 3.5 2.1 1.69 1.49 1.68 1.14 1.4 2.5
埋深/m 2 300~3 200 2 100~3 200 3 000~4 000 3 000~3 900 3 900~4 200 3 800~4 100 2 600~3 300 2 500~3 300
含气量/（m3/t） 23.86 28.51 18.1 18.23 18.9 17.6 17 19
顶板岩性 灰岩 泥岩 灰岩 泥岩-砂岩 灰岩 泥岩 灰岩 泥岩
煤体结构 原生、碎裂 原生、碎裂 原生、碎裂 原生、碎裂

原生、碎裂、

局部碎粒

原生、碎裂、局

部碎粒

原生、碎裂、

局部碎粒

 原生、碎裂、局部碎粒
根据得到的评价区和刻度区的油气成藏条件地质类比评价结果，将评价区的结果与刻度区相除，就得到评价区和刻度区类比的相似系数。计算公式如下：
α=R f/R c
式中：α为评价区与刻度区类比的相似系数；R f为评价区油气成藏条件地质类比评价结果，1012 m3；R c为刻度区油气成藏条件地质类比评价结果，1012 m3。
之后，将评价区类比单元面积、刻度区煤层气原地资源面积丰度和得到的相似系数相乘，就得到该单元的原地资源量，最后将所有单元相加就可以得到研究区预测的原地资源量。计算公式如下
Q = ∑ i = 1 n ( S i × K i × α i )
式中：Q为预测区的原地资源量，1012 m3；S i为预测区类比单元的面积，km2；α i为预测区类比单元与刻度区的类比相似系数；K i为刻度区煤层气原地资源面积丰度，m3/km2。
最终通过类比法评价5#煤层气资源量为1.73×1012 m3，8#煤层气资源量为1.81×1012 m3，合计资源量为3.54×1012 m3（表5）。
表5 5#、8#煤层类比法煤层气资源量

Table 5 Coalbed methane resources of 5# coal seam and 8# coal seam evaluated by analogy method

煤层 内容 东区 中区 西区 南区 合计
5# 面积/（104 km2） 1.06 0.94 0.37 0.16 2.53
资源量/（1012 m3） 0.87 0.54 0.17 0.12 1.70
资源丰度/（108 m3/km2） 0.83 0.58 0.46 0.72
8# 面积/（104 km2） 1.06 0.95 0.41 0.16 2.58
资源量/（1012 m3） 0.91 0.57 0.21 0.1 1.79
资源丰度/（108 m3/km2） 0.86 0.6 0.51 0.63
合计 资源量/（1012 m3） 3.49

4.3　特尔斐法

根据所采取方法及方法资料的可靠程度，选择体积法的权重为0.8、类比法的权重为0.2，通过2种方法的结果乘以自己的权重系数，之后相加得到特尔斐权重法资源量结果［44］。最终根据特尔斐法评价研究区5#和8#煤层气资源量为3.06×1012 m3，其中5#煤层资源量为1.39×1012 m3，8#煤层资源量为1.67×1012 m3（表6）。参照大宁—吉县区块的提交储量情况，深部煤层气技术可采系数取50%，计算研究区2套煤层技术可采资源量为1.53×1012 m3，其中8#煤层资源量为0.84×1012 m3，5#煤层资源量为0.69×1012 m3。
表6 5#、8#煤层特尔斐法煤层气资源量

Table 6 Coalbed methane resources of 5# coal seam and 8# coal seam evaluated by Delphi method

煤层 内容 东区 中区 西区 南区 合计
5# 面积/（104 km2） 1.06 0.94 0.37 0.16 2.53
资源量/（1012 m3） 0.7 0.42 0.14 0.12 1.39
资源丰度/（108 m3/km2） 0.66 0.45 0.36 0.75
8# 面积/（104 km2） 1.06 0.95 0.41 0.16 2.58
资源量/（1012 m3） 0.96 0.44 0.2 0.07 1.67
资源丰度/（108 m3/km2） 0.91 0.47 0.49 0.45
合计 资源量/（1012 m3） 3.06

4.4　资源潜力分析及发展前景

截至2022年底，延安气田已投产区块13个，建成产能90×108 m3，累计产气371×108 m3，延长石油集团提出了建设“延安百亿方大气田”的规划目标，力争使延安气田产能达到150×108 m3，深部煤层气是未来天然气产能建设的重要接替领域。资源是油气勘探的基础，摸清延长探区内深部煤层气资源家底，可为深部煤层气勘探部署以及天然气产能规划提供依据和支撑。通过总结近年来国内深部煤层气勘探开发进展和地质新认识，优选适合该区深部煤层气资源评价的方法和参数，系统评价该区深部煤层气资源潜力。
本文研究在运用体积法进行评价时，由于实测数据密度略低于邻区，厚度和含气量也相对保守，所以体积法计算的结果可靠但相对保守。在进行类比法评价时的评价区工作程度较低，参数取值不确定性较大，同时不仅缺少5#煤层刻度区，而且用山2段类比8#煤层区块，仍存在一定的不确定性，所以类比法评价结果可靠性一般。为了使评价结果更加的科学可信，在采用特尔斐权重法评价时，体积法权重取0.8，类比法权重取0.2，总体煤层气资源量为3.06×1012 m3，结果较为可靠，展现出较大的勘探开发前景。
类比鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气勘探开发实践经验，延安气田东部具备探明煤层气地质储量为800×108 m3，新建产能20×108 m3的资源基础。为落实延长石油集团天然气发展规划总目标，下一步：一方面应加大深部煤层气勘探力度，在东部甜点区优先开展水平井组先导试验，评价落实单井产能，探索优化深部煤层气行业领域较成熟工程工艺技术的适用性，在此基础上，以滚动勘探开发模式实现煤层气局部建产；另一方面，研究区内上古生界石炭系—二叠系致密气资源量为1.89×1012 m3，与煤层气纵向叠置，目前气田东部具备成熟的地面净化、集输骨架管网，探索深部煤层气和煤系地层致密气综合立体开发，通过多气合采，是提高气田开发效益的又一新路径。

5 结论

（1）研究区内发育5#和8#煤层这2套主力煤层，2套煤层大面积稳定分布，埋深超过2 000 m，为典型的深部煤层气，其中5#煤层厚度介于0.5~7.6 m之间，平均为1.6 m，而8#煤层厚度介于0.5~10 m之间，平均厚度为2.3 m。延安气田的5#煤层和8#煤层具有良好的生储条件，TOC含量和S 1+S 2含量均较高，热演化处于过成熟干气阶段；以Ⅲ型干酪根为主，具有较好的生气潜力。
--引用第三方内容--

（2）延安气田5#煤层和8#煤层属于特低孔、特低渗储层，矿物以黏土矿物为主。受压实、胶结作用影响，研究区煤层的煤岩孔缝网发育，为气体提供了良好的储集空间，深部5#煤层和8#煤层广泛发育气孔、晶间孔、溶蚀孔，部分孔隙被黏土矿物填充，纳米级无机孔与有机孔发育，储集物性及孔隙连通性较好，利于煤层气的储存和聚集。

（3）根据延安气田煤样现场解析含气量结果，5#煤层和8#煤层的总含气量都较高，5#煤层煤岩含气量多介于12~23 m³/t之间，大部分地区含气量大于16 m³/t；本溪组煤岩含气量多介于15~25 m³/t之间，大部分地区含气量大于20 m³/t，就总体而言，8#煤层较5#煤层的含气量更优，延安气田总含气量主要以解析气为主，煤层气成藏潜力大，可为煤层气开发提供良好的资源保障。

（4） 延安气田深部煤层气资源潜力大，根据体积法、类比法和特尔斐法计算得到的结果显示，延安气田深部煤层气资源量为3.06×1012 m3，技术开采资源量为1.53×1012m 3。经过优选后的4口老井进行压裂井均成功见气、点火，结果表明延安气田深部煤层气具有较大的开发潜力。

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