水文毕业论文中国地质大学

我国油田水文地质的发展可划分为三个阶段。

1.起步阶段

旧中国的石油工业极其落后，绝大部分沉积盆地没有进行过石油地质调查，油气产量极低，只有玉门、延长等几个小油田。从事石油地质的技术人员甚微，石油水文地质调查与研究更是一个空白点。新中国成立后，我国石油工业得到飞跃发展，在主要含油气盆地内开展了大规模的石油和天然气的普查与勘探工作。随着油气勘查的需要，在酒泉盆地、准噶尔盆地、柴达木盆地、四川盆地及鄂尔多斯盆地相继进行了有计划的区域水文地质调查，开始研究地下水与油气的关系，油田水资料逐日增多。与此同时，北京、长春、成都等地质院校和其他大学开设了水文地质(包括油田水)课程，邀请苏联专家、学者来华讲学，教科书和主要参考书刊基本上是苏联的翻译稿，如：《普通水文地质学》(欧维奇尼柯夫)；《水文地质学概论》(克利门托夫)；《地下水普查与勘探》(卡明斯基)；《水文地质学讲座》(克雷洛夫)；《天然水系中的油田水》(苏林)；《油矿水文地质学》(苏哈列夫)。在油田水文地质生产与科研中，主要沿用着苏联的技术与方法，按照苏联专家的建议进行工作。1955年初，我国正式开始进行区域性综合水文地质普查。同年，在石油地质学家关士聪院士的倡导下，地质部西北地质局在六盘山地区开展了地下水石油普查工作，开创了我国水化学找油的先河。其后地质部物探所在四川、克拉玛依等地区进行了水化学找油试验。

该阶段主要是学习原苏联的经验、技术与方法，开始建立我国的油田水文地质事业，培养人才、配合石油普查勘探进行区域水文地质调查。

2.总结研究阶段

从20世纪50年代后期至70年代末，随着我国东部油气普查勘探的重大突破(松辽盆地和渤海湾盆地等)和油田开发事业的飞跃发展，油田水文地质基础资料日益丰富，许多油田(大庆、扶余、胜利、大港、冀中、江汉、河南、长庆、四川等)都配备了水文地质技术人员，组织成立了专门的油田水研究科室。他们从本地区油气勘探实际需要，一方面承担油田供水水文地质调查任务，另一方面，探讨油气赋存的水文地质条件，总结油田水化学成分的基本特征。例如：地质部石油局第三普查勘探大队综合研究队专设水文地质组，以鄂尔多斯盆地中生界三叠系和侏罗系为主，研究油气运移的水文地质条件、探讨三延(延长、延安、延川)地区油气富集的水文地质规律、总结已知油田(永坪、延长、枣园等)的水文地球化学特征、进行水化学找油试验，探讨水化学指标与方法；长庆油田水文地质科研人员(刘孝汉等)，对鄂尔多斯盆地侏罗系下统油田水特征及其与油气藏保存条件等进行了总结研究，系统整理了李庄子、马家滩、大水坑、马岭、华池等油田的中-下侏罗统和上三叠统油田水分析资料；四川石油管理局(刘方槐等)对四川盆地进行大规模的区域水文地质调查研究，提出了地层水由盆地内部向盆地周边运动的新观点，得出与传统认识相悖的结论，对川东地区三叠系、二叠系、石炭系水文地质条件与构造内含气程度进行了预测；成都地质学院(孙世雄等)和水文地质工程地质研究所(汪蕴璞等)对四川盆地卤水形成、古水文地质条件及卤水活动的地球化学形迹等进行了研究；玉门油矿水文地质人员根据鸭儿峡、石油沟和老君庙油田的钻孔水化学资料，结合区域水文地质成果，建立了水化学垂直剖面，除水型随时代变老变为CaCl2型外，其他水化学成分(矿化度、变质系数、氯硫比值等)都没有出现原苏联学者指出的随深度增加而增高(降低)的有序现象；在松辽盆地，大庆油田科学研究设计院(王军、黄福堂等)，总结了油田水化学成分特征——以单一的NaHCO3型水、以Cl组、Na亚组为主、矿化度1～12g/L、含有I、Br、B、NH4等微量组分。并根据矿化度和盐化系数(rCl/rHCO3+rCO3)二者的关系分为三类：较高矿化度(6～12g/L)的NaHCO3型水、中等矿化度(3～6g/L)的NaHCO3型水，盐化系数0.5～10之间、低矿化度(＜3g/L)的NaHCO3型水，盐化系数0.1～5之间，后者不利于油气保存。探讨了喇嘛甸、萨尔图、杏树岗三个油区油田注水过程中油气水物理化学性质的变化，初步总结了油气水物理化学性质的分析指标，在注水过程中，由于氧化、溶解、油层温度、压力、生物化学作用和脱水过程中轻质馏分的损失，是油气水物理化学性质发生变化的因素；吉林油田石油研究院(杨忠辉等)对松辽盆地南部油田水分析数据，利用函数式计算了扶余、新木、红岗、乾安、农安等地区判别函数值进行含油气预测，并对水中可溶有机组分(苯、有机酸)等进行了试验总结；石油部石油勘探开发研究院(李济民等)总结了油田水特性指标的应用规律，以脱硫系数为主，结合封闭系数(rNH4+rH2S/rSO4)可以说明油气的存在，用成因系数结合矿化度，脱硫系数和钠氯比值的变化规律判断油气水运移方向，总结了正向和反向油田水化学剖面特征及其与油气藏的关系；华北石油勘探指挥部勘探研究院(谢家声等)总结了冀中坳陷古潜山和第三纪水文地质条件及其与油气运移、聚集、保存的关系、地下水化学成分，尤其是水中有机组分(苯及其同系物、酚、挥发性有机酸、环烷酸和铵)与油气的关系；河南石油会战指挥部勘探开发研究院(汪义先等)针对着南襄盆地(尤其是泌阳凹陷)油田水为低矿化度的NaHCO3型水的特点，提出适用于本区的水文地球分学垂直分带和水化学类型；江汉石油管理局勘探开发研究院(李际明、余莲声)总结了潜江凹陷下第三系高矿化度、高硫酸根地下水化学成分(包括常量组分、矿化度、碘、溴、硼、锂等)在平面和纵向上的分布规律，探讨了地下水化学成分及其与油气的关系，认为矿化度高达200g/L以上的油田水是发展盐化工业的重要原料，有宽阔的开发应用前景；长春地质学院(孙杉、张先起等)研究了深成地下水(存在于地壳下部岩浆壳和上地幔中的水)在石油成矿过程中的作用，并以冀中坳陷不同时代(第四系与上第三系、下第三系和古潜山)地下水为例研究了氢、氧同位素的组成、结合水化学成分特征，探讨了地下水来源、成因及其与油气的关系；成都地质学院(孙世雄、沈治安等)研究了我国海相和陆相油田水化学成分特征，指出古水文地质分析在油田形成、保存与破坏中的作用与意义，结合冀中古潜山油田探讨了古水文地质的研究方法与内容，提出了渤海湾盆地古水动力的四个区带；地质部地质科学院水文地质工程地质研究所(汪蕴璞、王田荣、王东升、王焕夫等)研究了四川盆地卤水的特点与成因；1975年和1976年分别在《水文地质工程地质》与《地质学报》发表了《评苏林油田水理论中的几个问题》，认为B、A苏林油田水理论有一定的局限性，束缚着我国油田水理论的建立；新疆石油管理局勘探开发研究院(王仲侯等)总结克拉玛依油田水化学成分时，在三叠系(56＃)油田水中发现了矿化度高达26～27g/L以上的Na2SO4型水，在垂直剖面上与CaCl2型水或NaHCO3型水交替出现，在平面分布上介于CaCl2型水和NaHCO3水之间；他还对《评苏林油田水理论中的个问题》一文提出不同的意见；地质部石油101队(张金来、刘崇禧等)对我国已勘探开发的主要含油气盆地的水文地球化学特征进行了比较系统的整理研究，归纳了我国陆相油田水化学成分的组成——矿化度、离子比值、有机组分，微量元素、同位素(氢、氧和碳)等；提出离子组合的概念和油田水化学成分分类的几种思考方案；进行了地下水的蒸发、溶滤等模拟试验及水化学找油方法的试验与总结；应用数理统计方法研究油田水化学组分之间的关系；开发了油田水有机组分的分析测试技术与方法等。

上述科技工作者的辛勤劳动，促进了我国油田水研究地飞跃发展，逐步形成了或迎来了一门石油地质与水文地质密切结合的边缘学科——油气水文地质学，并开始探索具有我国石油地质理论特色的水文地质勘探程序和研究方法，走向了为区域含油气远景预测评价及油田勘探开发服务的道路。

3.开拓创新发展阶段

从20世纪80年代初，我国油气水文地质工作进入了一个新的高速发展阶段；取得丰富的研究成果与良好地应用效果，主要表现在以下几个方面：

1)中国地质学会石油地质专业委员会于1981年在合肥召开了“中国油田水地球化学学术讨论会”，来自地质部、石油工业部、中国科学院及高等院校代表75人，提交学术论文42篇。中国科学院学部委员、中国地质学会石油地质，专业委员会主任委员关士聪主持了会议，中国科学院学部委员、水文地质专家张宗祜作了书面发言。会议论文涉及的内容包括：我国主要含油气盆地油田水文地球化学特征与油气的关系、油田水化学成分分类、油田水起源、油气藏的浅层水文地球化学效应、水化学法在石油普查勘探中的应用、古水文地质分析与油气远景评价、深成水在油气矿产形成中的作用、计算机新技术在油田水研究中的应用，水动力条件在油气藏形成中的作用，分析测试技术方法等。本次会议是我国首次专门的油田水会议。石油水文地质工作者聚集一堂，在“百花齐放、百家争鸣”的方针指导下，进行成果交流、自由讨论、各抒己见、畅所欲言，学术气氛异常活跃。这次会议检阅了成果，交流了经验，明确了方向，增强了协作。对促进我国油田水研究、提高整体研究水平，加快油田水事业的发展步伐具有深远的意义，在国内外产生一定的影响。

2)吸取国内外油田水文地质研究的经验，通过油气生产实践，使我国油田水文地质工作进入了以石油地质为基础、围绕着油气普查勘探与开发的实际需要，走向为油气生产服务的道路。结合以勘探开发我国东部陆相油气田为主的总目标，重点研究了陆相油田水文地质特征，其后加大了海相油田水文地质研究的力度，取得了一些有独创特点的研究成果，每年都有不少论文发表，按年份举例如下：

我国油田水的离子组合特征(地球化学，1978年，刘崇禧)；我国油田水的基本特征及其分类讨论(地质论评，1979年，张金来)；一个值得注意的地质信息-酚(古潜山，1980年，谢家声)；天然气中凝析水和烃类水化物的形成(天然气工业，1981年，刘伦)；油田水文地质勘探中水化学及其特征指标的综合应用(石油勘探与开发，1982年，刘济民)；油气田的水文地球化学标志及其应用(石油及天然地质，1982年，杨忠辉)；泌阳凹陷油田水文地球化学特征及其与油气的关系(石油实验地质，1983年，汪义先)；泰州地区古水文地质条件与油气(石油与天然气地质，1983年，龚与觐)；四川盆南部水化学场及其成因(地球科学，1984年，汪蕴璞)；利用地层水中的溶解气进行含油气远景评价(天然气工业，1985年，刘方槐)；济阳坳陷古水文地质条件与油气聚集(石油实验地质，1986年，杨绪充)；寻找油气田的水文地球化学标志(石油勘探与开发，1987年，刘崇禧)；潜江凹陷油田水有机组分的地球化学特征(石油实验地质，1988年，林九皓)；论含油气盆地的地下水动力环境(石油学报，1989年，杨绪充)；中原油田文留地区矿化度数据的三维分析(地质科学，1990年，张广锐)；初探地下水溶解气及其对气藏形成的影响(石油勘探与开发，1991年，孙永祥)；再探地下水对气藏形成的影响(石油勘探与开发，1992年，孙永祥)；松辽盆地北部地层水中“指纹标志”化合物的分布特征及其与油气关系的研究(地球化学，1993年，黄福堂)；扶扬油层水化学场特征及其成因(大庆石油勘探与开发，1994年，楼章华)；塔里木盆地油田水有机地球化学特征分类及其石油地质意义(石油勘探与开发，1995年，李伟)；塔里木盆地油田水地球化学(地球化学，1996年，蔡春芳)；西湖凹陷油气运聚成藏的水文地质论证(中国海上油气，1997年，汪蕴璞)；沁水盆地煤层气的水文地质控制作用(石油勘探与开发；1998年，池卫国)；油田水动力系统与油气藏的形成(海洋地质与第四纪地质，1998年，陈建文)；盆地三维水动力数值模拟方法及其应用(石油勘探与开发，2000年，邓林)；塔里木油田水溶重烃研究及其应用(新疆石油地质，2001年，陈传平)；塔河油田及邻区地层水成因探讨(石油实验地质，2002年，蔡立国)；水溶气资源富集的主控因素及其评价方法的探讨(天然气地球科学，2003年，武晓春)；碳酸根和碳酸氢根测定方法和自动测定仪(现代仪器，2004年，郑志霞)；水动力条件对煤层气含量的影响-煤层气滞留水控气论(天然气地质科学，2005年，秦胜正等。)

上述有代表性论文是从覆盖我国主要含油气盆地大量的油田水文地质基础研究中提炼出来的，从一个侧面反映了我国现阶段研究的现状与水平。值得提及的是石油生产单位，科研机构和大专院校等不仅加大了油田水文地质研究的力度，而且形成了生产与科研相结合，多单位协作攻关的研究群体。石油工业部在翟光明院士的组织下，对全国各油田的水文地质特征进行了比较系统的总结。油田水文地质研究纳入国家科技攻关项目，如“七五”期间的“四川盆地二叠系水文地质条件对油气运聚与保存控制的探讨”(四川石油管理局杨家琦等)；“九五”期间的“塔里木盆地油田水文地质与油气聚集关系的研究”(石油勘探开发研究院李伟等)；和“川西地区上三叠统水化学场、水动力场与油气富集关系研究”(中石油廊坊分院天然气所吴世祥等)。国家自然科学基金资助项目，如“我国大陆区新生代深层地下水系统演化与地下水成矿作用”(中国地质大学沈照理)；“塔里木盆地古生界油田水的成因和混合证据”(中国科学院地质与地球物理研究所蔡春芳)。大专院校的水文地质博士生也将油田水文地质作为选题进行研究，如“临邑盆地水化学成分特征及其研究意义”(1991年，张作辰，中国地质大学)；“泌阳凹陷石油运移聚集的水化学场与水动力场研究”(1992年，李广贺，中国地质大学)。江汉石油学院仅83级本科生就有五人以油田水研究作为毕业论文。有些油田也将油田水文地质列入本系统重大基础研究课题，如：“克拉玛依油田八区油气水研究与油源重新探讨”和“准噶尔盆地西北缘石炭系油田水化学研究”(新疆石油管理局勘探开发研究院，王仲侯，1981年和1985年)；“冀中坳陷地下水的氢和氧同位素组成与成因”(长春地质学院，孙杉等，1981年)；“冀中坳陷水文地质条件与油气分布”(华北石油勘探开发设计研究院，赵宝忠等，1984年)；“济阳坳陷油田水水化学特征及其与油气聚集的关系”、“东营凹陷重质油形成的水文地质条件的研究”(胜利石油管理局地质科学研究院，任发琛等，1989年)；“莺-琼盆地油田水化学研究”(中海油南海西部石油公司地质研究院，1989年)；“沉积盆地中油气运移聚集与区域地下水流动之间的关系”(中国地质大学，王明等，1991年)；“泌阳凹陷古水文地与无机络合物研究”(河南石油管理局，周留纪，1991年)“松辽盆地北部扶扬油层地下水动力特征与油气藏关系的研究”(大庆石油管理局勘探开发研究院，1991年)；“东营凹陷流体历史与油气藏形成分析”(胜利石油管理局勘探事业部等，2001年)；“贝尔断陷地层水分析数据含油性的综合评价”(大庆石油管理局勘探开发研究院，2005年)；“乌尔逊凹陷地下水特征与油气关系的研究”(大庆石油管理局勘探开发研究院，2006年)；“四川盆地川东地区地下水与油气关系研究”(中国石油勘探开发研究院，李伟等，2002～2005年)。汪蕴璞、王焕夫在吸取前人古水文地质研究成果的合理部分，提出水文地质期的概念以区别于水文地质旋回。“期”是沉积盆地水文地质发育史的组成部分，是反映地下水形成的一个特定的地球化学环境的地质时间段，以地壳构造运动、水动力条件及地球物理、地球化学场三个标志划分出：沉积作用水文地质期、淋滤作用水文地质期、埋藏封闭作用水文地质期、构造热液作用水文地质期。并以冀中坳陷和四川盆地为例，讨论了其意义，有较高的应用价值。

地球化学和石油地质学家也十分重视油田水文地质学，并进行有意义的研究。例如：梅博文教授在《储层地球化学译文集》(1992年)写到：油田水中有机酸和CO2是控制储层中矿物溶解、沉淀过程的主要因素，分析测试它们的浓度与组成，不仅对次生孔隙的预测有重要意义，而且为避免油层损伤和结垢采取新的工艺措施，提供了水文地球化学依据。林任子教授在《储层地球化学进展及应用》(1995年)指出：伴随着烃源岩的压缩失水过程，生油层中大量的有机酸被排挤进了储集层，形成了金属有机酸络合物通常溶于水，因此，研究油田水中有机酸，可以在认识次生孔隙形成机制的基础上，利用地球化学趋势来预测孔隙度增长过程的发生和范围。王铁冠教授编译的《油藏地球化学》也涉及到油田水文地球化学问题，由于石油含有多种化合物，在石油、水和矿物基质之间呈现差异分配现象，在无相态变化的情况下，储层石油的组成是排烃成分加上运移途径中水相和固相分配作用所引起变化的函数。因而可以通过对储层石油和地层水中精心选择的化合物测定作出评估，如有机酸、酚类等化合物。另一方面，流体(水、气、油)的成分经常是非均质性的，通过使用灵敏的天然同位素示踪剂，可检测出微弱的非均质性，及利用地层水的变化评价油藏的分隔性。蔡春芳研究员等以塔里木盆地为主，探讨了埋藏成岩过程中水-岩相互作用，根据油田水化学成分结合流体势变化追踪油气运移与聚集途径。

地质流体分析是当今国际地学研究的前沿课题。沉积盆地的岩石孔隙-裂隙内都贮存有流体(石油、天然气和地下水)，其中水是主体部分。在油气地质领域内，油气的多期次运、聚、散、保都是在地下水的参与下进行的，分析沉积盆地内水文地质条件是研究油气成藏规律的有效途径。我国油气勘查家和水文地质家已经携手共同进行研究。

化验分析是油田水文地质研究的重要技术手段，我国各油田都建立了油田水分析测试实验室。近二十年来，随着科学技术的进步，现代分析检测仪器设备的不断更新，油田水分析测试技术与方法有了很大的改进和提高，正向着系列化、标准化、定量化的方向发展，建立了一套比较完善的油田水化学成分分析测试方法，包括：样品采集与保存方法；不稳定组分的现场测试——pH、EH、水温、溶解氧、电阻率、硫化氢、二氧化碳等；样品的前期预处理技术(萃取、富集、提纯、酸化等)；岩石样品的相关参数分析(孔隙度、渗透率、残余盐等)；开发了油田水中有机组分的分析技术方法(可溶气态烃、苯酚同系物及芳烃化合物、烷烃组分、有机酸等)；引进了水中氢、氧、碳、锶的同位素分析技术；油田水中微量元素快速分析测试的等离子色谱分析；开创了三维荧光、同步荧光的鉴别分析技术等。油田水化学分析应用了色谱(气相、液相、色质等)、光谱、红外、质谱等现代测试仪器。提高了分析灵敏度和数据的可信度。各油田先后建立了油田水分析实验手册与规程，统一了分析方法。大庆油田勘探开发研究院(黄福堂、蒋宗乐等，1995年)对油田水分析与应用作了系统的总结。油田水分析化验技术人员，发表了许多有创新性质的论文，如：水沥青的分析方法及石油地质意义(石油实验地质，吴德云，1982年)；水中气态烃的脱气方法(石油实验地质，崔秀荣，1982年)；应用紫外吸收光谱及荧光谱测定地层水中的芳烃(石油实验地质，伍大俊，1982年)；地层水中苯系物的色谱分析方法及其石油地质意义(石油实验地质，蔡映宝，1982年)；薄层层析法分离与鉴定水中酚系物(石油实验地质，伍大俊，1983年)；电位容量法测定油田水中Ca2+，Cl-离子(国外油田工程，黄福堂，蒋宗乐，1989年)

20世纪80代以后，我国油田水文地质工作者，对油田水文地质特征、水文地质勘探工作方法及其在油气勘查中的效果等进行了系统总结，出版了以下专著：

1987年，地质矿产部水文地质工程地质研究所、石油工业部华北石油勘探开发研究院、地质矿部产部石油地质综合大队101队。《油田古水文地质与水文地球化学》。北京：科学出版社。

1988年，刘崇禧，孙世雄。《水文地球化学找油理论与方法》。北京：地质出版社。

1991年，刘方槐，颜婉荪。《油田水文地质学原理》。北京：石油工业出版社。

1991年，邸世祥。《油田水文地质学》。西安：西北大学出版社。

1993年，杨绪充。《油气田水文地质学》。北京：石油大学出版社。

1994年，高锡兴。《中国含油气盆地油田水》。北京：石油工业出版社。

1995年，楼章华，高瑞琪，蔡希源等。《松辽盆地流体历史分析》。石油实验地质增刊。

1997年，蔡春芳，梅博文等。《塔里木盆地流体-岩石相互作用研究》。北京：地质出版社。

1998年，黄福堂，蒋宗乐等。《油田水的分析与应用》。北京：石油工业出版社。

1999年，黄福堂。《松辽盆地油气水地球化学》。北京：石油工业出版社。

1999年，贾庆仲等译。《油田岩石与水地球化学论文集》。北京：石油工业出版社。

从20世纪末，我国石油水文地质研究进入了以中青年科技工作者为主体的新时代，他们继往开来承担着生产与科研的繁重任务、迎接新世纪的挑战。这些朝气蓬勃、勇于实践、善于探索、敢于创新的青年群体的涌现，以及密切结合生产、理论联系实际的研究成果，展示了我国石油水文地质界人才济济，后继有人的可喜局面。近年来，一些为解决油气远景预测与勘探开发中实际问题的水文地质研究成果，表现出一定的水平。预示着我国油田水文地质工作将跨入具有自身特色、为油气生产服务的新时期。

综上所述，我国油田水文地质工作，已经走出“学国外、跟国外、重复国外”的阶段，在陆相成油理论的指导下，其研究领域不断拓宽、深化、自陆地到海洋、由陆相到海相、从石油到天然气(包括煤成气、生物成因气)、还涉及深成地下水，整体研究水平有很大提高，进入了解决我国石油地条件下水文地质问题的新阶段。

前述油田水文地质研究现状可以看出，各国研究的侧重点有所差异。总体来讲，欧美国家十分重视油气运聚的水动力条件研究，起步或研究的深度远远早于油田水化学成分的研究；原苏联是系统研究油田水化学成分最早的国家，最先提出古水文地质研究的理论与方法；我国从研究陆相油田水化学成分特征及水化学找油技术方法入手，在吸取国外先进理论与经验的基础上，走向水动力与水化学相结合、古代和现代水文地质条件同时研究的道路。

张文忠 周尚忠 孟尚志 赵军 莫日和

( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘 要: 柳林区块位于山西省西部，西邻黄河，前期勘探和试生产显示该区块煤层气勘探开发具有广阔的前景。为尽快在该地区实现煤层气商业化生产，最大限度地满足当地对煤层气资源的需求，寻找煤层气富集高产区显得至关重要。本文根据柳林地区煤层气赋存特征与地下水化学场、动力场的耦合关系，探讨了水文地质条件与煤层气富集成藏的关系，结果显示柳林区块地下水顺地层向西部深处流动，越往西部深处水动力越弱，越有利于煤层气的富集成藏。

关键词: 柳林区块 煤层气 水文地质条件 富集成藏

基金项目: 国家科技重大专项 “大型油气田及煤层气开发”项目 62 ( 2011ZX05062)

作者简介: 张文忠，男，工程师，1979 年出生，博士，2009 年毕业于中国地质大学 ( 北京) ，现在中联煤层气有限责任公司工作，电话: 01064297957，邮箱: zwz98413@163. com。

Hydrogeologic Conditions and Its Influence on Coalbed Methane Accumulation in Liulin Block，Shanxi Province

ZHANG Wenzhong ZHOU Shangzhong MENG Shangzhi ZHAO Jun MO Rihe

( China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)

Abstract: Liulin Block lies in the west of Shanxi Province，previous exploration and trial production indi- cates that this block has vast potential for future development. For the purpose of realizing CBM commercial produc- tion，it’ s vital to find CBM-rich areas and high-yield areas. According to the spatial coupling relation of CBM ac- cumulation with groundwater geochemical field and dynamic field，this paper discusses the relationship between hydrogeologic conditions and CBM accumulation. The result shows the ground water of Liulin Block flows from northeast to southwest，the hydrodynamic condition is weak in the west and it is more suitable for CBM accumula- tion.

Keywords: Liulin Block; coalbed methane; hydrogeologic condition; accumulation

煤层气是煤在煤化作用过程中生成，主要以吸附状态赋存于煤层内的以 CH4为主要成分的非常规天然气。煤层气是优质的能源和基础化工原料，具有热值高、污染少、安全性高的特点，是石油和天然气等常规地质能源的重要补充。煤层气同时又是一种有害的危险气体，煤层气中CH4的温室效应约是CO2的21倍，对大气臭氧层造成的破坏是CO2的7倍(赵庆波等，1998)，对生态环境破坏性极强;煤层气的易燃易爆性也严重危及着煤矿的安全生产，因此，对煤层气有效利用，对于缓解我国能源供应的紧张局面、减少温室气体排放、提高煤矿的安全生产及拉动其他相关产业的发展具有重要的意义。

柳林区块位于山西省西部，河东煤田中部，西邻黄河，面积约183km2。柳林区块位于鄂尔多斯盆地东缘中部的离石鼻状构造上，主体构造为一个弧顶向西突出的弧状褶皱。区块内断层较少，仅在区块北部发育由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。柳林地区发育煤层14层，其中山西组5层，自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层，自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号煤层。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层，太原组的8+9、10号煤层为煤层气勘探开发的主力煤层(任光军等，2008)。

1 柳林区块水文地质条件概述

1.1 含水层类型及分布

柳林地区有六套主要含水层组，分别是:奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙含水层组、石炭系上统太原组灰岩岩溶裂隙含水层组、二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组、二叠系上、下石盒子组和石千峰组砂岩裂隙含水层组、三叠系砂岩裂隙含水层组与新近系、第四系砂砾石(岩)孔隙含水层组(图1)。其中石炭系上统太原组灰岩岩溶裂隙含水层组和二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组是与煤层气开采直接相关的两套含水层组。

奥陶系中统石灰岩岩溶裂隙含水层组由上、下马家沟组和峰峰组组成，为一套以石灰岩、泥灰岩、白云岩等碳酸盐岩为主的浅海相沉积，在柳林区块以东外围大面积出露，该套含水层组呈单斜构造，自东向西埋深逐渐增大，含有丰富的岩溶水，是区域的主要含水层系。

石炭系上统太原组灰岩岩溶裂隙含水层组主要由石炭系上统太原组间夹于碎屑岩中的5层石灰岩(L1－L5)组成，在区块东部的大沟谷中零星出露，由东向西，埋深逐渐增大(图2)。储水空间主要是构造、溶蚀裂隙以及溶蚀孔洞，富水性在不同地点差别较大。柳林区块东缘岩溶发育，连通性好，接受补给容易，富水性较强。向西随着地层埋深的逐渐增大，灰岩的岩溶、裂隙逐渐变得不是很发育，富水性也逐渐变差，总体来说，该套含水层组的富水性是较强的。

二叠系下统山西组砂岩裂隙含水层组由K3砂岩组成，在柳林区块东界外围有零星出露，含水层砂岩裂隙大部分充填方解石脉或钙质薄膜，开启性、连通性较差，储水空间小，富水性较弱。

二叠系上、下石盒子组和石千峰组砂岩裂隙含水层由下石盒子组K4砂岩及上石盒子组和石千峰组的砂岩组成。K4砂岩节理、裂隙较发育，由于开启性差，且多充填方解石脉或钙质薄膜，再加上补给条件的限制，富水性差。上石盒子组和石千峰组砂岩富水性也较弱。

三叠系砂岩裂隙含水层组以砂岩裂隙含水层为主，在柳林区块西南部与聚财塔地堑中出露，其富水性较差。

图1 柳林区块含水层系划分图

新近系、第四系砂砾石(岩)孔隙含水层组中孔隙发育，接受大气降水补给，形成孔隙潜水，受地形、补给条件及其分布面积的限制，富水性一般不强，经短途径流即排向河道或沟底补给地表水或渗入下伏岩层裂隙中，集中排泄时形成下降泉。

1.2 流体场特征

1.2.1 地下水补、径、排条件

柳林区块地层总体向西倾伏，区域水文地质条件简单，为一西倾宽缓单斜蓄水构造，大气降水和东部灰岩的侧向补给是区块内所有地下水的主要补给源，有时大气降水成为各主要含水层唯一的补给源。地表河流多为季节性河流，不利于地下水补给或者补给量很小。受单斜构造的控制，柳林区块各主要含水层基本上都是在东部地层出露区接受大气降水的补给，然后由浅部流向深部。

图2 柳林区块水文地质简易剖面图

柳林区块地下水水位高程呈北高南低、东高西低的总体背景。地下水主要表现为顺层向深部流动，随侧向距离的延长，径流强度逐渐减弱。在山西组埋深大于500m处，地下水径流速度已经很缓慢，地下水径流基本处于滞流状。煤层底部奥陶系地层也表现出东、北部较高，逐渐向西、南部降低的一致趋势。

根据围岩含水层对煤层供水强弱，将柳林区块煤层水分为三种类型。①煤层顶板为灰岩溶蚀孔型含水层，对煤层供水较为充足，煤层产水量大，石炭系太原组8号煤层属于此种类型;②煤层顶板或底板为砂岩孔隙、裂隙型含水层，对煤层供水有限，煤层产水量一般不大，二叠系山西组4号煤层属于此种类型;③煤层顶、底板皆为泥质岩，供水性差，渗透到煤层中的水极少，只有在断层或裂隙发育的部位才能提供给煤层，山西组5号煤层属于该种类型。

1.2.2 地下水化学特征

水化学成分是地下水运动的真实记录。煤层水化学研究是为了阐明地下水循环特征。柳林区块煤层水化学成分阴离子以HCO－3为主，含量一般2100～2400mg/L，8号煤层水的HCO－3含量略高于4、5号煤层水;其次是Cl－，另外含有少量CO－3和SO2－4。阳离子以Na+占主导，含量1300～1800mg/L，还含有少量K+、Ca2+、Mg2+和NH+4;pH值6.7～8.2。

柳林区块4、5号煤层水矿化度高于8、9号煤层水，反映8、9号煤层水的活跃程度较高，4、5号煤层气富集的水文地质条件要好于8、9号煤层。

2 水文地质条件与煤层气富集的关系

2.1 水文地质控气作用

煤系地层的水文地质条件是影响煤层气富集、保存、成藏及开采的重要地质因素之一。不同水文地质条件下，煤层瓦斯的富存条件不同，含气饱和度不同，造成煤层瓦斯含量的差别很大。某些水文地质条件对煤层瓦斯保存有利，而有些水文地质条件对煤层瓦斯保存却十分不利。水文地质控气作用可概括为三种特征:①水力运移逸散控气作用;②水力封闭控气作用;③水力封堵控气作用(叶建平等，2001)。水力封闭作用和水力封堵作用有利于煤层气的保存，而水力运移逸散作用则造成煤层气的散失。一般而言，地下水压力大，煤层气含量高，反之则低。地下水的强径流带煤层气含量低，而滞流带煤层气含量高。

2.1.1 水力运移逸散控气作用

水力运移逸散控气作用常见于导水性强的断层构造发育区，通过导水断层或裂隙，沟通煤层与含水层，水文地质单元的补、径、排系统完善，含水层富水性与水动力强，含水层与煤层水力联系较好，在地下水的运动过程中，地下水携带煤层中气体运移而逸散。

2.1.2 水力封闭控气作用

水力封闭控气作用发生于断裂不甚发育的宽缓向斜或单斜中，而且断裂构造主要为不导水性断裂，特别是一些边界断层，具有挤压、逆掩性质，成为隔水边界。水力封闭控气作用一般发生在深部，地下水通过压力传递作用，使煤层气吸附于煤中，煤层气相对富集而不发生运移，煤层含气量较高。

2.1.3 水力封堵控气作用

水力封堵控气作用常见于不对称向斜或单斜中。在一定压力差条件下，煤层气从高压力区向低压力区渗流，或者说由深部向浅部渗流。压力降低使煤层气解吸，因此在煤层露头及浅部是煤层气逸散带。如果含水层或煤层从露头接受补给，地下水顺层由浅部向深部运动，则煤层中向上扩散的气体将被封堵，致使煤层气聚集。

2.2 地下水化学特征对煤层气成藏的影响

对于含煤地层来说，不同类型的地下水反映不同的矿化度、盐度，而不同的矿化度、盐度对煤层气藏的影响不尽相同。因此，不同类型的地下水对煤层气成藏起着不同的作用。按地层水的化学性质，可将地层水分为CaCl2型、NaHCO3型和Na2SO4型三类。一般CaCl2型水是深层成因水，往往位于承压区，具有较高的矿化度。承压水封闭区煤层封闭条件较好，煤层气成藏条件有利，但承压水区煤层埋深往往大于1000m，孔渗条件较差，虽利于成藏，但不利于煤层气的开发。低矿化度的Na2SO4型地下水是地表补给水的标志，处于补给区或泄水区附近，煤层埋深较浅或侧向煤层已出露地表，是地表水沿露头区渗入煤层后产生水力交替的产物，常常与甲烷风化带相对应，煤层气成藏条件差。NaHCO3型地下水的矿化度介于前两者之间，煤层埋深主要在250～1000m之间，煤层埋藏适中，水力交替滞缓，在渗入水与地层水的接触面水流相反，产生局部滞流带，地层水流动不畅而形成超压，从而形成封堵型煤层气藏。

2.3 柳林区块煤层气富集特点

柳林区块地层水以NaHCO3型为主，局部地区有CaCl2或Na2SO4型(图3)，总矿化度东低西高，纵向上，总矿化度由浅到深有逐渐增大的趋势，山西组地层水的Cl－含量明显高于太原组，反映了山西组地层水的封闭性要好于太原组。柳林区块上古生界煤系地层水化学特征显示出该区块的地层水与地表连通，但属较稳定承压水动力系统，相对较高矿化度的NaHCO3水型显示其对烃类的较好保存条件，并且在400m左右的埋深，Cl－含量能达到1000mg/L左右，为很有利于煤层气富集的水化学条件(王明明等，1998)。

图3 柳林区块山西组地下水化学类型分布图

综合来讲，可根据柳林地区煤层气赋存特征与地下水化学场、动力场的耦合关系，来探讨水文地质条件与煤层气富集的关系。水文地质参数、水位标高、矿化度、影响半径，都将对煤层气的生产能力产生显著影响。高含气带分布规律与地下水系统划分、水动力条件、矿化度分布规律具有对应关系。就柳林地区的水动力条件和水文地球化学特征来说，地下水顺地层向西部深处流动，且越往西部深处矿化度越大、水动力越弱，对煤层气富集越有利。

3 柳林区块煤层气成藏模式

柳林区块太原组与山西组煤层以焦煤、瘦煤为主，煤层气的富集表现为高含气量与厚煤带的叠合区域。埋深与水动力条件在很大程度上控制了煤层气的富集程度。

3.1 太原组煤层气成藏模式

太原组8+9、10号煤层为单斜水动力封闭成藏(图4)。由于补给区与径流区均在柳林区块外，柳林区块多为弱径流与滞流环境，有利于煤层气的保存。由北东向南西方向，随埋深加大，地层压力增加，煤层含气量相应增高。区块西南方向地下水径流作用弱，理论上有利于煤层气富集保存，虽然吨煤含气量可观，但由于富水性强，储层压力大，排水降压困难。加之煤层在此分岔变薄的趋势，不利于煤层气开发。

图4 柳林区块太原组单斜水压封闭成藏模式图

3.2 山西组煤层气成藏模式

山西组3+4、5号煤层顶板主要为泥岩封盖，局部为粉砂岩，顶底板含水性较弱，虽然存在顶板砂岩裂隙含水层，但整体上不存在水动力运移逸散作用，含气饱和度达90%以上，为区域有效盖层气压封闭成藏(图5)。煤层厚度与埋深是煤层气富集的主控因素，柳林区块煤层含气量整体上随埋深增加逐渐增大，厚煤带发育区为煤层气富集的有利地区。

图5 柳林区块山西组盖层气压封闭成藏模式图

4 结论

水动力条件直接影响着地层压力分布及流体的运移，由此改变吸附气与溶解气和游离气间原有的平衡，从而影响到煤层气的富集与保存。

柳林区块太原组8号煤层与顶板灰岩为同一水动力系统，由于煤岩基质和地层水中存在较大的浓度梯度，煤岩中甲烷气体不断向上逸散，继而被交替地层水带走而难以保存在煤层中。因此，柳林区块太原组煤层整体含气饱和度偏低，含水饱和度较高，对后期排水降压不利。

柳林区块山西组3+4、5号煤层顶板主要为泥岩封盖，局部为粉砂岩，顶底板含水性较弱，虽然存在顶板砂岩裂隙含水层，但整体上不存在水动力运移逸散作用，含气饱和度达90%以上，煤层气开采条件较好。

参考文献

任光军，王莉，娄剑青.2008.柳林地区水文地质特征及其对煤层气生产井的影响，2008年煤层气学术研讨会论文集［M］.北京:地质出版社，378～389

王明明，卢晓霞，金惠等.1998.华北地区石炭二叠系煤层气富集区水文地质特征［J］.石油实验地质，20(4):385～393

叶建平，武强，王子和.2001.水文地质条件对煤层气赋存的控制作用［J］.煤炭学报，26(5):459～462

赵庆波，刘兵，姚超等.1998.世界煤层气工业发展现状［M］.北京:地质出版社，1～2