孟庆春 张永平 郭希波
（华北油田公司勘探开发研究院，河北 062552）
基金项目：国家重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”（2011ZX05061）
作者简介：孟庆春，男，高级工程师，从事油田开发及煤层气开发研究。E-mail：yjy＿mqc＠petrochina.com.cn。
摘 要：本文详细介绍了中国山西沁水盆地煤层气的勘探开发历程、基本地质特征、主要成果和认识以 及煤层气的勘探开发新进展，特别是通过对“十五” 以来沁水盆地南部已探明郑庄-樊庄千亿立方米煤层气 田的评价工作的系统认识和总结，将有效指导煤层气的高效评价和开发。
关键词：沁水盆地；高阶煤；煤层气；评价；成效与认识
The Effect ＆ Knowledge on the Evaluation of the High Rank Coal CBM of Fanzhuang-Zhengzhuang
Meng Qingchun，Zhang Yongping，Guo Xibo
（Exploration and Development Institute of Huabei Oilfield Company，Hebei 062552，China）
Abstract：The paper detailedly introduces the history，the essential geologic feature、the main resuls ＆ knowledge and the new progresses on the exploratory ＆ development of the CBM，in Qinshui Basin，Shanxi Province，China.Especially，the systemic knowledges and conclusions we have gained during the evaluation work about the coalbed methane field in Fanzhuang and Zhengzhuang Block in the South of Qinshui Basin，where we have explored hundreds of billion cubic meter gas during the ＂10th Five-Year Plan＂，will guide us to evaluate and exploit the CBM efficiently.
Key words：Qinshui Basin；high rank coal；coalbed methane；evaluation；effect ＆ knowledge
沁水盆地位于山西省中南部，北临五台山隆起、南坻中条山隆起、东依太行山隆起、西靠霍山凸起 与吕梁山隆起相望，盆地整体上呈北北东向展布，是我国第一个大型、整装、高丰度、高阶煤煤层气 田。沁水盆地面积2.7×104km2，煤层气总资源量3.97×1012m3，占全国总量的10.8％。其中1000m 以浅的资源量为1.9×1012m3。沁水盆地共登记煤层气矿权20块，总面积14619.386km2。其中中国石 油7块，面积5169.076km2，中国石化1块，面积1057.29km2，中联煤9块，面积7910.25km2，地方 企业3块，面积482.78km2。
根据国际能源署的统计资料，全球煤层气资源量约（91～260）×1012m3，其中约90％分布在10个 主要产煤国（中国、美国、印度、澳大利亚、南非、俄罗斯、印度尼西亚、波兰、哈萨克斯坦和哥伦 比亚）。我国煤层气资源量非常丰富，煤层埋深2000米以浅煤层气资源总量为36.81×1012m3（与陆上 常规天然气资源量38×1012m3基本相当），可采资源量11×1012m3。煤层气资源量居世界第三（前两 位是俄罗斯、加拿大，煤层气资源量分别为113×1012m3、76×1012m3）。
沁水煤层气田一直是煤层气勘探开发的热点地区，从20世纪60年代开始勘探至今认为，该盆地是 目前是我国煤层气勘探开发最有潜力的盆地，也是我国煤层气勘探开发投入较大、研究程度较高、产量 最高的地区。截止2010年底，该区已有各类井1139口，上交煤层气探明储量超过1000×108m3，沁水 煤层气田郑庄樊庄区块位于盆地南部，总矿权面积771.249km2，其中目前有采矿权面积193.1km2，截 止2010年底，已探明煤层气地质储量1152.54×108m3。
通过对该区典型区块——郑庄-樊庄区块煤层气评价成效与认识的研究，对指导沁水盆地其它区块 下部煤层气资源的开发利用具有重要意义。
1 概况
1.1 勘探开发简况
1.1.1 煤层气勘探评价突破阶段
1997～1999年，中联煤层气有限公司在矿权区内钻探煤层气参数井和试验井4口，TL-004、TL- 006、TL-007、TL-010；1997年10月，中国石油天然气总公司新区事业部煤层气勘探项目部在樊庄 区块完成了晋试1井钻探，1998年，在樊庄区块晋试1井附近钻探晋1-1、晋1-2、晋1-3、晋1- 4、晋1 -5等5口井和晋试2、3、4三口评价井，1999年进行井组排水采气试验，除晋1-5井外，其 余5口井均获工业气流，单井日产气2839 ～3394m3，最高日产气量晋1 -2井达9780m3。1999年在郑 庄区块钻探了晋试5和晋试6井，分别获得了日产2736m3和1455m3的工业气流，最高日产气分别达到 3085m3、2721m3。2004年在郑庄区块补充钻探了晋试10井，2006年中国石油廊坊分院又钻探了6口 探井（晋试7、晋试8、晋试9、晋试11、晋试12和晋试13井），对煤层段进行了系统取心测试，获得 了大量的资料，并对3＃煤层进行了压裂试气，目前部分井的产量已经达到2000m3以上，产量还在稳步 上升。
1.1.2 资源评价、上交探明储量，规模开发阶段
2001年以来，中石油在樊庄区块上交煤层气探明储量上交煤层气探明含气面积247.69km2，探明储 量352.26×108m3。2007年以来，在前期研究的基础上，华北油田通过大量深入的研究和大量现场评价 工作量的投入，完成二维地震185条1865.5km，测网密度达到0.5km×0.5km～2km×4km，完成三维 地震94.75km2，按照掌控资源、优选有利建产区，整体评价探明储量的原则，2008～2009年共钻探评 价井88口，上交探明含气面积408.05km2，上交探明储量693.06 × 108m3，累积上交探明储量 1152.54×108m3。
2005年12月15日，以樊庄区块煤层气羽状水平井晋平2井组的开钻为标志，拉开了煤层气田大规 模开发建设的序幕。中国石油华北油田分公司在樊庄区块开展水平井先导试验，钻探晋平2水平井井 组；截止到2010年底该区已有完钻井1139口，其中探井、评价井95口，羽状水平井66口，产能井（直井）978口，已经建成生产能力8×108m3，并建成国内第一个数字化、规模化煤层气田，实现了商 业化运营。
1.2 主要地质特征
本区含煤地层主要是上石炭系太原组和下二叠系山西组。本溪组、下石盒子组均只含薄煤层或煤 线，未发现具经济价值的可采煤层。其中，主要可采煤层为二叠系山西组3＃和石炭系太原组15＃煤，平 面上分布较为稳定。
（1）构造特征。郑庄-樊庄3＃煤层顶面形态基本为西北倾的斜坡。区内断层走向主要为NE向，一般延伸较短。寺头、后城腰断层断距较大，达到100～350m，对构造起到控制作用，其中寺头断层延 伸贯穿全区。
（2）储层特征。煤储层物性特征表明孔隙度、渗透率低，樊庄区块孔隙度3.08％ ～10.9％，平 均6.41％。
郑庄区块孔隙度0.65％～10.5％，平均5.2％；压裂前煤层渗透率一般为（0.02～0.51）×10-3μm2，平均0.12×10-3μm2。
该区煤岩类型主要为光亮煤，有少量半亮煤及半暗煤。为碎裂结构煤、原生结构煤。
3＃煤多发育两组裂隙，近垂直层理。主裂隙长度一般为0.5～6.0cm，密度11～25条/5cm，高度 0.5～6cm；次裂隙与主裂隙近直交，长度受主裂隙控制，一般为0.5cm，密度7～8条/5cm。裂隙中充 填有少量矿物薄膜，裂隙连通性中等-好。
孔隙见气孔、组织孔、变形的组织孔、铸模孔、残留的变形胞腔孔、裂隙、缩聚裂隙、裂隙孔等。部分见充填矿物质条带的裂隙。可见裂隙垂直或斜交于层理现象。
煤岩显微组分以镜质组为主，根据山西组3＃煤层煤岩显微组分、煤质组分分析分析，显微组分以 镜质组为主，镜质组含量65.9％～83.4％，平均76.9％；惰质组含量16.6％～34.1％，平均23.0％。
煤岩煤质组分为中-低灰煤，煤岩灰分含量9.23％～20.37％，平均13.0％，属中-低灰煤；水分 含量0.7％～1.7％，平均1.2％；挥发分含量5.9％～7.8％，平均6.9％。
根据煤岩分析，本区煤岩热演化程度高，3＃煤镜质体反射率为（Ro）2.79％～3.98％，煤化程度 为三号无烟煤。
（3）煤层分布。樊庄总体上东南部较厚，往北西减薄，再至北西又增厚之变化趋势。区域上3＃煤 厚度4.06～7.19m，一般4.0～6.0m，最厚固10-9＃厚度达13.65m，最薄为华固40-11井煤层厚度仅 为0.5m。郑庄北部煤层厚度＞6.0m，其余地区煤层厚度介于5.0～6.0m之间。
（4）煤层埋深。郑庄一樊庄区块整体上呈现东浅西深、南浅北深的变化趋势，樊庄埋深为300～ 750m；郑庄埋深为500～1337m。区块内大于1000m的部分主要位于郑庄的北部靠近马必的区域，其中 郑试60井最深为1337m。
（5）煤层含气性。根据煤含气量测试资料统计，樊庄区块3＃含气量在17.1～25.29m3/t，15＃含气 量在12.7～23.64m3/t；郑庄区块3＃含气量在8.06～30.04m3/t，15＃含气量在18.9～24.76m3/t。平均 含气量在20m3/t以上。煤层气吸附性：3＃煤吸附能力强，根据3＃煤层煤岩等温吸附试验结果：煤层空 气干燥基最大吸附气量为31.51～41.44m3/t，兰氏压力3＃煤为2.09～3.38MPa。表明3＃煤吸附能力强（图1）。
图1 郑庄3＃等温吸附试验图
2 煤层气评价工作主要做法
主要包括以下几个方面：
一是重视早期普查和勘探研究工作，优选有利区带进行地质深入研究和评价井的部署钻探。该阶段 我们吸取一些经验教训，充分利用地震等勘探技术手段，进一步落实构造和储层展布特征，对于水平井 部署区域，更要开展三维地震，来提高对煤层的精细认识。
二是加强对产能的评价，提交优质可动用资源。除了开展单井点煤层气井排采以外，更加重视煤层 气井组的排采来提高认识，如晋试1井组的钻探和排采，为首次上交探明储量提供了充分依据。
三是重视对开发可行性的评价，在资源评价的基础上，我们更重视今后规模投入开发的可行性研 究，为提高产能建设的到位率做好技术支持。
四是通过对已开发区开发经验的总结，来优化我们的评价程序，指导下一步评价工作，目前基本形 成以少数资料经钻探—井组试采—提交探明储量—先导试验区—规模开发这样一个环节，各环节互相补 充，实现资源的有效评价和开发。
3 煤层气主要评价成效
3.1 累计探明千亿方大型、整装、高丰度大气田，为开发建设提供资源基础
郑庄-樊庄区块，以寺头断层为界划分为两个区块，断层以西为郑庄区块，以东为樊庄区块。截止 2010年底已上报探明含气面积729.88km2，探明储量1152.53×108m3。其中，3＃煤探明含气面积 664.41km2，地质储量1088.21×108m3；15＃煤探明含气面积65.47km2，地质储量64.32×108m3。探明 千亿方整装大气田（储量＞300×108m3为大气田）。
郑庄区块山西组3号煤煤层气储量探明三个井区（晋试7、东大、里必），探明含气面积 482.19km2，煤层气地质储量800.27×108m3；资源丰度达1.66×108m3/km2。其中晋试7井区含气面 积74.14km2，煤层气地质储量107.21×108m3。东大井区3号煤层煤层气探明含气面积228.79km2，煤 层气地质储量384.57×108m3。里必井区3号煤层煤层气探明含气面积179.26km2，煤层气地质储量 308.49×108m3。
樊庄区块探明煤层气地质储量352.26×108m3；资源丰度达1.58×108m3/km2。其中山西组3号煤 层煤层气含气面积182.22km2，煤层气地质储量287.94×108m3；太原组15号煤层煤层气含气面积 65.47km2，煤层气地质储量64.32×108m3；资源丰度为0.98×108m3/km2。
3.2 深化煤储层评价技术体系，优选有利建产目标区域
通过对储层资源参数（含气量、厚度）、地质参数（埋深、构造）、储层物性参数（孔隙度）评价 分类（表1），形成一套适合本区的煤储层评价技术体系。
Ⅰ类：构造简单，平缓，埋深＜800m，含气量＞20m3/t，煤层有效厚度＞5m，有效孔隙度＞5％；
Ⅱ类：断层较少，起伏不大，埋深800～1000m，含气量15～20m3/t，煤层有效厚度3～5m，有效 孔隙度3％ ～5％；
Ⅲ类：构造复杂，断层、陷落柱发育，埋深＞1000m，含气量＜15m3/t，煤层有效厚度＜3m，有效 孔隙度＜3％；
通过研究，掌握了区内含气量分布特征（一般在15～25m3/t之间，平均20.2m3/t，66％的井含气 量大于20m3/t），划分出3个Ⅰ类建产区、4个Ⅱ类区建产区、4个Ⅲ类建产区，为产能建设提供了有 利区块。
表1 煤储层参数评价分类表
续表
Ⅰ、Ⅱ类为优质可动用资源区块，作为2011～2012年产能建设的主力区块。主要分布在东大井区 中部和里必井区（图2）。
图2 沁水煤层气田郑庄区块P1s3号煤层有利区带划分图
3.3 不断深化认识，优化调整部署，为产能建设井位部署打下坚实基础
郑庄区块3＃煤层已探明含气面积482.19km2，探明煤层气储量800.27×108m3。已钻探各类井397 口，其中钻探评价井88口，产能井（直井）304口，羽状水平井5口。完成二维地震129条 1558.5km，二维地震测网密度达到0.5km×0.5km ～2km×4km，三维地震94.75km2。有54口井排采，见气39口。其中日产气量＞3000m3/d，4口井；＞2000m3/d，10口井；＞1000m3/d，15口井；＜1000m3/d，10口井。
在区块整体评价的基础上，优选有利区带，进行产能建设，主要遵循以下原则：
（1）整体考虑，分步实施，优先考虑水平井部署；
（2）选择地质条件较好的位置优先部署，避开含气量15m3/t以下的区域；
（3）避开断层、陷落柱等不利位置，根据二维、三维地震资料进行构造解释和井位部署；
（4）部署区域的煤层埋深选择300～1000m之间，主要集中在800m以浅；
（5）直井采用300m的井距，同时考虑小井距（250m）井组和丛式井组进行产能对比；
（6）水平井的钻进方向以上倾为主，结合地质条件尽量在同一井组设计较多口的水平井。
根据以上原则，在揭示沁水煤层气高产富集规律的基础上，建立开发单元，指导有利区块优选及井 位标定，整体部署直井900口和水平井60口。
2008年郑庄9亿方产能建设方案，是以2007年对樊庄的开发认识为基础逐步改进而形成的，它从 根本上仍沿用了依赖多分支水平井的思想，且基本上是停留在室内技术的论证层面。2008年以977公 里的二维地震测线和东大43口评价井为认识基础，以水平井为主，直井为辅，部署区域在800m以浅 含气量大于15方/吨，部署水平井146口（水平井单井日产1.8万方），直井为116口（直井单井日产 2300方）。建产9.15亿方立方米。
2010年9月，根据二维地震资料及新井（20口评价井）资料的补充，对郑庄区块重新进行了构造 解释；结合对樊庄水平井钻井、排采效果的分析总结，樊庄投产水平井55口，开井50口，产气井36 口，日产气量24万m3，平均单井日产气量6700方，只有设计能力的37％，且郑庄区块较樊庄埋深深 300～500m，构造较樊庄复杂，水平井钻井难度大，国内外大规模开发煤层气的经验较少。认为水平井 为主的建产思路目前的技术条件尚不成熟，方案调整为部署水平井123口，直井450口，建产 9.15×108m3。
2011年底在综合考虑地质因素和地面条件影响，对部署的井位和井数进行了修改和调整，部署水 平井60口，备用9口；直井900口，备用214口，同时考虑丛式井。建产9.1×108m3。
4 几点认识
4.1 断块内部构造复杂，小断层和陷落柱发育
沁水盆地位于华北地台中部，为一个宽缓的复向斜，褶曲和断裂主要是形成于燕山期，喜马拉雅期 又有所改造，形成了现今改造。总体构造形态为一走向北北东，倾向北西，倾角一般在5°～10°的单斜 构造，伴有宽缓褶曲和小型断裂，致使局部地层倾角达10°以上。其主要构造是一系列褶皱，局部见压 性断裂，它们的延伸方向大致为北东25°，该褶皱带虽普遍发育，但规模不大，一般10～20km，极为开 阔平缓，两翼岩层倾角在10°左右，最大20°，相对背斜而言，向斜显得更为开阔，压性断裂不发育。
研究区内寺头断层和后城腰断层的属于较大断层，断距比较大、延伸长度比较远，对构造起着重要 控制作用。其中，寺头断层位于郑庄区块东部，是郑庄、樊庄两个区块的分界断层，断层由南—北，走 向NE60°-NE25°，倾向NW-NWW，为喜马拉雅期形成的张性正断层，断层断距在100～350m，全长 40km，在工区内延伸35km，贯穿全区。该断层对郑庄区块-樊庄区块的地质结构和构造格局有着比较 重要的控制作用，断层下降盘的郑庄区块，地层埋深明显加大。后城腰断层位于郑庄区块的东南部，呈 NE走向，倾向SE，断层断距100 ～450m。
寺头正断层两侧为山西组一太原组地层与上石盒子组地层相接触，断层本身不导水和整体上导水性 差。除上述主要断层外，发现一些断距不大的次级正断层，可能起局部导水作用。
通过二维、三维地震资料构造精细研究，郑庄区块构造复杂，小断层发育，陷落柱较多。主要发育 NE向正断层，另有部分NNE或NEE向展布的正断层。大部分断层断距比较小，一般小于60m；断层 延伸长度多数也比较短，一般在3～7km。断层倾角为50°～60°，产状比较陡。已经解释出褶皱构造30 多个，以北东和南北向为主，解释断层350条，疑似陷落柱29个，为产能部署特别是水平井部署提供 了有利的支撑。
樊庄区块地震资料较少，二维地震56条仅307km，且分布不均匀，对樊庄区块构造解释有影响。主要是勘探初期，普遍认为郑庄-樊庄区块整体地层宽阔平缓，区内断层稀少，属构造相对简单的斜坡 带。近几年根据实钻结果和二维、三维地震资料看，区内构造较复杂，小断层和陷落柱比较发育，与以 前的认识差异较大。由于小断层和陷落柱发育，对水平井钻探不利。
从樊庄区块几年来排采经验看，煤层产气量和断层和陷落柱有很大关系，断层和陷落柱附近煤岩破 碎，乃至缺失，不利于煤层气的富集，如华固24-2井钻遇陷落柱，3＃煤层缺失。
郑试35井-郑试43井所在区域（图3）、晋试97-郑试39井所在区域（图4）及郑试25井所在 区域。
图3 郑试35井—郑试43井区域含气量图
图4 郑试97井—郑试43井区域含气量图
郑试35井到郑试43井所在区域靠近寺头断层，区域内NNE向伴生小断层发育，而郑试35井和郑 试43井均处于断层边缘，距离断层不超过一百米。断层切割煤层会破坏顶底板的封存性能，加速煤层 气的解析、逸散。而部分断层可能沟通煤储层附近含水层，导致煤储层物性变差，并伴随煤层气的溶解 流失。因此，郑试35井到郑试43井区域内含气量普遍较低，两个井的含气量只有3.24m3/t和 8.06m3/t。
郑试97井-郑试39井所在区域和郑试25井区域与之类似，郑试97井-郑试39井区域位于寺头 断层与后城腰断层之间，区域内伴生小断层较多，是区域的含气量普遍较低。郑试39井距断层不超过 100m，郑试97井距离断层较远，大约300m，两口井的含气量也均低于16m3/t。郑试25井距离断层不 到100m，含气量只有11.78m3/t。
规模较小的断层，使岩层破碎，增强了含水岩系内部各含水层之间的水力联系，富水性相对要好，煤层顶板突水量相对其它地段明显增大。因此，上述三个区域均属于以断层为主要原因的低含气量 区域。
4.2 煤层厚度较大，埋深适中，埋深大于1000米仍具有较好产气能力
钻井资料表明，3＃煤层厚度为3.55～7.35m，一般5～6m，平均5.4m；15＃煤层厚度变化大厚度（1.85～6.7m，一般2.6～5.5m）平均3.50m。
本区主力煤层3＃煤层埋深在300～1300m之间，樊庄西南部成庄区块的埋深小于300米，大部分地 区埋深300～500m，郑庄北部大于1000m，南部寺头断层和后城腰断层地堑中埋深大于1000m，大部分 井区在300～1000m之间，郑庄地区3＃煤层埋深较浅的区域含气量普遍较低。例如郑试86井-郑试89 井区域（图5、图6），在一定范围内，随着埋深的增加，地层的压力提升明显，煤吸附甲烷的能力与 地层压力（埋深）成正比。郑试86井-郑试89井区域煤层埋深在300～600m之间，因此，煤储层吸 附能力较差，导致含气量偏低。
图5 郑庄地区3＃煤埋深等值线图
图6 郑庄地区3＃煤含气量等值线图
晋试11井区块与之类似，晋试11井区域3＃煤层埋深较前一区域深，但也不超过700m，并且，两 个区域均有断层穿过，在一定范围内导致了煤层气的逸散。
因此，上述两个区域属于以埋深较浅为主要原因的低含气量区域。导致含气量偏低的其他原因包括 断层切割等。
本区主力煤层由于煤质好、镜质组含量高、加之热演化程度高，因此煤岩生气强度大、割理裂隙发 育，在埋深大于1000m的区域仍具有一定的渗透性和较高的产气能力。目前，郑庄区块总计有41口井 煤层1000m以深的区域，其中有19口井进行了试采，有9口井获得了稳产工业气流，有2口井在获工 业气流前关井，其余8口新井目前正在排采。证实了沁南地区埋深1000m以下区域具有较好的开采价 值。目前，工业气流井最大深度已达到1336.9m。
郑试60井：3＃煤层埋深1336.9m，2008年9月5日投产，10月8日解析见套压，稳产气量在 2000m3以上，稳产时间达到139天。郑试53井：15＃煤层埋深1133.2m，2008年8月26日投产，10月 17日解析见套压，稳产气量在2000m3以上，稳产时间达到129天。
4.3 煤层顶底板对煤层气的赋存有较大的影响
煤层顶底板岩石的物性特征对煤层气的封闭和保存起着重要作用。在一定范围内，造成含气量差异 的主要因素为工区内的埋深和顶底板岩层的组合特征、煤层厚度及其构造特征等，致使煤层含气量分布 在一定范围内，具有一定的分布规律性。
良好的封盖层不但可以阻止煤层气的垂向逸散，保持较高的地层压力和煤层气的吸附量，而且还可 阻止地层水的垂向交替，减少煤层气的逸散量。沁水盆地含煤地层3＃煤层为二叠统山西组，其上覆地 层为二叠统石盒子组，在上覆地层中发育着较稳定的泥岩，对煤层气的保存具有良好的封闭作用。这种 封闭作用主要体现在盆地南部的东西部由于煤系地层的强烈剥蚀，其封闭条件较差。
当顶板为泥岩类隔水层时，有利于煤层气的保存与富集，但在泥岩类隔水层相变为砂岩的局部地段 特别是砂岩上又有泥岩覆盖的地方则有利于煤层气的地面开发。
当煤层的顶底板为含水层时，顶底板含水层中的地下水可以和煤层中的地下水产生压力互动、流体 互补现象，一旦在煤层或其顶底板含水层中产生流体流动，则将引起煤层-煤层顶底板含水层系统的共 同响应。进而可以导致大范围内煤储层压力的下降和煤层气的解吸。
最新研究结果表明：区内15＃煤层底板一般厚度为1.0～2.55m的泥岩，局部为粉砂岩；3＃煤层 底板为泥岩、粉砂岩，二个主要煤层的底板岩性均具有较好的封挡性能。相对而言，虽然3＃煤层底 板的粉砂岩多于15＃煤层，封挡性略逊于15＃煤，但对于以吸附气为主的煤层气做来说，不会影响 太大。
郑试53井区域、郑试15井-郑12 -7井区域和郑试61井-郑试49井区域（图7、图8）：
图7 郑庄区块3＃煤顶板与含气量示意图
图8 郑庄区块3＃煤底板与含气量示意图
郑庄地区3＃煤层顶底板岩性以泥岩、砂质泥岩为主，具备很好的封堵效果，但郑试53井所在区域 顶板为灰岩，郑试15井-郑12 -7井所在区域顶底板均为泥质砂岩，两块区域顶底板的封堵效果不及 泥岩区域，导致含气量与周边区域相比较低。
此外，郑庄区块东北角郑试61井-郑试49井所在区域（图9、图10）尽管埋深条件较好，且构造 条件简单，但是因为郑试61井顶底板泥岩厚度较薄，郑试49井区域顶板岩性为泥质砂岩，封堵效果不 好，导致含气量较低。
图9 郑庄区块3＃煤顶板厚度与含气量图
图10 郑庄区块3＃煤底板厚度与含气量图
因此，上述三个区域均属于以顶底板封存能力较差为主要原因的低含气量区域。
5 结论
（1）形成一套煤层气评价的工作程序。
（2）煤层气评价工作是获得千亿立方米煤层气探明储量的重要保障。
（3）郑庄樊庄区块煤层气评价工作所取得的认识为今后类似区块的评价提供了借鉴。
（4）评价研究成果为煤层气合理开发技术政策的制定和开发部署调整提供了重要依据。
（5）评价工作丰富了对煤层气富集高产的认识，即煤层气实现高产，深度不是瓶颈。
参考文献
［1］冯三利，叶建平.中国煤层气勘探开发技术研究进展.中国煤田地质，2003，（6）.
［2］钱伯章等.煤层气开发与利用新进展.天然气与石油，2010，（8）.