水文地质Md什么意思

⑴ 大宁-吉县区块煤层气勘探开发潜力评价

马财林 陈岩 权海奇

（中石油长庆油田分公司勘探开发研究院 西安 710021）

作者简介：马财林，男，高级工程师，1987年毕业于西安地质学院，现在长庆油田研究院从事地矿综合研究工作。

摘要 本文简要回顾了大宁-吉县区块近10年内的煤层气勘探开发现状，通过煤层气基本地质、成藏和富集因素方面的分析，对该区煤层气勘探潜力进行评价，再从午城井组及部分区探井的试采数据入手，评价区内煤层气开发潜力。分析结果认为，本区煤层气资源利用率较低，成藏类型复杂；储集性能随煤层埋深而变化，提出该区煤层气开发，必须缩小井网井距，坚持长期连续抽排和稳定降压采气的主要认识。

关键词 大宁-吉县区块 煤层气 勘探潜力 开发潜力 井网井距 稳定降压

Potential Evaluation on CBM Exploration and Development in Daning-Jixian Area

Ma Cailin，Chen Yan，Quan Haiqi

（Research Institute of Exploration and Development，PCOC，Xi'an 710021）

Abstract：The paper reviewed the current status of CBM exploration and development in recent 10 years in Daning-Jixian area.By research of CBM basic geology，reservoir formation and enrichment and by analysis of the test well date from drainage wells，CBM exploration and development potential of the area was evaluated.Analysis result showed that the utilization of CBM resources in the area is low，type of reservoir formation is complex and reservoir performance is changeable with burial depth.It suggested that small well pattern and space，long-term continuous drainage and stable depressurization are necessary for CBM development in the area.

Keywords：Daning-Jixian block；CBM；exploration potential；development potential；well pattern and space

大宁-吉县区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端，地处山西省大宁县、隰县、蒲县和吉县境内。煤层气资源登记面积6905km²，有利勘探面积约3800km²。该区以煤层厚度大、平面分布稳定、煤岩煤质良好、热演化程度适中，使之成为我国中煤阶煤层气勘探开发试验区之一。

1 煤层气勘探开发现状

截至2006年7月15日，大宁-吉县区块共钻煤层气井34口，其中，预探井17口，评价井12口，水平井1口，外单位钻井4口，完成二维地震勘探228km（图1）。概括起来，区内煤层气勘探大致可划分为地质选区、勘探目标综合评价和勘探开发先导性试验三个阶段。

1.1 煤层气地质选区阶段（1997年3月～1998年12月）

该区煤层气勘探始于 1997年，以7口煤炭钻孔、3口天然气钻井和120km二维地震勘查资料为基础，对本区煤层厚度、埋藏深度、围岩等基本地质条件进行评价，初步筛选煤层气勘探目标，为煤层气井的钻探提供可靠的基础数据。

1.2 煤层气勘探目标综合评价阶段（1999年3月～2003年12月）

1999年6月23日，区内第一口煤层气井——A1 井顺利完钻，全井钻遇煤层总厚 16.2m，山西组山2段5^＃煤厚5m，太2段8^＃煤厚7.4m，5^＃煤层孔隙度8%，渗透率1～5mD，压力系数1.12，现场解吸含气量18.4m³/t，试气29d，获得2847m³/d的煤层气稳定产量。煤层段显示出高孔渗、高压力、高含气的“三高”特征。四年间，区内共钻煤层气探井6口，此阶段煤层气地质选区目标评价与钻井勘探同步进行。

1.3 煤层气勘探开发先导性试验阶段（2004年3月～2006年7月15日）

2004年3月，为了查明该区块煤层气资源及分布，配合午城井组钻探，为煤层气规模开发提供地质依据，率先在区内完钻煤层气区探井11口，井组12口，多分支水平井1口。煤层气开发先导性试验项目全面启动，多分支水平井钻探处于尝试之中。

2 煤层气勘探潜力分析

煤层气基本地质条件、成藏因素和富集规律是其勘探潜力分析的主要内容。基本地质条件与煤层厚度、埋藏深度和煤岩煤质特征有关；成藏因素是构造、围岩和水文地质条件的综合反映；富集规律与煤岩储层及含气性等因素相关联。

2.1 煤层气基本地质条件

评判一个区块的煤层气基本地质条件，一般从煤层厚度及埋深、煤岩煤质特征入手。认为煤层厚度大，埋藏深度适中，煤岩镜质组含量高，灰分含量低，该区块煤层气基本地质条件相对有利。根据国内外煤层气地质选区条件，结合鄂尔多斯盆地煤层气勘探实际情况，把煤层总厚度≥10m、单层厚度≥2m，且愈厚愈好，煤层埋藏浅于1000m、煤岩镜质组含量大于70%、灰分含量小于20%作为地质条件评价的基本标准。

表9 午城井组抽水试验参数计算表

3.2.3 排采不连续对井组试采结果影响较大

由于该区块远离油区，生产组织难度大。加之排采经验不足，选用设备不匹配等原因，时而停井，有的井尽管抽排，发电机功率低，动液面始终在400～600m 间不下降，这种状况对煤层气井排采的副作用极大。在停止排采的过程中，大量煤粉在近井筒周围沉淀，堵塞压裂缝和煤岩孔裂隙，从而使前期排采前功尽弃。

4 结论

（1）大宁-吉县区块煤层单层厚度大，平面分布稳定，以深成变质作用形成的中煤阶为主，煤层具低含灰、低含水和高镜质组含量之特征。煤层气基本地质条件有利。资源量大，资源丰度高，但在目前开发条件下，具有商业开发价值的煤层气地质储量（＜800m）所占的比例较小。

（2）煤层气成藏条件和富集因素较为复杂，构造控制煤层气藏类型，进而影响煤层气富集。区内“一隆、一坳、两斜坡”的构造特征，使煤层气成藏自西向东由“低角度单斜式、背斜式、向斜式”三种类型过渡。低角度单斜式煤层气成藏条件好，但煤层埋藏深，成藏条件不利；向斜式两侧转折端坡度陡，煤层气藏难以富集；背斜式气藏在背斜构造轴部的东、西两翼地层倾角相对平缓，储层条件有利，煤层含气量较高，有利于煤层气成藏。

（3）午城井组煤层埋深大，地应力高，煤岩储集性能差。区块内煤层埋藏大于800m的地段，原地应力大于20MPa，煤层渗透率低于1mD；煤层埋藏浅于800m的区域，原地应力小于20MPa，煤层渗透率大部分在1mD以上。

（4）午城井组煤层平均渗透系数是确定井网井距的重要依据，煤层平均渗透系数可通过煤层气井试采而获得。据此分析，该区400m×600m的井网井距过大，应采用200m×300m井距为宜。

（5）在煤层气地质条件有利、成藏因素优越、富集因素良好的前提下，煤层气井组开发除采用先进的钻井、完井和压裂技术外，坚持长期连续抽排、稳定降压是避免近井筒周围煤粉沉淀而堵塞煤岩孔隙、裂隙的关键。

⑵ HYYMD字母什么意思

“花颜月貌的”？？？
我总觉得前面三个是人名缩写，后面是粗话（抱歉打扰了）。。

⑶ 寿阳区块煤层气勘探开发现状、地质特征及前景分析

王明寿¹王楚峰¹魏永佩²张心勇¹徐文军¹

（1.中联煤层气有限责任公司 北京 100011；2.美国远东能源公司 北京 100016）

作者简介：王明寿，男，1966年出生，高级地质师，在职博士生，矿产普查与勘探专业，现在中联煤层气有限责任公司工作，多年从事煤炭、煤层气勘探、生产及科研工作。

摘要 煤层气的富集与储层特征密切相关，并受地质条件的制约。本文在详细研究煤储层特征及煤层气富集机制的基础上，分析和总结了沁水盆地北端寿阳区块煤层气的勘探开发现状，并对开发前景进行了初步评价。基于煤岩、煤质、煤体结构及孔渗性、吸附性的观察和测试，该区煤层表现为厚度大、热演化程度高，局部发育构造煤、裂隙较发育，吸附性能力强、含气量高，含气饱和度偏低。总体来说，适合煤层气的开发。该区煤层气的富集主要受控于热演化史和埋藏史。在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用，生气强度大；另外，煤层的埋深、顶底板封闭性及水文地质条件都会影响含气量的大小，煤层气富集是多因素有效配置的结果。

关键词 煤储层 含气量 热演化 羽状水平井 寿阳区块

Analysis on Status，Geology Features and Prospects of CBM Exploration and Development in Shouyang Block

Wang Mingshou¹，Wang Chufeng¹，Wei YongPei²，Zhang Xinyong¹，Xu Wenjun¹

（1.China United Coalbed Methane Corporation，Ltd.，Beijing 10001 1；2.Far East Energy Company，Beijing 100016）

Abstract：Coalbed methane（CBM）enrichment depends on reservoir characteristics，and it is also conditioned by geologic setting.On the basis of detailed study on the reservoir physical characteristics and CBM enrichment mechanism，exploration and development actuality was summarized and foreground was prospectedresearch findings in Shouyang Block，northern Qinshui Basin.According to observation and test for coal type，coal quality，coal structure and porosity-permeability，adsorbability，some characteristics of coal bed are displayed as follows：thick reservoir，high thermal evolution，local structural coal，developed fracture，noticeable adsorbability，high gas content，low gas saturation.In one word，research area fits for CBMexploitation.The CBM enrichment is controlled by thermal evolution history and burial history.Owing to magma thermal metamorphism superimposing on the regional metamorphosis，the intensity of gas generation is higher；Moreover，burial depth，closure property of adjacent rock，and hydrologic geology also affect gas content，CBM enrichment is the result of sound multifactorial matching.

Key words：CBM reservoir；Gas content；Thermal evolution；Multilateral horizontal well；Shouyang Block

引言

寿阳区块位于山西省北中部、沁水盆地北端（图1），相邻的阳泉矿区是我国著名的无烟煤生产基地之一，也是典型的高瓦斯矿区，从1957年就开始煤矿瓦斯抽放与利用工作^[1]。在多年的煤矿生产实践中，积累了丰富的煤矿瓦斯抽放经验，是我国煤矿瓦斯抽放和利用最成功的矿区。现建有8座瓦斯抽放站，抽放历史长，目前年瓦斯抽放量达2×10⁸m³，占全国第一位^[2]。20世纪80年代初，随着我国煤层气勘探开发的兴起，寿阳区块以其良好的资源条件及开发条件成为我国煤层气开发的热点。从1996年中国煤田地质总局在韩庄区施工HG1井开始，近十年来先后有多家单位在区内开展煤层气基础研究和煤层气勘探开发试验工作，施工了10口煤层气参数井或生产试验井（包括远东能源公司施工的3口煤层气羽状水平井），煤层气的勘探开发工作取得了阶段性进展。本文对近年来该区块的煤层气勘探开发活动进行了总结，针对该地区煤层气勘探实践过程中遇到的一些地质技术问题，对该区煤层气的富集机制和控气因素进行了探讨，以期指导勘探工程部署，从而实现该地区煤层气开发的突破。

图2 SY—XX井3号煤层原煤等温吸附曲线

3.5 煤的渗透性

研究区有8口煤层气参数井和生产试验井16层煤进行了注入/压降测试，取得了较多的煤层渗透率数据，总体来讲，煤储层的渗透性相对较好，介于0.0352～82.84mD，取得的煤层渗透率相差在几至几十倍以上，这也从一个侧面说明了煤层的非均质性^[6]。

4 煤层气的富集机制

4.1 煤的热演化史和埋藏史是煤层气富集的主要控制因素

大量资料表明，该区煤层气的富集主要受控于该区煤的热演化史和埋藏史^[7]，沁水煤田石炭纪、二叠纪时期，该区处于台型稳定均衡沉降阶段，沉降速率22.82m/Ma。至三叠纪，地壳沉降速度加快，最大沉降速率达65m/Ma，侏罗纪仅有短暂的微弱沉降，总体以褶皱抬升为主。根据现有资料估算，三叠纪末，该区下煤组埋藏深度约3400m左右，地温达154℃左右，煤化程度为肥、焦、瘦煤阶段，处于生气高峰期，平均生气速率为0.8978×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪变慢为0.018×10⁸m³/km²·Ma，白垩纪之后，生气作用基本终止。由于研究区处于纬度34°带，在区域变质的背景上，叠加了岩浆热变质作用。因此，该区生气强度大，阳泉、寿阳、昔阳一带，生气强度一般90×10⁸m³/km²以上。综上所述，研究区于成煤期后，曾有两次大的热演化阶段，一次为印支期，主要是快速沉降堆积增温阶段。这一阶段使石炭纪、二叠纪煤层煤化作用加强，煤级增高，区内大部分区段的煤层都跨越了生气“门槛”值，进入主要生气阶段（R°_max＞1.0%），大部分地区的煤层达到生气高峰期（R°_max=＞1.35%），因此，印支期是煤层气主要生成期。另一次为燕山期，主要为岩浆区域热增温阶段。

4.2 煤层埋深对煤层气富集的影响

一般来讲，随着煤层埋深的增加，含气量增加。表现在平面上由北往南含气量增加，而在钻孔中，下组煤含气量高于上组煤。该区的煤层气风化带深度在300m，即在300m以浅，煤层气成分中甲烷含量一般小于80%。

4.3 煤层顶、底板封闭程度对含气量的影响

研究表明：煤储层的顶底板岩性和封盖性能对含气量的影响很大，顶底板岩性致密、封盖性能好的区域，含气量高，否则相反，在平面上含气量低的区域和煤层顶板砂岩带基本上是重合的。

4.4 水文地质条件对含气量的影响

煤系地层水在煤层气的生成、储集（吸附）和产出的全过程中都起着重要的作用。在控制煤层气赋存、产出的主要地质因素（含气量、临界解吸压力、储层压力、渗透率、内外生裂隙等）中，煤层水作为客观载体通过与诸多因素的相互作用实现对煤层气赋存、产出能力的影响^[7]。煤岩储层压力表现为煤层水压力，而常规砂岩储层压力则表现为气体压力。因此，煤层水压力的高低反映了煤岩储层能量的大小。煤岩对甲烷分子的吸附能力主要与温度和压力在煤层水压力作用下，埋深变浅的煤层仍保持了较高的原始含气量，煤岩储层中“圈闭”了一定数量的气体，形成煤层气藏^[8]。

在研究区，主煤层高含气量区域与地下水等水位线的局部低洼地带较吻合。如韩庄井田主煤层含气量在研究区内是最高的地带，对比之下，该地带中奥陶统、太原组、山西组含水层的等水位线均呈现出低洼状态，地下水明显滞流是导致韩庄井田主煤层含气量高的重要原因。

上述规律得到了地下水矿化度、水质类型等分布规律的进一步佐证。韩庄井田一带存在着中奥陶统灰岩含水层高矿化度中心，矿化度在2000mg/L 以上：太原组含水层中，这一地带矿化度最高，在1500mg/L 以上；在山西组含水层中，这一地带矿化度最高，在1000mg/L 以上。这一高矿化度区带与主煤层高含气量地带在空间分布上高度一致的规律，进一步揭示出地下水缓流或滞流对煤层气保存富集的重要作用^[2]。

需要指出的是，沁水盆地北端煤层气的富集，是以上诸因素综合作用的结果，只有多种因素的有效配置，才能形成富集的煤层气藏，在进行选区评价和勘探部署时，一定要全面考虑可能影响含气量的各种因素。

5 勘探中存在的问题及对策

从1997年中国煤田地质总局施工HG1号煤层气探井揭开该区的煤层气勘探序幕至今已有10年的里程，目前可以说取得了阶段性进展，但客观地讲，该区勘探开发的进程缓慢，究其原因，除和近年来煤层气产业发展的大气候有关外，还和对该区的地质规律认识水平以及采取的煤层气完井方式及工艺有一定的关系。

1996～1997年由中国煤田地质总局施工的4口井均布置在韩庄精查区内，由于韩庄精查勘探就是由煤炭队伍完成的，对地质资料的占有和研究程度都很高，因此在井位选择上非常成功，煤层厚度、含气量等主要参数都非常乐观，特别是生产试验井HG6井压裂后，单井排采最大日产气量达到1300m³，现在回过头看，该井应该是比较成功的，但限于当时对煤层气理论的认识水平和工程技术的局限，如钻井过程中对储层污染的重视不够，排采中没建立合理的排采制度造成煤层吐砂、埋泵等事故。中联公司施工的1号探井由于选在煤田勘探空白区内，加上由于地层涌、漏水等原因，并未达到预期目的，而3口井的小井组由于受当时勘探思路的影响选择在构造高点，加上对该区的水文地质条件研究不够，正好打在了富水区内，在排采过程中由于裂隙水补给充分，液面长期稳定，加上当时其他因素，最后不得不终止作业。

水平井技术是最近几年在美国、加拿大、澳大利亚等国家兴起的一项有效的煤层气增产技术，远东公司在分析总结了该区以往地质和勘探资料的基础上，决定实施羽状水平井以期取得突破，从完成的3口井的情况看是比较成功的，但由于羽状水平井作业成本高，因此在实施之前对综合地质的研究，包括煤层的机械物理性能、可钻性、水文地质特征等非常重要，同时对井眼轨迹区构造的控制（如实施三维地震勘探等）也非常重要。此外，由于涉及多个工种，煤层气羽状水平井的施工也是一个系统工程，有效科学的组织管理将会事半功倍。

6 结论

沁水盆地北端煤储层厚度大，埋深适中；煤的热演化程度较高，已进入生气高峰，煤层顶底板封闭性能好，含气量高；煤储层裂隙较发育，孔隙以小孔和微孔为主，渗透性较好；煤的吸附性能强，但含气饱和度偏低。总体来讲，该地区煤层气开发条件良好。

煤层气的富集受诸多地质条件的控制，是各种因素有效配置的结果，在这些地质因素中，煤的热演化史和埋藏史起着主导作用。其他因素如顶、底板的封盖性能、水文地质条件、埋深等也都影响着气的富集，在选区和勘探部署时要综合考虑各种因素。在增产措施的选择上，建议采用传统垂直井压裂和羽状水平井并用的方针，同时尝试近年来效果好的清洁压裂液、氮气泡沫压裂等先进的工艺和技术。

参考文献

[1]李明宅.2000.沁水盆地煤层气勘探及地质分析.天然气工业，20（4）：24～26

[2]傅雪海，王爱国，陈锁忠等.2005.寿阳—阳泉煤矿区控气水文地质条件分析.天然气工业，25（1）：33～36

[3]王明寿，朱峰，宋儒.2002.山西煤层气产业面临的机遇与挑战.21世纪中国煤层气产业发展与展望.北京：煤炭工业出版杜，278～279

[4]郡兵印，徐文军.1997.阳泉矿区煤层气赋存特征和开发前景.中国煤层气，（2）：18～21

[5]孙茂远，黄盛初等.1998.煤层气开发利用手册.北京：煤炭工业出版杜，63～67

[6]王生维，段连秀，张明等.2000.煤层气藏的不均一性与煤层气勘探开发.石油实验地质，22（4）：368～370

[7]李侠，魏永佩，纪邦师等.2002.山西煤盆地热演化与生气作用研究.西安工程学院学报，20（2）：27～30

[8]周志成，王念喜，段春生等.1999.煤层水在煤层气勘探开发中的作用.天然气工业，19（4）：23～25

⑷ 渗透率的单位是什么

渗透率单位是长度的平方，即与面积的单位相同。但我们称之为达西（D）,常用的单位为毫达西（md）。

渗透率是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力。

是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。渗透率（k）用来表示渗透性的大小。

压力梯度为1时，动力黏滞系数为1的液体在介质中的渗透速度。量纲为L2。

(4)水文地质Md什么意思扩展阅读：

岩石渗透性的好坏，以渗透率的数值大小来表示，有绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率三种表示方式。

一、绝对渗透率

当单相流体通过横截面积为A、长度为L、压力差为ΔP的一段孔隙介质呈层状流动时，流体粘度为μ，则单位时间内通过这段岩石孔隙的流体量为：Q=KΔPA/μL 。

当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，单位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比，而与液体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比。

式中：Q——单位时间内流体通过岩石的流量，cm3/s；A——液体通过岩石的截面积，cm2；

μ——液体的粘度，Pa·s；L——岩石的长度，cm；ΔP——液体通过岩石前后的压差，MPa；

岩石的绝对渗透率是岩石孔隙中只有一种流体(单相)存在，流体不与岩石起任何物理和化学反应，且流体的流动符合达西直线渗滤定律时，所测得的渗透率。

由于气体受压力影响十分明显，当气体沿岩石由(高压力)流向(低压力)时，气体体积要发生膨胀，其体积流量通过各处截面积时都是变数，故达西公式中的体积流量应是通过岩石的平均流量。

二、有效渗透率

英文：effective permeability

定义：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。

多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。

三、相对渗透率

英文： relative permeability

定义：多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体在该饱和度下的渗透系数与该介质的饱和渗透系数的比值叫相对渗透率，是无量纲量。

作为基数的渗透率可以是：

1、用空气测定的绝对渗透率；

2、用水测定的绝对渗透率；

3、在某一储层的共存水饱和度下油的渗透率。

与有效渗透率一样，相对渗透率的大小与液体饱和度有关。同一多孔介质中不同流体在某一饱和度下的相对渗透率之和永远小于1。根据测得的不同饱和度下的相对渗透率值绘制的相对渗透率与饱和度的关系曲线,称相对渗透率曲线。

⑸ 今天早上下了雨，MD，来到这里踩单车，没想到这么吃力！这是非牛顿流体原理吗还是什么原理好吃力啊！

因为车对沙地的压强，远远超过了泥地的承受限度，因此车胎碾过的沙子版会输松开使受力分散。权这样，车要前进，首先必须用劲使自行车的两个前后车轮从沟里骑起来，车轮沉陷得越深，摩擦力越大，另外一方面，想要前进就要求沙地对自行车后轮有很大的向前推力。这些力大约等于自行车车轮对沙地的作用力，这也就要求人对踏板施加十分大的作用力。所以，沙地或泥地上踩自行车会很费力。

⑹ MD是什么单位

MD在地质学上是毫达西，渗透率单位。

⑺ 地理好的文科生读什么专业好哦

GIS感学前景不错，只不过你只有地理好理科不好的话，就读人文地理方面的吧

⑻ 　支护设计

试验巷道选在±0水平北一采区东13227工作面运输巷，巷道埋深170m左右。

9.1.3.1地质概况

试验巷道沿2号煤顶板掘进，煤厚3.5m，倾角0°～10°，平均为6°。13227工作面位于±0水平北副巷的西部，东侧与西132 27采空区相邻，北侧为下洛阳村保护煤柱，南侧为采空区，工作面走向长度280m左右，倾斜长度90～130m，回采面积34 360m²。

本区地质构造比较简单，只是在切眼处小断层比较发育，向回采工作面内延伸将会逐渐尖灭，水文地质条件比较复杂，有较丰富的给水源。

伪顶为碳质页岩，厚度为0.3m，层理极为发育，随掘随冒。直接顶为粉砂岩，厚度为1.9m，老顶为细砂岩，厚度为9.8m，直接底为粉砂岩，厚度9.8m。

在试验巷道开口处向顶板内打钻，以了解直接顶岩层的细致构成，绘制岩心构成如图2.13所示。

9.1.3.2顶板锚杆设计

由图2.13可见，试验巷道顶板属于上置厚分层结构。在顶板深度0～1.05m范围内，岩层平均厚度为8.5cm左右，在1.05m以上岩层厚度较大，特别是在1.35～1.8m范围内分布一个厚度为0.45m的岩层，该层属于厚层，它的稳定性要优于下部岩层。通过对试验巷道所在地区的地质调查表明，2号煤直接顶表面至1.0～1.2m范围内顶板稳定性差，易冒落，其上部岩层稳定性较好，这与顶板岩心探查结果一致。根据顶板稳定性特征，如果在1.35～1.8m范围内的厚层处于稳定状态，则可按悬吊作用设计锚杆支护参数。

（1）厚层稳定性分析

将该层作为锚杆锚固层，并对下部岩层起到悬吊作用对其稳定性进行分析，单层岩石拱梁极限跨距公式（见节8.1）为：

基于岩体结构分析的煤巷锚杆支护技术

式中：ξ—岩层蠕变系数，ξ＝0.5～0.7，由于直接顶为砂岩，岩层强度接近中硬，巷道属于回采巷道，服务时间较短，故取为0.7;

t——岩层厚度，根据图2.13，取为0.45m；

σ_c——岩层单轴抗压强度，取为40.25MPa;

m_d——地层载荷系数，m_d=0.05H=0.05·170=8.5,H为巷道埋深；

m_z——支护载荷系数，

将上述数据代入（9.1）式，得L_c=2.90m。

该岩层的实际跨距为：

基于岩体结构分析的煤巷锚杆支护技术

式中：s——巷道掘进跨度，为3.2m;

h——不稳定岩层厚度，为1.35m。

代入（9.2）式得L=1.85m。

因此，岩层的极限跨距大于实际跨距，由此判断该岩层保持稳定，可以按悬吊作用设计顶板锚杆参数。

（2）锚杆参数

按悬吊作用设计锚杆参数，锚杆长度为1.8m，间排距为0.7m，锚杆直径为16mm。每根锚杆配1只Z2330型树脂锚固剂。

9.1.3.3煤帮锚杆设计

试验巷道埋深较浅，地应力较小，两帮煤质较硬，为降低支护成本，选用直径35mm的木锚杆，长度为1.5m，间距为0.8m，排距为0.7m。

9.1.3.4护表材料

护表材料包括托板、金属网、塑料网和钢筋梁等，它加强了锚杆在巷道走向和横向间的联系，锚杆和护表材料形成一个整体性较强的支护结构，有利于增强对围岩变形与破坏的控制，提高围岩稳定性。

顶板锚杆配备直径120mm、厚10mm的铸钢托板，煤帮锚杆配备一个竹制托板，规格为400mm×300mm×30mm。

顶板钢筋梁用直径16mm的钢筋制成。

试验巷道锚杆布置见图9.6所示。

图9.613227工作面运输巷锚杆支护参数图

⑼ 工程地质专业术语MD是什么意思

粒度中值 Md

⑽ 沁水盆地

沁水盆地是当今我国煤层气勘探开发程度最高的盆地，含煤地层主要是上石炭统太原组和下二叠统山西组；煤层厚度大、分布稳定，热演化程度高，生气量大；煤储层割理发育，构造线交汇部位裂隙发育，煤层气产出条件好；煤层上覆有效厚度较大，水动力条件好，煤层气保存条件有利；盆地煤层气地质资源量为39 500.42×10⁸m³，可采资源量为11 216.22×10⁸m³,Ⅰ类和Ⅱ类资源分别为盆地地质资源量的近50%。

（一）概况

沁水盆地位于山西省东南部，北纬约35°～38°，东经约112°00′～113°50′，总体呈长轴沿北北东向延伸的椭圆状，其东西宽约120km，南北长约330km，总面积约3万多平方公里。盆地周边为太行、王屋山、中条山及太岳山等山脉，海拔高程多在700 m以上，地形起伏较大，多为切割显著的黄土地貌。

沁水盆地是当今我国煤层气勘探开发程度最高的盆地，自20世纪90年代开始，有中国煤田地质总局、中美合资晋丹能源研究开发公司、中联公司、中国石油、亚美大陆煤炭公司等多家单位先后在此进行煤层气勘探试验，到目前为止，共完成各类煤层气井350余口，取得了重大的勘探成果。纵观沁水盆地的煤层气勘探历史，可将其划分为两个阶段，即勘探评价先导性试验阶段和开发利用试验阶段。

（二）煤层、煤岩和煤质特征

1.煤层特征

沁水盆地晚古生代受华北地台聚煤坳陷盆地沉降控制，沉积演化过程中，在太原期、山西期发生了多次聚煤过程，为煤层气的生成和储集奠定了较为雄厚的物质基础。沁水盆地含煤地层主要是上石炭统太原组和下二叠统山西组。本溪组和下石盒子组均只含薄煤层或煤线，无煤层气评价意义。

太原组以K₁砂岩为底，K₇砂岩之底为其上界，总体上呈北厚南薄的特点。含煤4～14层，由下至上计有16号、15号、13号、12号、11号、10号、9号、8号、7号及6号煤层。下部15号煤厚度大，横向稳定，是区内的最主要的煤层之一。全组煤层厚0.4～19.4m，平均6.36m。

山西组以K₇灰岩与太原组分界，上界为K₈砂岩之底。厚度变化趋势为北厚南薄。含煤2～7层，由下至上有5号、4号、3号、2号及1号煤层，3号为主煤层。本组煤层总厚0.25～11.51m，平均4.94m。

2.煤岩煤质特征

沁水盆地的宏观煤岩类型划分为四类：光亮型、半亮型、半暗型和暗淡型，其中山西组煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主，太原组煤层以半亮和光亮型为主。在横向上山西组和太原组主要煤层由北向南光亮型、半光亮型煤含量增高，半暗淡型煤含量逐渐降低。

沁水盆地山西组镜质组含量在45%～70%之间，惰质组含量20%～36%；太原组镜质组含量在65%～80%之间，惰质组含量16%～30%。山西组煤层挥发分在7.03%～38.92%之间（个别地区较高），平均为17.23%；太原组各主要煤层的挥发分一般在8.98%～21.39%之间，平均值为14.36%。太原组煤的灰分在4.8～25.49%，平均为13.26%，而以霍县、沁源等地最高，西山煤田15JHJ煤最低。山西组煤的灰分一般在2.6%～24.15%，平均11.11%，略低于太原组，灰分总的变化趋势是西高东低。

沁水盆地的煤种比较齐全，从气煤到无烟煤都有，但以变质烟煤和无烟煤为主，是华北石炭—二叠系高变质煤的重要地区，无烟煤储量最多，分布面积最大。从整个盆地煤种平面分布来看，西部以焦煤和气煤为主，东部以瘦煤和贫煤为主，北部以瘦煤、贫煤和无烟煤为主，而南部基本上为无烟煤。

（三）含气性特征

沁水盆地山西组和太原组煤层的含气量总体变化特征是，从盆地周边向盆地内部含气量逐渐增高，由盆地边缘的6m³/t左右逐渐增高到盆地轴部26～30m³/t，反映高煤级背景下，含气量随上覆有效地层厚度增加而提高（图6-10、图6-11、图6-12）。煤变质程度对含气性的控制作用也很明显，煤级越高含气量越高，如屯留井田、寿阳矿区韩庄井田和阳城矿区，前两个地区分别为瘦煤（Rom axl.73%）和贫煤（Rom ax1.8%～2.4%），阳城矿区为无烟煤（Romax4.1%），在煤层上覆有效地层厚度相同，均为500m的条件下，最高含气量前两个地区为16.5～17m³/t，阳城矿区为38m³/t。

图6-10 寿阳矿区韩庄井田上覆有效厚度与含气量关系图

图6-11 潞安矿区屯留井田山西组3号煤上覆有效厚度与含气量关系图

图6-12 晋城潘庄井田煤层上覆有效厚度与含气量关系图

（四）煤层气成藏条件

1.煤层厚度大、分布稳定，热演化程度高，生气量大，含气量高

煤层总厚度大多在5m 以上，区内煤层气勘探主要目的层石炭—二叠系山西组3号和太原组9号煤厚度稳定，在盆地内分布广。沁水盆地煤的变质程度普遍较高，Ro值一般在1.5%～4.5%之间，煤阶主要为无烟煤Ⅲ号、贫煤和瘦煤。据热模拟实验结果，煤由褐煤热演化至瘦煤阶段时，产气量已经达到14m³/t，至无烟煤Ⅲ号时，产气率已达280m³/t，已远远超出煤层自身的吸附能力。

2.煤储层割理发育，构造线交汇部位裂隙发育，煤层气产出条件有利

盆地内煤层普遍发育两组割理，3号煤面割理走向在N15°～66°E之间，端割理走向N5°～84°W 之间；15号煤面割理走向在N20°～30°E之间，端割理走向N3b～88bW之间；割理密度：3号煤介于173～604条/m 之间，区域分布规律是由北往南割理变发育；15号煤介于530～580条/m 之间，盆地范围内割理密集，分布较均匀。

煤层渗透性还与构造裂隙发育程度有关，在盆地范围内发育三组构造线，即北北东向、近南北和北东东向，它们代表着不同时期的构造运动。在不同期次构造线的交汇部位，形成了裂缝发育带，大大改善了煤储层的渗透性。

在煤层割理和构造裂隙发育区，煤层渗透性得到很大程度的改善，形成高渗区，有利于煤层气产出。在盆地南部潘庄井田，煤层试井渗透率为1.53m D，局部地区高达3～5mD。

3.煤层上覆有效厚度较大，水动力条件好，煤层气保存条件有利

由于燕山和喜山期的构造运动未使区内发生强烈构造变形，风化剥蚀作用并不强烈，在盆地周边和盆地中心仍保留了较厚的煤层上覆有效厚度，特别是樊庄区块，3号煤直接泥岩盖层厚度达50余米，因此现今的含气量仍然较高。

根据钻孔抽水试验数据，沁水煤田不同层段水文地质情况存在较大差别。由各主要含水层计算的静水压力梯度看出：煤系含水层静水压力梯度为0.21～0.62MPa/hm，平均为0.35～0.48MPa/hm；上石盒子组含水层静水压力梯度平均为0.62MPa/hm，第四系松散含水层的静水压力梯度平均为0.82MPa/hm。这些不同的数据表明，盆地各含水层之间没有形成明显的水力联系，煤系为一个近似独立封闭的水文系统，对煤层气的保存有利（表6-12）。

表6-12 沁水盆地含水层压力统计表（张培河，2002）

（五）煤层气资源量

沁水盆地风化带至煤层埋深2 000m以浅区煤层气地质资源量为39 500.42×10⁸m³，资源丰度为1.46×10⁸m³/km²，可采资源量为11 216.22×10⁸m³。其中上石炭统太原组和下二叠统山西组煤层气地质资源量分别为23 397.99×10⁸m³、16 102.43×10⁸m³，占地质资源总量的59.23%和40.77%。

按区带统计，沁水、霍西和西山含气区带煤层气地质资源量分别为36 171.39×10⁸m³、2 535.30×10⁸m³和793.73×10⁸m³，占地质资源总量的91.57%、6.42%和2.01%；沁水、霍西和西山含气区带煤层气可采资源量分别为9 677.54×10⁸m³、1 042.59×10⁸m³和496.10×10⁸m³，占可采资源总量的86.28%、9.30%和4.42%。

按深度统计，煤层埋深1 000m以浅、1 000～1 500m和1 500～2 000m区，煤层气地质资源量分别为20 808.87×10⁸m³、9 950.51×10⁸m³和8 741.04×10⁸m³，占地质资源总量的52.68%、25.19%和22.13%；埋深1 000m以浅与1 000～1 500m煤层气可采资源量分别为6 219.14×10⁸m³、4 997.08×10⁸m³，占可采资源总量的55.45%与44.55%。

该含气盆地群Ⅰ类资源量为18 467.38×10⁸m³，占地质资源总量的46.75%；Ⅱ类资源量为20 503.22×10⁸m³，占地质资源总量的51.91%；Ⅲ类资源量为529.81×10⁸m³，占地质资源总量的1.34%（表6-13、表6-14）。

表6-13 沁水盆地煤层气资源量计算汇总表

表6-14 沁水盆地各含气区带煤层气资源类别表