煤层气赋存与产出取决于煤层气赋存环境条件，即：地应力场条件、地下水压力场条件和地温场条件；以往对地应力和煤储层压力研究较多，而对地温研究相对较少。随着我国煤层气勘探开发向深部推进，地温条件的研究受到关注[1]。由于地温大小直接影响到煤的吸附-解吸能力，且控制着煤层气的赋存状态。从煤层气井开发角度，煤储层温度越高，煤中甲烷的解吸-扩散能力增强；一般来说，温度对煤储层渗透性影响可以分为2个阶段。在低温阶段，随着温度的升高，由于煤岩热膨胀，渗透率不断下降；而在高温阶段，由于煤岩热开裂作用导致煤储层渗透性随温度的增高而急剧上升。因此开展煤储层地温场条件研究，对于揭示煤层气赋存状态和气体产出规律以及提高煤层气开发效果具有理论和实际意义。
关于现今地温场研究方面，主要是基于钻井测温数据、恒温带温度及其深度和岩石热导率测试等数据，计算地温梯度和大地热流值作为地温场的评价基本参数，在此基础上进行数值模拟计算和成因分析研究[2-3]。
20世纪70年代，美国解决了从地面开发煤层气技术以后，煤层气作为一种非常规天然气资源日益受到世人关注。随着煤层气勘探开发的推进，在美国、加拿大和澳大利亚等主要煤层气生产国相继开展了煤层气盆地现今地温条件的研究，并测试了大量的地温场数据，分析了主要煤层气盆地现今地温场特征及其影响因素[4-8]。
自20世纪80年代以来，积极引进美国现代煤层气开采技术，进行煤层气资源评价与勘探开发试验，并对我国主要煤层气盆地地温场条件有了系统认识，获得了这些煤层气盆地地温及其梯度值和大地热流值[9-13]，分析了我国主要煤层气盆地现今地温场特征及其存在的差异性，总的特征表现为：西部盆地多为低热流状态，中部盆地地温多处于正常区间，而东部盆地多为高热流“热”盆[14-17]。在此基础上，进一步探讨了影响现今地温场变化的控制因素，主要包括区域构造热演化、岩浆活动、断裂构造、基底起伏、盖层厚度和地下水活动等方面[18-21]。
沁水盆地是我国目前煤层气勘探开发程度最高的盆地。在煤层气勘探开发过程中进行了大量的钻孔测温工作，吴乾蕃等[22]在山西断陷带开展了钻孔测温工作，获取了50多口测温井资料以及23个大地热流数据，编绘了山西断陷带大地热流分布。任战利[23]通过对沁水盆地沁参 1井地温进行了分析，并计算了沁参 1井的大地热流值为 44.54 mW/m2。孙占学等[9,24]根据沁水盆地20口井的温度数据，研究了沁水盆地地温场特征，统计分析认为，该区地温梯度为20.9～47.6 ℃/km，平均为(28.2±10.3) ℃/km，区域上总体上呈现南北高中间低的趋势，大地热流值介于44.8～101.8 mW/m2，平均 62.7 ± 15.2 mW/m2。这些研究为研究区现今地温场的研究提供了基础资料。
由于研究区煤储层地温测量点资料有限，且分布不均，目前缺少系统的煤储层地温场分析,有关控制机理的研究不够深入，这给应用地温资料进行煤层气勘探开发带来一定的困难。因此，笔者采用沁水盆地煤层气井地温实测数据，系统分析了沁水盆地3号煤层和15号煤层地温及其梯度和大地热流分布特征，揭示了煤储层地温分布规律及其受控机制，为我国煤层气勘探开发提供了理论依据。
1 研究区地质概况及地温测量
1.1 研究区地质概况
沁水盆地位于山西省中部及东南部，东以平定—昔阳—左权—长治—晋城一线的煤层露头线为界；西至霍山隆起以东煤层露头线与汾河地堑的东部边界，南起阳城；北抵盂县、寿阳。北纬35.25°～38.16°，东经111.75°～113.75°，盆地长轴总体呈NNE向延伸，南北长约320 km，东西宽约180 km，有效含煤面积 31 100 km2。海拔高程多在700 m以上，地形起伏大，多为切割显著的黄土地貌。
沁水盆地位于太行和吕梁隆起带之间，主体部分出露二叠系和三叠系，周缘翘起，下古生界出露，为大型复式向斜构造。本区构造及其活动性和沉积地层及其演化特征与华北广大地区一样。研究区整体为走向近南北向展布的向斜构造，盆地内部次级褶皱发育，构造线呈北北东向，南、北端受边界构造影响，构造线方向偏转为北东东向或近东西向，构造样式和变形强度由盆地内部向盆缘有规律的变化，内部以开阔的短轴褶曲和高角度正断层为主，南北翘起端呈箕状斜坡，东西两翼基本对称，西翼地层倾角相对稍陡，一般10°～20°，东翼相对平缓，一般10°左右，边侧下古生界出露区为倾角较大的单斜，向内变平缓轴面向盆内倾斜，并发育向外侧逆冲的逆断层，呈现块坳内部构造稳定、边缘活动性增强的基本规律。断裂构造主要分布在盆地的浅部，深部断裂不发育。以北东、北北东和北东东向高角度正断层为主，集中分布于盆地西北部、西南部及东南部边缘和东西边部。研究区主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，2组地层平均总厚207.34 m，煤层平均总厚10.25 m，山西组一般含煤3～6层，含煤平均总厚2.82 m，太原组含煤4～9层，含煤平均总厚7.43 m。本区主要可采煤层为太原组15号煤层和山西组3号煤层，是本文研究的目标层。
1.2 地温测量
本研究地温数据主要为稳态和近似稳态测温2类，包括168口稳态井数据以及363口近似稳态井数据。在对收集的井温数据进行整理分析时，考虑到数据平面分布的情况，3号煤储层选取了75口稳态测温井和 32口近似稳态测温井数据；15号煤储层选取49口稳态测温井和17口近似稳态测温井数据进行分析。
稳态测温是在钻孔停钻3～10 d，甚至数月或数年后，对全钻孔或特定井段进行连续温度监测，所测温度可直接作为原岩温度。稳态测温系统主要由井下温度传感器和筛管、连接导线、关井设备、钻井和油管、数据转换器和记录仪组成，该系统温度精度为0.5%、温度分辨率为0.1 ℃。
近似稳态指的是停钻3～5 d后获取钻井温度，该方法所测数据存在一定误差，井底段温度误差较小。由于近似稳态井关井时间相对较短，井温与原岩温度存在一定的偏差，需要对其进行校正后方能使用。
2 研究区煤储层地温场分布特征
2.1 煤储层地温的基本参数
(1)恒温带温度和深度。恒温带是指太阳辐射和大地热流这2个相反方向的热流达到平衡时，温度没有变化的层带，一定区域范围内恒温带埋深与温度是不变的常数，随着区域范围扩大，由于太阳辐射影响深度以及年平均气温的不同，恒温带埋深及温度将发生变化。基于全国尺度的变温带厚度、恒温带埋深、恒温带温度及平均地温梯度的研究成果[2]，并结合研究区钻孔测试数据，编制了沁水盆地恒温带埋深以及温度等值线，如图1所示。沁水盆地恒温带温度整体呈现由西北向东南逐渐增高的趋势，恒温带深度由北向南逐渐变浅，恒温带温度为13.2～15.2 ℃，恒温带深度为27.4～33.1 m。
图1 沁水盆地恒温带温度和深度等值线
Fig.1 Contour of depth and temperature of constant temperature zone in Qinshui Basin
(2)地温梯度。地温梯度指的是恒温带以下，埋深每增加100 m，温度的变化量，本研究通过最小二乘法进行地温梯度计算，线性回归方程为
(1)
式中，G为地温梯度，℃/hm；T为地层温度(稳态井温或校正后的近似稳态井温)，℃；T0为恒温带温度，℃；H为测温点埋深，m；H0为恒温带埋深，m。
(3)大地热流值。大地热流值是表征地球内部及区域性浅层热状态的一项物理量，是研究区域地温场的基本参数。大地热流值是一个综合性参数，其综合表示了在岩性、埋深、地温等因素影响下的地热状态，相对于地层温度、地温梯度等地热参数，更能确切地反映一个地区地热场的特征，数值上等于岩石热导率和垂向地温梯度的乘积：
Q=-kG
(2)
式中，Q为大地热流值，mW/m2；k为计算层段岩石热导率，W/(m·℃)；负号表示大地热流方向与地温梯度方向相反。
(4)岩石热导率。岩石热导率(λ)是影响地温场分布的关键参数之一，其大小与岩性、埋深以及构造活动相关[2]。
研究区地层岩性主要有泥岩、砂质泥岩、炭质泥岩、中粒砂岩、细粒砂岩、粉砂岩和石灰岩等。考虑到研究区相同层位不同岩性热导率相差较大，在计算热导率时将不同埋深和不同岩性热导率按照其相应厚度进行加权平均计算，计算公式为
(3)
式中，i为岩石编号；n为钻井岩性柱划分段数；di为i所代表岩石的厚度，m；ki为i所代表岩石的热导率，W/(m·K)；D为计算段总长度，m。
计算结果表明，沁水盆地煤系岩石热导率介于 0.402～2.960 W/(m·K)，平均值为2.117 W/(m·K)，其中煤的热导率最小，石灰岩热导率最大(表1)。
表1 沁水盆地煤系主要岩石热导率
Table 1 Thermal conductivity of main rocks of coal measures in Qinshui Basin
地层年代岩性样品数量/个热导率均值/(W·(m·K)-1)煤10.402粉砂岩12.296二叠系下统山西组泥岩22.210砂质泥岩12.635炭质泥岩10.782细粒砂岩12.510中粒砂岩22.445石炭系上统太原组煤层20.481泥质灰岩12.809粉砂岩32.667泥岩22.642砂质泥岩32.785炭质泥岩11.250细粒砂岩12.650中粒砂岩22.350石灰岩12.960
注：表中数据引自文献[9,25]。
2.2 煤储层地温分布特征
基于3、15号煤储层的稳态、近似稳态以及预测温度数据，利用Kriging插值法，绘制了沁水盆地主采煤层地温分布规律(图2)。由图2可知，3、15号煤储层地温均呈现由盆缘向盆内逐渐增高的趋势，与埋深存在良好的正相关性。3号煤储层温度变化范围为14.6～100.9 ℃，平均为30.58 ℃。15号煤储层温度为15.3～111.8 ℃，平均为33.28 ℃。对比2个主采煤储层的地温空间分布规律可知，15号储层温度整体高于3号煤储层，2煤层温度相差0.08～4.30 ℃。
图2 沁水盆地煤储层地温等值线
Fig.2 Geothermal contour of coal reservoir in Qinshui Basin
2.3 大地热流值分布特征
根据式(2)，可得沁水盆地大地热流值，计算结果如图3所示。沁水盆地大地热流值为0.93～94.6 mW/m2，平均为41.5 mW/m2，低于我国大陆地区平均热流值(63 mW/m2)，表现为低大地热流的“冷盆”特征,均反映出本区处于稳定的构造-热状态之中。
图3 沁水盆地大地热流分布规律
Fig.3 Terrestrial heat flow distribution of the Qinshui Basin
2.4 煤储层地温梯度及其分区
根据研究区煤储层地温分布及煤层埋藏深度，计算出沁水盆地3、15号煤储层地温梯度分布，如图4所示。根据沁水盆地煤储层地温梯度，将研究区煤储层地温梯度分为地温低异常区、地温正常区和地温高异常区，其中地温正异常区又进一步分为正常(偏低)、正常(中等)和正常(偏高)，见表2。
表2 沁水盆地地温场等级划分依据
Table 2 Geothermal zoning of coal reservoirs based on the geothermal gradient
地温等级地温低异常地温正常正常偏低正常中等正常偏高地温高异常地温梯度/(℃·hm-1)<1.61.6～2.02.0～3.03.0～3.5>3.5
由图4可知，研究区3号煤储层地温梯度分布范围为0.008～3.770 ℃/hm，平均地温梯度为1.62 ℃/hm，15号地温梯度变化范围为0.046～5.350 ℃/hm，平均地温梯度为1.87 ℃/hm。统计表明(表3)，沁水盆地3号煤储层地温低异常区面积为8 985.42 km2，占总面积的27.9%；15号煤储层地温低异常区面积为8 121.18 km2，占总面积的25.2%，地温场分布规律基本与3号煤储层一致。实测资料表明，沁水盆地石炭—二叠系煤储层地温梯度小于1.6 ℃/hm的地温低异常区，呈条带状分布于盆地东北和东部一带，包括寿阳东—阳泉、横岭—和顺、沁南东—夏店、长子、赵庄和长平东等区块，煤类主要为高煤阶煤(贫煤和无烟煤)，地温低异常区煤层气资源量近1.0万亿m3。在盆缘煤储层地温梯度低的仅为0.6 ℃/hm左右，平均1 ℃/hm左右，特别是煤系基底出露地区更低；而高异常区面积占比较小，不到盆地总面积的1%，主要集中在盆地西北部。从目前煤层气井生产情况来看，盆地地温低异常区煤层气开发井的产气效果普遍较差，煤层气井单井日产量一般都低于500 m3；而盆地南部地温正常区煤层气井单井日产量明显要高于盆地东北部和东部，且单井日产量平均在1 300 m3以上。
图4 沁水盆地煤储层地温梯度及其分区
Fig.4 Geothermal gradient and its zoning of coal reservoirs in Qinshui Basin
表3 沁水盆地煤储层异常地温分区面积统计
Table 3 Statistics of abnormal geothermal zoning area of coal reservoir in Qinshui Basin
煤层高异常区低异常区面积/km2面积占比/%面积/km2面积占比/%主要区域3号煤56.230.178 985.4227.915号煤206.180.648 121.1825.2寿阳东部、阳泉、和顺、横岭、夏店、赵庄和长平等区块
3 煤储层低地温异常区形成机理
煤储层低地温异常区可能与煤系基底乃至煤系遭受地壳抬升剥蚀作用和地下水渗流作用所致。沁水盆地煤储层现今地温场与地质构造、地下水补给、径流和排泄条件存在良好的相关性。东北部地温低异常区位于娘子关泉域径流区，长期的地表冷水补给、径流不断带走围岩热量，加之该区域地壳抬升，风化剥蚀严重，多为基岩裸露，断裂发育，不利于地热的封存；而东南部地温低异常区也位于辛安泉岩溶水系统径流区，该区域地温梯度变化趋势明显受水文地质条件控制，地温低异常区内发育有新生代松散盖层，且厚度较薄。
3.1 地壳抬升剥蚀作用对地温场的影响
地壳抬升剥蚀作用是控制地温场的重要因素。构造运动的影响一方面表现在地壳的升降与剥蚀会改变地层温压条件，打破原有的动态平衡；另一方面断裂活动可使封盖层产生裂隙或使其断开形成流体和热量运移通道，也可形成良好的侧向封堵而使地温得以保存，研究区构造运动对地温散失的影响，特别是成煤后主要构造运动对地温保存的影响十分重要。构造抬升剥蚀形成的煤层上覆有效地层厚度可以维持地层压力及相态的平衡，并阻止地层水的垂向交替。煤层的埋藏历史受控于构造运动发展阶段，每一阶段构造运动的性质决定了该阶段煤层的埋藏条件，进而控制着煤层的生烃演化历程，由此影响到不同地区地温场分布特征。研究区从晚二叠到晚三叠世，随着地壳的快速沉降和温度的升高，煤层气不断生成。从晚三叠世末期到早白垩世，燕山运动导致地层抬升，导致煤层含气量和地温降低。但由于燕山构造热事件的影响，煤储层地温梯度增高，煤层温度比之前要高，因此煤层不断生气，烃源岩产气达到高峰，煤层的吸附气不断增高。早白垩世后，燕山运动导致地层进一步抬升，导致煤储层温度快速降低。在新生代局部区段经历了大规模的沉降运动，局部也导致煤储层地温增高，但沉降运动并未导致煤变质程度的增加，也没有再产生吸附气体[26-27](图5)。因此，三叠纪末以后，本区地壳抬升剥蚀作用，造成上覆地层静压力较低，煤储层温度急剧降低。
图5 石炭—二叠纪煤层埋深与热演化史[26-27]
Fig.5 Burial depth and thermal evolution history of Carboniferous-Permian coal seam[26-27]
通过底板标高的变化可以直接判断煤储层的抬升和沉降，而有效埋深可以反映煤储层上覆岩层遭受的剥蚀强度。
为了定量评价地壳抬升作用对地温场的控制，分别建立3、15号煤储层底板标高和有效埋深与煤储层地温梯度之间关系，如图6所示。煤储层地温梯度随着底板标高的增加而线性降低；随着煤储层有效埋深的增加而线性增加[2-3]。地温梯度和大地热流值随底板标高和有效埋深的变化存在转折点，分别对应底板标高为372.18 m，有效埋深为667.42 m。当底板标高小于转折区点时，随着地壳的抬升，煤储层地温梯度小幅度下降。当煤储层底板标高抬升至372 m以上时，上覆地层剥蚀严重，煤储层热量流失速度增加，地温梯度快速降低。结合煤储层的有效埋深与地温梯度的关系可知，在沁水盆地内，当煤储层抬升至370 m左右时，对应煤储层有效埋深约为670 m，当煤储层上覆岩层厚度小于该值时，煤储层的热量损失速度将急剧增加。可以推测，随着地壳抬升剥蚀作用的发育，煤储层有效埋深小于转折点的范围将不断向盆内扩展，地温低异常区面积也将进一步增加。
图6 地壳抬升剥蚀作用对地温的影响
Fig.6 Influence of crustal uplift and denudation on geothermal field
由于地壳抬升剥蚀作用导致沁水盆地3号和15号煤储层地温梯度值具有从向斜两翼向轴部及西北部逐渐增高的趋势，与煤层埋深规律大体一致。盆地腹部和晋中断陷埋深较大，地温值较高，盆缘煤储层埋深较浅，出现地温低异常，在盆缘煤储层地温梯度低的仅为0.6 ℃/hm左右，平均1 ℃/hm左右，特别是煤系基底出露地区更低；南北两端浅埋深区地温梯度相对较高，推测可能与岩浆隐伏体高放射性成因热有关；西北部地温高异常区的形成可能与吕梁隆起带及高磁异常带放射性成因热有关。
3.2 地下水补给与渗流作用
煤储层地温受地下水的渗流作用所控制，地下水渗流强度越大，则煤储层出现低地温异常的概率越大。地下水具有流动性和大比热容的特点，当围岩存在节理裂隙或者断层时，极易与邻近含水层发生水力联系，原有温度场受干扰。在对流作用下，地温场受传导与对流双重因素的控制。在均一各向同性介质中，兼受传导与对流2种传热作用控制下，一维稳定温度场中的温度分布可由如下方程[28]表示：
(4)
其中，c为流体的比热容，J/(kg·K)；ρ为流体密度，kg/m3；λ为含水岩石的热导率，W/(m·K)；V 为流体在垂向上的体积流速，m3/h；dT/dZ为地温梯度，℃/hm；d2T/dZ2 为地温梯度在垂向上的变化率。显然，根据式(5)可以求得水的流速为
(5)
根据式(5)，可得地下水影响下的地温场演化规律，如图7所示。
图7 地下水渗流对地温的影响及PD-099井地温曲线
Fig.7 Influence of groundwater seepage on the geothermal field and the temperature curves of well No.PD-099
当
>0时，V>0，方程所代表的二次曲线为上凹型。表示地下水由地表向深部流动，围岩在冷水的影响下，热量被带走，地温曲线呈下凹形(曲线“c”)。当
时，V<0，方程所代表的二次曲线为上凸型。表明地下水由深部向上流动，此时深部热水上升使围岩温度升高，地温曲线向上凸起(曲线“a”)。当
时，V=0，方程所代表的是一直线。表明围岩温度不受地下水活动的影响，二次曲线趋于直线，地温梯度保持不变(曲线“b”)。
如研究区PD-099号测温井温度曲线与曲线“c”形态一致，表现为下凹型，表明盆缘煤储层地温场受地下水补给和径流的影响明显。在盆缘接受地表水的补给，低温水的快速流动不断带走围岩热量，加速了煤储层热量流失速度，使得盆缘地温梯度快速降低，出现地温低异常状况(图8)。
图8 煤储层地温梯度与水文地质关系
Fig.8 Relationship between geothermal gradient and hydrogeology of coal reservoir
为进一步了解地下水动力条件对煤储层地温场的影响，开展了煤中甲烷碳同位素δ13C1测试。煤中甲烷碳同位素δ13Cl测试结果表明：① 盆地东北部(和顺区块)3号煤中甲烷碳同位素δ13Cl为-35.5‰～-48.6‰，平均为-42.05‰；15号煤中δ13Cl为-32.76‰～-39.0‰，平均为-36.05‰。② 盆地东部(沁南—夏店区块)，3号煤中甲烷碳同位素δ13Cl为-28.89‰～-53.27‰，平均为-36.48‰。③ 盆地南部3号煤中甲烷碳同位素δ13Cl为-30.30‰～-48.20‰，平均为-35.37‰；15号煤中甲烷碳同位素δ13Cl为-27.62‰～-34.03‰，平均为-30.94‰。这些反映出研究区东北部和东部低地温异常区煤中甲烷碳同位素δ13Cl较盆地南部明显偏轻，且地下水动力条件较强为特征。
4 结 论
(1)沁水盆地煤储层地温和地温梯度偏低，3号煤储层温度为14.6～100.9 ℃，平均值为30.58 ℃；地温梯度为0.008～3.770 ℃/hm，平均为1.62 ℃/hm；15号煤储层温度为15.3～111.8 ℃，平均值为33.28 ℃，地温梯度为0.046～5.35 ℃/hm，平均为1.87 ℃/hm；大地热流值为0.93～94.6 mW/m2，平均为41.5 mW/m2，低于我国大陆地区平均热流值(63 mW/m2)，均反映出本区处于稳定的构造-热状态之中。
(2)根据地温梯度值，提出了煤储层地温梯度等级划分标准，圈定了研究区3号和15号煤储层地温梯度小于1.6 ℃/hm的地温低异常区呈条带状分布于盆地东北和东部一带，面积分别占盆地总面积25.2%和27.9%，煤层气资源量近1.0万亿m3。
(3)煤储层温度及其梯度随着底板标高的增加而线性降低；随着煤储层有效埋深的增加而线性增加。揭示了地壳抬升剥蚀作用和地下水补给及渗流作用对研究区煤储层地温低异常区的控制机理。
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