鄂尔多斯盆地东缘(煤层道放气资源评价和选区)

煤层道放气资源评价和选区

相对于常规天然气资源，煤层气资源评价范围较*限，评价精度较低。国外和我国不同机构进行过多轮的煤层气资源评价，本节资料主要根据张新民等(2002，2008)的研究成果综述而成。一、煤层气资源评价根据国际能源机构(IEA)的统计资料和有关数据，估测全球煤层气资源量可达256.1×1012m3，主要分布在12个国家中(表4-6)。从表4-6中可以看出，煤炭资源大国同时也是煤层气资源大国。俄罗斯煤炭资源量为6.5×1012t，煤层气资源量为(17～113)×1012m3，居世界第一位。表4-6世界主要产煤国的煤层气资源和煤炭资源统计自20世纪80年代以来，国内许多单位及个人在不同时期为在国家层面上摸清我国煤层气的资源家底，对全国煤层气资源进行过多次预测，获得了相应的成果，具体如表4-7所示。根据最新预测结果，中国煤层气资源量为32.86×1012m3，超过美国，居世界第三位。俄罗斯、加拿大、中国、美国等前4个国家的煤层气资源量共计243×1012m3，约占全世界煤层气资源量的90%。我国煤层气勘探程度较低，根据2009年统计，全国煤层气探明地质储量达到1781×108m3，年产量达7×108m3，产能达25×108m3。近年来，随着我国对煤层气开发的投入加大，煤层气产业正进入一个快速发展的阶段。表4-7全国煤层气资源量估算结果(据张新民等，2008)二、煤层气资源分布我国地质历史上聚煤期有14个，其中主要的聚煤期有7个，分别为早石炭世、石炭-二叠纪、晚二叠世、晚三叠世、早-中侏罗世、白垩纪、古近纪和新近纪。对不同成煤时代的煤层气技术可采资源量进行统计，结果表明，在参与计算的7个聚煤期中，石炭-二叠纪、晚二叠世、早-中侏罗世和白垩纪4个聚煤期煤层气技术可采资源量为138140.08×108m3，占99.39%，其他3个聚煤期仅为836.67×108m3，占0.6%。其中，早-中侏罗世煤层气技术可采资源量最大，为72940.67×108m3，占52.48%;石炭-二叠纪次之，为47783.1×108m3，占34.38%;其他成煤时代的煤层气技术可采资源量较小，仅为18252.98×108m3，占13.13%。受煤炭资源分布的影响，我国的煤层气资源在地区分布上差别显著，煤层气技术可采资源的分布也极不均衡。统计结果显示，我国的煤层气资源量和技术可采资源量分布一致，主要集中在中部和西部地区，东部地区规模较小，华南地区稀少。中部的晋陕蒙含气区煤层气技术可采资源量最大，为66541.85×108m3，占全国技术可采资源量的47.88%;西部的北疆含气区次之，为37501.34×108m3，占26.98%;华南含气区最小，为475.22×108m3。晋陕蒙含气区和北疆含气总计为104043.19×108m3，占全国的75%，其他6个含气区仅为34933.56×108m3，占25%。我国不同煤盆地的煤层气技术可采资源量差别显著。按盆地进行统计，煤层气技术可采资源量大于1×1012m3的盆地有4个，分别为鄂尔多斯盆地、沁水盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地，这4个盆地煤层气技术可采资源量总计为85825.9×108m3，占总量的61.8%，其他盆地(或地区)仅为53150.8×108m3，占38.2%。在所有煤盆地中，鄂尔多斯盆地煤层气技术可采资源量最大，为42346.78×108m3，占全国煤层气技术可采资源量的30.47%;沁水盆地次之，为15939.60×108m3，占11.47%;吐哈盆地处于第三位，为14275.56×108m3，占10.27%;准噶尔盆地为13263.96×108m3;松辽盆地最少，仅为12.6×108m3。各盆地煤层气技术可采资源量情况见表4-8。表4-8我国各煤层气盆地(地区)煤层气技术可采资源量统计(据张新民等，2008)煤层资源量的计算在深度区带上按照1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m三个区带进行。煤层埋深小于1000m范围是我国目前及未来很长一段时间煤层气勘探开发的有利深度区带，该区的煤层气技术可采资源量最大，为53206.88×108m3，占总量的38.28%，这也是我国煤层气勘探开发的一大优势。煤层埋藏1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气技术可采资源量为85769.87×108m3，占61.72%。其中，1000～1500m深度范围为40686.01×108m3，占29.28%;1500～2000m埋深范围为45083.86×108m3，占32.44%。在目前的经济及技术条件下，1000～1500m和1500～2000m深度区带的煤层气勘探开发的难度较大，短时间内不会投入较大的经费和工作量，只可作为煤层气勘探开发的资源备用区带。根据煤的变质程度，将煤层气划分为褐煤、低变质、中变质和高变质4类煤层气资源。低变质煤层气技术可采资源量规模最大，为81699.14×108m3，占58.79%;其次为中变质煤层气，为30682.13×108m3，占22.08%;褐煤煤层气技术可采资源量规模最小，为6381.96×108m3，占4.59%;高变质气技术可采资源量为20213.52×108m3，占14.54%。三、煤层气勘探选区图4-25中国煤层气资源分区张新民等(2002，2008)对我国煤层气进行了资源评价，研究中将煤层气评价区从大到小依次分为含气区、含气带和富集区，其中富集区为煤层气勘探开发目标区。我国煤层气资源分区主要分8个含气区58个含气带(图4-25)(张新民等，2002)，分别为:东部的黑吉辽(包括三江-穆棱河、延边、浑江-辽阳、抚顺、辽西、松辽东部和西南部7个含气带)、冀鲁豫皖(包括冀北东部、京唐、太行山东麓、冀中平原、豫北鲁西北、鲁中、鲁西南、豫西、豫东、徐淮和淮南11个含气带)、华南(包括鄂东南赣北、长江下游、苏浙皖边、赣浙边、萍乐、湘中、湘南和桂中北8个含气带);内蒙古东部、中部的晋陕蒙(包括冀北西部、大宁、沁水、霍西、鄂尔多斯盆地东缘、渭北、鄂尔多斯盆地北部、鄂尔多斯盆地西部、桌-贺、陕北、黄陇11个含气带)、云贵川渝(包括华蓥山、永荣、雅乐、川南黔北、贵阳、六盆水和渡口楚雄7个含气带);西部的北疆(包括吐哈、三塘-淖毛湖、准噶尔南、准噶尔东、准噶尔北、伊犁、尤尔都斯和焉耆8个含气带)、南疆-甘青(包括蒙甘宁边、西宁-兰州、河西走廊、柴达木北、塔里木东和塔里木北6个含气带)。以上58个含气带中，京唐、太行山东、沁水、鄂尔多斯东缘、徐淮、三江-穆棱河、松辽-辽西、浑江-辽阳、准噶尔南、滇东-黔西含气带地质条件较优越。张新民等(2008)在含气带基础上，将全国细分为115个富集区，富集区的面积介于10～19070km2之间，平均为1095km2;资源丰度为(0.06～8.77)×108m3/km2，加权平均为1.16×108m3/km2。根据我国煤层气富集区资源量规模分类标准(叶建平等，1998)，并以上述加权平均值作为全国煤层气评价资源丰度，得到200km2和900km2两条富集区评价面积界线，并结合0.5×108m3/km2和1.5×108m3/km2两条资源丰度界线，将全国115个煤层气富集区归纳为9类。富集区主要分布在华北和华南地区，二者占总数的81.74%。对埋深小于1500m的煤层气富集区进行评价，优选出韩城、阳泉-寿阳、峰峰-邯郸、淮北、平顶山、离柳-三交、晋城、开滦、淮南、吴堡、安阳-鹤壁、焦作、红阳、抚顺富集区作为近期煤层气的勘探目标区。

早古生代鄂尔多斯盆地东部毗邻什么大陆或海槽

郭龙，我昏，在这里也能看见你，神奇了！你看地史去啊！！！再看看别人怎么说的。

鄂尔多斯盆地的地层的地质构造主要有哪些类型

鄂尔多复斯盆地的地层的地质构制造主要类型鄂尔多斯盆地具有太古界和早元古界变质结晶基底、其上覆以中上元古界、古生界、中生界沉积盖层。鄂尔多斯盆地太古界、中下元古界的变质岩地层主要分布于盆地周缘地区，北缘阴山--狼山区、东缘山西地区、南缘秦岭地区、西缘桌子山--西华山地区。

投资者提问：中国海油23日宣布，在鄂尔多斯盆地东缘发现了我国首个千亿方深煤..._手机新浪网

投资者提问：

中国海油23日宣布，在鄂尔多斯盆地东缘发现了我国首个千亿方深煤层气田——神府深煤层大气田。该气田探明地质储量超过1100亿立方米，对保障国家能源安全、助力西部大开发具有重要意义。请问董秘，你们供中海油钻头设备吗！？

董秘回答(德石股份SZ301158)：

您好，公司主要产品井下动力钻具广泛应用于中海油山西吕梁临兴区块煤层气田和神府深煤层大气田的开发，谢谢！

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东北地区的地貌格*有什么特征

河南地跨我国第二和第三两级阶梯,处于我国东部大兴安岭、太行山、巫山、以及云贵高原东缘一线的第二阶梯向松辽平原、淮河平原、长江中下游平原以及东南丘陵宽谷低丘、沿海平原第三阶梯下降的过度地带，大致以太行山、嵩山和伏牛山南一线为界，西部的太行山、崤山、熊耳山、嵩山、外方山、以及伏牛山等地属第二阶梯，东部的黄淮海平原、南阳盆地及其以东的山地丘陵属第三阶梯。其特征如下：地势起伏复杂，高低悬殊；山地丘陵分布集中；平原广阔坦荡

鄂尔多斯内流区的特点以及对相邻黄河支流的影响？

内流区的形成一方面，受到区域水分平衡的影响。例如，内流流域多出现在干旱少雨的区域，水分平衡为负值，没有足够的水使之流到海洋。我国的内流流域多分布在西北地区和青藏高原中北部干旱气候区，就是其中的一个例子。另一方面则受到岩石圈结构的控制。比如，内流流域多出现在一些封闭盆地或封闭洼地，如柴达木盆地内流区、准格尔盆地内流区、塔里木盆地内流区、吉隆盆地内流区、亚东内流区、羊卓雍错内流区以及东北地区的乌裕尔内流区和白城内流区。如果说柴达木盆地、准格尔盆地、塔里木盆地位于干旱区，可能在很大程度上受到水分平衡的影响的话，那么位于**南部的吉隆盆地内流区、亚东内流区、羊卓雍错内流区，以及位于东北地区的乌裕尔内流区和白城内流区(东北地区的)，则在更大程度上受到构造与地形的控制。广泛分布，区内无完整水系，也缺少常流河，微量的地表径流都以星罗棋布的内陆湖盆作为它的归宿。在地形上四周比内部高。水平衡和地形两方面共同造就了鄂尔多斯高原内流区。这里要注意一点，鄂尔多斯高原内流区是鄂尔多斯高原的一部份，而不是全部。

鄂尔多斯盆地东缘永和地区石炭―二叠系天然气地质特征(全文)

摘要：永和地区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带，上古生界地层发育完整，生储盖条件优越，构造平缓，主要发育海陆过渡相、河流-三角洲沉积相，储层发育。气藏类型为低渗、特低渗砂岩岩性气藏；与苏里格大气田具有相同的地质背景，埋藏在1500-2500m，探井试气效果较好，显示鄂尔多斯盆地东缘挠折带巨大的天然气勘探开发潜力。

关键词：永和地区地层沉积相低渗砂岩气藏

一、基本情况

永和地区位于山西省永和县境内，黄河以东，吕梁山以西，构造位置位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带。黄土山地地貌，地势总体趋势东高西低，北高南低，海拔在900-1200m，经长期侵蚀切割形成塬、梁、峁、坡、沟的复杂地形。

目前该区钻探井30多口，永和XX井山西组试气获天然气无阻流量一百万方以上，天然气勘探取得了重大突破，展示了鄂尔多斯盆地东缘天然气勘探开发的良好前景。

本溪组：底部为一套铝土岩沉积，顶部以太原组底部的“晋祠砂岩”为界，厚约0～60m。下部本2段是一套铁铝岩，属奥陶系风化壳上坡积或残积的黄铁矿或灰白色铝土质泥岩，厚约4～15m；上部本l段为深灰色、灰黑色泥岩夹薄层细砂岩、灰岩及煤线，厚约10～20m。

太原组：是指庙沟灰岩至北岔沟砂岩底面之间的所有岩性组合，包括庙沟、毛儿沟、钭道灰岩段及东大窑段地层。分为2段，岩性主要为海陆交互沉积的潮坪相泥岩、炭质泥岩、灰岩、煤层及发育程度不等的砂岩互层。

山西组：顶界为下石盒子组底砂岩，底部为“北岔沟砂岩”。上部砂岩较发育，下部以煤层发育为特征，地层厚80～120m，向西变薄。分为2段：

山2段厚40～60m，为含煤沉积，由深灰色、灰色中粗砂岩夹深黑色泥岩、砂质泥岩和煤层组成，泥岩中多含有黄铁矿及菱铁矿颗粒。

山1段厚40～60m，为分流河道砂泥岩沉积，夹数层薄煤。砂岩主要为细一中粒、粗粒岩屑砂岩及岩屑质石英砂岩，泥岩中常含有不规则砂质条带及保存较为完整的植物化石。

下石盒子组：为内陆河流-湖泊沉积。底部以一套黄绿色厚层状含砾中、粗砂岩与山西组分界，往上为灰绿、黄绿色铝土质泥岩与同色长石质砂岩互层。分4段，即盒4-盒8段。

上石盒子组：属湖泊-河流沉积，以黄绿、紫灰、兰灰砂质泥岩、泥岩和灰紫、黄绿色长石质砂岩互层，*部含锰质结核，顶部夹有薄层硅质泥岩或硅质层，夹薄层状或透镜状砾岩，底部以浅灰绿、黄绿色含砾石粗砂岩与下石盒子为界，厚310-490m。分4段，即盒1-盒4段。

永和地区，主要位于伊陕斜坡东侧，总体为东高西低的西倾单斜构造，构造线近南北走向。永和以西构造相对平缓、平均坡降6～8m/km，地层倾角小，倾角不足1°，*部发育低幅度背斜和向斜；永和以东构造梯度急剧增加，平均坡降达30～40m/km，倾角为1.5～4.5°。

1.沉积相特征

永和地区处于盆地东缘，远离北部物源区，上古生界的沉积，正处于向内陆湖盆演化的重要阶段。此阶段的古构造背景、古气侯环境、古地质特征及物源条件决定了总体沉积格*。

晚石炭世本溪期，为广阔的浅海陆棚环境。平面上发育障壁岛，*部形成碳酸盐岩潮坪、碳酸盐岩潮道，北部受障壁作用而发育泻湖沉积。

早二叠世太原期，*部发育规模不大的障壁岛外，大部分为广阔的潮坪环境。由于潮汐作用，太原期的沉积以浅水陆棚环境的微晶灰岩、生物碎屑灰岩和煤层沉积为主，沉积速率低，补偿慢，沉积厚度较小，潮汐层理发育。

晚二迭世千5期，伴随区域构造活动继续加强，北部物源区继续抬升，季节性水系异常活跃，沉积物供给充分，丰富的陆源碎屑导致相对湖平面的迅速下降。并使冲积-三角洲沉积体系快速向南推进，并在本区形成辫状河沉积。

储层的研究认为，气层受物性的控制，物性受岩性控制及成岩作用控制。原生孔隙较好的中、粗砂砾岩发育的储层是气藏的最佳储层。寻找原生孔隙发育带就要抓住渗透砂岩的分布，同时渗透砂岩的发育带也指示着河道带最活跃的部分。

山2段以潮道砂岩为主，晚期则为水下分流河道与决口扇砂体，单砂体厚度2-8m，单砂带宽度一般4-6km，并由北西向南东方向延伸展布。

山1段主要以三角洲水下分流河道砂体为主，河口坝砂体不发育；砂岩厚度一般5-27m，最薄1.6-2m；单砂带2-8km，由北向南延伸。

盒8段为三角州缘水下分流河道砂，砂体厚度一般5-15m，最厚达29.5m，支流分布连续，宽度2-10km，由北向南延伸稳定。

石千峰底部千5段，辫状河砂体大面积分布，砂体的展布总体呈北东-南北向，具有中部厚两侧薄的特点，砂体厚度一般5.6-32.2m，最厚39.8m，砂带一般宽4-8km，且由北向南延伸距离较长。

物性资料分层初步统计平均值显示，盒2、3砂体平均孔隙度最高，达9.22-10.8%；盒5、盒6砂体，平均介于7.53%～7.66%之间。盒4、盒7、盒8上、盒8下、山1、山2砂体的平均孔隙度介于5.15%～6.78%之间。

上古砂体平均渗透率超过1md的只有山2砂体，平均为3.95md，最小为盒7与盒8上砂体，仅为0.1md，其余砂体平均渗透率介于0.1md～0.83md之间，属于低渗、特低渗砂岩储层。

砂岩孔隙度与苏里格气田、乌审旗气田、榆林气田、双山气田、米脂气田相比较低，物性差，究其原因，除了沉积、成岩因素外，构造演化及应力场分布亦是不可忽视的因素。

气层分布受渗透砂岩控制，纵向分布层系多，横向叠合连片，气藏流体性质稳定，属岩性圈闭气藏。

1.气藏温度与压力

探井测试结果表明，地温梯度介于2.0-2.9℃/100m，平均为2.5℃/100m，地温梯度较低。

地层压力与深度相关性较差，相同深度下的压力变化较大。气层中部深度下的地层静压13.65～23.7Mpa，盒8段平均地层静压17.5Mpa，山2段平均地层静压19.5Mpa。地层压力系数范围为0.71～1.08，平均地层压力系数为0.87，属低压-正常压力气藏。

天然气份资料分析，山1、山2、盒8气藏主要组份：甲烷含量91.16-97.71%，乙烷含量0.473-5.31%，干燥系数0.93-0.994。

山西组和本溪气层水分析，水型均为CaCI2型，总矿化度分别为23.5g/l与72.96g/l，分析认为其为成藏滞留水，分布范围有限。

永和地区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠折带，生储盖条件优越，发育上古生界砂岩岩性气藏；与苏里格大气田具有相同的地质背景，埋藏深度适中，探井试气效果较好，具备形成大-中型天然气田的基本地质条件，因此，鄂尔多斯盆地东缘低渗砂岩天然气具有巨大勘探开发潜力。

[1]杨仁超《沉积学报》2012年01期，苏里格气田东二区砂岩成岩作用与致密储层成因.

[2]郑聪斌等，1997，长庆气田成藏地质条件及气藏分布规律[A]，见戴金星等主编，天然气地质研究新进展[M]，石油工业出版社.

[3]闵琪、付金华等.2000.鄂尔多斯盆地上古生界天然气运移聚集特征，石油勘探与开发2000年27（4）.

作者简介：王春仲男1965年9月出生，天津，大本学士高级工程师，1988年毕业于天大石油分校石油地质专业，在大港油田一直从石油地质及油田开发研究工作。

时间：2022-08-2907:35:31

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鄂尔多斯盆地

鄂尔多斯盆地为稳定克拉通内的大型盆地。鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭—二叠系和侏罗系；煤长期持续生气，产气率逐步增大，总生气量大，含气量高；煤储层割理和气孔发育，构造轴部次生裂隙发育，煤层气可采性明显改善；盖层封盖能力强，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98634.27×108m3，可采资源量为17870.59×108m3,Ⅰ类资源占地质资源总量的近40%，Ⅱ类资源超过60%。（一）概况鄂尔多斯盆地东依吕梁山，西靠六盘山，南抵秦岭，北接狼山—大青山。横跨陕、甘、宁、晋、内蒙古五省（区），面积37×104km2。除外围的河套、银川、巴彦浩特、六盘山、渭河等中新生代盆地外，盆地本部面积25×104km2。鄂尔多斯盆地是一个大型聚煤盆地，周缘煤矿区星罗棋布。鄂尔多斯盆地的煤层气勘探始于20世纪90年代，1993～1995年间，联合国资源环境署与华北石油地质*合作，率先在盆地东缘中部的柳林杨家坪钻煤层气探井7口，并均获得2000m3/d以上的煤层气产量，煤柳5井获得7000m3/d的高产，首次在鄂尔多斯盆地东缘发现了煤层气富集区，从而揭开了该盆地煤层气勘探的序幕。在1995年之后，中联公司、中国石油及美国阿莫科、阿科、菲利普斯等国外石油公司在鄂尔多斯盆地进行煤层气勘探，开展二维地震勘探和钻探，截止到2005年底，在盆地内共施工70多口煤层气井。总体上讲，鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探程度较高，其次是南缘，中部勘探程度低。（二）煤层、煤岩和煤质特征1.煤层特征鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭—二叠系和侏罗系。三叠纪含煤层系瓦窑堡组，仅5号煤层为主要可采煤层，只分布在子长至蟠龙一带。上石炭统太原组沉积厚度50～100m，含煤5～8层，各地煤层厚度变化较大，如河东煤田太原组主要可采煤层为8、9、10号煤，平均总厚6.66m，往南至乡宁一带变薄，甚至不可采；下二叠统山西组厚60～100m，形成较厚的可采煤层，河东煤田4、5号煤层平均总厚为7.82m；侏罗纪含煤层系延安组，自下而上分为5、4、3、2、1煤组，主要可采煤层5～7层，可采煤层累计厚度一般15～20m。主要可采煤层发育在盆地南部和北部，中部仅有煤线发育。2.煤岩煤质特征石炭—二叠系山西组和太原组煤的镜质组含量在71%～90%之间，平均含量为79%。侏罗系延安组煤的镜质组含量变化于19.4%～95.2%之间，平均值约为58.5%左右。北部及东缘含煤区的石炭—二叠纪煤的灰分含量变化不大，基本都为中灰煤。中侏罗世煤在陕北含煤区以低灰煤为主，灰分一般小于10%，黄陇含煤区为低分—中低灰煤。陕北含煤区子长煤产地的晚三叠世煤为中灰煤。鄂尔多斯盆地石炭—二叠系煤层主要为中高变质烟煤和无烟煤，不同地区煤级分布有较大差异。在盆地东部，煤层主要受深成变质作用，从北向南，煤级逐渐增高。在盆地西缘，煤级分布比较复杂，主要原因是深成变质作用基础上叠加了岩浆热变质作用。侏罗系煤变质作用强度低于石炭—二叠系煤。侏罗系延安组煤的热变质作用以区域深成热变质作用为主，煤化程度具有在盆地周缘低、中间高的特征，镜质体反射率介于0.41%～1.07%，煤阶相当于褐煤、长焰煤、气煤和肥煤。（三）含气性特征鄂尔多斯盆地东缘、南部的渭北煤田和西缘桌贺煤田是石炭—二叠纪煤田的分布区。煤田勘探和煤层气勘探中积累了大量的煤层含气量资料，如表6-9。由表可见，鄂尔多斯盆地东缘煤层含气量由北向南随煤级升高而增高，由图6-9可见，含气量随上覆有效地层厚度增加而提高。受上覆有效地层厚度影响，渭北煤田含气量由东向西逐渐降低，韩城矿区为煤层气富集区。桌贺煤田，煤类全，含气量较高。表6-9鄂尔多斯盆地石炭—二叠纪煤层含气量图6-9鄂尔多斯盆地东部含气量与上覆有效地层厚度关系图鄂尔多斯盆地侏罗系煤层煤级低，含气量普遍低，在*部地区和煤层埋深较大的部位含气量较高。在黄陇侏罗纪煤田，彬长矿区煤含气量0.1～6.29m3/t，黄陵矿区、焦坪矿区少数煤层含气量达4～6m3/t。（四）煤层气成藏条件1.煤层长期持续生气，产气率逐步增大，总生气量大鄂尔多斯盆地石炭—二叠系主要煤系沉积后，长期持续沉降，煤变质程度逐渐加深，煤层气大量生成。东部地区大量热模拟实验资料表明，煤由褐煤演化至长焰煤阶段，累计煤气发生率达138～168m3/t，演化至肥煤阶段时，累计煤气发生率达199～230m3/t，至瘦煤阶段时，累计煤气发生率达257～287m3/t，因此本区全区的煤层生成气量均远远超出其自身的吸附能力。2.煤储层割理和气孔发育，构造轴部次生裂隙发育，煤层气产出条件有利本区煤岩以光亮型、半光亮型为主，镜质组含量高，以中变质的肥煤、焦煤为主，变质程度适当，故煤层割理发育，有利地区割理密集呈网状，连通较好。据不完全统计，煤层发育2组割理：一组为面割理，密度7～25条/5cm，裂口宽0.01～0.3mm；另一组为端割理，密度7～22条/5cm，裂口宽0.001～0.05mm。本区中生代以来在南北向扭应力及东西向挤压应力作用下，产生了成排分布的压扭性断裂鼻状构造或断裂背斜构造，沿构造轴部出现少量张性断层，并在煤层中产生一组张裂隙。这些次生裂隙疏通了煤层的端割理和面割理，使煤层储集物性变好。据煤显微组分观察，本区煤气孔特别发育，尤其基质镜质体中气孔密集，以煤化过程中气体逸出留下的生气孔为主，孔径一般为0.01～0.7mm。这些气孔不仅是煤层生气的直接标志之一，也是煤层吸附气的主要储集空间。3.盖层封盖能力强，水动力条件好，煤层气保存条件有利本区成煤期后的燕山运动和喜山运动断裂和褶皱作用很弱，含煤地层保存完整，煤层顶底不管是灰岩还是泥岩封盖层，钻井所取岩心都很少见构造裂缝。上石盒子组和下石盒子组杂色泥岩、粉砂质泥岩单层厚度大（一般为5～10m），可对比性和连续性强，所取泥岩样品的孔隙度为1.17%～8.11%，而渗透率值均近于零，是本区具有较好封盖条件的区域盖层。收集了鄂尔多斯盆地边缘17口井地下水特征的有关资料，三叠系含水层的自流量为0.5～4.191/s，矿化度值20～60g/L，水化学类型偏CaCl2型，*部含Na2SO4型。山西组和太原组含煤地层的含水层自流量0.9～8.7L/s，矿化度10～250g/L，水型以过渡成因的NaHCO3为主。马家沟组灰岩含水层的自流量28.5～61.05L/s，矿化度1～100g/L，水型为CaCl2型、MgCl2型占优。由此可见，这三套地层的地下水特征明显不同，水文地质特征具有独立性、封闭性，有利于煤层气的保存。（五）煤层气资源量鄂尔多斯盆地风化带下限至煤层埋深2000m以浅区煤层气地质资源量为98634.27×108m3，资源丰度为0.91×108m3/km2，可采资源量为17870.59×108m3。其中中侏罗统延安组煤层气地质资源量为52775.41×108m3，占地质资源总量的53.51%；上石炭统太原组和下二叠统山西组煤层气地质资源量为45858.86×108m3，占地质资源总量的46.49%。按区带统计，东缘、中部、西缘和南缘含气区带煤层气地质资源量分别为34332.66×108m3、23419.10×108m3、34174.08×108m3和6708.43×108m3，占地质资源总量的34.81%、23.74%、34.65%和6.8%；东缘、中部、西缘和南缘含气区带煤层气可采资源量分别为8121.18×108m3、5167.39×108m3、3026.78×108m3和1555.24×108m3，占可采资源总量的45.44%、28.92%、16.94%和8.70%。按深度统计，煤层埋深1000m以浅、1000～1500m和1500～2000m区，煤层气地质资源量分别为28562.43×108m3、28722.64×108m3和41349.20×108m3，占地质资源总量的28.96%、29.12%和41.92%；埋深1000m以浅与1000～1500m煤层气可采资源量分别为9200.59×108m3、8670.00×108m3，占可采资源总量的51.48%与48.52%。该含气盆地群Ⅰ类资源量为37785.14×108m3，占地质资源总量的38.31%，主要分布在东缘和南缘含气区带；Ⅱ类资源量为60849.13×108m3，占地质资源总量的61.69%，主要分布在中部和西缘含气区带（表6-10、表6-11）。表6-10鄂尔多斯盆地煤层气资源量计算汇总表表6-11鄂尔多斯盆地各含气区带煤层气资源类别表