晚二叠世煤矿区煤质及煤岩综合特征

曲延林 闫伟

(黑龙江省煤田地质局 哈尔滨 150001)

摘要:依兰煤田位于伊依地堑方正断陷东北缘，形成于古近纪，为断陷型含煤盆地，含煤地层为达连河组。该组仅有一个煤层群，集中分布于煤系底部10～40m厚的范围内，煤层群厚约10～30m，含煤五层，煤层平均厚度14.63m。煤层群顶部为巨厚油页岩层(70～140m)，煤类为长焰煤，煤层含气量为4～12m3/t，平均8.0m3/t，煤层渗透率0.29mD。依兰煤田煤炭保有储量1.97亿t，预测煤炭资源量3.61亿t煤层气资源量为52.73亿m3，埋藏于1500m以浅。本区煤层群顶板厚层油页岩，是煤储层最理想的封盖层，断层不发育的块段，是依兰煤层气相对富集的地带。2009年施工2口煤层气生产试验井，经射孔、压裂、排采，初步获得成功，经过近10个月的排采试验，日产气量均在1500m3左右。2011年正在施工煤层气生产井3口，计划再施工生产井10口，煤层气生产井总数可达15口，初步形成小规模勘探开发网。本文通过对依兰煤层气钻井、固井、压裂、排采等工程的分析和总结，认为依兰煤田煤层气勘探开发的前景非常广阔。

关键词:依兰煤田 煤层气工程 经验总结 前景展望

作者简介: 曲延林，男，研究生，副局长，高级工程师，多年从事煤田及煤层气勘查开发工作。地址: 哈尔滨市南岗区新永和街 46 号，邮编: 150001，电话: 0451 － 85728666，传真: 0451 － 87709301，E － mail: quyanli0451@ 163. com。

Achievements and Prospects of CBM Exploration and Developments in Yilan Coal Field

QU Yanlin YAN Wei

( Coal Field Geology Bureau of Heilongjiang Province，Harbin 150001，China)

Abstract: Yilan coal field is located at the northeast of Fangzheng Rift of Yiyi Graben and it is a rift-type coal-bearing basin. Yilan coal field was formed in the Paleogene and the coal-bearing layers belong to Dalianhe Group. This group has only one coal seam group that concentrates in the bottom of the coal measure strata with the thickness about 10 ～ 30 m. This group includes five layers of coal，the average coal thickness is 14. 63 m. There is an oil shale layer on the top of the coal group with the thickness 70 ～ 140 m. The coal in Yilan coal field is long- flame coal，its gas content is 4 ～ 12 m3/ t，average 8. 0 m3/ t，the coal reservoir permeability is 0. 29 mD. Yilan coalfield holds the coal reserves 197 million tons and the forecast coal amount of resources 361 million tons with the CBM resource of 5. 273 billion m3，buried within 1500 m. In this area，the roof of coal seams is thick oil shale， which is the most ideal coal reservoir cover layer，and the faults don't grow in the section. It is relatively rich zone of Yilan coal bed methane. Two coal bed methane production test wells were constructed in 2009. Meanwhile， we've obtained initial success by the perforating，fracturing，and extraction. After nearly 10 months of extraction test，daily gas production is around 1500 m3/ d. In 2011，3 CBM production wells are being under construction. Another 10 have been planned to drill as well. Then the total number of coal bed methane production wells will be up to 15. Thus a small-scale exploration and development grid is coming into being. This article confirms that Yi- lan coal bed methane exploration and development prospect is very bright，which is based on the analysis and sum- mary of Yilan coal bed methane drilling，cementing，fracturing，extraction projects and so on.

Keywords: Yilan coal fieldcoal bed methane projectexperience summarizesprospect forecast

1 概况

依兰矿区位于黑龙江省依兰县达连河镇境内，松花江东岸。地理坐标为东经129°19'00″～129°28'45″，北纬46°04'30″～46°11'00″，面积约49.70km2，见交通位置图(图1)。

图1 依兰矿区交通位置图

依兰矿区现有达连河露天矿在开采，年产量可达400万t。依兰二矿及多个地方小井均已停产。

依兰煤田煤炭保有储量1.97亿t，预测煤炭资源量3.61亿t。煤层气资源量为52.73亿m3，均埋藏于1500m以浅。

2 地质背景

依兰矿区位于我国东北地区著名的北东向构造———伊通依兰地堑内(黑龙江境内佳依地堑)，为一早新生代半地堑式断陷含煤盆地。地堑内主要充填有古近系始新统达连河组(E2d)含煤地层，厚1500m左右。达连河组只发育一个含煤组，五个煤分层，位于盆地基底附近，煤类为长焰煤。

2.1 地层

矿区煤系基底为海西期花岗岩。区内沉积有古近系、新近系和第四系地层，由老到新简述如下:

(1)古近系达连河组(E2d):为本区主要沉积地层亦是含煤地层，厚度0～1500m。岩组可分为三段，下部含煤段，厚50～250m中部油页岩段，厚70～150m上部砂泥岩段，厚450～1100m。

(2)新近系道台桥组(N1d):由灰绿色粉砂岩和弱胶结细砂、砂砾石组成，厚度0～35m，向西部增厚。

(3)第四系(Q):由粘土、亚粘土夹细砂、砾石等组成，厚5～30m。

2. 2 构造

依兰矿区为一走向近东西的断陷型含煤盆地。盆地形成以来，经历喜马拉雅晚期的构造运动，致使原始煤盆地北侧抬升剥蚀，煤系地层直接出露地表，南侧沉降、含煤地层被深埋，形成现今向南倾斜的半掩盖式单斜构造形态。矿区东南为北东向盆缘断裂所斜切(佳依地堑东南缘断裂)。

2.3 煤层

本区只有一个可采煤层群，其最小厚度12.28m，最大厚度约46.19m，平均27.24m。可采煤层5层:上1、上1上2、上2、中、下煤层。纯煤总厚度最小1.77m，最大23.08m，平均14.63m，一般值在11.10～18.17m。

煤层群集中分布于煤系的底部靠近基盘10～30m的部位，所以煤层厚度受古地形影响较明显，尤其是下煤层很不稳定。各煤层厚度见表1。

表1 依兰矿区煤层厚度情况表

2.4 煤岩、煤质

本区显微煤岩组分以镜质组为主，占90%以上，详见表2。煤质特征见表3。

表2 依兰矿区显微煤岩特征表

表3 依兰矿区煤质特征表

上煤层及下煤层属于中灰煤—富灰煤。中煤层灰分最低，属于特低灰煤—低灰煤。

3 储层特征

依兰达连河矿区煤层气含气量资料较少，截至目前，已有5个参数井含气量资料，以资料比较好的YD02井为主，叙述如下:

3.1 含气量

YD02井共测含气量煤芯煤样22个。其中，上1、上2煤层各5个样，中煤层气7个样。归纳如下，见表4。

表4 YD02井煤层甲烷含量表

3.2 储层压力

YD02井试井分两个层段进行，既上1+上2煤层、中+下煤层。煤层埋藏深度在766～809m之间。主要参数见表5。

表5 YD02井煤层试井主要参数表

从表中看，本区煤储层压力基本正常。中下煤层渗透率也相对较好。

3.3 等温吸附特征

YD02井煤层兰氏体积、兰氏压力见表6。根据本区实测含气量数据，经计算本区煤层气含气饱和度明显偏低(叶建平等，1998)。

表6 YD02井煤层等温吸附参数表

3.4 气藏特征

依兰煤田总体构造特征为一向南倾斜的单斜构造，矿区深部有一走向北西、倾向西南的大型逆冲断层。煤层上部发育一层70～140m厚的油页岩层，为煤层气藏的良好盖层。本区的煤层气藏类型应为水力封堵和构造封堵两种煤层气藏(叶建平等，1998)。

4生产试验井施工

2009年黑龙江省煤田地质局与合作方在依兰矿区施工两口煤层气生产试验井(YD03、YD04)，经排采两口井日产气量均在1500m3左右，达到了工业气流的标准。有必要对其施工过程中的经验教训进行总结。

4.1 井位选择及布置

依兰矿区构造形态总体为一近东西，向南倾斜的单斜构造。矿区中部有一走向北西，倾向西南的逆断层，断距300余米，并由东向西逐渐尖灭，甚至扭变为一个正断层。因矿区浅部为露天矿开采区，以往含气量测试数据较低。而矿区深部暨逆断层南部(上盘)煤层厚10m左右，属未采动区，煤层气藏类型应属于构造圈闭型气藏。依兰矿区首批生产试验井YD03、YD04井，经研究评审布置在逆断层上盘一个构造高点的斜坡上。

4.2 井距确定

黑龙江省首次施工煤层气生产试验井，没有经验，因担心井距大，两井沟通不好，为保证初次施工煤层气井成功，井距确定为150m。后经压裂施工，两口井连通，证明井距偏小，但也包括因小断层而形成连通的因素，或两井距联线与构造节理方向一致的原因。后期正在施工的YD05、YD06、YD07三口井距改在250～300m之间。

4.3 完井方式

依兰矿区煤层气煤层气生产试验井采用套管完井，完井原则为下煤层一下60m完钻。采用Φ273mm的表层套管，Φ139.7mm的生产套管。固井水泥返高位上1煤层顶板以上200m。

5射孔层段确定

据YD03井测井资料，YD03井见煤3层，中煤层厚12.40m，上2煤层及下煤层均为复杂结构的煤层组，煤层组厚度分别为8.00m和8.15m厚。经研究确定YD03井射孔3段，分别为上2煤层射8.00m中煤层射开8.00m，顶底板处各留2.00m左右厚的煤层下煤层射8.15m。见图2。

据YD04井测井资料，YD04井见煤4层，中煤层厚12.95m，上2煤层、上1煤层及下煤层均为复杂结构的煤层组，煤层组厚度分别为8.80m、11.95m和3.70m厚。经研究确定YD04井射孔4段，分别为上2煤层射8.80m上1煤层射11.95m上2煤层射11.95m中煤层射开8.00m，顶底板处各留2.00m左右厚的煤层下煤层射3.70m。见图3。

射孔均采用89枪型、89子弹。孔密16孔/m，相位90。

图2 YD03井射孔段设计示意图

图3 YD04井射孔段设计示意图

6 压裂施工

6.1 压裂设计数据

YD03井三层压裂数据基本一致。前置液一般注入37.5min，注入量300m3，排量8m3/min。砂比由5%逐渐增至20%，注砂时间预计50min，总注砂量40m3，携砂液740m3。

YD04井第二和第三层压裂数据基本与YD03井一致。前置液一般注入37.5min，注入量300m3，排量8m3/min。砂比由5%逐渐增至20%，注砂时间预计60min，总注砂量40m3，携砂液730m3至765m3。

第一和第四层，前置液一般注入37.5～50min，注入量300m3，排量6～8m3/min。砂比由5%逐渐增至20%，注砂时间预计40～50min，总注砂量30m3，携砂液635m3。

石英砂粒径选用0.45～0.9mm，少量100目石英砂。压裂液就地取水，经化验合格，液型MC1。施工最高泵压不得超过35MPa。

6.2 实际压裂数据

实际压裂数据见表7。

表7 依兰煤层气生产试验井压裂数据表

压裂过程中，在压裂液中加少量助排挤(表面活性剂)和柴油(用于消沫)。

7 排采工作

YD03、YD04两井经过3个多月的排采试验，取得了完整的排采数据，现介绍如下。

为了改善气井储层渗透率、安全稳定的释放井底压力，准确的取得相关参数，排水采气试验工作主要分为四个阶段。

7.1 控制溢流排量释放井内压力阶段

该阶段参照低阶煤煤层气开发区所采用的中级排采强度(产水量20m3/d左右)，以免因井底压力释放过快造成於井、卡泵及堵塞气水通道。此阶段，YD03井用了12天的时间。YD04井用了19天的时间。

7.2 清洗通道逐渐改善渗透率阶段

该阶段通过对压裂液的反排，井底压力得到了连续稳定的降低，从而使煤储层中液体流动的动能得到控制，在不堵塞通道的基础上达到了清洗通道、扩大通道、减少污染的目的。此阶段，YD03井用了48天的时间。YD04井用了37天的时间。

7.3 提高煤储层渗透率、探索合理的工作制度阶段

该阶段通过对各项参数的分析，急时调整排采工作制度控制水位降深、控制井底压力，达到了进一步提高储层渗透率的目的。YD03井用了13天的时间，井口压力从0增长到1.80MPa。YD04井用了31天的时间，井口压力从0增长到1.70MPa。为后期的产量评价做好了准备工作。

7.4 产量评价阶段

进入该阶段后开始逐渐的释放套压，并降低井内水位深。随着井内水位的逐渐降低产气量也日益增加。此阶段，YD03井用了35天时间，当水位深稳定在660m左右，套压稳定在0.25MPa，此时储层产气量达到了1200Nm3/d左右，产气量趋势平稳。YD04井用了24天时间，当水位深稳定在660m左右，套压稳定在0.28MPa，此时储层产气量达到了1450Nm3/d左右，产量趋势基本平稳。见图4、图5。

图4 YD03井排采曲线

图5 YD04井排采曲线

8 结论

(1)依兰矿区为古近系小型断陷型沉积盆地，地层产状以单斜为主。煤层发育于煤系地层下部，距基底古风化壳较近。应加强对本区水文地质条件的研究，确定其与本区煤层气储层之间的相互关系。

(2)通过生产井施工，本区小型断层较发育，其发育方向及构造位置直接影响生产井布井及井距选择，应加强构造及应力情况研究，总结小断层的发育规律，合理设计布井方案及选择合理的井距。

(3)本区煤层气井产气量、产水量、套压、水位深等参数的相关关系不够明确，应在今后的排采工作中进行探索，寻找本区储层排采规律，确定合理的排采工作制度，达到最佳排采效率。

(4)2011年正在施工煤层气生产井3口，2012年计划再施工煤层气生产井10口，煤层气生产井总数可达15口，初步形成小规模勘探开发井网。

综上所述，依兰矿区煤层气勘查开发，无论从地质构造、含煤地层、煤层厚度、煤层气资源量、储层特征、单井产能等多方面看，依兰煤田煤层气勘探开发的前景非常广阔。

参考文献

叶建平，秦勇，林大扬等.1998.中国煤层气资源［M］.徐州:中国矿业大学出版社，103～184

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）.

煤炭质量检验结果报告单是判断煤炭质量的重要依据，作为煤炭化验仪器的生产厂家专业为您详解煤炭化验报告单：煤炭质量检验报告格式各不相同，在阅读煤质检验结果报告单之前，应注意以下信息：首先要注意煤质检测结果中，煤的发热量是否是以“收到基低位”（符号Qnet,ar）的形式提供。因为目前我国绝大多数煤炭是以“收到基低位发热量”作为贸易、结算的依据。以收到基低位发热量作为贸易、结算依据时，不必考虑全水分问题。结算也非常方便。结算煤款（元）=实际到货煤炭重量（吨）*结算价格（元/吨）如果发热量不是以“收到基低位”的形式，而是以“高位”的形式，不但会带来很多不便和误解，而且常常还需进行煤炭重量校正：结算重量（吨）=实际到货重量（吨）*（100-实际全水分）/（100-合同规定全水分）。则结算方式应按下式进行：结算煤款（元）=结算重量（吨）*结算价格（元/吨）可见，收到基低位发热量在煤炭贸易和结算中具有准确、方便和快捷特点，可以减少贸易由雨雪自然原因引起煤炭全水分变化而产生的贸易磨擦。其次还要注意煤质检测结果中是否含有“全水分（符号Mt）”、“空气干燥基水分（符号Mad）”、“全硫（符号St）”和“氢（符号H）”，因这四项指标都是计算收到基低位发热量所必不可少的辅助指标，如果缺少任何一项指标，对收到基低位发热量准确性都有很大的影响。第三还要注意除了煤的收到基低位发热量之外，还要看煤质工业分析结果是否齐全，因为煤炭作为工业的原料，对煤炭进行工业分析是必不可少的，这样才能粗略估计煤炭的性质和用途。煤的工业分析包括空气干燥基水分、灰分、挥发分、焦渣特征和固定碳。在环境问题日益突出的今天，控制煤炭燃烧造成的污染也是政府和整个社会都重视的工作，因此还应该进行煤的元素分析，元素分析应包括全硫、氮、碳、氢和氧。其中全硫是很重要的环保指标，全硫和氢又是计算收到基低位发热量的重要辅助指标。

内蒙古自治区煤炭资源占全国的近1/4，其中准格尔煤炭国家规划矿区是内蒙古众多优质煤产地之一，其矿区含煤面积大，地质构造简单、煤层埋藏浅、煤层厚度大，属于开采条件优良的矿区。中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院魏海朴、王崇敬等人表示，煤质特征是影响煤价值的重要因素，对煤的经济价值及环境的影响都十分重要。

准格尔煤炭国家规划矿区现有22个勘查区，其中尚未利用勘查区15个，开发升级的勘查区7个，现有矿井29座，生产矿井19座，在建矿井10座。资源量计算面积为1028.98k㎡。魏海朴、王崇敬等人依托内蒙古煤炭资源潜力评价项目，对准格尔国家规划矿区的煤质进行了分析评价。汉斯出版社《清洁煤与能源》2014年6月期刊刊登了此研究文章。

分析结果表明（如图表），准格尔国家规划矿区主要可采煤层为4、5、6、8、9号煤层，宏观煤岩组分复杂而显微煤岩组分以丝碳为主，矿区水分平均值为5.18%；灰分加权平均为22.98%，属中灰煤；挥发分值比较高；山西组全硫含量一般不超过1%，为低硫煤，而太原组则大于1.5%，为中硫煤；碳含量一般在85%以上，相比同时代其它地区煤田相对较低；有害元素含量低；发热量全煤田平均值为22.36 MJ/kg，综合各指标认定其为良好的动力用煤。(原文转自千人智库——EWW141124HSS)

以上是由鹤壁华诺煤质化验设备厂小编分享，希望可以帮助到您。

煤炭特征

判别煤炭质量优劣的指标很多，其中最主要的指标为煤的灰分含量和硫分含量。一般陆相沉积，煤的灰分、硫分普遍较低；海陆相交替沉积，煤的灰分、硫分普遍较高。

中国煤炭灰分普遍较高，秦岭以北地区，晋北、陕北、宁夏、两淮、东北等地区，侏罗纪煤田为陆相沉积，煤的灰分一般为10％～20％，有的在10％以下，硫分一般小于1％，东北地区硫分普遍小于0．5％。中国北方普遍分布的石灰纪、秦岭以南地区、湖南的黔阳煤系、湖北的梁山煤系等属海陆交替沉积的煤，灰分一般达15％～25％，硫分一般高达2％～5％。

广西合山、四川上寺等地的晚二叠纪煤层属浅海相沉积煤，硫分可高达6％～10％以上。

据统计，中国灰分小于10％的特低灰煤仅占探明储量的17％左右。大部分煤炭的灰分为10％～30％。硫分小于1％的特低硫煤占探明储量的43．5％以上，大于4％的高硫煤仅为2．28％。中国的炼焦用煤一般为中灰、中疏煤，低灰和低硫煤很少。炼焦用煤的灰分一般都在20％以上；硫分含量大于2％的炼焦用煤占20％以上。中国炼焦用煤的另一大特点是：硫分越高，煤的动结性往往越强，其可选性一般较差。

中国褐煤多属老年褐煤。褐煤灰分一般为20％～30％。东北地区褐煤硫分多在1％以下，广东、广西、云南褐煤硫分相对较高，有的甚至高达8％以上。褐煤全水分一般可达20％～50％，分析基水分为10％~20％，低位发热量一般只有11．71～16．73MJ／kg。

中国烟煤的最大特点是低灰、低硫；原煤灰分大都低于15％，硫分小于1％。部分煤田，如神府、东胜煤田，原煤灰分仅为3％一5％，被誉为天然精煤。烟煤的第二个特点是煤岩组分中丝质组含量高，一般在40％以上，因此中国烟煤大多为优质动力煤。中国贫煤的灰分和硫分都较高，其灰分大多为15％-30％，流分在1．5％-5％之间。贫煤经洗选后，可作为很好的动力煤和气化用煤。

中国典型的无烟煤和老年无烟煤较少，大多为三号年轻无烟煤，其主要特点是，灰分和硫分均较高，大多为中灰、中硫、中等发热量、高灰熔点，主要用作动力用煤，部分可作气化原料煤。

回答者：nangualee - 经理 四级 1-5 15:00

煤炭特征又称煤质特征、煤质指标，主要有5个，分别是发热量、硫份、灰份、水份和挥发份。

所以你说的特征4指水份含量；特征3指灰份含量；特征5指挥发份含量。

回答者：guohuashi - 举人 四级 1-5 15:31

煤炭

煤炭是怎样形成的

煤炭被人们誉为黑色的金子，工业的食粮，它是十八世纪以来人类世界使用的主要能源之一。虽然它的重要位置已被石油所代替，但在今后相当长的一段时间内，由于石油的日渐枯竭，必然走向衰败，而煤炭因为储量巨大，加之科学技术的飞速发展，煤炭汽化等新技术日趋成熟，并得到广泛应用，煤炭必将成为人类生产生活中的无法替代的能源之一。

煤炭是千百万年来植物的枝叶和根茎，在地面上堆积而成的一层极厚的黑色的腐植质，由于地壳的变动不断地埋入地下，长期与空气隔绝，并在高温高压下，经过一系列复杂的物理化学变化等因素，形成的黑色可然化石，这就是煤炭的形成过程。

一座煤矿的煤层厚薄与这地区的地壳下降速度及植物遗骸堆积的多少有关。地壳下降的速度快，植物遗骸堆积得厚，这座煤矿的煤层就厚，反之，地壳下降的速度缓慢，植物遗骸堆积的薄，这座煤矿的煤层就薄。又由于地壳的构造运动使原来水平的煤层发生褶皱和断裂，有一些煤层埋到地下更深的地方，有的又被排挤到地表，甚至露出地面，比较容易被人们发现。还有一些煤层相对比较薄，而且面积也不大，所以没有开采价值，有关煤炭的形成至今尚未找到更新的说法。

煤炭是这样形成的吗？有些论述是否应当进一步加以研究和探讨。一座大的煤矿，煤层很厚，煤质很优，但总的来说它的面积并不算很大。如果是千百万年植物的枝叶和根茎自然椎积而成的，它的面积应当是很大的。因为在远古时期地球上到处都是森林和草原，因此，地下也应当到处有储存煤炭的痕迹；煤层也不一定很厚，因为植物的枝叶、根茎腐烂变成腐植质，又会被植物吸收，如此反复，最终被埋入地下时也不会那么集中，土层与煤层的界限也不会划分得那么清楚。

但是，无可否认的事实和依据，煤炭千真万确是植物的残骸经过一系统的演变形成的，这是颠簸不破的真理，只要仔细观察一下煤块，就可以看到有植物的叶和根茎的痕迹；如果把煤切成薄片放到显微镜下观察，就能发现非常清楚的植物组织和构造，而且有时在煤层里还保存着像树干一类的东西，有的煤层里还包裹着完整的昆虫化石。值得探讨的是它为何形成得如此集中，而且又是那么如此的优质呢？

记得上小学的时候，我家住在离城不远的乡村，每当盛夏雨季来临时，一场暴雨过后，村子中央就会出现一条湍急的“小溪流”，我们许多小朋友就会跑到那里面去嬉戏，那小溪流也会因暴雨停止时间的延长，而变得越来越小，最后干涸。但在没有断流之前你会发现，很多水流处却被冲下来的木棍儿、杂草等漂浮物堵塞，形成一个个小的水坎儿。为了能让水流通畅，我们不时地把那些小水坎扒开，有的时候也会借此筑起一道小溪上的“堤坝”。既便是现在居住在城里，一场暴雨过后，街道上很多地方也会出现各种各样的漂浮物截住了水流，堵塞了下水道口，而且很多漂浮物又被集中地滞留在一个地方的现象。

小巫见大巫，由此我们便可以推断出煤炭的形成可能与洪水有直接关系。如果没有洪水那样强大的力量和搬运的功能，煤炭的形成绝对不会那么集中，也不会那么优质。

我们可以设想一下，在千百万年前的地质历史期间，由于气候条件非常适宜，地面上生长着繁茂高大的植物，在海滨和内陆沼泽地带，也生长着大量的植物，那时的雨量又是相当的充沛，当百年一遇的洪水或海啸等自然灾害降临时，就会淹没了草原、淹没了大片森林，那里的大小植物就会被连根拨起，漂浮在水面上，植物根须上的泥土也会随之被冲刷得干干净净，这些带着须根和枝杈的大小树木及草类植物也会相互攀缠在一起，顺流漂浮而下，一旦被冲到浅滩、湾叉就会搁浅，它们就会在那里安家落户，并且象筛子一样把所有的漂浮物筛选在那里，很快这里就会形成一道屏障，并且这个地方还会是下次洪水堆积植物残骸（也会有许多动物的残骸）的地方。当洪水消退后，这里就会形成一道逶迤的堆积植物残骸的丘岭，再经过长期的地质变化，这座植物残骸的丘岭就会逐渐地埋入地下，最后演变成今天的煤矿。

那么也许有人会问，1998年中国遭受的一场罕见的水灾，为何没有出现这样的情况呢？我认为，那是因为中国目前的森林覆盖率很低，而且有森林的地方多在高海拔地区，在平原到处是粮田，几乎到了没有什么森林可淹的境地，只不过是淹没了一些农田的防护林，并且农田防护林的树木很稀少，而且树木的根须又十分的发达，抓地抓得十分牢固，短时间的浸泡、冲击不会造成多大危害。而森林中的树木就不同了，很多树木都挤在一起生活，它们为了吸食太阳的能量，拼命地往上长，根须并不发达，一旦一处树木被洪水连根拨起，就会连带成片的树木被洪水毁掉，就如同放木排一样，顺流漂浮而下，势不可挡，最后全部堆积在一个地方。

另外，由于人类对大自然认识的增强，抵御突发性自然灾害的能力不断提高，兴修水利，筑起坚固的堤坝，加固江堤、河堤，大大地减缓了凶猛洪水的冲击力，泛滥的现象少了，甚至乖乖地听从人类的召唤，并把凶猛的洪水变成了电能、动能、热能，造福于人类，服务于人类社会。

不仅洪水有搬运动植物这样的能力，而且潮汐、台风、海啸也具备这样的能力。由于地震、火山喷发等因素引起的海啸，可以使海浪掀起三、四十米还高，并且在顷刻之间把一个岛屿上的动植物扫荡一空；把海岸线附近的一切生物全部洗劫。

再者，地球表面上的物质不可能永久的一成不变地等待着地球进行沉降运动的，而且地球表面上的物质是在不断地循环流动着的。因此，“水灾说”是使煤炭形成得如此集中、优质，还是有一定的道理的，是有说服力的，也是能够令人信服的。

地球表面上的物质不可能永久的一成不变地等待着地球进行沉降运动的，而且地球表面上的物质是在不断地循环流动着的。因此，“水灾说”是使煤炭形成得如此集中、优质，还是有一定的道理的，是有说服力的，也是能够令人信服的。

煤炭千真万确是植物的残骸经过一系统的演变形成的，这是颠簸不破的真理，只要仔细观察一下煤块，就可以看到有植物的叶和根茎的痕迹；如果把煤切成薄片放到显微镜下观察，就能发现非常清楚的植物组织和构造，而且有时在煤层里还保存着像树干一类的东西，有的煤层里还包裹着完整的昆虫化石。值得探讨的是它为何形成得如此集中，而且又是那么如此的优质呢？

由于古代的在植物大量沉积,被深深的埋在地层下,受到高压和高温,经过几亿年的时间,变成煤炭

煤矿和其它矿一样，是层状的，且不是到处都有，如果是地表植物积聚而成，则不会那么集中，应该到处都有，所以我认为，书上所说的不对。碳元素是地球故有的，地表的碳大部分以化合物形式存在，地心的碳以单质形式存在，地心的碳向地表喷出时，一部分为钻石，一部分为石墨，大部分为煤（不同条件下形成不同的物质），和其它大部分矿的成因一样。

植物当被压在地下，在长时间的缺氧高压的条件下便会形成煤。

石炭纪地球植物大繁盛，为煤的形成形成的强大的物质基础，后来的造山运动为煤的形成提供了外部条件。经过常年累月，便有了煤。

回答者：yanxi5288mm - 见习魔法师 二级 1-5 19:24

中国煤炭资源的基本特征

(1)资源总量丰富且分布相对集中。全国煤炭预测总资源量达50592亿吨，其中1000米以浅为26704亿吨，1990年末累计探明9700亿吨。在全国预测总资源量中，太行山-雪峰山以西的11个省区占全国的89％，以东只占11％；秦岭-大别山一线以北地区占全国的93.6％，而其以南的地区只占6.4％。尤其是所谓“三西”（山西、陕西、内蒙古西部）地区和新甘宁青四省区，各占全国40％。在已探明储量中，“三西”更占到62％的比重，西北四省和西南云贵川三省各占10％上下。整个东部和长江中下游以南广大地区煤炭资源有限，仅黑龙江、河北、山东和安徽相对较多。

(2)煤炭品种齐全但数量与地区分布不平衡。在1989年底保有储量中，低变质的褐煤和低级烟煤（弱粘、不粘和长焰煤等）占52.9％，炼焦煤类占28.7％，高变质的无烟煤、贫煤等占18.4％。炼焦煤品种比例不均，其中气煤占52％，而强粘结的主焦煤只占19％，肥煤只占12％，再加上有的炼焦煤产地分散或灰、硫分偏高等，真正能用于炼焦的仅为一半左右。

在地区分布上，秦岭-大别山一线以南地区变质程度高，大多为无烟、贫、瘦等煤种。秦岭-大别山以北变质程度大体上由燕山、太行山、伏牛山向两翼逐渐减弱，即由无烟煤、贫煤、炼焦煤到低级烟煤等。无烟煤集中分布在山西、贵州、河南、四川以及河北、北京等六省市，合占全国的90％以上，其中山西独占45％，是全国优质无烟煤基地。炼焦煤主要分布于山西、河北、河南、安徽、山东、贵州和黑龙江，共占全国80％左右，其中山西独占56.4％。气肥焦瘦各牌号也占全国的一半以上，是全国主要基地。其余各省，除河北品种较全外，华东、东北气煤有余，而东北缺肥煤、瘦煤，华东缺主焦、瘦煤。低级烟煤，山西、内蒙古、宁夏、新疆、甘肃合占全国97％。

(3)不同品种的煤质差异较大。我国煤炭灰分普遍较高，且变化大，一般灰分为15％～25％，小于10％的特低灰分煤约占保有储量的15％～20％。保有储量中硫分小于1％的特低硫煤约占45％，主要分布于北方；大于4％的高硫煤约占2％～5％，主要分布于西南、中南以及山西、山东、陕西局部地区，脱硫比较困难。

我国炼焦煤一般灰分都在20％以上，低灰分的很少；含硫也以中硫居多，硫分大于2％的占炼焦煤类的20％以上；低灰又低硫的炼焦煤更少，而且往往粘结性强的炼焦煤硫分越高，大部肥煤含硫均在2％以上，硫低灰高的一般可选性较差；气煤中则低硫的占75％，且易选者居多。

我国无烟煤多属于中灰、中或低硫，中等发热量，高灰熔点；少数矿区煤质特优，低级烟煤大多低灰低硫，是优质动力煤，部分可作气化原料煤和炼焦配煤。褐煤，北方多低硫而南方多高硫。

(4)煤炭赋存条件多数较好，局部较差。

煤层埋藏较浅，埋深小于300米的约占保有储量的35％，300～600米的占45％。一般说东部平原区埋深较大，西部山区较浅。

煤层厚度以薄和中厚为主，巨厚煤层较少；适于露天开采的储量不多。

从建井条件看，约有1/3以上的煤田覆盖层小于100米，没有多大困难。一般说北方矿区的建井条件优于南方，西部优于东部，而以晋陕蒙的煤田地质条件最好。多数矿区缺少水源，尢以华北、西北地区为甚。

回答者：xiaoyer2006 - 助理 三级 1-5 21:45

煤炭特征

判别煤炭质量优劣的指标很多，其中最主要的指标为煤的灰分含量和硫分含量。一般陆相沉积，煤的灰分、硫分普遍较低；海陆相交替沉积，煤的灰分、硫分普遍较高。

中国煤炭灰分普遍较高，秦岭以北地区，晋北、陕北、宁夏、两淮、东北等地区，侏罗纪煤田为陆相沉积，煤的灰分一般为10％～20％，有的在10％以下，硫分一般小于1％，东北地区硫分普遍小于0．5％。中国北方普遍分布的石灰纪、秦岭以南地区、湖南的黔阳煤系、湖北的梁山煤系等属海陆交替沉积的煤，灰分一般达15％～25％，硫分一般高达2％～5％。

广西合山、四川上寺等地的晚二叠纪煤层属浅海相沉积煤，硫分可高达6％～10％以上。

据统计，中国灰分小于10％的特低灰煤仅占探明储量的17％左右。大部分煤炭的灰分为10％～30％。硫分小于1％的特低硫煤占探明储量的43．5％以上，大于4％的高硫煤仅为2．28％。中国的炼焦用煤一般为中灰、中疏煤，低灰和低硫煤很少。炼焦用煤的灰分一般都在20％以上；硫分含量大于2％的炼焦用煤占20％以上。中国炼焦用煤的另一大特点是：硫分越高，煤的动结性往往越强，其可选性一般较差。

中国褐煤多属老年褐煤。褐煤灰分一般为20％～30％。东北地区褐煤硫分多在1％以下，广东、广西、云南褐煤硫分相对较高，有的甚至高达8％以上。褐煤全水分一般可达20％～50％，分析基水分为10％~20％，低位发热量一般只有11．71～16．73MJ／kg。

中国烟煤的最大特点是低灰、低硫；原煤灰分大都低于15％，硫分小于1％。部分煤田，如神府、东胜煤田，原煤灰分仅为3％一5％，被誉为天然精煤。烟煤的第二个特点是煤岩组分中丝质组含量高，一般在40％以上，因此中国烟煤大多为优质动力煤。中国贫煤的灰分和硫分都较高，其灰分大多为15％-30％，流分在1．5％-5％之间。贫煤经洗选后，可作为很好的动力煤和气化用煤。

中国典型的无烟煤和老年无烟煤较少，大多为三号年轻无烟煤，其主要特点是，灰分和硫分均较高，大多为中灰、中硫、中等发热量、高灰熔点，主要用作动力用煤，部分可作气化原料煤。

回答者：nangualee - 经理 四级 1-5 15:00

煤炭特征又称煤质特征、煤质指标，主要有5个，分别是发热量、硫份、灰份、水份和挥发份。

所以你说的特征4指水份含量；特征3指灰份含量；特征5指挥发份含量。

煤炭

煤炭是怎样形成的

煤炭被人们誉为黑色的金子，工业的食粮，它是十八世纪以来人类世界使用的主要能源之一。虽然它的重要位置已被石油所代替，但在今后相当长的一段时间内，由于石油的日渐枯竭，必然走向衰败，而煤炭因为储量巨大，加之科学技术的飞速发展，煤炭汽化等新技术日趋成熟，并得到广泛应用，煤炭必将成为人类生产生活中的无法替代的能源之一。

煤炭是千百万年来植物的枝叶和根茎，在地面上堆积而成的一层极厚的黑色的腐植质，由于地壳的变动不断地埋入地下，长期与空气隔绝，并在高温高压下，经过一系列复杂的物理化学变化等因素，形成的黑色可然化石，这就是煤炭的形成过程。

一座煤矿的煤层厚薄与这地区的地壳下降速度及植物遗骸堆积的多少有关。地壳下降的速度快，植物遗骸堆积得厚，这座煤矿的煤层就厚，反之，地壳下降的速度缓慢，植物遗骸堆积的薄，这座煤矿的煤层就薄。又由于地壳的构造运动使原来水平的煤层发生褶皱和断裂，有一些煤层埋到地下更深的地方，有的又被排挤到地表，甚至露出地面，比较容易被人们发现。还有一些煤层相对比较薄，而且面积也不大，所以没有开采价值，有关煤炭的形成至今尚未找到更新的说法。

煤炭是这样形成的吗？有些论述是否应当进一步加以研究和探讨。一座大的煤矿，煤层很厚，煤质很优，但总的来说它的面积并不算很大。如果是千百万年植物的枝叶和根茎自然椎积而成的，它的面积应当是很大的。因为在远古时期地球上到处都是森林和草原，因此，地下也应当到处有储存煤炭的痕迹；煤层也不一定很厚，因为植物的枝叶、根茎腐烂变成腐植质，又会被植物吸收，如此反复，最终被埋入地下时也不会那么集中，土层与煤层的界限也不会划分得那么清楚。

但是，无可否认的事实和依据，煤炭千真万确是植物的残骸经过一系统的演变形成的，这是颠簸不破的真理，只要仔细观察一下煤块，就可以看到有植物的叶和根茎的痕迹；如果把煤切成薄片放到显微镜下观察，就能发现非常清楚的植物组织和构造，而且有时在煤层里还保存着像树干一类的东西，有的煤层里还包裹着完整的昆虫化石。值得探讨的是它为何形成得如此集中，而且又是那么如此的优质呢？

记得上小学的时候，我家住在离城不远的乡村，每当盛夏雨季来临时，一场暴�%E

一、煤级分析中的有关概念

煤的工业分类即煤的分类主要是依据煤级，而煤级划分的依据是煤质指标，特别是一些关键的煤质指标。一些煤质指标即煤化程度指标在前面已经做过介绍，本节将围绕煤的工业分类对一些煤级指标的获得做概略介绍(煤质学和煤化学已是独立的学科)。

“基”是表示化验结果是以什么状态下的煤样为基础而得出的，煤质分析中常用的“基”有空气干燥基、干燥基、收到基、干燥无灰基、干燥无矿物质基。在新旧标准中，“基”采用的符号不同(表7-1)。

表7-1 新旧标准中各种基采用的符号对照

空气干燥基是指以与空气湿度达到平衡状态的煤为基准，表示符号为 ad(air dry ba-sis)干燥基是指以假想无水状态的煤为基准，表示符号为 d(dry basis)收到基是指以收到状态的煤为基准，表示符号为 ar(as received)干燥无灰基是指以假想无水、无灰状态的煤为基准，表示符号为 daf(dry ash free)干燥无矿物质基是指以假想无水、无矿物质状态的煤为基准，表示符号为 dmmf(dry mineral matter free)。

可以看出，新的 “基”是用英文名词的开头字母表示的，而旧 “基”是用汉语拼音的字头表示。

二、主要的煤化指标

煤化指标是通过煤的工业分析获得的。工业分析也叫技术分析或实用分析，包括煤中水分、灰分和挥发分的测定及固定碳的计算。煤的工业分析是了解煤质特性的主要指标，也是评价煤质的基本依据，根据工业分析的各项测定结果可初步判断煤的性质、种类和各种煤的加工利用效果及其工业用途。

煤化程度指标简称煤化指标，又称煤级指标。由于煤化作用是个复杂的过程，不同煤化阶段中各种指标变化的显著性各不相同，因此对于一定煤化阶段往往具有不同的煤化程度指标(表7-2)。

表7-2 常用煤级指标在不同煤级阶段的变化情况

注:①各指标测值的变化范围按煤级增加的方向排列②规律性差。(据杨起等，1988)

有关煤的化学组成和煤的元素已在第六章中介绍，这里仅就煤质分析中的一些关键指标如水分、灰分、挥发分、镜质体反射率等做简略介绍。

1.水分

水分是一项重要的煤质指标，它在煤的基础理论研究和加工利用中都具有重要的作用。

在现代煤炭加工利用中，有时水分高反是一件好事，如煤中水分可作为加氢液化和加氢气化的供氢体。在煤质分析中，煤的水分是进行不同基的煤质分析结果换算的基础数据。可以根据煤的水分含量来大致推断煤的变质程度。

2.灰分

煤的灰分不是煤中的固有成分，而是煤在规定条件下完全燃烧后的残留物。它是煤中矿物质在一定条件下经一系列分解、化合等复杂反应而形成的，是煤中矿物质的衍生物。它在组成和质量上都不同于矿物质，但煤的灰分产率与矿物质含量间有一定的相关关系，可以用灰分来估算煤中矿物质含量。煤中矿物质来源有三，一是“原生矿物质”，即成煤植物中所含的无机元素二是“次生矿物质”，即煤形成过程中混入或与煤伴生的矿物质，三是“外来矿物质”即煤炭开采和加工处理中混入的矿物质。煤中存在的矿物质主要包括黏土或页岩、方解石(碳酸钙)、黄铁矿或白铁矿以及其他微量成分，如无机硫酸盐、氯化物和氟化物等。

煤中灰分是另一项在煤质特性和利用研究中起重要作用的指标。在煤质研究中由于灰分与其他特性，如含碳量、发热量、结渣性、活性及可磨性等有程度不同的依赖关系，因此可以通过它来研究上述特性。由于煤灰是煤中矿物质的衍生物，因此可以用它来算煤中矿物质含量。此外，由于煤中灰分测定简单，而它在煤中的分布又不易均匀，因此在煤炭采样和制样方法研究中，一般都用它来评定方法的准确度和精密度。在煤炭洗选工艺研究中，一般也以煤的灰分作为一项洗选效率指标。

3.挥发分

煤样在规定的条件下，隔绝空气加热，并进行水分校正后的挥发物质产率即为挥发分。

煤的挥发分主要是由水分、碳氢的氧化物和碳氢化合物(以CH4为主)组成，但煤中物理吸附水(包括外在水和内在水)和矿物质二氧化碳不属挥发分之列。

工业分析中测定的挥发分不是煤中原来固有的挥发性物质，而是煤在严格规定条件下加热时的热分解产物，改变任何试验条件都会给测定结果带来不同程度的影响。

影响挥发分测定结果的主要因素是加热温度、加热时间、加热速度，此外试验设备的型式和大小，试样容器的材质、形状和尺寸以及容器的支架都会影响测定结果，即测定结果取决于所规定的试验条件，因此说它是一个规范性很强的试验项目。

煤的挥发分产率与煤的变质程度有比较密切的关系———随着变质程度的加深，挥发分逐渐降低(表73)，因此根据煤的挥发分产率可以估计煤的种类。在我国及前苏联、美国、英国、法国、波兰和国际煤炭分类方案中，都以挥发分作为第一分类指标。

表7-3 挥发分与煤的变质程度的关系

根据挥发分产率和测定挥发分后的焦块特性可以初步决定煤的加工利用途径。如高挥发分的煤，干馏时化学副产品产率高，适于作低温干馏原料，也可作为气化原料挥发分适中的烟煤，粘结性较好，适于炼焦。在配煤炼焦中，要用挥发分来确定配煤比，以将混煤的挥发分控制到适宜范围25%～31%。此外，根据挥发分，可以估算炼焦时焦炭、煤气、焦油和粗苯等产率。在燃煤中，可根据挥发分来选择适于特定煤源的燃烧设备或适于特定设备的煤源。在气化和液化工艺条件的选择上挥发分也有一定的参考作用。在环境保护中，挥发分还作为制定烟雾法的一个依据。

此外，挥发分与其他煤质特性指标，如发热量、碳和氢含量都有较好的相关关系。利用挥发分可以计算煤的发热量和碳氢含量。

4.煤的镜质体反射率

煤的镜质体反射率是不受煤的岩石成分含量影响，但却能反映煤化程度的一个指标。煤的镜质体反射率随它的有机组分中碳含量的增加而增高，随挥发分产率的增高而减少。也就是说同一显微组分，在不同的变质阶段，反射率不同，它能较好地反映煤的变质程度。因此，镜质体反射率是一个很有前途的煤分类指标。特别是对无烟煤阶段的划分，灵敏度大，是区分年老无烟煤、典型无烟煤和年轻无烟煤的一个较理想的指标。目前在国际上已有许多国家采用镜质体反射率作为一种煤炭分类指标。此外，煤的镜质体反射率在评价煤质及煤炭加工利用等方面都有重要意义，如日本、西德等国家用镜质体反射率来指导炼焦配煤来控制煤质量等等，而且在石油、地质勘探研究方面也很有价值。

反射率是指垂直反射时，反射光强度和入射光强度的百分比值，一般用R表示。

煤地质学

测定煤的镜质体反射率是将已知反射率的标准片和煤样(镜质体)放在显微镜下，在一定强度的入射光中，它们反射出的微弱光流，通过光电倍增管转变为电流并被放大成较强的电信号，然后将电信号输出并馈入到记录装置。根据记录装置刻度盘上读出标准片的反射光强度值和煤的镜质体的反射光强度值，按下式求出煤的镜质体反射率:

煤地质学

式中:R镜为煤的镜质体反射率I标为标准片的反射光电流强度I镜为煤的镜质体反射光电流强度R标为标准片的反射率。

标准片的反射率R标按下式计算:

煤地质学

式中:n为标准片的折射率n0为样品和物镜之间介质的折射率，空气为1，香柏油一般为1.515～1.518。

煤炭质量的基本指标分别有水分、灰分、挥发分、固定碳含量、全硫、发热量、胶质层最大厚度、粘结指数、煤灰熔融性温度、哈氏可磨指数、吉氏流动度、坩埚膨胀序数。

煤炭质量的基本指标

煤的水分分为两种，一是内在水分，是由植物变成煤时所含的水分，二是外在水分，是在开采、运输等过程中附在煤表面和裂隙中的水分。

全水分是煤的外在水分和内在水分总和，一般来讲，煤的变质程度越大，内在水分越低，褐煤、长焰煤内在水分普遍较高，贫煤、无烟煤内在水分较低。

煤在彻底燃烧后所剩下的残渣称为灰分，分外在灰分和内在灰分，外在灰分是来自顶板和夹研中的岩石碎块，内在灰分是煤本身所含的无机物。

中国的煤岩煤质特征，在不同地区、不同时代的煤之间存在着明显的差别。这是由于古地理、古气候、古构造、古植物条件不同，以及地球化学条件和煤化作用有所差异造成的。早古生代没有陆生高等植物生长，但是在广阔的浅海中，特别是在边缘近岸浅海内，藻类等低等生物大量繁殖，为形成早古生代煤提供了充分的原料。中国早古生代的煤统称石煤，以高灰、高硫、低碳、低发热量为特点，主要分布在湖北西部、陕南实康、浙江余杭及常山、湖南常德及汉寿等地，聚煤时代以寒武纪、志留纪为主，某些地区有震旦纪和奥陶纪石煤分布(如浙江余杭、常山，湖南常德等)。早古生代煤变质程度高，普通达到无烟煤阶段。其灰分和硫含量高，发热量低。按照灰分和发热量的高低，早古生代石煤基本上分成劣质腐泥无烟煤和优质腐泥无烟煤两类。其次，劣质腐泥无烟煤灰分高达40%～90%，发热量低，多为炭质泥岩和炭质板岩，优质腐泥无烟煤，灰分一般小于20%～40%，发热量高达16.75～25.12kJ/g，少数可达29.31kJ/g。早古生代煤中有机组分以均一基质为主，颜色和色调呈均匀状，异向光性明显。早古生代煤中矿物质含量高达30%～75%，成分以石英、黏土矿物和方解石为主，少量黄铁矿矿物呈微粒状与有机质均匀混合。晚古生代的煤主要生成于陆表海盆内较平坦的滨海地区，经历了最长久的煤化作用时期，加之地壳早期海水中含电解质较多，凝胶化作用显著，因此显微组分中镜质组一般大于60%。灰分的高低则决定于距陆源区的远近，愈近大陆，灰分愈明显增加(如北方石炭二叠纪煤靠近阴山古陆，南方晚二叠世煤靠近康滇古陆的部分)，而灰分(和硫分)相对较低的煤通常总是与冲积体系向三角洲体系过渡或向碎屑海岸体系过渡的部位有关，或与上、下三角洲平原过渡带的沉积组合共生。晚古生代沉积物以富铝为特点，古煤岩系中常有铝质黏土赋存，因此在灰分中，Al2O3常大于20%在煤的无机矿物中，黏土类通常占很大比重，因此灰熔点常大于1250℃，并且也使煤变得难以洗选。晚古生代煤的硫分以中富硫为主，只在近古陆方向煤中含硫显著下降。煤种多为中变质烟煤，闽、赣、粤煤化作用强烈地区则以无烟煤为主。中生代的聚煤环境以内陆盆地为主，早、中侏罗世鄂尔多斯、准噶尔等大型内陆盆地的气候曾经历了较干旱—温湿—较干旱的变化，造煤植物为松柏类—苏铁类—松柏类交替出现，而煤岩宏观类型则为半暗煤、暗淡煤—半亮煤、半暗煤—半暗煤、暗淡煤组合，煤岩显微组分以富丝质组为最大特征。盆地虽然经历了几个煤化作用期，但作用较弱，所以煤种以低变质烟煤和褐煤为主。煤质以低灰、特低灰、低硫、低磷为主。早白垩世小型断陷盆地的褐煤，多数以低硫、中灰为主。灰分、硫分的变化通常与物探区的远近有关，往往靠近盆缘灰分、硫分均增高。早白垩世黑龙江省东部有规模较大的近海聚煤盆地，由于有利的覆水条件造成煤岩的宏观类型以光亮型和半亮型为主，显微组分中镜质组含量可高达70.9%。煤中灰分由中到低。由于当时海水是淡化的半咸水，所以煤中含硫在0.8%以下，属特低硫煤。煤种多为中变质烟煤。古近新近纪煤大部分为褐煤，以低硫中灰煤为主一些与海水有关的煤盆地中也出现了中硫与富硫煤。有些煤盆地中煤的壳质组，特别是树脂体含量较高，显微组分中有结构的成分增加。古近新近纪煤中的褐煤蜡和焦油产率较高。

图12-3 我国晚二叠世古气候略图(据韩德馨等，1980)

各种成因类型含煤盆地中同沉积碎屑物是各种煤灰分的主要构成部分。一些含煤盆地因为有岩浆活动和矿化强烈的地下水作用也可导致煤中后生灰分的增加，如辽宁阜新、陕西彬长、内蒙古东胜等煤田便是。中国煤的硫分，在晚古生代海陆交互相的煤中，总以中硫到高硫煤为主。中生代陆相煤则以低硫或特低硫为标志。黑龙江东部早白垩世与海水有关的含煤沉积，也以产特低硫煤为特征，这是由于当时海湾已深入内陆、海水已大为淡化的结果。南方晚二叠世与海水密切有关的煤，当硫含量超过了3%时，有机硫又占据上风，这可能是含硫的海水从泥炭沼泽阶段就不断侵入，并与有机质结合，形成了高有机硫的煤。煤的挥发分产率决定于煤化程度，但煤岩组分的影响也不容忽视，如鄂尔多斯盆地中生代低变质烟煤挥发分产率较正常值略有偏低，就是由于煤中惰质组含量较高所致。

本书对中国煤岩煤质的环境标志和若干特殊属性值做了初步归纳，结果如下:

1)沉积环境对煤质具有一定的影响。煤中灰分的高低主要决定于成煤泥炭沼泽距陆源区及海线的远近。古生代近海远陆的煤层一般为低灰煤，古陆边缘的煤层一般为高灰煤在冲积平原上生成的煤灰分的变化还与距分流河道的远近有关。分布于分流河道或决口扇厚砂岩带一侧的煤，灰分往往较低，发育在分流河道、决口扇、潮汐水道下游的泥炭沼泽生成的煤层灰分一般较高。煤层下伏为潮道砂体和障壁岛砂体时，煤中灰分较高，坝后泥坪或涨潮三角洲前缘，煤层灰分较低。在潟湖间湾处，往往形成高灰煤。煤成分中CaO及MgO较高与海水有关，因为海水中的Ca和Mg离子伴随海水进入或渗入泥炭沼泽，可与沼泽中的CO2离子结合形成CaCO3和MgCO3沉淀下来。水介质条件不同的泥炭沼泽，形成煤的灰成分不同。通常，在咸水—半成水—淡水泥炭沼泽中形成之煤层，SiO2+A12O3含量逐渐增高，FeO+CaO+MgO+SO3含量逐渐降低。研究资料表明，在近海远陆地区煤灰成分中FeO+CaO+MgO含量大于30%～54%，在近陆远海地区煤灰成分中，SiO2+A12O3含量可高达90%以上。泥炭沼泽受海水影响程度，是导致煤中全硫及各种硫变化的主要原因。

2)华北地区的腐泥煤具有自身独特的属性。山西的腐泥煤多呈透镜状或薄层夹在腐植煤中，构成藻煤烛藻煤腐植煤的组合系列，它们是由湖泊中的藻类和漂游生物经过部分腐解生成。山西河东煤田及霍西煤田，见有腐泥煤出露，厚度为0.5m左右，含油率可达18%～24%。单独藻煤则产于山西大同、浑源、洪洞、蒲县及山东肥城、兖州等地。烛煤(腐植腐泥煤)则产于山西浑源及山东新泰、兖州、枣庄，常与藻煤互层产出，挥发分、含氢量、焦油产率均高。

3)中国南方晚二叠世煤中瓦斯亦独具特征。瓦斯煤主要分布于湘、赣、川、黔、滇、粤、皖诸省。其特征是:腐植煤多形成高沼气煤矿，残植煤多形成低沼气煤矿煤层厚、含煤性好的地区多形成高沼气煤矿，中、低变质煤种多形成低沼气煤矿，高变质煤种多形成高沼气煤矿，超高变质的无烟煤既可以形成低沼煤矿，亦可形成高沼煤矿。围岩透气性的强弱是瓦斯保存的先决条件，同一地区盖层越厚，煤层埋藏越深，瓦斯积聚量越多地质构造的有利部位控制着瓦斯的储存和运移。研究表明，瓦斯的形成与含煤岩系沉积环境关系密切，晚二叠世龙潭组煤层中的瓦斯，几乎都分布在滨海三角洲和滨海平原含煤沉积区内，前者高沼气煤矿达97.8%，后者高沼气煤矿占67.8%而在浅海和局限海碳酸盐台地环境形成的含煤沉积区内，则以低沼气煤矿为主。

4)关于中国晚古生代煤的还原程度，不同学者看法不同。我国学者认为，煤的还原性是除煤岩成分和变质程度以外，影响煤质的第三个成因因素。相同煤岩成分和相同变质程度的煤，由于成煤原始植物属性和成煤初期转变环境的不同，可以使它们的物化性质、粘结性有所差异，也就是由于煤的还原性质不同造成的，或者说煤的不同还原程度是由不同成煤环境(或不同煤相)所造成的。赵师庆根据煤岩的显微特征研究了华北东部石炭二叠系煤层的煤质差别，识别出太原组煤一般具较强还原性，山西组煤属弱还原性，由此提出了环境—煤型—煤质的概略成因模型。韩德馨等则从华北若干地区煤的挥发分产率、碳含量、全硫量、煤灰成分及镜煤反射率的计算分析中，进一步表述了太原组煤和山西组煤还原性的差异。由于煤的还原系数(K)有明显的分带规律，因此可用以划分煤的还原类型。