河东煤田三交区块煤层气田主含水岩组水动力场特征与控气规律_连会青

非常规天然气
收稿日期：２０１２－０６－１４；修回日期：２０１２－０８－
２１．基金项目：国家自然科学基金（编号：４１０７２１８８）；新世纪优秀人才支持计划（编号：ＮＣＥＴ－１１－０８３８）；国家“９７３”计划项目（编号：２０１３ＣＢ２２７９０３）；十二五国家科技支撑计划（编号：２０１２ＢＡＫ０４Ｂ０４
）联合资助．作者简介：连会青（１９７５－），女，山西忻州人，副教授，博士，主要从事水文地质与工程地质研究．Ｅ－ｍａｉｌ：ｌｈｕｉｑ
３４５＠１６３．ｃｏｍ．河东煤田三交区块煤层气田主含水岩组
水动力场特征与控气规律
连会青１，２，尹尚先１，李小明１，孙红涛３
（１．华北科技学院，河北燕郊０６５２０１；
２．中国矿业大学（北京），北京１０００８３；３．中国林业大学，北京１０００８３
）摘要：以河东煤田三交区块主采煤层的直接含水层组为研究对象，选择地下水水位、矿化度、单位涌水量３个指标来表征水动力条件强弱、地下水循环径流强度和含水层富水性状况，探讨了主含水岩组水动力条件对该区煤层气成藏的控制作用。

水动力场控气规律研究显示：中南部范围为有利于煤层气富集和成藏的区域；在此基础上，对水动力场控气规律与煤层实测含气性特征的相关性进行了细致分析，用实测煤层气含量数据验证了水动力场控气规律分析结论，并利用具体的钻孔数据，预测了煤层气优势开采区域，在山西组和太原组分别划分出３个区和５个区，山西组最优选的区域
位于３５６＃和３４３＃钻孔一带，太原组则在３１１＃和３５９
＃
钻孔一带。

关键词：主含水岩组；水动力场；控气规律；优势开采区域
中图分类号：ＴＥ１３２．２ 文献标志码：Ａ 文章编号：１６７２－１９２６（２０１３）０２－０２５２－
０７引用格式：Ｌｉａｎ　Ｈｕｉｑｉｎｇ，Ｙｉｎ　Ｓｈａｎｇｘｉａｎ，Ｌｉ　Ｘｉａｏｍｉｎｇ，ｅｔ　ａｌ．Ｔｈｅ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｌａｗ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ａｎｄ　ｃｏａｌｂｅｄ　ｍｅｔｈａｎｅ　ｏｆ　ｍａｉｎ　ａｑｕｉｆｅｒｓ　ｉｎ　Ｈｅｄｏｎｇ　
ｃｏａｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１３，２４（２）：２５２－２５８．［连会青，尹尚先，李小明，等．河东煤田三交区块煤层气田主含水岩组水动力场特征与控气规律［Ｊ］．天然气地球科学，２０１３，２４（２）：２５２－
２５８．］０　引言
河东煤层气赋存区位于山西省西部、鄂尔多斯
含煤盆地的东缘，面积约为１６　０５０ｋｍ２
，煤层气资源量在３×１０１２　ｍ３
以上，是中国最具煤层气开发前景的区域之一［１］。

河东煤田的三交区块南接柳林，北
至临县，东抵离石煤层露头线，西以黄河为界，正好处于离石—柳林东西向构造带上，发育特有的短轴背斜、向斜和鼻状构造，重要构造是位于中部的聚财塔断裂带，呈东西向展布，切过离石断裂带和柳林鼻
状构造［２］
（图１）。

在多期构造活动中，燕山期压剪
性和新构造期张剪性活动较明显，聚财塔断裂带对煤层气藏起破坏作用，它不仅破坏了研究区煤层的连续性，而且导致其附近煤层气向地表运移散失，但
在远离该断层面以北形成平行断层的条带状结构的高压区，煤层甲烷含量相对升高，成为阻止煤层甲烷进一步向断层运移的天然屏障。

以聚财塔断层为界，为地下水隔水边界和煤层气阻气边界，聚财塔断
层附近实测甲烷含量小于８ｍ３
／ｔ。

三交区块主采煤层为山西组中下部的４＃煤层和太原组中部的８＃煤层，煤层厚度大、分布稳定，横向连续性好，为煤层气的生成和储存提供了良好的物质基础和空间，是该区最有利的煤层气储集层，所以二叠系山西组砂岩裂隙含水层组和石炭系太原组石灰岩岩溶—裂隙含水层组成为本文研究的主含水岩组。

本文则尝试研究地下水渗流场特征对煤层气聚集规律的影响，从定性评价的角度，为煤层气开发提出合理化建议。

第２４卷第２期２０１３年４月天然气地球科学
ＮＡＴＵＲＡＬ　ＧＡＳ　ＧＥＯＳＣＩＥＮＣＥＶｏｌ．２４Ｎｏ．２
Ａｐ
ｒ．　２０１３
图１　研究区区域位置
Ⅰ为断坳带；Ⅱ为斜坡凹隆带；Ⅲ为盆内缓坡带
１　含水层结构及基本水文地质条件
河东煤田位于阴山古陆的南缘，吕梁隆起的西翼，鄂尔多斯盆地东缘，三交煤层气区则位于河东煤田中部
［３］。

主采煤层４＃
煤层位于二叠系山西组中
下部，８＃煤层位于石炭系太原组中部，所以研究区的直接给水含水层为二叠系山西组砂岩裂隙含水层组和石炭系太原组石灰岩岩溶—裂隙含水层。

石炭系、二叠系含水岩组之间，赋存较厚且稳定的泥质岩和裂隙不发育的砂岩，
具有良好隔水作用，使各含水层组处于独立的水文地质系统。

其中，山西组４＃煤层顶板Ｓ４砂岩为直接充水含水层，
含水
底板至Ｌ５灰岩面之间岩层厚为１７．９２～３０．６０ｍ，平均为２３．３８ｍ，岩性主要为泥质岩类及Ｋ３中、
粗粒砂岩。

８＃煤层顶板Ｌ１石灰岩为直接充水含水层，其上还赋存有Ｌ２、Ｌ３、Ｌ４、Ｌ５石灰岩含水层。

各含水层间的砂—泥质岩层的分布不仅起到隔水的效果，
而且对煤层气的富集成藏起到有利作用。

受研究区内构造的影响，２套含水岩组均在研究区内东部外围沟谷中出露，
含水岩组地下水来源于东部煤系地层隐伏露头区及奥陶系含水层灰岩露头区，以大气降水补给为主，露头区岩层整体孔隙较发育，渗透性良好，富水性好，地下水径流强度整体较强。

含水层组以承压水斜地的形式赋存，由东向西埋深逐渐增大。

２　主含水岩组水动力场特征
单纯考虑煤层本身的埋深、厚度、煤质、内部结构等因素，下组煤层太原组的含气量应该高于上组煤层山西组，但是华北煤田多年的研究成果和生产实践均发现下组煤层的含气量反而低于上组煤层的
现象非常普遍［
４－
７］。

关于煤系地层水动力条件对煤层气赋存的影
响，
相关学者［８－
１１］已经做了大量研究，基本达成共识，水动力条件强的地区煤层气含量低，水动力条件弱或滞流水区，
煤层气的含量比较高。

但是水动力条件包含的因素很多，具体各因素对煤层气含量如何影响的，还需要根据具体地质背景开展研究。

２．１　主含水岩组水文地质参数选择地下水水位标高、矿化度、单井涌水量为
主要因素来研究主含水层组的水动力特征及其对煤层气含量的影响。

为了更好地说明问题，对太原组和山西组直接给水含水层开展了关于这３个方面的对比研究，２组含水层组的水文地质参数如表１所示。

太原组石灰岩裂隙—岩溶承压水层组，水位标高为７１８．９５～
８３３．０１ｍ，地下水由东向西或向西南深部缓慢运移（图２）。

本组水质类型主要为ＨＣＯ３·Ｃｌ—Ｎａ型，中部和东南部局部为ＨＣＯ３·ＳＯ４—Ｎ
ａ型，矿化度为０．６３４～１．２７２ｇ／Ｌ，北部硬度为１０．８４～４４．４４ｍｇ
／Ｌ，为软的微咸水，而在中部至南部，硬度为１４２．２４～７１３．８０ｍｇ
／Ｌ，为较硬的微咸水。

山西组砂岩裂隙承压含水层组，水位标高为７３９．５１～８３１．６３ｍ，
地下水由东向西或向西南深部缓慢运移，水力坡度平缓（图３
）。

本组水质类型主要
为ＨＣＯ３·Ｃｌ—Ｎａ·Ｍｇ型，中部为ＨＣＯ３·ＳＯ４—Ｎ
ａ型水，矿化度为１．００７～１．４３３ｇ／Ｌ，为软的微咸水。

２．２　主含水岩组水动力特征
从水位数据可以看出，研究区水动力模式属于单斜型，地下水水位标高为７００～８４０ｍ，其水位等势面呈北高南低、东高西低的总趋势。

受地层产状控
制，
地下水流场总趋势为向西或向西南的深部方向缓慢运移，愈往深部，径流强度逐渐减弱，富水性整体上随埋藏深度增加而减弱。

如：４＃煤含水岩组，埋深从５００ｍ往下，地下水径流速度逐渐变缓慢，更受南部阻水断层—聚财塔断层作用影响，
地下水径流在研究区中南部基本处于滞流状态［
１２］。

表１　研究区内太原组和山西组含水层组水文地质特征参数
图２　石炭系太原组含水层地下水径流场图３　二叠系山西组含水层地下水径流场 矿化度数据反映了地下水的补给状况、
水动力条件的强弱。

图４所示钻孔的矿化度和地下水水质类型２个方面数据说明：２套含水岩组地下水大部分为软微咸水，从东北向西南，地下水矿化度和硬度逐渐增高。

其中，
石炭系灰岩含水层地下水整体硬度小于１５０ｍｇ／Ｌ、矿化度为６００～１　２００ｍｇ／Ｌ，受径流特征影响，西南深部矿化度增加，如邓家庄煤矿区一
带１３３＃
钻孔，矿化度达到１　３１０ｍｇ
／Ｌ；相应的石炭系灰岩含水层地下水水质类型主要是ＨＣＯ３·Ｃｌ—Ｎａ型和ＨＣＯ３·ＳＯ４—Ｎａ·Ｃａ型，西南深部则变为ＳＯ４
４
５２　天　然　气　地　球　科　学Ｖｏｌ．２４　
·ＨＣＯ
３
—Ｍｇ·Ｎａ型水。

二叠系砂岩含水层地下水硬度小于４０ｍｇ／Ｌ，局部大于１４０ｍｇ／Ｌ，矿化度为４００～１　３００ｍｇ／Ｌ，其地下水水质类型主要为ＨＣＯ３·Ｃｌ—Ｎａ型。

这些数据显示研究区中南部水动力条件弱，流动性变差，有利于煤层气的保存。

图４　太原组和山西组含水层组钻孔编号
及平面分布特征
单位涌水量是反映含水层富水性与否的一个重要参数，富水性与径流强度、流动性共同构成了描述含水层水动力条件好坏的重要指标。

太原组地下水仅在浅部具较强的富水性，单位涌水量为１～２Ｌ／ｓ·ｍ；在深埋区，岩溶裂隙不发育，溶孔连通性差，地下水富水性弱，钻孔资料显示含水层富水性不均一。

东部１０３＃、３５９＃钻孔，单位涌水量分别为１．２１８Ｌ／ｓ·ｍ和０．０４１Ｌ／ｓ·ｍ；３１１＃、３２５＃钻孔，单位涌水量分别为０．０１３　１Ｌ／ｓ·ｍ和０．００７　８Ｌ／ｓ·ｍ，研究区南部地层走向转折处３５３＃、３５６＃、３６３＃、３７０＃钻孔，揭露Ｌ４石灰岩，钻孔涌水量剧增，其中３５６＃、３７０＃钻孔单位涌水量分别为０．９０Ｌ／ｓ·ｍ和０．２２Ｌ／ｓ·ｍ，形成局部富水区；深部局部构造破碎带，富水性较强，３５６＃钻孔单位涌水量为０．９０Ｌ／ｓ·ｍ。

山西组含水层组富水性极弱，钻孔钻进本层，水位及冲洗液消耗量均无明显变化，３２５＃、３４３＃、３５９＃钻孔抽水实验单位涌水量分别为干孔、０．０００　２８５Ｌ／ｓ·ｍ、０．００３　５Ｌ／ｓ·ｍ，表明本组富水性弱。

富水性弱反映了中南部地下水径流条件差、地层
封闭性好，这一点与径流场和水质情况在空间位置上的对应性较好，３个要素的分析均显示研究区中南部是有利于煤层赋存的区域。

３　水动力场控气规律
为了验证上述水文地质条件分析结论，可利用现场实测煤层气含量数据来验证。

３．１　煤层气含量分布规律
研究区煤层气含量分布规律与含水岩组地下水动力特征相符，从东北往西南，煤层气含量整体在逐渐增加，但也不排除构造的影响，东部煤层浅埋区和南部聚财塔断层附近煤层气含量为６～７ｍ３／ｔ，煤层气含量最高点出现在径流场的中南部，最高值大于１９ｍ３／ｔ（图５，图６）。

图５　４＃煤层埋深展布与４＃煤层煤层气含量分布
３．２　水动力场控气特征
前文水动力场特征分析可知，研究区内含水岩组地下水流场整体呈滞流型，煤层顶板为隔水阻气性能较好的泥岩和砂泥岩，地下水的越流和煤层气垂向散逸途径不畅，加之研究区内构造不发育，东部浅埋强径流区，具备煤层气向上扩散的通道，不利于游离态煤层气的吸附［１３］，导致东部边界区煤层气含量一般低于４ｍ３／ｔ。

西南深部径流滞流区，地下水径流方向与煤层气扩散方向相反，有利于煤层气的吸附和保存，实测煤层气含量最高值大于２４ｍ３／ｔ［１４］，也是未来
５
５
２
　Ｎｏ．２ 连会青等：河东煤田三交区块煤层气田主含水岩组水动力场特征与控气规律
图６　太原组地下水径流场与８＃煤层煤层气含量分布
山西组和太原组钻孔水位数据均表明，研究区由东北向西南随着煤层埋深的增大水压在逐渐增大，有利于煤层气的储存，尤其是中南部，水力坡度小，水势平缓，有利于煤层气的储存（图７，图８）。

图７　山西组含水层对４＃主采煤层底板水压等值线
图８　太原组含水层对８＃煤层底板水压等值线４　煤层气富集区预测评价
认真分析几个钻孔的水位、涌水量和矿化度资料，可得如下结果：３１＃、４１＃、４８＃、６３＃、７８＃等钻孔虽然含水层有一定厚度，水头标高值高，但由于这几个孔位于研究区富水性较差区和地下水径流强度较大区，加之这几个孔的影响半径都较小（小于７ｍ），其中７８＃钻孔影响半径最小，仅为２．０３ｍ，不利于煤层气的储存与开采，所以这一区段为煤层气不利区。

１１４＃钻孔虽然水文地质参数不错，但位于研究区东缘地下水补给边界，水动力交替作用较强，不利于煤层气储存。

以影响半径为指标，考察３４３＃钻孔—３５９＃钻孔—１３３＃钻孔，影响半径数值由２０ｍ扩展至１００ｍ以上，表明含水岩组连通性能也逐渐增强。

如果综合对比山西组含水层的地下水位标高、单位涌水量和矿化度３个因素，圈定山西组煤层气富集靶区，应在３４３＃、３５６＃、３５９＃、１３３＃钻孔一带，优选性排序为３５６＃＞３４３＃＞３５９＃＞１３３＃，目标区大致如下图（图９），优选性则为Ⅰ区＞Ⅱ区＞Ⅲ区。

太原组含水层水动力条件整体比山西组强。

２４＃、６３＃、７８＃、１１４＃钻孔位于研究区北部及东部径
流区，不利于煤层气的成藏；３７０＃、３５６＃钻孔位于研究区西南部，地下水深埋区，影响半径大于６００ｍ，地下水水力连通性非常好，水量充沛，不利于煤层气开采；１０３＃、９０＃钻孔位于研究区东部和东北部，地下水浅埋径流区，影响半径大于３００ｍ，地下水水力联系良好，水量丰富，不利于煤层气的成藏与开采。

只有１０２＃、１３３＃、３１１＃、３２５＃、３５９＃钻孔具有较合适的水文地质条件，既利于煤层气的成藏也利于煤层气的开采。

按照水文参数的对比，几个钻孔开采煤层气的优选性排序为：３１１＃＞３５９＃＞３２５＃＞１０２＃＞１３３＃，如果综合对比太原组含水层的地下水位标高、单位涌水量和矿化度，圈定的煤层气目标区大致如图１０所示，优选性顺序为Ⅰ区＞Ⅱ区＞Ⅲ区＞Ⅳ区＞Ⅴ区。

图９　
山西组水文地质条件控制下煤层气开采目标区图１０　太原组水文地质条件控制下煤层气开采目标区５　结论
本文以河东煤田三交区块主采煤层的直接含水
层组为研究对象，对主含水岩组结构与水动力场特
征进行了细致分析，并选择地下水水位、矿化度、单
位涌水量３个指标，研究了水动力场的控气规律，得
出以下结论：
（１）地下水水位、矿化度、单位涌水量３个指标
可以表征水动力条件强弱、地下水循环径流强度和
含水层富水性状况，从水动力场分析结论显示，中南
部范围为有利于煤层气富集和成藏的区域。

（２）水动力场控气规律与主采煤层煤层气实测
数据在空间上存在一致性，也验证了水动力场控气
规律分析结论。

（３）利用具体的钻孔数据，结合水动力场控气规
律分析结论，可以预测主采煤层煤层气有利开采区
域，也可以为下一步开采工作提供理论依据。

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１０４．］［１２］　Ｙａｎｇ　
Ｙｏｎｇｔｉａｎ，Ｈｙｄｒｏｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｇａｓ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆｅａｔｕｒｅｓ　ｏｆ　Ｓａｎｊｉａｏ　ｓｅｃｔｏｒ，Ｈｅｄｏｎｇ　ｃｏａｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｃｏａｌ　Ｇｅｏｌｏｇｙｏｆ　Ｃｈｉｎａ，２００７，１９（３）：３０－３３．［杨永田．河东煤田三交区块水文地质条件与控气特征［Ｊ］．中国煤田地质，２００７，１９（３）：３０－３３．
］［１３］　Ｚｈｕ　Ｓｈｉｆｅｉ．Ｍａｔｈｅｍａｔｉｃａｌ　Ｍｏｄｅｌ　ｏｆ　Ｔｈｅ　Ｐｅｒｉｓｓｉｖｅ　Ｃｏａｌｂｅｄ－Ｇ
ａｓＣｏｎｔｅｎｔ　ａｎｄ　ｔｈｅ　Ｍｉｎｉｍｕａ　Ｇａｓ－Ｐｒｅｅｘｔｒａｃｔｅｄ　Ｒａｔｉｏ　ｆｏｒ　ＳａｆｅＣｏａｌ－Ｍｉｎｉｎｇ［Ｄ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｍｉｎｉｎｇ　ａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，２００８．［朱士飞．煤炭安全开采最高允许含气量及最低预抽率求算模型［Ｄ］．北京：中国矿业大学，２００８．
］［１４］　Ｚｈａｎｇ　Ｐｅｉｈｅ，Ｌｉｕ　Ｙｕｈｕｉ，Ｗａｎｇ　
Ｚｈｅｎｇｘｉ，ｅｔ　ａｌ．Ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｆａｃ－ｔｏｒｓ　ｏｆ　ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ　ｃｏｎｔｒｏｌ　ｏｆ　ＣＢＭ　ｗｅｌｌ　ｉｎ　ｓｏｕｔｈ　Ｑｉｎｓｈｕｉ　ｂａｓｉｎ［Ｊ］．Ｎａｔｕｒａｌ　Ｇａｓ　Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１１，２２（５）：９０９－９１４．［张培河，刘钰辉，王正喜，等．基于生产数据分析的沁水盆地南部煤层气井产能控制地质因素研究［Ｊ］．天然气地球科学，２０１１，２２（５）：９０９－
９１４．］Ｔｈｅ　Ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　Ｌａｗ　ｏｆ　Ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ａｎｄＣｏａｌｂｅｄ　Ｍｅｔｈａｎｅ　ｏｆ　Ｍａｉｎ　Ａｑｕｉｆｅｒｓ　ｉｎ　Ｈｅｄｏｎｇ　
ＣｏａｌｆｉｅｌｄＬＩＡＮ　Ｈｕｉ－ｑｉｎｇ１，
２，
ＹＩＮ　Ｓｈａｎｇ－ｘｉａｎ１，ＬＩ　Ｘｉａｏ－ｍｉｎｇ１，ＳＵＮ　Ｈｏｎｇ－ｔａｏ３
（１．Ｎｏｒｔｈ　Ｃｈｉｎａ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｙａｎｊ
ｉａｏ　０６５２０１，Ｃｈｉｎａ；２．Ｃｈｉｎａ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ　ｏｆ　Ｍｉｎｉｎｇ　
ａｎｄ　Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；３．Ｃｈｉｎａ　Ｆｏｒｅｓｔｒｙ　Ｕｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１
０００８３，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　ｔｈｉｓ　ｐａｐｅｒ，ｔａｋｅ　ｔｈｅ　ｄｉｒｅｃｔ　ａｑｕｉｆｅｒ　ｏｆ　ｔｈｅ　ｍａｉｎ　ｍｉｎｉｎｇ　ｃｏａｌ　ｓｅａｍｓ　ｉｎ　ｔｈｅ　Ｈｅｄｏｎｇ　
ｃｏａｌｆｉｅｌｄ　ａｓ　ａ　ｒｅ－ｓｅａｒｃｈ　ｔａｒｇｅｔ，ｓｅｌｅｃｔ　ｇｒｏｕｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｌｅｖｅｌ，ｓａｌｉｎｉｔｙ，ｗａｔｅｒ　ｉｎｆｌｏｗ　ａｓ　ｔｈｒｅｅ　ｉｎｄｅｘ　ｔｏ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚｅ　ｔｈｅ　ｈｙｄｒｏｄｙ－ｎａｍｉｃ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ，ｒｕｎｏｆｆ　ｉｎｔｅｎｓｉｔｙ　ｏｆ　ｇｒｏｕｎｄｗａｔｅｒ　ｃｉｒｃｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｗａｔｅｒ　ｒｉｃｈｎｅｓｓ　ｏｆ　ａｑｕｉｆｅｒ，ｄｅｔａｉｌｅｄ　ｄｉｓｃｕｓ－ｓｉｏｎ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｒｏｌｅ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓ　ｏｆ　ｍａｉｎ　ａｑ
ｕｉｆｅｒ　ｏｎ　ｔｈｅ　ｃｏａｌｂｅｄ　ｍｅｔｈａｎｅ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｉｎ　ｔｈｉｓ　ａｒｅａｈａｖｅ　ｂｅｅｎ　ｃａｒｒｉｅｄ　ｏｕｔ．Ｔｈｅ　ｌａｗ　ｏｆ　ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｆａｃｔｏｒｓ　ｏｆ　ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃ　ｆｉｅｌｄ　ｏｎ　ｇａｓ　ｓｈｏｗｓ：ｔｈｅ　ｃｅｎｔｒａｌ　ａｎｄｓｏｕｔｈｅｒｎ　ｒｅｇ
ｉｏｎｓ　ａｒｅ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ａｒｅａ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔ　ａｎｄ　ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｃｏａｌｂｅｄ　ｍｅｔｈａｎｅ（ＣＢＭ）．Ｂａｓｅｄｏｎ　ｔｈｉｓ，ｔｈｅ　ｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ｔｈｉｓ　ｌａｗ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ｇａｓ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆ　ｃｏａｌｂｅｄ　ｈａｓ　ｂｅｅｎ　ａｎａ－ｌｙｚｅｄ．Ｔｈｅ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ｇａｓ－ｂｅａｒｉｎｇ　ｐｒｏｐｅｒｔｙ　ｏｆ　ｃｏａｌｂｅｄ　ｃａｎ　ｂｅ　ｕｓｅｄ　ｔｏ　ｖｅｒｉｆｙ　ｔｈｅ　ｃｏｎｃｌｕｓｉｏｎｓ　ｂｙ　ｔｈｅ　ｌａｗ．Ｕｓｉｎｇ　ｄｒｉｌｌ－ｉｎｇ　ｄａｔａ，ｔｈｅ　ＣＢＭ　ａｄｖａｎｔａｇｅ　ｍｉｎｉｎｇ　ｒｅｇｉｏｎｓ　ｏｆ　Ｓｈａｎｘｉ　ａｎｄ　Ｔａｉｙｕａｎ　ａｒｑｕｉｆｅｒｓ　ａｒｅ　ｐｒｅｄｉｃｔｅｄ．Ｔｈｅｙ　
ａｒｅ　ｄｉｖｉｄｅｄ　ｉｎｔｏｔｈｒｅｅ　ａｎｄ　ｆｉｖｅ　ｄｉｓｔｒｉｃｔｓ，ｒｅｓｐｅｃｔｉｖｅｌｙ．Ｔｈｅ　ｍｏｓｔ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ａｒｅａ　ｏｆ　Ｓｈａｎｘｉ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｉｓ　ｎｅａｒ　３５６＃ａｎｄ　３４３＃
ｄｒｉｌｌｉｎｇ
ｗｅｌｌｓ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｆａｖｏｒａｂｌｅ　ａｒｅａ　ｏｆ　Ｔａｉｙｕａｎ　Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ　ｎｅａｒ　３１１＃ａｎｄ　３５９＃
ｄｒｉｌｌｉｎｇ　
ｗｅｌｌｓ．Ｋｅｙ　
ｗｏｒｄｓ：Ｍａｉｎ　ａｑｕｉｆｅｒｓ；Ｈｙｄｒｏｄｙｎａｍｉｃ　ｆｉｅｌｄ；Ｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇ　ｌａｗ；Ａｄｖａｎｔａｇｅ　ｍｉｎｉｎｇ　ｒｅｇｉｏｎ８
５２　天　然　气　地　球　科　学Ｖｏｌ．２４　。