煤层气成藏条件、开采特征及开发适用技术分析 煤层气成藏条件、开采特征及开发适用技术分析
赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文
( 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)
摘 要: 煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型; 煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏，特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回，细划分出优质煤层富含气段; 进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用; 阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征: 指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段，并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段; 由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震 AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U 型井、V 型井钻井技术的适用性及国内应用效果。
关键词: 煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征; 适用技术
作者简介: 赵庆波，1950 年生，教授级高级工程师，中国石油天然气集团公司高级技术专家，中国地质大学( 武汉) 兼职教授; 中国石油学会煤层气学组副组长; 主要从事煤层气勘探开发工作，编写专著 17 部，发表学术论文 50 余篇。地址: 河北省廊坊市万庄 44 号信箱煤层气所。电话: ( 010) 69213108。E mail: zhqib@ petrochi-na. com. cn
Coalbed Methane Accumulation Conditions，Production Characteristics and Applicable Technology Analysis
ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen
( Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development，PetroChina，Langfang Branch， Langfang 065007 China)
Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas，authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation，late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified，and further more，coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked，unblocked and unsaturated production stages are indicated，and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting，exporting and importing types. According to geological setting，the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO ( Amplitude versus Offset) ，pinnate horizontal multilateral well，ultrashort radius hyraulic jet- ting，U and V type well drilling technique is analyzed.
Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology
1 煤层气成藏条件分析
1.1 煤层气成藏模式和成藏期
1.1.1 煤层气成藏模式划分为三类
自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中，构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m，日产气2000m3。
自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的，多为同源共生互动，煤层气一部分以游离态存在于煤层中，有的局部构造高点占主体，早期煤层埋藏深、生气量高，后期抬升煤层变浅压实弱，次生割理发育渗透性好，两翼又是烃类供给指向，在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井，构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好，游离气与吸附气同源共储，煤层深2575m，日产气6500m3。
内生外储型:煤层作为烃源岩，生成的气体向上部或围岩运移，在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏，使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性，可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2015井山西组煤层顶板砂岩厚14.1m，压裂后井口压力为2.32MPa，日产气2400m3。
图 1 煤层气成藏模式图
1.1.2 煤层气成藏期划分为三类
早期成藏:随着沉积作用的进行，煤层埋深逐渐增加，大量气体持续生成。充分的生气环境，良好的运聚势能，足够的吸附作用，有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件，为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1)，表现为原生气藏特征。
构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破，即煤层气藏将被水打开，煤层割理被方解石脉充填，则能量将再调整、烃类再分配，古煤层气藏遭受破坏，新的高产富集区块开始形成(图2)。
受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造，抬升使煤层压力降低，气体发生解吸，构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体，使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时，压力逐渐增大，再次生气，背斜翼部气体再吸附聚集，这类气藏多为次生型，δ13C1相对轻(表1)。
表 1 不同类型气藏 CH4含量及 δ13C1分布表
图 2 煤层气运聚成藏过程
开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态，开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态，气水将重新分配，解吸气窜层或窜位，从而形成煤层气开采中的二次成藏，这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。
(1)煤层气二次成藏中的窜位
窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移，水向低部位运移，形成煤粉、气、水三相流，再开发几年进入残余态，微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中，在同一地区，有些井高产，有些井低产，这与他们所处的构造部位有关，解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”，煤层气发生窜位，使得高点气大水少，甚至后期自喷，向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3，表2)。
该地区早期整体排水降压单相流，中期气、水、煤粉三相流，后期低部位降压，高部位自喷高产气井单相流，4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多，目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%，产水不产气分别为12%、19%。
(2)煤层气二次成藏中的窜层
窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:①原断层早期是封闭的，压力下降到临界点后是开启的;②水平井穿透顶底板和断层;③压裂压开顶底板;④开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;⑤煤层采空后顶板坍塌应力释放，底部出现裂隙带。
典型实例分析:
①阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏
采动、采空区:阜新钻井7口，采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气1.5万～2.15万m3，CH4含量大于50%。生产1年，单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气7.16亿m3，90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。
图3 蒲池背斜煤层气开发特征图
表 2 蒲池背斜开发井开采情况
注: 日产气及日产水两栏中分子为四年前产量，分母为目前产量。
图 4 采动、采空区煤层气开采示意图
②直井压裂窜层
蒲南38井压裂显示超低破裂压力，为9.6MPa，低于邻井10MPa以上，初期日产水62m3，4年后目前为54.8m3，累计产气仅有3.8万m3。
③水平井窜层
FZP031井煤层进尺4084m，钻遇率81%，主、分支共钻遇断层4条，明显钻入下部水层，开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3，累计产气29万m3，累计产水4.3万m3，目前日产气392m3，日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3，日产水5m3。
在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气，二次开发井网找生产中由于开采中压力下降，烃类由吸附态变游离态使气水重新分配，打破原始平衡状态，解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。
1.2 有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段
以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征，通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征，特别是全煤层取心观察，以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的，层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境，并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。
平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高，河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。
图5 FZP03 1、FZP03 3 水平井轨迹示意图
表3 鄂东气田 C—P 不同煤岩相带煤质与产量数据表
纵向上: 受沉积环境影响，厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回，亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高; 碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
武试 1 井 9#煤可划分为 4 个层内微旋回 ( 图 6) 。灰分含量: 暗煤 14% ～15%，亮煤3. 7% ～ 5. 1% ; 镜质组含量: 暗煤 23% ～ 49% ，亮煤 66% ～ 79% 。
1.3 构造应力场对煤层气成藏的控制作用
古应力场高值区断裂发育，水动力活跃，煤层矿化严重，含气量低; 低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区，并且煤层渗透率高、单井产量高，煤层气保存条件好，煤层没被水洗刷，含气量高。
1.4 热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用
高煤阶以小于 0. 01μm 的微孔和 0. 01 ～1μm 中孔为主，一般在 80% 以上，中、微孔是煤层气主要吸附空间，靠次生割理、裂隙疏通运移;
图6 武试1井9#煤沉积旋回图
低煤阶以>1μm大孔和中孔为主，演化程度低，裂隙不发育，大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;
中煤阶以中、大孔为主，中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。
核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱，为特征的双峰结构，与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照，煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔，这说明对于煤层气储层，束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同，这源于不同的孔隙结构(图7、图8)，低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主，高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低，峰值中间零值，低煤阶相反，左峰为不可流动孔隙，右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育)，气井产量越高(图9)。
1.5 水动力场对煤层气藏的控制作用
图7 高、低煤阶孔隙结构特征
局部构造高点滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃，符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量<10m3/t、含气饱和度55%，见气慢，单井产量200～500m3/d(图10)。
图8 不同煤阶孔隙分布特征图
图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱
2 煤层气开采特征
对于中国中低渗透性煤层，煤层气井一般为300m×300m井距，单井产量稳产期4～6年，水平井更短，开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段，递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。
2.1 构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征
自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位，层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段，这类井多低产(图11)。
图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图
图11 煤层气单井开采特征图
外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出，而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减，这类井多低产，并且产量递减快。
蒲池背斜的P111、PN11、PN25、HP110、HP2113井位于背斜的翼部，属于构造的相对低部位，基本上没有气产出，而产水量较大，分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出，具有输出型的开采特征。
输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出，后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点，这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。
蒲池背斜中位于构造高点的PN14、P13、PN27、P15井产气量高而产水量低，这与低部位气体的扩散输入有关，具有典型的输入型开采特征。
2.2 降压速率不同形成三类开采效果
2.2.1 畅通型解吸
抽排液面控制合理，降压速率接近解吸速率，有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应，渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定，气泡带出部分束缚水，产量理想(图12Ⅰ)。以固X1井为例，该井排采制度合理，经半年的排水降压后液面基本保持稳定，日产气稳定在4320m3/d以上，目前还保持稳产高产。
图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线
2.2.2 超临界型解吸
解吸速率小于降压速率，降压液面下降速度太快，煤层裂缝、割理产生应力闭合，日产气急剧上升—急剧下降，渗透率下降—稳定，产气效果差(图12Ⅱ)。以固Y2井为例，该井经30余天的排水降压，液面降至煤层以下，由于抽排速度过快，前期产气效果差，2010年7月二次压裂及排采制度调整后，气体日产气量最高达4000m3/d，后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63～87m，造成该井初期是全国单井产量最高(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。
2.2.3 阻碍型解吸
降液速率过慢，解吸速率大于降压速率，有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应，气泡变形解吸困难，降压早期受煤粉堵塞，液面阻力作用解吸不畅通，日产气不稳定，开发效果差(图12Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上，开发效果很差。
2.3 煤层水类型及其开采特征
煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水，有外源水区为低产气区。
(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小，开采中后期高部位几乎不产，低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(<10－5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。
(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减，可控制。
有层间水的气井连续降压可控制水产量，提高开发效果。沁水樊庄FzP111井煤层总进尺4710m。2009年4月投产，最高日产水175m3，目前日产气21436m3，日产水20.7m3，套压0.15MPa，液面4m，累计产水3.7万m3，累计采气814万m3。可以看出，对有层间水进入煤层气井的情况，短期加大排水量，后期日产气持续上升，开发效果较好。
(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大，难控制。
3 煤层气勘探开发适用技术分析
3.1 地震AVO技术预测高产富集区
煤层与围岩波阻抗差大，煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点)，这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同，具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水)，煤层段为大截距、大梯度异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。
煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t，日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3，日产气64m3，产水90m3。据此理论，可用地震AVO技术预测高产富集区。
图13 吉试1井5#煤AVO特征图
3.2 定向羽状水平井钻井适用地质条件
全国已钻定向羽状水平井160余口，单井最高日产气10.5万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气，集钻井、完井与增产措施于一体，能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统，使同一个地区单井产量可提高5～10倍，适用地质条件有以下10点:
(1)构造稳定无较大断层:FzP031钻遇4条断层，日产气最高1366m3，目前687m3，日产水32～75m3;韩城04、07、09井日产水20～48m3，日产气小于60m3。
(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚<2m，水大气少，SJ61井9#煤厚9.4m，顶板6.8m灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19个月产水4.6万m3，不产气。
(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。
(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800～1000m的武m11、Fz151井日产气<500m3。
(5)煤厚>5m:柳林CL3井煤层厚4m，最高日产气0.95万m3，稳产160天递减，日产气2807m3，累计121万m3。
(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2～5m)，北部15～22m3/t(盖层厚>10m)，尽管东部比北部浅100～200m，而北部6口井单井平均日产气3.0万m3，东部7口为1869m3，最高3697m3，相距6km单井产量差20倍。
(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析，水平井轨迹:平行煤层产状最好，其次上倾，下倾差;“凸”“凹”型最差。
(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺<2000m的单井最高日产气<800m3，阶段累计采气<2.0万m3。
(9)分支展布合理:主支长1000m左右，分支间距200～300m，夹角10°～20°。
(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率<85%，并投产1年以上，单井平均日产气800m3，最高<2000m3，阶段平均累计采气27万m3。
3.3 超短半径水力喷射钻井适用条件
我国利用该技术已钻煤层气井23口以上，效果均不理想。主要原因为低渗透，喷孔直径小、弯曲大，前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm，孔径小，排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。
3.4 “山”型井、U型井、V型井钻井适用条件
由于中国煤层气藏具有低渗透的特点，且多属断块气藏，U型水平井沟通煤层面积小，应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上，增产效果不明显。
SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3，累计产气19.1万m3，开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功，低渗透气藏效果差。较高渗透区［(1.0～3.6)×10－3μm2］效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万～1.4万m3。
今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验，目前国外利用该技术开发盐岩已成功。
4 结论
(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时，认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类，开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。
(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回，成煤母质控制煤岩组分和单井产量，高等植物丰富，经凝胶化作用形成的亮煤，灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高，是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
(3)古应力场低值区则煤层割理发育，处于承压水封闭环境，煤层气保存条件好，含气量高;滞留水区低产水高产气，向斜承压区高产水。
(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征，由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。
(5)高产井强AVO异常，即亮点中的强点;低产井弱AVO异常，为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差，高渗透区效果好。
参考文献
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摘要:煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型;煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏,特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回,细划分出优质煤层富含气段;进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用;阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征:指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段,并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段;由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U型井、V型井钻井技术的适用性及国内应用效果。
关键词:煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征 适用技术
Coalbed Methane Accumulation Conditions, Production Characteristics and Applicable Technology Analysis
ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen
(Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang Branch, Langfang 065007 China)
Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas, authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation,late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified, and further more, coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked,unblocked and unsaturated production stages are indicated, and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting, exporting and importing types. According to geological setting,the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO (Amplitude versus Offset), pinnate horizontal multilateral well, ultrashort radius hyraulic jet- ting, U and V type well drilling technique is analyzed.
Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology
1 煤层气成藏条件分析
1.1 煤层气成藏模式和成藏期
1.1.1 煤层气成藏模式划分为三类
自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中,构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m,日产气2000m3。
自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的,多为同源共生互动,煤层气一部分以游离态存在于煤层中,有的局部构造高点占主体,早期煤层埋藏深、生气量高,后期抬升煤层变浅压实弱,次生割理发育渗透性好,两翼又是烃类供给指向,在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井,构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好,游离气与吸附气同源共储,煤层深2575m,日产气6500m3。
内生外储型:煤层作为烃源岩,生成的气体向上部或围岩运移,在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏,使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性,可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2~015井山西组煤层顶板砂岩厚14.1m,压裂后井口压力为2.32MPa,日产气2400m3。
图1 煤层气成藏模式图
1.1.2 煤层气成藏期划分为三类
早期成藏:随着沉积作用的进行,煤层埋深逐渐增加,大量气体持续生成。充分的生气环境,良好的运聚势能,足够的吸附作用,有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件,为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1),表现为原生气藏特征。
构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破,即煤层气藏将被水打开,煤层割理被方解石脉充填,则能量将再调整、烃类再分配,古煤层气藏遭受破坏,新的高产富集区块开始形成(图2)。
受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造,抬升使煤层压力降低,气体发生解吸,构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体,使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时,压力逐渐增大,再次生气,背斜翼部气体再吸附聚集,这类气藏多为次生型,δ13C1相对轻(表1)。
表1 不同类型气藏CH4含量及δ13C1分布表
图2 煤层气运聚成藏过程
开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态,开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态,气水将重新分配,解吸气窜层或窜位,从而形成煤层气开采中的二次成藏,这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。
(1)煤层气二次成藏中的窜位
窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移,水向低部位运移,形成煤粉、气、水三相流,再开发几年进入残余态,微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中,在同一地区,有些井高产,有些井低产,这与他们所处的构造部位有关,解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”,煤层气发生窜位,使得高点气大水少,甚至后期自喷,向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3,表2)。
该地区早期整体排水降压单相流,中期气、水、煤粉三相流,后期低部位降压,高部位自喷高产气井单相流,4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多,目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%,产水不产气分别为12%、19%。
(2)煤层气二次成藏中的窜层
窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:(1)原断层早期是封闭的,压力下降到临界点后是开启的;(2)水平井穿透顶底板和断层;(3)压裂压开顶底板;(4)开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;(5)煤层采空后顶板坍塌应力释放,底部出现裂隙带。
典型实例分析:
(1)阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏
采动、采空区:阜新钻井7口,采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气1.5万~2.15万m3,CH4含量大于50%。生产1年,单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气7.16亿m3,90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。
图3 蒲池背斜煤层气开发特征图
表2 蒲池背斜开发井开采情况
注:日产气及日产水两栏中分子为四年前产量,分母为目前产量。
图4 采动、采空区煤层气开采示意图
(2)直井压裂窜层
蒲南3~8井压裂显示超低破裂压力,为9.6MPa,低于邻井10MPa以上,初期日产水62m3,4年后目前为54.8m3,累计产气仅有3.8万m3。
(3)水平井窜层
FZP03~1井煤层进尺4084m,钻遇率81%,主、分支共钻遇断层4条,明显钻入下部水层,开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3,累计产气29万m3,累计产水4.3万m3,目前日产气392m3,日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3,日产水5m3。
在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气,二次开发井网找生产中由于开采中压力下降,烃类由吸附态变游离态使气水重新分配,打破原始平衡状态,解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。
1.2 有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段
以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征,通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征,特别是全煤层取心观察,以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的,层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境,并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。
平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高,河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。
图5 FZP03-1、FZP03-3水平井轨迹示意图
表3 鄂东气田C—P不同煤岩相带煤质与产量数据表
纵向上:受沉积环境影响,厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回,亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
武试1井9#煤可划分为4个层内微旋回(图6)。灰分含量:暗煤14%~15%,亮煤3.7%~5.1%;镜质组含量:暗煤23%~49%,亮煤66%~79%。
1.3 构造应力场对煤层气成藏的控制作用
古应力场高值区断裂发育,水动力活跃,煤层矿化严重,含气量低;低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区,并且煤层渗透率高、单井产量高,煤层气保存条件好,煤层没被水洗刷,含气量高。
1.4 热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用
高煤阶以小于0.01μm的微孔和0.01~1μm中孔为主,一般在80%以上,中、微孔是煤层气主要吸附空间,靠次生割理、裂隙疏通运移;
图6 武试1井9#煤沉积旋回图
图7 高、低煤阶孔隙结构特征
低煤阶以>1μm大孔和中孔为主,演化程度低,裂隙不发育,大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;
中煤阶以中、大孔为主,中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。
核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱,为特征的双峰结构,与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照,煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔,这说明对于煤层气储层,束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同,这源于不同的孔隙结构(图7、图8),低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主,高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低,峰值中间零值,低煤阶相反,左峰为不可流动孔隙,右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育),气井产量越高(图9)。
1.5 水动力场对煤层气藏的控制作用
局部构造高点滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃,符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量3/t、含气饱和度55%,见气慢,单井产量200~500m3/d(图10)。
2 煤层气开采特征
对于中国中低渗透性煤层,煤层气井一般为300m×300m井距,单井产量稳产期4~6年,水平井更短,开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段,递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。
2.1 构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征
自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位,层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段,这类井多低产(图11)。
图8 不同煤阶孔隙分布特征图
图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱
图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图
图11 煤层气单井开采特征图
外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出,而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减,这类井多低产,并且产量递减快。
蒲池背斜的P1-11、PN1-1、PN2-5、HP1-10、HP2-11-3井位于背斜的翼部,属于构造的相对低部位,基本上没有气产出,而产水量较大,分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出,具有输出型的开采特征。
输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出,后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点,这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。
蒲池背斜中位于构造高点的PN1-4、P1-3、PN2-7、P1-5井产气量高而产水量低,这与低部位气体的扩散输入有关,具有典型的输入型开采特征。
2.2 降压速率不同形成三类开采效果
2.2.1 畅通型解吸
抽排液面控制合理,降压速率接近解吸速率,有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应,渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定,气泡带出部分束缚水,产量理想(图12-Ⅰ)。以固X-1井为例,该井排采制度合理,经半年的排水降压后液面基本保持稳定,日产气稳定在4320m3/d以上,目前还保持稳产高产。
图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线
2.2.2 超临界型解吸
解吸速率小于降压速率,降压液面下降速度太快,煤层裂缝、割理产生应力闭合,日产气急剧上升—急剧下降,渗透率下降—稳定,产气效果差(图12-Ⅱ)。以固Y-2井为例,该井经30余天的排水降压,液面降至煤层以下,由于抽排速度过快,前期产气效果差,2010年7月二次压裂及排采制度调整后,气体日产气量最高达4000m3/d,后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63~87m,造成该井初期是全国单井产量最高(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。
2.2.3 阻碍型解吸
降液速率过慢,解吸速率大于降压速率,有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应,气泡变形解吸困难,降压早期受煤粉堵塞,液面阻力作用解吸不畅通,日产气不稳定,开发效果差(图12-Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上,开发效果很差。
2.3 煤层水类型及其开采特征
煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水,有外源水区为低产气区。
(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小,开采中后期高部位几乎不产,低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(-5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。
(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减,可控制。
有层间水的气井连续降压可控制水产量,提高开发效果。沁水樊庄FzP11-1井煤层总进尺4710m。2009年4月投产,最高日产水175m3,目前日产气21436m3,日产水20.7m3,套压0.15MPa,液面4m,累计产水3.7万m3,累计采气814万m3。可以看出,对有层间水进入煤层气井的情况,短期加大排水量,后期日产气持续上升,开发效果较好。
(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大,难控制。
3 煤层气勘探开发适用技术分析
3.1 地震AVO技术预测高产富集区
煤层与围岩波阻抗差大,煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点),这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同,具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水),煤层段为大截距、大梯度异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。
煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t,日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3,日产气64m3,产水90m3。据此理论,可用地震AVO技术预测高产富集区。
图13 吉试1井5#煤AVO特征图
3.2 定向羽状水平井钻井适用地质条件
全国已钻定向羽状水平井160余口,单井最高日产气10.5万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体,能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统,使同一个地区单井产量可提高5~10倍,适用地质条件有以下10点:
(1)构造稳定无较大断层:FzP03-1钻遇4条断层,日产气最高1366m3,目前687m3,日产水32~75m3;韩城04、07、09井日产水20~48m3,日产气小于60m3。
(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚3,19个月产水4.6万m3,不产气。
(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。
(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800~1000m的武m1-1、Fz15-1井日产气3。
(5)煤厚>5m:柳林CL-3井煤层厚4m,最高日产气0.95万m3,稳产160天递减,日产气2807m3,累计121万m3。
(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2~5m),北部15~22m3/t(盖层厚>10m),尽管东部比北部浅100~200m,而北部6口井单井平均日产气3.0万m3,东部7口为1869m3,最高3697m3,相距6km单井产量差20倍。
(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析,水平井轨迹:平行煤层产状最好,其次上倾,下倾差;“凸”“凹”型最差。
(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺3,阶段累计采气3。
(9)分支展布合理:主支长1000m左右,分支间距200~300m,夹角10°~20°。
(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率3,最高3,阶段平均累计采气27万m3。
3.3 超短半径水力喷射钻井适用条件
我国利用该技术已钻煤层气井23口以上,效果均不理想。主要原因为低渗透,喷孔直径小、弯曲大,前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm,孔径小,排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。
3.4 “山”型井、U型井、V型井钻井适用条件
由于中国煤层气藏具有低渗透的特点,且多属断块气藏,U型水平井沟通煤层面积小,应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上,增产效果不明显。
SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3,累计产气19.1万m3,开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功,低渗透气藏效果差。较高渗透区[(1.0~3.6)×10-3μm2]效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万~1.4万m3。
今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验,目前国外利用该技术开发盐岩已成功。
4 结论
(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时,认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类,开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。
(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回,成煤母质控制煤岩组分和单井产量,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高,是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
(3)古应力场低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高;滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。
(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征,由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。
(5)高产井强AVO异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常,为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差,高渗透区效果好。
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（一）煤层气地质特征
1.含煤地层及煤层
盆地的沉积盖层从下往上依次为：下侏罗统的布达特群、东宫组；上侏罗统的兴安岭群；下白垩统的铜钵庙组、南屯组、大磨拐河组和伊敏组；上白垩统的青元岗组及上新统的呼查山组。沉积主体是下白垩统。其中，煤层主要发育在南屯组上段、大磨拐河组上段和伊敏组中。
南屯组为一套湖相沉积，多为下细上粗，可以分成二段。下段为黑色泥岩、灰白色砂岩、砂砾岩，局部夹油页岩，厚度150～220m；上段为灰色砂岩与黑色泥岩互层夹煤，厚300～350m，含煤20余层，有2～3层可采，煤层总厚度4～10m。此套地层在全盆地断陷中都有分布。
大磨拐河组为海拉尔盆地群的主要含煤地层，区内普遍发育。为一套湖相沉积，自下而上分为大一、大二、大三、大四和大五段。大一～大三段为厚层黑色泥岩夹泥质粉砂岩及砂岩，个别断陷有薄煤层发育，地层厚度350～400m；大四～大五段为大段黑色泥岩夹少量砂岩，煤层发育。
伊敏组为海拉尔盆地群又一重要含煤地层，虽其分布范围不及大磨拐河组，但在海拉尔河断裂以南普遍赋存，并往南西方向增厚。以湖沼相沉积为主，自下而上分为伊一、伊二和伊三段。伊一段为灰色泥岩、砂岩，煤层发育，厚250～320m。伊二段也为灰色泥岩，煤层也发育，厚度200～350m。伊三段以砂岩、砂砾岩、灰色泥岩为主，煤层没有伊一、伊二段发育。
综上所述，海拉尔盆地群白垩系上统伊敏组、大磨拐河组和南屯组属陆相含煤地层，在海拉尔盆地群各断陷内均有分布，煤层厚度较大，为煤层气的形成奠定了物质基础（图6-1）。
2.煤岩与煤质特征
盆地煤岩显微组成以镜质体为主，含量一般80%～90%，壳质体和丝质体含量大多在10%以下，仅个别样品壳质体含量超过10%(12%～15%），反映盆地中的煤均属腐殖煤。据钻井煤层的有机地化分析，可溶有机质饱和烃含量低，饱/芳比小，有机碳含量高（>30%），具腐殖煤的一般特性。
海拉尔盆地群大磨拐河组与伊敏组煤层结构大多复杂，煤层稳定性总体较差，灰分含量平均为19.65%，挥发分平均为44.4%，大多为褐煤。相比较而言，拉布达林煤田煤阶较高，为长焰煤—气煤；伊敏煤田煤层结构简单、稳定性较好。
本区煤变质阶段自上而下由浅变深，相应的煤类为褐煤、长焰煤、气煤、肥煤。褐煤大多埋藏在700m以浅，长焰煤大多埋藏在700m以深。本矿区煤的变质为深成变质基础上叠加了岩浆热变质。其南侧的呼和湖凹陷海参7井亦如此。综合前人研究测试资料，本区浅部（埋深小于1000m）煤的镜质体反射率Ro在0.35%～0.50%之间，属于褐煤；深部（埋深介于1000～2 000m）绝大多数地区Ro介于0.50%～0.65%之间，属于长焰煤～气煤（表6-1）。
图6-1 海拉尔盆地群煤层厚度分布示意图
3.含气性特征
海拉尔盆地群气测录井统计结果表明，埋藏一定深度（大磨拐河组及以下地层），具有一定厚度（单层大于1.5m，或复层大于3m）的煤层都有气测异常显示，而且气测异常值的大小与埋深（层位）、层厚和顶底板岩性有关。煤层气测异常主要是由于煤层被钻碎后，随泥浆上升，压力降低，使煤层中的烃类气体发生解吸而形成的。根据各井的气测异常—深度曲线特征，海拉尔盆地群的煤层甲烷风化带深度应在600m左右。本区煤层含气量的变化规律大致表现为随着埋藏深度的增加煤层含气量逐渐升高，烟煤高于褐煤，中变质阶段的煤高于其他浅变质阶段的煤。根据伊敏凹陷五牧场地区在3条勘探线上9个钻孔中采集的煤层样品分析结果，各煤层的甲烷含量在0～3.50m3/t之间。其中，4-1、5-1、6-5号褐煤层最低，为0～0.65m3/t;10-3号煤层深部的气煤、13-1号煤层深部的气煤弱粘煤及13-4、13-5号煤层中部长焰煤的煤层气含量最高，为2.06～3.50m3/t。
表6-1 海拉尔盆地群主要煤田煤层与煤质特征
根据海参3井褐煤样和海参7井气煤样的等温吸附试验结果（表6-2），进行了褐煤与长焰煤吸附气的估算。通过计算，不同埋深条件下的煤层平均含气量为：小于500m，含气量为3.83m3/t;500～1000m，含气量为3.28m3/t;1000～1500m，含气量为3.58m3/t;1500～2000m，含气量为3.83m3/t。
（二）煤层气成藏条件
1.煤的热演化程度低，产气率小，但煤层厚度较大、分布广泛，盆地总生气量大
海拉尔盆地群煤类大多为长焰煤、褐煤，热演化程度低，产气率较少，主要为褐煤阶段的原生生物甲烷气和长焰煤阶段的热成因甲烷气。但白垩系上统伊敏组、大磨拐河组和南屯组在海拉尔盆地群各断陷内均有分布，煤层厚度较大，盆地煤层气总生气量大。
表6-2 海参3、海参7井煤样等温吸附实验数据表
2.煤阶低，煤储层吸附能力较弱，孔隙度和渗透率较大
煤大多处于低演化阶段，煤储层兰氏体积和兰氏压力较小，吸附能力较弱，煤层含气量较低，普遍小于4m3/t。孔隙度和渗透率相应较大，有利于提高煤层气的可采性，提高煤层气采收率。
3.盖层封闭能力较强、分布稳定，煤层气保存条件较好
本区的呼和湖及呼伦湖煤层的主要盖层为泥岩及粉砂泥岩互层，平面分布稳定，厚度较大，具良好的毛细封闭能力，突破压力在2MPa以上，能够维持吸附气、溶解气和游离气3种相态的平衡关系，保持最大的吸附量，能够有效地阻止地层水的垂向交替作用，减少地层水交替影响，不易产生微裂缝，封闭性能稳定，对煤层甲烷保存有重要意义。
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