煤层气地质评价 中国煤层气产业发展现状与技术对策

煤层气综合地质评价是分阶段的，包括区域预评价、勘探阶段地质评价和开发阶段评价等。由于不同阶段评价所依据的资料可靠程度和详细程度不同，造成评价的具体内容和结果有所差别。

7.1.1 煤层气地质评价的主要内容

煤层气综合地质评价涉及煤层气地质学的所有内容，必须对控制煤层气赋存的地质因素和储层进行系统的描述。煤层气可开发性最为关键的控制因素有6个：①沉积体系和煤层空间展布；②煤级；③含气量；④渗透率；⑤地下水动力条件；⑥构造背景。这6个因素的相互作用和匹配决定了煤层气的可开发性。综合地质评价实际上就是以6个因素及其相互关系的研究为主要内容，同时兼顾其他因素。因此综合地质评价大体可从以下两方面进行。

7.1.1.1 地质背景

通过已有的生产、科研资料和初步的野外及室内工作，了解煤层气赋存的区域和局部地质背景，是煤层气综合地质评价的基础工作。

1）层序地层学研究：层序地层学研究是通过地质、测井和地震资料对含煤岩系的地层层序和沉积环境进行详细研究，识别和划分出层序、副层序和体系域。层序地层学研究的目的是提供精细的煤岩层对比，查明煤层形成的控制因素和时空展布规律。

2）构造地质学研究：构造作用控制沉积环境、局部气候和生物的分区，因此直接或间接地控制着煤层气的形成与聚集，是煤层气赋存和产出的主控因素。其研究主要包括地层的产状；断层的性质、位置、大小、产状、封闭性和形成时期；褶皱形态、产状和形成时期；裂缝系统，如节理、割理等的特征；煤体结构类型及其空间展布规律。现代构造应力场的方向和大小与煤层气储层的关系密切。如果现代构造应力场最大主应力方向与裂隙的走向一致，则该方向的渗透率最高；如果最大主应力方向与裂隙走向垂直，则渗透率急剧降低。

3）水文地质研究：与常规油气开发不同的是煤层气的开发必须首先排水降压，因此查明地下水的赋存状态和分布规律直接影响到煤层气的开发成功与否。水文地质学的研究包括：含水层的分布与含水性、地下水的补给情况及其压力分布、水的矿化度及其水化学特征等。地下水的运移对煤层气的赋存存在两方面作用：一是水力运移造成煤层气逸散，最常见的是导水性断层的存在沟通了煤层与含水层，造成煤层气的散失，我国的太行山东麓、鲁西南等地区均存在此类情况；二是地下水的运移可以造成煤层气的富集与封堵，美国圣胡安盆地水果地组的高渗、高压带即属此类情况。

4）其他研究：包括沉积演化史、埋藏史、构造演化史（煤的热演化史）与火成岩的影响等。

总之，区域地质背景研究是一项涉及多学科、多手段的综合性研究，旨在查明煤层气的生成、赋存、运移与产出的控制因素，从而优选出有前景的勘探区带。

7.1.1.2 储层描述

储层描述是通过一系列参数对储层进行定性和定量描述，查明储层的空间展布特征，并通过储层模拟了解煤层内气、水的运移及产出状态，为勘探开发提供依据。

1）煤的吸附、解吸特征：一般采用Langmuir方程描述煤的吸附特征，通过吸附等温线和Langmuir体积、Langmuir压力、临界解吸压力、含气饱和度进行描述。

2）孔隙特征：由孔隙度、孔隙体积压缩系数和孔隙结构等参数描述。

3）渗透率：渗透率是决定煤层气开发成功与否的关键参数，绝对渗透率与相对渗透率的空间变化规律是煤层气勘探开发必须获得的参数。这些参数可通过实验室测试、试井或储层模拟获得，但以试井获得的渗透率最为可靠。

4）储层压力和温度：储层压力和温度是控制煤层气运移和产出的重要参数，通常由试井获得。

5）储层数值模拟：储层数值模拟是运用煤层气储层模拟软件，模拟原始状态下气水在煤层内的运移和产出状态、全面了解储层性质和开发动态的一种技术，包括历史匹配、敏感性分析和产量预测3方面的内容。

7.1.2 地质评价的内容和原则

区域地质评价阶段是根据已有的生产和科研资料，对含煤盆地或含煤区进行煤层气开发潜力的初步评价，优选出有利的投资地区。

7.1.2.1 区域地质评价的内容

1）资料收集与野外调研：对研究的含煤盆地或含煤区已有的实际资料进行全面收集，主要包括：基础地质资料、煤资源量资料、气资源量资料和储层特性资料4个方面。野外调研包括露头及井下地质剖面的实际观测和取样。

2）室内资料整理和分析：从收集到的和实测的各方面资料中提取出有用的地质参数，建立符合研究区实际情况的预测评价模型，即各种评价参数的适用性、评价原则和评价标准等。

3）初步评价：根据已经建立的评价模型，进行全面的煤层气开发潜力评价，优选出煤层气勘探开发区的有利远景区。

4）前景勘探区的确定：通过各种图件（煤厚等值线图、含气量等值线图、煤级图、埋深图等）分析，从远景区中优选出有利区块，供进一步勘探。有利勘探区块的优选主要从以下几方面入手：

a.煤层气含量：确定富含煤层气的煤层及其厚度，由解吸实验确定煤层气含量及其分布规律，圈定煤层气风化带，确定可能的气藏范围并计算远景资源量。

b.确定可渗透储层：根据煤中裂隙的描述、测井资料、构造曲率分析及构造应力分析等确定渗透性较好的储层。

c.水文地质条件分析：查明煤岩层含水性、径流条件、煤岩层之间的水力联系，获取水文地质参数。在某些地区水文地质条件可能是控制煤层气开发的主要因素，因为地下水的运移不仅能导致煤层气的逸散，而且更重要的是导致煤层气的富集。

5）综合评价：确定可供勘探的有利区块和煤层，提出勘探井位。

7.1.2.2 评价原则

煤层气区域地质评价应以高资源丰度、高渗透性为原则。具体为：

1）煤层厚度与含气量：煤层越厚，层数越多，含气量越高，越有利于煤层气的勘探开发。

2）裂隙发育情况：渗透率的高低，发育完好的裂隙和割理系统预示着渗透性好。以原生结构煤与碎裂煤的渗透性最好。

3）后期构造作用：后期构造作用越强烈，煤体结构破坏越严重，越不利于煤层气的勘探开发。

7.1.3 勘探阶段地质评价

在区域地质评价提供的远景区块布置探井，通过钻井测试作业得出更为可靠的储层参数，根据这些参数对探区进行勘探阶段的地质评价。进一步认识探区内煤层气的开发潜力，优选出最佳区块。勘探阶段通常要完成以下任务：

1）取全目的层煤心：对煤心进行含气量、吸附等温线、镜质组反射率、工业分析、元素分析、孔隙度、渗透率和孔隙体积压缩率等测试。

2）测井：至少应进行密度、伽马、电阻率、微电极和自然电位等测井，由此可精确识别煤层及其厚度、深度、密度、孔隙度及灰分含量等。

3）试井：由此可获取试井渗透率和原地应力等参数。

通过以上获得的参数可对煤层气的开发潜力做出较为可靠的评价，同时还可运用储层模拟软件对主要参数进行敏感性分析，确定影响煤层气产量的主控因素，指导下一步的勘探开发。

7.1.4 初期开发试验阶段地质评价

与常规油气不同，经过上述两个阶段的评价，还不可能充分认识煤层气的开发潜力，必须进行正式开发前的小规模试验性开发，即初期开发试验。该阶段是在最有利区块内部进行小井网试验性开发作业。因此初期开发试验阶段的主要任务为：①通过长期连续的排采作业，建立气、水产量与压力和时间的关系剖面；②形成井间干扰，了解储层的渗透性以及渗透率的各向异性；③由储层模拟技术进行井距、完井方式的优化分析；④经济分析。

随着开发井的完成以及试生产，更多、更全面的评价参数使我们对储层以及储层内流体的认识越来越深入。因此，初期开发试验阶段的地质评价已不再是区域评价阶段的有利区块选择和勘探阶段的储层精细描述，而是产能的预测。主要评价参数是煤层气井经过强化处理后获得的产出速率。产出速率的评价标准因受煤层气市场价格、工艺水平和生产成本的限制，不同国家、不同地区不尽相同。我国GBN270-88（天然气工业标准）规定：产层埋深小于500 m时，产气量下限为500 m³/d；产层埋深500～1000 m时，产气量下限为1000 m³/d。根据国外标准，结合煤层气的生产成本，将煤层气产出速率的下限初步确定为：埋深在500 m以浅，产气速率为1000 m³/（井·d）；埋深在500～1000m，产气速率为2000 m³/（井·d）。

其次是产能预测。根据实际生产数据和储层模拟软件的模拟，预测未来气，水产量和压力分布，对整个气田进行综合评价。

王一兵1 杨焦生1 王金友2 周元刚2 鲍清英1
基金项目:国家973项目(2009CB219607)、国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”课题33,43(2011ZX05033-001〃,2011ZX05043)。
作者介绍:王一兵,男,1966年6月生,2008年获中国地质大学(北京)博士学位,高级工程师,多年从事煤层气勘探开发综合研究工作。E-mail:wybmcq69@petrochina.com.cn
(1.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007;2.中国石油渤海钻探公司第二录井公司 天津 300457)
摘要:本文通过分析我国煤层气发展历程和现状,总结了我国从上世纪80年代以来煤层气发展经历了“前期评价、勘探选区、开发试验、规模开发”四个阶段。在分析我国煤层气地质条件基础上,认为已发现的煤层气田(富集区)煤层普遍演化程度高、渗透率低;总结了适合我国复杂地质条件的煤层气配套开发技术,包括钻井完井、储层保护、水力压裂、排采控制等,并分析了各种技术的应用效果,认为我国1000m以浅中高煤阶煤层气开发技术基本成熟。在此基础上预测了我国提高煤层气开发效果的技术发展方向。
关键词:煤层气 开发技术 压裂 排采
The Development Status and Technical Countermeasures of China CBM Industry
WANG Yibing1 YANG Jiaosheng1 WANG Jinyou2 ZHOU Yuangang2 BAO Qingying1
(1. Langfang Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang 065007, China; 2.The second logging company of bohai drilling and exploration company, Petrochina, Tianjin 300457, China)
Abstract: Through analyzing CBM development history and present situation in China, this article have sum- marized the four stages in CBM development from the 1980's,which can be called “earlier period's appraisal,ex- plores and region optimization,development experiments,scale development”.Based on the analysis of the geolog- ical conditions , it is revealed that CBM fields founded already are commonly characterized with high evolution de- gree, low permeability. Simultaneously, the corollary CBM development technologies suitable for China's complex geological conditions are summarized, including drilling/completion,coal-bed protection,hydraulic fracturing and dewatering control, also all technologies' application effect are evaluated. In general, it can be believed that the CBM development technologies in middle and high rank coal-bed shallower than 1000 m have been basically ma- tured. Finally, the direction of development technologies is forecasted.
Keywords: CBM; development technologies; hydraulic fracturing; dewatering
我国煤层气资源丰富,预测2000m以浅煤层气资源量36.8万亿m3(国土资源部,2006),可采资源量约11万亿m3,仅次于俄罗斯和加拿大,超过美国,居世界第三位。规模开发国内丰富的煤层气资源,可在一定程度上减轻我国对进口石油天然气的依赖,同时对实现我国能源战略接替和可持续发展、降低煤矿瓦斯含量和瓦斯排放、减少煤矿瓦斯灾害、保护大气环境具有重要意义。
1 煤层气规模开发已经起步,初步具备产业雏形
自上世纪80年代后期以来,国内石油、煤炭、地矿系统的企业和科研单位,以及一些外国公司,对全国30多个含煤区进行了勘探、开发和技术试验,在沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘韩城、大宁—吉县、柳林—兴县地区、安徽淮北煤田、辽宁阜新煤田等试验井都获得了较高的产气量。截至2010年底,全国已累计探明煤层气地质储量3311亿m3,并针对不同煤阶的煤层气特点,掌握了实验室分析化验和地质评价技术,直井/丛式井钻井完井、多分支水平井钻井技术,空气/泡沫钻井及水平井注气保压欠平衡储层保护技术,注入/压降试井技术,压裂增产和排采等技术系列,在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、宁武盆地南部、阜新煤田、铁法煤田、淮南淮北等地分别获得了具有经济价值的稳定气流,为规模开发准备了可靠的资源、技术条件。
近年国内天然气市场的快速发展,天然气基础管网逐步完善,煤层气开发迎来前所未有的机遇。特别是2007年政府出台了煤层气开发补贴政策,极大地调动了相关企业投资煤层气产业的积极性,促进了煤层气产业的快速发展,近年全国煤层气开发井由不足百口增加到5240余口(含水平井约100口),建成煤层气产能约30亿m3/年,年产气量超过15亿m3(图1),形成沁南、鄂东2大煤层气区为重点的产业格局。预测到“十二五”期间,全国地面钻井开发的煤层气产量可以达到100亿m3以上。
我国煤层气发展,主要经历了四个发展阶段(图2)。

图1 中国历年煤层气开发井数与产量图


图2 中国煤层气发展阶段划分

80年代前期评价阶段:在全国30多个煤层气目标区开展了前期地质评价研究;
1992~2000年勘探选区阶段:在江西丰城、湖南冷水江、山西柳林、晋城、河北唐山、峰峰、河南焦作、陕西韩城等地钻探煤层气井,柳林、晋城、阜新开展小井组试验;
2000~2005年开发试验阶段:在山西沁水、陕西韩城、辽宁阜新开展了开发先导试验工作;
2006年至今规模开发阶段:沁水煤层气田、鄂东煤层气田韩城区块、柳林区块、辽宁阜新、铁法等地煤层气地面开发初步形成规模并进入商业开发阶段,特别是2007年国家出台采政补贴政策,每生产1方煤层气国家补贴0.2元,极大地调动了生产企业的积极性,纷纷加大投入,煤层气产业进入快速发展阶段。2010年全国煤层气产量达到15亿方。
2 煤层气开发技术现状
在多年的勘探开发实践中,针对我国煤层气地质特点,逐步探索出适合我国配套工艺技术,如钻井完井、地面建设、集输处理等,形成了以中国石油、中联煤层气、晋煤集团等大型国有煤业集团、有实力的大型国际能源公司为代表的煤层气开发实体,以及煤层气钻井完井、地面建设、压缩运输等煤层气技术服务队伍,总体已经具备1000m以浅煤层气资源开发和产业化发展的条件。
不同演化程度的煤层煤岩性质不同,主要表现在煤岩的压实程度、机械强度、吸附能力等方面,其含气性、渗透性、井壁稳定性有很大差别(王一兵等,2006),因此不同煤阶的煤层气资源要求采用相应的技术手段来开发。经过多年的探索与发展,国内已初步形成针对不同地质条件和煤岩演化程度的煤层气开发钻井完井、压裂改造、排采技术系列。
2.1 钻井完井技术
2.1.1 中低煤阶高渗区空气钻井裸眼/洞穴完井开采煤层气技术
国内低煤阶区煤层渗透率一般大于10mD,中煤阶高渗区煤层渗透率也能大于5mD,对于此类高渗煤层的煤层气开采,一般不需压裂改造(低煤阶煤层机械强度低,压裂易形成大量煤粉堵塞割理),可对煤层段裸眼下筛管完井或采用洞穴完井方式,根据煤层在应力发生变化时易坍塌的特点造洞穴,扩大煤层裸露面积,提高单井产量;钻井施工时采用空气/泡沫钻井,既可提高钻速,又可有效减小煤层污染。
裸眼洞穴完井在国外如美国圣胡安盆地、粉河盆地的一些煤层气田开发中应用取得了良好效果(赵庆波等,1997,1999),特别是在高渗、超压的煤层气田开发中得到很好的应用效果。
常采用的井身结构有两种:
(1)造洞穴后不下套管,适用于稳定性较好的煤储层,是目前普遍采用的井身结构;
(2)造洞穴后下入筛管,可适用于稳定性较差的储层。
这一技术在国内鄂尔多斯盆地东缘中煤阶、湖南冷水江、新疆准噶尔南部进行试验,效果都不理想,需要进一步探索、完善。
2.1.2 中高煤阶中渗区大井组直井压裂开采煤层气技术
中高煤阶中渗区煤层渗透率一般0.5~5mD,采用套管射孔加砂压裂提高单井产量效果最明显。其技术关键在于钻大井组压裂后长期、连续抽排,实现大面积降压后,煤层吸附的甲烷气大量解吸而产气。这一技术在国内应用最广泛,技术最成熟。沁水盆地南部、鄂尔多斯东缘韩城、三交、柳林地区,辽宁阜新含煤区刘家区块等大多数深度小于1000m的煤层气井采用这一技术效果好,多数井获得了单井日产2000~10000m3/d的稳定气流,数百口井已稳产5~10年。
2.1.3 中高煤阶低渗区多分支水平井开采煤层气技术
该技术主要适用于机械强度高、井壁稳定的中高煤阶含煤区,通过钻多分支井增加煤层裸露面积,沟通天然割理、裂隙,提高单井产量和采收率,效果相当显著。同时,对于低渗(3,最高日产可达到10万m3,比直井压裂方法单井产量提高4~10倍。
2.2 储层保护技术
2.2.1 煤层气空气钻井技术
主要有空气钻井和泡沫钻井技术,主要优点是可实现欠平衡钻井,煤层损害小、钻速快、钻井周期短,综合钻井成本低。但空气/泡沫钻井也存在局限性,并不是任何地层都适用。由于空气/泡沫不能携带保持井眼稳定的添加剂,所以不能直接用空气钻穿不稳定地层。当钻遇含水层时,岩屑及更细的粉尘会变为段塞。由于液体在环空中出现,会润湿水敏性页岩,这会导致井塌而卡钻。而且湿岩屑会粘附在一起,在钻杆外壁上形成泥饼环,不能被空气从环空中带上来,当填充环空时,阻止了空气流动并产生卡钻。而且随着这些间歇的空气大段塞沿着井眼向上运移,它们会堵塞地面设备并且对井壁产生不稳定性效应。因此,空气钻井的关键在于保持井壁的稳定性。
2.2.2 水平井注气保压欠平衡保护技术
多分支水平井主井眼与洞穴井连通后,在水平井眼钻进过程中,在洞穴直井下入油管,洞穴之上下入封隔器,然后通过油管向洞穴直井注气,从水平井环空排气的钻井液充气方式,保持水平井眼环空压力,保证井眼稳定性(图3)。

图3 欠平衡钻井剖面示意图

空气压缩机将空气从直井注入,压缩空气、煤屑与清水钻井液在高速上返过程中充分混合,形成气、液、固相三相环空流动。原则上返出混合流体经旋转头侧流口进入液气分离器进行分离,混合液流从液体出口流入振动筛,气体夹杂煤粉从气流管线进入燃烧管线排放。在燃烧管线出口处,有大排量风机,将排出的气体尽快吹散。
如果三相分离器分离返出混合流体不明显,液体为雾状水滴时将分离器液流管线关闭,从分离器底部沉砂口进行煤屑和废水的收集和处理,气体夹杂煤粉从气体管线进入燃烧管线排放。如果分离器处理能力有限或燃烧管线堵塞,可临时使用节流管线应急排放混合物。在施工过程中要求地面管线畅通,各种阀门灵活可靠。
2.3 煤层气井水力压裂工艺技术
2.3.1 针对煤储层特征的压裂液
压裂液是煤层水力压裂改造的关键性环节,其主要作用是在目的层张开裂缝并沿裂缝输送支撑剂,因此着重考虑流体的粘度性质,不仅在裂缝的起裂时,具有较高的粘度,而且在压裂流体返排时具快速降低的性能。然而,成功的水力压裂改造技术还要求流体具有其他的性质。除了在裂缝中具有合适的粘度外,在泵送时还应具有低的摩擦阻力,能很好地控制流体滤失,快速破胶,施工结束后迅速返排出来等性能,同时应在经济上可行。
压裂液选择的基本依据是:对煤层气藏的适应性强,减少压裂液对储层的伤害;满足压裂工艺的要求,达到尽可能高的支撑裂缝导流能力。根据目前煤层气井储层的特点,压裂液研究应着重考虑以下几个方面:
储层温度25~50℃,井深300~1000m,属低温浅井范畴。因此,要求压裂液易于低温破胶返排,满足低温压裂液体系的要求,并且也考虑压裂液的降摩阻问题;煤层气属于低孔隙度、低渗特低渗透率储层,要求压裂液具有好的助排能力,并且压裂液彻底破胶;储层粘土矿物含量小,水敏弱,水化膨胀不是压裂液的主要问题,但储层低渗、低孔、压裂液的破胶返排、降低压裂液的潜在二次伤害是主要问题;要求压裂液滤失低,提高压裂液效率。
为了满足煤层压裂大排量、高砂比的施工要求,压裂液在一定温度下要具有良好的耐温、耐剪切性能,以满足造缝和携砂的要求;同时提高压裂液效率,控制滤失量。考虑较低的摩阻压力损耗,要求压裂液具有合适的交联时间,以保证尽可能低的施工泵压和较大的施工排量;采用适当的破胶剂类型及施工方案,在不影响压裂液造缝和携砂能力的条件下,满足压后快速破胶返排的需要,以降低压裂液对储层和支撑裂缝的伤害;要求压裂液具有较低的表面张力,破乳性能好,有利于压裂液返排;压裂液在现场应具有可操作性强、使用简便、经济有效、施工安全、满足环保等要求。
2.3.2 煤层压裂方案优化
针对一个区块的压裂方案,优化研究的总体思路是:在目标区块压裂地质特点分析的基础上,针对该区块主要的地质特点进行各工艺参数的优化研究。首先针对目标区块的物性特征确定优化的缝长和导流能力,然后逐一优化各施工参数,包括排量、规模、砂比、前置液百分数等,并且研究提出一系列协助实现优化缝长和导流能力,并保证支撑剖面尽可能实现最优的配套技术措施。
压裂施工参数的优化是指以优化缝长和导流能力为目标函数,通过三维压裂分析与设计软件,优化压裂施工参数。
前置液量决定了在支撑剂达到端部前可以获得多少裂缝的穿透深度。合理的前置液量是优化设计的基础和保证施工成功的前提。前置液用量的设计目标有两个:一是造出足够的缝长,二是造出足够宽度的裂缝,保证支撑剂能够进入,并保证足够的支撑宽度,满足地层对导流能力的需求。
排量的优化对压裂设计至关重要。研究试验发现,变排量施工可以对实现预期的缝长和裂缝高度有很好的控制。另一个重要作用是抑制多裂缝的产生,减少近井摩阻,有最新文献资料表明,通过先进的裂缝实时监测工具的反应,当排量超过一定值时,多裂缝的条数与排量呈正比关系。煤层易产生多裂缝的储层尤其应该尝试采取该项技术。
加砂规模优化包括平均砂液比的优化和加砂程序优化。平均砂液比的优化从施工安全角度,即从滤失系数和近井筒摩阻两个方面考虑,借鉴国内外施工经验,在煤层可能的滤失系数范围内,平均砂比20%~25%施工风险低。加砂程序优化必须将压裂设计研究中所有考虑因素和技术细节充分地体现出来。第一段砂液量的设计至关重要。如起步砂液比过高(或混砂车砂液比计量有误差),因开始加砂时可能造缝宽度不足,或起步砂液量过早滤失脱砂,会造成早期砂堵或中后期砂堵的后果;反之,如起步砂液比过低,可能造成停泵后第一批支撑剂还未脱砂,使停泵后裂缝仍有继续延伸的可能,使裂缝的支撑剖面更不合理。同时,滤失伤害也会增大。因此,起步砂液比的设计很重要。而从施工安全角度考虑,一般的做法是让第一段支撑剂进入裂缝后先观察一段时间,如压力无异常情况,再考虑提高阶段砂液比。
2.4 煤层气井抽排采气技术
煤层气以吸附状态为主,煤层气的产出机理主要包括脱附、扩散、渗流三个阶段(赵庆波等,2001),煤层气井产气需要解决的关键问题是:
(1)降低煤层压力至临界解吸压力以下;
(2)保持煤层水力裂缝及天然割理系统内不至于压力下降过快、过低而致使其渗透率急剧下降;
(3)有一定长的降压时间。
因此,煤层气采气工程应结合不同煤岩特性和室内研究工作,合理确定排采设备,控制动态参数,发挥煤层产气能力,同时在排采中要控制煤粉产生,减少煤储层应力敏感性对渗透性的不利影响。
煤层气井开采中煤粉迁移是普遍存在的现象。为了减少煤粉迁移对排采的影响,排采初期应保持液面缓慢稳定下降,生产阶段应避免液面的突然升降和井底压力激动,控制煤粉爆发,使之均匀产出并保持流动状态,防止堵塞煤层渗流通道和排采管柱。
煤层具有较强的塑性变形能力,应力敏感性强,在强抽排条件下会引起渗透性下降。为了促使煤层气井的高效排采(李安启等,1999),应保证煤层内流体压力持续稳定下降,避免由于下降过快导致煤层割理和裂缝闭合引起煤层渗透性的急剧下降。不同煤层具不同的敏感性,需通过实验和模拟确定最佳的降液速率。如:数值模拟确定晋试7井解吸压力以上每天降液速度不超过30m,解吸压力以下每天降液速度不超过10m;井底流压不低于1MPa。一般控制降液速度每天不超过10m,越接近煤层,降液速度越慢,当液面降至煤层以上20~30m时,稳定液面排采,进入稳定产气阶段后根据实际情况再适当降低液面深度。
3 煤层气开发技术发展趋势
与美国、加拿大、澳大利亚等煤层气工业发展较快的国家相比,我国煤层气地质条件复杂,主要表现在成煤期早、成煤期多,大部分煤田都经历多期次构造运动,煤层生气、运移、保存和成藏规律都很复杂。多年的勘探开发试验证实,煤层气富集区分布、高渗区分布都具有很强的不均一性,多数煤层气富集区渗透率都很低,导致大多数探井试采效果差,勘探成功率低。针对国内煤层气特点,提高我国煤层气开采效率的煤层气开发技术研究应包括以下几个方向。
3.1 高丰度煤层气富集区地质评价技术
高丰度煤层气富集区预测一般是通过地质学、沉积学、构造动力学、地球物理学、地下水动力学、地球化学等多学科联合研究,结合地震处理与解释方法,寻找煤层发育、盖层稳定、成煤期、生气期与构造运动期次相匹配的适合煤层气聚集的煤层气富集区。随着各地区勘探程度和地质认识程度的提高,一些开发区块或即将进入开发的区块,通过二维、三维地震储层反演与属性提取方法,在煤层气富集区预测孔隙、裂缝发育的高渗区,优化开发井网和井位部署,可有效指导煤层气高效开发。
3.2 提高煤层气开采效率的技术基础研究
以高丰度煤层气富集区为主要研究对象,以煤层气富集区形成机理和分布规律、开采过程中煤层气储层变化、流体相态转换、渗流和理论相应为重点研究内容,通过化学动力学、渗流力学等多学科联合与交叉研究,宏观研究与微观研究相结合,开展系统的野外工作、测试分析和理论研究。以煤层气井底压力响应为主要研究对象,利用多井试井技术和数值模拟技术,从静态和动态两个方面开展煤层气开发井间干扰机理与开发方式优选研究。研究适合我国地质条件的提高煤层气开采效率的储层改造基础理论,将有效指导煤层气开发技术的进步。
3.3 煤层气低成本高效钻井技术研究
针对当前300~1000m深度为主的煤层气资源,开展空气钻井技术攻关,发展车载轻型空气钻机。采用岩心实验、理论分析与生产动态分析相结合的方法,总结以往煤层气钻井设计方法和施工工艺,跟踪国内外多分支水平井、U型井、小井眼短半径水力喷射钻井、连续油管钻井等先进钻井技术,分析增产效果,优选适用技术。同时,还要考虑超过1000m深度的煤层气资源的开发技术。
3.4 煤层高效改造技术研究
通过煤层及顶底板力学实验与压裂液配伍性实验数据,分析煤层伤害的主要机理,研发出适合不同地质条件下煤层压裂的新型压裂液体系。结合典型含煤盆地煤层的地质特点,探索适合煤层气压裂改造的工艺技术。
参考文献
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赵庆波等.1997.煤层气勘探开发技术.北京:石油工业出版社
赵庆波等.2001.中国煤层气勘探.北京:石油丁业出版社

马财林 陈岩 权海奇
（中石油长庆油田分公司勘探开发研究院 西安 710021）
作者简介：马财林，男，高级工程师，1987年毕业于西安地质学院，现在长庆油田研究院从事地矿综合研究工作。
摘要 本文简要回顾了大宁-吉县区块近10年内的煤层气勘探开发现状，通过煤层气基本地质、成藏和富集因素方面的分析，对该区煤层气勘探潜力进行评价，再从午城井组及部分区探井的试采数据入手，评价区内煤层气开发潜力。分析结果认为，本区煤层气资源利用率较低，成藏类型复杂；储集性能随煤层埋深而变化，提出该区煤层气开发，必须缩小井网井距，坚持长期连续抽排和稳定降压采气的主要认识。
关键词 大宁-吉县区块 煤层气 勘探潜力 开发潜力 井网井距 稳定降压
Potential Evaluation on CBM Exploration and Development in Daning-Jixian Area
Ma Cailin，Chen Yan，Quan Haiqi
（Research Institute of Exploration and Development，PCOC，Xi'an 710021）
Abstract：The paper reviewed the current status of CBM exploration and development in recent 10 years in Daning-Jixian area.By research of CBM basic geology，reservoir formation and enrichment and by analysis of the test well date from drainage wells，CBM exploration and development potential of the area was evaluated.Analysis result showed that the utilization of CBM resources in the area is low，type of reservoir formation is complex and reservoir performance is changeable with burial depth.It suggested that small well pattern and space，long-term continuous drainage and stable depressurization are necessary for CBM development in the area.
Keywords：Daning-Jixian block；CBM；exploration potential；development potential；well pattern and space
大宁-吉县区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端，地处山西省大宁县、隰县、蒲县和吉县境内。煤层气资源登记面积6905km2，有利勘探面积约3800km2。该区以煤层厚度大、平面分布稳定、煤岩煤质良好、热演化程度适中，使之成为我国中煤阶煤层气勘探开发试验区之一。
1 煤层气勘探开发现状
截至2006年7月15日，大宁-吉县区块共钻煤层气井34口，其中，预探井17口，评价井12口，水平井1口，外单位钻井4口，完成二维地震勘探228km（图1）。概括起来，区内煤层气勘探大致可划分为地质选区、勘探目标综合评价和勘探开发先导性试验三个阶段。
1.1 煤层气地质选区阶段（1997年3月～1998年12月）
该区煤层气勘探始于 1997年，以7口煤炭钻孔、3口天然气钻井和120km二维地震勘查资料为基础，对本区煤层厚度、埋藏深度、围岩等基本地质条件进行评价，初步筛选煤层气勘探目标，为煤层气井的钻探提供可靠的基础数据。
1.2 煤层气勘探目标综合评价阶段（1999年3月～2003年12月）
1999年6月23日，区内第一口煤层气井——A1 井顺利完钻，全井钻遇煤层总厚 16.2m，山西组山2段5＃煤厚5m，太2段8＃煤厚7.4m，5＃煤层孔隙度8%，渗透率1～5mD，压力系数1.12，现场解吸含气量18.4m3/t，试气29d，获得2847m3/d的煤层气稳定产量。煤层段显示出高孔渗、高压力、高含气的“三高”特征。四年间，区内共钻煤层气探井6口，此阶段煤层气地质选区目标评价与钻井勘探同步进行。
1.3 煤层气勘探开发先导性试验阶段（2004年3月～2006年7月15日）
2004年3月，为了查明该区块煤层气资源及分布，配合午城井组钻探，为煤层气规模开发提供地质依据，率先在区内完钻煤层气区探井11口，井组12口，多分支水平井1口。煤层气开发先导性试验项目全面启动，多分支水平井钻探处于尝试之中。
2 煤层气勘探潜力分析
煤层气基本地质条件、成藏因素和富集规律是其勘探潜力分析的主要内容。基本地质条件与煤层厚度、埋藏深度和煤岩煤质特征有关；成藏因素是构造、围岩和水文地质条件的综合反映；富集规律与煤岩储层及含气性等因素相关联。
2.1 煤层气基本地质条件
评判一个区块的煤层气基本地质条件，一般从煤层厚度及埋深、煤岩煤质特征入手。认为煤层厚度大，埋藏深度适中，煤岩镜质组含量高，灰分含量低，该区块煤层气基本地质条件相对有利。根据国内外煤层气地质选区条件，结合鄂尔多斯盆地煤层气勘探实际情况，把煤层总厚度≥10m、单层厚度≥2m，且愈厚愈好，煤层埋藏浅于1000m、煤岩镜质组含量大于70%、灰分含量小于20%作为地质条件评价的基本标准。

图1 大宁-吉县地区煤层气勘探程度图

2.1.1 煤层厚度
区内煤层总厚度5～22.8m。5＃煤厚2～8.5m，大于4m的厚煤带沿寨子—山中—曹井南北一线分布（图2）；8＃煤厚2～10m，单层大于4m的厚煤带沿山中—窑渠间呈三角状展布，大于6m的富煤中心处在午城、蒲县南和曹井三地（图3）。两层主煤厚带的平面展布态势，圈定了区内煤层气资源分布的轮廓，奠定了煤层气资源评价的物质基础。

图2 大宁-吉县地区5＃煤层厚度图


图3 大宁-吉县地区8＃煤层厚度图

2.1.2 煤层埋藏深度
煤层埋藏深度是影响煤层气勘探的关键参数，煤层埋藏不能过深，也不能太浅。煤层埋藏愈深，其储集条件愈差。区内10口井煤层孔隙度、渗透率与埋藏深度的测试成果显示，多数资料点煤层埋藏与孔渗条件呈正相关，个别深部数据与之相反，主要与断裂构造发育程度有关。另据本区和邻区的资料显示，当煤层埋藏深度超过800m 时，煤层渗透率急剧下降（表1）。

表1 鄂尔多斯盆地东南缘煤层孔隙、渗透率测试表

2.1.3 煤岩煤质特征
本区宏观煤岩类型以光亮煤为主，半亮煤居中，暗淡煤次之。煤岩以宽条带结构为主，部分为无夹矸的简单结构，部分为含夹矸的复杂结构。5＃煤夹矸层厚度0.1～0.5m，8＃煤夹矸层0.5～1.0m，5＃主煤夹矸层小于8＃煤。煤岩显微组分显示，5＃主煤的镜质组含量74.6%，8＃主煤为66.2%（表2）。较高的镜质组含量表明该区煤岩沉积处在还原的封闭环境，有利于煤层气藏的形成。煤岩工业分析揭示，5＃主煤灰分含量平均值13%，8＃主煤13.3%（表 3），两层主煤均具低灰煤特征。区内煤岩热演化程度较高，R0值为1.3%～2.2%，煤阶为焦、瘦、贫煤，两层主煤均具中—高煤阶特点。总之，区内煤岩具低夹矸、低灰分、高镜质组含量、中高煤阶的“两低两高”特征。

表2 大宁-吉县地区煤岩显微组分成果表


表3 大宁-乡宁地区煤岩工业分析成果表


图4 大宁-吉县地区5＃煤层顶面构造图

2.2 煤层气成藏条件
该区块的煤层气成藏必须具备有利的构造条件，良好的围岩类型和承压封闭的水文地质环境。
2.2.1 构造类型
构造条件是本区煤层气成藏的重要因素，不但控制煤层气藏类型，且影响煤层气富集。该区整体为西倾的单斜构造，局部构造形态呈“一隆、一坳、两斜坡”特征，即古驿-窑渠隆起、薛关-峪口坳陷和东西两个斜坡带（图4）。相比之下，西部斜坡带倾角虽平缓，但煤层埋藏深度较大，储层物性变差；东部斜坡带煤层埋藏虽浅，但煤层厚度较薄，断裂发育，保存条件不利；古驿-窑渠背斜构造两翼的宽缓部位，煤岩储层发育，煤层气成藏条件相对有利。
2.2.2 煤层顶底板
煤层顶底板岩性对煤层气保存至关重要。区内5＃煤层顶板岩性主要以泥岩为主，厚1～15m，砂岩顶板区分布范围局限，仅在区块的东北、东南边缘零星分布；8＃煤层顶板岩性以灰岩为主，厚3～20m，泥岩顶板分布次之，厚1～5m。从区内两层主煤顶板岩性平面分布来看，煤层围岩受沉积相带控制作用明显，河道分布区，煤层顶板岩性为砂岩，煤层含气量变低，保存条件变差，三角洲间湾沼泽、泥坪环境，不但煤层分布稳定，且煤层顶板多为泥岩，对于煤层气成藏来说，泥岩顶板煤层气保存条件好，灰岩顶板次之，砂岩顶板较差，这也被区内26口煤层气井的含气量解吸数据所证实。
2.2.3 水文地质条件
水文地质条件对煤层气成藏及富集具有重要的地质意义。独立的水文地区单元，可阻止煤层气的侧向运移，形成承压水封堵型煤层气藏。该区块自东向西存在两个水文地质单元，从东部煤层露头区至薛关逆断层间，由补给→径流→承压→泄水区过渡。补给和泄水区地层水总矿化度≤0.5g/L，氯根含量0.1～0.3g/L，为Na2SO4型水，煤层气保存条件差；径流区地层水总矿化度0.5～5.0g/L，水型为NaHCO3型，煤层气保存条件较好；承压区地层水总矿化度≥5g/L，水型为CaCl2或NaHCO3型，煤层气保存条件有利。由薛关逆断层向西，第二个水文地质单元重复循环，煤层气保存由差变好。
2.3 煤层气富集规律
煤层储集性能和含气性是制约区内煤层气富集的主控因素。煤岩储集性能受煤层埋藏深度、煤岩类型和构造等因素控制，煤层含气性及资源潜力是煤层气地质、成藏条件的综合体现。
2.3.1 煤岩储集性能
煤岩基质孔隙、裂隙系统是表述煤岩储集性能的基本要素，煤岩高孔隙、高渗透分布区是煤层气勘探的理想区域。区内5＃主煤内生裂隙十分发育，内生裂隙线密度为21～28条/5 c m，煤岩裂隙孔隙度平均值为1.41%；8＃主煤内生裂隙的发育程度不及5＃煤，内生裂隙线密度7～10条/5 c m，内生裂隙孔隙度0.25%～1.66%，平均值为0.774%。从本区煤层孔隙度测井解释成果表可以看出，两层主煤孔隙度在1.67%～4.81%之间，5＃主煤孔隙度略高于8＃煤（表4）；再从10口井煤层渗透率的注入压降测试成果看到，该区煤层渗透率平面变化大，整体随煤层埋藏增大渗透率降低的趋势明显（A1、701、702 井），局部埋藏加深的井点渗透率增高与构造密切相关，背斜构造轴部，断裂构造发育区煤层孔渗条件均较好，如A4、13 井位于古驿-窑渠背斜构造轴部，煤层渗透率大于18mD（表5）。相比之下，区内5＃煤储集性能优于8＃煤，煤层浅埋藏区（＜1000m）、背斜构造轴部是寻找高孔高渗区的有利部位。
2.3.2 煤层含气性评价
煤层含气量高低与煤岩煤质和保存条件有关，它是煤层气地质成藏条件的最终体现。在煤质类同的前提下，煤层热演化程度高、煤层顶板泥岩封盖、构造稳定的地区煤层含气量高。本区5＃煤含气量6～22m3/t，8＃主煤为6～17m3/t，横向煤层高含气区主要位于古驿-窑渠背斜构造的东、西两翼。纵向5＃煤含气量比8＃煤高。主要原因在于5＃煤层顶板岩性多为泥岩，对煤层气藏的封堵能力强，从而使煤层含气量增高；而8＃煤层顶板多为灰岩，垂向距奥灰水距离较近，灰岩顶板本身具有双重性，在构造活动区有可能变为储层，导致煤层含气量降低。

表4 大宁-吉县地区煤层孔隙度测井解释成果表


表5 大宁-吉县地区煤层渗透率注入压降测试成果表

2.3.3 煤层气资源潜力
煤层气资源是其勘探部署的重要依据。一个煤层气勘探区块，既要有足够大的煤层气资源量，又要有较高的资源量丰度，还要有一定数额的商业煤层气地质储量，则认为该区块煤层气资源潜力较大。区内煤层埋藏300～1500m、煤层单层厚度≥2m的含煤面积2313km2，煤层气资源量6014×108m3，资源量丰度2.6×108m3/km2（表6）。尽管区内有如此高的煤层气资源量和资源丰度，根据该区块的煤层气勘探和钻井实际分析，当煤层埋藏深度大于800m时，煤层渗透率大部分小于1mD，煤层气开发试采周期长，排水降压采气难度大。因而专门对该区块煤层埋深300～800m 内的煤层气资源进行了计算（表7）。计算结果表明，煤层埋藏在300～800m之间的资源量仅为全区资源总量的13.3%。

表6 大宁-乡宁地区煤层气资源量计算成果表

注：此资源量不包括8＃煤埋深大于1500m区域，也未包括吉试2-薛关-窑渠、明珠东南的资源量。

表7 明珠-乡宁煤层气资源量成果表

3 煤层气开发潜力评价
煤层气开发是煤层气评价勘探的延续，一般要经历小井组试验→大井组评价→规模开发三个阶段。前两者称为煤层气开发先导性试验阶段，而大宁-吉县区块恰处于此阶段。
3.1 煤层气井组评价试验
2004年6月，中石油把大宁-吉县地区确定为中煤阶煤层气示范区，选择午城区块4.8km2面积部署大井组（12口井）进行煤层气开发前的先导性试验，井网井距400×600m。2004年完钻8口，当年9月投入试采井5口；2005年完钻井4口，12月投入排采井7口，目前共投入排采井12口（图5）。

图5 大宁-吉县地区午城井组井位图

从午城井组的产水情况来看，12口井的产水量在2～23.5m3/d之间，产水量低者均是采用胍胶压裂液压裂，对煤储层伤害较大，产水量大于10m3/d的井采用清水压裂液，对煤储层的伤害小；从井组产气情况来看B2-3井瞬时产量达到3003m3/d，B2-1 井最高产量1571m3/d，但由于煤层渗透率低（0.02mD），井网井距过大及排采制度不完善等原因，产量衰减较快，仅B1-3井气产量在800～1000m3/d之间稳产达8个月以上，其余9口井气产量均较低（表8）。

表8 午城井组排采数据表

3.2 煤层气井组试采的初步认识
3.2.1 午城井组煤层埋深较大，地应力高，煤层渗透性低。
该井组8＃主煤埋深在1147.3～1313.8m之间，平均井深1270m，试井原地应力大于20MPa，高者可达40～50MPa。根据原地应力与埋深、煤层渗透率与原地应力的关系，深埋藏→高原地应力→低渗透率对应关系明显。如果按20MPa 应力计算，煤层渗透率小于0.1mD，而B01-4井注入压降测试渗透率0.02mD，与此认识相一致。
3.2.2 午城井组井网井距过大，至今尚未形成井间干扰。
煤层渗透系数是确定井网井距的主要依据，其计算公式：
Kr=Q/Sm
式中：Kr—煤层平均渗透系数（m/d）；m—含水层厚度（m）；S—水位降深（m）；Q—每天抽水量（m3/d）。
由此计算出午城井组煤层平均渗透系数0.052～1.199m/d（表9）。如果单井按每年300天抽水计算，在此期间，渗透波及的范围最小156m，最大359m，欲使400×600m的井组大面积降压，至少连续排采1～2年。据此认为，午城井组煤层平均渗透系数低且差异大，单井排采形成的降压漏斗还不能延伸扩展到远井区煤层裂隙系统，难以整体解吸降压，只在近井筒的有限范围内以两相流的状态解吸出气和产水，从而导致该井在试采过程中出现产气高峰后，产量迅速下降的主要原因。

表9 午城井组抽水试验参数计算表

3.2.3 排采不连续对井组试采结果影响较大
由于该区块远离油区，生产组织难度大。加之排采经验不足，选用设备不匹配等原因，时而停井，有的井尽管抽排，发电机功率低，动液面始终在400～600m 间不下降，这种状况对煤层气井排采的副作用极大。在停止排采的过程中，大量煤粉在近井筒周围沉淀，堵塞压裂缝和煤岩孔裂隙，从而使前期排采前功尽弃。
4 结论
（1）大宁-吉县区块煤层单层厚度大，平面分布稳定，以深成变质作用形成的中煤阶为主，煤层具低含灰、低含水和高镜质组含量之特征。煤层气基本地质条件有利。资源量大，资源丰度高，但在目前开发条件下，具有商业开发价值的煤层气地质储量（＜800m）所占的比例较小。
（2）煤层气成藏条件和富集因素较为复杂，构造控制煤层气藏类型，进而影响煤层气富集。区内“一隆、一坳、两斜坡”的构造特征，使煤层气成藏自西向东由“低角度单斜式、背斜式、向斜式”三种类型过渡。低角度单斜式煤层气成藏条件好，但煤层埋藏深，成藏条件不利；向斜式两侧转折端坡度陡，煤层气藏难以富集；背斜式气藏在背斜构造轴部的东、西两翼地层倾角相对平缓，储层条件有利，煤层含气量较高，有利于煤层气成藏。
（3）午城井组煤层埋深大，地应力高，煤岩储集性能差。区块内煤层埋藏大于800m的地段，原地应力大于20MPa，煤层渗透率低于1mD；煤层埋藏浅于800m的区域，原地应力小于20MPa，煤层渗透率大部分在1mD以上。
（4）午城井组煤层平均渗透系数是确定井网井距的重要依据，煤层平均渗透系数可通过煤层气井试采而获得。据此分析，该区400m×600m的井网井距过大，应采用200m×300m井距为宜。
（5）在煤层气地质条件有利、成藏因素优越、富集因素良好的前提下，煤层气井组开发除采用先进的钻井、完井和压裂技术外，坚持长期连续抽排、稳定降压是避免近井筒周围煤粉沉淀而堵塞煤岩孔隙、裂隙的关键。

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