摘要：目前，国外煤层气开发主要以中低煤阶为主，而我国则以中高煤阶为主；不同煤阶具有不同的煤层气地质特点与选区评价标准。为此，通过对国内外重点煤层气盆地的煤层气评价参数对比研究，提出了不同煤阶的煤层气选区评价参数，包括：煤层气资源规模及丰度、煤层厚度、煤层含气量、煤层气吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、地解比、构造发育状况及水文地质条件。在此基础上，通过对重点煤层气区的类比分析，初步建立了我国煤层气选区评价标准，并优选出煤层气有利富集区16个：其中Ⅰ类最有利富集区6个，包括沁水盆地南部、阜新盆地刘家区块、鄂尔多斯盆地东部、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南部、二连盆地霍林河地区；Ⅱ类有利富集区4个，包括沁水盆地北部、鄂尔多斯盆地乌审旗地区、黔西盘关地区、川南古蔺-叙永地区；Ⅲ类较有利富集区6个。

关键词：煤层气；煤阶；评价；参数；选区；标准；应用；富集区

   我国煤层气经过20年的发展，初步形成了沁水、阜新、韩城等煤层气产区。根据对国外煤层气目标评价标准和参数以及我国重点地区煤层气高产富集基本条件的研究，初步确定我国煤层气高产富集主控因素包括资源因素、储层因素及保存条件3个方面共18个主要地质参数：煤层厚度、含气量、资源丰度、资源量、储层兰氏体积、兰氏压力、地解比、灰分含量、煤层演化程度、吸附饱和度、煤层原始渗透率、煤储层压力、有效地应力、煤层割理、裂隙发育程度、煤层含气面积、盖层砂泥比、构造条件及水文地质条件。经优选，其中的煤层气资源规模及丰度、煤层厚度、煤层含气量、煤层气吸附饱和度、煤层原始渗透率、有效地应力、地解比、构造发育状况及水文地质条件为8大关键评价参数。

   国家标准《天然气储量规范》规定，常规天然气大、中、小型气田的资源量规模分别为大于300×10⁸m³、介于50×10⁸～300×10⁸m³和小于50×10⁸m³，考虑到煤层气采收率低的事实，上述界限分别为大于1000×10⁸m³、介于200×10⁸～1000×10⁸m³和小于200×10⁸m³。

    与煤层气目标资源规模相比，资源丰度的意义更为重要，一井多层或多段开发可以弥补含气量偏低之不足，煤层累计厚度大而含气量偏低的目标区同样有较大的开发价值。同时，资源丰度作为唯一指标，亦可避免多重指标造成的不协调矛盾，从而可使煤层气区带含气性类型的确定具有唯一性。

    煤层气储层与常规储层相比，属低孔隙度、低渗透率、低丰度储层。储量丰度受控于煤层厚度、含气量及煤层密度、灰分含量等因素。具有煤层气开发价值的地区，资源丰度应在中等以上。如美国圣胡安盆地资源丰度为1.28×10⁸m³/km²，美国黑勇士盆地资源丰度为0.38×10⁸m³/km²，我国沁水煤层气田储量丰度达2.44×10⁸m³/km²，阜新盆地刘家区块煤层气资源丰度为3.5×10⁸m³/km²，鄂尔多斯盆地东部大宁-吉县地区煤层气资源丰度为2.85×10⁸m³/km²，宁武盆地南部煤层气资源丰度为2.1×10⁸m³/km²，准噶尔盆地南部昌吉地区煤层气资源丰度为1.06×10⁸m³/km²，霍林河盆地煤层气资源丰度为2.4×10⁸m³/km²。而目前勘探尚未获得工业性开发的一些盆地或地区，如江西丰城、云南恩宏、东北三江-穆棱河盆地、淮南、淮北等地区，煤层气储量丰度均小于0.5×10⁸m³/km²。

    国内外获商业性煤层气的地区，煤层总厚度均大于10m，主力煤层厚度大于2m，薄煤层分布区的煤层气一般没有商业开采价值。美国圣胡安盆地高产区煤层平均厚15m，低煤阶的粉河盆地煤层厚12～30m；我国沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部大宁-吉县地区和宁武盆地南部煤层气富集区煤层厚15m左右，准噶尔盆地昌吉地区、阜新盆地刘家区块煤层厚30m左右，霍林河盆地煤层厚度超过50m。

    统计我国主要煤层气目标区煤层厚度与煤层含气量及单井日产量之间的关系初步得出，中高煤阶煤层单层厚度大于2m、低煤阶煤层厚度大于8m的情况下煤层气开发具有较好效果。

    国内外已开发的煤层气田高产区块以较高含气量为主，美国圣胡安、黑勇士盆地重点开发区，平均含气量分别为17m³/t、16.6m³/t。我国沁水煤层气田平均为16m³/t，最高达30m³/t；鄂尔多斯盆地东部大宁-吉县地区煤层含气量平均为16m³/t；宁武盆地南部煤层含气量平均为12m³/t。而含气量低于8m³/t的一些低含气、高饱和地区，如美国尤因塔盆地、粉河盆地单井日产气量也可超过4000m³。我国阜新盆地刘家区块煤层含气量平均为8m³/t，吸附饱和度超过85%，单井日产气量为1300～5000m³；霍林河盆地煤层含气量平均为5.7m³/t，吸附饱和度超过90%，单井日产气量达到1000m³。

    统计我国煤层含气量与单井日产量之间的关系，中高煤阶单井日产气量超过1000m³的煤层气井煤层含气量大于6m³/t，低煤阶单井日产气量超过1000m³的煤层气井煤层含气量大于3m³/t。为便于“先采气，后采煤”并与国家已有煤矿安全生产规程衔接^[1]，初步将煤层气有利目标区煤层含气量界限中高煤阶煤层含气量为6m³/t以上，低煤阶煤层含气量大于3m³/t。

   吸附饱和度是实测含气量与理论含气量的比值。实测含气量是煤心解吸得到的含气量(包括解吸气、残余气和损失气)，需用绳索式密闭取心技术快速取煤心罐装解吸实测；理论含气量是吸附等温线上与原始地层压力对应的含气量。

    目前已发现的煤层气高产富集区块均为高吸附饱和度，如圣胡安盆地为90%～98%，黑勇士盆地为92%～99%，低煤阶的粉河盆地超过100%，沁水煤层气田为85%～95%，阜新刘家区块为85%～96%^[2]，大宁-吉县地区为80%～100%，宁武盆地南部地区超过88%，昌吉地区为95%～98%，霍林河盆地超过90%。中等饱和煤层气藏因地解压差大而开采成本高，如鄂尔多斯盆地东部吴堡为60%～80%；低饱和煤层气藏一般无商业开采价值，如山西沁水盆地屯留地区，吸附饱和度低于30%，临县-兴县地区也仅为30%～50%。

    统计我国煤层吸附饱和度与单井日产量之间的关系，单井日产气超过1000m³的煤层气井煤层吸附饱和度均大于60%^[3～4]；产气效果较好的地区，煤层吸附饱和度大于80%(图1)。因此初步将煤层气有利目标区吸附饱和度在60%以上。

 

    煤层气与常规天然气显著不同：①煤层同为源岩和产层，煤层气吸附量与其孔隙内表面积直接相关；②煤层为低孔隙度、低渗透率储层，其割理发育程度是影响其渗透率并控制产能的关键因数之一。

    煤的原始渗透率不能在实验室钻岩心柱测定，一般要在井筒中采用注入/压降试井法或DST试井法测试求取。低渗透率煤层分布区的煤层气一般无开采价值；产能高的地区，煤层原始渗透率一般为高较高。例如，圣胡安盆地高产区块为1～50mD，属中高渗透率；黑勇士、皮申斯盆地及沁水煤层气田、鄂尔多斯盆地东部柳林地区一般为0.5～5mD，为较高渗透率。

日产气1000～1500m³的较低工业性气流区，多为中-低渗透率，如陕西吴堡地区、山西省沁水盆地东部屯留地区，渗透率为0.1～0.5mD。

    统计我国煤层渗透率与单井日产气量特征，单井日产气超过1000m³的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.1mD，单井日产气量超过2000m³的煤层气井煤层原始渗透率要大于0.5mD。

   有效地应力指煤层压裂最小有效闭合应力，为煤层破裂压力与其抗张强度之差。

   有效地应力与区域地应力场和煤层埋深有关。煤层气多富集于低地应力区；同时，煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率比相同条件下的高应力区的煤层渗透率要高。煤层有效地应力愈大，其压裂难度愈大。煤层地应力超过25MPa时，一般压裂效果差。圣胡安盆地高产区域地应力为3～8MPa，沁水煤层气田为7.9～9.4MPa，均属最有利区。

   初步界定我国煤层气有利目标区地应力应小于25MPa。

   地解比是吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力与原始地层压力的比值。临界解吸压力一般利用初期开采井开始出气的井底压力加以校正，此值反映了产气高峰期快慢和高产富集条件。临界解吸压力愈接近原始地层压力，高产富集条件愈优越。

   高地解比区如美国圣胡安盆地高产区块为0.93，黑勇士盆地为0.72～0.99；我国沁水煤层气田为0.6～0.83，大宁-吉县地区为0.6，宁武南部为0.5，昌吉地区为0.7，霍林河盆地为0.9。中地解比区如吴堡、大城地区为0.23～0.25，开采中产气量低、递减快。而低地解比区一般反映含气量低、吸附饱和度低，不具备煤层气开发条件，如河北唐山地区为0.04～O.15^[5～6]。

    初步界定我国煤层气有利目标区地解比应大于0.2。

    构造因素直接或者间接控制着含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每一个环节，是所有地质因素中最为重要的控气因素。构造发育状况首先直接影响煤层气的保存，不同类型的地质构造，在其形成过程中构造应力场特征及其内部应力分布状况不同，均会导致煤层和封闭层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异并进而影响到煤储层的含气特性^[7]。在我国，煤层含气区大都经历了复杂的构造运动，煤层气保存条件尤为重要。煤层气藏形成后得以保存至今，要求构造条件简单，断层稀少，煤体结构保存完整，同时简单的地质构造也有利于煤层气的开发。

    水文地质条件是影响煤层气赋存的一个重要因素。煤层气以吸附态赋存于煤孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封堵作用。因此水文地质条件对煤层气保存、运移影响很大，且对煤层气的开采至关重要。煤层气富集区要求水文地质条件简单，煤层气井排采过程中易降压，产水量适中，有利于煤层降压解吸。

    根据以上研究及评价，得出我国煤层气选区评价参数及标准(表1)。

    应用以上煤层气选区评价参数及指标体系，结合我国煤层气勘探资料以及目前的研究认识成果，对我国重点地区进行了优选排序，最终优选出16个煤层气富集区，其中Ⅰ类最有利富集区6个，包括沁水盆地南部、阜新盆地刘家区块、鄂尔多斯盆地东部、宁武盆地南部、准噶尔盆地东南部、二连盆地霍林河地区；Ⅱ类有利富集区4个，包括沁水盆地北部、鄂尔多斯盆地乌审旗地区、黔西盘关地区、川南古蔺-叙永地区；Ⅲ类较有利富集区6个，包括东北三江-穆棱河地区、新疆伊犁-焉耆地区、江西萍乐地区、海拉尔呼河湖地区、吐哈沙尔湖地区、华北大城地区。

[1] 赵庆波，田文广.中国煤层气勘探开发成果与认识[J].天然气工业，2008，28(3)：16-18.

[2] 赵庆波，陈刚，李贵中.中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术[J].天然气工业，2009，29(9)：13-19.

[3] 石书灿，林晓英，李玉魁.沁水盆地南部煤层气藏特征[J].西南石油大学学报，2007，29(2)：54-56.

[4] 李贵中，杨健，王红岩，等.煤层气储量计算及其参数评价方法[J].天然气工业，2008，28(3)：83-84.

[5] 欧成华，李士伦，杜建芬，等.煤层气吸附机理研究的发展与展望[J].西南石油学院学报，2003，25(5)：34-38.

[6] 李五忠，赵庆波，吴国干，等.中国煤层气开发与利用[M].北京：石油工业出版社，2008：44-45.

[7] 赵庆波，李贵中，孙粉锦，等.煤层气地质选区评价理论与勘探技术[M].北京：石油工业出版社，2009：6-7.

 

(本文作者：李五忠¹ 田文广² 陈刚² 孙钦平² 1.中国矿业大学(北京)；2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院)