中国煤层气富集高产规律、开采特点及勘探开发适用技术_技术研究

摘要

摘要：与国外相比，中国煤层气构造条件复杂，成藏类型复杂，层内非均质性强。根据煤层气勘探开发现状总结了我国煤层气富集高产规律：①区域含煤区构造高点是高产富集有利部位；②上斜坡

摘要：与国外相比，中国煤层气构造条件复杂，成藏类型复杂，层内非均质性强。根据煤层气勘探开发现状总结了我国煤层气富集高产规律：①区域含煤区构造高点是高产富集有利部位；②上斜坡区域煤层后期受构造运动抬升幅度大，次生割理发育，煤层变浅压实作用弱，渗透性好，在稳定的盖层条件下，处于承压水滞流封闭环境，下倾部位有充足的烃类补给，高产条件优越；③构造抬升盆地凹中隆火山岩活动区有利于高产；④封闭好的浅层，低煤阶厚煤层有利于煤层气富集；⑤断裂活动次生割理发育区是煤层气聚集的有利场所。同时系统分析、总结了中国煤层气开采特征和不同措施影响煤层气井产气特征，以及受构造部位和层内非均质性影响的单井产气特征，列举了中国煤层气勘探开发的适用技术，包括二维地震AVO高产富集区预测技术、羽状水平井钻井技术、超短半径水力喷射钻井技术、煤层气井重复压裂技术等。

关键词：中国；煤层气；富集有利区；分布特征；开采特点；勘探开发；适用技术

1 中国煤层气高产富集规律

1.1 基本概况

中国煤层气资源丰富，42个主要含煤盆地煤层埋深2000m以浅煤层气地质资源量为36.8×10¹²m³，埋深1500m以浅煤层气可采资源量为10.9×10¹²m³，与陆上常规天然气资源量相当^[1]，位列世界第三。中国煤炭资源量为5.57×10¹²t，保有储量1.03×10¹²t；2008年1.6×10⁴个煤矿共计产煤27.4×10⁸t，煤层气抽采量达58×10⁸m³(表1)，其中利用了18×10⁸m³，利用率由前几年的19.7%提高到目前的31%。煤层气地面开发、井下抽采量大幅度增长，每采100×10⁴t煤死亡率由前几年为世界平均水平的100倍降为68倍，每年向大气释放煤层气约200×10⁸m³。

表1 我国历年煤炭及煤层气产量统计表

年份	1998	1999	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008
煤炭产量(10⁸t)	12.5	10.45	9.98	11.06	13.93	17.36	19.56	21.8	23.31	25.23	27.4
井下抽采(10⁸m³)	6	8	9	10	12	15	19	23	32	43	58
地面开发(10⁸m³)	/	/	/	/	/	/	/	0.3	1.3	3.2	15
死亡人数	7508	6536	5798	5670	6464	6702	6027	5986	4581	3786	3210
百万吨死亡率	6.0	6.3	5.8	5.1	4.6	3.9	3.1	2.8	2.0	1.5	1.2

到2008年底：全国共钻煤层气井2800余口，其中探井540口，水平井65口，开发井2213口；投产1419口；储量探明率极低，仅0.36%(美国为6.4%)，资源量比美国多，产量差别很大。2008年我国煤层气产量为7.5×10⁸m³(产能15×10⁸m³)，仅为美国的1.3%，说明勘探潜力很大。

1.2 煤层气富集有利区

煤层气高产控制富集带，与之相匹配的5种类型富集区如下：

1.2.1区域含煤区构造高点是高产富集有利部位

特点：处于盆地后期构造抬升部位，次生割理发育，渗透性好，煤层埋藏相对较浅，压实作用较弱；在上覆有利盖层条件下，滞水环境中煤层割理裂隙尚未矿化，煤层气藏未被水打开；两翼是烃类供给的指向区，易形成高渗、高含气量、高饱和的高产富集区。

1.2.1.1 大宁-吉县地区

大宁-吉县地区位于鄂尔多斯盆地东南缘。构造上属于晋西挠褶带中南段，上石炭统太原组和下二叠统山西组为该区主力煤层，有利勘探面积约2100km²，煤层气资源量为4800×10^8m3。该区煤岩变质程度中等，是我国中煤阶煤层气富集有利地区之一^[2]。

大宁-吉县地区整体呈一个西倾单斜构造，构造形态呈“一隆、一坳、两斜坡”(图1)，即古驿-窑渠隆起、薛关-峪口坳陷和东西两个斜坡带。

勘探证实位于古驿-窑渠背斜轴部煤层裂隙系统发育，区域西倾部位又被NE向断层切割成3个局部断裂鼻状构造，高点部位处于地应力低值区，煤层含气量高，顶底板封盖性好，是煤层气富集高产最有利部位。

1.2.1.2 沁水煤层气田固县区块

沁水煤层气田固县区块投产10口煤层气井(图2)，煤层埋深、厚度、顶底板岩性、煤质等参数基本相同，但排采效果差别大。6口高产井平均产气量4115m³，产水量极小。4口未产气井，产水量很大，累计产水1800～2800m³。其原因是10口井位于两个不同的地质单元，成藏条件不同；断裂鼻状构造和断裂背斜构造轴部气富水贫，断槽内气贫水富：固6-10、7-9、7-10、7-11、7-12、8-9井6口高产气井位于断鼻和断裂背斜轴部，煤层分布稳定，顶底板封盖条件好，含气量高；而固6-8、6-9、7-8、8-8井4口未产气井都位于两条断层夹持的断槽向斜内。由于小断层发育，煤层连续性遭到破坏，含气量降低，被称为水槽，单井日产水几十立方米。

1.2.2直接盖层稳定的上斜坡是高产富集有利部位

受深层高温、高压“热蒸解”向浅层低温、低压“冷吸附”聚集作用，煤层后期埋藏浅，抬升幅度大，次生割理发育，压实作用弱，渗透性好，发育区域分布稳定的直接盖层，处于滞水封闭环境，煤层割理尚未被方解石等矿化充填，甲烷风化带宽度窄，处于承压水封闭；下倾部位有充足的烃类补给，具备形成高渗、高含气高饱和有利条件。宁武盆地南部静游区块即为此类，明显上斜坡单井产量高，下斜坡反之，同时盆地边缘煤系地层受供给区地表水的补给，形成低盐度、低矿化度的地层水，利于甲烷菌的生长并对煤层降解产气，形成工业煤层气藏^[3]。

静游煤层气田直接盖层由泥灰岩过渡为泥岩，由于上斜坡埋深变浅，压实作用减弱，盖层条件有利，煤层割理未矿化充填，即煤层气藏后期尚未被水打开，下倾部位有充足的烃类补给，具备形成高渗、高含气、高饱和气藏。

1.2.3构造抬升盆地凹中隆及火山岩活动区

特点：区域火山岩侵入煤层，岩墙有利遮挡，岩床有利封盖，初期加剧了煤层生气作用，后期火山岩体快速冷却，导致煤体收缩，有利于次生割理形成，渗透性变好，在有利的直接盖层条件下，甚至后期构造抬升，煤层变浅，形成高产富集有利区块。

在煤的变质作用类型中，区域岩浆热变质区是勘探煤层气的有利场所。这是因为区域岩浆热变质是在较高的温度下(最高达500℃)和较低的压力条件下进行的。含煤地层在热力迅速烘烤下发生变质，煤层往往不受长时间的强烈压缩，这就有效地保护了煤层割理和孔隙，使得煤的储层物性相对较好，含气量高，可解吸率高，高产条件优越。

1.2.3.1 岩墙型：辽宁阜新刘家区块

阜新盆地刘家区块煤层埋深657～960m，厚30～90m，含气量7.2～9.8m³/t，吸附饱和度85%～96%；煤层渗透率0.47×10^-3～0.32×10^-3μm²；控制含气面积20km²，储量41.6×10⁸m³。目前投产41口，单井日产气平均2500m³，最高16000m³，开采10a，局部采出程度25%，预测采收率50%，服务年限16a，4a已收回投资(据陈兆山提供)。通过近年来刘家区块煤层气开发实践证明，在靠近10条辉绿岩墙附近的煤层被侵入体烘烤，使煤变质程度增高，煤层气含量大，内、外生裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区域，单井产量很高^[4]。

1.2.3.2 岩床型：辽宁铁法盆地大兴区块

火山岩活动早期高古地温场加速生气，后期煤体快速冷却，次生割理发育，形成高渗透层；辉绿岩体又起到有利区域盖层作用。

大兴区块侏罗系阜新组煤层厚35～40m，单层厚10m，探明含气面积135.49km²，储量77.3×10⁸m³；含气井段600～900m，R_o为0.6%，含气量8～12m³/t，渗透率1.5×10^-3μm²；1996年投产的DT-3井初期日产气1.35×10⁴m³，目前日产气0.5×10⁴m³，累计产气1017×10⁴m³。在该区块钻井8口，单井日产气0.3×10⁴～1.35×10⁴m³(据曹立刚)。

1.2.4浅层、巨厚、低煤阶煤层为有利部位

特点：尽管煤层煤阶低，生气量和含气量低，但巨厚煤层弥补了低含气特点，只要有好的盖层条件，阻止上覆水沿煤层割理形成动力流，上倾部位压实作用减小，煤层渗透性又好，吸附饱和度高，可形成高渗、高饱和气藏，甚至游离气和吸附气共生、互动、共储。

盆地斜坡中浅部煤层埋深适中，位于煤层气运移指向区，吸附饱和度较高，煤层渗透性较好。另外，经构造抬升，煤层埋藏适中的向斜区，也是煤层气高产富集的有利部位，内蒙古自治区霍林河盆地煤层就属该类型。

霍林河盆地下白垩统霍林河组煤层热演化程度较低，为褐煤，煤层含气量不高，但煤层厚度巨大，可采煤层平均总厚度76.91m。煤层埋藏深度为400～900m。煤储层的储集物性比较好，孔隙度高，煤层厚度大。

霍试1井钻遇煤层23层，总厚96.85m，主力煤层(IVC)煤层段埋深892.75～929.3m，煤层含气量2.93～5.59m³/t，平均4.88m³/t。镜质体反射率(R_o)为0.3%～0.44%，直接盖层为分布稳定的厚度达100m以上的泥岩。该井压裂排采试气初期产气量达1256m³/t，显示出该地区煤层气具有良好的勘探前景。初步控制含气面积108km²，煤层气地质储量162×10⁸m³。盆地含煤面积380km²，煤层气远景资源量1008×10⁸m³。

1.2.5断裂活动次生割理发育区

特点：尽管煤层埋藏深，但在局部构造高部位断层活动使得煤层次生割理发育，渗透性好，存在高渗带，游离气与吸附气共储。

煤的割理系统发育程度决定了煤层渗透性的好坏，影响着煤层气井的产量及勘探后期井网设计和强化处理方案的实施。煤层割理发育，渗透率高，有利于大面积疏通吸附于煤颗粒基质表面的气态吸附烃解吸。成煤后期的构造运动对煤层气的保存有重要影响。一般认为，构造变形强烈的地区，由于构造破碎，裂缝极为发育，在缺乏有利的盖层条件下，容易形成强水网络状动力流，在煤层内渗滤，使气态烃散失严重或运移，煤层吸附气不易保存，致使含气量降低。因此，煤层割理发育、构造裂缝适中，有利于煤层气的富集高产。一般认为，煤层割理密度大于300条/m，渗透率大于0.5×10^-3μm²的地区煤层气开采条件较好。此外，由于构造断裂产生裂缝，使得部分煤层中的吸附气游离出来沿着裂缝运移至煤层附近形成局部富集。

以准噶尔盆地五彩湾地区为例，2005年9月，克拉玛依油田彩南地区以深层油气为主要目的层钻探的彩504井，上返2567～2583m井段煤层试气，压裂后自喷、抽汲2d后，煤层开始产气，日产气稳定在7300m³后关井；2007年5月对该井进行液氮助排，深度2557.81m，返出污水(14.5m³)、天然气及氮气后举通，开始自喷试产，初始日产气20m³左右，6月6日前后日产气约为6000m³。呈现出游离气的特点^[5]。

2 中国煤层气开采特点

2.1 整体降压解吸，差异流向局部高产

早期各井整体排水降压，当压力降至煤层临界解吸压力以下，之后低部位继续降压，高部位出现自喷高产气井(图3)。在“压力降”波及的范围内，翼部直井产量也明显提高(表2)。出现构造翼部气大水小，向斜部位水大气小的特征。

表2 蒲池地区煤层气井生产统计表

井号	煤顶海拔(m)	日产气(m³)	日产水(m³)
1-4	210	2208	0
1-3	195	4731	0.5
2-7	186	4452	0.3
1-5	204	2933	0.2
1-11	146	0	24.3
1-1	141	130	12.2
2-5	147	0	5.2
1-10	172	144	3.2
2-11-3	174	0	2.6

2.2 单井开采中划分为三个产量变化阶段

阜新刘家区块LJ井2003年投产(图4)，初期日产气4500m³，稳产4a开始递减，目前日产气2780m³，已累计采出662×10⁴m³，采出程度26.6%，预计采收率50%。解吸类型划分为阻碍解吸(高液面)、畅通解吸、低饱和解吸3个阶段。①阻碍型解吸：解吸速率大于降压速率，气泡变形，解吸困难；②畅通型解吸：解吸速率接近降压速率，气泡带出部分束缚水，产量理想；③低饱和解吸：解吸速率小于降压速率，应力闭合。从中国目前煤层气开采现状分析，直井第一阶段一般小于1a；第二阶段井距为300m×300m一般可采4～6a，与井距、煤厚和排采速度等有关；第三阶段开采时间较长，羽状水平井稳产阶段更短，为1～3a。

铁法盆地大兴区块DT井为直井，1996年12月投产，日产气最高1.35×10⁴m³，平均日产水21.8m³，生产15个月后关井，2004年重新开井，稳产4a递减，目前日产气0.5×10⁴m³，已累计采出1017×10⁴m³，划分为上升-稳产-递减3个阶段(图5)，即阻碍-畅通-低饱和3个解吸阶段。

2.3 构造部位和层内非均质性的差异形成3类开采特征

自给型：气体从本井降压解吸半径之内从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位，层内均质性强。日产气量经历上升-稳产-递减3个阶段；相对应地，日产水量经历下降-平稳-递减3个阶段(图6)。

外输型：气体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另外的排水降压井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气变化趋势为低产或不产-上升-缓慢递减；日产水相对应上升-平稳(图6)。

输入型：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。日产气变化趋势为上升-稳产-上升-递减；日产水变化趋势为递减-微产水或不产水(图6)。

2.4 降压速率不同形成3类开采效果

畅通型解吸：降压速率接近解吸速率，日产气上升-相对稳产-递减；渗透率随开采的束缚水、气产出上升-稳定，开采效果最佳(图7)。

超临界型解吸：降压液面下降速度太快，煤层裂缝、割理产生应力闭合，日产气急剧升-急剧降，渗透率下降-稳定。

阻碍型解吸：降压早期受煤粉堵塞，液面阻力作用解吸不畅通，日产气上升-下降-上升稳定-递减，渗透率平稳上升-稳定。

3 煤层气勘探开发适用技术

中国煤层气勘探开发已经历了18个年头，勘探开发技术由最初的沿用常规油气技术发展到引用国外煤层气勘探开发成熟技术，并消化吸收再创新，探索适合我国煤层气地质条件的技术：如地震AVO高产富集区预测技术、多分支水平井钻井技术、U型钻井或水平井钻井技术、超短半径水力喷射钻井技术、沿煤层钻井技术、直井压裂技术、连续油管压裂技术、裸眼洞穴完井技术等。各种技术的性能、适用地质条件及适用地区、预期效果分析详见表3。这些技术的应用与完善必将很大程度上推动我国煤层气产业快速发展。

表3 我国煤层气勘探开发适用技术分析表

技术指标	性能	适用地质条件	适用地区	预期效果
地震AVO高产富集区预测	利用振幅随便宜距增大而减小的大截距大梯度异常，即煤层亮点中的强点显示信息	煤层含水。气量在各个区块各井差别大，含气量较高	沁水、六盘水、鄂尔多斯、宁武、准噶尔等盆地	预测高产富集有利区
羽状水平井钻井	钻遇煤层水平段长1～2km，并在水平段均匀分支整体沟通煤层	中、低渗透性，低含水煤层；构造稳定，断层少	沁水、宁武、鄂尔多斯盆地中-高煤阶区	单井产量提高6～10倍
U型钻井及水平井钻井	钻遇煤层水平段长1～2km，进行末段两井穿针对接	中、低渗透性，低含水煤层；构造稳定，断层少	沁水、宁武、鄂尔多斯、准噶尔、吐哈等盆地中-高煤阶区	单井产量提高2～3倍
超短半径水力喷射钻井	在煤层中分几段向几个方向水力喷射钻进100～200m	煤层稳定，厚度较大	沁水、鄂尔多斯、阜新、霍林河、准噶尔等盆地各类煤阶	单井产量可提高2～5倍
沿煤层钻井	高角度煤层沿煤层钻井，钻遇煤层达上千米	煤层倾角大于45°，断层少，构造稳定，煤层稳定	霍林河、准噶尔、格目底盆地周缘	单井产量可提高3～5倍
直井压裂	根据地层温度、应力、煤层、煤阶，确定压裂液体系和施工排量，排采中科学化管理	中、低渗透性煤层	沁水、鄂尔多斯、宁武、准噶尔、二连等盆地	同一口井比末压裂时的产量提高数十倍
连续油管压裂	在煤系地层砂层、煤层分段自下而上连续压裂	中、高渗透性、多煤层、薄煤层分布区	鄂尔多斯盆地乌审旗、准噶尔盆地淮东南等地区	加拿大阿尔伯达盆地开发效果好
裸眼洞穴完井	煤层造洞穴并砾石充填或直接裸眼完井	高渗透煤层(渗透率大于5×10^-3μm²)	霍林河、沙尔湖等厚煤层高渗透区	粉河、圣胡安、苏拉特盆地开发效果好