煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

康永尚，姜杉钰，张 兵，王 金，叶建平，张守仁

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249; 2.油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249; 3.中海石油(中国)有限公司 非常规油气分公司,北京 100011; 4.中联煤层气有限责任公司，北京 100011; 5.中海石油(中国)有限公司 非常规油气管理处,北京 100010)

煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究

康永尚1,2，姜杉钰1，张 兵3,4，王 金1，叶建平5，张守仁3,4

(1.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249; 2.油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249; 3.中海石油(中国)有限公司 非常规油气分公司,北京 100011; 4.中联煤层气有限责任公司，北京 100011; 5.中海石油(中国)有限公司 非常规油气管理处,北京 100010)

煤层气资源可动用性是指由煤层水文地质条件和煤层压裂改造条件共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度,煤层气资源可动用性评价与煤层气储集条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。通过沁水盆地柿庄区块和寿阳区块排采效果差异的分析对比，从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面深入讨论煤层气资源可动用性的评价问题，进而提出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法。研究表明:煤系地层的含水性对区块整体的煤层气资源可动用性影响很大;断裂的天然水力连通作用降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性，导致断裂附近的煤层气资源可动用性弱，且煤系地层含水性越强，断裂附近煤层气井高产水的风险就越大，煤层气资源的可动用性就越弱;煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同构成井层煤层气资源可动用性的客观条件，地应力状态影响人工压裂缝的方位，对可动用性产生重要影响，而煤层与围岩的岩性组合客观上决定煤层气的可动用性，但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析，才能做出更科学的判断。煤层气资源的可动用性评价方法基于层次分析的思想，综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和煤层与围岩岩性组合4个方面，可应用于煤层气选区评价和井层优选。

煤层气;煤层水文地质条件;煤层压裂改造条件;可动用性;评价方法

据国土资源部2015年全国油气资源动态评价成果显示，我国煤层气地质资源量高达36.8×108m3，且分布广泛[1]。煤层气资源的可采性是选区评价需要考虑的关键因素。可采性是指在目前的经济技术条件下，一个地区煤层气可采出的程度，它受多种因素如地质条件、煤层气开发方式、开发工艺、市场条件和国家政策法规等多种因素的影响[2]，其中地质条件、煤层气开发方式和开发工艺是影响技术可采性的主要因素，而地质条件是技术可采性的决定性因素，下文提到的可采性，即特指技术可采性。

地质因素对可采性的影响可系统地归结为煤层气资源量及资源丰度、煤储层压力、煤层渗透性、煤的解吸及吸附性能、煤层埋藏深度和水文地质条件等方面[3]。在地质因素中，煤层气资源量及资源丰度、煤储层压力、煤层渗透性、煤的解吸及吸附性能和煤层埋藏深度可统称为煤层气储集地质条件。优越的煤层气储集地质条件是煤层气开发的内在基础，因而，煤层气储集地质条件评价成为了大量前人研究工作的重要内容[4-11]，也形成了较为系统的定量/半定量评价方法。另一方面，前人也充分认识到水文地质条件对煤层气资源可采性的影响，从水文地质条件分类(复杂、简单、中等)[3]、煤系岩性组合特点[12]等方面探讨了水文地质条件对煤层气开发的影响，但受限于资料条件，当时的分析方法和认识尚比较笼统。

我国煤层气生产实践表明，柳林、寿阳、延川南等储集地质条件优越的煤层气区块均不同程度地存在高产水低产气的问题。一个区块内过高的高产水低产气井比例，严重制约了区块整体的煤层气开发效果，国内学者从煤系含水层划分、断裂构造发育状况以及压裂施工条件等多个方面对高产水低产气井的成因进行过探讨[13-18]。

综合前人研究可知，除煤层气储集地质条件和水文地质条件外，开发方式和开发工艺也影响煤层气的可采性和煤层气井排采效果。水力压裂是煤层气开发尤其是直井开发中煤储层增透的关键技术，在压裂后投入排采，形成井筒-排采煤层系统，该系统的主要目的功能是降低煤储层压力、促使煤层气解吸产出。按照系统与外界是否存在流体交换，井筒-排采煤层可分为封闭系统和开放系统，若为封闭系统，则有利于煤层的排水降压，实现煤层气的有效解吸和产出;若为开放系统，则外源水的进入将抑制煤层的排水降压，致使煤层气井高产水、难产气[19]。在一定的煤层气储集地质条件下，培育井筒-排采煤层封闭系统是培育高产井的关键，而井筒-排采煤层封闭系统培育的可行性，既取决于排采煤层的水文地质条件，又取决于现今技术条件下煤储层压裂改造的效果。由煤层水文地质条件和现今技术条件下的煤层压裂改造效果共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度，笔者将其统称为煤层气资源可动用性，简称可动用性，可动用性是笔者提出的一个新概念。煤层气储集地质条件是煤层气可采性的必要条件，可动用性是煤层气可采性的充分条件，可动用性评价与煤层气储集地质条件评价构成煤层气资源可采性评价的两个重要方面。

笔者以沁水盆地柿庄区块和寿阳区块作为研究实例，在两个区块储集地质条件和排采效果分析对比的基础上，参考其他地区/区块的煤层气排采动态特点，以煤层气资源可动用性分析对比为主线，探讨了两个区块之间排采动态差异的原因，进而归纳提炼出煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法，该方法整合了多种因素，提供了一个资源可动用性分析的思路和流程，可应用到煤层气区块优选中，也可用于到其他煤层气区块的井层优选生产实践中。

1 区域地质条件和排采效果分析

1.1 区域地质概况

沁水盆地位于山西省东南部，为南北翘起端东西两翼基本对称的复式向斜，主要煤系地层为上石炭统太原组和和下二叠统山西组。其中，寿阳区块位于沁水盆地北部(图1(a))，构造简单，地层平缓，呈东西走向且向南倾斜的单斜构造，局部发育不同方向的次一级褶曲和断裂，山西组3号煤层和太原组15号煤层分布稳定，为煤层气排采的主要煤层，局部地区太原组9号煤层可作为排采的次要煤层(图1(b))，大部分煤层气井合采3号、9号、15号煤层，少数煤层气井单层排采15号煤层。柿庄区块位于沁水盆地东南缘斜坡带上(图1(a))，发育较多的褶皱和小型断裂，山西组3号煤层为煤层气开发的主要目的煤层，太原组15号煤层为次要目的煤层，区块内多数煤层气井单采3号煤层，少数合采3号、15号煤层或单采15号煤层。

图1 沁水盆地寿阳和柿庄区块地理位置和山西—太原组煤系地层柱状Fig.1 Location map and stratigraphy of carboniferous-permian coal measures in Shouyang and Shizhuang CBM Blocks,Qinshui Basin

1.2 储集地质条件和排采效果对比分析

寿阳和柿庄区块煤层气的储集地质条件见表1，寿阳与柿庄区块位于同一盆地内部，单煤层的含气量、含气饱和度以及临界解吸压力均相差不大(柿庄区块15号煤层含气饱和度略高)。尽管寿阳区块主力煤层厚度较薄，单层资源丰度有限，但合采3套煤层的累计资源丰度也可达到1.5×108m3/km2，略低于柿庄区块单采3号煤层所动用的原地资源丰度。从煤层气产出条件来看，寿阳和柿庄区块的吸附时间相近，气体扩散能力相差不大，但寿阳区块煤层渗透率明显高于柿庄区块1～2个数量级，煤储层的渗流能力较强，更有利于煤层气产出。因此，从煤层气排采过程中各主控因素的耦合作用来看，柿庄区块虽然资源条件略占优势，但寿阳区块因渗透率较高，更有利于煤层气排采，相对容易获得较好的产气效果，尤其是排采早期，更易见到较高的产气量(渗透率是产量的主要因素)。然而两个区块的实际排采效果却与煤层气的储集地质条件不相对应:根据煤层气井排采动态典型指标方法[20]，分别对寿阳区块64口煤层气井和柿庄区块59口煤层气井进行的典型日产水量(煤层气井动液面较稳定期间的平均日产水量)和典型日产气量(煤层气井产气量较稳定期间的平均日产气量)的分析可知(表2)，寿阳区块最高单井典型日产气量不足1 000 m3/d，超过60%的煤层气井典型产气量不足100 m3/d，最高单井典型产水量约为146.5 m3/d，平均单井典型产水量则高达28.7 m3/d，总体具有见气井比例低、单井产气量低和产水量高的特点;相比之下，柿庄区块煤层气井产气效果相对较好，见气井比例较高，单井典型日产气量最高可达3 000 m3/d，区块内虽然存在个别典型日产水量为大于20 m3/d的未见气井，但平均典型产水量在10 m3/d以下。总体而言，与柿庄区块相比，寿阳区块煤层气井具有较低的产气量、较高的产水量和更大的中、高产水井比例。

表1寿阳区块和柿庄区块煤层气储集地质条件对比
Table1ComparisonofCBMreservoirconditionsbetweenShouyangandShizhuangCBMblocks

区块煤层埋深/m厚度/m含气量/m3含气饱和度/%资源丰度/(108m3·km-2)临界解吸压力/MPa渗透率/10-15m2吸附时间/d3号626.82.2311.3050.060.401.9912.7寿阳区块9号644.92.5412.0155.670.502.057.5720.615号683.83.5712.1150.290.672.0918.8柿庄区块3号890.56.2113.6952.861.342.160.3323.015号998.24.9313.3875.781.061.9216.7

注：表中数据为寿阳区块64口和柿庄区块59口煤层气井所测煤储层各参数的平均值。

表2寿阳区块和柿庄区块煤层气排采效果对比
Table2ComparisonofresultofCBMdevelopmentbetweenShouyangandShizhuangCBMblocks

区块典型日产气量(m3/d)和对应井数占比/%0～100100～500500～1000>1000典型日产水量(m3/d)和对应井数占比/%0～22～1010～20>20寿阳区块65.631.23.2030.544.16.818.6柿庄区块52.540.73.43.44.717.234.443.7

注：表中数据为寿阳区块64口和柿庄区块59口煤层气井排采动态数据统计所得。

两个区块之间排采效果的显著差异，无法从煤层气储集地质条件的角度给出合理的解释，下面笔者将从煤层气资源可动用性分析对比的角度，揭示寿阳和柿庄两个区块之间排采效果显著差异的原因。

2 煤层气资源可动用性分析对比

如前所言，由煤层水文地质条件和现今技术条件下煤层压裂改造效果共同决定的煤层气资源开发动用的难易程度统称为煤层气资源可动用性。笔者将煤层的水文地质条件具体化为煤系地层的含水性和煤层与围岩的天然水力连通性两个方面，煤系地层的含水性主要指煤系砂岩(粉砂岩及其以上的粗粒碎屑岩)、裂缝性或孔洞型灰岩的厚度、分布特点，决定了煤层外源水的供给强度;煤层与围岩的天然水力连通性指断裂沟通作用或煤层与围岩含水层直接接触连通作用。现今技术条件下煤储层压裂改造效果，指人工压裂缝是否切穿了煤层顶底板隔水层进而与围岩含水层沟通的情况，煤储层压裂改造的效果既取决于煤层地应力状态、煤层与围岩的岩性组合以及人工压裂的施工强度，煤层地应力状态和煤层与围岩的岩性组合是压裂改造效果的客观条件，本文统称煤层压裂改造条件，而施工强度受人为控制。下文将围绕资源可动用性分析，从煤系地层含水性、断裂构造、地应力状态和煤层与围岩的岩性组合4个方面，开展讨论和对比。

2.1 煤系地层含水性分析对比

沁水盆地石炭—二叠系煤系地层包含砂岩(粉砂岩及其以上的粗粒碎屑岩)、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩、灰岩和煤层，煤系砂岩具有低渗透特点[21]，无论煤炭开采或煤层气开发，致密砂岩不是关注的重点，缺少孔隙度和含水性方面分析的资料，钻孔涌水量反映短时间内的出水量，仅说明钻孔孔眼附近地层渗透率的高低，不能反映含水性信息。国内外致密砂岩气开发获得的相关认识，有重要的借鉴意义。根据我国低渗透砂岩油气开发经验，低渗透砂岩孔隙度在10%左右并含有可动水[22]，低渗透砂岩气藏开发时产水的现象说明其中含有可动水[23]，据此，可推断沁水盆地煤系砂岩的孔隙度也在10%左右，含有可动水并具有给水能力，但因岩性变化，其含水性和给水能力存在平面上的非均一性。从机理上来看，饱水带地下岩层的孔隙中皆充满水分，包括不可动的束缚水和可动的自由水，煤系致密砂岩含有可动水的事实已被致密砂岩气开发实践证明，可作为煤系地层的含水层，煤系地层中的泥质粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩不含或含有极少量可动水，一般被视为隔水层。沁水盆地煤系灰岩即指太原组灰岩，太原组灰岩在沉积后并未遭受暴露和风化淋滤，经成岩作用后，表现为致密灰岩特点，寿阳和柿庄区块岩芯观察也表明，太原组灰岩岩溶不发育，裂隙不发育-较发育，且多被方解石充填，含水性较弱，即便在局部裂缝发育带含有可动水，裂隙系统中含有的可动水量也可以忽略，因此，太原组灰岩整体上亦可作为隔水层考虑[14]。

综上所述，沁水盆地煤系地层的含水性问题，实质上可归结为煤系地层中砂岩(粉砂岩及其以上的粗粒碎屑岩)的厚度和分布问题，煤系地层有厚层和广泛分布的砂岩，就意味着煤系地层有较大的可动水储存量和较强的供水能力，即煤系地层含水性强;反之亦然。因此，通过分析对比寿阳和柿庄区块煤系地层中的砂质含量，即可判断2者含水性的相对强弱。

前人研究表明[24-25]，沁水盆地北部寿阳区块在太原组沉积期发育下三角洲平原相，在山西组沉积期以下三角洲平原分流河道相为主，而南部柿庄区块在太原组沉积期发育泻湖相和滨外碳酸盐陆棚相，在山西组沉积期以分流间湾相为主。煤系地层沉积相决定了寿阳区块煤系地层中分支河道砂体发育(太原组和山西组的砂泥比分别为0.69和0.60)，而柿庄区块煤系地层中砂体发育则相对较少(太原组和山西组的砂泥比分别约为0.35和0.45)。此外，寿阳和柿庄区块煤系连井剖面(图2)中不同岩性的分布特征进一步表明，寿阳区块煤系地层中尤其是3号和9号煤层围岩中，砂岩含水层发育更为广泛，由此可见，寿阳区块煤系地层的含水性高于柿庄区块，合理解释了寿阳区块单井平均产水量高和高产水比例高的现实情况。

2.2 断裂影响作用分析对比

局部断裂构造尤其是张性断裂构造，构成了煤储层与煤系含水层的天然通道。在断裂构造附近，排采中的煤层气井，因井周煤储层压力下降，致使断裂连通的含水层与煤储层产生动态压差，煤系含水层(可能是多套含水层)中的自由水进入煤储层，导致煤层气井出现高产水，对排采极其不利。结合寿阳和柿庄区块排采动态和区域构造平面展布来看，断裂附近的煤层气井多出现高产水、低产气或不产气的情况[26-27]。柿庄区块典型日产水量和煤层气井距断裂距离呈现的负向包络关系(图3)进一步表明，煤层气井距离断裂越近，典型日产水量越高，而且从统计规律上来看，寿阳和柿庄区块的煤层气井在远离断裂约300 m以上才可能不受断裂影响，具有较低的高产水风险。断裂附近井筒-压裂煤层系统的封闭性弱，煤层气的可动用性差，以致煤层气井高产水风险大，这是一个普遍规律，在沁水盆地其他煤层气区块、鄂尔多斯盆地以及蜀南等地的煤层气区块也皆有类似现象[14-16,18,28]。

从寿阳和柿庄区块各自内部煤层气井间排采动态差异的研究结果来看，寿阳和柿庄区块内部均有部分煤层气井因断裂和压裂缝沟通含水层导致了井筒-排采煤层系统封闭性变弱，最终在排采过程中出现了高产水(相对各自区块的平均产水背景值而言)、难产气的现象[26-27]。进一步对比两个区块断裂附近煤层气井的产水量(图3)可以发现，寿阳区块断裂附近煤层气井的典型日产水量一般都超过30 m3/d，最高达到113.1 m3/d，而柿庄区块断裂附近煤层气井的典型日产水量则多为20～30 m3/d，这说明:① 对于不同的煤层气区块，断裂存在沟通含水层的风险，这是一个普遍现象;② 断裂构造对煤层气井排采效果的影响也存在一定的差异，煤系地层含水性越强，断裂构造沟通含水层的风险更大，尤其是在寿阳区块多层合采的情况下，断裂构造沟通含水层的风险增大，这就可以合理地解释寿阳区块断裂带附近煤层气井产水量明显高于柿庄区块的现象。

2.3 地应力状态和压裂缝类型分析对比

人工压裂缝主要为张裂缝，其延伸方向总是垂直于最小阻力方向，即压裂缝总是垂直于最小主应力方向发育[29]，因此压裂缝的方位可通过应力状态进行判断，而不同的压裂缝方位会影响压裂缝切穿煤层顶底板泥岩隔水层的风险。地下应力状态按Anderson模式可划分为正常应力状态(σh<σH<σv)、走滑应力状态(σh<σv<σH)和反转应力状态(σv<σh<σH)[30]，其中σh，σH和σv分别代表最小水平主应力、最大水平主应力和垂向主应力。

在正常应力状态(σh<σH<σv)和走滑应力状态(σh<σv<σH)下，发育垂直或高角度压裂缝，在反转应力状态(σv<σh<σH)下，发育水平压裂缝[31]。研究表明，寿阳区块和柿庄区块虽然同处沁水盆地，但应力状态存在明显差异[32]。寿阳区块位于盆地北端，受来自西南方向的区域构造应力作用相对较弱，三向主应力中垂向主应力σv始终最大，处于正常应力状态(σh<σH<σv)，该区块不同深度的煤层均发育垂直或高角度人工压裂缝;相比之下，柿庄区块位于盆地南部，受构造应力作用较强，地应力类型在垂向上发生两次转换，当煤层埋深小于320 m时，应力状态为反转状态(σv<σh<σH)，一般发育水平或低角度压裂缝，当煤层埋深大于320 m时和850 m时，分别出现走滑应力状态(σh<σv<σH)和正常应力状态(σh<σH<σv)，以发育垂直或高角度压裂缝为主。

图2 寿阳和柿庄区块煤系地层连井岩性对比剖面Fig.2 Cross-well lithological correlation surrounding coal seams in Shouyang and Shizhuang Blocks

图3 寿阳和柿庄区块煤层气井距断裂距离和典型日产水量的关系Fig.3 Relationship between distance from CBM wells to the fault and typical daily water production of wells in Shizhuang block and Shouyang block

水平和低角度压裂缝一般仅在煤层中延伸，沟通含水层的风险较小，而垂直或高角度压裂缝在延伸至煤层与顶底板的界面处则可能出现两种情况，一是在沿界面形成“T”型缝或“工”型缝，二是延伸至顶底板中。“T”型缝或“工”型缝属于特殊缝型，多在三向主应力差异不大时或异常高压带发生[33],沟通含水层的风险较小;而延伸至顶底板中垂直或高角度压裂缝则较为普遍，很容易沟通围岩含水层造成煤层气井高产水。从前人的压裂数值模拟和压裂监测结果来看，沁水盆地煤储层在水力压裂后形成的压裂缝很容易扩展到顶底板中[34-35]。综上可知，寿阳区块因煤层均发育垂直或高角度压裂缝，整体存在较高沟通含水层的风险，柿庄区块浅部煤层发育水平或低角度压裂缝，沟通含水层风险低，而深部煤层发育垂直或高角度压裂缝，也存在沟通含水层的风险。

单从地应力状态对可动用性的影响来看，柿庄区块浅层压裂缝不易沟通围岩含水层，中深层存在压裂缝沟通围岩含水层的风险，寿阳区块整体上存在压裂缝沟通围岩含水层的风险，这可从另一方面解释寿阳区块单井平均产水量远比柿庄区块高的现实。

2.4 煤层与围岩岩性组合关系分析对比

前述研究表明，煤系地层含水性可作为某个区块整体可动用性的评价途径，但因煤系地层的非均质性，可动用性评价则需要从煤层与围岩岩性组合角度开展深入分析。煤层与围岩岩性组合主要指煤层与直接顶底板和间接顶底板的岩性组合，当煤层顶底板有厚度较大的可视为隔水层的细粒岩性(泥岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩或致密灰岩)组成而间接顶底板含水层(粉砂岩及其以上的粗粒碎屑岩)厚度较小时，压裂缝导致高产水的风险较低，煤层气资源可动用性较强;反之，煤层气资源的可动用性较弱。

从寿阳区块和柿庄区块排采煤层围岩隔水层和含水层厚度分布(表3)来看，寿阳区块煤层围岩隔水层厚度变化幅度较大，隔水层均厚在10 m以上，最大不超过20 m，围岩含水层(指距离煤层最近的含水层)变化也相对明显，均厚在7～8 m;柿庄区块煤层围岩隔水层厚度变化相对较小，隔水层均厚除15号煤层顶板灰岩超过10 m外，其他都在5 m左右，围岩含水层均厚多在3 m左右。单从煤层直接顶底板隔水层厚度定性地来看，寿阳区块相对柿庄区块更有利于煤层气资源的动用，但这一定性分析没有考虑垂直或高角度压裂缝在煤层顶底板中可能延伸的高度，定性分析得到的认识存在不足，因此，需要把煤层与围岩岩性组合与压裂缝高度的定量或半定量分析结合起来，才能合理地判断煤层与围岩岩性组合对煤层气资源可动用性的影响。

柿庄区块大多数煤层气井单采3号煤层，单井产水量与3号煤层顶底板隔水层厚度关系易于识别，在柿庄区块实际采用的压裂规模下，压裂缝所能延伸至顶底板的最大高度约为6 m[36]，总体略高于顶底板隔水层的平均厚度，这意味着柿庄区块存在一部分压裂缝沟通含水层的煤层气井，但因柿庄区块间接顶底板含水层的厚度不大，因此，整体表现为低产水背景，总体看，在当前压裂技术条件下，煤层气资源的可动用性比较强。

不同地区/区块由于压裂施工条件不同，水平应力强度也不同，发育的垂直或高角度压裂缝切穿顶底板的高度存在差异，如在沁水盆地中东部的潞安矿区，压裂微地震监测结果显示，3号煤层中压裂缝的延伸高度为17～20 m，延伸至顶底板的高度估计为6～8 m[37]，再如鄂尔多盆地东缘的柳林区块8号煤层中压裂缝切穿顶底板的高度在5 m左右[38]。

表3寿阳和柿庄区块各煤层围岩隔水层厚度和含水层厚度分布区间和均值统计
Table3ThicknessofroofandflooraquicludesandaquiferssurroundingthemaintargetcoalsinShouyangandShizhuangCBMBlocks

地区煤层顶板隔水层厚度/m范围均值底板隔水层厚度/m范围均值顶板含水层厚度/m范围均值底板含水层厚度/m范围均值3号0～67.210.20～30.512.61.3～26.07.60.7～26.17.4寿阳9号1.9～36.111.91.7～88.510.61.0～22.07.81.1～17.07.515号0～88.519.80～36.114.30.8～22.07.61.0～40.07.8柿庄3号0.7～27.15.21.1～12.54.60.4～17.15.60.4～11.63.015号0.5～35.510.80.8～16.05.31.0～6.42.90.4～10.03.6

寿阳区块多为合层排采井，单层排采井的数量极少，因而无法根据合层产水数据和单煤层顶底板隔水层厚度信息，判断压裂缝在煤层顶底板中的延伸高度。但研究表明[19]，寿阳区块实际实施的压裂规模(单位厚度煤层压入砂量和压入净液量)比柿庄区块更大，而寿阳区块与柿庄区块的破裂压力和闭合压力随深度变化规律(图4)则显示，寿阳区块比柿庄区块煤储层更易压开，综合2者可以判断寿阳区块压裂缝在煤层顶底板中延伸高度要高于柿庄区块的6 m，因此，在寿阳区块也应存在部分压裂缝沟通含水层的煤层气井，再加上寿阳区块间接顶底板含水层平均厚度比柿庄区块大，导致寿阳区块单井平均产水比柿庄区块要高，区块排采效果不理想。降低寿阳区块的压裂规模，应为下一步在压裂中要充分考虑的问题。

图4 煤储层破裂压力和闭合压力随埋深变化Fig.4 Scatter diagram of the fracture pressure-depth and closure pressure-depth

3 可动用性定性/半定量评价方法

综合上述可动用性分析对比可知:对于某一煤层气区块，沉积环境决定煤系砂岩的厚度和分布，也决定煤系地层的含水性，间接决定了区块煤层气井产水量大小的背景值，煤系地层砂泥比在一定程度上可作为判断可动用性的一个间接指标;断裂是煤层与煤系含水层沟通的天然通道，在断裂带附近的煤层气井，一般产水量明显高出区块的产水量背景值，煤层气资源可动用性较差;地应力状态决定人工压裂缝的方位，也影响到煤层气资源的可动用性;煤层与围岩的岩性组合客观上决定井层煤层气的可动用性，但结合应力状态、水平应力强度和压裂规模的综合分析，才能做出更科学的判断。

按照以上分析思路，归纳提炼前文中寿阳和柿庄区块的分析对比实例，可形成一套煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法(图5)。该方法体现了煤层气勘探开发一体化层次分析的思想:可根据沉积环境(砂泥比是一个重要指标)对煤系地层的含水性做出总体判断，若煤系地层含水层发育(砂泥比高)，则区块整体高产水风险大，煤层气资源可动用性弱，在勘探选区时，尤其要注意研究断裂的发育情况，选择断裂构造相对简单的区域;在勘探评价阶段和开发阶段井位优选时，需注意远离断裂带(250～300 m)，以降低因断裂的天然水力连通作用导致高产水状况的出现;在勘探评价阶段和开发阶段压裂层位优选时，需考虑地应力类型和煤层与围岩的岩性组合，优化压裂规模，将压裂缝高度控制在煤层和隔水层内，或者放弃因直接顶底板隔水层厚度小、间接顶底板含水层厚度大而煤层气资源难以动用的煤层，实现同井其他可动用煤层有效排水和降压采气的目的。

图5 煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法体系Fig.5 Flow chart of the qualitative/semi-quantitative evaluation method of the of CBM exploitation feasibility

该方法整合了多种因素，提供了一个资源可动用性分析的思路和流程，既考虑了由沉积作用决定的区块尺度上煤系地层砂泥比和岩性组合特点和区块尺度上现今应力场决定的应力类型，可用于煤层气选区评价;又关注局部断裂和具体井层的岩性组合，可用于井层优选。在该方法应用过程中，有两个方面的问题需要注意:一是断裂影响范围的定量化问题，断裂对煤层气资源可动用性的影响范围与断裂的性质、规模、断距等多方面因素有关，如前人[28,39]在蜀南地区和樊庄区块利用断裂距煤层气井距离与产气或产水的关系估计出断裂对煤层气井的影响范围大致为250 m，而本文中寿阳和柿庄区块断裂影响范围为300 m，因此，在不同地区，需结合动态和静态资料做出具体的分析。二是人工压裂缝切穿顶底板高度的定量化问题，如前文所述，不同地区因应力状态、水平应力强度和实际采用的压裂规模不同，人工压裂缝切穿顶底板的高度是存在差异的，因此，也需要根据不同地区/区块的具体情况做作出判断，而无以采用一个统一的量化标准。

图5的定性/半定量评价方法体系中，未包含储集地质评价的内容，强调的是除储集地质条件(煤层气资源量及资源丰度、煤储层压力、煤层渗透性、煤的解吸及吸附性能和煤层埋藏深度等)外，煤储层所处的构造(断裂)、沉积(煤层与围岩的岩性组合)和应力背景条件，对煤层气资源的可动用性具有决定性作用，储集地质条件是煤层气开发的必要条件，而可动用性是煤层气开发的充分条件，2者结合，共同决定煤层气资源的技术可采性。煤层构造图、煤系地层沉积相图、煤层围岩岩性连井对比分析图、地应力分析图以及排采动态分析图件，是图5所示煤层气资源可动用性定性/半定量分析的依据，该方法强调多种地质信息的综合应用。

该方法体系从排采效果差别大的寿阳区块和柿庄区块的煤层气静态地质条件和排采动态效果对比分析中提炼出来，抓住了构造(断裂)、沉积(煤层与围岩的岩性组合)和应力背景条件等对煤层气开发具有普适性影响规律的因素，因此，该方法也可用于其他煤层气区块煤层气资源的可动用性评价中。

4 结论和建议

(1)一个区块煤系地层的含水性，对区块整体煤层气资源的可动用性影响很大，含水性越强，则煤层气资源的可动用性越弱;反之亦然。煤系地层中砂岩的厚度和分布在一定程度上反映了其含水性，一个区块内煤系地层的砂泥比可作为煤系地层含水性乃至煤层气资源可动用性评判的间接指标。

(2)断裂尤其是张性断裂的天然水力连通作用，降低了井筒-压裂煤层系统的封闭性，以致断裂附近煤层气井高产水风险大，煤层气资源可动用性弱。断裂对煤层气资源可动用性的影响程度与煤系地层含水性密切相关，煤系地层含水性越强，断裂附近煤层气井高产水的风险就越大，煤层气资源的可动用性就越弱。

(3)煤层所处的地应力状态和围岩的岩性组合共同影响了煤层气资源的可动用性。地应力状态影响人工压裂缝的方位，当产生水平或低角度压裂缝时，煤层气资源可动用性强，当产生垂直或高角度压裂缝时，则需进一步分析煤层与围岩的岩性组合，若围岩隔水层厚度大，则压裂缝沟通含水层的风险低，可动用性强，反之则可动用性弱。

(4)煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法基于层次分析的思想，综合考虑了煤系地层含水性、断裂、地应力状态和压裂缝类型以及煤层与围岩岩性组合4个方面。该方法整合了多种因素，提供了一个资源可动用性分析的思路和流程，既关注由沉积作用决定的区块尺度上煤系地层砂泥比和岩性组合特点和区块尺度上现今应力场决定的应力类型，可用于煤层气选区评价;又关注局部断裂和具体井层的岩性组合，可用于井层优选。

建议今后在区块优选时，在储集地质条件评价的基础上，重视从煤系砂岩厚度及分布的角度对煤系地层的含水性的分析，在井位优选时，考虑避开断层，在压裂层位优选时，在考虑储集地质条件的同时，重视以煤层应力状态分析和煤层与围岩岩性组合分析为基础的煤层气资源可动用性评价，只有将储集地质条件和煤层气资源可动用性评价有机地结合起来，才能选出优质区块、有利井位和资源可动用或易动用层位，以提高选区和煤层气井单井成功的概率。

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Qualitative/semi-quantitativeevaluationmethodofcoalbedmethaneexploitationfeasibility

KANG Yongshang1,2，JIANG Shanyu1，ZHANG Bing3,4，WANG Jin1，YE Jianping5，ZHANG Shouren3,4

(1.CollegeofGeosciences,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing102249,China; 2.StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,Beijing102249,China; 3.UnconventionalOil&GasBranch,CNOOCChinaLimited,Beijing100011,China; 4.ChinaUnitedCoalbedMethaneCorporation,Ltd.,Beijing100011,China; 5.UnconventionalOil&GasAdministration,CNOOCChinaLimited,Beijing100011,China)

Coalbed methane (CBM) exploitation feasibility is determined by both hydrogeological conditions and hydraulic fracturing conditions of coal seams.Exploitation feasibility evaluation and reservoir evaluation constitute two important aspects of coalbed methane recoverability.In this paper,through the drainage efficiency comparison between Shouyang and Shizhuang CBM blocks in Qinshui Basin,CBM exploitation feasibility evaluation was discussed from four aspects,including coal measures aquosity,faulting,in-situ-stress state and the lithology combination of coalbed with adjacent rocks.An evaluation flow chart for CBM exploitation feasibility evaluation was finally proposed.The study shows that coal measures aquosity plays an important role in the CBM exploitation feasibility of whole CBM Block.The hydraulic communication between coal seams and surrounding aquifers through faults weakens the closeness of wellbore-fracturing coal system,leading to lower exploitation feasibility of CBM resources near the faults.The stronger the coal measures aquosity is,the greater risk of high water production in wells near faults will take place and the lower exploitation feasibility will be.The in-situ stress state of coalbed and lithology combination of coal seams with adjacent rocks constitute the objective conditions of CBM exploitation feasibility,and a comprehensive evaluation of exploitation feasibility should be done through combining in-situ stress state,the strength of horizontal stress and fracturing volumes.The qualitative/semi-quantitative evaluation method of CBM exploitation feasibility,based on hierarchy analysis considering coal measures aquosity,faults,the in-situ stress state and the lithology combination of coal seams with adjacent rocks,can be applied to CBM block selection and well/coalbeds selection through the whole process of CBM exploration and development.

coalbed methane;coalbed hydrogeological conditions;coalbed fracturing condition;CBM exploitation feasibility;evaluation method

康永尚，姜杉钰，张兵,等.煤层气资源可动用性定性/半定量评价方法研究[J].煤炭学报,2017,42(11):2914-2924.

10.13225/j.cnki.jccs.2017.0334

KANG Yongshang，JIANG Shanyu，ZHANG Bing,et al.Qualitative/semi-quantitative evaluation method of coalbed methane exploitation feasibility[J].Journal of China Coal Society,2017,42(11):2914-2924.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2017.0334

P618.11

A

0253-9993(2017)11-2914-11

2017-03-15

2017-08-15责任编辑韩晋平

国家科技重大专项资助项目(2011ZX05042)

康永尚(1964—)，男，河南登封人，教授。Tel:010-89734608，E-mail:kangysh@sina.com