贵州省煤层气资源特征及开发技术

2018-07-04易同生周培明

中国煤炭地质 2018年6期

易同生，高为,2，周培明,2

(1.贵州省煤田地质局，贵阳 550008； 2.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵阳 550008)

我国煤层气勘探开发经历20多年的探索和发展，在沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘已初步建成煤层气产业开发基地[1]。随着沁水和鄂尔多斯地区煤层气开发有利区块的不断减少，我国煤层气勘探开发的目光逐渐投向贵州、云南、新疆等煤层气后备基地[2-3]。近5 a来，贵州的煤层气勘探开发显著提速，相继在六盘水、毕节等多个地区取得煤层气工业气流重大突破，提振了煤层气企业勘探开发信心，并引起国内学者及政府部门的极大关注[4-6]。贵州省煤层气资源主要形成于晚二叠世龙潭期和长兴期，其煤层气资源量位列全国各省区第二，占华南聚气区煤层气资源总量的76.34%[7]。“十三五”期间，贵州省政府提出“气化贵州”宏伟目标，明确把煤层气作为贵州能源产业发展重点方向之一，规划在全省建成2～3个煤层气开发示范基地，因此亟需对全省煤层气资源特征有一个清晰客观的认识，并合理评价适合贵州地质特点的煤层气开发技术。鉴于此，笔者以近年来贵州煤层气地质调查最新成果数据为基础，深入阐述了全省晚二叠世煤层气的资源分布特点和特殊开发地质条件，并通过煤层气开发工程实践，总结了适合贵州特殊地质条件的煤层气开发有效配套技术，指明了贵州煤层气勘探开发面临的主要挑战及主要技术攻关方向，为全省煤层气资源勘探开发决策提供重要依据。

1 地质背景

1.1 含煤地层与煤层分布

上二叠统是贵州最主要的含煤地层，含煤面积约7.5万km2，含煤性最好，沉积类型多样，自西向东，依次发育陆相、海陆过渡相和海相沉积[8]。陆相区和海相区分别分布于贵州西北部威宁一带和遵义—安顺—兴义一线以东地区，其可采煤层少，累计可采厚度基本小于5.0m，含煤性差，煤层气成藏物质基础薄弱，基本不具备煤层气勘探开发价值。

上二叠统海陆过渡相区是贵州进行煤层气开发的主攻区域，总体上呈北东向展布，为一套碎屑岩夹碳酸盐岩和煤层组成的海陆过渡相含煤沉积，主要含煤地层为龙潭组和长兴组(或汪家寨组)。上二叠统含煤岩系厚度变化大(76～543m)，单煤层厚度薄(一般1.0～2.5m)，可采煤层层数及累计厚度变化大(0～26层，0～29.8m)，其中煤层气成藏物质基础最好的区域主要分布于盘县、水城、纳雍之间地区，一般含可采煤层9～20层，可采煤层总厚度10～30m，表现出典型的煤层群发育特征。上二叠统含煤地层富水性普遍较弱，且与富水性强的灰岩含水层和地表水之间一般赋存有一定厚度的相对隔水层，断层带、破碎带的导水性较差，一般难以构成含煤地层与强含水层或地表水的水力联系通道[9]。

1.2 煤层气聚集单元

贵州晚二叠世含煤地层在构造演化上具有“多期发展、强烈分异、定型较晚”的特点，形成了以褶皱和逆冲断层为主体的复杂构造格局；喜马拉雅期各含煤盆地遭受挤压隆升，大部分背斜轴部的上二叠统煤系被剥蚀殆尽，使得大型向斜或复向斜成为区内最主要的控煤构造[9-10]。全省含煤地层被分割赋存于盘关、格目底、三塘等100余个独立向斜单元，根据构造、岩性、岩相等特征，将这些构造单元主要划分为六盘水煤田、织纳煤田、黔北煤田、黔西北煤田、兴义煤田和贵阳煤田等。煤层气是一种由煤层自生自储的非常规天然气藏，且煤层气富集具有典型的向斜控气特点，因而这些独立的含煤向斜也构成了贵州煤层气聚集的有利单元。

2 资源特征

2.1 煤层气资源量及资源分布特征

贵州煤层气基础研究和资源评价起步较早，从20世纪80年代初期开始至今，大致经历了早期理论探索、资源评价与勘探开发试采、风险勘探与开发试验、工程模式探索4个发展阶段[11]。经过近20年的评价与开发实践认识，2012年由中国矿业大学和贵州省煤田地质局联合完成的《贵州省煤层气资源潜力预测与评价》报告提供了目前为止全省煤层气资源量预测最为准确的评价数据，预测全省上二叠统可采煤层煤层气地质资源总量3.06×1012m3，平均资源丰度1.12×108m3/km2，略高于全国平均水平[12]。为了全省更好地分区分类制定煤层气资源勘探开发利用战略，对全省主要煤层气聚集单元的煤层气资源量、资源丰度、埋深等分布特征作以下探讨。

2.1.1 煤层气资源 “资源量-资源丰度”分布

较大的煤层气资源量和较高的煤层气资源丰度是实现煤层气经济开发的物质保证。以六盘水煤田、织纳煤田、黔北煤田、黔西北煤田、兴义煤田和贵阳煤田58个主要含煤向斜构造单元为统计基础，将煤层气地质资源量300亿m3和资源丰度1.0亿m3/km2作为分界线，可以将含煤构造单元煤层气资源划分为“肥大型”“肥小型”“瘦大型”和“瘦小型”四种丰度型资源类型，其相应的资源有利程度表现为肥大型>肥小型>瘦大型>瘦小型(图1)。

图1 不同聚煤单元“资源量-资源丰度”煤层气资源类型Figure 1 Different coal accumulation unit “resources-resource abundance” CBM resource type

六盘水煤田含煤向斜四种资源类型均有分布，表现出盆地资源类型多样；织纳煤田含煤向斜资源特征主要表现为“肥大型”和“瘦小型”，盆地资源类型出现两极分化，“肥大型”含煤向斜其地质资源量大、资源丰度高，而“瘦小型”含煤向斜其地质资源量小、资源丰度也低；黔北煤田、黔西北煤田、兴义煤田和贵阳煤田的含煤向斜主要表现为“瘦小型”，个别含煤向斜出现“瘦大型”，表明这些煤田的煤层气资源赋存条件较六盘水煤田和织纳煤田总体较差。

2.1.2 煤层气资源 “资源量-埋深”分布

煤层埋深对煤层气开发具有重要影响，埋深较大的煤层其储层物性条件较差，工程难度与经济成本增加，不利于煤层气开发。根据国内外煤层气开发经验，具有商业开采价值的煤层气井埋深一般不超过1 000 m[12]。

图2 不同聚煤单元“资源量-埋深”煤层气资源类型Figure 2 Different coal accumulation unit “resources-buried depth” CBM resource type

以六盘水煤田22个含煤向斜和织纳煤田24个含煤向斜的资源数据为统计依据，将1 000 m以浅煤层气资源量100亿m3和1 000 m以浅煤层气资源量所占比例50%分别作为分界标志，划分成“浅埋量大型”“浅埋量小型”“深埋量大型”和“深埋量小型”四种埋深型资源类型，其相应的资源有利程度表现为浅埋量大型>浅埋量小型>深埋量大型>深埋量小型(图2)。其中织纳煤田多数向斜单元资源特征主要表现为“浅埋量大型”和“浅埋量小型”，表明多数向斜单元1 000 m以浅的煤层气资源量比例高，埋深条件较好，资源开发相对容易；而六盘水煤田含煤向斜资源类型多属“浅埋量大型”和“深埋量大型”，表明1 000 m以浅的煤层气资源总量总体较大，但不同构造单元间埋深条件差别大，资源开发难易程度有较大不同。

2.2 煤层气资源开发地质条件

2.2.1 煤体结构类型多、渗透率差异大，压力驱动型资源和应力封闭型资源并存

杨陆武[13]等学者从煤层气开采技术条件的角度将煤层气资源划分为“压力驱动型”和“应力封闭型”两大类资源类型。压力驱动型资源主要体现为煤体结构相对较好，储层渗透率较高，可通过降低局部压力实现相邻较大范围内的压降自由传递，适合开展地面煤层气开发；应力封闭型资源主要体现为煤体结构较差，渗透率低，需借助井下煤炭扰动的应力释放效应达到煤层降压、瓦斯抽放的目的，适合进行井下瓦斯抽采。

图3 煤体结构的区域非均质性Figure 3 Coal mass structure regional anisotropy

区内不同煤层受区域构造应力、垂向应力和水平应力的组合大小和组合方向不同，煤储层在区域、层间及层内表现出高度的非均质性，发育原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤、糜棱煤等多种煤体结构(图3)，储层渗透率差异极大，特低渗—高渗储层均有分布，其中六盘水煤田总体为低渗—中低渗储层，织纳煤田总体为中低渗—中渗储层，黔北煤田总体表现为中低渗储层[14]。以上表明，贵州煤层气资源多样，压力驱动型资源和应力封闭型资源并存，因而需要通过精细化地质工作充分查明不同区域、不同层域的煤层气资源类型，从而采取针对性开发方式。

2.2.2 煤级变化大，孔-裂隙非均质性强，储层应力和速度敏感性较强

贵州晚二叠世煤层煤级变化大，煤种类型多，气煤、肥煤、焦煤、瘦煤、贫煤和无烟煤均有分布，六盘水煤田以中煤阶肥煤、焦煤和瘦煤为主，织纳煤田以高煤阶贫煤和无烟煤为主。不同煤级煤储层的含气性、孔隙结构、吸附性能、孔裂隙发育程度等具有较大不同，对煤层气开发具有较大影响，如焦煤和瘦煤的孔-裂隙系统一般较发育，裂隙密度大，网状裂隙多，有利于煤层气储层改造(图4)。

受控于煤变质作用、沉积环境、构造演化、岩浆活动及其相互的叠合作用[15]，贵州煤储层孔-裂隙在层域、层间和层内均表现出高度的非均质性，主要表现为孔隙类型差异、孔隙连通性差异、裂隙发育规模和开合程度差异，不同的孔-裂隙系统其煤层气吸附、运移和赋存方式可能差别极大，影响煤层气解吸运移，因而给煤层气开发尤其是排采带来了一定的困难。

图4 典型焦煤孔裂隙发育照片Figure 4 Typical coking coal pore and fissure development photos

松河区块的煤层气开发实践表明[16]，贵州部分地区煤储层的应力敏感性和速度敏感性较强，排采过程中易产生贾敏效应，因此煤层气开发过程中应根据储层敏感强度控制合理的排采速度，尽量降低排采控制带来的储层伤害。

2.2.3 煤储层吸附-解吸-渗流特征参数差异大

煤储层吸附、解吸、渗流特征参数主要包括兰氏体积、兰氏压力、临界解吸压力、临储比、含气饱和度、压力系数等。煤储层在不同埋深、不同煤级、不同煤体结构条件下的吸附、解吸、渗流特征参数差异极大，如黔西地区煤储层异常低压至异常高压均有发育，储层压力系数为0.4～1.8[14]，煤储层含气饱和度为30%～180%，尽管超压煤层含气饱和度普遍大于欠压煤层，但相同地区、相同压力系数条件下的不同煤层含气饱和度仍差别较大，甚至同一口井相同压力系数条件下的纵向相邻煤层含气饱和度也差别极大(图5)。

图5 超压与欠压煤层含气饱和度差异Figure 5 Gas saturation differences of overpressure and underpressure coal seams

煤储层吸附、解吸、渗流特征参数不但影响煤层气资源的可采潜力，对煤层气开采技术方式选择也具有重要影响[17]，如煤储层超压条件下的储层流体渗流驱动能力强，排采产水举升能量足，气井的最高日产水量大(图5)，因而对应的排采设备选型及排采方式均有别于欠压储层。

图6 最高日产水量与煤储层压力系数的关系Figure 6 Relationship between maximum daily water yield and coal reservoir pressure coefficient

2.2.4 多煤层多层段合采开发主要制约因素

为了能够较大程度动用更多煤层气资源，提高煤层气资源综合利用率、降低综合开发成本，多煤层多层段合采开发是较为理想的途径。但秦勇等学者[18]的研究表明，受沉积—水文—构造条件的耦合控制，在以三角洲—潮坪—潟湖沉积体系为主的贵州多煤层含煤地层中，含煤地层在垂向上普遍发育多套独立叠置含煤层气系统。煤层气井多煤层多层段合采开发实践证实，当合采层位位于同一含气系统内，各煤层之间协同解吸，总产气量平稳上升且能维持较长时间，产能效果较好；而当合采层位跨越多个含气系统，随着不同含气系统的煤层相继解吸，总产气量会获得短暂提升，但由于不同含气系统煤层在临界解吸压力、储层能量、渗流能力等方面的巨大差异，导致跨含气系统的不同煤层之间发生严重干扰，气井总产气量提升后仅能维持很短时间，随着干扰的加剧，总产气量快速下降，总产能效果较差(图7)。多煤层多层段合采开发的关键在于准确识别含煤岩系纵向含气系统及构建匹配性最优的产层组合方式。文献[19]基于数学统计及数值模拟方法初步建立了多煤层条件下煤层气开发产层组合优化方法，但由于层间干扰的复杂性、数值模拟的局限性以及统计数据的有限性，该产层组合优化方法还有待工程实践进一步验证。

图7 不同含气系统多煤层合层排采兼容性生产表现Figure 7 Different gas-bearing systems multi-seam drainage compatible production performance

2.2.5 多岩性多气藏合采开发主要制约因素

贵州上二叠统含煤地层中煤层、页岩和砂岩等多种岩性叠置频繁，且具有较大的含气潜力，统筹勘探不同储层中的天然气，实现煤系气合采开发不但有助于减少资源浪费，还能提高综合开发效益[16]。但硬脆性砂岩、页岩和塑性煤层进行组合开发时，由于受岩性间界面性质、应力差异等因素影响，复合储层人工裂缝扩展规律及其地质力学机制仍不明晰，合层压裂时难以保证裂缝穿透岩层界面并在不同储层中得到有效延展，因而对压裂工艺技术提出了极大的挑战。另外，不同类型气藏的含水饱和度不一，储层含气性、渗透性、敏感性等存在较大差异，容易引发合采过程中的层间窜流和气体倒灌，不同类型气藏合采兼容性研究是煤系气合采开发面临的新课题[20]。

3 适配性煤层气开发技术

3.1 丛式井组开发模式

贵州冲沟发育的中低山地形条件决定了满足工程需要的井场面积有限，不利于大规模直井开发，为最大限度提高井场土地利用率，节约井场建设费用，贵州煤层气多井开发适合采用丛式井组开发模式。

丛式井组开发模式的关键在于确定合理的开发井数量、靶间距及井斜。工程实践表明，当目的储层垂深500～800m时，同一井场内施工4-6口开发试验井、井斜控制在45°以内较为合理，靶间距设计要充分考虑储层裂隙发育程度及发育方向，防止井与井之间出现过度干扰。

3.2 小层射孔技术

小层射孔是在压裂层段内部含气层精细评价的基础上通过改进射孔层位及方式所采取的技术措施。通过多口煤层气井的开发实践，形成了适应多煤层组合开发的“全射、扩射、连射、避射、选射”的小层射孔原则，起到合理分配不同射孔层段进液量、进砂量的改进作用，提高同一压裂段内多个含气层的改造效果。

3.3 分段压裂技术

分段压裂技术是在压裂层段优选的基础上对多产层进行逐次改造或统一改造的关键开发工艺，主要包括套管多层合压工艺和连续油管分层压裂工艺，其中以套管多层合压工艺应用最为成熟。套管多层合压工艺的主要技术包括压裂液设计、支撑剂组合、投球暂堵、前置段塞降滤、关键工艺参数优化等，要严格防止近井地带煤体结构严重破坏、支撑剂嵌入、套管变形等问题，积极探索层间与层内暂堵技术相结合的方法，有效克服层间应力差异对压裂改造效果的影响，实现多产层充分改造。

3.4 合层排采技术

以“五段三压法”为代表的单煤层排采技术多为合采排采所借鉴，但由于合层排采多个产层的排采流体流相与单层排采存在较大不同，同时不同产层供液供气能力、储层压力、产气时间早晚等方面的差异，导致不可避免产生一定程度的层间干扰，如何利用排采工艺的控制来减弱层间干扰，快速形成井间协同降压，是合层排采控制的关键。

贵州超压地区和欠压地区的煤层气合层排采在煤储层临界解吸压力、解吸速率、液体返排率等方面具有显著的不同，严重制约了煤层气合层排采技术的应用和推广，针对不同煤层气井的特殊情况，必须采取“一井一策”的排采应对策略，通过合理划分排采阶段，正确控制流压、套压、产水量等排采参数，实现合采产能最大化。

4 结论

(1)贵州省煤层气资源总量大，分布赋存构造单元多，根据不同构造单元煤层气资源“资源量-资源丰度”和“资源量-埋深”的分布，可划分为 “肥大型”“肥小型”“瘦大型”和“瘦小型”4种丰度型资源类型及 “浅埋量大型”“浅埋量小型”“深埋量大型”和“深埋量小型”4种埋深型资源类型，应分区分类制定贵州煤层气资源勘探开发利用战略。

(2)贵州煤层气开发地质条件具有较大的特殊性，主要表现为：煤体结构及煤层渗透性差异大，压力驱动型资源和应力封闭型资源并存；煤级变化大，孔-裂隙非均质性强，储层应力和速度敏感性较强；煤储层吸附-解吸-渗流特征参数差异大；含煤岩系纵向普遍发育多套叠置独立含煤层气系统，煤层、页岩、砂岩等不同岩性的力学性质及储层物性差异大，多煤层多层段合采及多岩性多气藏合采兼容性问题突出。

(3)基于煤层气开发工程实践，形成了匹配贵州特殊地质条件的丛式井组开发、“小层射孔、分段压裂、合层排采”煤层气有效开发配套工艺技术。

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