山西省深部煤系“三气”资源勘探开发进展及研究

宋 儒， 苏育飞， 陈小栋

(1.山西省煤炭地质局，太原 030006; 2.山西省煤炭地质勘查研究院，太原 030036)

煤系“三气”系指与煤系有关的天然气，由于其储集方式特殊、储层岩性与结构复杂、渗透率低，通常被称为非常规天然气，煤系“三气”包括煤层气、页岩气和致密砂岩气[1-3]。海陆交互相煤系以页岩气、煤层气和致密砂岩气共生为主[4-5]，沉积环境以海滨沼泽相或内陆沼泽相为主的含煤地层，烃源岩干酪根类型以Ⅲ型为主，具有缓慢、连续、长期生烃的特点，为大量生烃奠定了基础[6-7]，山西的各大含煤盆地在多期沉积-构造作用下，烃源岩热演化程度较高，利于生气[2-3,8]。随着基础地质理论研究和勘探开发技术取得突破，海陆交互相含煤地层煤系“三气”勘探开发越来越受重视[9]。

山西省是我国煤层气勘探开发最先取得商业性突破的地区，但是与常规天然气相比，煤层气经济性差、资金回收慢，经济效益不高，对社会资金的吸引力不大，导致了近几年煤层气勘探开发投入明显降低。为保障山西省资源性经济型转型发展示范区建设，早日实现“全国能源革命排头兵”的历史性跨越，需要大力发展和研究山西深部煤系“三气”资源。

1 山西省煤系“三气”成藏地质条件

1.1 有机地化特征

1.1.1 烃源岩有机质丰度高

山西省各含煤盆地目标层泥页岩形成于海陆交互相沉积环境，有机质丰度范围较大，TOC含量介于0.1%～30%，总体2%～4%，平均值为2.96%。较大的有机质含量保证了泥页岩的生气能力与存储气体的能力，在有机质丰度角度而言，山西省各含煤盆地有着较好的页岩气勘探开发前景。

1.1.2 有机质演化进入成熟阶段，生烃潜力大

有机质成熟度是有机质演化程度的衡量指标[10]，山西省石炭-二叠系煤系烃源岩有机质成熟度较高，处于成熟-过成熟阶段，地史时期中已有大量的热解气生成，有利于煤系“三气”的赋存富集。在各含煤盆地中，沁水盆地与霍西煤田有机质成熟度最高，处于2%～4%左右，宁武盆地与河东煤田有机质成熟度一般处于1%～2.5%。大同盆地中泥页岩成熟度较低，一般处于1%左右。

1.2 储层物性特征

1.2.1 岩石学特征

主力煤层显微煤岩组分以镜质组占优势，有一定含量惰质组。山西组3#煤层镜质组含量 59.8%～93.1%，平均80.4%；惰质组含量 6.9%～35.2%，平均18.9%；壳质组含量在0～10.5%，平均0.7%。太原组15#煤层镜质组含量70.7%～92.5%，平均82.0%；惰质组含量7.5%～28.4%，平均17.6%；壳质组含量0～6.2%，平均0.4%。

富有机质泥页岩其矿物成分呈现出黏土矿物含量高，石英与方解石含量偏低的特征。黏土矿物中以高岭石与伊利石为主。在平面上，各含煤盆地中各矿物成分含量变化较小，黏土矿物一般在50%以上，石英含量一般在35%左右。

砂岩储层主要包括石英砂岩、岩屑砂岩、岩屑石英砂岩、岩屑长石砂岩，矿物组分以无机矿物组分占绝对优势，其中石英和黏土矿物最为发育，平均含量分别可达60.3%和37.0%。此外，砂岩储层中不稳定矿物含量较多，表明离物源区较近。局部砂岩层表现出较为强烈的矿化蚀变现象。

1.2.2 孔隙结构特征

煤岩总孔容介于0.032 6～0.042 5mL/g，平均为0.037 3 mL/g。比表面积介于18.644～23.354 m2/g，平均为20.171 m2/g。中值孔径4.2～4.5nm，平均为4.4nm，平均孔径7.2～7.6nm，平均为7.4nm。孔隙度4.197 5%～5.188 0%，平均为4.756 7%，退汞效率介于79.69%～92.00%，平均为85.72%。综合而言，煤岩总孔容、比表面积、中值孔径、平均孔径以及孔隙度均相对稳定，变化幅度较低。

泥页岩总孔容0.003 8～0.007 8mL/g，平均为0.006 2mL/g。比表面积介于1.148～3.282 m2/g，平均为2.269 m2/g。中值孔径介于4.5～5.3nm，平均为5.0nm，平均孔径介于8.6～16.8nm，平均为11.6nm。孔隙度介于0.660 4%～1.868 4%，平均为1.310 8%，退汞效率介于2.63%～56.41%，平均为21.23%。综合而言，泥页岩总孔容、比表面积、中值孔径、平均孔径以及孔隙度变化幅度较大。

砂岩总孔容介于0.003 5～0.018 8mL/g，平均为0.009 4mL/g。比表面积介于0.523～1.839 m2/g，平均为0.925 m2/g。中值孔径介于4.5～33.9nm，平均为16.6nm，平均孔径介于24.1～80.5nm，平均为42.1nm。孔隙度介于0.783 2%～4.108 2%，平均为2.0491%，退汞效率介于9.09%～31.63%，平均为19.42%。综合而言，砂岩总孔容、比表面积、中值孔径、平均孔径以及孔隙度变化幅度较大。

各类孔隙参数相互对比而言，孔容方面煤岩>砂岩>泥页岩，三者间的比例约为0.7∶0.2∶0.1；比表面积方面煤岩>泥页岩>砂岩，三者间的比例约为0.86∶0.10∶0.04；中值孔径方面砂岩>泥页岩>煤岩，三者间的比例约为0.6∶0.2∶0.2；平均孔径方面同样表现为砂岩>泥页岩>煤岩，三者间的比例约为0.7∶0.2∶0.1；孔隙度方面，煤岩>砂岩>泥页三者间的比例为0.5∶0.3∶0.2；退汞效率方面表现为煤岩>泥页岩>砂岩。

1.2.3 渗透率特征

煤系储层渗透性对于煤系“三气”耦合成藏过程中烃类气体在各储层间的运移过程具有重要的影响，同时储层渗透性对于后期开采的压裂改造也具有重要的意义。储层裂隙发育程度和开度决定了储层渗流能力。构造演化过程控制了裂隙的发育程度，而现今地应力状态控制着裂隙的开度，进而使得煤系“三气”储层渗透率表现出强烈的各向异性特征，受储层压力和吸附—解吸过程控制，储层会发生不同程度的收缩与膨胀效应[11]。

砂岩渗透率介于0.001 9～0.074mD，平均为0.016mD。且砂岩渗透率与粒度表现为良好的正相关关系：粗粒砂岩渗透率(0.074mD)>中粒砂岩渗透率(0.020mD)>细粒砂岩渗透率(0.006 1mD)，砂岩渗透率各向异性同煤岩相似，同样表现为垂直层面渗透率大于平行层面渗透率，垂直层面渗透率为平行层面渗透率的1.5～10.9倍。

煤岩渗透率介于0.22～4.18mD，平均2.07mD，渗透率各向异性显著，其中垂直于层理方向渗透率介于3.18～4.18mD，约为平行层理方向渗透率(0.22～0.95mD)的4.5～15.6倍。煤岩渗透率各向异性主要是垂直于层面的高角度裂隙发育，作为渗流通道大大提高了该方向的渗透率。

泥页岩渗透率介于0.005 3～0.049mD，平均0.022mD，泥页岩渗透率各向异性也极为显著，其平行层理方向渗透率(0.014～0.049mD)为垂直层理方向渗透率(0.005 3～0.008 8mD)2.6～5.6倍，原因是泥页岩层理较为发育，层理多为力学薄弱面，砂质含量高，孔渗连通性好。

总体而言，煤系“三气”储层渗透率表现为：煤岩渗透率(2.07mD)>砂岩渗透率(0.016mD)>泥页岩渗透率(0.003 5mD)。煤系“三气”各储层渗透率跨度较大，变异系数分别为2.69、4.19和2.23，均大于0.7，表现出强非均质性特征。

1.3 含气性特征

由于煤系“三气”中有着较强的非均质性，不同样品的吸附能力、孔隙度等均存在较大的差异，不同类型气藏随着埋深的增加，其甲烷的赋存状态及含气性变化规律存在较大的差异。

对于煤层气而言，其总含气量呈先增加后减小的趋势，埋深在1 000m至3 500m时总含气量最大，当埋深大于3 500m时，一方面开采难度增加，另一方面总含气量减小，不利于煤层气、页岩气、致密砂岩气的勘探开发。而对于页岩气而言，其总含气量随着埋深增加而先增大后减小，前两个阶段中总含气量较小，且吸附气比例较大，而页岩气中游离气含量对初期页岩气井产量起到关键作用，由此在前两个阶段中(0～2 000m)不利于页岩气的勘探开发，当埋深大于2 000m时，页岩气总含气量与游离气量均较大，为页岩气勘探开发的有利深度。对于致密砂岩气而言，其总含气量随着埋深增加先增加，当埋深大于3 500m，总含气量开始呈现减小趋势。且致密砂岩气在埋深小于2 000m时，总含气量较小，而当埋深大于2 000m，总含气量相对较大。综合考虑煤层气、页岩气、致密砂岩气各类型气藏的有利深度可知，当埋深在1 500m至3 500m时为煤系“三气”共探共采的最佳埋藏深度。

2 山西省煤系“三气”赋存特征

煤系“三气”不同类型气藏的赋存特征存在较大差异。煤系“三气”赋存特征是煤系“三气”含气性特征的研究基础，同时也决定了后期的开发方式。煤层气主要以吸附气为主，致密砂岩气以游离气为主，而页岩气介于二者之间，吸附气含量占到20%～80%。煤系“三气”赋存状态本质上决定于其储层的物质组成及孔隙结构，对于煤层气和页岩气而言，其吸附气主要吸附于有机质孔隙表面，因此有机质含量及孔隙的比表面积控制了其吸附能力的大小。煤系“三气”储层的物质组成及孔隙结构的复杂性决定了气体赋存特征的复杂性。在煤系非常规储层中，天然气的赋存状态除吸附态与游离态之外，亦含有少量的溶解气，但溶解气含量在总含气量中所占比例极低，对含气性的影响较小[12]。

山西省煤系烃源岩成熟度处于成熟阶段，煤及泥页岩有机质中发育了大量的有机质纳米级孔隙，提供了较大的比表面积；另一方面，地层中往往含有水分子，存在着水分子与甲烷分子的竞争吸附，无机质矿物质大多为亲水性，特别是黏土矿物，水分子的存在使得无机质矿物孔隙对甲烷的吸附能力很弱，甲烷分子主要以游离态存在于无机质孔隙中。有机质为憎水性，其孔隙表面更倾向于吸附甲烷分子，吸附甲烷的能力较强。鉴于以上原因，砂岩气主要以游离态为主，煤层气主要以吸附态为主，而页岩气则吸附态与游离态并存。

3 煤系“三气”研究现状

3.1 煤层气、页岩气、致密砂岩气单气藏

含煤地层岩性一般为砂岩、泥页岩与煤层互层。各岩性层段均具有一定含气量，对应气藏主要为煤层气、页岩气与致密砂岩气[3]，但各自气藏的储层物性，成藏特征有所差异。

煤储层为极不均质的多孔介质，煤层气主要以吸附态储存在煤储层孔隙中[13]，煤层气以热成因为主，但其成因的多元化是客观存在的，如微生物成因、深部气成因、无机质催化成因等[14-15]。

页岩气储层作为一种特殊储集层，在结构和组成上存在从纳米尺度到宏观尺度的非均质性，复杂的成岩演化及低孔隙度强非均质性等特性为对页岩气赋存机理的认识带来了极大的困难[16]。页岩气以游离或吸附的方式储存在孔隙表面和孔隙中，孔裂隙系统的复杂性大大增加了页岩气解析运移机理的复杂性[17]。我国针对页岩气的勘探开发和研究工作主要集中在南方下古生界海相、四川盆地及周缘下侏罗统陆相和鄂尔多斯盆地三叠系陆相，针对海陆交互相煤系页岩气的研究工作相对比较薄弱且零散[12]。

致密砂岩气主要以游离态赋存在致密砂岩储层中。中国的致密砂岩储层也多与含煤地层发育有关，海陆交互相沉积环境下沉积的太原组、山西组中的煤系烃源岩是产生致密砂岩气藏的基础。中国现今发现的致密砂岩气具有克拉通大面积致密砂岩气、前陆背斜构造致密砂岩气和断陷深层致密砂砾岩气3种成藏机制[18]。

3.2 煤系气叠置成藏特征

含煤地层具有显著的旋回性，烃源岩生气范围广，烃类气体成因多样，生气潜力大。存在共生关系的岩性、岩相等有规律地重复交替，为煤系气提供了叠置成藏基础，垂向上形成多套“生储盖”组合，是各类气藏形成的关键，海陆交互相煤系以页岩气、煤层气和致密砂岩气共生为主，在垂向分布具有一定的规律性，已有研究认为煤层气、页岩气和致密气主要发育于太原组上段和山西组下段。

自生自储和短距离运移是煤系气共生的有利条件。烃源岩在沉积、构造、热液等的作用下，烃类气体一方面以吸附状态自生自储于煤层、泥页岩层中，形成煤层气、页岩气；另一方面，以裂隙、断层为通道运移并聚集在其他储集空间形成气藏[19]。其中，经短距离活塞式运移聚集在与烃源岩大面积紧密接触的致密砂岩中，并主要以游离气形式形成致密砂岩气藏。煤岩和泥页岩都可为致密砂岩气藏烃源岩，致密砂岩与烃源岩之间往往相互叠加形成三明治型储盖配置，互为盖层。泥页岩除是自生气体的烃源岩和储气岩外，还是煤岩生成的烃类气体很好的储气层，是煤层气藏很好地盖层[20]。

3.3 煤系气叠置成藏模式

煤系非常规气烃源岩为煤岩、暗色泥页岩等，具有“多源多项、动态转化、定向聚散”的成藏特点[21]。秦勇等对贵州织金—纳雍煤田水公河向斜这一典型实例开展研究，提出和论证了“多层叠置独立含煤层气系统”的成因观点。因此，煤系气也应存在含气系统，不同含气系统的划分及识别对煤系气能否多层共采具有重要意义。煤系含气层段源-储空间组合特征表明煤系气多为“源储共层紧邻型”，即页岩气、煤层气和砂岩气叠置成藏模式。沁水盆地石炭-二叠纪煤系上主煤层以“泥夹煤”叠置储层组合为主，以自生自储的煤层气为主体气藏，煤层顶/底板泥页岩除自身生烃外，大部分接受煤层气的扩散补给形成辅助气藏；下主煤层以“水封气”叠置储层组合为主，煤系气藏气层包括下主煤层及其底板泥页岩，自生自储的煤层气为主体气藏，煤层底板泥页岩自身生烃并接受煤层气补给成为辅助气藏，气藏上覆灰岩层作为含水层为煤系气藏提供良好封闭。可识别出3种基本的共生组合类型：模式a，煤系页岩气-煤层气-煤系致密气共生组合，常见于太原组上段；模式b，为煤系页岩气-煤层气共生组合，常见于山西组下段；模式c，为煤系致密气-煤系页岩气-煤层气共生组合，包括“双源三储”“双源双储”“单源双储”3类次级气藏，5种气藏组合。

3.4 煤系气勘探开发技术研究

目前单相非常规油气的开发技术已经较为成熟，美国皮申斯盆地煤系气共采先导性实验显示，60口平均单井产气量达到10 800 m3/d，其中40%来自于致密砂岩储层的游离气。2006年以来，我国辽河石油勘探局在阜新地区对11口井的煤层及相邻砂岩进行同射同压，尝试煤层气与相邻砂岩层中的煤成气合采，具有起套压快、产气量较高及产气量稳定的特点，部分井投产初期可间歇自喷，比单采煤层中的煤层气效果更好。在鄂尔多斯盆地东部上古生界石炭-二叠纪本溪组、太原组和山西组中钻探了上百口天然气井，气源主要来自于石炭-二叠纪广泛分布的煤层和富含有机质泥页岩，部分煤层气井采取煤层与上覆砂岩一起射孔、压裂及排采的措施，有效提升了煤层气井的产能。近年来，我国在鄂尔多斯盆地东缘临兴、神府、横山堡南等山西及其周缘区块进行了煤层气、致密砂岩气勘查，中联公司和中澳合作施工钻井11口，多口井在煤层-砂岩层段压裂试气后获得高产，最高一天可达5.3×104m3。

煤系气共采理论研究方面，自2012年郭本广等[22]在国内提出了煤系气共采的思想开始，先后有学者分别从煤系地层的兼容性、压裂裂缝布展布及煤系气资源特征、合采干扰因素分析[23]等方向做出了相关研究。若想要实现煤系气的共采，必须要有一套针对性的，适用于含煤地层且满足不同排采工艺的共采工艺技术及配套的井下结构。煤系气单一储层开采过程中，产气量多偏低，同井筒合采可以释放难动用或不可动用资源，提高资源利用效率和产气效果。

2016年，我局对沁水盆地榆社-武乡区块1口参数井深部煤系的煤层气、页岩气、致密砂岩气进行了分压合采研究，采用射孔+桥塞联作投球分压方式，对3号煤组及其间的泥岩、8号煤层及其下部的粉砂岩进行了5个层段(埋深1 300～1 350m)压裂作业，于2017年9月16日日产气量达到了1 000m3，目前已稳产近一年。实现了煤系“三气”的单井“共采”，对煤系“三气”共探共采进行了初步研究，且取得了不错效果，但并未开展煤系“三气”共生特性、共探方法与共采有效性地质评价方面的系统性研究工作。

4 山西深部煤系“三气”勘探开发存在的主要问题

4.1 关键技术尚未取得突破

煤系“三气”共采不同于煤层气或致密砂岩气多层共采，储层物性差异更加明显，不同类型气藏开采工艺差异较大，这使得煤系三气共采难度加大，很多关键技术的研究尚处在起步阶段。

(1)煤系“三气”生储盖组合关系多变，含气系统紧邻或间距较小，易于受到开采扰动而发生系统间干扰；

(2)煤系“三气”成藏主控因素不尽相同，产气机理也有较大差别，煤系三气共采产气机理、各储层产能贡献率影响因素认识不清；

(3)同一含气系统内部储层的岩性变化大，常规措施难以对各类储层进行统一且有效的改造；

(4)由于煤系“三气”的气藏含水饱和度不一，开采过程中产水量以及储层渗吸情况有较大差异，储层水对各产层产能的影响严重。

4.2 政策保障不完善

(1)矿权管理制度创新滞后。目前，国土资源部尚未将致密砂岩气列为独立矿种，虽然产量一直被计入常规天然气中。因而会导致企业在“三气”综合勘查开发过程中存在不名正言顺的情况。

(2)煤层气产业投入风险高，企业积极性低。我国的煤层气开发项目大多数处于亏损状态，其主要原因是开发投入高、单井产量低而收益少。地面抽采煤层气成本大约2元/m3，尽管国家出台了煤层气价格优惠政策，财政部补贴0.3元/m3，省政府补贴0.1元/m3，受近年来原油价格低影响，但售价仅约1.2～1.4元/m3，整体处于亏损状态。再者，常规天然气在天然气消费市场中居主导地位，煤层气市场话语权小，煤层气价格受天然气价格限制。

(3)投资来源渠道少，社会融资困难。我省当前在“三气”共采勘探开发的资金来源渠道少，主要来源于两类。

第一类资金来源是创新科技项目及地勘基金，这一类资金基本全部用于前期资源的调查评价和基础理论研究方面，一般针对性的项目数额较小；

第二类资金来源是企业，由于省内油气资源类企业以煤层气的勘探开发为主，而多数煤层气企业经营困难，难以拿出大量的资金对煤系天然气和页岩气做勘查工作。

5 山西深部煤系“三气”资源研究和发展方向

为加快推动我省深部煤系“三气”资源勘探开发步骤，早日显示“能源革命排头兵”的历史性转折，实现突破煤系“三气”共探共采技术是关键。同时，针对山西省煤系“三气”资源发展现状提出了以下几点建议和意见：

(1)推进地质资料公开和共享，申请建立山西省数字气田。技术与资料达到共享有利于避免地质工作重复投入、减少社会投资浪费，对于保障地质工作可持续发展具有十分重要的意义。山西省数字气田的建立，将是地质资料公开和共享具体表现，也是实现“三气”共探共采的必经之路。

(2)积极组织开展煤系“三气”共探共采科技创新项目。将“三气”共采过程中可能遇到的地质及工程问题进行科研立项，大力投入地勘基金，安排省内地勘单位与各大高校、科研院所共同开展“三气”共探共采的基础理论研究和关键技术创新，同时积极联合企业，对取得的新技术新理论进行生产论证。

(3)积极推动开展深部煤层气的公益性勘查工作。山西省辖区内共登记煤层气、油气矿业权共46个，占据了山西绝大部分的含气区域，由于深部煤层气勘查开发技术投入很少，技术瓶颈尚未有大的突破，普遍认为开发难度较大，目前的勘查开发工作主要集中煤层埋深800m以浅的区域。但是，埋深1 000m以深的煤层气资源量约5.64万亿m3，占全省总资源量的68%，资源占比极大，有必要加大研究力度。

(4)选择煤系“三气”共生共储的有利条件，建立示范区。针对煤系“三气”共探共采有效性地质评价方面的研究工作，急需建设一个示范工程，开展深部煤层气、煤系“三气”赋存规律、多相态平衡机制、叠置成藏效应和联合开采等方面的理论与技术攻关，有效推进山西煤系“三气”资源的勘探开发。

6 结论

(1)煤系“三气”是赋存于煤系内部，山西省石炭-二叠系发育了多套煤系“三气”共生组合岩系。基于近几年的勘探开发研究成果，山西省煤系“三气”资源潜力巨大。主要特点为有机质丰度高，以Ⅲ型干酪根为主，有机质已进入成熟阶段，有机地化条件较好；孔隙变化较大，连通性差，渗透率低，非均质性特征强，储层物性条件一般；含气量变化幅度极大、含气量较为可观。

(2)煤系“三气”目前的研究主要以单气藏研究为主，而叠置成藏机理、多相态赋存平衡机制、多气藏相互作用及规律，以及叠置气藏联合开采的理论与技术研究及实践很少。山西省煤系“三气”勘探开发主要存在共探共采关键技术尚未取得突破和政策保障尚不完善等两个方面。

(3)山西深部煤系“三气”资源的大力开发需要开展“推进地质资料公开和共享，申请建立山西省数字气田”“积极组织开展煤系“三气”共探共采科技创新项目”“积极推动开展深部煤层气的公益性勘查工作”及“选择煤系“三气”共生共储的有利条件，建立示范区”等四方面工作。