古叙矿区龙潭组煤层气开发方式研究

2019-11-25尹中山赵文峰尹雪松

中国煤炭 2019年10期

柯军尹中山赵文峰尹雪松

(1.四川省煤田地质局一三五队，四川省泸州市，646000；2.四川省科源煤矿瓦斯煤层气工程研究中心有限公司，四川省成都市，610072；3.四川省煤田地质局，四川省成都市，610072；4.武汉理工大学自动化学院，湖北省武汉市，430070)

1996年、2002年、2011年对四川省煤层气资源进行过评价，晚二叠世煤层气资源量分别为4415亿m3(含重庆)、3107亿m3、4668亿m3,古叙矿区煤层气资源量分别为788亿m3、1001亿m3(1500m以浅)、1925亿m3(2000 m以浅为中等丰度大型煤层气田)[1-4]。

古叙矿区划分为9个矿段，分别为两河矿段、叙永矿段、古蔺矿段、大村矿段、庙林矿段、石宝矿段、观文矿段、海风矿段和河坝矿段，其煤层属3号无烟煤。

大村矿段已于2015年完成了煤炭、煤层气综合勘查工作，施工参数井、试验井共17口，试采井6口，其中DCMT-3井组实现地面抽采的突破；另外开展煤层气探索试验工作的还有石宝SQ1、SD1等8口井、大寨某50井、两河川南地2井、海风3803井、河坝49-2井、石屏42-2井等，得到了较多的煤层气含量、等温吸附试验等数据和气测显示成果。

从埋藏深度247 m(石屏矿42-2井C17煤层)～1450 m(石宝矿SD1井C17煤层)[5]，大村、大寨、石宝等试气效果表明仅大村矿段达到工业气流，却尚未形成井网试采，未获取探明储量，因此该地区煤层(系)气勘探研究评价与试气的空间非常大。

1 地质背景

古叙矿区面积近2000 km2，主体构造是受由南向北水平挤压应力作用形成的纵弯褶皱，即近东西向的古蔺复式背斜，背斜东端转向北东向。北翼倾角较缓，南翼较陡，北翼西段以宽缓的次级褶皱为主，中段和东段以单斜为主，南翼以紧密褶皱为主，主要赋煤构造如古蔺复式背斜、新街背斜等共有10个。含煤地层赋存于向斜或背斜翼部。主体较为平缓，煤层结构以原生结构—碎裂结构为主，部分矿段发育有构造煤[3]。

矿区内褶皱发育，规模较大，其中背斜轴部出露最老地层多为寒武系(个别为震旦系)，向斜轴部出露最新一般为侏罗系中下统地层。褶皱带的展布控制了晚二叠世煤层及煤层气资源的分布格局。褶皱带内破坏煤系的区域性大断层不发育，而由褶皱控制的次级断层则较发育。

二叠系上统龙潭组主要为泻湖—三角洲—泥炭沼泽—障壁岛及潮坪相的海陆过渡相沉积,沉积环境、聚煤作用基本稳定。岩性为粉砂岩、泥岩、页岩夹煤层。

古叙矿区含煤20余层，可采煤层有C6、C7-10(或C7、C8-10)、C12-13、C14、C17-20、C21、C22、C23、C24和C2510层，煤层累厚9～11 m，煤炭资源勘查成果表明该地区中富含烃类气体。其中C7-10(或C7、C8-10)、C17-20、C23、C25为主要可采煤层，含煤平均总厚度8.75 m。古叙矿区煤层瓦斯含量较高，最高瓦斯含量为30.84 m3/t(观文矿段C11煤层，标高+731 m，埋深647 m)，最高瓦斯压力3.3 MPa，煤的最大理论吸附量平均为34.85 m3/t，煤的渗透率平均值为0.159 md，煤体破坏类型Ⅱ～Ⅳ为主，构造煤普遍发育[3,8]。

大量研究表明，二叠系龙潭组地层分布面积大，深度范围广，有机质丰度高，煤层成组出现、层数多、煤层厚度较薄、煤层厚度变化大，含气量高，泥页岩连续厚度大，解吸含气量0.5～2.89 m3/t，具备开展煤层(系)气评价试验的最佳条件。煤系气由整个含煤岩系中的成煤母质、煤和分散有机质在生物化学及物理化学煤化作用过程中演化生成的全部天然气。

区内含煤地层厚度具有较好的可比性，发育环境稳定，含煤性及含煤系数基本掌握，体现在浅部采煤地区的龙潭组总厚度较深部薄，深部地层倾角变小、厚度基本稳定、煤体结构较好、含气量高及气侵显示明显等特征。古叙矿区煤系地层厚度对比如图1所示，图中纵向表示地层厚度，横向从左到右是从西向东的不同井田的对比，红色和蓝色分别代表P3C、P3l地层。部分参数井煤层对比(东西向)如图2所示。

图1 古叙矿区煤系地层厚度对比示意图

图2 古叙矿区部分参数井煤层对比(东西向)图

2 开发方式研究

2.1 薄煤层群煤层(系)气开发技术

古叙矿区龙潭组煤层分为上、中、下煤组，煤层多且薄，煤层间距近，煤层间夹层岩性由砂质泥岩、炭质泥岩、泥页岩、粉砂岩等成组出现，且厚度变化频繁，煤层及部分泥页岩层的含气量大。矿区综合柱状及沉积环境岩相情况如图3所示。本文重点对龙潭组中、下部C14、C19、C23、C25等煤层开展了试验。

(1)从煤演化角度分析，煤层具有极强的生气能力，从褐煤到无烟煤阶段，煤生气可达400 m3/t以上，同时煤系中的炭质泥岩、泥岩对煤系气的生成贡献大。随着煤层埋深增大，煤层中生成的甲烷气体在温度、压力增大的情况下，运移到可能储集甲烷的场所，如果煤层气储层和页岩气储层相邻或相距很近，煤层气和页岩气就可能会形成两个相邻或相近的气体储层。

石宝矿区SD1井解吸得到的含气量是最直观的证据。在SD1井的深层龙潭组中，龙潭组厚128.01 m，获得较好的煤层、泥岩、砂岩3种岩石中的含气( 简称“三气”)显示。煤层厚17.88 m，含气量3.1～26.31 m3/t(采样井深1449.56 m)，平均12.32 m3/t；炭质泥岩厚39.92 m，含气量0.61～4.7 m3/t(采样井深1439.00 m)，平均2.16 m3/t；砂岩含气量在0.11～0.46 m3/t，平均0.24 m3/t。SD1井泥岩、砂岩、煤层解吸测试如图4所示。在砂质泥岩、炭质泥岩中有较明显的气测异常显示，SD1井龙潭组砂质泥岩气测异常显示如图5所示。

(2)古叙矿作为煤层气潜力地区由于投入少、矿权不落实等原因，未能开展大规模的勘探试验工作。为达到采气的最好效果，开发的关键是找准每个煤储层的产气贡献，实施有针对性的精准改造，基本实现裂缝长度、高度或体积改造的目标，充分利用好每一显示层位的测井、样品试验成果等信息，最大化的提升单井、单层的产量。如大村井田DC2试验井各煤层的气测、测井和地层岩心的解吸成果均支撑本井采用“分层压裂、合层排采”改造和采气方式。通过射孔、压裂改造、排采等工作的进行，实现了煤储层产气目的。依据在于：本区煤层间距较小、储层压力及压力梯度相近、具备典型的多层统一含气系统特征，主要煤储层渗透率相差不大、临界解吸压力接近、各煤层之间的供液能力差别很小，符合分压合采的要求。

图3 矿区综合柱状及沉积环境岩相示意图

2.2 构造煤开发技术

2.2.1 构造煤形成的原因

目前我国煤层气的开发工业化生产程度低，主要原因是煤体的渗透性低，煤层气的产出效率和产量较低。从宏观看，煤与瓦斯突出需要有一定厚度的构造煤，而由纵弯褶皱控制的层滑构造是形成构造煤的主因。

古叙矿区区域上受由南向北水平挤压应力作用，纵弯褶皱很发育，纵弯褶皱的控制加上层间滑动容易形成顺层断层。由于矿区煤系地层中上部P3c、下部P2m均为灰岩，岩性硬脆，横张、“X”剪节理或断层较发育，煤系软弱岩层则发生部分塑性变形，前者主要发育层间褶曲，伴生走向逆断层，后者则在主要近距离煤层群及其附近软岩层中发育顺层滑动，形成层滑构造带等塑性变形构造，部分可显现为顺层断层。具体看，煤层受到了强有力的挤压、搓揉，不仅造成煤层厚度大幅度变化，而且还破坏了部分煤层的原生结构，形成的大量岩体破碎系数值一般都小于0.5，煤体破坏类型为Ⅱ-Ⅲ-Ⅳ类的构造煤。表现为煤层及其顶底板中小断层较为发育，断层性质以正断层居多，据古蔺复式背斜北翼东端岔角滩井田宏达煤矿揭露，断距0.2～1.35 m不等，多小于1.0 m，但对煤层的破坏和瓦斯聚集影响较大。构造煤分布在煤层上部，其厚度为全层厚的2/3左右。总体使井田(矿井)地质构造复杂化。

图5 龙潭组砂质泥岩气测异常显示(井深1457.50～1459.50 m)

2.2.2 开发技术

(1)构造煤发育区的煤层都具有高储低透的特点，煤体类型以构造煤为主。但构造煤发育区是煤与瓦斯突出的重灾区，为达到好的抽采效果，开展了多种形式的试验研究，但目前每项研究成果都无法大面积推广，表明构造煤改造的特殊性。归根到底仍然是储层改造液、支撑剂的研制与运用。

(2)通过对大村井田煤层气参数井、盛隆煤矿近40块样品的试验、分析，获得了大量的针对构造煤改造的纳米膜压裂液的配方，效果较好。

纳米膜压裂液具有降低渗流阻力、提高防膨效果、全程提高有效作用距离、携砂及破胶性能良好等特点。

同时借鉴张硕等[10-11]的研究成果，基于有机溶剂(CS2)、有机酸(CH3COOH)、无机酸(HCl)、强氧化剂(ClO2)分别对不同煤体结构煤进行溶剂改造试验,并借助于低温液氮吸附试验,探讨了溶剂改造下构造煤纳米级孔隙的变化规律,认为不同类型的溶剂作用促使不同煤体结构煤中的纳米级孔隙发生差异性变化,这种变化主要是因溶剂改造下煤中小分子化合物、表面官能团以及矿物质的变化引起的。相比而言,有机酸、有机溶剂孔隙改造效果最为显著。有机溶剂的抽提作用,使煤的BET比表面积和BJH孔容显著增大，具有一定的扩孔效果,特别是对小孔径段的扩孔效果最为明显。最终实现促进煤层气解吸，提高煤层的渗透率，该方法适用于高储低渗的构造煤发育区的煤层气开采。