煤层气储层可改造性评价——以郑庄区块为例

姚艳斌，王 辉，杨延辉，刘大锰，鲁秀芹，曹路通

煤层气储层可改造性评价——以郑庄区块为例

姚艳斌1,2，王 辉1,2，杨延辉3,4，刘大锰1,2，鲁秀芹3,4，曹路通1,2

(1. 中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083；2. 煤层气开发利用国家工程研究中心煤储层物性实验室，北京 100083；3. 中国石油华北油田公司，河北 任丘 062552；4. 中国石油天然气集团公司 煤层气开采先导试验基地，河北 任丘 062552)

我国煤层气资源探明率与动用率“双低”，导致煤层气增产显著放缓，已经成为制约我国煤层气产业发展的瓶颈问题。常规煤储层评价较少考虑煤储层的可改造性潜力，导致发现的优质储量偏少，已发现的储量动用率偏低，因此，迫切需要开展煤储层可改造性评价研究。以沁水盆地南部郑庄区块为例，系统开展了岩心与大样物理模拟实验、测井与地震反演分析等；通过对比分析典型井储层地质特征与微地震水力压裂裂缝监测结果，指出影响煤储层可改造性的关键地质因素为煤体结构、宏观煤岩类型、煤层构造变形、煤层地应力、煤层与顶底板的抗拉强度之差，建立了煤储层可改造性综合定量评价模型；并对郑庄区块煤储层可改造性进行了评价分区，其结果得到了区内千余口产气井的验证。研究成果可用于指导尚未动用储量区的煤层气建产和已动用储量区的开发方案优化调整，根据不同区块储层地质特点选择适应性的工程技术与改造方案，以实现地质工程一体化，是我国煤层气“增储上产”的关键。

煤储层；煤层气；可压裂性；储层改造；提高采收率；沁水盆地郑庄区块

煤层气属于非常规天然气，是保障我国能源供给的重要资源之一。自2003年首次煤层气地面井商业性生产到2019年底，全国已钻煤层气井超过19 500口，累计探明煤层气地质储量6 445亿m3，探明率约2.1%；全国累计煤层气产量402.5亿m3，动用率约6.2%[1]。煤层气探明率和动用率“双低”是我国煤层气产业徘徊不前的关键写照。究其原因，一是复杂煤储层占比高、煤层气先天资源禀赋不足[2-5]；二是已探明储量的实际动用率低、后备开发区严重不足，这与我国现存的煤层气储层评价标准与方法存在诸多不足有关。

我国30余年的煤层气勘探开发实践表明，直井水力压裂和水平钻井是商业化开发煤层气的必备技术。对于中–高煤阶煤储层，有效的煤储层评价不仅要考虑资源丰度特征，而更为重要的是，需要考虑决定资源有效性的两个综合储层特性：“可改造性”和“可采性”。针对煤层气的直井开发，煤储层“可改造性”可简要定义为：在相同的水力压裂工艺技术条件下，在煤储层中形成稳定长缝并获得足够大的储层改造体积的概率以及获取高经济效益的能力；而煤储层“可采性”是由资源潜力与可改造性综合确定煤储层产气潜力。本文重点研究煤储层的可改造性。

笔者以沁水盆地南部郑庄区块3号煤为例，基于煤层气井岩心样品实验、储层地质参数表征及水力压裂裂缝特征综合分析结果，系统梳理了影响煤层气储层可改造性的关键地质要素，分析了各地质要素的定量表征方法，最终建立了一套具备快速、准确和现场适用性强等特点的煤储层可改造性评价体系，研究可为煤层气井井位部署和后期优化开发方案提供参考。

1 郑庄区块地质概况

郑庄区块位于沁水盆地东南部，面积约700 km2。区块总体上为近NW–NWW向呈马蹄形倾斜的单斜构造，东部及东南部以寺头断层为界与樊庄区块相邻。区块内构造发育简单，次级构造以正断层为主，仅在东北部局部区域发育次级褶皱、逆断层和陷落柱。区块内的主要煤层为石炭系上统–二叠系下统太原组15号煤和二叠系下统山西组3号煤，其中，3号煤为该区块煤层气开发主要层系。

郑庄区块3号煤层的埋深从西南部的350 m，向西北方向逐渐变深，最深达1 300 m；煤层整体发育稳定，厚度为5.5~7.0 m，平均6.0 m；煤层的顶板和底板以泥岩为主，局部为砂质泥岩或砂岩。3号煤主要为无烟煤，镜质体反射率为3.2%~4.3%；煤层含气量介于1.51~31.44 m3/t，平均约20.7 m3/t；储层渗透率为(0.01~0.43)×10–3μm2，平均约0.16× 10–3μm2[6]。目前区块内低产井比例较高，日产气量小于600 m3的井约占总井数的三分之二，从西南部向东北部单井产量逐渐降低，区块整体采出程度仅为5% ，开发效益较低，迫切需要开展改善开发效果的相关研究[7]。

2 煤储层可改造性评价的基本原则

我国煤储层普遍具有“低孔与特低渗”的特点，大多数煤层气井需要经水力压裂改造且形成高导流裂缝后才能产出具有经济效益的煤层气[3-4,8]。目前，国内的煤层气井大都在1 200 m以浅，煤储层水力压裂改造的难点不是裂缝起裂的难易，而是裂缝的有效延伸和扩展。采用水力压裂改造煤储层应以形成稳定缝高且尽可能的长缝为目标，即在控制缝高情况下，主裂缝延伸越长表明煤储层的改造效果越好。因此，本文以煤储层经水力压裂改造形成的主裂缝的缝长和缝高特征来评判其可改造性潜力。

煤储层可改造性评价要素或参数的选取应遵循4个基本原则：①重视参数的可获得性与规范性，评价要素可在勘探期或开发初期获得，要素的测试应符合相关规范或标准；②应尽量选择客观性强、资料可靠性强，能够体现评价目标特征的参数；③参数间尽量独立，应从多维度反映储层真实状况；④要素分析时要考虑从小尺度过渡到现场应用的大尺度，从定性分析过渡到定量分析。

3 煤储层可改造性关键影响因素及定量化分析

根据评价基本原则，本文选择煤岩变形程度(煤体结构)、宏观煤岩类型、煤层构造变形、煤层地应力、岩石力学强度共五项要素进行煤储层的可改造性评价与分析，并系统论述五项评价要素的选取依据、定量方法及各要素选取的科学性与有效性。

3.1 煤体结构与CSI指数

华北和华南晚古生代中–高变质煤区是目前我国煤层气勘探开发的主战场。然而，这些区域大范围发育构造煤，构造煤的存在直接影响压裂与排采效果，进而影响煤层气开发效果[9-10]。因此，本文首选煤体结构作为煤储层可改造性评价的关键要素。

煤体结构可以分为原生煤和构造煤，构造煤按照破碎程度从低到高可进一步细分为碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤[11]。煤层气勘探过程中煤体结构的判识方法主要有岩心观察描述、测井解释和地震反演等[12]。Teng Juan等[13]基于郑庄区块百余块煤心观察结果，系统分析了煤体结构与4类测井曲线(密度、伽马、声波时差和深侧向测井)的响应关系，提出了一种“煤体结构三角图”识别法，可用于区块尺度的煤体结构定量预测；Wang Yingjin等[14]根据Hoek和Brown准则，引入地质强度因子GSI评价煤体结构，通过分层和逐级参数表征方法，建立煤体结构指数CSI以定量评价煤岩变形程度；Cao Lutong等[15]引入三维地震曲率属性表征煤储层变形，建立了一种基于高斯曲率和形态指数属性预测煤体结构的新方法。本文考虑到录井及取心观察是获取煤体结构最直接、准确的手段，因此，选取文献[14]提出的CSI指数作为煤储层可改造性评价的关键要素之一。

煤体结构指数CSI法的分析过程包括4个阶段。如图1所示，首先基于系统的煤心描述结果，对“割理密度”和“宏观煤岩类型”等8个参数进行筛选和归类，再依照专家经验和规范标准赋值方法确定这些基础评价参数的结果(第四层)；进一步获取“脆性变形指数”和“韧性变形指数”结果(第三层)；然后，将“脆性变形指数”和“韧性变形指数”经归一化处理后，获取“煤结构面等级”，同时将“煤心块度”和“煤心比例”经归一化处理后，获取“煤岩结构强度”(第二层)；最后，将“煤岩结构强度”和“煤结构面等级”交汇建立图版，获得CSI的评价结果。CSI值的大小(取值范围为0~100)定量反映了煤的变形程度：即从原生结构煤—脆性变形煤—脆韧性变形煤—韧性变形煤，CSI值逐渐增大。

图1 煤体结构指数(CSI)定量评价流程

为了探讨煤的CSI指数与煤储层水力压裂效果之间关系，系统计算了郑庄区块24口煤层气井的CSI指数，并与对应井的微地震裂缝监测结果(主裂缝的缝长和缝高)进行对比分析，结果如图2所示。从图中可知，郑庄区块CSI指数介于17~65，平均约40，表明原生结构煤和脆性变形煤在区块内占主导地位，而脆韧性及韧性变形煤发育较少。随着煤岩CSI指数的增大，压裂主裂缝缝长呈先增大后减小的趋势，而缝高呈先减小后增大的趋势。此外，微地震也可以监测主裂缝与分支裂缝发育情况，通过对比主裂缝与支裂缝的大小来判断主裂缝发育程度。如图2c和图2d所示，当CSI指数为40~45时，支缝与主缝的长度差值最大，主缝与支缝高度差值最小。也即当CSI指数为40~45时，即煤体结构以初级脆性变形煤(也即碎裂煤)为主时，煤层的主缝扩展越好，该类煤体结构的煤储层水力压裂改造效果最好。

图2 不同煤体结构的CSI指数与水力压裂裂缝发育特征关系[14]

郑庄区块煤体结构以原生煤和碎裂煤为主，其次为碎粒煤，糜棱煤基本不发育[13]。原生结构煤的CSI指数低于30，这种煤储层的天然裂隙一般不太发育，被水力压裂改造时虽易起裂，但裂缝不易集中且会分散泵压，导致压裂裂缝的延伸长度较短。碎裂煤以初级脆性变形煤为主，其储层中发育一定的天然裂缝，但煤体整体较完整，被水力压裂改造时极易形成沿主应力方向(天然裂缝方向)破裂并稳定延伸的长缝，对煤储层改造最有利。对于韧性变形煤，特别是糜棱煤，由于大量煤粉附着在煤岩表面或者填充于孔裂隙中，压裂液与煤粉混合易形成糊状物堵塞裂缝，非常不利于水力压裂改造。综上可知，可采用CSI指数来定量表征煤的破碎程度，进而评价煤储层的可改造性。

3.2 宏观煤岩类型与ML-T指数

煤心观察描述可直接获取煤的宏观类型特征，是煤层气取心录井的一手资料，大量的数据资料可应用于煤储层宏观煤岩类型的区域评价，但受制于不同技术人员的经验差异，其鉴定结果可能出现一定的主观性。相比较，测井曲线是一种定量性较好的数据体，且不同宏观煤岩类型的煤岩在测井响应关系上存在较大差异，利用这些差异可以有效表征宏观煤岩类型。学者基于声波时差、密度、自然伽马等测井分析，建立了韩城和樊庄等区块的宏观煤岩类型识别方法[16-17]。这些方法客观、有效地确定了不同宏观煤岩类型在整个煤层纵向上的分布特征。值得注意的是，这些方法无法用于井与井间的平面对比分析。为此，Cui Chao等[18]提出一种用于宏观煤岩类型井间平面对比的方法。该方法首先建立了基于声波时差、密度、自然伽马和电阻率测井的标准煤心宏观煤岩类型的测井识别方法。将纵向上每个分层的宏观煤岩类型用ML-L指数[18]来表示：

式中：ML-L为垂向上某一分层煤的光亮程度指数；AC、DEN、GR、RT分别为经无量纲处理后的声波时差、密度、自然伽马和梯度电阻率测井值。

基于ML-L指数模型，可获得同一煤层不同部位的不同宏观煤岩类型的垂向厚度及分布特征。然而，考虑到不同区域的煤层厚度及宏观煤岩类型存在垂向比例差异，单一的ML-L纵向评价不能够精确反映煤岩的光亮程度。因此，引入ML-T指数来反映单井煤层的总体光亮程度，其判别公式[18]为：

式中：ML-T为煤层的宏观煤岩类型指数；1、2、3、4分别代表光亮煤、半亮煤、半暗煤和暗淡煤4种宏观煤岩类型；C为不同宏观煤岩类型在煤层总厚度中的权重；T为煤层纵向上不同层的不同宏观煤岩类型的厚度，可通过ML-L分析获得；net为纯煤层厚度(除夹矸等)。由式(2)可知，ML-T的值越小表示该区域煤层的光亮程度越高。

利用式(2)计算了郑庄区块14口煤层气井的ML-T指数，并与对应井的微地震监测的主裂缝的缝长和缝高进行了对比分析。如图3所示，煤储层形成的主裂缝长度从光亮煤到暗淡煤逐渐变短，而主裂缝高度从光亮煤到暗淡煤逐渐变长。光亮煤和半亮煤性脆、内部割理或裂隙发育、煤岩起裂所需的流体压力较低，在一定的水力压力下易形成延伸长而高度小的主裂缝。半暗煤和暗淡煤的水力压裂破裂压力较高，裂缝在纵向上延伸阻力减弱，容易贯穿顶底板，煤储层易形成短而高的裂缝，不利于裂缝的远端扩展。综上可知，可采用ML-T指数来定量表征煤层的宏观煤岩类型，进而评价煤储层的可改造性。

图3 水力压裂裂缝长度和高度分别与ML-T指数的关系(据Cui Chao等[18]，修改)

3.3 煤层构造变形与高斯曲率属性

我国含煤盆地经多阶段、多期次构造作用改造，煤层大多具有不同程度的弯曲变形。这些不同程度的变形特征可指示局部构造的发育(如褶皱轴部和翼部)、地应力情况、天然裂缝发育等，这些因素对于煤层气的富集、赋存和煤层气开采都具有重要意义。前人研究已表明，稳定盆地(如华北克拉通盆地)内部的地层变形曲率具有重要的油气指示意义。同时考虑到，煤层曲率是煤层气勘探前期容易获得的一手资料，因此，构造曲率可作为煤储层可改造性评价的关键要素之一。自2001年A. Roberts[19]引入地震曲率属性并在地震解释中开始流行，目前已经成为预测小尺度断层、微裂隙和描绘曲面变形特征的重要方法。本文首选三维地震曲率属性作为构造曲率评价的方法。

三维地震曲率属性包括高斯曲率、最小曲率、最大曲率、最大正曲率、最小负曲率、平均曲率、倾向曲率、走向曲率和形态指数等，每种曲率属性各有特点，可从不同角度反映地层弯曲特征[19-20]。针对不同的煤储层，应选用适应性强的曲率属性作为评价参数。本文基于对郑庄区块1 km×1 km网格内提取的各曲率属性与煤储层特性的耦合分析，优选出了高斯曲率作为预测煤层弯曲变形程度的参数。高斯曲率是最大曲率和最小曲率的乘积，由于极小曲率接近于0，高斯曲率具有很强的符号敏感性。高斯曲率的绝对值越大，说明煤层弯曲程度越大，受力情况越复杂。根据对郑庄区块内煤层压裂裂缝与高斯曲率的统计分析，发现水力压裂主裂缝的长度随着高斯曲率(绝对值)的增加呈先增大后减小的趋势，而缝高随着高斯曲率(绝对值)的增加呈先减小后增大的趋势(图4)。这些特征说明煤层的高斯曲率属性与煤层压裂裂缝扩展具有一定的相关关系。

高斯曲率过大表明煤层变形严重，多见构造煤发育，不利于储层改造；高斯曲率过小的区域煤层变形小，煤岩保持原生结构，岩体裂隙不发育，亦不利于水力压裂主裂缝的横向扩展；高斯曲率适中的区域裂缝监测结果显示多为长裂缝，可作为储层改造的有利区域。因此，高斯曲率可以表征煤层弯曲变形的程度，进而定量评价煤储层可改造性。

图4 水力压裂裂缝长度、高度与高斯曲率关系

值得指出的是，曲率属性主要适用于评价稳定盆地内构造简单的煤层气区块储层可改造性，适用于区块尺度，而不适用于盆地大尺度。在复杂断块区或者盆地的大尺度范围内，煤层的曲率值可能出现异常或相差几个数量级，很难用于定量评价。同时，当对不同的区块进行评价时，或者当需要选择不同尺度的网格计算曲率时，其评价标准均需要适当调整以满足对区块的适应性。此外，若研究区缺少三维地震资料，也可根据构造等高线计算的构造曲率值代替高斯曲率属性进行评价。

3.4 煤层地应力与水平应力差

地应力指地壳单位面积所承受的力，是由地球内部各种运动产生的。按照力的方向，地应力可分为垂向地应力和水平地应力。其中垂向应力为上覆岩层重力，而水平地应力又分为最大水平地应力和最小水平地应力。压裂裂缝表现为压应力条件下的拉断破裂[21]，在对煤储层水力压裂改造时，压裂流体要克服地应力的阻碍才能使煤层发生破裂。为此，本文将地应力作为煤储层可改造性的要素之一。

获得煤层地应力特征的主要方法有测井解释法、应力解除法、水力压裂法、数值模拟法等。在钻井过程中，常使用应力解除法和水力压裂法测量地应力的大小及分布特征，这些方法行之有效但操作复杂。通过测井方法间接计算地应力的有效性已被众多研究所证实，如Cao Lutong等[22]建立一套基于Anderson模型的测井地应力综合预测模型，经郑庄区块水力压裂获得的地应力结果验证，该预测模型可以快速、有效地计算煤储层三向应力。本文考虑到在煤层气区块的勘探初期一般缺少水力压裂和试井数据等，故选用文献[22]提出的测井地应力综合预测模型进行可改造性评价。

如前文所述，煤储层水力压裂改造以获得稳定缝高的长缝为最终目标，而水平地应力差是确定裂缝延伸长度的关键[21,23-24]，因此，在考虑煤储层地应力时，选用水平地应力差作为关键指标。对郑庄区块17口煤层气井的地应力进行统计分析，发现水力压裂裂缝的发育与最大和最小水平应力差存在明显的相关关系。如图5所示，随着煤层最大和最小水平应力差的增大，煤储层形成的主裂缝长度逐渐增长，而主裂缝高度逐渐变短。当最大水平主应力与最小水平主应力差较大时，煤层易形成与最大水平主应力走向一致且延伸较长的主裂缝。当最大与最小水平主应力差较小时，煤层易形成复杂且多向延伸的裂缝。综上可知，可采用测井地应力综合预测模型计算煤层地应力，以获得煤层最大和最小水平应力差，进而评价煤储层的可改造性。

图5 最大和最小水平主应力差与水力压裂主裂缝间关系

3.5 煤与顶底板岩石力学性质差异

我国主要煤层气区煤层的单层厚度一般较薄，如沁水盆地3号煤层也仅为6 m左右。煤的力学强度普遍较低，这使得在煤层中进行水力压裂极易压穿顶底板。一旦煤层的顶底板被压穿，压裂裂缝即停止或减缓在煤层中的延伸，转而在煤层与顶底边界扩展，从而形成“T”型或“工”型的水力压裂裂缝，导致整个压裂施工的失败。因此，采用水力压裂方法改造煤储层时，改造效果的好坏不仅取决于煤储层的自身性质或外部应力条件，还与其顶底板岩石力学性质有关[25-27]。本次将煤层顶底板与煤岩的力学差异作为煤储层可改造性的要素之一。

选择郑庄区块17口煤层气井的3号煤及其顶底板岩心样品开展了抗拉强度、抗压强度和弹性模量等分析测试(由于存在岩心破损、规格不足等问题，部分井仅测试了顶板或底板岩石力学性质)，并进一步分析了这些岩石力学参数与煤储层水力压裂主裂缝高度的关系。水力压裂致裂方法主要与岩石的抗拉强度有关，因此重点选取抗拉强度进行分析。研究发现，在一定的水力压裂条件下，煤储层水力压裂主裂缝的高度与煤层本身的抗拉强度关系不大，主要取决于煤层和顶底板抗拉强度之差。

如图6所示，郑庄区块3号煤储层水力压裂主裂缝的缝高随煤层与顶/底板的抗拉强度之差的增大而减小。表明当煤层与顶/底板的抗拉强度之差较大时，水力压裂裂缝容易在煤层中沿水平方向扩展，反之，当煤层的抗拉强度与顶/底板的抗拉强度接近时，煤层容易沿垂向扩展进而压穿顶底板。该结果已被300 mm×300 mm×300 mm的大样压裂物理模拟试验所证实[23]。

总体上，煤储层水力压裂改造时，当煤层与顶底板抗拉强度之差较大时利于裂缝在煤层中扩展。因此，煤层与顶板(底板)的抗拉强度之差也作为煤储层可改造性评价的关键参数之一。

图6 煤与顶底板抗拉强度差对水力压裂缝高影响

4 煤层气储层可改造性综合评价

4.1 定量评价模型

定量评价模型的建立应遵循以下流程和原则：首先按照各影响因素的分类标准及特征总体划定评分阶段，每一阶段赋予不同分数值以区分评价要素的优劣，划分的阶段数应适中，各评价点以拉开适当分数值为宜；确定各影响因素在每一阶段的临界值，在临界区间内的评价要素即可获得对应得分；基于各影响参数与水力压裂效果的关系，赋予各影响因素权重(在开发后期，也可结合开发效果和专家经验调整参数权重)，最终可获得煤储层可改造性定量评价模型。

如前文所述，影响郑庄区块煤储层水力压裂裂缝扩展的因素主要包括煤体结构、宏观煤岩类型、煤层变形程度、煤层地应力、岩石力学强度等要素，这些因素均可实现定量表征。根据郑庄区块勘探和开发经验，赋予了各评价参数的权重和临界值，最终建立了煤储层可改造定量评价模型，如式(3)所示。

式中：12345和6分别为煤岩变形指数(CSI)宏观煤岩类型指数(ML-T)高斯曲率平均有效应力煤层与顶板抗拉强度差和煤层与底板抗拉强度差对应的评价得分。

依据郑庄区块储层地质条件，给出各评价参数的取值区间与得分(表1)，可作为其他煤层气区块可改造性评价的参考。

表1 郑庄区块3号煤储层可改造性评价参数、权重及评分标准

4.2 郑庄区块煤储层可改造性评价结果

基于评价模型()获得了郑庄区块3号煤储层可改造性评价结果图(图7)。按照评价值，可将郑庄区块可改造性的分区划分为四种类型。Ⅰ类为可改造性好的煤储层(＞85分)，主要分布在郑庄区块的中部—西部区域，这些区域的地质条件有利于稳定长缝发育，是造缝优势区域；Ⅱ类为可改造性良好的煤储层(＞75分)，主要分布在郑庄区块的西南部，这些区域的改造效果仅次于Ⅰ类储层；Ⅲ类为可改造性中等的煤储层(＞65分)，主要分布在郑庄区块的西北部，该区域水力压裂主裂缝较短且缝高波动大，造缝效果一般；Ⅳ类表示可改造性较差的煤储层(＜65分)，主要分布在郑庄区块东北部，煤储层整体可改造性难度最大。

图7 郑庄区块3号煤储层可改造性综合评价结果

4.3 评价结果的有效性

煤储层可改造性评价结果有效性的关键是，该评价结果与经储层改造后煤层气井的产量具有较高的吻合性。在实际分析时，煤层气井的产量不仅受其可改造性条件好坏的制约，更与煤储层本身的资源禀赋有关。煤储层资源禀赋低，其煤层气井产量往往较低；煤储层资源禀赋好，但可改造性较差时，煤层气井的产量也可能较低[28-29]。

郑庄区块3号煤储层整体上全区发育稳定、厚度较均匀，没有分叉或尖灭等急剧变化，因此资源禀赋分析时仅选取煤层气井平均含气量进行分析。将前文获得的煤储层可改造性评价值(图7)与煤储层含气量值[30]进行归一化处理，按照0.7与0.3的权重分配计算，即可获得煤储层产气能力综合评价图(图8)。如图8所示，根据统计的煤层气井实际生产数据，Ⅰ类预测产区内的已建煤层气井平均产气量大多大于1 500 m3/d；Ⅱ类预测产区内的已建煤层气井平均产气量大多介于800~1 500 m3/d；Ⅲ类预测产区内的已建煤层气井平均产气量一般小于800 m3/d。

郑庄区块煤层气产区有郑1-4产区、东大产区和沁氏产区。其中，郑4产区以Ⅰ类预测产区为主，该区单井实际平均产气量大于800 m3/d，效果最好；郑1-3和东大产区以Ⅱ类预测产区为主，少量Ⅰ类和Ⅲ类预测产区，该区单井平均产气量为400~ 800 m3/d；沁氏产区以Ⅱ类预测产区为主，少量Ⅲ类预测产区，该区单井平均产气量小于400 m3/d。由实际产量可知，本文提出的产区分类与实际煤层井生产能力基本一致，可用于指导煤层气建产工作。

图8 郑庄区块3号煤储层产气能力综合评价及产区分类

5 结论

a. 以沁水盆地南部郑庄区块3号煤为例，通过对比分析典型井储层地质特征与微地震水力压裂裂缝监测结果，指出影响煤储层可改造性的关键评价因素为煤体结构、宏观煤岩类型、煤层构造变形(煤体结构)、煤层地应力、煤层与顶底板的抗拉强度之差，进一步确定了各评价要素表征方法，最终建立了一套适用于中–高煤阶煤储层可改造性综合定量评价体系。

b. 本次选择的评价要素/参数、表征方法和建立的评价体系主要是基于郑庄区块目前的勘探开发现状，在其他地区应用时需要根据区块特点进行适当调整。即使是同一区块，在不同的勘探开发阶段，其可改造性评价的标准和方法都会存在显著差别，还需进一步深入研究。此外，本文的煤储层可改造性评价体系是基于水力压裂的改造方法而建立的。在同一区块可能存在多种不同的储层改造方式，如针对煤层气开发的筛管水平井技术、套管压裂水平井技术、多分支水平井技术和水平井分段压裂技术等。由于改造方式的巨大差异，针对这些方法的煤储层可改造性评价还有待深入研究。

c. 煤储层可改造性评价不仅可应用于深入分析煤层气储量动用与未动用情况的原因，指导尚未动用储量区的井位部署与煤层气建产以及已动用储量区的开发方案优化调整工作，而且还可以应用于同一区块不同地质单元内煤层气井的井距与井网优化等。总体上，根据不同区块储层地质特点选择适应性的工程技术与改造方案，实现地质工程一体化是我国煤层气“增储上产”的关键。

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Evaluation of the hydro-fracturing potential for coalbed methane reservoir: A case study of Zhengzhuang CBM field

YAO Yanbin1,2, WANG Hui1,2, YANG Yanhui3,4, LIU Dameng1,2, LU Xiuqin3,4, CAO Lutong1,2

(1. School of Energy Resources, China University of Geosciences(Beijing), Beijing 100083, China; 2. Coal Reservoir Laboratory of National Engineering Research Center of CBM Development & Utilization, Beijing 100083,China; 3. PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, China; 4. The CBM Exploration and Development Pilot Test Base of CNPC, PetroChina Company Limited, Renqiu 062552, China)

The “double low” rate of exploration and utilization of CBM resources in China leads to a significant slowdown in CBM production, which has become a bottleneck restricting the development of CBM industry in China. The common CBM reservoir evaluation method did not pay enough attention to the hydro-fracturing potential, resulting in low discovery rate of high-quality gas reserves and low mobilization-rate of the present reserves. Thus, it is extremely necessary to do some research regarding to hydro-fracturing potential evaluation. Targeting on the Zhengzhuang CBM field of the southern Qinshui Basin, this study did comprehensive investigations including coal core analysis, physical simulation experiments on large rock samples, geological inversions of well logging and three-dimensional seismic data. Based on the comparison of the geological analysis results with the monitored fracture propagation in hydraulic fracturing, this study concluded five key influence factors for evaluating hydro-fracturing potential of CBM reservoir: i.e., the coal texture, coal macro-lithotype, coal seam structural deformation, in-situ stress, differences of tensile strength between coal seam and its roof/floor. Based on the analysis of above influence factors, a quantitative comprehensive evaluation model was proposed and applied for evaluating hydro-fracturing potential of the CBM reservoir in the Zhengzhuang field. The evaluation results were validated by the production data of more than 1 000 CBM wells. The study is important for predicating production target for the un-mobilized reserve area, and for adjusting or optimizing development plan in the mobilized reserve area.

coal reservoir; coalbed methane; hydraulic fracturing potential; reservoir simulation; enhance gas recovery; Zhengzhuang field of Qinshui Basin

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P618.11

A

1001-1986(2021)01-0119-11

2021-01-13；

2021-01-30

国家自然科学基金重点项目(41830427)；华北油田股份公司重大专项外协课题(HBYT-YJY-2018-277)

姚艳斌，1978年生，男，河北邯郸人，博士，教授，博士生导师，从事煤与煤层气地质及勘探开发研究与教学工作. E-mail：yyb@cugb.edu.cn.

姚艳斌，王辉，杨延辉，等. 煤层气储层可改造性评价——以郑庄区块为例[J]. 煤田地质与勘探，2021，49(1)：119–129. doi：10.3969/j.issn.1001-1986.2021.01.012

YAO Yanbin，WANG Hui，YANG Yanhui，et al. Evaluation of the hydro-fracturing potential for coalbed methane reservoir：A case study of Zhengzhuang CBM field[J]. Coal Geology & Exploration，2021，49(1)：119–129. doi: 10.3969/j.issn.1001-1986.2021.01.012

(责任编辑 范章群)