贵州保田青山区块地瓜勘查区煤层气赋存特征及勘探开发建议

黄 文 屈争辉

(1.贵州省煤田地质局地质勘察研究院，贵州 550081；2.中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏 221008)

地瓜勘查区位于保田青山煤层气区块北部，贵州省普安县城南约20km，东西长约21km，南北宽约16km，面积165.32km2。区内煤层较稳定，煤炭资源储量大(28.7332亿t)，煤层气资源丰富(345.45亿m3)。区内煤炭资源勘探程度高，为煤层气地质研究提供了资料基础，煤层气资源丰富，具有煤层气开发的先决条件。

1 地质背景

1.1 构造特征

勘查区大地构造位置地处扬子板块(Ⅰ级)上扬子陆块(Ⅱ级)南部被动边缘褶冲带(Ⅲ级)上的六盘水复杂变形区(Ⅳ级)。六盘水复杂变形区以黄泥河-潘家庄断裂带和紫云-水城断裂带为界。黄泥河-潘家庄断裂以北、盘县-晴隆一线以南地区以隔挡式褶皱为主，褶皱排列较宽缓，背斜除盘南背斜稍宽缓外，其余均紧陡、尖顶，背斜轴部或翼部均有规模较大的走向正断层发育，致使轴线残缺不全。向斜较宽缓，一般较完整。地瓜二井田位于盘南背斜与黄泥河-潘家庄断裂之间，为盘南背斜南东翼，黄泥河-潘家庄断裂之北西盘(图1)。井田总体为一略有起伏的平缓单斜，断层较发育，并发育次一级褶曲及倾向上褶皱。井田构造主要受北东向的区域构造控制和作用，形成了以F5断层及细格向斜为主的北东向断层和褶曲。

图1 区域构造简图

1.2 沉积特征

勘查区内含煤地层龙潭组为一套海陆交互相碎屑岩夹碳酸盐岩含煤沉积，沉积环境为泻湖-潮坪沉积环境，主要由砂岩、砂泥岩、泥岩、煤层夹灰岩组成。厚度255.09～519.40m，一般在320～360m之间，含煤14～43层，一般23左右，煤层总厚度16.32～47.55m，平均31.04m，其中可采煤层8层(3、12、17-1、17-2、19、24、26、29)，可采煤层总厚度平均18.33m(17-1、17-2、19煤层平均厚度共计8.97m)，煤层、标志层较稳定，易于对比。在平面上，区内煤层层数及可采煤层厚度由北西向南东减少的趋势(3、12号煤在地瓜三井田不可采)；在垂向上，龙潭组含煤性具有“中间好、上下差”的特点。

1.3 水文地质特征

勘查区内地表水、地下水排泄条件好。上覆地层富水带中地下水，正常情况下与煤系水无直接水力联系。下伏茅口组富水带与含煤地层之间，有玄武岩相隔，对煤系充水影响甚微。含煤地层中断裂带导水性一般较弱，含煤地层富水性弱～中等。区内地下水呈封闭状态，对煤层气有封隔作用，有利于煤层气的保存。

2 煤储层特征

2.1 煤岩特征

宏观上，区内煤层以半亮型为主。显微煤岩组分方面，可采煤层镜质组含量73.43%～94.09%，平均为83.31%。惰质组含量6.29%～33.58%，平均16.69%；无壳质组。全区镜质组最大反射率1.90%～2.80%，平均为2.19%。井田煤类主要为中灰分、相对富氢、低挥发分无烟煤三号为主，少量贫煤，灰分平均22.65%，挥发分平均含量11.89%，硫分平均3.85%，干燥无灰基氢含量平均3.74%。

即该井田煤层为高煤阶、煤镜质组含量高、煤质较好，具有较高的生烃能力。

2.2 煤体结构

通过对区内钻孔煤芯观测鉴定，井田主要可采煤层17煤组较大程度地受到构造破坏，煤体结构呈现出以碎粒煤、糜棱煤为主，煤层强度和渗透性受到较大的影响，不利于煤层气的产出和开发；而主要可采煤层19、26、29号煤具有较好的物性条件，细～中带条带状，煤体结构以原生结构煤、碎裂煤为主，少量碎粒煤，有利于煤层气的渗流和开发；其他可采煤层原生结构总体完整，从煤体结构来看较适合煤层气的开发(表1)。

表1 可采煤层煤体结构及裂隙特征表

2.3 煤的孔隙/裂隙特征

区内可采煤层瓦斯增测化验孔隙率为3.01%～5.32%，平均4.26%，通过钻孔煤芯真、视密度计算孔隙率为2.36%～5.02%，平均4.38%，比全国煤的平均孔隙率5.55%略低。

据钻孔煤芯观测统计了区内可采煤层的裂隙发育程度，煤层裂隙较发育，但裂隙密度和方向发育不均匀，19、26、29局部面裂隙密度可达10条/cm(表1)，裂隙有方解石脉充填，煤层渗透率大小和方向将受到影响。

2.4 煤储层渗透性

地瓜勘查区从西到东分为地瓜一、二、三井田，根据煤层气注入压降试验得出试井渗透率为0.0002～0.0503×10-3μm2(表2)，平均0.01414×10-3μm2。按照我国煤储层渗透率划分级别，属于低渗透率煤储层，导流能力低。同一层煤在同一深度或者不同深度表现出不同的渗透性，反映了煤层的不均质性。

2.5 煤储层吸附与解吸特征

根据样品化验数据，勘查区原煤干燥基朗格缪尔体积在20.43～38.62m3/t，平均27.32m3/t，其中706孔19号煤的朗格缪尔体积最大为38.62m3/t，原煤干燥无灰基朗格缪尔体积在28.93～44.86m3/t，平均36.49m3/t，其中706孔19号煤的朗格缪尔体积最大为44.86m3/t；煤的吸附能力与煤级高低密切相关，井田内煤类主要为无烟煤三号，吸附能力大。朗格缪尔压力相对较低且变化不大，为0.94～1.60MPa，平均1.29MPa，一般在1.10～1.50MPa。

对勘查区内可采煤层甲烷解吸阶段的构成特征进行了分类统计，统计结果显示：煤层气解吸率变化不大，为46.02%～56.99%，平均51.69%。其中17-1号煤层煤层气解吸率最低为46.02%，26号煤组煤层气解吸率最大，分别为56.99%(表3)。

表3 地瓜勘查区煤样甲烷等温吸附实验结果

续表

2.6 煤储层压力及地应力特征

据试井结果(表2)，地瓜勘查区试井深度118.65～987.60m，平均621.43m，煤层储层压力1.35～10.35MPa，压力系数0.75～1.63，平均1.15，从压力系数分析煤储层属于高异常储存压力。闭合压力7.29～18.14MPa，闭合压力梯度0.015～0.061MPa/m，平均0.027MPa/m，属于高闭合梯度，具有明显的高地应力特征。

表2 地瓜勘查区煤层气井试井成果

3 含气性特征

3.1 煤层气化学组成特征

剔除不合格及异常值数据，统计地瓜勘查区范围内各个勘查阶段煤芯解吸数据666件(表4)。井田内可采煤层煤层气成分主要以甲烷为主，标准状态下干燥无灰基甲烷浓度为14.83～99.90%，全区平均为83.93%。其次为氮浓度，标准状态下干燥无灰基N2浓度～47.64%，全区平均为9.67%。少量二氧化碳，另外还有少量重烃。

3.2 煤层甲烷含量统计特征

根据地瓜勘查区煤层气数据统计(共666点)，全勘查区可采煤层煤层气含量(干燥无灰基)均超过了8m3/t，以17-2、12号煤最高，平均含量分别为13.51、13.27m3/t，最高出现在17-2号煤，为27.22m3/t；煤层还有少量重烃，重烃含量在0.00～3.52，平均0.18m3/t(表4)。

表4 各煤层煤层气成分、含量统计表

续表

4 勘探开发建议

地瓜勘查区有着煤层层数多、单层厚度薄、煤层成组赋存、富水性弱、渗透率及单层煤层气资源丰度低的特点，煤层气抽采应采用应力—压力同时释放和地面井—矿井钻孔并举的方式。地面井优先钻孔类型为直井和丛式井，根据地形地貌特点，丛式井开发方式占地面积小，钻井工艺较成熟，工程施工成本可有效控制，可作为地瓜勘查区煤层气地面开发的首选井型；优选完井方式为水力加砂压裂，优选压裂方式为分段压裂，优选抽采模式为合层排采。

同时，可具体尝试以下技术：

(1)根据研究区地质及地形特点，布置丛式井组时，实现一个井场钻多口定向井，进行井组排采试验，实现井间干扰，以提高单井产气量、节约用地和减少钻前费用。

(2)对煤层顶板附近井段射孔压裂改造。以往直井均设计在煤层井段射孔，只对煤层进行压裂改造，排采后期因煤粉堵塞通道而使产气效果变差。今后应选择在煤层顶板附近的井段射孔，对煤层近顶压裂改造，可有效防止排采过程中产出煤粉堵塞通道而影响产气量。

(3)沿主煤层顶板的 U 型水平井完井技术。目标主煤层为构造煤时，沿煤层中的 U 型水平井完井方式可能会因煤粉堵塞通道而导致产气不会太理想，此时应尝试沿煤层近顶板的U 型水平井完井方式，预计可以提高产气量、延长稳产时间。

(4)使用 N2压裂、CO2注入等增产技术。