深部煤层气资源开发潜力——以鄂尔多斯盆地大牛地气田为例

何发岐，董昭雄

（1. 中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006； 2. 中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006）

中国煤资源丰富，煤的形成时期与全球其他地区基本相同。晚古生代聚煤作用形成的煤层分布范围最为广泛，厚度最为稳定［1-5］。20 世纪70 年代以气为主、以油为辅的煤成烃（气）理论证明煤系天然气资源潜力巨大，并成功地指导了多个大型煤成气田的发现［6-10］。成藏机制与分布规律等研究表明，“源外型”煤成砂岩气的主要成分为甲烷，须具备有效的圈闭和“源-储”输导系统等条件才能聚集成藏［11-15］。近年来随着国内外页岩气勘探开发取得成功，“源内型”煤系炭质（泥）页岩气逐渐成为勘探开发热点，与煤层气一起作为“共探合采”的目标［16-18］。但是针对这种叠合“源内型”资源分类评价研究还很少，以致煤系非常规天然气藏的勘探开发目标主次不分明，特别是2 000 m以深煤层气的成藏机理及其可动用性研究成果还很少。

国内煤层气资源评价目标范围还仅限于埋深2 000 m 以浅的41×104km2之内；还有超过200×104km2的地区未开展煤层气资源评价，其中大量与煤系（泥）页岩共生的煤层埋藏深度均超过2 000 m［19-20］。以鄂尔多斯盆地上古生界煤系为例，煤与致密砂岩、粉砂岩、泥岩、炭质（泥）页岩和灰岩等互层，其中煤层厚度大、分布广，煤/地比高达0.15~0.35；煤系整体含气特征明显、资源量大，仅盆地东缘埋深2 000 m 左右的二叠系山西组2 段煤系资源量就高达3×1012m3［18］。中西部埋深更大的煤系“源内型”非常规天然气多与“源外型”致密砂岩气开发区叠合，且普遍具有很好的含气显示，其中厚度和含气性均以煤层为最好。

本文以大牛地气田太原组8#煤层为主要研究对象，根据岩心含气量测定以及等温吸附等实验结果对深部煤层及非常规储层的含气特征和成藏机理展开研究；利用常规砂岩气藏生产动态特征、天然气的组分和碳同位素实验落实了煤层气的贡献，并结合煤体结构、地层流体特征以及地面优势条件等讨论煤层气的可动用性和开发潜力，以期为煤系非常规天然气目标选择和有效动用提供参考和借鉴。

1 区域地质特征

鄂尔多斯盆地是中国煤成气资源最丰富的地质单元［21-26］。晚古生代盆地夹持于古亚洲洋与秦岭洋之间，盆地性质由克拉通坳陷到内陆坳陷转化过渡，属赤道潮湿气候带，成煤的古植物繁盛。此阶段物源区隆升为煤层形成提供了充沛的碎屑与成煤有机物质，在区域性的海退和海侵间歇期出现了有利聚煤的泥沼环境［27-29］。地层自下而上发育上石炭统本溪组和太原组、下二叠统山西组、中二叠统下石盒子组和上石盒子组以及上二叠统石千峰组，含煤地层主要分布在上石炭统太原组和下二叠统山西组。大牛地气田含煤地层累计厚度为90 ~ 220 m，埋深介于2 500 ~2 900 m。煤层主要分布在太1 段和山1 段，累计厚度为18~25 m（图1）。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界煤层分布Fig.1 Distribution of the Upper Paleozoic coalbeds in the Ordos Basin a. 煤层累计厚度平面分布；b. 煤系综合柱状图

2 深部煤层气藏特征

2.1 煤系岩石特征及岩性圈闭组合

大牛地气田上古生界太原组煤系地层主要为有障壁岛浅海沉积体系，沉积物主要由煤、砂岩、粉砂岩、炭质（泥）页岩、泥岩和泥晶灰岩等组成，煤层厚度大和分布范围广是该区较为典型的标志特征。其中8#煤层单层厚度最高达17 m，平均为10.56 m；煤岩有机质含量高，有机碳含量（TOC）平均为72%，镜质组含量高达85%；热演化处于较高成熟度阶段，镜质体反射率（Ro）为1.4%~1.7%，属中煤阶、中-低挥发分烟煤。太原组已开发的致密砂岩气层主要发育于太2 段障壁砂坝和潮汐水道，分布比较局限；太1 段砂岩则呈零星分布。通过物性分析、高压进/退汞、CO2和N2吸附/脱附等实验结果发现煤系具有很强的非均质性（表1）。

表1 鄂尔多斯盆地太原组煤系地层不同岩层物性及含气量统计Table 1 Statistics of physical properties and gas content in the Taiyuan Formation coal measures of different lithologies，Ordos Basin

煤系具有一定存储能力且喉道半径较大的炭质泥岩和粉细砂岩与煤层一同被视为储层，存储能力极差、喉道半径较小的泥岩和灰岩被视为盖层或遮挡层。这种互层叠置的物性非均质岩石组合，在毛管阻力作用下可以形成结构较为复杂的岩性圈闭组合。以8#煤层为中心，将煤系非常规圈闭组合分为4 种类型（图2）：盖层为直接顶板，遮挡层为直接底板的组合称为Ⅰ型圈闭；盖层为直接顶板，遮挡层为间接底板，中间夹非煤储层的组合称为Ⅱ型圈闭；盖层为间接顶板，中间夹非煤储层，遮挡层为直接底板的组合称为Ⅲ型圈闭；盖层和遮挡层均为间接顶板和底板，中间均有非煤储层的组合称为Ⅳ型圈闭。

图2 鄂尔多斯盆地大牛地气田岩性组合圈闭类型示意图Fig.2 Schematic diagrams showing the lithological trap types in the Daniudi gas field，Ordos Basin

2.2 煤层含气性特征

2.2.1 煤层含气量测定

参照《GB/T 19559—2008 煤层气含量测定方法》，利用中国石化勘探开发研究院无锡所结合“排水集气法与pVT定容法”研制的WXC-Ⅱ解吸仪进行含气量检测。实验结果显示煤系均有较好的含气性（表1），尤以煤层的含气性为最好。其中8#煤22 个样品的含气量介于14.40~32.96 m3/t，平均值为20.68 m3/t。

2.2.2 等温吸附实验结果

参照《NB/T10117—2018 页岩甲烷等温吸附测定》，采用德国RUBOTHERM 高压重量法吸附仪，通过模拟地层温度和压力（T=85 ℃，p=29 MPa）对煤样的吸附能力进行测量。兰氏体积介于7.94~20.02 m3/t，平均为15.27 m3/t；兰氏压力介于2.57 ~ 6.82MPa，平均值为3.33 MPa。根据Langmuir公式［VA=VLp/（pL+p）］计算22 个样品在地层条件下理论吸附量均小于含气量检测结果。

2.2.3 含水饱和度实验结果

参照《GB/T 29172—2012 岩心分析方法》，利用烘干失重-气体孔隙度法，对7个蜡封样品进行含水饱和度测试，结果显示煤岩的含水饱和度介于6.5 % ~30%，平均值为16.3%。

实验结果表明现今地层温度和压力条件下，煤层的含气量普遍大于其最大理论含量，且孔隙中的含水率较低。研究认为生气过程中煤层达到吸附饱和后，仍有大量天然气因为圈闭条件下的毛管阻力作用而不能排出，在原地聚集于裂缝和孔隙中，形成了较高含气饱和度的游离气藏。

2.3 深部煤层气成藏条件与潜在资源量

2.3.1 热演化史及生气史

鄂尔多斯盆地在早白垩世（至今约140～100 Ma）发生一期构造热事件，持续时间约为10～40 Ma。受该期构造热事件的影响，8#煤的热演化生气作用可划分为两个阶段（图3）。

图3 鄂尔多斯盆地大牛地气田地层埋藏及热演化史Fig.3 Burial and thermal evolution of the Daniudi gas field，Ordos Basin

第一阶段，从晚三叠世至早白垩世末（210～95 Ma）。晚三叠世至早侏罗世处于快速埋藏期，煤层进入生烃门限；中、晚侏罗世处于缓慢沉降期，烃源岩进入成熟阶段，煤层开始规模生气；早白垩世受燕山期构造热事件的影响煤层迅速达到成熟-过成熟阶段，大量天然气生成。第二阶段，从早白垩世末（约95 Ma）至今。地层遭受抬升剥蚀，区内地层剥蚀厚度达到950～1 350 m，温度、压力降低，燕山期构造热事件影响逐步消退，煤层仅有少量天然气生成，生气作用明显降低并趋于停止。

2.3.2 煤层气成藏过程

以早白垩世末（至今约95 Ma）为界，将8#煤层组合圈闭中煤层气的成藏分为两个阶段。从中三叠世早期至早白垩世末，是煤层气逐渐生成并增加至截止的阶段，绝大部分煤系天然气于此阶段生成，为煤层气成藏提供了充足的物质基础。此阶段8#煤层中大量天然气生成后从微孔向裂缝中运移，微孔中的绝大部分水也一起排入裂隙中。伴随天然气的聚集裂隙中压力逐渐上升，在煤层岩性圈闭条件作用下裂隙主要以排水为主；当裂隙中的压力上升形成的地层超压高到足以克服盖层毛管压力时，天然气开始向圈闭外运移。最终煤层中的水主要以孤立状和束缚态存储于煤岩的有机微孔和无机孔内；高温高压条件下少量天然气以吸附态，大量天然气以游离态赋存于煤岩的微孔和裂隙空间中。

从早白垩世末至今，由于构造抬升和温压降低导致煤层生气高峰结束。此阶段以天然气在煤层中的赋存状态调整作用为主。由于煤层吸附能力增强，裂隙中的部分游离态天然气回流至微孔中以吸附态赋存，同时构造作用导致煤岩裂隙增加。两种作用一起导致了裂隙内压力降低，使煤层中的超压逐渐降低直至消失。现今地层如仍存在超压，煤层中除少量束缚水外均为游离气；如地层超压完全消失会导致地层水反流，游离气饱和度会有所降低，降低程度决定于第一阶段末期到现今地层温度和压力变化导致的煤岩吸附量升高的幅度。结合煤层岩心含水饱和度等实验结果，认为大牛地气田8#煤层在现今地层温度和压力条件下，甲烷吸附饱和后在煤层圈闭中仍保存着相当含量的游离气，局部存在地层超压。

2.3.3 煤层气潜在资源量估算

大牛地气田8#煤层平均厚度为12 m；煤岩密度按平均1.5 g/cm3计算，煤炭资源丰度高达1 800×104t/km2。根据500余口钻井资料，认为本次含气量检测的3口井样品分别代表了不同煤岩类型的含气量，煤层含气量取平均值21.68 m3/t，根据厚度、密度和含气量数据，用加权平均法计算出大牛地气田8#煤层中天然气资源丰度高达3.86 × 108m3/km2。根据沉积相和煤炭资源分布情况［28-29］，估算鄂尔多斯盆地石炭系-二叠系深部煤炭资源量至少为0.6 × 1012t，保守计算煤层气资源量大于12×1012m3。

3 资源可动用性讨论

3.1 煤层气的可采系数

煤层气动用的影响因素有很多，其中地质条件、开发方式和开采工艺是影响技术可采性的主要因素。本次研究通过分析该区地质因素对深部煤层气可采系数的影响，主要从煤层水文地质条件、渗流性、吸附和解吸能力等方面展开论述。

3.1.1 水文地质条件

评价水文地质条件对煤层气有效动用的影响，主要研究煤层气的保存条件，以及开发过程中有效排水降压采气的难度［21-22］。通过前文分析，一方面从含气量检测结果均可证明深部煤层的保存条件较好，同时也证明了在煤层岩性圈闭条件下地层水的流动性较差、相对滞留。另一方面，深部煤层与煤系其他岩石的非均质较强，从煤层含水饱和度低的实验结果可知地层水流动性差，相对滞留、封闭条件与含水饱和度实验结果结合，推测开采过程中“排水”过程变成了“排气”过程，可大幅降低煤层孔隙压力使吸附甲烷充分解吸。

3.1.2 煤体结构与煤岩渗透率

煤岩与碎屑岩最大的不同之处是煤岩的物性特征主要受热演化控制。研究表明中等变质程度较弱变形的煤储层，由于其较高的含气量和渗透率，煤层气可采性好［23］。该区煤岩热演化程度中等，煤岩Ro介于1.2 %～1.7 %，属中等变质程度、中低挥发分烟煤。从岩心出筒的情况看（图4），煤岩整体结构较好且局部发育裂缝，属原生-碎裂型煤体结构。综合分析认为该区煤层具有较好的渗流性。

图4 鄂尔多斯盆地大牛地气田8#煤层心宏观结构照片Fig.4 Macro structure of 8#coal core from the Daniudi gas field，Ordos Basin

3.1.3 吸附和解吸能力与原地游离气

实验结果表明，大牛地气田原地温度和压力条件下8#煤层的兰氏体积平均值为15.27 m3/t；兰氏压力平均值为3.33 MPa，地层条件理论吸附量平均值为13.65 m3/t，含气量平均值为20.68 m3/t，煤层中游离气含量的占比高达34 %。因此深部煤层气微孔和裂隙中除饱和吸附甲烷外，游离相的天然气与水相比有明显的体积优势。深部煤层中游离气向井筒自由流动时，不仅可以带出部分微孔中的水，而且游离气的减少自然就可以降低孔隙压力，促进煤岩基质表面的吸附甲烷解吸而达到良性循环。因此认为深部煤层吸附饱和后，原地赋存的大量游离气势必会改变煤层气的排采机理，使其较浅部煤层气更易于开发。

综合以上分析认为，大牛地气田深部煤层气的可动用性较强。根据美国煤层气开发经验，煤层气吸附甲烷最低枯竭压力为0.4~1.38 MPa。本文参考致密砂岩采收率分析游离气可采系数，在最低枯竭压力取最大值1.38 MPa 情况下，利用等温吸附曲线计算深部煤层气综合可采系数为65%。

3.2 甜点组合的开发方式

3.2.1 煤系砂岩气高产特征及原因

大牛地气田部分地区石炭系太原组发育一套障壁岛砂岩沉积体，厚度10 m 左右的砂岩储层直接或间接上覆于8#煤层。研究区内62 口水平井显示两类不同组合类型的砂岩产量差异较大，直接接触型（12 口井）较间接接触型日产量高（7 450 m3/d）（图5），直接接触型气井压裂返排液煤粉含量高且呈黑色。据此判断压裂过程中煤层和砂岩一起被改造，达到间接改造煤层的效果。

图5 鄂尔多斯盆地大牛地气田8#煤层顶部砂岩气藏生产特征对比Fig.5 Comparison of production performance of sandstone gas reservoirs at the top of 8#coalbed in the Daniudi gas field，Ordos Basin

由于天然气中甲烷碳同位素值δ13C1具有优先吸附和滞后解吸的性质［30-33］，易与重烃赋存于煤层导致其天然气中δ13C1值和组分较致密砂岩气偏高和变湿的现象。天然气组分和碳同位素实验分析结果表明：直接接触型碳同位素均值（δ13C1=-36.70‰）较间接接触型的碳同位素均值（δ13C1=-38.76 ‰）高，直接接触型的天然气组分较间接接触型的天然气组分更偏向于湿气。故直接接触型砂岩气井动用了下伏煤层气无疑。

3.2.2 地质和工程“甜点”组合

太原组砂岩气藏生产特征说明，煤层顶板中钻水平井进行压裂改造可以较好动用煤层气。大牛地气田8#煤层分布范围广，在前文所述的4 类组合圈闭中煤层顶、底板岩石大多具有较好的可改造性。因此深部煤层气的动用应该做好顶、底板岩性的可改造性评价，将顶底板可改造性好的岩石作为工程“甜点”。

煤系非常规圈闭组合中天然气资源量是目标评价的核心。实测含气量数据显示：在煤系非常规岩石组合内煤层含气量均值最高为20.68 m3/t，炭质（泥）页岩含气量均值为4.56 m3/t，粉细砂岩含气量均值为2.15 m3/t，泥岩和灰岩含气量小于1 m3/t。研究区内500口井的含气量与煤系厚度加权计算结果显示，煤层气在非常规天然气中资源量占比高达80%以上。故深部煤层气是煤系非常规动用的地质“甜点”。

综上所述，在煤系非常规天然气开发动用时要根据煤系地层结构特征，厘清煤系非常规圈闭中的地质和工程“甜点”的分布位置，为完井方案和储层改造措施的制定提供依据。

3.3 深部煤层气开采的成本优势

国内外深部煤层气勘探开发获得成功的报道较少，但从少量文献资料结果认为深部煤层有可动用性和较大的勘探开发潜力。1981 年，Exxon 公司利用压裂改造技术，在皮申斯盆地部署的Vega2 井深部（埋深2 500 m）煤层中获天然气的稳定产量约为1.25 ×104m3/d［34］。2012年，准葛尔盆地白家海凸起C504等3口井，在深部（埋深3 300 m）煤层中获天然气的稳定产量为1 000～8 870 m3/d。2017 年，鄂尔多斯盆地临兴区块LXX-24 井和LXX-23-2 井在深部（埋深2 200 m）煤层压后自喷，产气量稳定且高于2 900 m3/d［35］。

目前研究区内深部煤层气开发的配套设施已较为完备和成熟，有效开发的有利条件包括：①建设成熟的天然气管道（网）和增压设施等均可用于煤层气抽采和输送；②逐年增加的致密砂岩气藏废弃或停产的老井均可为深部煤层气开发再利用；③成熟和多样的钻完井、压裂、采气等技术进行集成创新后，可为老井再利用创造有利条件。合理利用上述地上和地下设施和技术，深部煤层气产能建设总体费用可以减少50 %以上：按照天然气价格为1 170 元/103m3，税后内部收益率为10.9%，静态投资回收期为5.8 a 测算，单井稳产要求从1.20×104m3/d 降低到0.6×104m3/d 以下，对产能要求的降低为深部煤层气的有效开发创造了条件。

4 结论

1）大牛地气田含煤地层中煤层含气量均值最高20.68 m3/t，炭质（泥）页岩含气量均值4.56 m3/t，粉细砂岩含气量均值2.15 m3/t，泥岩和灰岩含气量小于1 m3/t。厚度、密度和含气量加权平均计算结果表明煤层气在煤系非常规气资源中占比高达85%。推测鄂尔多斯盆地深部煤层气资源丰度高于3.86×108m3/km2，地质条件类似的地区内资源量大于12×1012m3。

2）深部8#煤层中至今仍保存有34%的游离气含量；煤系非均质岩石组合中，煤层与砂岩的喉道半径相对较大，与泥岩和灰岩等致密岩石叠合形成了煤系复杂岩性圈闭；（煤）岩性圈闭是煤层游离气保存的主控因素。

3）岩心含水饱和度6.5 %～30.0 %，较低的含水饱和度使常规煤层气开采过程中的“排水减压”变成了“排气降压”，有利于深部煤层气的动用；同时原生-碎裂型煤体结构也是储层压裂改造的有利特征。

4）深部煤层气是煤系“甜点”资源，辅以科学合理的技术和经济手段可实现有效开发。［1］ 韩德馨，杨起. 中国煤田地质学（下册）［M］. 北京：煤炭工业出版社，1980：19.