大宁–吉县区块深层煤层气成藏特征及有利区评价

李曙光，王成旺，王红娜，王玉斌，徐凤银，郭智栋，刘新伟

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；3.中石油煤层气有限责任公司工程技术研究院，陕西 西安 710082；4.中油油气勘探软件国家工程研究中心有限公司，北京 100080)

我国浅层中高阶煤煤层气产业初见规模，已建成了沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大产业基地。深层煤层气则是我国下一步煤层气勘探开发的重要接替领域[1-3]。根据自然资源部最新一轮全国油气资源评价成果，全国埋深1 500～2000 m 煤层气资源为11.93×1012m3，占总量的32.4%，2 000 m 以深煤层气资源尚未开展系统评价。国内煤层气勘探开发多集中在中浅层，随着勘探开发的不断深入，可供规模效益开发的区块越来越少[4-6]。2019 年前，业界在新疆白家海、山西临兴、陕西榆林等区块的埋深大于2000 m 的深层煤层气试采，但采用常规煤层/致密气储层压裂工艺，均未取得突破。

鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的石油、煤和天然气资源，在“减煤、稳油、增气”的碳达峰碳中和时代，开展深层煤层气勘探开发技术攻关具有重要的战略意义。中石油煤层气有限责任公司从2019 年以来，经过近3 年技术攻关及现场试验，在埋深大于2000 m 的深层煤层气勘探获得重大突破，累计探明地质储量1 121 亿m3，成为国内首个千亿方级别深层煤层气田，试采井产气量差异较大，直井日产量1 000～5 000 m3均有，压裂返排阶段点火可燃，投产就见套压，与浅层煤层气差异大，富含游离气但深层煤层气成藏特征尚不明确，勘探开发有利区评价指标及方法尚未见到相关的文献报道，而有利区的评价是下一步效益勘探开发的基础。据此，笔者重点探讨大宁–吉县区块埋深大于2 000 m 的深层煤层气成藏特征及有利区优选，以期为该区勘探开发提供技术支撑。

1 煤储层基本地质及排采特征

大宁–吉县区块位于山西省境内，构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘晋西挠褶带南段，北邻永和，南接乡宁，东至吕梁山脉，西邻黄河，整体构造特征为走向NNE、向NW 缓倾的单斜构造[7-8](图1)。太原组8 号煤层，倾角0.34°～0.46°，高程−920～−1 320 m，断层不发育，埋深800～2 800 m(图2)。

图1 研究区位置及地层综合柱状图Fig.1 Location and stratigraphic column of the study area

图2 Inline 237 地震剖面Fig.2 Inline 237 seismic profile

太原组8 号煤层平均厚度7.8 m，以亮煤和半暗煤为主。镜质组体积分数62.02%，惰质组19.41%，矿物质18.57%，镜质体随机反射率Rran平均2.47%。8 号煤层渗透率多介于(0.053～0.054)×10−3μm2。深层煤层含气量20～35 m3/t，中浅层约为12 m3/t；深层煤储层压力平均20 MPa(表1)。由表1 可知，区块埋深大于2 000 m 的深层与埋深小于1 500 m 的中浅层相比，深层煤储层具有“煤层厚度较大、含气量高、割理裂隙发育、原生结构煤发育”等有利开发条件。同时存在“埋藏深度大、基质渗透率低”不利条件。尽管渗透率较低，但压裂改造后单井日产气量增幅明显。

表1 吉县中浅层与深层煤储层特征对比Table 1 Comparison of middle-shallow and deep coal reservoirs in Jixian

研究区内目前共试采了10 余口井，通过生产分析具有以下生产特征：(1) 压后放喷点火可燃，火焰高度可达8～9 m，投产后部分井开井就有套压，日产气量上升快，平均54 d 日产气量可达到1 500 m3以上，东部中浅层煤层气平均见套压时间为9 个月；(2) 临界解吸压力高、临储比高，深浅层差异大深层煤层气井临界解吸压力平均18.91 MPa，临储比0.93～1；东部浅层临界解吸压力7.5 MPa，临储比0.7；(3) 日产水量普遍偏小，产水量3～13 m3/d，普遍小于3 m3/d；(4) 部分水平井可自喷生产，JS-01 井，水平段长度1 000 m，压裂11 段，总共用液30 857 m3，总加砂量3 823 m3，目前光套管自喷生产，日产气量9.5 万m3，套压4.5 MPa，为国内深层煤层气单井日产气量最高井。

2 深层煤层气成藏赋存特征

2.1 生烃潜力

结合前人埋藏史及热演化史研究方法[9-13]，采用petroMod2012 软件，恢复了大宁–吉县区块埋藏史、热演化史(图3)。大吉区块太原组8 号煤在地质历史时期鄂尔多斯盆地东缘共有两个成藏期，第一期成藏时间为早侏罗世−中侏罗世，煤岩进入早成熟期并开始生烃；第二期成藏时间为晚侏罗世−早白垩世，在燕山运动中期异常古地热场作用下，煤的热演化速度加快，地层温度达到120～140℃，生成大量煤层气，是区块煤层气形成的关键时期，是主要生气期。

图3 研究区8 号煤埋藏史及吸附史Fig.3 Burial history and adsorption history of No.8 coal in the study area

在马行陟等[11]2014 年建立的煤储层吸附能力演化历史定量恢复的基础上，通过修正参数建立了本区的吸附演化模型：

式中：V为压力p时煤层气吸附量，m3/t；p为不同地质历史时期地层压力，为镜质体随机反射率；t*=t/℃，t为地层温度，℃。

根据地质演化各阶段的地质特征和建立的吸附演化模型，恢复了大宁–吉区块吸附演化史(图3)。研究区晚石炭世−早二叠世末期为主要成煤阶段，煤储层热演化程度低，生烃量小，且地层温度高，不利于煤层气吸附，吸附量小。晚三叠世−早白垩世，煤层从生烃门限演化为高成熟阶段，生成大量煤层气，但是受温度影响，吸附量依然比较低，推测主要以游离态赋存。从晚白垩世到新近纪，构造抬升，煤层埋深变浅、压力降低，温压达到煤层气临界吸附状态，煤层气逐步达到吸附饱和，游离气赋存于微孔及裂隙中(图3)。

2.2 储存条件

宏观煤岩描述及扫描电镜表明(图4)，研究区煤岩的裂隙类型主要为张性裂隙、剪性裂隙，其中张性裂隙宽度为5～10 μm；剪性裂隙宽度较小，约0.5 μm；原生裂隙宽度约为10 μm，部分被充填，充填物主要由碳酸盐岩矿物填充组成。

图4 煤层孔裂隙发育扫描电镜图Fig.4 SEM images showing pore and fracture development in coal

不同成因的孔隙特征是反映煤层气富集、扩散的直接体现，研究区煤样在扫描电镜观察下能够发现到组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔的发育。组织孔孔径大小为100～200 nm，部分组织孔被2 μm 的裂隙连通；胞腔孔均匀分布，部分被黏土矿物填充；镜下可以观察到气孔密集分布，呈圆形，能够形成直径200 nm 左右的气孔窝；晶间孔是在煤中保存完整的矿物质晶体间发育；溶蚀孔，大小和形态各异，彼此连通性较差。纳米级的无机孔与有机孔广泛发育，部分被碳酸盐岩矿物填充。

通过核磁及压汞表明，深层煤储层具有“微孔、小孔”发育的特点(图5)，核磁孔隙率一般在6%～10%，孔隙连通性差，50%以上为孤立的孔隙，具备游离气赋存的微观储层条件。

图5 Dj20 压汞孔隙分布频率Fig.5 Distribution frequency of mercury injection pores in well Dj20

2.3 顶底板封盖能力

深层煤层顶板为灰岩，底板以暗色泥岩为主，顶底板封盖能力好，有利于游离气保存。顶底板组合类型主要有灰岩−煤层−泥岩、灰岩−煤层−泥岩−煤层−泥岩2 种组合类型，紧邻顶板的灰岩厚度2～7 m，全区分布稳定。区块北部由于8 号煤层分叉，8-1 号煤层薄，8-2 号煤层距离顶板灰岩较远，一般0.5～2 m，直接底板泥岩发育，厚度主要集中在2～14 m，部分区域底板为砂岩(图6)。

图6 煤层及顶底板组合类型Fig.6 Combination type of coal seam and roof and floor

区块水动力条件弱，试采井日产水量3～13 m3，普遍小于3 m3。地层水总矿化度40 000～320 000 mg/L，矿化度大，主要以承压水为主，水型为CaCl2，有利于煤层气的保存(表2)。

表2 研究区地层水矿化度Table 2 Salinity of formation water in the study area

2.4 成藏赋存特征

深层煤层气具有“广覆式生烃、高含气、低含水、高饱和、高压束缚游离气与吸附气共存”的赋存特征。研究区深层煤储层全区发育，分布连续稳定，镜质体随机反射率Rran高达2.5%～2.7%，当Rran≤3%时，热演化程度越高，吸附甲烷的生气量及吸附量就越大，具有全区广覆生烃条件。研究区张性裂隙、剪性裂隙、组织孔、胞腔孔、气孔、晶间孔和溶蚀孔的发育，埋藏深度大，地层压力高，在温度65 ℃，地层压力22 MPa 条件下，甲烷的密度为127.28 kg/m3，游离气以高压压缩气状态赋存于微裂隙及微孔中，吸附气主要在孔隙内煤基质表面吸附。通过实钻取心含气量测试可知：大宁–吉县区块深层煤层仅解吸气量平均达25.8 m3/t、区块浅层含气量约为11.86 m3/t(表3)、韩城含气量9.7～11.23 m3/t、保德2～11 m3/t、临兴地区平均11.7 m3/t，通过对比国内各区块含气量表明，深层煤层具有高含气特征。通过等温吸附测试表明，深层煤层含气饱和度87%～100%，中浅层为49.41%～82.5%，深层煤层气具备高饱和吸附特征。

表3 大宁−吉县区块深层与浅层煤含气量、含气饱和度对比Table 3 Comparison of deep and shallow coal gas content and gas saturation in Daning-Jixian Block

深层煤储层富含游离气，有以下5 个方面的证据：(1) 研究区试采井压后放喷点火可燃，火焰高度可达8～9 m，与致密气、页岩气压后放喷特征相似，浅层煤层气压后没有此特征。(2) 生产特征也表明深层煤储层富含游离气：投产后超过80%的井开井就有套压，日产气量上升快，平均54 d 日产气量可达到1 500 m3以上。部分井可自喷生产，DJ17-1 井采用连续油管自携液生产，日产气量可达8 000 m3，JS-01 光套管自喷生产，日产气量9.5 万m3；直井生产3～4 个月，累产气达到30～50 万m3时，产气量陡降至一定水平后稳定生产，如DJ-9 井生产最高日产气量达到6 900 m3、累产气达到35.6 万m3后，日产气量快速下降至4 500 m3稳定生产(图7)。(3) 保压取心测试结果表明游离气含量达到10%～30%，DJ-P20 井 8 号煤保压取心测试表明，甲烷碳同位素变轻，与纯吸附气的变化趋势相反；与游离吸附共产的页岩气同位素波动变化类似[14-16]，8 号煤为−30.7‰～−33.1‰,平均−32.6‰。游离气轻，放气早期游离气先排出，甲烷同位素总体呈现变轻趋势(图8)。(4) DJ22-1V 井8 号煤样品实测解吸气量接近饱和吸附量，采用USBM 方法结算结果证实游离气占比22%～34%，DJ22-1V 井常规钻杆取心，提钻杆时间长达6 h 以上，该井8-5 样品深度2 137.61 m，实测解吸气量(Q2)高达23.5 m3/t；60℃实测等温吸附曲线计算饱和吸附量为25.16 m3/t；损失6 个小时以上，没有游离气不足以支撑高解吸气量(图9)。(5) 通过核磁测试表明孔隙中游离气含气饱和度达到31.5%～59.98%(表4)。

表4 大宁−吉县区块煤岩柱样核磁共振测试结果Table 4 Nuclear magnetic resonance test results of coal and rock cores

图7 DJ-9 排采曲线Fig.7 DJ-9 drainage production curves

图8 DJ-P20 井8 号煤碳同位素变化曲线Fig.8 Carbon isotope variation curve of No.8 coal in well DJ-P20

图9 DJ22-1V 井等温吸附曲线Fig.9 Isothermal adsorption curves from well DJ22-1V

3 开发有利区综合评价

建立埋深大于2 000 m 的深层煤储层“地质−工程”双甜点评价体系，可有效解决深层煤层气开发有利区评价及优选的难题。在常规煤层气甜点评价指标“煤岩宏观组分、煤层厚度、构造特征、顶底板岩性、水文地质、含气量、资源丰度”基础上[17-20]，将气测峰值、录井显示引入作为地质甜点评价指标，引入顶底板岩性煤层与顶底板隔层应力差、顶底板脆性指数、可行性、可改造性等6 项工程甜点指标，建立了“地质–工程”甜点区划分标准(表5)，为深层煤层气先导试验区的优选提供技术支撑。

表5 深层煤层气“地质−工程”甜点区划分指标Table 5 Classification index of deep CBM “geological-engineering” sweet spots

对研究区内各井进行动静态数据处理和分析的基础上，基于表5“地质–工程”甜点区划分指标，编绘了大宁–吉县区块“地质–工程”甜点区分布图，如图10所示。由图中可知，地质–工程Ⅰ类甜点区位于研究区的西北部，地质Ⅱ类工程Ⅱ类甜点区位于研究的中部，地质Ⅱ类工程Ⅰ类甜点区位于研究区的东北部和南部。

图10 大宁−吉县区块“地质–工程”甜点区分布Fig.10 Distribution of geological-engineering sweep spots in Daning-Jixian Block

其中，JS-01 井是地质−工程Ⅰ类甜点区内以8 号煤为目的层的水平井，垂深2 200 m，完钻井深3 601 m，水平段1 045 m，煤层钻遇率90.72%。优选11 级33 簇实施大规模体积压裂，入井总液量3.1 万m3，砂量3 820 m3，平均单级用液量2 818 m3，平均单级加砂量346 m3，最高单级加砂量421 m3。JS-01 井在排液阶段，火焰高7～8 m，12 月4 日光套管生产，呈现出高产气量(日产气量9.4×103～9.7×103m3)、高套压(4.5 MPa)、高携液(日产液量216～230 m3)而且十分稳定的良好生产态势(图11)。JS-01 井的高产，创造了国内2 000 m 以深煤层气产气的最高纪录，实现了我国深层煤层气勘探的重大突破。

图11 JS-01 排采曲线Fig.11 JS-01 drainage production curves

4 结论

a.大宁–吉县区块下二叠统太原组8 号煤宏观煤岩成分以半亮煤和半暗煤为主，热演化程度高，Rran平均2.47%，渗透率低，多介于(0.053～0.054)×10−3μm2，但含气量较高，解吸气量20～35 m3/t；具有“广覆式生烃、高含气、高饱和、高压束缚游离气与吸附气共存”的赋存特征；煤层气主要以高压束缚游离气与吸附气共同赋存，前者主要以高压压缩气状态赋存在孔裂隙中。

b.建立了埋深大于2 000 m 的深层煤储层“地质–工程”双甜点评价体系，包括煤层厚度、构造、含气量、气测峰值、录井显示、顶底板岩性、煤层与顶底板隔层应力差、顶底板脆性指数、可压指数、顶板封盖指数、可改造性等12 项指标。基于所建立的“地质–工程”双甜点评价体系，划分出研究区3 类工程−地质甜点区，地质–工程Ⅰ类甜点区位于研究区的西北部，地质–工程Ⅱ类甜点区位于研究的中部，地质Ⅱ类–工程Ⅰ类甜点区位于研究区的东北部和南部。该评价体系解决了深层煤层气开发有利区评价及优选难题，可有效指导深层煤层气先导试验区优选。

c.下一步建议深化深层煤层气成藏机理及富集规律研究，评价有利区内“黄金”靶区，指导深层煤层气高效开发。