薄—超薄煤层特征及天然气合层开发突破——以沁水盆地潘河区块为例

张 兵 李 勇 贾雨婷 刘欣妍

1.中联煤层气有限责任公司 2.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院

0 引言

根据煤层气勘查评价标准《煤层气资源评价规范：DZ/T 0378—2021》[1]，煤层有效厚度下限为0.5～0.8 m（视含气量大小调整），而在实际资源评价参数取值中一般仅考虑2 m 以上煤层，将小于2 m 的煤层忽略或作为最低品位[2]。煤炭开发中将1.3 m 以下煤层定义为薄煤层[3]，同时也有将0.8～1.3 m 定义为中薄煤层，厚度小于0.8 m 煤层定义为超薄煤层，或者将厚度小于0.6 m 定义为超薄煤层，厚度小于0.4 m 定义为特薄或太薄煤层[4]。基于煤层气资源评价规范的厚度下限（0.5～0.8 m），同时考虑与煤炭勘查中认识相统一，将厚度小于1.3 m 定义为薄煤层，厚度小于等于0.8 m定义为超薄煤层。在煤层气实际勘探开发中，也可以根据煤层气资源评价参数取值标准，将2 m 以下统称为薄煤层，便于煤层气开发过程中实际应用。

自美国圣胡安盆地等地区煤层气勘探开发突破以来，煤系多类型天然气在多个领域实现了开发突破，主要包括：①2000年左右美国粉河盆地在古新统Fort Union 组多煤层[镜质体反射率（Ro）0.3%～0.4%]实现单井高产突破，单煤层厚度介于0.6～75 m，且与砂岩频繁互层（单层煤可进一步分为11 层）；新近系—上白垩统共同构成全油气系统，以连续型煤层气为主，辅以砂岩夹层的构造和岩性气藏，采用空气钻井、裸眼完井、电潜泵和裸杆泵排水采气等技术手段实现规模开发[5]；②2015年以来澳大利亚苏拉特盆地在中侏罗统Walloon 煤系（Ro介于0.3%～0.6%）中实现突破，单煤层厚度介于0.01～3.92 m，煤层平均层数超过100 层，但是煤层顶板发育致密砂岩，气测录井结果显示无烃类，主体呈现多薄低煤阶生物气藏，采用“直井＋裸眼完井＋多层合采”开发策略实现单井高产[6-7]；③我国黔西滇东地区在上二叠统龙潭组实现多煤层合采突破，单层煤厚主体介于0.5～3.5 m，发育10～60 层煤，Ro介于0.7%～4.5%，在煤系砂岩和泥岩中也见气测异常（气测全烃净增值大于或等于0.5%），构成中高煤阶煤系气藏，优先在相对较厚（2 m 左右）煤层实现2～4 层分压合排[8-9]；④近年鄂尔多斯盆地东缘煤系“三气”（煤层气、页岩气和致密气）和煤系石灰岩天然气、铝土岩天然气等展现良好开发潜力，煤系多类型天然气共同构成全含气系统模式，以单层开发为主，辅以同类型多层合采[10-16]。

粉河盆地、苏拉特盆地和黔西滇东地区煤层气的开发也可以统称为多薄层煤层气开发，但是沁水盆地薄—超薄煤层天然气与上述盆地/地区具有明显差异。上述三个盆地/地区煤层厚度总体接近，普遍较薄，且开发中优选了相对较厚煤层。已开发相对成熟的鄂尔多斯盆地和沁水盆地主要围绕下二叠统山西组和上石炭统太原组的两套厚煤层开展工作，但是对石炭系—二叠系其他多层薄煤层的煤层气富集规律和开发潜力缺少认识[17-18]。煤层气开发主力储层中，粉河盆地产出多薄煤层和砂岩共同赋存的生物气[5]；苏拉特盆地在薄煤层中产出生物成因为主、热成因为辅的天然气[6-7]；黔西滇东地区主力开发层段优选2 m 以上煤层，是中高煤阶多层煤层气[8]。当前针对含有相对较厚煤层的含煤盆地中，薄—超薄煤层天然气资源缺少关注，在一定程度上忽略了天然气资源。

实现薄—超薄煤层天然气有效开发，是煤层气产业发展新动力，有助于提高地下资源整体动用效率，支持油气整体增储上产。因此，笔者结合已有开发实践，研究沁水盆地南部潘河区块山西组和太原组两套主力煤层之间，2 m 以下的多层薄—超薄煤层，讨论其煤层气地质和储层条件，结合开发实践提出对应的储层改造技术，以期为该新类型煤层气勘探开发提供借鉴。

1 地质背景

潘河区块内部构造简单，以次级褶皱为主，断层欠发育，对煤层气勘探开发影响较大的断层主要是区域以外西北方的寺头断层（图1-a）。褶皱轴线总体近南北向，平面上呈反“S”形，形态宽缓且两翼基本对称，倾角多介于5°～15°（图1-b）[18-19]。区块地势中部低，东西部高，东部地层相对较陡，中部发育宽缓的短轴向斜。煤层埋深主体介于300～650 m，中部向斜部位较深，周围较浅。含水层有奥陶系石灰岩裂隙岩溶含水层、太原组K2、K3和K4层石灰岩含水层、山西组砂岩裂隙含水层、下石盒子组砂岩裂隙含水层和第四系砂砾石含水层；隔水层主要有上石炭统太原组和山西组隔水层、上石盒子组中下部及下石盒子组隔水层，封闭性良好，各含水层为独立水动力承压系统，基本上没有越流现象[19]。

图1 潘河区块构造背景和地层综合柱状图

沁水盆地共发育15 层煤，其中山西组3 号煤层全区可采，是煤层气开发主力层段，近年来太原组稳定发育的15 号煤层也实现了商业开发[20]。潘河区块太原组发育5～9、11～13 和15 号煤层，这些煤层形成于碳酸盐岩台地—滨海三角洲交互沉积体系（图1-c），除15 号煤层外， 5～9、11～13 号煤层厚度在2 m 以下，是本次薄—超薄煤层研究的主要层段。

2 薄—超薄煤层分布特征

潘河区块薄煤层横向展布总体稳定，仅存在局部尖灭现象（图2）。5 号煤层中南部较厚，北部较薄，厚度介于0.20～1.65 m，平均0.68 m；6 号煤层在中东部不均匀发育，在西部尖灭，厚度介于0.19～0.85 m，平均0.38 m；7 号煤层在北部中区较厚，在南部减薄尖灭，厚度介于0.14～1.49 m，平均0.78 m；8 号煤层在东北部较厚，在西南部较薄，厚度介于0.15～1.60 m，平均0.62 m；9 号煤层厚度在全区稳定，中部偏西最厚，厚度介于0.66～3.16 m，平均1.25 m；11 号煤层厚度在东部较高，西北部减薄尖灭，厚度介于0.32～1.08 m，平均0.62 m；12 号煤层厚度在西部较厚，在东部减薄尖灭，厚度介于0.26～0.88 m，平均0.53 m；13 号煤层整体稳定，在西南部减薄至尖灭，厚度介于0.44～0.81 m，平均0.62 m。

图2 潘河区块薄煤层厚度分布图

基于37 口钻井揭开的220 层薄煤层数据统计，厚度范围介于0.40～0.60 m 之间的煤层频率最大，为30%；其次为0.60～0.80 m 煤层，频率28%；厚度大于0.80 m 煤层总频率为 34%（图3、4）。从潘河区块薄煤层厚度分布可知，薄煤层累计厚度介于2.66～7.46 m，中部较厚，平均累计厚度仅4.75 m。

图3 潘河区块薄煤层厚度分布频率图

图4 潘河区块多薄煤层连井剖面图

3 煤层气地质条件

3.1 煤岩煤质

研究区总体为腐植型无烟煤，Ro主体介于3.65%～4.01%，以半亮煤—光亮煤为主，其中5 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主；6 号煤层有沥青光泽，以暗淡型煤为主；7 号煤层有沥青光泽，以暗淡型煤为主；8 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主；9 号煤层有强玻璃光泽，以光亮型煤为主；11 号煤层有强玻璃光泽，以光亮型煤为主；12 号煤层有弱玻璃光泽，以半暗型煤为主；13 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主。煤岩显微组分以镜质组为主，介于90%～95%，平均93%，惰质组平均含量约为7%。煤中无机组分一般小于10%，主要为黏土矿物，其次为碳酸盐矿物和硫化物。黏土矿物多呈微粒状、细条带状或团块状，碳酸盐矿物为方解石，呈脉状充填于煤的裂隙中。煤质整体为低水分、低挥发分、低—中—高含硫、低—中灰煤（表1、2）。

表1 不同煤层煤质特征表

3.2 渗透性和吸附性

研究区煤层煤体结构较好，以原生、碎裂结构为主，煤层发育多组规模大小不一裂隙，可分为两类，一类是煤化作用过程中形成的内生裂隙，一般只有几毫米到几厘米不等；另一类是在构造应力作用下形成的外生裂隙，延伸距离远，切割深度大。整体来看，潘河区块煤层裂隙倾角大，介于35°～89°，垂直或近似垂直于煤层层理面。煤储层内生裂隙中无充填物，外生裂隙中充填方解石，因裂面呈紧闭状态，方解石以薄膜形式存在。煤岩样品渗透率测试结果显示，6 号煤层平均渗透率为0.2 mD，7 号煤层为1.5 mD，8 号煤层为1.6 mD，9 号煤层为2.8 mD，12 号煤层为0.4 mD，13 号煤层为0.3 mD。当煤层受构造应力作用较强、破碎程度较大时，煤层渗透率随着其破碎程度的增大而有变小的趋势。总体来看，煤层渗透率低，需要储层改造。

煤层等温吸附实验结果显示兰氏体积变化较大，介于18.94～40.06 m3/t，平均31.93 m3/t，兰氏压力介于0.19～1.30 MPa，平均0.72 MPa，含气饱和度约65%，煤层具有较强吸附能力（图5）。

3.3 储层压力和温度

试井资料表明薄煤层储层压力介于1.69～2.98 MPa，储层压力梯度介于0.35～0.58 MPa/100 m；低于正常静水压力梯度，属欠压储层，储层压力与埋深整体呈正相关（图6-a）。研究区地温梯度整体为1.8 ℃/100 m，井温测试数据结果显示薄煤层温度介于18.42～20.91 ℃，与埋深有较好对应关系，与正常地温梯度一致，属于正常地温系统（图6-b）。

图6 储层压力和储层温度与埋深的关系图

3.4 含气性

多层薄煤层含气量总体相对较高，介于9.1～25.7 m3/t，平均为16 m3/t。其中5 号煤层平均含气量为12.5 m3/t，6 号煤层为13.1 m3/t，7 号煤层为15.7 m3/t，8 号煤层为13.4 m3/t，9 号煤层为16.5 m3/t，11 号煤层为16.3 m3/t，12 号煤层为16.1 m3/t，13 号煤层为16.7 m3/t。同时对已有气测录井数据分析，煤层气测值达到10%～100%，邻近砂岩层气测在10%以下，判断砂岩不含气，因此研究区属薄层煤层气，不同于粉河盆地的多薄层煤系气特征[5]。

潘河区块构造简单，煤层分布稳定，水文地质条件清晰，煤层总体为低孔隙度、低渗透率、欠压、欠饱和储层。潘河区块地下水从露头接受补给，在重力驱动下从潘河区块高势能的东部（边界）向深部径流，并在潘河区块西侧潘庄一带形成一个地下水局部“低洼”滞流区[21]，促使潘河西侧煤层含气量普遍高于东侧。区块东侧地层倾角相对较大、煤层底板较高，也会造成煤层气逸失而降低煤层含气量。煤层含气量整体上受地质构造和地下水动力场控制，汇流型的地下水动力场对煤层气富集起主要控制作用。

4 煤层气开发策略

4.1 合层开发层段优选

在煤层多且薄的条件下，要突破以往煤层气煤层开发厚度下限，由单层开发向立体开发转变，开展多薄煤层合采，才能实现效益开发[22]。薄煤层厚度有限、展布不均，整体不利于水平井开发，若进行直井多层压裂合排则可纵向上增加储量动用程度。

从薄煤层地质特征来看，各薄煤层原始压力系统相近（1.69～2.98 MPa），渗透率接近（0.31～0.60 mD），临界解吸压力差异不大（1.74～1.77 MPa），具备合层开采的条件，可以直接同时开发。根据煤层展布特点，薄煤层纵向跨度平均为60.76 m，最大跨度77.11 m，最小跨度52.78 m。薄煤层跨度大，难以通过单次压裂改造所有薄煤层，因此需要开展分层压裂，推荐逐层上返分层压裂，合层排采。

基于上述原则，压裂目标层段的原则要求钻遇薄煤层全部动用，压裂层位优选应从地质和工程两个方面考虑。地质方面主要考虑厚度、漏失风险、距离周边采掘巷道长度。厚度优选原则[23-26]：①厚度大于0.1 m 可开采；②薄煤层厚度小于0.1 m且距离其他薄煤层较近时（距离小于2 m），选择同步压裂。K2/K3含水层漏失区原则：当距离15号煤层水平井距离小于150 m，取消13 号煤层压裂，仅对12 号煤层射孔压裂。煤矿巷道避开原则：距巷道小于200 m 时，取消5 号煤层压裂。工程固井质量要求：煤层附近20 m 内固井质量优良（图7）。

图7 潘河区块薄—超薄煤层压裂层位优选原则图

4.2 压裂工艺技术优化

研究区地应力场方位介于32.1°～55.6°，部署井与已压裂井有沟通风险，而设计压裂缝长介于85～100 m，基于地应力方位和设计的压裂裂缝缝长，目标井与已压裂井沟通窜层的风险较小。煤层地应力介于7.03～7.70 MPa，顶板地应力平均介于8.23～8.98 MPa，底板地应力平均介于8.3～9.14 MPa，目标煤层与隔层的地应力差较小，应力封隔性较差。

为了保证均匀进液，要优选薄煤层射孔段长度，进行精细射孔。在厚度大于0.8 m 的薄煤层中可以针对煤层射孔；针对小于0.8 m 的超薄煤层，当薄煤层距离较近时，优先对薄煤层的石灰岩、砂岩或泥质砂岩顶/底板进行扩射，射开煤层和中间各层。具体的分层及合层开发判别指标主要包括：①薄煤层层间距离24 m 以上采用封隔措施分别压裂；②薄煤层层间存在石灰岩或与已压裂层位较近时采用投球分层压裂；③薄煤层层间不存在石灰岩或与已压裂层位较远时采用合层压裂。

考虑7、8、9 和11 号煤层层内小层较多，间距较小，难以通过工具进行分层，而投球分层压裂存在分层风险，采用大规模整体压裂，使缝高贯穿各煤层及中间隔层，整体合层压裂射开薄煤层。5 ＋6号煤层采用合压，5 号煤层顶板与3 号煤层平均间距为12.6 m，压裂中干扰相对较小。12＋13号煤层合压，13 号煤层底板与15 号煤层平均间距为11.5 m，但是中间存在K2和K3石灰岩层，因此采用投球分层压裂或单层压裂，防止压裂裂缝延伸至已开发层位或石灰岩层。同时在利用15 号煤层不产气井上返薄煤层求产时，下入桥塞或者填砂封堵15 号煤层后射孔或射孔压裂（表3）。

表3 多薄煤层压裂工艺选择表

为保证薄煤层均匀开启，各薄煤层射孔厚度尽可能保持一致，射孔厚度为1 m。当煤层厚度大于或等于1 m 时，对煤层射孔。当煤层厚度小于1 m 时，优先对岩性为石灰岩、砂岩或泥质砂岩的顶/底板进行扩射。薄煤层距离较近（小于0.5 m）时，选择射孔煤层和中间隔层。工程方面原则：射孔段距离套管接箍大于或等于0.5 m。多薄煤层分层压裂改造目的为确保每个层都有较充分的改造，获得足够长的裂缝及足够大的导流能力以满足生产需要，同时确保缝高不能窜入别的层段[27-28]。研究区合层压裂排量介于6～7 m3/min，平均液量为516.1 m3，平均砂量为23.9 m3，平均砂比为6.2%；投球分层压裂排量介于6～7 m3/min，平均液量为676.4 m3，平均砂量为34.3 m3，平均砂比为6.7%。

4.3 开发部署原则

薄煤层厚度有限，展布不均，且无三维地震指导，不利于水平井开发。研究区地应力具有优势方位（32.1°～55.6°），渗透率及裂缝也具有一定优势方位，选择菱形井网累计产气量相对更高。结合经济极限井距计算，合理井距应大于经济极限井距188 m，推荐井距为200～270 m。在具体开发部署中，以最大限度动用地质储量为目的，整体部署，分批实施，边评价边建产；充分利用老井场，利用现有地面装置，节约成本；考虑煤矿挖掘情况，避开近期煤矿挖掘区。开发中需要进一步优化布井，避免受到邻近已有开发井影响，做好地质井漏风险预测。压裂施工中防止与相邻主力煤层（3 号和15 号煤层）开发井压窜，同时排采中关注邻近井压力变化情况，减少对邻井的影响。

5 勘探开发成效

研究区系统开展薄煤层资源评价，落实薄煤层含气面积达17.336 km2，探明储量达20.26×108m3，展现了良好的资源基础。在此基础上，开展了薄煤层多层合采试验工作，获得理想效果。截至2022年底，薄煤层煤层气投产井为134 口，累计产气量0.78×108m3，采出程度为3.87%。134 口在产井中116 口井已产气，日产气量介于200～13 000 m3，平均产气量约2 500 m3/d，其中投产超3 个月的井88 口，整体产能达标率为154%。目前研究区薄煤层正处于产能建设阶段，产量分布规律不明显。2023年投产薄煤层井36 口，主要位于区块中部，当前33口井口见套压，7 口井已达配产。其余井均处于憋压或者上产期，日产气量升至3.7×104m3，累计产气量98.5×104m3。

PH85 井在2021年8月26日投入生产，投产第二天见气，压裂7～9 和11 号煤层，截至2023年4月4日，累计产气量达4.5×106m3，累计产水量达946.34 m3，有253 天日产气量超过10 000 m3，最大日产气量为11 211 m3，平均日产气量7 790 m3，产气效果较好，整体呈稳定上升趋势。PH66 井在2022年3月21日投产，压裂5～9、11 和12 号煤层，压后30 天左右见气，截至2023年4月4日，累计产气量达1.1×106m3，最大日产气量为10 663 m3，前期提产缓慢，上产潜力巨大。PH104 井在2021年11月29日投产，投产第二天见气，压裂5～9、11和12 号煤层，截至2023年4月4日，累计产气量达290×104m3，累计产水量达3 024.26 m3，最大日产气量为9 852 m3，平均日产气量为6 053 m3，整体呈上升趋势。整体来看，薄煤层产气潜力巨大（图8）。

图8 典型多薄层煤层气井生产曲线图

研究区在已大规模投产开发的3 号煤层和15 号煤层基础上，进行潘河薄煤层的开发，产气层得到纵向拓展，不仅能够实现老气田稳产，而且能够实现增产。薄—超薄煤层天然气开发，推动研究区在2022年产能达到3.64×108m3以上，预计2024年将达到年产气量峰值4.55×108m3，年产气量3×108m3以上将稳产7年。

6 结论和认识

1）研究区8 层煤层中除9 号煤层为平均厚度1.25 m 属薄煤层外，其余7 层均为0.80 m 以下的超薄煤层，相邻煤层间距主体介于5～15 m。煤体结构以原生、碎裂结构为主，发育光亮和半亮型煤，含气量在13～19 m3/t，含气饱和度约65%，呈现了多层系立体含气特征。

2）各薄煤层纵向紧邻，压力系统一致，利于合层开发，直井多层压裂合排有效克服了薄煤层厚度有限、展布不均的影响。薄煤层层间距离24 m 以上采用封隔措施分别压裂，以“厚层兼顾薄层，多层优于少层”为原则，煤层间存在石灰岩或与已压裂层位较近时采用投球分层压裂，层间不存在石灰岩或与已压裂层位较远时采用合层压裂。

3）薄—超薄煤层天然气开发推动潘河区块2022年产能达到3.64×108m3，突破了煤层气煤层开发厚度下限，打破了勘探开发禁区；开辟了中高煤阶薄层开发新领域，丰富了煤层气勘探开发类型；发展了成熟探区天然气增储上产新动能，可以充分运用成熟探区已有钻井和集输等设备，大幅降低勘探开发成本。

4）潘河区块薄—超薄煤层天然气开发突破了对煤层气煤层厚度开发下限的传统认识，实现了厚度2 m 以下高煤阶煤层气商业开发，多口单井日产气量突破1×104m3，是煤层气勘探开发地质认识和工程实践的新突破，为煤层气产业突破提供新动能。