深部煤層氣勘探開發(fā)進展與研究

李辛子，王運海，姜昭琛，陳貞龍，王立志，吳　群

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京　100083；2.中國石化華東油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京　210011)

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深部煤層氣勘探開發(fā)進展與研究

李辛子1，王運海2，姜昭琛1，陳貞龍2，王立志2，吳群2

(1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石化華東油氣分公司 勘探開發(fā)研究院，江蘇 南京210011)

摘要:我國煤層氣資源主要分布于深部。鄂爾多斯、準噶爾等盆地部分煤層氣井勘探成功表明深部煤層氣資源在含氣量、含氣飽和度、儲層壓力及臨界解吸壓力等關(guān)鍵參數(shù)方面較淺部有利，開展深部煤層氣研究及勘探是重要前瞻性課題。鄂爾多斯盆地東南緣延川南煤層氣田的勘探，尤其是萬寶山構(gòu)造帶延3井組的成功開發(fā)是我國深部煤層氣開發(fā)獲得突破的1個典型實例。一般來說，影響深部煤層氣開發(fā)的因素較復(fù)雜，是一個系統(tǒng)工程，通?？梢詫⑦@些因素劃分為資源地質(zhì)條件和開采技術(shù)條件兩大類。延川南煤層氣田開發(fā)的經(jīng)驗表明，影響深部煤層氣井產(chǎn)能的主要因素是受地質(zhì)條件控制的壓裂技術(shù)與排采技術(shù)，提高深部煤層氣單井產(chǎn)量的途徑是做好富集高滲區(qū)選區(qū)評價和預(yù)測，加強以壓裂為核心技術(shù)的工程工藝攻關(guān)研究及做好排采管理。

關(guān)鍵詞:深部；煤層氣；勘探；開發(fā)；壓裂；排采

目前我國及世界主要國家煤層氣勘探開發(fā)的目的煤層埋深集中在1 000 m以淺，但是，根據(jù)煤層氣資源埋深分布特征研究表明[1-2]，深部煤層氣資源更豐富，約占61.9%以上，具有重要的戰(zhàn)略意義?？v觀國內(nèi)外文獻，在深部煤層氣地質(zhì)資源和選區(qū)評價、煤層氣井產(chǎn)能評價、勘探與開發(fā)實例等方面的研究均較薄弱，因此，關(guān)于深部煤層氣資源的研究和開發(fā)利用是一個重要的基礎(chǔ)前瞻領(lǐng)域。本文根據(jù)我國煤層氣資源埋深分布特征，沁水、鄂爾多斯和準噶爾等盆地深部煤層氣勘探經(jīng)驗，以及鄂爾多斯盆地東緣含氣帶延川南煤層氣田開發(fā)實例，總結(jié)我國主要深部煤層氣地質(zhì)資源特征及勘探開發(fā)經(jīng)驗和理論研究，探討適應(yīng)深部煤層氣的勘探開發(fā)技術(shù)。

1我國深部煤層氣資源潛力及勘探

1.1我國深部煤層氣資源潛力

1.1.1煤層氣資源主要分布于深部

全國新一輪煤層氣資源評價以煤層埋深2 000 m以淺為評價對象，結(jié)果表明我國煤層氣地質(zhì)資源量埋深1 000 m以淺為14.3×1012m3，占38.9%，埋深1 000～2 000 m為22.5×1012m3，占61.1%[1]。對全國3 000 m以淺煤層氣資源量的研究發(fā)現(xiàn)，煤層埋深1 000～1 500 m資源量約21萬億m3，1 500～3 000 m資源量30萬億m3，分別占總資源量的38.2%和54.5%，而1 000 m以淺的資源量僅占7.3%[2]。根據(jù)我國煤層氣資源評價方法研究及勘探實踐，本文將煤層埋深大于1 000 m視為深部，由此發(fā)現(xiàn)我國煤層氣資源主要賦存在深部煤層中。

1.1.2部分煤礦井采深已超過1 000 m

不完全統(tǒng)計我國煤礦井開采資料表明，全國約有47個煤礦采深超過1 000 m，其中，山東省的新礦集團孫村煤礦井深1 501 m。除了山東省外，大部分深部煤礦井屬于(高)瓦斯礦井。煤礦已經(jīng)開采深部資源的事實昭示，加快促進深部煤層氣資源勘探開發(fā)研究具有現(xiàn)實意義。

1.2深部煤層氣勘探進展

我國在沁水、鄂爾多斯、滇東黔西、準噶爾等地區(qū)開展了深部煤層氣勘探試驗，積累了一些經(jīng)驗。20世紀90年代，在滇東黔西含氣盆地群部署了黔紅2井等，煤層埋深超過1 000 m，由于當時按照常規(guī)油氣井部署、鉆探、壓裂，且后期排采管理不到位，該井日產(chǎn)氣量僅有幾十立方米，因試驗失敗而關(guān)井。近年來，深部煤層氣勘探獲得了局部突破，部分煤層氣井獲得了較好地單井產(chǎn)量[3]，例如沁水盆地鄭莊區(qū)塊鄭60井3號煤深1 337 m，日產(chǎn)氣2 336 m3；鄂爾多斯盆地三交北某井5號煤深2 036 m，試氣點火，套壓3.4 MPa，瞬時產(chǎn)量達1.84×104m3/d；延川南延17井煤層埋深1 497～1 503 m，最高日產(chǎn)氣達3 600 m3，不過遞減較快，下降到500 m3/d以下，難以穩(wěn)產(chǎn)。

1.2.1沁水盆地

沁水盆地晉城地區(qū)淺部煤層氣獲得了商業(yè)性開發(fā)，但是北部勘探卻屢受挫折。例如，和順地區(qū)在500～800 m部署了7口探井及1個15口井的井組試驗，均告失敗。分析其原因，在地質(zhì)方面，主要受淺部陷落柱和斷層發(fā)育影響有關(guān)。陷落柱導(dǎo)致地層塌落，喪失封蓋能力，儲層壓力銳減，煤層氣解吸擴散，含氣量及含氣飽和度低。據(jù)地方煤礦報告，該區(qū)淺部1 km2最多可發(fā)現(xiàn)10余個陷落柱。

另一方面，H6井煤層中深1 175 m，最高日產(chǎn)氣達到1 519 m3/d。該井的突破改變了對深部煤層氣勘探的認識，即對于該區(qū)地質(zhì)條件而言，深部煤層陷落柱不發(fā)育，煤層厚度、含氣量、壓力、含氣飽和度均大于淺部，富集程度好于淺部。鑒于此認識，在1 100～1 300 m的H6井區(qū)部署了井組試驗，有5口井日產(chǎn)氣量超過了1 000 m3/d，表明該區(qū)深部的富集條件比淺部有利。但是該井組80%以上的井平均產(chǎn)量為102 m3/d，產(chǎn)氣曲線大多呈現(xiàn)明顯的單駝峰特征，分析其原因表明，除了深部地質(zhì)因素外，還與工程工藝及后期排采工作制度密切相關(guān)。例如H6井被鄰井壓裂施工壓竄導(dǎo)致產(chǎn)量銳減；而更多的井呈現(xiàn)單駝峰特征的原因是早期排采過快，主要解吸井筒附近氣體，引起應(yīng)力敏感，同時由于壓裂效果偏差，裂縫易于閉合，氣源供給不足所致。

1.2.2鄂爾多斯盆地

鄂爾多斯盆地東緣是我國煤層氣勘探開發(fā)的重要含氣帶。河?xùn)|煤田由于淺部煤炭開采影響，促使煤層氣向深部領(lǐng)域勘探，鄉(xiāng)寧以西的煤田即屬于這類例子。該區(qū)構(gòu)造上位于晉西擾褶帶南端，渭北隆起和陜北斜坡過渡地區(qū)，以小斷層為主，逆斷層多，正斷層少，具有早期擠壓晚期拉張構(gòu)造特征，按構(gòu)造屬性劃分為譚坪構(gòu)造帶和萬寶山構(gòu)造帶。主力煤層為山西組2號煤層，厚度一般3.5～5.5 m，煤層埋深在譚坪構(gòu)造帶為800～1 000 m，少數(shù)井600～800 m；萬寶山構(gòu)造帶為1 000～1 600 m，產(chǎn)建區(qū)平均為1 279 m。

對比延川南2個構(gòu)造帶煤層氣地質(zhì)條件的差異表明，萬寶山構(gòu)造帶埋深雖然大于譚坪構(gòu)造帶，但是萬寶山構(gòu)造帶的地質(zhì)條件卻優(yōu)于譚坪構(gòu)造帶，尤其是深部煤層在含氣量、含氣飽和度、儲層壓力、臨界解吸壓力及保存條件等關(guān)鍵地質(zhì)條件比淺部煤層好；勘探實踐也表明，萬寶山構(gòu)造帶的排采效果較好。這種認識對于煤層氣勘探開發(fā)思路的轉(zhuǎn)變起了重要作用，同時，也對我國普遍存在煤層儲層壓力低、含氣飽和度低等開發(fā)難題有啟發(fā)意義。

1.2.3準噶爾盆地及周緣

準噶爾盆地及其周緣侏羅系八道灣組和西山窯組煤層發(fā)育，煤階熱演化程度低，隨著埋深增加出現(xiàn)褐煤-肥煤等，屬于中低階煤。煤層氣除了吸附氣外，游離氣亦占一定比例。褐煤的孔隙以中孔、大孔為主，因此，褐煤中的游離氣含量可以達到總含氣量的22%～50%，這些游離氣在煤層氣資源評價中不應(yīng)被忽略[4]。根據(jù)中低煤階煤層氣地質(zhì)特征，勘探思路應(yīng)有所改變，即應(yīng)加強保存條件的研究。通常，相比淺部煤層，深部煤層的保存條件要好些。準噶爾盆地彩504井在2 567～2 583 m射開煤層井段，日產(chǎn)氣最高達到6 500～7 300 m3。盡管煤層埋藏深，但局部構(gòu)造高部位斷層活動使煤層次生裂隙發(fā)育，滲透性好，煤層變儲層，游離氣與吸附氣共生、互動、共儲[2]。

總結(jié)新疆煤層氣勘探經(jīng)驗，認為應(yīng)該注意4方面的內(nèi)容。第1方面，天山前陸沖斷帶對煤層的破壞作用。天山北緣發(fā)育3排斷層、地層產(chǎn)狀陡峭，從區(qū)域構(gòu)造分析，把煤層氣資源分割成3個帶狀單元。第2方面，水的分帶性與甲烷菌生長的關(guān)系。次生生物成因氣是中低煤階煤層氣富集的重要特征，由于該區(qū)斷層分布特征決定了水的分帶性和甲烷菌生長的分帶性，從而推測該區(qū)煤層氣富集具有分帶性特征。第3方面，頂?shù)装鍘r性封蓋能力。這對于陸相聚煤環(huán)境的煤層氣保存來說，至關(guān)重要。第4方面，由于淺部煤炭自燃，煤層發(fā)生二氧化碳置換甲烷作用，導(dǎo)致該區(qū)風(fēng)化帶深度加深。根據(jù)米泉地區(qū)20余口井的統(tǒng)計資料，800 m以淺的甲烷含量一般為40%～80%，所以，該區(qū)的風(fēng)化帶可能達到了800 m以深。綜上所述，新疆等侏羅系中低煤階煤層氣發(fā)展方向重點應(yīng)在于深部。

2影響深部煤層氣開發(fā)的因素

影響深部煤層氣開發(fā)的因素較復(fù)雜，是一個系統(tǒng)工程。根據(jù)延川南煤層氣田開發(fā)的初步經(jīng)驗可以將影響煤層氣開發(fā)的因素劃分為資源地質(zhì)條件和開采技術(shù)條件兩大類。

2.1資源地質(zhì)條件

區(qū)域地質(zhì)條件決定了煤層氣形成的規(guī)模，而地質(zhì)儲量是煤層氣開發(fā)井產(chǎn)能的基礎(chǔ)，一般而言，儲量越豐富，資源豐度越高，產(chǎn)能的保障程度越高。

2.1.1區(qū)域地質(zhì)

(1)煤層埋深及煤相變化。

統(tǒng)計表明，萬寶山煤層埋深P90為1 114.6 m，P50為1 272.3 m，P10為1 452.4 m；譚坪煤層埋深P90為767.9 m，P50為880.4 m，P10為1 009.4 m，萬寶山構(gòu)造帶比譚坪構(gòu)造帶煤層埋深平均大391.9 m。埋深變淺，煤層卸壓解吸，含氣量有所降低。譚坪東部-王家?guī)X礦區(qū)煤層埋深較淺地區(qū)含氣量較低即與此有關(guān)。

延川南產(chǎn)建區(qū)煤相變化和頂?shù)装鍡l件方面2個構(gòu)造帶差異不太大。

(2)構(gòu)造及地應(yīng)力。

構(gòu)造部位對煤層氣早期產(chǎn)量有影響。局部高點形成低應(yīng)力、相對高滲區(qū)。早期延川南探井往往部署在構(gòu)造高部位，這些井通常只需較短排采時間即可見到排采效果。斷裂對局部煤層氣井產(chǎn)量具有控制作用。一方面，斷裂發(fā)育會破壞地質(zhì)體的連續(xù)性，斷裂帶內(nèi)煤體結(jié)構(gòu)變差，保存條件變差；另一方面，斷裂的存在對壓裂施工改造不利，壓裂可能激活斷裂形成導(dǎo)水通道。一般來說，萬寶山構(gòu)造帶破裂壓力小于12 MPa即存在遇到隱伏斷裂的風(fēng)險。

地應(yīng)力對煤層氣的滲透率和壓裂縫的發(fā)展有重要影響。鄂爾多斯盆地東緣含氣帶及沁水盆地第四紀處于汾渭地塹活動時期，為張性應(yīng)力體制控制，對滲透率的改善有利。延川南現(xiàn)今地應(yīng)力分析表明，主應(yīng)力優(yōu)勢方位為北西-南東110°左右，但是，不同井區(qū)的地應(yīng)力不同，Y3,Y6和Y10井變化較大，這對井網(wǎng)部署來說，需要根據(jù)地應(yīng)力方向優(yōu)化調(diào)整部署，壓裂施工也應(yīng)據(jù)此做出調(diào)整。

(3)水文地質(zhì)。

延川南煤層氣田2號煤層水質(zhì)平面分布具有“東西分塊、南北成帶”的特征，總礦化度整體呈西高東低的趨勢(圖1)。譚坪構(gòu)造帶屬于弱徑流區(qū)，水型為NaHCO3型，水流自斜坡周邊向中央緩慢滲流；萬寶山構(gòu)造帶以高壓封閉滯留區(qū)為主，水型為CaCl2型。在工區(qū)中北部西掌斷裂帶內(nèi)屬于垂直滲流區(qū)，水體沿斷裂系統(tǒng)垂向緩慢流動。水文地質(zhì)條件對煤層氣保存條件造成了影響，從而在不同構(gòu)造帶煤層氣井產(chǎn)能上有了體現(xiàn)。

圖1　延川南2號煤層水礦化度及pH值分布剖面Fig.1　Cross section of salinity and pH value of No.2 coal seam in Yanchuannan CBM field

2.1.2地質(zhì)儲量

(1)煤層厚度。

煤層厚度是煤層氣儲量的關(guān)鍵參數(shù)之一，也是地層系數(shù)的關(guān)鍵參數(shù)，因此，煤層厚度對煤層氣產(chǎn)能有影響。萬寶山構(gòu)造帶2號煤層厚度P90為3.6 m，P50為4.3 m，P10為5.1 m；譚坪構(gòu)造帶P90為4.2 m，P50為5.0 m，P10為6.1 m，譚坪煤層厚度比萬寶山厚0.7 m左右。但在萬寶山構(gòu)造帶Y3井組和譚坪構(gòu)造帶Y1井組的2號煤層凈厚度對比表明，Y3井組的煤層凈厚度比Y1井組厚0.36 m，這表明Y3井組聚煤環(huán)境較有利，位于萬寶山構(gòu)造帶的厚度甜點區(qū)(圖2)。

圖2　Y3井組和Y1井組2號煤層凈厚度(單位：m)Fig.2　Scheme of net No.2 coal seam thickness in Yanchuannan CBM field注:圖示方格代表井位，一個小方格代表300 m×350 m(Y1小井組除外)的井距，顏色代表煤厚分類

(2)含氣量。

萬寶山構(gòu)造帶含氣量P90為10.9 m3/t，P50為15 m3/t，P10為20.6 m3/t；譚坪構(gòu)造帶含氣量P90為6.7 m3/t，P50為11.2 m3/t，P10為14.3 m3/t。萬寶山構(gòu)造帶的含氣性比譚坪有利。根據(jù)體積法可以計算不同井組的2號煤層的煤層氣井控儲量，2個井組相比，Y3井組的單井井控地質(zhì)儲量大于Y1井組，這表明，Y3井組對產(chǎn)能貢獻的儲量基礎(chǔ)比Y1井組有利。

2.2開發(fā)技術(shù)條件

我國中高階煤滲透率通常小于1×10-15m2，低階煤小于3×10-15m2，根據(jù)Palmer[5]的描述，對比國內(nèi)外煤層滲透率特征，我國多以致密煤為主，煤層氣賦存及“解吸-擴散-滲流”平衡機理復(fù)雜，開發(fā)技術(shù)對單井產(chǎn)量影響較大[6-10]。相對于資源地質(zhì)條件而言，影響開發(fā)技術(shù)的條件可以劃分為氣藏工程、工程工藝和排采管理等3項。

2.2.1氣藏工程

(1)滲透率。

萬寶山構(gòu)造帶煤層滲透率P90為0.2×10-15m2，P50為0.3×10-15m2，P10為0.4×10-15m2；譚坪構(gòu)造帶煤層滲透率P90為0.4×10-15m2，P50為0.45×10-15m2，P10為0.5×10-15m2，譚坪煤層滲透率略高萬寶山，這可能與譚坪煤層埋深淺及煤階為焦煤-貧煤有關(guān)。

(2)壓力系統(tǒng)變化。

延川南區(qū)塊中部的白鶴-中垛斷裂帶對壓力系統(tǒng)造成了顯著影響，從而影響了不同構(gòu)造帶的產(chǎn)能。萬寶山構(gòu)造帶煤儲層壓力值Y3,Y6等井為9.3 ～10.0 MPa，壓力梯度0.6～0.9 MPa/100 m，為欠壓-正常壓力；譚坪構(gòu)造帶Y1,Y2等井儲層壓力值3.6 ～4.5 MPa，壓力梯度0.31～0.52 MPa/100 m，為欠壓，2個構(gòu)造單元顯示出不同的壓力系統(tǒng)。

譚坪構(gòu)造帶煤層解吸壓力P90為2.1 MPa，P50為3 MPa，P10為4.3 MPa；萬寶山構(gòu)造帶煤層解吸壓力P90為4 MPa，P50為6.1 MPa，P10為9.4 MPa，表現(xiàn)出較高的解吸壓力(圖3)。深部煤層解吸空間較大，有利于煤層氣井最終產(chǎn)能的提高。

圖3　延川南2號煤層氣井解吸壓力等值線Fig.3　Isopach of No.2 coalbed methane desorption pressure in Yanchuannan field

(3)井組數(shù)模產(chǎn)能。

井組數(shù)模能提供煤層氣井組的穩(wěn)產(chǎn)期、遞減規(guī)律、井網(wǎng)井距、井間干擾等基本參數(shù)，而這些參數(shù)對煤層氣井產(chǎn)能有較大影響，因此，需要詳細研究。通過CMG軟件分析，發(fā)現(xiàn)萬寶山構(gòu)造帶單井產(chǎn)能明顯高于譚坪構(gòu)造帶。

2.2.2工程工藝技術(shù)

(1)鉆井。

井斜。延川南大量使用叢式井，但是叢式井的井斜對產(chǎn)能有一定影響。井的斜度加大后不利于裂縫在縫口的連接，增大了多裂縫形成的可能性；即使最終連接，各裂縫在連接之前呈現(xiàn)網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，流量在各裂縫之間分流，減小了裂縫寬度，增大了流動阻力和加砂施工的難度，井的斜度增大會增加壓裂施工的困難。

水平井。一般認為，水平井在煤層中解吸面積增大，滲流通道長，是提高煤層氣產(chǎn)能的技術(shù)之一。延川南區(qū)塊共計完成10口水平井，其中7口U型井，3口V型井，均實施了多段壓裂增產(chǎn)措施，一般在2 a后產(chǎn)量可達2 000～6 000 m3/d。

(2)壓裂。

統(tǒng)計表明，譚坪構(gòu)造帶破裂壓力P90為17.0 MPa，P50為26.7 MPa，P10為41.9 MPa；萬寶山構(gòu)造帶破裂壓力P90為18.6 MPa，P50為30.1 MPa，P10為48.8 MPa，深部煤層的破裂壓力明顯高于淺部，尤其是Y23井區(qū)破裂壓力分布為45～58 MPa。異常高壓的存在導(dǎo)致壓裂縫擴展困難，有效半縫長短，供氣面積有限，煤層氣不能穩(wěn)產(chǎn)。另一方面，煤層氣井壓裂施工沒有控制好，容易把鄰井壓竄，產(chǎn)能因此受影響，例如Y16井即受到鄰井壓竄的影響。

由于煤層雙重孔隙結(jié)構(gòu)及體積壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)局限，導(dǎo)致有效支撐縫范圍有限，影響有效解吸區(qū)，制約單井產(chǎn)量，特別是影響峰值產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)期。因此，提高壓裂液的攜砂能力，改善支撐劑的性能，優(yōu)化壓裂施工程序?qū)⒂欣谔岣吡芽p的導(dǎo)流能力和穩(wěn)定性，并影響提高煤層氣井的產(chǎn)能。

2.2.3排采管理

萬寶山排采井從投產(chǎn)到首次見氣天數(shù)P50值為198 d，譚坪則為183 d；萬寶山排采井從見氣到首次1 000 m3天數(shù)P50值為342 d，譚坪則為270 d。萬寶山構(gòu)造帶從投產(chǎn)到見氣井底流壓要下降3.5 MPa，譚坪則只需下降2.5 MPa；從見氣到首次產(chǎn)氣1 000 m3萬寶山構(gòu)造帶井底流壓要下降1.8 MPa，譚坪則只需下降0.8 MPa。對比發(fā)現(xiàn)，深部煤層氣井達產(chǎn)期長，所損失的井底流壓亦要大于淺部。

延川南排采經(jīng)驗還表明，排采管理的關(guān)鍵在于調(diào)控好煤層氣井的解吸-擴散-滲流平衡，而最大程度的實現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)則需要煤層氣井連續(xù)、穩(wěn)定、長期、緩慢的排采。

3討論

3.1深部煤層氣產(chǎn)能綜合評價

3.1.1影響煤層氣產(chǎn)能因素評價體系

總結(jié)深部煤層氣勘探開發(fā)經(jīng)驗[11-18]發(fā)現(xiàn)，資源地質(zhì)條件是影響煤層氣產(chǎn)能的基礎(chǔ)條件，開采技術(shù)是實現(xiàn)產(chǎn)能的必要條件，基于層次分析法的研究認為這兩大類條件宜視作同等重要(表1)。表中的參數(shù)賦值是根據(jù)各個參數(shù)的重要性兩兩比較后確定的，一般而言，賦值大的參數(shù)對產(chǎn)能的影響較大，這些因素包括構(gòu)造、含氣量、滲透率、壓力系統(tǒng)變化、壓裂改造效果及排采等。對于不同的單井、井組或產(chǎn)建區(qū)，影響產(chǎn)能的主控因素可能不同，需要具體分析及開展不同影響因素之間的綜合研究。

表1　影響煤層氣產(chǎn)能因素分類

3.1.2影響延川南井組產(chǎn)能的因素

與常規(guī)氣井相比，煤層氣井產(chǎn)能受井間干擾效應(yīng)的影響明顯[8]，因此，通常分析煤層氣產(chǎn)能時需要開展井組研究。

影響延川南井組煤層氣產(chǎn)能的因素可以概括為三大類。Ⅰ類是地質(zhì)與壓裂綜合因素所致，其原因是地質(zhì)構(gòu)造上存在隱伏斷裂，壓裂施工壓開斷裂溝通含水層，壓裂效果未達到預(yù)期目的；這類井表現(xiàn)為構(gòu)造解釋上鄰近斷層、壓裂施工破裂壓力異常低、排采水的礦化度明顯低于臨區(qū)、氣液比低。Ⅱ類是排采不當，故障頻發(fā)，修井不及時，導(dǎo)致排采連續(xù)性破壞，引起應(yīng)力敏感，出現(xiàn)煤粉/砂堵、水鎖、氣鎖，造成儲層不可逆?zhèn)?，影響氣井預(yù)定產(chǎn)能的實現(xiàn)。Ⅲ類是地質(zhì)條件或開發(fā)技術(shù)的單因素引起的，比如煤層厚度、含氣量、滲透率、固井質(zhì)量、壓裂工藝等，這反映了煤層氣開發(fā)的強非均質(zhì)性和復(fù)雜性。

以萬寶山構(gòu)造帶Y3井組為例，井組內(nèi)總礦化度低的井主要位于井組東北部Y6-4-18井區(qū)，綜合井組總礦化度、區(qū)域斷裂分布、壓裂和排采效果分析，該井區(qū)發(fā)育北東向隱伏斷裂，壓裂溝通外來含水層，導(dǎo)致井區(qū)產(chǎn)能低(圖4)。研究發(fā)現(xiàn)，Y3井組Y6-4-18井區(qū)及Y1井組Y1-22-12井區(qū)存在地質(zhì)與壓裂主控的影響產(chǎn)能的Ⅰ類因素，而Ⅱ類在產(chǎn)建區(qū)不同程度地存在，這2類是延川南煤層氣井低產(chǎn)的主要因素。

圖4　延川南Y3井組煤層氣產(chǎn)能綜合分析Fig.4　Comprehensive analysis chart of Y3 CBM well group in Yanchuannan field

3.2煤層氣開發(fā)經(jīng)濟效益

以南華北盆地柴1井經(jīng)濟評價研究發(fā)現(xiàn)，經(jīng)濟效益差是制約深部煤層氣規(guī)模開發(fā)的一個重要原因。柴1井主力煤層井深1 989.1～1 999.8 m，單層煤厚10.7 m，含氣量11.18～21.94 m3/t，蘭氏體積為31.35 m3/t，蘭氏壓力為4 MPa。設(shè)定滲透率0.02×10-15,0.05×10-15,0.4×10-15和0.4×10-15m2四種情形，評價期15 a，每年生產(chǎn)330 d，含稅氣價1 560元/1 000 m3，商品率97%，補貼200元/1 000 m3，采用現(xiàn)金流量法進行經(jīng)濟性分析。結(jié)果表明，煤層氣產(chǎn)量、天然氣價格和建設(shè)投資的變化對財務(wù)內(nèi)部收益率的影響程度最大，經(jīng)營成本的變化對財務(wù)內(nèi)部收益率等指標的影響程度相對較小。反算稅后內(nèi)部收益率(IRR)達到12%時即達到盈虧平衡所需要的天然氣價格按照假設(shè)滲透率情形分別需要氣價5 598,3 818,2 619和1 678元/1 000 m3。

對于研究提高煤層氣開發(fā)經(jīng)濟評價的因素，除了優(yōu)選高滲富集區(qū)，提高工程工藝技術(shù)，優(yōu)化目標層位(煤系地層立體勘探)外，還需要研究適當?shù)膰邑斦a貼政策，探討稅后內(nèi)部收益率(IRR)從12%降低為8%～10%的可行性，考慮煤系地層多種資源綜合開發(fā)利用的模式。

3.3利用煤炭地下氣化技術(shù)開發(fā)煤層氣

現(xiàn)今煤層氣增產(chǎn)技術(shù)包括壓裂技術(shù)、水平井鉆井技術(shù)、洞穴完井技術(shù)、注CO2驅(qū)氣技術(shù)等。其中，水力壓裂技術(shù)在我國廣泛使用，但它亦有局限性，包括產(chǎn)生單方向壓縮使自然裂縫閉合或形成復(fù)雜隨機的裂縫形態(tài)、向煤層注入液體可能傷害產(chǎn)層、易于形成煤粉和砂堵塞(人造構(gòu)造煤)、受斷層和高滲透層等地質(zhì)非均一性的影響產(chǎn)生高漏失等，所以，壓裂技術(shù)還需要進一步改進研究。

煤炭地下氣化技術(shù)是一個有別于壓裂技術(shù)的前瞻性課題。該技術(shù)在煤層氣增產(chǎn)技術(shù)中可以將洞穴完井提高滲透率、增溫解吸、CO2置換CH4等原理以及水平井鉆井技術(shù)綜合利用，形成1個集成增產(chǎn)開發(fā)技術(shù)[19]。初步研究表明，受控注入點后退氣化工藝(CRIP)適用于大深度煤層和特厚煤層[20]。氣化大深度(1 000 m以深)煤層時，一個產(chǎn)氣孔可連接1組垂直注入孔，煤氣可通過已燒過的空穴流動，解決了在高的巖層壓力下保持通道的問題。該種技術(shù)在深部煤層氣開發(fā)中應(yīng)用的一個有利條件是深部煤儲層壓力較大，這樣可以在適當降低氣化爐氣體壓力而有維持該壓力大于淺部壓力，使得氣化在相對高壓下進行，待氣化進行到煤層氣增產(chǎn)的各項效應(yīng)發(fā)揮作用時，便可以停止氣化增產(chǎn)作業(yè)，開始生產(chǎn)煤層氣了。

4結(jié)論

(1)我國煤層氣資源主要賦存在深部。鄂爾多斯、準噶爾等盆地部分煤層氣井勘探成功表明深部煤層氣資源在含氣量、含氣飽和度、儲層壓力、臨界解吸壓力及保存條件等關(guān)鍵參數(shù)方面較淺部有利，開展深部煤層氣研究及勘探是重要前瞻性課題。

(2)影響深部煤層氣開發(fā)的因素較復(fù)雜，是一個系統(tǒng)工程，通?？梢詫⑦@些因素劃分為資源地質(zhì)條件和開采技術(shù)條件兩大類。

(3)延川南煤層氣井低產(chǎn)的主要因素是地質(zhì)與壓裂主控的Ⅰ類因素，及排采不當引起產(chǎn)量降低的Ⅱ類因素。延川南煤層氣產(chǎn)建區(qū)提高產(chǎn)量的途徑是做好富集高滲區(qū)選區(qū)評價和預(yù)測，加強以壓裂為核心技術(shù)的工程工藝攻關(guān)研究及做好排采管理。

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Progress and study on exploration and production for deep coalbed methane

LI Xin-zi1，WANG Yun-hai2，JIANG Zhao-chen1，CHEN Zhen-long2，WANG Li-zhi2，WU Qun2

(1.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,ChinaPetrochemicalCorporation,Beijing100083,China;2.PetroleumExploration&ProductionResearchInstitute,EastBranch,ChinaPetrochemicalCorporation,Nanjing210011,China)

Abstract:According to the results of China’s new round of CBM resource evaluation in 2006,coalbed methane (CBM) resources were mainly concentrated in the deep seams (coal seam depth in 1 000-2 000 m),but studies related to deep CBM theory were limited,and exploration operations were rare.In this paper,based on the main distribution of coalbed methane resources in the deep coal seams in China,the current deep coal seam mining and CBM exploration wells in Erdos basin and Junggar basin indicate that the exploration and development of deep CBM shows some potential,although the appraisal wells of commercial value occur only in a few pilot areas.By comparing different coal seam depth studies in Yanchuannan block in Erdos basin,it could be concluded that the key parameters such as the gas content,gas saturation,reservoir pressure and critical desorption pressure of deep coal seams were commonly higher than in shallow coal seams.In general,it was a complex system engineering to evaluate the factors of deep CBM production,which generally include resource geology and development technology.Geological conditions of deep CBM were more complicated than those of shallow CBM,which resulted in that the development technology applied in these area was difficult.According to the experience of exploration and production in Yanchuannan pilot CBM project,it was fracturing technique adapted for deep geological condition and draining technology that responsible for favorable well production.Based on this study,it is proposed that the improved well production way of deep CBM is to do the evaluation and prediction of sweet point,to study the fracturing technology and to manage drainage working system.

Key words:deep coal seam;coalbed methane;exploration;production;fracturing technique;draining technology

中圖分類號:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0024-08

作者簡介:李辛子(1972—)，男，廣東興寧人，高級工程師，碩士。E-mail:lixinzi@pku.org.cn

收稿日期:2015-09-16修回日期:2015-11-25責(zé)任編輯:許書閣

李辛子，王運海，姜昭琛，等.深部煤層氣勘探開發(fā)進展與研究[J].煤炭學(xué)報,2016,41(1):24-31.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9003

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