煤层气成藏特征及高产富集条件

煤层气成藏条件、开采特征及开发适用技术分析~

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙斌 王勃 孙钦平 陈刚 孔祥文
作者简介:赵庆波,1950年生,教授级高级工程师,中国石油天然气集团公司高级技术专家,中国地质大学(武汉)兼职教授;中国石油学会煤层气学组副组长;主要从事煤层气勘探开发工作,编写专著17部,发表学术论文50余篇。地址:河北省廊坊市万庄44号信箱煤层气所。电话:(010)69213108。E-mail:[email protected]
(中国石油勘探开发研究院廊坊分院 廊坊 065007)
摘要:煤层气成藏模式可划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型;煤层气成藏期可划分为早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏,特别指出了开采中二次成藏的条件。利用沉积相分析厚煤层的层内微旋回,细划分出优质煤层富含气段;进一步利用沉积相探索成煤母质类型及其对煤层气高产富集控制作用;阐述了构造应力场及水动力对煤层气成藏的作用机理。总结了煤层气开采特征:指出了煤层气井开采中的阻碍、畅通、欠饱和三个开采阶段,并认为欠饱和阶段可划分为多个阶梯状递减阶段;由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征。根据地质条件分析了二维地震AVO、定向羽状水平井、超短半径水力喷射、U型井、V型井钻井技术的适用性及国内应用效果。
关键词:煤层气 成藏模式 成煤母质 高产富集 开采特征 适用技术
Coalbed Methane Accumulation Conditions, Production Characteristics and Applicable Technology Analysis
ZHAO Qingbo SUN Fenjin LI Wuzhong LI Guizhong SUN Bin WANG Bo SUN Qinping CHEN Gang KONG Xiangwen
(Reserch Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Langfang Branch, Langfang 065007 China)
Abstract: Accumulation model of coalbed methane can be divided into three types: authigenic reservoir with adsorbed gas, authigenic reservoir with free gas and authigenic source rock with external reservoir. Three accumu- lation stages are indicated as early stage accumulation,late stage accumulation with tectonic reworking and second- ary accumulation during development. Conditions for secondary accumulation during development are specially in- dicated. Micro-cycle in thick coal are analyzed using sedimentary facies. Coalbed interval with high gas content is classified, and further more, coal-forming sources type and its controling on coalbed methane productive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Production characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked,unblocked and unsaturated production stages are indicated, and unsaturated stage is considered to be divided into several deple- tion stages; structure localization and inner layer heterogeneity result in three production characteristics-self-sup- porting, exporting and importing types. According to geological setting,the applicability and its effect of 2 dimen- tional seismic AVO (Amplitude versus Offset), pinnate horizontal multilateral well, ultrashort radius hyraulic jet- ting, U and V type well drilling technique is analyzed.
Keywords: Coalbed methane; accumulation model; coal-forming sources; productive and enrichment; pro- duction characteristics; applicable technology
1 煤层气成藏条件分析
1.1 煤层气成藏模式和成藏期
1.1.1 煤层气成藏模式划分为三类
自生自储吸附型:煤层气大部分以吸附态存在于煤层中,构造相对稳定的斜坡带富集。如沁水盆地南部潘庄水平井单井平均日产气3万m3;郑试60井3#煤埋深1337m,日产气2000m3。
自生自储游离型:煤层吸附气与游离气多少是相对的,多为同源共生互动,煤层气一部分以游离态存在于煤层中,有的局部构造高点占主体,早期煤层埋藏深、生气量高,后期抬升煤层变浅压实弱,次生割理发育渗透性好,两翼又是烃类供给指向,在有利封盖层条件下局部高点形成高渗透的高产富集区。准噶尔盆地彩南地区彩504井,构造发育的断块高点煤层次生割理裂隙发育物性好,游离气与吸附气同源共储,煤层深2575m,日产气6500m3。
内生外储型:煤层作为烃源岩,生成的气体向上部或围岩运移,在有利的圈闭条件下在砂岩、灰岩中形成游离气藏,使吸附气、游离气具有同源共生性、伴生性、转换性和叠置性,可在平面上叠加成大面积分布。鄂尔多斯盆地东缘韩城地区WL2~015井山西组煤层顶板砂岩厚14.1m,压裂后井口压力为2.32MPa,日产气2400m3。

图1 煤层气成藏模式图

1.1.2 煤层气成藏期划分为三类
早期成藏:随着沉积作用的进行,煤层埋深逐渐增加,大量气体持续生成。充分的生气环境,良好的运聚势能,足够的吸附作用,有利的可封闭、高饱和、高渗透成藏条件,为早期成藏奠定了基础。这类气藏δ13C1相对重(表1),表现为原生气藏特征。
构造改造后期成藏:系统的动平衡一旦被构造断裂活动打破,即煤层气藏将被水打开,煤层割理被方解石脉充填,则能量将再调整、烃类再分配,古煤层气藏遭受破坏,新的高产富集区块开始形成(图2)。
受构造抬升后在局部出现断裂背斜构造,抬升使煤层压力降低,气体发生解吸,构造运动产生的裂隙又沟通了低部位的气体,使之向局部构造高点运移聚集。当盆地沉降接受沉积时,压力逐渐增大,再次生气,背斜翼部气体再吸附聚集,这类气藏多为次生型,δ13C1相对轻(表1)。
表1 不同类型气藏CH4含量及δ13C1分布表



图2 煤层气运聚成藏过程

开采中二次成藏:煤层气原始状态为吸附态,开采中压力降至临界点后打破原平衡状态转变为游离态,气水将重新分配,解吸气窜层或窜位,从而形成煤层气开采中的二次成藏,这是常规油气不具备的条件。煤矿区这类气藏由于邻近采空区CH4含量较低。
(1)煤层气二次成藏中的窜位
窜位是指煤层气开采中气向高处或高渗区运移,水向低部位运移,形成煤粉、气、水三相流,再开发几年进入残余态,微小孔隙、深部气大量产出。煤层气开采过程中,在同一地区,有些井高产,有些井低产,这与他们所处的构造部位有关,解吸气向构造顶部或高渗通道差异流向或“游离成藏”,煤层气发生窜位,使得高点气大水少,甚至后期自喷,向斜水大气少。如蒲池背斜煤层气的开发实例(图3,表2)。
该地区早期整体排水降压单相流,中期气、水、煤粉三相流,后期低部位降压,高部位自喷高产气井单相流,4年后基本保持现状。区块中477口直井和57口水平井已开采4年多,目前产气不产水直井、水平井分别为29%、11%,产水不产气分别为12%、19%。
(2)煤层气二次成藏中的窜层
窜层是指煤层气开采中或煤层采空区上部塌陷中解吸气沿断层裂隙或后期开发中形成的通道等向上再聚集到其他层位。主要有五种情况:(1)原断层早期是封闭的,压力下降到临界点后是开启的;(2)水平井穿透顶底板和断层;(3)压裂压开顶底板;(4)开采应力释放产生裂缝使解吸气穿透顶底板进入砂岩、灰岩形成游离气;(5)煤层采空后顶板坍塌应力释放,底部出现裂隙带。
典型实例分析:
(1)阜新煤矿区开采应力释放导致二次成藏
采动、采空区:阜新钻井7口,采空区坍塌后在煤层顶部砂岩裂隙带单井日产气1.5万~2.15万m3,CH4含量大于50%。生产1年,单井累计产气折纯最高260万m3;阳泉年产气7.16亿m3,90%是邻层抽采;铁法70%煤层气是采动区采出(图4)。

图3 蒲池背斜煤层气开发特征图

表2 蒲池背斜开发井开采情况


注:日产气及日产水两栏中分子为四年前产量,分母为目前产量。

图4 采动、采空区煤层气开采示意图

(2)直井压裂窜层
蒲南3~8井压裂显示超低破裂压力,为9.6MPa,低于邻井10MPa以上,初期日产水62m3,4年后目前为54.8m3,累计产气仅有3.8万m3。
(3)水平井窜层
FZP03~1井煤层进尺4084m,钻遇率81%,主、分支共钻遇断层4条,明显钻入下部水层,开发效果差(图5):最高间歇日产气1366m3,累计产气29万m3,累计产水4.3万m3,目前日产气392m3,日产水28m3;原水层的构造高点被解吸气占据。而比该井浅75m的FZP03-3井日产气3783m3,日产水5m3。
在煤层气的勘探开发中应形成一次开发井网找煤层吸附气,二次开发井网找生产中由于开采中压力下降,烃类由吸附态变游离态使气水重新分配,打破原始平衡状态,解吸气窜层或窜位形成二次成藏的游离气藏的勘探开发思路。
1.2 有利的成煤环境和煤层气高产富集旋回段
以往油气勘探上用沉积相分析砂体变化特征,通过对大量煤层粘土矿物分析、植物鉴定、测井特征,特别是全煤层取心观察,以及煤质和含气性分析认为:沉积环境对煤层气的生成、储集、保存和渗透性能的影响是通过控制储层物质组成来实现的,层内的非均质性和煤质的微旋回性受控于沉积环境,并控制层内含气性和渗透性的非均质变化。
平面上:河间湾相煤层厚、煤质好、含气量高、单井产量高,河边高地和湖洼潟湖相相反(表3)。

图5 FZP03-1、FZP03-3水平井轨迹示意图

表3 鄂东气田C—P不同煤岩相带煤质与产量数据表


纵向上:受沉积环境影响,厚煤层往往纵向上形成夹矸、暗煤、亮煤几个沉积旋回,亮煤镜质组含量高、渗透率高、含气量高。不同的煤岩组分受成煤母质类型的控制,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
武试1井9#煤可划分为4个层内微旋回(图6)。灰分含量:暗煤14%~15%,亮煤3.7%~5.1%;镜质组含量:暗煤23%~49%,亮煤66%~79%。
1.3 构造应力场对煤层气成藏的控制作用
古应力场高值区断裂发育,水动力活跃,煤层矿化严重,含气量低;低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高。局部构造高点也往往是应力场相对低值区,并且煤层渗透率高、单井产量高,煤层气保存条件好,煤层没被水洗刷,含气量高。
1.4 热演化作用对煤层气孔隙结构的控制作用
高煤阶以小于0.01μm的微孔和0.01~1μm中孔为主,一般在80%以上,中、微孔是煤层气主要吸附空间,靠次生割理、裂隙疏通运移;

图6 武试1井9#煤沉积旋回图


图7 高、低煤阶孔隙结构特征

低煤阶以>1μm大孔和中孔为主,演化程度低,裂隙不发育,大孔是吸附气、游离气主要储集空间和扩散、渗流和产出通道;
中煤阶以中、大孔为主,中、大孔是煤层气扩散、渗流通道。
核磁共振:煤层气藏储层的T2弛豫时间谱,为特征的双峰结构,与常规低渗透储层T2弛豫时间谱相对照,煤层气储层的两个峰之间有明显的间隔,这说明对于煤层气储层,束缚水与可动流体并不能有效沟通。然而不同煤阶煤储层T2谱的结构不同,这源于不同的孔隙结构(图7、图8),低煤阶以大孔为主、高煤阶以微孔小孔为主,高煤阶曲线峰值煤层左峰高右峰低,峰值中间零值,低煤阶相反,左峰为不可流动孔隙,右峰为可流动的次生割理裂隙储集体;高煤阶右峰可流动峰值越高(割理发育),气井产量越高(图9)。
1.5 水动力场对煤层气藏的控制作用
局部构造高点滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。地下水一般在斜坡沟谷活跃,符合水往低处流、气向高处运移的机理。樊庄区块滞流—弱径流区域多为>2500m3/d高产井;东部地下水补给区含气量3/t、含气饱和度55%,见气慢,单井产量200~500m3/d(图10)。
2 煤层气开采特征
对于中国中低渗透性煤层,煤层气井一般为300m×300m井距,单井产量稳产期4~6年,水平井更短,开采中划分为上升期、稳产期、递减期三个阶段,递减期又可划分为多个阶梯状递减阶段。
2.1 构造部位和层内非均质性的差异形成三类开采特征
自给型:往往位于构造平缓、均质性强的地区。气产量为本井降压半径之内解吸的气从本井产出。排采井一般处于构造平缓部位,层内均质性强。日产气上升—稳产—递减三个阶段,这类井多低产(图11)。

图8 不同煤阶孔隙分布特征图


图9 不同煤阶煤储层T2弛豫时间谱


图10 樊庄区块地下水与含气量、煤层气高产区关系图


图11 煤层气单井开采特征图

外输型:位于构造翼部、非均质性强的地区。气产量一部分通过本井降压解吸半径内从本井产出,而大部分通过高渗通道或沿上倾部位扩散到其他井内产出。排采井一般处于构造翼部、非均质性强。日产气低产或不产—上升—缓慢递减,这类井多低产,并且产量递减快。
蒲池背斜的P1-11、PN1-1、PN2-5、HP1-10、HP2-11-3井位于背斜的翼部,属于构造的相对低部位,基本上没有气产出,而产水量较大,分析由于降压而解吸出来的气体向构造高部位运移而没有产出,具有输出型的开采特征。
输入型:多位于构造高点。初期本井降压解吸气随降压漏斗从本井产出,后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出。排采井处于构造高点,这类井一般高产、稳产期长。日产气上升—稳产—上升—递减。
蒲池背斜中位于构造高点的PN1-4、P1-3、PN2-7、P1-5井产气量高而产水量低,这与低部位气体的扩散输入有关,具有典型的输入型开采特征。
2.2 降压速率不同形成三类开采效果
2.2.1 畅通型解吸
抽排液面控制合理,降压速率接近解吸速率,有效应力引起的负效应小于基质收缩引起的正效应,渗透率随开采的束缚水、气产出上升—稳定,气泡带出部分束缚水,产量理想(图12-Ⅰ)。以固X-1井为例,该井排采制度合理,经半年的排水降压后液面基本保持稳定,日产气稳定在4320m3/d以上,目前还保持稳产高产。

图12 不同措施煤层气井产气影响特征曲线

2.2.2 超临界型解吸
解吸速率小于降压速率,降压液面下降速度太快,煤层裂缝、割理产生应力闭合,日产气急剧上升—急剧下降,渗透率下降—稳定,产气效果差(图12-Ⅱ)。以固Y-2井为例,该井经30余天的排水降压,液面降至煤层以下,由于抽排速度过快,前期产气效果差,2010年7月二次压裂及排采制度调整后,气体日产气量最高达4000m3/d,后期稳定在1600m3/d以上;PzP03井在产气高峰期日降液面63~87m,造成该井初期是全国单井产量最高(10.5万)而目前是该区单井产量最低的井。
2.2.3 阻碍型解吸
降液速率过慢,解吸速率大于降压速率,有效应力引起的负效应大于基质收缩的正效应,气泡变形解吸困难,降压早期受煤粉堵塞,液面阻力作用解吸不畅通,日产气不稳定,开发效果差(图12-Ⅲ)。FzP03-3井开采770天关井26次以上,开发效果很差。
2.3 煤层水类型及其开采特征
煤层水可划分为层内水、层间水和外源水;高产气区为层内、层间水,有外源水区为低产气区。
(1)层内水:煤层割理、裂隙中的水。日产水小,开采中后期高部位几乎不产,低部位递减。层内水又可进一步划分为可动水(洞缝)、吸附水(煤粒面)、湿存水(-5cm毛管内)、结晶水(碳酸钙)四类。
(2)层间水:薄夹层水渗入煤层。开采中产水量明显递减,可控制。
有层间水的气井连续降压可控制水产量,提高开发效果。沁水樊庄FzP11-1井煤层总进尺4710m。2009年4月投产,最高日产水175m3,目前日产气21436m3,日产水20.7m3,套压0.15MPa,液面4m,累计产水3.7万m3,累计采气814万m3。可以看出,对有层间水进入煤层气井的情况,短期加大排水量,后期日产气持续上升,开发效果较好。
(3)外源水:断层或裂缝沟通高渗奥灰水及其他水层。产水大,难控制。
3 煤层气勘探开发适用技术分析
3.1 地震AVO技术预测高产富集区
煤层与围岩波阻抗差大,煤层本身是强反射。其内含气、含水的差异在局部异常突出:高含气后振幅随偏移距增大而减少产生AVO异常(亮点),这与常规天然气高阻抗振幅随偏移距增大而增大出现的亮点概念不同,具有以下特征:高产井强AVO异常(高含气量低含水),煤层段为大截距、大梯度异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常(低含气量高含水)为低含气、低饱和、低渗透特征。
煤层气高产区强AVO异常区的吉试1井5#煤含气量21m3/t,日产气2847m3(图13);低产区弱AVO异常的吉试4井5#煤含气量12m3,日产气64m3,产水90m3。据此理论,可用地震AVO技术预测高产富集区。

图13 吉试1井5#煤AVO特征图

3.2 定向羽状水平井钻井适用地质条件
全国已钻定向羽状水平井160余口,单井最高日产气10.5万m3。定向羽状水平井技术适合于开采较低渗透储层的煤层气,集钻井、完井与增产措施于一体,能够最大限度地沟通煤层中的天然裂缝系统,使同一个地区单井产量可提高5~10倍,适用地质条件有以下10点:
(1)构造稳定无较大断层:FzP03-1钻遇4条断层,日产气最高1366m3,目前687m3,日产水32~75m3;韩城04、07、09井日产水20~48m3,日产气小于60m3。
(2)远离水层封盖条件好:三交顶板泥岩厚3,19个月产水4.6万m3,不产气。
(3)软煤构造煤不发育:韩城、和顺12口井单井平均日产气720m3。
(4)煤层埋深小于1000m:煤层深800~1000m的武m1-1、Fz15-1井日产气3。
(5)煤厚>5m:柳林CL-3井煤层厚4m,最高日产气0.95万m3,稳产160天递减,日产气2807m3,累计121万m3。
(6)含气量>15m3/t:潘庄东部8m3/t(盖层厚2~5m),北部15~22m3/t(盖层厚>10m),尽管东部比北部浅100~200m,而北部6口井单井平均日产气3.0万m3,东部7口为1869m3,最高3697m3,相距6km单井产量差20倍。
(7)主分支平行煤层或上倾:单井平均日产气、阶段累计和地层下降1MPa采气效果分析,水平井轨迹:平行煤层产状最好,其次上倾,下倾差;“凸”“凹”型最差。
(8)煤层有效进尺>3000m:水平段煤层进尺3,阶段累计采气3。
(9)分支展布合理:主支长1000m左右,分支间距200~300m,夹角10°~20°。
(10)煤层有效钻遇率>85%:10口井煤层钻遇率3,最高3,阶段平均累计采气27万m3。
3.3 超短半径水力喷射钻井适用条件
我国利用该技术已钻煤层气井23口以上,效果均不理想。主要原因为低渗透,喷孔直径小、弯曲大,前喷后堵;水力喷射开窗直径28mm,孔径小,排采中易被煤粉和水堵塞。可进行旋转式大口径喷咀和裸眼喷射试验。
3.4 “山”型井、U型井、V型井钻井适用条件
由于中国煤层气藏具有低渗透的特点,且多属断块气藏,U型水平井沟通煤层面积小,应用效果较差。我国钻U型水平井16口以上,增产效果不明显。
SJ12-1井分段压裂日产气稳产1750m3,累计产气19.1万m3,开采3个半月后已递减。水平段下油管、玻璃钢管都取得成功,低渗透气藏效果差。较高渗透区[(1.0~3.6)×10-3μm2]效果好:彬长、寺河单井日产气0.56万~1.4万m3。
今后可进行1口水平井穿多个直井的“山”字型井组试验,目前国外利用该技术开发盐岩已成功。
4 结论
(1)根据中国煤层气勘探开发实践认识将煤层气成藏模式划分为自生自储吸附型、自生自储游离型、内生外储型三类;同时,认为煤层气成藏期划分早期成藏、后期构造改造成藏和开采中二次成藏三类,开采中二次成藏将是煤层气开发二次井网的主要产量接替领域。
(2)利用沉积相分析厚煤层、优质煤层和高产富集区;分析厚煤层的层内微旋回,成煤母质控制煤岩组分和单井产量,高等植物丰富,经凝胶化作用形成的亮煤,灰分低、镜质组高、割理发育、含气量高,是高产富集段;碎屑物质、水溶解离子携入或草本成煤环境的暗煤相反。
(3)古应力场低值区则煤层割理发育,处于承压水封闭环境,煤层气保存条件好,含气量高;滞留水区低产水高产气,向斜承压区高产水。
(4)由构造部位和层内非均质性的差异形成自给型、外输型和输入型三类开采特征,由降压速率不同形成畅通型、阻碍型和超临界型三类开采效果。
(5)高产井强AVO异常,即亮点中的强点;低产井弱AVO异常,为低含气、低饱和、低渗透特征。定向羽状水平井在适用的地质条件和钻井方式下才能取得较好的开发效果;超短半径水力喷射应首选渗透率较高、煤层构造相对稳定、含气量和饱和度较高煤层应用;U型、V型水平井钻井技术在低渗透气藏中效果差,高渗透区效果好。
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煤层气高产富集的基本条件受多种因素控制。以煤层气形成的地质背景为主线，结合国内外煤层气勘探实践，初步总结出煤层气高产富集因素，主要有以下8个方面：
1.煤层分布广、厚度大是煤层气富集的根本条件
煤层气资源的丰富程度与煤系地层的分布、厚度及含气量呈正相关关系，这些参数愈大，煤层气愈丰富。聚煤盆地（区）的煤层气丰富程度是评价其有无煤层气勘探价值的重要指标。一般认为，煤层连续分布面积大于200km2，煤层集中段煤层总厚度大于10m，平面上主煤层连续稳定分布，含气量大于10m3/t，甲烷含量大于80%，有利于进行工业性煤层气勘探。
2.煤岩镜质组含量高、灰分含量低有利于煤层气生成、吸附和开采
煤的显微组分含量及灰分含量不仅影响煤的生烃潜力，还影响着煤层对甲烷的吸附能力和煤层气的开采能力。煤的镜质组含量越高，灰分含量就越低，生气能力越强，甲烷吸附量越高，煤层割理就越发育，渗透性越好，越易于煤层气的开采。
3.良好的盖层是煤层气藏保存的必要条件
良好的封盖层可以减少煤层气的向外渗流运移和扩散散失，保持较高的地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水对煤层气造成的散失。在不同沉积环境下形成的不同类型封盖层具有不同的封盖能力。泥岩微孔发育，封盖能力强，且性能稳定，是良好的封盖岩类。致密砂岩与石灰岩的封盖性能则有强有弱，取决于后期成岩作用的影响，如果在生气高峰期以前为致密岩性，则对煤层气封盖有效。另外，由于地区不同，地质作用的影响程度不同，同类型盖层的封盖性能也不一样。因此，应根据具体地区的地质条件区别对待，具体分析，以评价其对煤层气保存与富集的影响程度。
4.岩浆热变质作用有利于煤层气富集
我国沁水盆地南部、辽宁阜新、铁法盆地煤层气高产井主要分布于区域岩浆热变质地区。原因是在岩浆活动等热事件作用下，增大了煤层生气量和生气强度，加上生烃史和构造史的良好配置，使得这些地区的含气性普遍较好，含气饱和度普遍较高。而且由于岩浆的热力烘烤，使煤中有机质挥发，留下很多密集成群的浑圆状或管状气孔，提高了储层的孔隙度；岩浆侵入的动力挤压与冷却收缩，产生的外生裂隙与内生裂隙（割理）叠加，使煤层渗透性增强，因此煤层气井往往高产。但是，如果在火山岩侵入体与煤层接触带附近，由烘烤作用形成天然焦，则对煤层气勘探不利。
5.地下水滞留区有利于中、高煤阶煤层气保存
地下水动力状态也是影响煤层气高产富集的因素之一。弱径流－滞留区地层水矿化度较高，水动力较弱，有利于煤层气的保存和富集。统计结果表明，一般中高煤阶煤层含气量随地层水矿化度增高而增高（图 8-2），因此，中高煤阶高矿化度有利于煤层气的保存。

图8-2 沁水盆地南部煤层气含气量与矿化度的相关性

6.适宜的水文地质条件有利于低煤阶地区生物成因气生成
低煤阶煤层热成因气生气量较少，但如有充足的大气淡水补给、低矿化度、低硫酸盐、低温、缺氧，适宜的水动力条件下有利于甲烷菌的大量生长，具备大量生物气生成的地质条件，配合良好的保存条件，易于生物成因煤层气藏的形成。
7.地应力低值区煤层渗透性好，有利于煤层气开采
地应力是控制煤层渗透率的最主要因素，煤层渗透率与地应力一般成负相关关系（图8-3）。地应力场中的低应力分布区往往是裂缝高密度分布带，煤的割理系统发育程度决定了煤层渗透性的好坏，影响着煤层气井的产量及勘探后期井网设计和强化处理方案的实施。煤层割理发育，渗透率高，有利于大面积疏通吸附于煤颗粒基质表面的气态吸附烃解吸。

图8-3 大宁-吉县地区煤储层渗透率与原地应力关系

8.盆地边缘斜坡带或构造高部位有利于煤层气高产
边缘斜坡带及构造高部位往往为低势区，是烃类运移指向区。边缘斜坡带早期煤层埋藏深，生气条件好，煤层后期抬升幅度大，形成低势区，成为烃类运移指向区，配合区域性分布稳定的直接盖层，易于形成高含气、高饱和煤层气藏。
边缘斜坡带及构造高部位割理发育，煤层渗透性好。边缘斜坡带处于盆地后期构造幅度大，煤层埋藏相对较浅，处于地应力相对低值区，张性裂隙发育，煤层渗透性好，利于煤层气井高产。
边缘斜坡带及构造高部位在整体降压情况下煤层气井具有输入型的产气特征。在整体降压情况下，高部位容易优先形成面积降压，处于构造高部位的煤层气井一般产水量少，产气量大的特征。

一、煤层气赋存具有分带性特征

煤层气藏并非在原地、同期、一次形成，而是在含煤层系中经煤化作用不断生烃，又受上覆沉积、断裂构造和水动力作用不断改造后形成。进而形成了具有内在联系的几个带。依据煤层气δ¹³C₁、非烃、甲烷含量和开采特点，由盆地边缘向盆地腹地一般可划分为4个带（表4-1）：

（1）氧化散失带。靠近风化剥蚀面，地层水与大气淡水交替，煤层以含N₂、CO₂为主，甲烷多被散失，不能进行煤层气勘探。

（2）生物降解带。含煤层系局部受地表水网络状微渗滤的影响，加之适宜的温压条件，为细菌繁殖提供了良好的环境，在厌氧条件下，烃类产生分解，δ¹³C₁表现为轻的特征。由于大气淡水与煤层水交替，使有的煤层气井开采中水大气少，不是煤层气有利勘探部位。

（3）饱和吸附带。盖层条件好，处于承压水封闭环境，含气量大，吸附饱和度高，煤层埋深适中，物性较好，气井单井产量高，是煤层气勘探的主要目标区。

（4）低解吸带。位于构造低部位下斜坡或向斜区，煤层埋藏深，在压实作用下煤储层物性差，尽管有的含气量大，但开采中可解吸率低，一般不作为勘探的重点区。

从以上可见，并非有煤均可勘探煤层气，往往一个盆地煤层气高产富集区仅分布于局部，其区带分布大小与地质因素有关。

二、煤层气藏类型多样

煤层气有多种成藏模式，根据中国煤层气勘探实践，对煤层气藏类型划分如下：

（1）压力封闭气藏。上覆较厚且分布稳定的泥页岩、膏盐岩作为盖层，煤层上倾方向或侧向上多为岩性尖灭或断层遮挡，由欠压实和蒙脱石脱水等作用形成高压地层，气态烃吸附量大，含气量高，含水性差。这类高压煤层气藏已见于鄂尔多斯盆地东部地区，如河东地区华威1井煤层压力系数约为1.17。

（2）承压水封堵气藏。常形成于宽缓向斜或斜坡中段，其断裂不甚发育，煤系地层上、下部存在良好的泥、页岩作为隔水层，特别是对于构造抬升盆地的高煤阶气藏，盆地早期下陷进入高热变质作用阶段，煤阶高生气量大；后期抬升松动，煤层物性变好，次生割理发育，下倾有充足气源供给，上倾部位形成承压水封堵。这类气藏后期没有被水打开，为原生气藏。沁水煤层气田处于气体运移的区域指向，而煤层由于上覆50m厚的泥岩盖层，封盖条件好，受北西—南东两个方向的侧向水封堵，在樊庄—潘庄一带为局部滞流水环境，形成构造变形差异聚集承压水封堵煤层气藏，水的总矿化度较高，气藏的δ¹³C₁重，一般为-28‰～-30‰，具原始气藏特征。

表4-1 中国中高煤阶区煤层气成因分带特征表

（3）顶板水网络状微渗滤局部封闭气藏。煤层顶板泥岩较薄，横向稳定性差，或处于张性断层发育区，水体在含煤地层局部沿煤层割理、裂隙网络状微渗滤，水动力活动比较微弱，大部分地区对烃类起到一定封堵作用形成低丰度煤层气藏，气藏含气量和吸附饱和度低。此类煤层气藏开采中一般水大气少。

（4）构造圈闭气藏。构造圈闭的煤层气藏在目前的煤层气勘探开发中越来越受到重视，此类气藏一般位于构造的相对高部位，煤层气井高产，而且具有水小气大的特征，对于低煤阶而言，构造圈闭尤为重要，由于低煤阶煤层吸附能力差，游离气占比较大，构造圈闭有利于游离气的保存。

（5）矿化作用封闭气藏。成岩作用可使煤层顶、底板原为渗透层（砂岩），后期为封盖层（致密砂岩），只要与煤层生气高峰期匹配，对煤层气成藏有利，如果匹配不好则对煤层气成藏不利。

三、煤层气高产富集的基本条件

煤层气高产富集的基本条件受多种因素控制。以煤层气形成的地质背景为主线，结合国内外煤层气勘探实践，初步总结出煤层气高产富集因素主要有以下8个方面：

（一）煤层分布广、厚度大是煤层气富集的根本条件

煤层气资源的丰富程度与煤系地层的分布、厚度及含气量呈正相关关系，煤系地层这几项参数愈大，煤层气愈丰富。聚煤盆地（区）的煤层气丰富程度是评价其有无煤层气勘探价值的重要指标。一般认为，煤层连续分布面积大于200km²，煤层集中段煤层总厚度大于10m，平面上主煤层连续稳定分布，含气量大于10m³/t，甲烷含量大于80%，有利于进行工业性煤层气勘探。

（二）煤岩镜质组含量高、灰分含量低有利于煤层气生成、吸附和开采

煤的显微组分含量、灰分含量和演化程度（煤阶）不仅影响煤的生烃潜力，还影响着煤层对甲烷的吸附能力和煤层气的开采能力。据热模拟实验，类脂组产气能力最强，镜质组次之，惰质组最差。因煤的显微组分均以镜质组为主，一般情况下均大于50%，所以它是产气的最大贡献者，也是吸附甲烷的主要参与者；镜质组含量越高，煤层割理就越发育，渗透性越好，煤层气越易于开采。对不同煤阶来说，其含气量都有一定的变化范围，但总体上看，含气量随煤阶的增大而增高。低煤阶的煤含气量一般为2.5～7m³/t，高煤阶的煤含气量可达35m³/t。

煤的灰分是指煤中的矿物质。据其含量可划分4个级别：灰分含量小于15%为低灰分，15%～25%为中灰分，25%～40%为较高灰分，大于40%为高灰分。灰分含量愈低，煤质愈好，甲烷吸附量愈高。

镜质组含量大于80%，灰分含量小于25%的煤层一般具有生气率高、吸附量大（大于15m³/t）、可解吸率高的三高特点，有利于煤层气富集高产。

（三）良好的盖层是煤层气藏保存的必要条件

封盖层对于煤层气的保存与富集具有十分重要的作用。良好的封盖层可以减少煤层气的向外渗流运移和扩散散失，保持较高地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水对煤层气造成的散失。在不同沉积环境下形成的不同类型封盖层具有不同的封盖能力。泥岩微孔发育，封盖能力强，且性能稳定，是良好的封盖岩类。致密砂岩与石灰岩的封盖性能则有强有弱，取决于后期成岩作用的影响，如果在生气高峰期以前为致密岩性，则对煤层气封盖有效。另外，由于地区不同，地质作用的影响程度不同，同类型盖层的封盖性能也不一样。因此，应根据具体地区的地质条件区别对待，具体分析，以评价其对煤层气保存与富集的影响程度。

一般情况下，煤层泥、页岩等直接盖层厚5m以上，平面上连续稳定分布，其上又有区域性盖层，有利于阻止上部网络状渗滤水对吸附气的洗刷造成的散失，故对煤层气保存最为有利。沁水、鄂尔多斯盆地煤层气富集规律显示：河间湾沼泽相煤层厚，直接盖层好，含气量和产气量高。

（四）岩浆热变质作用有利于煤层气富集

沁水盆地南部、辽宁阜新与铁法盆地煤层气高产井主要分部于区域岩浆热变质区域。原因是在岩浆活动等热事件作用下，增大了煤层生气量和生气强度，加上生烃史和构造史的良好配置，使得这些地区的含气性普遍较好，含气饱和度普遍较高。而且岩浆的热力烘烤，使煤中有机质挥发，留下很多密集成群的浑圆状或管状气孔，提高了储层的孔隙度；岩浆侵入的动力挤压与冷却收缩，产生的外生裂隙与内生裂隙（割理）叠加，使煤层渗透性增强，因此煤层气井往往高产。但是，如果在火山岩侵入体与煤层接触带附近，由烘烤作用形成天然焦，则对煤层气勘探不利。

例如辽宁阜新刘家区块，该区块1999年至今施工了70余口煤层气地面开发井，单井产气量1000～8500m³/d，通过近年来刘家区煤层气开发实践证明，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层被侵入体烘烤，使煤变质程度增高，煤层气含量大，内、外生裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区域。

（五）地下水滞留区有利于中、高煤阶煤层气保存

地下水动力状态也是影响煤层气高产富集的因素之一。承压水区水动力处于弱径流－滞留区，表现为地层水矿化度较高，水动力较弱，有利于煤层气的保存和富集，统计结果表明一般中高煤阶煤层含气量随地层水矿化度增高而增高（图4-1），因此中高煤阶高矿化度有利于煤层气的保存。

沁水盆地南部高煤阶区下二叠统山西组矿化度大于1000mg/L的地域覆盖了包括郑庄、大宁、潘庄、樊庄、赵庄南在内的广大地区。这一地区高矿化度地下水的存在，是本组含水层等势面在该区坡度极为平缓或存在“洼地”的必然结果，共同反映出地下水高度滞流的重要特征，对煤层中煤层气的保存极为有利。

图4-1 沁水盆地南部煤层气含气量与矿化度的相关性图

（六）适宜的水文地质条件有利于低煤阶地区生物成因气生成

低煤阶煤层热成因气生气量较少，但如有充足的大气淡水补给、低矿化度、低硫酸盐、低温、缺氧，适宜的水动力条件下有利于甲烷菌的大量生长，具备大量生物气生成的地质条件，配合良好的保存条件，易于生物成因煤层气藏的形成。

准噶尔盆地南缘位于天山北麓，天山溶水补给使得地层水矿化度较低，适宜的水动力条件有利于生物气的生成。该地区昌试1甲烷δ¹³C为-64.6‰～-41.9‰，清水河901孔侏罗系天然气甲烷δ¹³C同位素为-52.1‰，δH 同位素为-233‰（生物成因气小于-180‰），C_I/C_1-5为0.999，显示出生物成因气的特点（图4-2）。

图4-2 准噶尔盆地南缘次生生物气生成模式图

（七）地应力低值区煤层渗透性好，有利于煤层气开采

构造应力是控制煤层渗透率最主要的因素，煤层渗透率与地应力一般呈负相关关系。

构造应力场中的低应力分布区往往是裂缝高密度分布带，煤的割理系统发育程度决定了煤层渗透性的好坏，影响着煤层气井的产量及勘探后期井网设计和强化处理方案的实施。煤层割理发育，渗透率高，有利于大面积疏通吸附于煤颗粒基质表面的气态吸附烃解吸。

宁武盆地南部高应力分布区位于西部地区，该地区断层发育，煤岩割理裂隙不发育，渗透性差，而低应力分布区位于该区中东部地区，是高密度裂缝分布带，煤层渗透性好，煤层气井产气效果较好（图4-3）。

图4-3 大宁—吉县地区煤储层渗透率与原地应力关系图

沁水盆地南部潘庄—大宁地区后期抬升幅度大，地应力得以释放，处于低应力区，虽然煤岩演化程度高（最高R_O大于4%），但煤层割理裂隙发育，渗透性较好，一般可达到1×10^-3μm²以上，煤层气井产气效果好。

（八）盆地边缘斜坡带或构造高部位有利于煤层气高产

处于盆地上斜坡带或构造高部位是煤层气富集高产的有利部位，原因有以下几点：

（1）构造高部位往往为低势区，是烃类运移指向区。上斜坡带煤层早期煤层埋藏深，生气条件好，煤层后期抬升幅度大，形成低势区，成为烃类运移指向区，配合区域性分布稳定的直接盖层，易于形成高含气、高饱和煤层气藏。

（2）构造高部位割理发育，煤层渗透性好。上斜坡带处于盆地后期构造幅度大，煤层埋藏相对较浅，处于地应力相对低值区，张性裂隙发育，煤层渗透性好，利于煤层气井高产。

（3）构造高部位在整体降压情况下煤层气井具有输入型的产气特征。在整体降压情况下，高部位容易优先形成面积降压，处于构造高部位的煤层气井一般产水量小，产气量大的特征。

例如大宁—吉县地区，该地区构造形态呈“一隆、一坳、两斜坡”特征，既古驿—窑渠隆起、薛关—峪口坳陷和东西两个斜坡带（图4-4）。分析认为位于古驿—窑渠背斜轴部煤储层裂隙系统发育，处于地应力低值区，煤层含气量高，顶底板封盖性好，试采效果好，是煤层气富集高产最有利部位。该地区高产井如：吉试1井（日产气2847m³）、吉试3井（日产气1525m³）、吉试5井（日产气6800m³）、吉试13井（日产气2446m³）均位于背斜的轴部，而位于背斜翼部低部位的吉试4井（日产气64m³）、吉试10井（日产气58m³）、吉试14井（日产气10⁴m³）产气量均较低。

图4-4 大宁—吉县地区吉试10井—吉试6井构造剖面图

另外，沁水南部、韩城、三交—柳林、宁武南等地区均表现出高产井位于封盖条件好的构造高部位或者上斜坡带。

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煤层气成藏特征及高产富集条件视频