煤层气地质特征及成藏条件

煤层气富集成藏条件~

煤层既是生气层，又是储集层，在煤化作用过程的各个阶段只要维持一定的地层压力就可以形成煤层气藏，但煤层气富集为具有开采价值的气藏则需要一些地质条件的共同作用，这些地质条件包括构造和成煤环境、生储性良好的煤层、上覆有效厚度、较高的地层压力、稳定封闭的水文地质条件等。下面分别论述这些地质条件对煤层气富集成藏所产生的影响。
（一）构造环境
聚煤期构造稳定、聚煤期后构造改造较弱是煤层气富集成藏的有利构造环境，如鄂尔多斯含气盆地和沁水含气盆地，是国内石炭—二叠纪煤层气富集成藏的最有利地区。这两个盆地的基底为形成最早的古板块，石炭—二叠纪聚煤期构造稳定，聚煤作用发育，沉积了一套海陆交互相含煤地层。煤层厚度较大，鄂尔多斯东缘山西组煤厚3～5m，太原组煤厚5～12m；沁水盆地山西组煤厚3～7m，太原组煤厚5～9m，煤层结构简单，分布范围遍及这两个盆地各处。聚煤期后构造改造较弱，燕山和喜山期构造运动在这两个盆地以抬升和轻微褶皱为主，断裂不发育，无推覆构造，煤体结构保存良好，煤层气藏含气性和渗透性较好，这两个盆地的含气量一般均在8m3/t以上，试井渗透率一般大于1m D。鄂尔多斯盆地东缘柳林杨家坪井组单井稳产气量约1 000～7 000m3/d，沁水盆地单井稳产气量1 800～3 000m3/d，已小型商业化生产。由此可见，有利的构造环境对煤层气富集成藏和产出有重要影响。
（二）成煤环境
聚煤环境控制着煤层的原始展布状态、宏观煤岩类型、显微煤岩组份和灰分含量等，并进而影响到煤层气的富集和产出特征。如厚而稳定的煤层有利于形成大型煤层气藏，而亮煤成分多，镜质组含量高，灰分含量低的光亮煤不仅有利于煤层气的吸附，而且有利于割理发育，使煤层具有较好的渗透性。因此，聚煤环境与煤层气藏地质特征关系密切。我国的成煤环境主要有滨海台地、海湾泻湖、三角洲、河流、冲积扇及扇三角洲前缘等环境。其中，海湾泻湖和三角洲环境有利于形成厚度大，分布范围广，灰分含量较低，镜质组含量较高的煤层，为煤层气富集的最有利聚煤环境。其次为河流及滨浅湖环境，这两类环境中形成的煤层镜质组含量低，分布不十分稳定，为其不利之处，但煤的灰分含量低，有时发育在一定范围内连续分布的巨厚煤层，因此为煤层气富集的较有利聚煤环境。滨海台地环境中形成的煤层镜质组含量虽很高，但煤层厚度薄。冲积扇及扇三角洲前缘环境常形成巨厚煤层，但煤层分布不稳定，分布范围有限，对煤层气富集来说，为两类较为不利的沉积环境。
（三）生气条件
煤作为煤层气的源岩，展布范围广、厚度大、热演化程度高的煤层是煤层气富集成藏最为有利的气源条件。沁水盆地南部山西组和太原组煤层厚度变化范围为8～12m，在深成变质作用的背景下叠加的岩浆热变质作用，使煤热演化程度大幅提高，Romax为1.9%～5.25%，以无烟煤为主，煤层的生气能力很强，达170m3/t以上，远大于煤层自身的吸附能力，生气条件十分有利，气源充足，为煤层气富集成藏奠定了雄厚的物质基础。
（四）储集条件
从煤层气藏的储集条件角度分析，有利煤层气富集成藏的内在储集条件是：煤层厚度及其稳定性和煤的热演化程度。煤层越厚、稳定性越好，越有利于煤层气的富集成藏。热演化程度越高，兰氏体积越大，煤层越倾向于吸附更多的气体。热变质作用是我国煤储层热演化程度升高的普遍地质原因，对大规模广范围煤层气藏的形成条件来说，接触变质作用一般远不如区域热变质作用更为有利，前者不仅影响范围局限，而且破坏煤层的连续性，而巨大的隐伏深成侵入体影响范围广，作用时间长，可以使煤储层的热演化程度在大范围内显著提高。研究表明沁水盆地南、北两个高变质区的形成，是晚侏罗—早白垩世深部区域岩浆侵入导致高地热作用的结果。这对改善沁水南部煤层的储集条件，形成沁水大型煤层气田起到了重要作用。
（五）煤层上覆有效地层厚度
煤层上覆有效地层厚度定义为：含煤盆地或地区对煤层含气性能起控制作用的煤层上覆地层厚度。简称上覆有效厚度。就华北多数地区（埋深＜2 000m）来说，石炭、二叠纪煤层的上覆有效厚度是煤层到三叠纪末印支运动抬升作用所造成的区域性不整合面之间的地层厚度，鄂尔多斯盆地侏罗纪煤层的上覆有效厚度是煤层到晚期燕山运动抬升剥蚀作用所形成的区域不整合面的地层厚度。
上覆有效厚度对煤层气富集成藏的控制作用，表现为随上覆有效厚度增大，煤层的储集性能变好，在气源一定的前提下，储集的气量越多。如焦作恩村井田，山西组二，煤的煤级在整个井田无变化，为无烟煤，煤层甲烷含量等值线与上覆有效厚度等值线吻合（图3-11），显示了上覆有效厚度增加含气量增加的明显趋势，这种正相关关系在图3-12上看得更清楚。

图3-11 焦作恩村井田山西组二1煤甲烷含量与上覆有效厚度平面变化图

上覆有效厚度控制煤层含气性是由早期抬升剥蚀和后期沉降作用共同造成的。煤形成后的地壳抬升导致的风化剥蚀作用使抬升前的煤层上覆地层厚度变薄，原始地层压力降低，原始的吸附平衡状态打破，煤层气的解吸扩散作用发生，煤层原始含气量开始降低。这一含气量的降低过程一直持续到地壳相对稳定，风化剥蚀作用停止，地层压力保持不变，或地壳开始下沉，沉积物开始堆积，地层压力开始上升为止。此时，残留于煤层之上的地层厚度就是煤层上覆有效厚度。煤层含气量随上覆有效厚度增大而增大，而不是随埋深增加而增大。
（六）水文地质条件
水文地质对煤层气富集成藏有明显影响，地层压力是通过煤层中水分传导至煤层孔隙中的，是煤层气以吸附状态存在于煤层中的必要条件。弱径流—阻滞的水文地质环境有利于煤层气的保存，对煤层气的富集成藏有利，而活跃的水文地质环境不利于煤层气的保存，对煤层气的富集产生不利影响。图3-13是河东煤田三交试验区太原组水文等势面图，林家坪井组和碛口井组相距约4km，林家坪井组距其南部的位势异常带较近。由图3-14可见林家坪井组位于氯根异常带，由图3-15可见林家坪井组位于地下水流量最大的部位，这些资料说明，碛口井组和林家坪井组所处的水文地质环境不同，碛口井组的水文地质环境较稳定，封闭性较好，而林家坪井组水文地质环境的稳定性和封闭性较差，地下水和地表水交替强烈，使煤层气以水溶状态不断运移出去，导致含气量和含气饱和度降低。煤层气钻井实测含气量林家坪井组为每吨煤7.5～7.9m3，而碛口井组为12～15m3，前者比后者降低4～7m3，含气饱和度前者为54%～66%，后者为78%～84%。这一实例说明了封闭的水文地质条件对煤层气富集成藏有利。

图3-12 焦作恩村井田山西组二1煤甲烷含量与上覆有效厚度关系图


图3-13 河东煤田三交试验区太原组水文等势面图


图3-14 河东煤田三交试验区太原组氯离子含量图


图3-15 河东煤田三交试验区太原组地下水流量图

总之，煤层气的储集和保存与常规天然气有很大不同，造成两者在富集成藏条件上出现很大差异，深入了解和正确认识这些差异，有益于煤层气地质研究和勘探开发实践。

赵庆波 孙粉锦 李五忠 李贵中 孙 斌 王 勃 孙钦平 陈 刚 孔祥文
( 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
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: zhqib@ petrochi-na. com. cn
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WL2015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38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
FZP031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

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

图7 高、低煤阶孔隙结构特征

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<10m3/t、含气饱和度55%，见气慢，单井产量200～500m3/d(图10)。

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

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P111、PN11、PN25、HP110、HP2113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PN14、P13、PN27、P15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12Ⅰ)。以固X1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12Ⅱ)。以固Y2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12Ⅲ)。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(<10－5cm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FzP111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:FzP031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<2m，水大气少，SJ61井9#煤厚9.4m，顶板6.8m灰岩，煤层进尺4137m，钻遇率100%，最高日产水465m3，19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m11、Fz151井日产气<500m3。
(5)煤厚>5m:柳林CL3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<2000m的单井最高日产气<800m3，阶段累计采气<2.0万m3。
(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<85%，并投产1年以上，单井平均日产气800m3，最高<2000m3，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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（一）煤层气地质特征

1.含煤地层及煤层

本区主要含煤地层为中下侏罗统八道湾组、西山窑组。

（1）下侏罗统八道湾组

八道湾组为主要含煤地层组之一，岩性以碎屑岩含煤为特征，厚度、岩性在横向上变化较大。八道湾组总体含煤较多，但受古地理、沉积相、物源等因素的共同制约，煤层连续性差，只有中上部存在1～2层较稳定连续煤层。该组共含煤层2～38层，一般4～24层，平均煤层厚度4～67m，含煤系数约为1.1%～8.2%。

在吐鲁番坳陷，八道湾组煤组厚度总体显示西厚东薄的变化特征。厚煤带集中分布在托克逊凹陷内，吐鲁番以西的绝大部分地区，煤组厚度均在50m以上，其中盐1井区，艾1井，伊1井和拉参1井区为三个富煤中心。在聚煤中心，单一煤层厚度可达数十米，煤组厚度超过百米，其中伊1井八道湾组煤组厚度达122m。在台北凹陷内，煤层呈近东西向延展，自东向西，由南向北煤层厚度逐渐增大，变化于0～50m之间，煤组最大厚度分布区在凹陷带的北缘，向南变薄，直到为零。在哈密坳陷，受哈尔里克山的影响，在八道湾组沉积时期，坳陷南北发生显著差异沉降，北部沉降速率快，南部相对慢，造成哈密坳陷北低南高的地形特征，湖水汇水中心靠近北侧。八道湾组沉积时期的聚煤中心位于三堡一井区，煤层总厚度9m，以此为中心，向四周煤层逐渐变薄。全区煤层厚度变化在0～9m之间，与吐鲁番坳陷相比，哈密坳陷的聚煤作用在时间和空间分布上均明显减弱。

在托克逊凹陷，厚煤带呈串珠状沿北东—南西展布，厚煤带上有两个聚煤中心，分别在托参1井区和盐1井区，托参1井区最大煤层厚度30m以上，盐1井区煤层厚度超过40m，呈长透镜体状，长轴延展方向与厚煤带的走向一致，由厚煤带向西北侧快速尖灭，向东南侧厚度逐渐变薄。在台北凹陷，主要聚煤中心在红台1井区，最大煤层厚度达30余米，向南厚度变薄，直至尖灭，煤体平面展布呈扇形，剖面形态呈楔形；两个次级聚煤中心分别在照1井区和核1井区，最大煤层厚度都超过10m，由北向南变薄，照1井区煤体平面形态为扇形，核1井区煤体平面形态为舌形，南北剖面形态为楔形。哈密凹陷内，煤体形态相对简单，聚煤中心在三道岭附近，煤层最大厚度近20m，平面上沿西北向东南呈朵状展布，剖面上形态呈楔形，沿西北向东南方向煤厚渐减（图6-10）。

（2）中侏罗统西山窑组

根据垂向岩性组合特征，西山窑组由下而上可进一步划分为四段，一段主要岩性为灰色砂岩，含砾砂岩和泥岩组成，含煤性较差，煤层一般分布范围较小；二段是西山窑组富煤层段，主要岩性为砂岩、泥岩、砂质泥岩、煤层夹碳质泥岩组成，该段地层沉积较为稳定，沉积韵律清楚，可对比性高。三段主要岩性由灰色砂岩、粉砂岩与泥岩互层，夹若干不稳定煤层，煤层分布面积局限，厚度变化快，经常出现煤层的分岔、合并现象。四段含煤性最差，在西山窑组沉积范围内所揭岩芯中很少见煤，主要为一套灰色、灰绿色砂岩和含砾砂岩组成，夹灰色泥岩、砂质泥岩或碳质泥岩。

相对于八道湾组而言，吐哈盆地中西山窑组作为煤层气研究目的地层更有价值，埋藏深度小，分布面积大。西山窑组总体含煤2～38层，一般含煤5～25层，平均煤层累厚8～55m，含煤系数为1.9%～7.1%，以台北凹陷一带含煤性好，哈密凹陷次之，托克逊凹陷相对较差，根据收集钻孔资料，沙儿湖、大南湖一带局部含煤性较好。

在吐鲁番坳陷南部托克逊凹陷，西山窑组聚煤强度与八道湾组相比，明显减弱，煤层分布范围大大缩小，煤层厚度变薄，在凹陷东部边缘煤组厚度可达400m，向西煤层迅速减薄，在大1井以西地区，西山窑组煤组厚度均在10m以下。在台北凹陷内，发育有三个近于东西向展布的厚煤带，即西部厚煤带、中部厚煤带和东部厚煤带，厚煤带呈串珠状排列。西部厚煤带以恰1井为聚煤中心，煤组厚度达99.5m，中部厚煤带以勒2井区为聚煤中心，勒2井西山窑组煤组厚度为100.5m；东部厚煤带以疙1井区为聚煤中心，西山窑组煤组厚度69m。台北凹陷内自西向东煤组厚度呈现出变薄趋势，在厚煤带的南北西侧煤层逐渐变薄尖灭，东西向的变化远不及南北向变化显著。与八道湾组相比，哈密坳陷西山窑组煤层分布范围向南扩展，聚煤强度增大。哈密坳陷西山窑组煤组厚度变化于0～30m之间，厚煤带沿柳树泉—二堡一线展布，聚煤中心位于三堡1井到哈参1井间，聚煤中心煤组厚度在30m以上，在哈参1井向北至哈2井煤组厚度由30m减少到5m，向南至堡东1井煤组厚度减少至1.5m。在哈密坳陷的南部凹陷内，有东西两个聚煤中心，东部聚煤中心在大南湖附近，最大煤组厚度188m，向周缘快速变薄，最小厚为10m左右；西部聚煤中心位于沙尔湖附近，最大煤组厚度187m，向周边缓慢变薄，最小厚度20m左右。

图6-10 吐哈盆地下侏罗统八道湾组煤层厚度分布图

在托克逊凹陷，主力煤储层发育较差，伊3井区厚度较大，达6m，一般厚度2～3m，向北快速尖灭。在台北凹陷，发育3个聚煤中心：七泉湖聚煤中心，最大煤厚度26m，向周边变薄，煤体呈北东—南向展布的长透镜状；勒3井区聚煤中心，最大煤厚33m，呈由北向南展开的扇形，向扇缘煤厚减小；十三间房南聚煤中心，最大煤厚超过15m，煤体平面上呈由东向西展布的舌形，向周边煤厚减小。在哈密凹陷，聚煤中心位于哈密市北，最大煤厚20余米，煤体呈由东向西展布的朵形，向周边煤层变薄、尖灭。南缘山前凹陷，在大南湖和沙尔湖有两个聚煤中心，前者最大煤厚43.5m，后者最大煤厚120余米，煤体形态均为厚透镜体状。

2.煤岩煤质特征

本次资源评价工作以前人资料为基础，并进行了盆地周缘矿井和部分钻井岩芯的补充采样和测试分析，测试结果如表6-14所示。

（1）宏观煤岩类型

吐哈盆地不同矿区和不同成煤时期的煤层宏观煤岩类型有明显差别，并表现出规律性变化。在垂向上，八道湾成煤期和西山窑早期成煤阶段所形成的煤层一般以光亮型为主，西山窑中、晚期以半亮型或半暗型为主，呈从下而上由光亮型向暗淡型变化的趋势。在横向上，盆地南缘由东向西，由暗淡型为主渐变为以光亮型为主，盆地北缘多以光亮型为主。总的来说，吐哈盆地侏罗系煤层煤岩类型以半亮型和半暗型为主，光亮型和暗淡型次之。具明显的条带状。

表6-14 吐哈盆地煤岩、煤质实测结果

续表

（2）显微煤岩组分

镜质组是吐哈盆地煤中的主要显微组分，一般含量为62%～88%，以均质镜质体和基质镜质体为主，次为结构镜质体、木煤质体，团块镜质体少见。惰质组主要为丝质体和半丝质体，一般含量为5%～25%，其次有少量微粒体、粗粒体及菌类体。盆地南缘煤中惰性组普遍高于盆地北缘的煤。南缘一般为20%～30%，大南湖矿区可达25%～80%，艾丁湖东部可达60%，而盆地北缘矿区一般为10%～20%。稳定组含量一般为1.6%～4.6%，有孢子体、角质体、木栓质体、树脂体等。南部矿区普遍高于北部矿区，南部为2%～4%，北部小于2%，但大南湖矿区最高可达45%，艾丁湖东部可达49%。矿物质以粘土矿物为主，充填植物胞腔或呈条带状、星点状分布，一般含量为0.3%～20%，其次为碳酸盐类矿物，呈团块状、星点状或呈细脉状充填于裂隙中。石英有碎屑石英和自生石英两种，前者为砂状，后者呈单晶分布于植物胞腔中。菱铁矿呈结核状、星点状分布。矿物质总含量一般为3%～24%，各矿区内变化也较大，总体是盆地南缘一带高于北缘一带，南缘约5%～30%，北缘约1%～10%。碳酸盐类多见于北部矿区的煤中。

吐哈盆地的微观煤岩类型主要有微亮煤、微暗亮煤、微亮暗煤和微暗煤。微亮煤主要分布于盆地北缘一带，而盆内普遍见到的则以微暗亮煤和微亮暗煤为主。微暗煤较少，主要见于沙尔湖、大南湖一带。微暗煤与煤层的厚度有一定关系，厚度越大，微暗煤越多。

（3）煤级

吐哈盆地侏罗系煤级为褐煤和低—中度质程度烟煤，在垂向上和横向上存在煤级差异性，以横向上的变化最为显著，镜质组反射率变化范围0.49%～1.79%。盆地北缘一带煤级略高。主要为长焰煤—气煤。而在盆地两端的艾维尔沟矿区和东端的野马泉矿区很小的范围内为中变质烟煤，以气—焦瘦煤为主。占盆地绝大数的南北缘低煤级分布区，煤级横向变化较小，相对较稳定，向盆内凹陷中心煤级呈缓慢增加趋势。在东、西两端小范围的中煤级区，煤级分带明显，煤级变化快。在垂向上，由浅而深煤级略有升高，八道湾组煤层反射率高于西山窑组煤层0.05%～0.1%。而在东西两端中煤级区，煤级垂向变化幅度较大，八道湾组煤层比西山窑组煤层镜质组反射率高0.2%左右，显然煤变质与两端异常高地热场有关。

（4）煤质

吐哈盆地东西两端的艾维尔沟和野马泉矿区水分最低，平均在0.35%～1.03%；其次为盆地北缘一带的可尔碱、七泉湖和三道岭矿区的煤层，平均在3.49%～6.48%；盆地南缘的艾丁湖、沙尔湖、大南湖一带煤层水分含量最高，平均在7.71%～21.23%。在垂向上，从下而上，水分含量明显增高，在盆地南缘一带尤为明显，如大南湖矿区，从下而上，平均水分含量由7.71%递增为14.49%。

吐哈盆地煤层灰分普遍较低，属特低—低灰煤。区域上，盆地北缘可尔碱、七泉湖、三道岭一带的煤灰分最低，不超过6%，平均为3.27%～5.51%，其次为盆地东西两端艾维尔沟和野马泉矿区及盆地南缘艾丁湖一带，平均灰分产率为5.24%～11.44%，大南湖、沙尔湖矿区，煤的灰分产率最高，平均为7.71%～18.55%。在垂向上，一般来说，西山窑早期的煤层灰分最低，其次为八道湾成煤阶段形成的煤层，西山窑晚期的煤层灰分最高。

挥发分同水分的变化趋势一致，在盆地东西两端的艾维尔沟和野马泉区最低，平均为24.52%～33.56%（干燥无灰基，下同），其次为盆地北缘一带，平均为25.51%～43.79%，盆地南缘沙尔湖、大南湖区，挥发分最高，平均为39.73%～49.56%。垂向上，深部低、浅部高，如大南湖区自下而上依次由39.77%递增为45.95%。

3.含气性特征

吐哈盆地仅有埋深500m以浅的含气性资料，深部的含气性需要用浅部的资料进行预测，根据目前掌握的资料，艾维尔沟煤产地煤层含气性测试成果不能用于吐鲁番和哈密盆地深部煤层含气性预测，艾维尔沟煤产地除深成变质作用外，还叠加了强烈动力变质作用，煤变质程度相对较高，达气煤～瘦煤阶段。因此对吐鲁番和哈密盆地深部煤层含气性采用等温吸附法、综合地质分析法进行预测。

盆地南缘艾丁湖、沙尔湖及大南湖煤层赋存较浅，大都处于煤层风氧化带下限深度范围内，煤变质程度低，煤层含气量低，一般不超过3m³/t；盆地中部凹陷和北部凹陷埋深1000m左右，煤层含气量可能达到5m³/t（表6-15）。

（二）成藏条件

1.煤层厚度大、分布广泛，煤产气率较高，煤层气生成量可观

中下侏罗统八道湾组、西山窑组为本区主要含煤地层。其中，八道湾组为主要含煤地层组之一，共含煤层2～38层，一般4～24层，平均煤层厚度4～67m；西山窑组总体含煤2～38层，一般含煤5～25层，平均煤累厚8～55m。煤级一般为褐煤、长焰煤，局部为气煤。有关热模拟反映煤的生烃能力非常强，而且随变质程度的增高，煤的生气量增大。褐煤的累积煤气发生率在38m³/t以上，气煤的累积煤气发生率可达到122m³/t（叶建平等，1998）。可见，虽然吐哈盆地煤的变质程度较低，但其生气量仍是可观的。

表6-15 吐鲁番和哈密盆地深部煤层含气性预测成果表

2.煤层煤阶低，孔隙度较大；镜质组含量较高，煤储层渗透性好

煤层大多煤阶低，孔隙度较大。大孔和中孔占总孔容的55%左右，储存于此类孔隙中的气体主要为游离气；中孔和微孔孔容稍小，为45%左右，它们是吸附气的主要吸附空间。

吐哈盆地煤岩中镜质组含量较高，是煤岩显微组分中最主要的组分，除哈密坳陷镜质组体积百分含量低于55%外，其他都在55%以上。煤岩镜质组含量普遍较高，为煤层气的吸附提供了较为有利的条件。另外，镜质组含量较高，煤在煤化作用过程中易于脱水、收缩产生内生裂缝，从而增强煤储集层的渗透性并为游离气提供储存空间。

3.煤层顶底板封闭性好、分布稳定、完整性较好，有利于煤层气保存

吐哈盆地的聚煤沉积体系主要有滨浅湖相、沼泽相和河流相。浅埋区部分厚煤层顶板多以封闭性能极佳的泥岩为主，底板细、粗碎屑岩兼有，顶板的良好封闭性使煤层中的煤层气难以向外逸散，对煤层气的保存有利。

吐哈盆地构造相对简单，构造作用对煤层顶底板的破坏不强，煤层顶、底板完整性较好，有利于煤层气保存；断裂多表现为压扭性，封闭性好，不易使煤层气逸散。

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