河北工業大學教授李金海

Ⅰ 煤層氣成藏條件、開采特徵及開發適用技術分析

趙慶波 孫粉錦 李五忠 李貴中 孫斌 王勃 孫欽平 陳剛 孔祥文

作者簡介:趙慶波,1950年生,教授級高級工程師,中國石油天然氣集團公司高級技術專家,中國地質大學(武漢)兼職教授;中國石油學會煤層氣學組副組長;主要從事煤層氣勘探開發工作,編寫專著17部,發表學術論文50餘篇。地址:河北省廊坊市萬庄44號信箱煤層氣所。電話:(010)69213108。E-mail:[email protected]

(中國石油勘探開發研究院廊坊分院 廊坊 065007)

摘要:煤層氣成藏模式可劃分為自生自儲吸附型、自生自儲游離型、內生外儲型;煤層氣成藏期可劃分為早期成藏、後期構造改造成藏和開采中二次成藏,特別指出了開采中二次成藏的條件。利用沉積相分析厚煤層的層內微旋迴,細劃分出優質煤層富含氣段;進一步利用沉積相探索成煤母質類型及其對煤層氣高產富集控製作用;闡述了構造應力場及水動力對煤層氣成藏的作用機理。總結了煤層氣開采特徵:指出了煤層氣井開采中的阻礙、暢通、欠飽和三個開采階段,並認為欠飽和階段可劃分為多個階梯狀遞減階段;由構造部位和層內非均質性的差異形成自給型、外輸型和輸入型三類開采特徵。根據地質條件分析了二維地震AVO、定向羽狀水平井、超短半徑水力噴射、U型井、V型井鑽井技術的適用性及國內應用效果。

關鍵詞:煤層氣 成藏模式 成煤母質 高產富集 開采特徵 適用技術

Coalbed Methane Accumulation Conditions, Proction 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 ring development. Conditions for secondary accumulation ring 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 proctive and en- richment is explored. Mechanism of tectonic stess field and hydrodynamic force on coalbed methane accumulation is elaborated. Proction characteristics of coalbed methane wells is concluded as follows: blocked,unblocked and unsaturated proction 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 proction 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; proctive and enrichment; pro- ction characteristics; applicable technology

1 煤層氣成藏條件分析

1.1 煤層氣成藏模式和成藏期

1.1.1 煤層氣成藏模式劃分為三類

自生自儲吸附型:煤層氣大部分以吸附態存在於煤層中,構造相對穩定的斜坡帶富集。如沁水盆地南部潘庄水平井單井平均日產氣3萬m³;鄭試60井3^#煤埋深1337m,日產氣2000m³。

自生自儲游離型:煤層吸附氣與游離氣多少是相對的,多為同源共生互動,煤層氣一部分以游離態存在於煤層中,有的局部構造高點佔主體,早期煤層埋藏深、生氣量高,後期抬升煤層變淺壓實弱,次生割理發育滲透性好,兩翼又是烴類供給指向,在有利封蓋層條件下局部高點形成高滲透的高產富集區。准噶爾盆地彩南地區彩504井,構造發育的斷塊高點煤層次生割理裂隙發育物性好,游離氣與吸附氣同源共儲,煤層深2575m,日產氣6500m³。

內生外儲型:煤層作為烴源岩,生成的氣體向上部或圍岩運移,在有利的圈閉條件下在砂岩、灰岩中形成游離氣藏,使吸附氣、游離氣具有同源共生性、伴生性、轉換性和疊置性,可在平面上疊加成大面積分布。鄂爾多斯盆地東緣韓城地區WL2~015井山西組煤層頂板砂岩厚14.1m,壓裂後井口壓力為2.32MPa,日產氣2400m³。

圖1 煤層氣成藏模式圖

1.1.2 煤層氣成藏期劃分為三類

早期成藏:隨著沉積作用的進行,煤層埋深逐漸增加,大量氣體持續生成。充分的生氣環境,良好的運聚勢能,足夠的吸附作用,有利的可封閉、高飽和、高滲透成藏條件,為早期成藏奠定了基礎。這類氣藏δ¹³C₁相對重(表1),表現為原生氣藏特徵。

構造改造後期成藏:系統的動平衡一旦被構造斷裂活動打破,即煤層氣藏將被水打開,煤層割理被方解石脈充填,則能量將再調整、烴類再分配,古煤層氣藏遭受破壞,新的高產富集區塊開始形成(圖2)。

受構造抬升後在局部出現斷裂背斜構造,抬升使煤層壓力降低,氣體發生解吸,構造運動產生的裂隙又溝通了低部位的氣體,使之向局部構造高點運移聚集。當盆地沉降接受沉積時,壓力逐漸增大,再次生氣,背斜翼部氣體再吸附聚集,這類氣藏多為次生型,δ¹³C₁相對輕(表1)。

表1 不同類型氣藏CH₄含量及δ¹³C₁分布表

圖2 煤層氣運聚成藏過程

開采中二次成藏:煤層氣原始狀態為吸附態,開采中壓力降至臨界點後打破原平衡狀態轉變為游離態,氣水將重新分配,解吸氣竄層或竄位,從而形成煤層氣開采中的二次成藏,這是常規油氣不具備的條件。煤礦區這類氣藏由於鄰近采空區CH₄含量較低。

(1)煤層氣二次成藏中的竄位

竄位是指煤層氣開采中氣向高處或高滲區運移,水向低部位運移,形成煤粉、氣、水三相流,再開發幾年進入殘余態,微小孔隙、深部氣大量產出。煤層氣開采過程中,在同一地區,有些井高產,有些井低產,這與他們所處的構造部位有關,解吸氣向構造頂部或高滲通道差異流向或「游離成藏」,煤層氣發生竄位,使得高點氣大水少,甚至後期自噴,向斜水大氣少。如蒲池背斜煤層氣的開發實例(圖3,表2)。

該地區早期整體排水降壓單相流,中期氣、水、煤粉三相流,後期低部位降壓,高部位自噴高產氣井單相流,4年後基本保持現狀。區塊中477口直井和57口水平井已開采4年多,目前產氣不產水直井、水平井分別為29%、11%,產水不產氣分別為12%、19%。

(2)煤層氣二次成藏中的竄層

竄層是指煤層氣開采中或煤層采空區上部塌陷中解吸氣沿斷層裂隙或後期開發中形成的通道等向上再聚集到其他層位。主要有五種情況:(1)原斷層早期是封閉的,壓力下降到臨界點後是開啟的;(2)水平井穿透頂底板和斷層;(3)壓裂壓開頂底板;(4)開采應力釋放產生裂縫使解吸氣穿透頂底板進入砂岩、灰岩形成游離氣;(5)煤層采空後頂板坍塌應力釋放,底部出現裂隙帶。

典型實例分析:

(1)阜新煤礦區開采應力釋放導致二次成藏

采動、采空區:阜新鑽井7口,采空區坍塌後在煤層頂部砂岩裂隙帶單井日產氣1.5萬~2.15萬m³,CH₄含量大於50%。生產1年,單井累計產氣折純最高260萬m³;陽泉年產氣7.16億m³,90%是鄰層抽采;鐵法70%煤層氣是采動區采出(圖4)。

圖3 蒲池背斜煤層氣開發特徵圖

表2 蒲池背斜開發井開采情況

注:日產氣及日產水兩欄中分子為四年前產量,分母為目前產量。

圖4 采動、采空區煤層氣開采示意圖

(2)直井壓裂竄層

蒲南3~8井壓裂顯示超低破裂壓力,為9.6MPa,低於鄰井10MPa以上,初期日產水62m³,4年後目前為54.8m³,累計產氣僅有3.8萬m³。

(3)水平井竄層

FZP03~1井煤層進尺4084m,鑽遇率81%,主、分支共鑽遇斷層4條,明顯鑽入下部水層,開發效果差(圖5):最高間歇日產氣1366m³,累計產氣29萬m³,累計產水4.3萬m³,目前日產氣392m³,日產水28m³;原水層的構造高點被解吸氣占據。而比該井淺75m的FZP03-3井日產氣3783m³,日產水5m³。

在煤層氣的勘探開發中應形成一次開發井網找煤層吸附氣,二次開發井網找生產中由於開采中壓力下降,烴類由吸附態變游離態使氣水重新分配,打破原始平衡狀態,解吸氣竄層或竄位形成二次成藏的游離氣藏的勘探開發思路。

1.2 有利的成煤環境和煤層氣高產富集旋迴段

以往油氣勘探上用沉積相分析砂體變化特徵,通過對大量煤層粘土礦物分析、植物鑒定、測井特徵,特別是全煤層取心觀察,以及煤質和含氣性分析認為:沉積環境對煤層氣的生成、儲集、保存和滲透性能的影響是通過控制儲層物質組成來實現的,層內的非均質性和煤質的微旋迴性受控於沉積環境,並控制層內含氣性和滲透性的非均質變化。

平面上:河間灣相煤層厚、煤質好、含氣量高、單井產量高,河邊高地和湖窪潟湖相相反(表3)。

圖5 FZP03-1、FZP03-3水平井軌跡示意圖

表3 鄂東氣田C—P不同煤岩相帶煤質與產量數據表

縱向上:受沉積環境影響,厚煤層往往縱向上形成夾矸、暗煤、亮煤幾個沉積旋迴,亮煤鏡質組含量高、滲透率高、含氣量高。不同的煤岩組分受成煤母質類型的控制,高等植物豐富,經凝膠化作用形成的亮煤,灰分低、鏡質組高、割理發育、含氣量高;碎屑物質、水溶解離子攜入或草本成煤環境的暗煤相反。

武試1井9#煤可劃分為4個層內微旋迴(圖6)。灰分含量:暗煤14%~15%,亮煤3.7%~5.1%;鏡質組含量:暗煤23%~49%,亮煤66%~79%。

1.3 構造應力場對煤層氣成藏的控製作用

古應力場高值區斷裂發育,水動力活躍,煤層礦化嚴重,含氣量低;低值區則煤層割理發育,處於承壓水封閉環境,煤層氣保存條件好,含氣量高。局部構造高點也往往是應力場相對低值區,並且煤層滲透率高、單井產量高,煤層氣保存條件好,煤層沒被水洗刷,含氣量高。

1.4 熱演化作用對煤層氣孔隙結構的控製作用

高煤階以小於0.01μm的微孔和0.01~1μm中孔為主,一般在80%以上,中、微孔是煤層氣主要吸附空間,靠次生割理、裂隙疏通運移;

圖6 武試1井9^#煤沉積旋迴圖

圖7 高、低煤階孔隙結構特徵

低煤階以>1μm大孔和中孔為主,演化程度低,裂隙不發育,大孔是吸附氣、游離氣主要儲集空間和擴散、滲流和產出通道;

中煤階以中、大孔為主,中、大孔是煤層氣擴散、滲流通道。

核磁共振:煤層氣藏儲層的T₂弛豫時間譜,為特徵的雙峰結構,與常規低滲透儲層T₂弛豫時間譜相對照,煤層氣儲層的兩個峰之間有明顯的間隔,這說明對於煤層氣儲層,束縛水與可動流體並不能有效溝通。然而不同煤階煤儲層T₂譜的結構不同,這源於不同的孔隙結構(圖7、圖8),低煤階以大孔為主、高煤階以微孔小孔為主,高煤階曲線峰值煤層左峰高右峰低,峰值中間零值,低煤階相反,左峰為不可流動孔隙,右峰為可流動的次生割理裂隙儲集體;高煤階右峰可流動峰值越高(割理發育),氣井產量越高(圖9)。

1.5 水動力場對煤層氣藏的控製作用

局部構造高點滯留水區低產水高產氣,向斜承壓區高產水。地下水一般在斜坡溝谷活躍,符合水往低處流、氣向高處運移的機理。樊庄區塊滯流—弱徑流區域多為>2500m³/d高產井;東部地下水補給區含氣量<10m³/t、含氣飽和度55%,見氣慢,單井產量200~500m³/d(圖10)。

2 煤層氣開采特徵

對於中國中低滲透性煤層,煤層氣井一般為300m×300m井距,單井產量穩產期4~6年,水平井更短,開采中劃分為上升期、穩產期、遞減期三個階段,遞減期又可劃分為多個階梯狀遞減階段。

2.1 構造部位和層內非均質性的差異形成三類開采特徵

自給型:往往位於構造平緩、均質性強的地區。氣產量為本井降壓半徑之內解吸的氣從本井產出。排采井一般處於構造平緩部位,層內均質性強。日產氣上升—穩產—遞減三個階段,這類井多低產(圖11)。

圖8 不同煤階孔隙分布特徵圖

圖9 不同煤階煤儲層T2弛豫時間譜

圖10 樊庄區塊地下水與含氣量、煤層氣高產區關系圖

圖11 煤層氣單井開采特徵圖

外輸型:位於構造翼部、非均質性強的地區。氣產量一部分通過本井降壓解吸半徑內從本井產出,而大部分通過高滲通道或沿上傾部位擴散到其他井內產出。排采井一般處於構造翼部、非均質性強。日產氣低產或不產—上升—緩慢遞減,這類井多低產,並且產量遞減快。

蒲池背斜的P1-11、PN1-1、PN2-5、HP1-10、HP2-11-3井位於背斜的翼部,屬於構造的相對低部位,基本上沒有氣產出,而產水量較大,分析由於降壓而解吸出來的氣體向構造高部位運移而沒有產出,具有輸出型的開采特徵。

輸入型:多位於構造高點。初期本井降壓解吸氣隨降壓漏斗從本井產出,後期構造下傾部位解吸氣又運移到本井產出。排采井處於構造高點,這類井一般高產、穩產期長。日產氣上升—穩產—上升—遞減。

蒲池背斜中位於構造高點的PN1-4、P1-3、PN2-7、P1-5井產氣量高而產水量低,這與低部位氣體的擴散輸入有關,具有典型的輸入型開采特徵。

2.2 降壓速率不同形成三類開采效果

2.2.1 暢通型解吸

抽排液面控制合理,降壓速率接近解吸速率,有效應力引起的負效應小於基質收縮引起的正效應,滲透率隨開採的束縛水、氣產出上升—穩定,氣泡帶出部分束縛水,產量理想(圖12-Ⅰ)。以固X-1井為例,該井排採制度合理,經半年的排水降壓後液面基本保持穩定,日產氣穩定在4320m³/d以上,目前還保持穩產高產。

圖12 不同措施煤層氣井產氣影響特徵曲線

2.2.2 超臨界型解吸

解吸速率小於降壓速率,降壓液面下降速度太快,煤層裂縫、割理產生應力閉合,日產氣急劇上升—急劇下降,滲透率下降—穩定,產氣效果差(圖12-Ⅱ)。以固Y-2井為例,該井經30餘天的排水降壓,液面降至煤層以下,由於抽排速度過快,前期產氣效果差,2010年7月二次壓裂及排採制度調整後,氣體日產氣量最高達4000m³/d,後期穩定在1600m³/d以上;PzP03井在產氣高峰期日降液面63~87m,造成該井初期是全國單井產量最高(10.5萬)而目前是該區單井產量最低的井。

2.2.3 阻礙型解吸

降液速率過慢,解吸速率大於降壓速率,有效應力引起的負效應大於基質收縮的正效應,氣泡變形解吸困難,降壓早期受煤粉堵塞,液面阻力作用解吸不暢通,日產氣不穩定,開發效果差(圖12-Ⅲ)。FzP03-3井開采770天關井26次以上,開發效果很差。

2.3 煤層水類型及其開采特徵

煤層水可劃分為層內水、層間水和外源水;高產氣區為層內、層間水,有外源水區為低產氣區。

(1)層內水:煤層割理、裂隙中的水。日產水小,開采中後期高部位幾乎不產,低部位遞減。層內水又可進一步劃分為可動水(洞縫)、吸附水(煤粒面)、濕存水(<10^-5cm毛管內)、結晶水(碳酸鈣)四類。

(2)層間水:薄夾層水滲入煤層。開采中產水量明顯遞減,可控制。

有層間水的氣井連續降壓可控制水產量,提高開發效果。沁水樊庄FzP11-1井煤層總進尺4710m。2009年4月投產,最高日產水175m³,目前日產氣21436m³,日產水20.7m³,套壓0.15MPa,液面4m,累計產水3.7萬m³,累計采氣814萬m³。可以看出,對有層間水進入煤層氣井的情況,短期加大排水量,後期日產氣持續上升,開發效果較好。

(3)外源水:斷層或裂縫溝通高滲奧灰水及其他水層。產水大,難控制。

3 煤層氣勘探開發適用技術分析

3.1 地震AVO技術預測高產富集區

煤層與圍岩波阻抗差大,煤層本身是強反射。其內含氣、含水的差異在局部異常突出:高含氣後振幅隨偏移距增大而減少產生AVO異常(亮點),這與常規天然氣高阻抗振幅隨偏移距增大而增大出現的亮點概念不同,具有以下特徵:高產井強AVO異常(高含氣量低含水),煤層段為大截距、大梯度異常,即亮點中的強點;低產井弱AVO異常(低含氣量高含水)為低含氣、低飽和、低滲透特徵。

煤層氣高產區強AVO異常區的吉試1井5^#煤含氣量21m³/t,日產氣2847m³(圖13);低產區弱AVO異常的吉試4井5^#煤含氣量12m³,日產氣64m³,產水90m³。據此理論,可用地震AVO技術預測高產富集區。

圖13 吉試1井5^#煤AVO特徵圖

3.2 定向羽狀水平井鑽井適用地質條件

全國已鑽定向羽狀水平井160餘口,單井最高日產氣10.5萬m³。定向羽狀水平井技術適合於開采較低滲透儲層的煤層氣,集鑽井、完井與增產措施於一體,能夠最大限度地溝通煤層中的天然裂縫系統,使同一個地區單井產量可提高5~10倍,適用地質條件有以下10點:

(1)構造穩定無較大斷層:FzP03-1鑽遇4條斷層,日產氣最高1366m³,目前687m³,日產水32~75m³;韓城04、07、09井日產水20~48m³,日產氣小於60m³。

(2)遠離水層封蓋條件好:三交頂板泥岩厚<2m,水大氣少,SJ6-1井9#煤厚9.4m,頂板6.8m灰岩,煤層進尺4137m,鑽遇率100%,最高日產水465m³,19個月產水4.6萬m³,不產氣。

(3)軟煤構造煤不發育:韓城、和順12口井單井平均日產氣720m³。

(4)煤層埋深小於1000m:煤層深800~1000m的武m1-1、Fz15-1井日產氣<500m³。

(5)煤厚>5m:柳林CL-3井煤層厚4m,最高日產氣0.95萬m³,穩產160天遞減,日產氣2807m³,累計121萬m³。

(6)含氣量>15m³/t:潘庄東部8m³/t(蓋層厚2~5m),北部15~22m³/t(蓋層厚>10m),盡管東部比北部淺100~200m,而北部6口井單井平均日產氣3.0萬m³,東部7口為1869m³,最高3697m³,相距6km單井產量差20倍。

(7)主分支平行煤層或上傾:單井平均日產氣、階段累計和地層下降1MPa采氣效果分析,水平井軌跡:平行煤層產狀最好,其次上傾,下傾差;「凸」「凹」型最差。

(8)煤層有效進尺>3000m:水平段煤層進尺<2000m的單井最高日產氣<800m³,階段累計采氣<2.0萬m³。

(9)分支展布合理:主支長1000m左右,分支間距200~300m,夾角10°~20°。

(10)煤層有效鑽遇率>85%:10口井煤層鑽遇率<85%,並投產1年以上,單井平均日產氣800m³,最高<2000m³,階段平均累計采氣27萬m³。

3.3 超短半徑水力噴射鑽井適用條件

我國利用該技術已鑽煤層氣井23口以上,效果均不理想。主要原因為低滲透,噴孔直徑小、彎曲大,前噴後堵;水力噴射開窗直徑28mm,孔徑小,排采中易被煤粉和水堵塞。可進行旋轉式大口徑噴咀和裸眼噴射試驗。

3.4 「山」型井、U型井、V型井鑽井適用條件

由於中國煤層氣藏具有低滲透的特點,且多屬斷塊氣藏,U型水平井溝通煤層面積小,應用效果較差。我國鑽U型水平井16口以上,增產效果不明顯。

SJ12-1井分段壓裂日產氣穩產1750m³,累計產氣19.1萬m³,開采3個半月後已遞減。水平段下油管、玻璃鋼管都取得成功,低滲透氣藏效果差。較高滲透區[(1.0~3.6)×10^-3μm²]效果好:彬長、寺河單井日產氣0.56萬~1.4萬m³。

今後可進行1口水平井穿多個直井的「山」字型井組試驗,目前國外利用該技術開發鹽岩已成功。

4 結論

(1)根據中國煤層氣勘探開發實踐認識將煤層氣成藏模式劃分為自生自儲吸附型、自生自儲游離型、內生外儲型三類;同時,認為煤層氣成藏期劃分早期成藏、後期構造改造成藏和開采中二次成藏三類,開采中二次成藏將是煤層氣開發二次井網的主要產量接替領域。

(2)利用沉積相分析厚煤層、優質煤層和高產富集區;分析厚煤層的層內微旋迴,成煤母質控制煤岩組分和單井產量,高等植物豐富,經凝膠化作用形成的亮煤,灰分低、鏡質組高、割理發育、含氣量高,是高產富集段;碎屑物質、水溶解離子攜入或草本成煤環境的暗煤相反。

(3)古應力場低值區則煤層割理發育,處於承壓水封閉環境,煤層氣保存條件好,含氣量高;滯留水區低產水高產氣,向斜承壓區高產水。

(4)由構造部位和層內非均質性的差異形成自給型、外輸型和輸入型三類開采特徵,由降壓速率不同形成暢通型、阻礙型和超臨界型三類開采效果。

(5)高產井強AVO異常,即亮點中的強點;低產井弱AVO異常,為低含氣、低飽和、低滲透特徵。定向羽狀水平井在適用的地質條件和鑽井方式下才能取得較好的開發效果;超短半徑水力噴射應首選滲透率較高、煤層構造相對穩定、含氣量和飽和度較高煤層應用;U型、V型水平井鑽井技術在低滲透氣藏中效果差,高滲透區效果好。

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Diessel C F K. 1992. Coal-bearing depositional systems-coal facies and depositional environments.Springer-verlag. 19～22

Ⅱ 李金海的介紹

1李金海，男、1956年9月生，1980年畢業於復旦大學數學系流體力學專業。教授、儀器科學與技術學科一級碩士點熱工計量方向原創學科帶頭人、測試計量技術與儀器專業碩士研究生導師；曾任測控系主任，現任質量技術監督學院研究生工作管理辦公室主任；中國計量測試學會流量計量專業委員會委員；河北省計量測試學會理事、力學計量專業委員會副主任委員；國家質量技術監督計量職業技能國家級考評員等。