马财林 陈岩 权海奇
（中石油长庆油田分公司勘探开发研究院 西安 710021）
作者简介：马财林，男，高级工程师，1987年毕业于西安地质学院，现在长庆油田研究院从事地矿综合研究工作。
摘要 本文简要回顾了大宁-吉县区块近10年内的煤层气勘探开发现状，通过煤层气基本地质、成藏和富集因素方面的分析，对该区煤层气勘探潜力进行评价，再从午城井组及部分区探井的试采数据入手，评价区内煤层气开发潜力。分析结果认为，本区煤层气资源利用率较低，成藏类型复杂；储集性能随煤层埋深而变化，提出该区煤层气开发，必须缩小井网井距，坚持长期连续抽排和稳定降压采气的主要认识。
关键词 大宁-吉县区块 煤层气 勘探潜力 开发潜力 井网井距 稳定降压
Potential Evaluation on CBM Exploration and Development in Daning-Jixian Area
Ma Cailin，Chen Yan，Quan Haiqi
（Research Institute of Exploration and Development，PCOC，Xi'an 710021）
Abstract：The paper reviewed the current status of CBM exploration and development in recent 10 years in Daning-Jixian area.By research of CBM basic geology，reservoir formation and enrichment and by analysis of the test well date from drainage wells，CBM exploration and development potential of the area was evaluated.Analysis result showed that the utilization of CBM resources in the area is low，type of reservoir formation is complex and reservoir performance is changeable with burial depth.It suggested that small well pattern and space，long-term continuous drainage and stable depressurization are necessary for CBM development in the area.
Keywords：Daning-Jixian block；CBM；exploration potential；development potential；well pattern and space
大宁-吉县区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带南端，地处山西省大宁县、隰县、蒲县和吉县境内。煤层气资源登记面积6905km2，有利勘探面积约3800km2。该区以煤层厚度大、平面分布稳定、煤岩煤质良好、热演化程度适中，使之成为我国中煤阶煤层气勘探开发试验区之一。
1 煤层气勘探开发现状
截至2006年7月15日，大宁-吉县区块共钻煤层气井34口，其中，预探井17口，评价井12口，水平井1口，外单位钻井4口，完成二维地震勘探228km（图1）。概括起来，区内煤层气勘探大致可划分为地质选区、勘探目标综合评价和勘探开发先导性试验三个阶段。
1.1 煤层气地质选区阶段（1997年3月～1998年12月）
该区煤层气勘探始于 1997年，以7口煤炭钻孔、3口天然气钻井和120km二维地震勘查资料为基础，对本区煤层厚度、埋藏深度、围岩等基本地质条件进行评价，初步筛选煤层气勘探目标，为煤层气井的钻探提供可靠的基础数据。
1.2 煤层气勘探目标综合评价阶段（1999年3月～2003年12月）
1999年6月23日，区内第一口煤层气井——A1 井顺利完钻，全井钻遇煤层总厚 16.2m，山西组山2段5＃煤厚5m，太2段8＃煤厚7.4m，5＃煤层孔隙度8%，渗透率1～5mD，压力系数1.12，现场解吸含气量18.4m3/t，试气29d，获得2847m3/d的煤层气稳定产量。煤层段显示出高孔渗、高压力、高含气的“三高”特征。四年间，区内共钻煤层气探井6口，此阶段煤层气地质选区目标评价与钻井勘探同步进行。
1.3 煤层气勘探开发先导性试验阶段（2004年3月～2006年7月15日）
2004年3月，为了查明该区块煤层气资源及分布，配合午城井组钻探，为煤层气规模开发提供地质依据，率先在区内完钻煤层气区探井11口，井组12口，多分支水平井1口。煤层气开发先导性试验项目全面启动，多分支水平井钻探处于尝试之中。
2 煤层气勘探潜力分析
煤层气基本地质条件、成藏因素和富集规律是其勘探潜力分析的主要内容。基本地质条件与煤层厚度、埋藏深度和煤岩煤质特征有关；成藏因素是构造、围岩和水文地质条件的综合反映；富集规律与煤岩储层及含气性等因素相关联。
2.1 煤层气基本地质条件
评判一个区块的煤层气基本地质条件，一般从煤层厚度及埋深、煤岩煤质特征入手。认为煤层厚度大，埋藏深度适中，煤岩镜质组含量高，灰分含量低，该区块煤层气基本地质条件相对有利。根据国内外煤层气地质选区条件，结合鄂尔多斯盆地煤层气勘探实际情况，把煤层总厚度≥10m、单层厚度≥2m，且愈厚愈好，煤层埋藏浅于1000m、煤岩镜质组含量大于70%、灰分含量小于20%作为地质条件评价的基本标准。
图1 大宁-吉县地区煤层气勘探程度图
2.1.1 煤层厚度
区内煤层总厚度5～22.8m。5＃煤厚2～8.5m，大于4m的厚煤带沿寨子—山中—曹井南北一线分布（图2）；8＃煤厚2～10m，单层大于4m的厚煤带沿山中—窑渠间呈三角状展布，大于6m的富煤中心处在午城、蒲县南和曹井三地（图3）。两层主煤厚带的平面展布态势，圈定了区内煤层气资源分布的轮廓，奠定了煤层气资源评价的物质基础。
图2 大宁-吉县地区5＃煤层厚度图
图3 大宁-吉县地区8＃煤层厚度图
2.1.2 煤层埋藏深度
煤层埋藏深度是影响煤层气勘探的关键参数，煤层埋藏不能过深，也不能太浅。煤层埋藏愈深，其储集条件愈差。区内10口井煤层孔隙度、渗透率与埋藏深度的测试成果显示，多数资料点煤层埋藏与孔渗条件呈正相关，个别深部数据与之相反，主要与断裂构造发育程度有关。另据本区和邻区的资料显示，当煤层埋藏深度超过800m 时，煤层渗透率急剧下降（表1）。
表1 鄂尔多斯盆地东南缘煤层孔隙、渗透率测试表
2.1.3 煤岩煤质特征
本区宏观煤岩类型以光亮煤为主，半亮煤居中，暗淡煤次之。煤岩以宽条带结构为主，部分为无夹矸的简单结构，部分为含夹矸的复杂结构。5＃煤夹矸层厚度0.1～0.5m，8＃煤夹矸层0.5～1.0m，5＃主煤夹矸层小于8＃煤。煤岩显微组分显示，5＃主煤的镜质组含量74.6%，8＃主煤为66.2%（表2）。较高的镜质组含量表明该区煤岩沉积处在还原的封闭环境，有利于煤层气藏的形成。煤岩工业分析揭示，5＃主煤灰分含量平均值13%，8＃主煤13.3%（表 3），两层主煤均具低灰煤特征。区内煤岩热演化程度较高，R0值为1.3%～2.2%，煤阶为焦、瘦、贫煤，两层主煤均具中—高煤阶特点。总之，区内煤岩具低夹矸、低灰分、高镜质组含量、中高煤阶的“两低两高”特征。
表2 大宁-吉县地区煤岩显微组分成果表
表3 大宁-乡宁地区煤岩工业分析成果表
图4 大宁-吉县地区5＃煤层顶面构造图
2.2 煤层气成藏条件
该区块的煤层气成藏必须具备有利的构造条件，良好的围岩类型和承压封闭的水文地质环境。
2.2.1 构造类型
构造条件是本区煤层气成藏的重要因素，不但控制煤层气藏类型，且影响煤层气富集。该区整体为西倾的单斜构造，局部构造形态呈“一隆、一坳、两斜坡”特征，即古驿-窑渠隆起、薛关-峪口坳陷和东西两个斜坡带（图4）。相比之下，西部斜坡带倾角虽平缓，但煤层埋藏深度较大，储层物性变差；东部斜坡带煤层埋藏虽浅，但煤层厚度较薄，断裂发育，保存条件不利；古驿-窑渠背斜构造两翼的宽缓部位，煤岩储层发育，煤层气成藏条件相对有利。
2.2.2 煤层顶底板
煤层顶底板岩性对煤层气保存至关重要。区内5＃煤层顶板岩性主要以泥岩为主，厚1～15m，砂岩顶板区分布范围局限，仅在区块的东北、东南边缘零星分布；8＃煤层顶板岩性以灰岩为主，厚3～20m，泥岩顶板分布次之，厚1～5m。从区内两层主煤顶板岩性平面分布来看，煤层围岩受沉积相带控制作用明显，河道分布区，煤层顶板岩性为砂岩，煤层含气量变低，保存条件变差，三角洲间湾沼泽、泥坪环境，不但煤层分布稳定，且煤层顶板多为泥岩，对于煤层气成藏来说，泥岩顶板煤层气保存条件好，灰岩顶板次之，砂岩顶板较差，这也被区内26口煤层气井的含气量解吸数据所证实。
2.2.3 水文地质条件
水文地质条件对煤层气成藏及富集具有重要的地质意义。独立的水文地区单元，可阻止煤层气的侧向运移，形成承压水封堵型煤层气藏。该区块自东向西存在两个水文地质单元，从东部煤层露头区至薛关逆断层间，由补给→径流→承压→泄水区过渡。补给和泄水区地层水总矿化度≤0.5g/L，氯根含量0.1～0.3g/L，为Na2SO4型水，煤层气保存条件差；径流区地层水总矿化度0.5～5.0g/L，水型为NaHCO3型，煤层气保存条件较好；承压区地层水总矿化度≥5g/L，水型为CaCl2或NaHCO3型，煤层气保存条件有利。由薛关逆断层向西，第二个水文地质单元重复循环，煤层气保存由差变好。
2.3 煤层气富集规律
煤层储集性能和含气性是制约区内煤层气富集的主控因素。煤岩储集性能受煤层埋藏深度、煤岩类型和构造等因素控制，煤层含气性及资源潜力是煤层气地质、成藏条件的综合体现。
2.3.1 煤岩储集性能
煤岩基质孔隙、裂隙系统是表述煤岩储集性能的基本要素，煤岩高孔隙、高渗透分布区是煤层气勘探的理想区域。区内5＃主煤内生裂隙十分发育，内生裂隙线密度为21～28条/5 c m，煤岩裂隙孔隙度平均值为1.41%；8＃主煤内生裂隙的发育程度不及5＃煤，内生裂隙线密度7～10条/5 c m，内生裂隙孔隙度0.25%～1.66%，平均值为0.774%。从本区煤层孔隙度测井解释成果表可以看出，两层主煤孔隙度在1.67%～4.81%之间，5＃主煤孔隙度略高于8＃煤（表4）；再从10口井煤层渗透率的注入压降测试成果看到，该区煤层渗透率平面变化大，整体随煤层埋藏增大渗透率降低的趋势明显（A1、701、702 井），局部埋藏加深的井点渗透率增高与构造密切相关，背斜构造轴部，断裂构造发育区煤层孔渗条件均较好，如A4、13 井位于古驿-窑渠背斜构造轴部，煤层渗透率大于18mD（表5）。相比之下，区内5＃煤储集性能优于8＃煤，煤层浅埋藏区（＜1000m）、背斜构造轴部是寻找高孔高渗区的有利部位。
2.3.2 煤层含气性评价
煤层含气量高低与煤岩煤质和保存条件有关，它是煤层气地质成藏条件的最终体现。在煤质类同的前提下，煤层热演化程度高、煤层顶板泥岩封盖、构造稳定的地区煤层含气量高。本区5＃煤含气量6～22m3/t，8＃主煤为6～17m3/t，横向煤层高含气区主要位于古驿-窑渠背斜构造的东、西两翼。纵向5＃煤含气量比8＃煤高。主要原因在于5＃煤层顶板岩性多为泥岩，对煤层气藏的封堵能力强，从而使煤层含气量增高；而8＃煤层顶板多为灰岩，垂向距奥灰水距离较近，灰岩顶板本身具有双重性，在构造活动区有可能变为储层，导致煤层含气量降低。
表4 大宁-吉县地区煤层孔隙度测井解释成果表
表5 大宁-吉县地区煤层渗透率注入压降测试成果表
2.3.3 煤层气资源潜力
煤层气资源是其勘探部署的重要依据。一个煤层气勘探区块，既要有足够大的煤层气资源量，又要有较高的资源量丰度，还要有一定数额的商业煤层气地质储量，则认为该区块煤层气资源潜力较大。区内煤层埋藏300～1500m、煤层单层厚度≥2m的含煤面积2313km2，煤层气资源量6014×108m3，资源量丰度2.6×108m3/km2（表6）。尽管区内有如此高的煤层气资源量和资源丰度，根据该区块的煤层气勘探和钻井实际分析，当煤层埋藏深度大于800m时，煤层渗透率大部分小于1mD，煤层气开发试采周期长，排水降压采气难度大。因而专门对该区块煤层埋深300～800m 内的煤层气资源进行了计算（表7）。计算结果表明，煤层埋藏在300～800m之间的资源量仅为全区资源总量的13.3%。
表6 大宁-乡宁地区煤层气资源量计算成果表
注：此资源量不包括8＃煤埋深大于1500m区域，也未包括吉试2-薛关-窑渠、明珠东南的资源量。
表7 明珠-乡宁煤层气资源量成果表
3 煤层气开发潜力评价
煤层气开发是煤层气评价勘探的延续，一般要经历小井组试验→大井组评价→规模开发三个阶段。前两者称为煤层气开发先导性试验阶段，而大宁-吉县区块恰处于此阶段。
3.1 煤层气井组评价试验
2004年6月，中石油把大宁-吉县地区确定为中煤阶煤层气示范区，选择午城区块4.8km2面积部署大井组（12口井）进行煤层气开发前的先导性试验，井网井距400×600m。2004年完钻8口，当年9月投入试采井5口；2005年完钻井4口，12月投入排采井7口，目前共投入排采井12口（图5）。
图5 大宁-吉县地区午城井组井位图
从午城井组的产水情况来看，12口井的产水量在2～23.5m3/d之间，产水量低者均是采用胍胶压裂液压裂，对煤储层伤害较大，产水量大于10m3/d的井采用清水压裂液，对煤储层的伤害小；从井组产气情况来看B2-3井瞬时产量达到3003m3/d，B2-1 井最高产量1571m3/d，但由于煤层渗透率低（0.02mD），井网井距过大及排采制度不完善等原因，产量衰减较快，仅B1-3井气产量在800～1000m3/d之间稳产达8个月以上，其余9口井气产量均较低（表8）。
表8 午城井组排采数据表
3.2 煤层气井组试采的初步认识
3.2.1 午城井组煤层埋深较大，地应力高，煤层渗透性低。
该井组8＃主煤埋深在1147.3～1313.8m之间，平均井深1270m，试井原地应力大于20MPa，高者可达40～50MPa。根据原地应力与埋深、煤层渗透率与原地应力的关系，深埋藏→高原地应力→低渗透率对应关系明显。如果按20MPa 应力计算，煤层渗透率小于0.1mD，而B01-4井注入压降测试渗透率0.02mD，与此认识相一致。
3.2.2 午城井组井网井距过大，至今尚未形成井间干扰。
煤层渗透系数是确定井网井距的主要依据，其计算公式：
Kr=Q/Sm
式中：Kr—煤层平均渗透系数（m/d）；m—含水层厚度（m）；S—水位降深（m）；Q—每天抽水量（m3/d）。
由此计算出午城井组煤层平均渗透系数0.052～1.199m/d（表9）。如果单井按每年300天抽水计算，在此期间，渗透波及的范围最小156m，最大359m，欲使400×600m的井组大面积降压，至少连续排采1～2年。据此认为，午城井组煤层平均渗透系数低且差异大，单井排采形成的降压漏斗还不能延伸扩展到远井区煤层裂隙系统，难以整体解吸降压，只在近井筒的有限范围内以两相流的状态解吸出气和产水，从而导致该井在试采过程中出现产气高峰后，产量迅速下降的主要原因。
表9 午城井组抽水试验参数计算表
3.2.3 排采不连续对井组试采结果影响较大
由于该区块远离油区，生产组织难度大。加之排采经验不足，选用设备不匹配等原因，时而停井，有的井尽管抽排，发电机功率低，动液面始终在400～600m 间不下降，这种状况对煤层气井排采的副作用极大。在停止排采的过程中，大量煤粉在近井筒周围沉淀，堵塞压裂缝和煤岩孔裂隙，从而使前期排采前功尽弃。
4 结论
（1）大宁-吉县区块煤层单层厚度大，平面分布稳定，以深成变质作用形成的中煤阶为主，煤层具低含灰、低含水和高镜质组含量之特征。煤层气基本地质条件有利。资源量大，资源丰度高，但在目前开发条件下，具有商业开发价值的煤层气地质储量（＜800m）所占的比例较小。
（2）煤层气成藏条件和富集因素较为复杂，构造控制煤层气藏类型，进而影响煤层气富集。区内“一隆、一坳、两斜坡”的构造特征，使煤层气成藏自西向东由“低角度单斜式、背斜式、向斜式”三种类型过渡。低角度单斜式煤层气成藏条件好，但煤层埋藏深，成藏条件不利；向斜式两侧转折端坡度陡，煤层气藏难以富集；背斜式气藏在背斜构造轴部的东、西两翼地层倾角相对平缓，储层条件有利，煤层含气量较高，有利于煤层气成藏。
（3）午城井组煤层埋深大，地应力高，煤岩储集性能差。区块内煤层埋藏大于800m的地段，原地应力大于20MPa，煤层渗透率低于1mD；煤层埋藏浅于800m的区域，原地应力小于20MPa，煤层渗透率大部分在1mD以上。
（4）午城井组煤层平均渗透系数是确定井网井距的重要依据，煤层平均渗透系数可通过煤层气井试采而获得。据此分析，该区400m×600m的井网井距过大，应采用200m×300m井距为宜。
（5）在煤层气地质条件有利、成藏因素优越、富集因素良好的前提下，煤层气井组开发除采用先进的钻井、完井和压裂技术外，坚持长期连续抽排、稳定降压是避免近井筒周围煤粉沉淀而堵塞煤岩孔隙、裂隙的关键。