煤层气资源开发现状及测井技术攻关方向

赵培华，杨玲，万金彬

（1.中国石油煤层气有限责任公司，北京100028；2.中国石油集团测井有限公司油气评价中心，陕西 西安710077）

0 引 言

煤层气是赋存在煤层中以甲烷为主要成分的烃类气体和少量非烃类气体，主要以吸附形式存在于煤基质表面，少部分以游离形式存在于煤孔隙、裂隙空间或溶解于煤层水中［1－3］。全世界煤层气资源量巨大，加拿大、中国、美国和澳大利亚资源量均超过10×1012m3。地球物理测井和储层评价是煤层气勘探开发的配套技术，但是资料采集和评价基本沿用常规石油天然气的技术方法，鉴于煤层气的组分、形成机理和储集方式的独特性，这些传统方法已经不能满足煤层气高效勘探开发的需求。本文在了解国内外煤层气资源量和开发现状的基础上，论述了煤层气储层测井评价目前所存在的局限性，并提出了测井技术下一步发展的需求和方向。

1 全球煤层气开发现状

根据国际能源机构IEA2009年统计，全世界煤层气资源量可达268×1012m3，其中90%的煤层气主要分布在俄罗斯、加拿大、中国、美国、澳大利亚等12个主要产煤国［4］。

1.1 国外煤层气开发现状

国外已经投入煤层气勘探和开发的国家以美国、加拿大和澳大利亚为主要代表，年总产量约为700×108m3。

美国煤层气研究始于20世纪50年代，煤层气总资源量约为21.19×1012m3。美国是世界上开采煤层气最早和最成功的国家，也是世界上煤层气产量最高的国家。美国的煤层气分布于13个盆地中，其中位于西部的盆地以圣胡安盆地为代表［5］，煤层厚度较大，煤阶较低，物性较好，含气量也较高。位于东部的盆地以黑勇士盆地为代表，煤层层数多，埋深较浅，煤阶相对较高，物性也较好，含气量高。20世纪80年代，在重点对圣胡安和黑勇士2个盆地进行大量现场和实验研究的基础上，煤层气开发取得了重大突破。2011年，美国煤层气产量约570×108m3，煤层气已成为重要的能源资源（见图1）。

图1 美国历年煤层气产量

加拿大煤层气勘探始于20世纪70年代，总资源量约76×1012m3。煤层气资源主要集中在西部地区的阿尔伯塔省，目的层位主要是马蹄谷组和曼维尔组。东部地区煤田规模较小，除局部地区外，资源量比较有限。煤层气生产井类型包括垂直井、单分支和多分支水平井，其中垂直井以连续油管氮气压裂作为增产措施。2002年，煤层气开始规模性开发，到2005年末，阿尔伯塔省的煤层气资源量为209×108m3，比之前增长了181%，投入生产的煤层气井达3 200口，占总数的90%。2006年底，阿尔伯塔省的煤层气井总数为1.0723万口，其中6 905口投入生产。截止到2009年第一季度，加拿大共有煤层气井1.55万口，主要目的层是阿尔伯塔省的马蹄谷组和腹部河组，其他为曼维尔组和阿德雷组。再到2011年，煤层气生产井数达2万口，产量约100×108m3。

澳大利亚煤层气勘探工作也始于20世纪70年代，总资源量约14×1012m3。煤层气资源主要分布在东部沿海地区的鲍恩、悉尼、加里里和莫尔顿－苏拉特等4个煤盆。煤层埋深大多小于1 000m，渗透率多为（1～10）×10－3μm2，含气量平均为0.8～16.8m3／t，灰分和含硫量低。在充分吸收美国煤层气勘探开发成功经验的基础上，针对本国煤层气特点，澳大利亚在煤层气勘探、钻井、排采等方面积累了丰富的经验并形成自己的特色技术，优先引进和推广从地表到煤层的水平钻井技术，提高了钻井的安全性和煤层气产量，并且减小了开发成本。1998年，煤层气产量仅0.56×108m3，到2004年增加到10×108m3，此时煤层气已经进入大规模商业开发阶段［5］。到2005年，煤层气生产井数达1 300口，产量约12×108m3，2011年产量已超过60×108m3。

1.2 中国煤层气开发现状

中国从1952年开始矿井煤层气抽放，到1989年，通过引进煤层气专业设备及软件，在煤层气资源评价、开采技术等方面取得较大进展。中国的煤层气钻探井已经涉及30多个地区，并且在沁水、大宁、韩城等地区取得重要成果。先后在沁南潘河、沁南潘庄、晋城寺河、沁南枣园、阜新邓地区开展煤层气勘探开发试验。截至2006年底，中国已登记的煤层气区块共98个，面积超过6.5×104km2。从事煤层气开发的企业有中联煤层气有限责任公司、中国石油天然气股份有限公司、中国石油化工集团公司、山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司等。

中国42个主要含气盆地埋深2 000m以浅的煤层气地质资源量为36.8×1012m3，其中可供开发利用的资源量为（14.12～25.29）×1012m3，可采资源量为（4.08～7.56）×1012m3，在层系上主要分布于早中侏罗纪、石炭纪和二叠纪煤层中（占总量的90%）。从埋深看，1 000m以浅、1 000～1 500m、1 500～2 000m的煤层气地质资源量分别为14.3×1012m3、10.6×1012m3和11.9×1012m3，分别占全国的38.8%、28.8%和32.4%。从煤阶看，中国高、中、低煤阶煤层的资源量分别为7.8×1012m3、14.3×1012m3和14.7×1012m3［6］，其中中高煤阶煤层气以沁水为代表，中低煤阶以保德为代表。中国煤层气主要分布于华北、西北及东北等地区［7］，其中山西、陕西、新疆、内蒙古和云贵川地区资源总量约占全国总量的90%。鄂尔多斯、沁水等8个资源量大于1×1012m3的主要煤层气盆地资源量合计占全国的76%，具备规模开发的资源基础。鄂尔多斯盆地煤层气资源量最大，为9.9×1012m3，占全国的27%；沁水盆地资源量为4.0×1012m3，占全国的11%。其他资源量相对较小的盆地（群）有川南黔北、阴山、辽西等。

中国煤层气产业从2008年起迈入商业开发阶段。到2012年底，累计钻井超过1.2万口（2012年新增超过3 500口），探明储量5 600×108m3，建成年生产能力30×108m3，在建年产能约50×108m3，2012年产量26.2×108m3。截止2013年底，累计钻井超过1.25万口，探明储量5 911×108m3，建成年生产能力30×108m3，在建年产能约50×108m3，2013年产量29.8×108m3，预计2015年产量可达40×108m3（见图2）。

2 煤层气储层测井技术攻关方向

煤层气储层具有低孔隙度、超低渗透率、非均质性和各项异性强、气体主要以吸附状态赋存、易扩径等特点，使得煤层气储层性质与测井响应之间的关系复杂［8－10］，不仅影响测井数据采集的质量和精度，还给测井解释评价带来多解性和不确定性。

2.1 研发适合的测井装备

煤层具有易扩径、低密度、高含氢、低Pe等特点，针对常规油气藏开发的测井仪器在测量精度、分辨率等方面难以适应煤层气储层的准确评价要求，需要研发适合煤层特点的新仪器。以密度测井为例，由于煤层密度和含气量低，现有密度测井仪器范围不合适，测量结果精度较低［11］，需调整仪器的测量范围和提高测量精度，满足煤层准确评价的需要。另外，目前许多煤层气井已经采用空气钻井，常规热中子孔隙度测量仪器也无法适用，需要研发超热中子孔隙度测量方法。

此外，为实现煤层的生产动态监测，分析层间的连通性，需对煤层气井进行产液剖面测试。但煤层产气量低，井筒和井下环套空间小，测试仪器精度不够且入井困难。非集流涡轮式流量计法、流量伞法等常规测试方法亦不能满足煤层气井分层测试的要求。因此，需研制满足煤层气测试要求的高精度、小型化的测试仪器。

2.2 研究测井解释新理论及方法

（1）规范煤层气储层解释评价流程。煤层气储层评价主要围绕物性、含气性、含水性、可采性、可压裂性等5个方面，最终达到综合评价煤层气系统的目的。解释评价流程主要包括煤层识别划分、煤层参数的定量计算（如物性、工业组分、含气量等）、煤层结构分析、顶底板封盖性评价、煤层系统综合评价等。中国煤层气储层解释评价流程已基本建立。针对煤层气储层的特点，应明确影响煤层气产能的主控因素，有效解决产能预测难题，优选合适的开采和压裂工艺，更科学和规范的煤层解释评价流程还需深入研究。

（2）双重孔隙解释模型研究。传统的利用声波、密度和中子测井资料计算油气层孔隙度和饱和度方法是以储层均质性和晶间孔隙为地层孔隙作基础的。煤层孔隙包括基质部分的微孔和割理系统的天然裂隙网络为双孔隙结构系统，成因复杂，非均质性和各向异性强；煤层中的气体主要以吸附形式存在于颗粒表面，只有少数以游离态和溶解态存在于孔隙中，不依赖于是否发育储集气体的圈闭。煤层气储层的结构、成因及储集机理等方面都不同于常规油气层，利用计算常规油气储层参数的方法计算煤层参数会导致计算结果误差较大。此外，煤层的骨架参数值也很难通过实验得到，使得煤层物性测井响应关系式难以建立。

（3）渗透率评价。渗透率是影响煤层气储层产能的关键因素，其大小主要取决于煤层割理发育程度、煤体结构及地应力等［12］。割理指煤体中的天然裂缝系统，是煤历史演化过程中变质作用的结果。一般煤的割理发育程度越高，其渗透率就越高，反之越低。通常情况下，中等变质程度的煤比低和高变质程度的煤割理密度要高，渗透率要好。另一方面，煤层按煤体结构常分为原生结构煤和构造煤（包括碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤），原生结构煤一般比构造煤渗透性较好，构造煤中碎裂煤的渗透性常好于碎粒煤和糜棱煤。原因是适度的构造作用会使煤层产生裂缝，增加其渗透率，但当构造作用过度，将煤层破坏为颗粒甚至粉状时，煤层的渗透率会变差。当煤层的地应力较大时，煤层的渗透率会降低，反之升高。

按常规油气层评价方法计算的煤层渗透率精度较低，缺乏有效的评价方法，需创新理论和方法，为储层有效性及产能预测提供准确参数。

（4）含气量计算。煤层含气量是煤层气储层评价的关键参数之一。Langmuir方程［13］是评价煤层含气量的基本模型，通过计算可直接得到煤层的含气量，其中的兰式压力和兰式体积反映煤岩体的吸附能力大小。煤层主要以吸附状态存在于煤颗粒表面，微孔的发育直接决定了煤岩含气量的多少。煤基质微孔的发育程度取决于煤岩类型、显微组分、地层温度、压力等多个方面。通过不同煤级、不同显微组分的煤岩在不同的温度、压力等条件下的等温吸附实验，寻找影响煤岩吸附能力的关键因素，完善兰式压力和兰式体积计算含气量的模型将是下步研究的重要方面。

煤层的孔隙度本身较低（常低于5%），煤层孔隙中充满水，游离气和溶解气很少，测井值大小很难直接反映煤层中含气量。间接用测井曲线值与煤层含气量建立关系的方法计算含气量所得到的结果显然不合适，且这种方法也没有考虑到煤层气储层储集性能的横向变化。充分挖掘直接反映含气量的测井信息，梳理二者之间的复杂关系，提高计算精度是亟需解决的技术难题。

（5）产水量评价。煤层气的特殊储集机制决定了其特殊的产出过程，即排水—降压—解析—扩散—渗流—产出［14－15］，可见，排水是煤层气产出的必经阶段。现场开采实践表明，煤层气井日产水量大小影响因素复杂，受到构造、埋深、顶底板、水文状况、压裂工艺等多种条件的联合控制，井间差异较大。如何利用测井资料合理预测煤层气井产水量，明确产水量主控因素和煤层产水规律，对优选压裂工艺、优化生产压差和压裂液配方以控制排水速度，进而高效开采煤层气具有重要意义。

（6）应用非线性信息处理方法。煤层气储层的复杂性决定了测井信息与储层参数之间关系的非线性特征。常规油气层测井评价中常采用的线性模型及方法已不适用于煤层，在现代各种非线性化高分辨率成像仪器快速发展的情况下，引入最优化、神经网络、小波变换等非线性处理方法，通过开展煤心地球物理性质研究和参数建模，建立测井信息与煤层参数之间的非线性关系，可成为探索煤层测井解释新方法的一个方向。

2.3 测井新技术应用

煤层气储层的自生自储、双重孔隙结构和“三低一高”物性特点，常规测井技术在煤层气储层的测井资料采集和评价方面存在很多局限性。适用于复杂岩性和复杂孔隙结构等非均质储层的电成像测井、核磁共振测井、元素俘获测井和阵列声波测井等测井新技术具有各自独特的优势［16－19］，可以在煤层内部结构刻画（见图3）、顶底板裂缝发育描述、孔隙度和流体评价、矿物组分确定、煤层机械特性研究等方面弥补常规测井评价的不足［11］。开展煤层气勘探开发参数井研究，用电成像测井、核磁共振测井等资料刻度常规测井，能够有效提高煤层评价的精度并使煤层气测井技术定量化成为可能。

2.4 发展井间地球物理技术

图3 利用成像测井资料刻画煤层内部结构

无论是常规测井技术，还是电成像测井、核磁共振测井等测井新方法，由于仪器探测深度的限制，只能对井壁或其周围地层的性质进行描述。随着煤层气储层勘探开发的不断深入，要解决现场煤层产水量、产气量、有利区预测等技术难题，需要对井间煤层的孔隙度、渗透率、含气量、裂缝发育情况等进行充分了解，从这个角度分析，目前的测井技术存在一定的局限性。井间地震、井间电磁波、井间声波等井间地球物理技术［9，20－21］可以突破这一局限，获得井间煤层的地质信息，进而实现井间煤层特征的精细刻画。井间地球物理技术与目前的测井技术有效结合，使得采集信息可以覆盖整个研究区块，实现煤层气储层的三维精细描述，为整个区块的综合评价提供有利条件，并指导煤层气的勘探和开发。

3 结 论

（1）针对常规油气藏开发的测井仪器在测量精度、分辨率等方面难以适应煤层气储层的准确评价要求，需要研发适合煤层特点的新仪器。除了测井资料的有效采集，关于煤层气储层基础理论和解释方法研究方面，需要形成适合煤层特点的解释方法、理论和模型，包括规范煤层气储层解释评价流程，研究双重孔隙解释模型，寻求新的渗透率、含气量和产水量评价方法及应用非线性信息处理方法等。

（2）电成像测井、核磁共振测井、元素俘获测井和阵列声波测井等测井新技术可以在煤层内部结构刻画、顶底板裂缝发育描述、孔隙度和流体评价、矿物组分确定、煤层机械特性研究等方面弥补常规测井的不足，提高煤层评价的精度。此外，目前的测井技术在井间煤层特征的刻画方面存在局限性，而井间地球物理技术则可以突破这一局限，实现井间煤层的精细评价。因此，煤层测井评价引入井间地球物理技术，能够实现煤层气储层的三维精细描述，为整个区块的综合评价提供有利条件。

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