低煤阶、薄互层煤层气的成藏特征及开发技术——以澳大利亚苏拉特盆地为例

李乐忠

（中海石油气电集团技术研发中心，北京 100028）

低煤阶、薄互层煤层气的成藏特征及开发技术
——以澳大利亚苏拉特盆地为例

李乐忠

（中海石油气电集团技术研发中心，北京 100028）

苏拉特盆地经历了一次沉降－抬升过程，煤层气的成藏历史比较简单，成藏过程主要具有两个特点，一是煤层形成后经历抬升形成次生生物成因气，热变质作用相对有限；二是现今构造格局和地下水的补给、运移、排泄和滞流对煤层气藏产生一些有利的调整和改造。采用多元线性回归向后分析法得出影响煤层气产能的主要因素为地层系数kh，开发实践表明，产能高的煤层气井均位于埋深较浅及背斜或隆起的高渗区域，在相对低渗的区域目前依然未取得煤层气产能的突破，最后对薄互层煤层气的开发技术进行了探讨。

苏拉特盆地 煤层气 低煤阶 薄互层 成藏 开发技术

1 苏拉特盆地煤层气的成藏特征

苏拉特盆地煤层气藏具有构造稳定、煤阶低、含气饱和度高、煤层层数多、厚度薄以及渗透率高非均质性强的特点，构造演化比较简单，成藏过程主要包括两个特点，一是煤层形成后经历抬升形成次生生物成因气，热变质作用相对有限；二是现今构造格局和地下水的补给、运移、排泄和滞流对煤层气藏的调整和改造。

1.1 沉积环境有利于煤层气的保存

成煤环境对煤层气的生成、储集和储集层渗透性能的影响是通过控制储集层物质组成来实现的。不同成煤环境煤储集层的煤岩特征、煤质特征、生气潜力、储集性能及渗透性具有一定的差异。

苏拉特盆地Walloon群主要为能量较低的曲流河及曲流河三角洲－湖泊沉积体系，主要以粉砂岩、泥岩和煤等细粒沉积物为主，煤系地层岩性总体比较致密，其中煤岩主要发育在泛滥平原或三角洲平原上的沼泽中，以暗煤为主，灰分含量中等偏高，约30%，从沉积特征来看，成煤环境不利于对煤储层的发育，但对煤层气的保存比较有利。

表1 成煤环境与储集层特征

1.2 构造稳定有利于煤层气成藏

虽然煤层气的成藏不依赖于常规油气藏成藏理论中的“圈闭”概念，但构造因素对煤层气的成藏同样具有重要的影响。构造因素会直接或间接地控制煤层气生成、聚集、保存乃至富集的每个环节。

苏拉特盆地Walloon亚群经历了一次沉降－抬升过程，构造比较简单，地层非常平缓，地层倾角一般小于0.6°，煤层埋深0～1000m。受中晚白垩世挤压与掀斜作用影响，苏拉特盆地Wallon亚群发育一定数量的规模较小的褶皱与背斜构造，并局部发育少量正断层，断距较小，介于10～50m之间，断层封闭性好。总体来看，苏拉特盆地煤层构造稳定，有利于煤层气成藏，后期地质改造运动对储层渗透性起到了改良作用，在背斜的轴部和两翼、隆起的翼部由于拉张应力的释放，煤层裂缝比较发育，煤岩渗透性比较好。

图1 苏拉特盆地区域二维地震剖面

1.3 气源多样化形成高含气饱和度

苏拉特盆地Walloon亚群构造演化史相对比较简单，白垩世中期达到最大埋深，约2000m，煤岩演化程度低，Ro处于0.4%～0.6%之间，处于褐煤－长焰煤阶段，热成因生气能力有限。中晚白垩世开始，地层开始缓慢抬升并局部遭受剥蚀，盆地东北边缘煤层出露地表，该阶段Walloon亚群煤系地层处于非常有利于甲烷菌生长和富集的温度压力体系，露头区域煤层接受大气降水和上覆松散沉积物的垂直渗漏补给，地层水矿化度低，利于次生生物气的生成，同位素及天然气组分分析结果表明：解吸气甲烷同位素（δ13C1）在－64.10‰～－45.30‰之间，明显具有生物成因气特征。该地区生物成因气特征极大提高了煤层含气性，平均含气量4m3／t，含气饱和度平均为102%，整体处于饱和－过饱和状态，对开发极为有利。

1.4 单煤层厚度薄，层数多，煤层累计厚度大

苏拉特盆地沉积成煤时期地层平缓，水体动荡频繁，形成的煤层以薄互层的煤层为主，单层厚度薄，主要以0.3m以内的薄煤层为主，但总含煤地层厚度大，煤层层数多，累计净煤层厚度可达30m以上，具有良好的煤层气成藏基础。

1.5 煤储层物性好、渗透率高，但非均质性强

据DST测试解释结果，苏拉特盆地煤层气渗透率总体较高，平均可达100mD，但非均质性强，渗透率范围跨度大，处于0～1000mD之间。苏拉特盆地煤岩渗透率受沉积及埋深影响以外，后期构造运动对煤岩渗透性的改善非常明显，煤岩储层的物性特征受沉积及构造双重因素控制，盆地内煤层气高渗透区域主要位于埋深较浅及构造背斜或隆起的区域。

图2 苏拉特盆地单井埋藏史图

2 煤层气排采特征及影响因素

针对苏拉特盆地煤层气“低煤阶、高渗透率、薄互层”的地质特点，该地区探索出一套“直井＋裸眼完井＋多层合采”的开发策略，排采上则采用“泵抽＋自喷”相结合的方式，并取得了良好的开发效果，目前苏拉特盆地约90%以上的井均采用此完井方式。

2.1 排采特征

苏拉特盆地煤层气的开发具有以下几种特征：（1）见气时间短

煤层气井见气时间的长短主要受含气饱和度、渗透率等因素的影响，该地区煤层含气饱和度高、渗透率高，临储比比较高，见气时间非常短。据统计，苏拉特盆地煤层气井平均见气时间为2天以内，多数井则表现为开井即可见气。

（2）煤层气井单井产能高，产能受煤岩渗透性影响大

据统计，目前苏拉特盆地煤层气开发区主要集中在中高渗区域，在中高渗区绝大多数开发井（约90%）稳定产气量大于1万m3／d，其中，大于3万m3／d的开发井约占70%，但在低渗区煤层气开发还未取得突破。

图3 苏拉特盆地单煤层厚度分布直方图

（3）排采曲线呈现多种特征

典型煤层气排采曲线主要包括三个阶段：早期阶段，气产量上升阶段，水产量下降；过渡阶段，气产量出现高峰期，水产量较低；晚期阶段，气产量递减期，符合递减曲线特征，水产量低产且稳定。根据统计分析结果，总结出苏拉特盆地煤层气的产气曲线主要呈现有四种类型，分别为：①单峰型，符合煤层气典型的产气特征，该类型比例约40%；②多峰型，主要由于泵抽与自喷之间排采制度的改变导致，比例约25%；③递减型，开井后产气量即很高，产气量迅速进入递减阶段，具有常规天然气开发的特征，比例约25%；④稳定－递减型，与“递减型”类似，但有一定时间的稳产期，之后进入递减阶段，比例约10%。

图4 苏拉特盆地煤层气产气曲线类型

2.2 排采影响因素分析

采用多元线性回归向后分析法，综合考虑各种地质因素，如渗透率、含气量、煤层有效厚度、埋深、产水量等对产气量的影响。考虑稳定期产气量y与影响它的一系列地质影响因素如渗透率x1、含气量x2、有效厚度x3、KH值x4、埋深x5、产水量x6之间的关系，并找出各个因素的影响权重。用多元线性回归的方法检验自变量与因变量之间的关系。

设因变量y与自变量x1、x2、…x6的线性回归模型如下所示。

其中，β0为回归常数，β1、β2…β6为回归系数。y为因变量，也称为被解释变量，x是自变量，也称为解释变量，ε为随机误差，满足E（ε）＝0，var（ε）＝δ2。

在此模型中，获得n组观测数据，线性回归模型可以表示为：

写成矩阵的形式为

其中：

此模型通常用最小二乘法求解系数，并用t统计量检验系数的显著性，用F统计量检验方程的显著性。传统方法进行编程计算较为繁琐，引入统计学常用软件SPSS进行计算分析。

分析结果表明：苏拉特盆地影响煤层气产能最明显的因素为渗透率K，其次为煤层厚度h，开发实践也表明，产能高的煤层气井均位于埋深较浅及背斜或隆起的高渗区域，而在地层系数kh＜300mD·m的区域，目前还未取得商业价值的煤层气产量。

3 存在的问题分析及技术探讨

苏拉特盆地目前采用“直井＋裸眼完井＋多层合采”的开发策略已经取得了一定的成功，获得了较高的煤层气产量，但仍然存在一定的问题，主要体现在以下几个方面：

（1）开采方式为大井段裸眼完井，合采层段跨度太大，岩性组合复杂，导致煤层气井产水量大，且对主力产气、产水层的认识不清楚；

（2）开采过程中出煤粉、出砂比较严重，影响排采设备的寿命；

（3）目前所采用的开发策略不适用于相对低渗的区域，低渗区的开发技术亟需突破。

针对以上问题分析，针对苏拉特盆地低煤阶、薄互层煤层气的开发可以考虑尝试以下技术：

（1）开展薄互层煤层气精细地层对比及开发层系组合研究，明确主力产气、水层位，划分合理的开发层组组合；

（2）合理控制排采制度，以降低出煤粉、出砂量；

（3）针对薄互层的地质点，在相对低渗区尝试“短半径径向水平井技术”，不仅能控制更多的煤层，也可以提高单煤层的开发效果，以提高单井产量；

（4）采用连续油管压裂技术，可以开发纵向连续分布的薄煤层的煤层气。该项技术特点包括排量大、效率高、成本低、产量最大化，该项技术在美国、加拿大等国家煤层气开发中取得了成功。

4 结论

（1）苏拉特盆地Walloon亚群经历了一次沉降－抬升过程，成藏历史比较简单，成藏过程主要包括两个特点，一是煤层形成后经历抬升形成次生生物成因气，热变质作用相对有限；二是现今构造格局和地下水的补给、运移、排泄和滞流对煤层气藏的有利调整和改造。

（2）苏拉特盆地Walloon亚群沉积环境为低能量的曲流河及曲流河三角洲－湖泊沉积体系，水体动荡频繁，煤层主要以薄互层煤层为主，煤层层数多，单层薄，但煤层累计厚度大，具有良好的成藏基础。

（3）煤岩的物性特征受沉积及构造双重因素的控制，煤岩的渗透率受沉积及埋深影响以外，后期构造运动对煤岩渗透性的改善非常明显，盆地内高渗透区域主要位于煤层埋深较浅及构造背斜或隆起的区域，为目前苏拉特盆地勘探开发的甜点区。

（4）苏拉特盆地煤层气的生产具有见气时间短、单井产能高、排采曲线多样化的特点，通过分析得出，苏拉特盆地影响煤层气产能因素主要为渗透率和煤层厚度，针对苏拉特盆地薄互层、非均质性强的地质特征，应加强精细开发地质、多层压裂及短半径水平井技术的研究。

［1］ 翟光明，何文渊.抓住机遇，加快中国煤层气产业的发展［J］.天然气工业，2008，28（3）：1－4.

［2］ 王勃，李景明，张义，等.中国低煤阶煤层气地质特征［J］.石油勘探与开发，2009，36（1）：30－35.

［3］ 桑树勋，秦勇，傅雪海，等.陆相盆地煤层气地质——以准噶尔，吐哈盆地为例［M］.徐州：中国矿业大学出版社.2001.147－160.

［4］ 中国煤田地质总局.中国煤层气资源［M］.徐州：中国矿业大学出版社，1999.26－87，130－135.

［5］ 方爱民，侯泉林，琚宜文，等.构造对煤层气成藏的控制作用［A］.宋岩，张新民.煤层气成藏机制及经济开采理论基础［C］.北京：科学出版社，2005.140－151.

［6］ 孙万禄.中国煤层气盆地［M］.北京：地质出版社，2005.1－3.

［7］ 傅雪海，秦勇，韩训晓，等.煤层气运聚与水文地质关系研究述评［A］.宋岩，张新民.煤层气成藏机制及经济开采理论基础［C］.北京：科学出版社，2005.152－157.

［8］ 王勃，姜波，王红岩，等.低煤阶煤层气藏水文地质条件的物理模拟［J］.煤炭学报，2007，32（3）：258－260.

［9］ Hamilton SK，Esterle JS，Golding SD.Geological interpretation of gas content trends，Walloon Subgroup，Eastern Surat Basin，Queensland，Australia［J］.International Journalof Coal Geology，2012，101：21－35.

［10］ Martin M A，Wakefield M，MacPhailM K，etal.Sedimentology and stratigraphy of anintra-cratonic basin coal seam gas play：Walloon Subgroup of the Surat Basin，easternAustralia［J］.Petroleum Geoscience，2013，19（1）：21－38.

［11］ Radke B M，Ferguson J，Cresswell R G，et al.Hydrochemistry and implied hydrodynamics ofthe Cadnaowie-Hooray Aquifer，GreatArtesian Basin［J］. Bureau of Rural Sciences，Canberra，2000，642（47）：7－21.

［12］ 谢学恒.煤层气见气时间的预测方法及其应用.煤矿开采［J］，2013，18（4）：113－117.

［13］ 张继东，盛江庆，刘文旗，等.煤层气井生产特征及影响因素［J］.天然气工业，2004，24（12）：38－40.

［14］ 鲜保安，夏柏如，张义，等.开发低煤阶煤层气的新型径向水平井技术［J］.煤田地质与勘探，2010，38（4）：25－29.

（责任编辑 丁 聪）

Reservoir Formation Characteristics and Development Technology for Low Rank CBM with Thin Interbed——Taking Surat Basin in Australia as an Example

LILezhong
（Research＆Development Center of CNOOC Gas＆Power Group，Beijing 100028）

Surate Basin has relatively simple history of reservoir formation，with only one subsidence and uplift process.There are twomajor characteristics of reservoir formation process.First，secondary biogenic gaswas formed after the coal seamswere formed and went through uplift process，and the thermalmetamorphism has limited effect.Second，the current structure and the supplement，transportation，discharge and stagnation of groundwater will bring benefits for adjustment and reform of gas reservoirs.It usesmultivariate linear regression backward analysis to figure out that the formation coefficient kh is the main factor to affect CBM productivity.The development practice indicates that the CBM wellswith high production are located in the high permeability areas with relatively shallow burial depth and anticline，but there is no breakthrough on CBM production quantity in areawith relatively low permeability.The paper also discusses the CBM development technology in coal seam with thin interbed.

Surat Basin；CBM；low coal rank；thin interbed；reservoir formation；development technology

李乐忠，男，博士，主要从事油气田开发方面研究。