新疆深部煤层气资源勘探潜力

周梓欣，李瑞明，张 伟

(1.新疆维吾尔自治区煤田地质局 乌鲁木齐 830091； 2.新疆煤田地质局综合地质勘查队 乌鲁木齐 830009)

近年来，随着环境保护要求的提高和构建清洁低碳、绿色高效的能源体系的需要，天然气的供需缺口逐年增大，煤层气作为补充能源，日渐成为非常规资源勘探重点[1]。同时，随着煤层气勘探和开发技术的进步，深部煤层气的开发成为可能且势在必行。美国已在深部煤层中获得商业开发，21世纪初，美国皮森斯地施工65口煤层气与致密砂岩气共采井(煤层埋深1 560～2 560m)，单井日均产气量约10 890 m3，最高14 375 m3，60%来自煤层，证实了深部煤层气开发的可行性[2]。我国深部煤层气尚未形成规模开采，经过十余年不懈努力，在沁水(深度1 100～1 300m)、鄂尔多斯东缘(深度1 300～2 500m)、滇东黔西、准噶尔(深度1 000～2 583m)等地区开展了深部煤层气勘探试验，部分煤层气井日气量达到几千方甚至几万方[3]，并对深部煤层含气性、渗透性、可改造性进行了研究。这些初步探索与成果，昭示了我国深部煤层气商业开发具有可观前景。

根据我国煤层气资源评价方法研究及勘探实践，本文将煤层埋深大于1 000 m视为深部。我国深部煤层气资源量巨大，根据全国新一轮煤层气资源评价，我国埋深1 000～3 000 m的煤层气地质资源量约40.97×1012m3，为1 000 m以浅煤层气资源量的2.87倍，是我国非常规天然气勘探开发的一个新领域[4-5]。

近年来，新疆日渐成为我国煤层气勘探开发最为活跃的区域之一，煤层气钻井数和煤层气产量逐年提高，目前在阜康矿区已实现地面开发年产量7 755×104m3并对外供气运营，乌鲁木齐、库拜矿区正在开展示范工程建设，其他地区处于勘查或单井试验阶段。煤层气开发已开始逐步向深部延伸，深部煤层气井占有一定比例，且显示出很好的产气能力。本文根据新疆煤层气资源埋深分布特征，主要矿区深部煤层气勘探现状及经验，总结新疆深部煤层气开发的有利因素和必要性，探讨开展新疆深部煤层气开发需要解决的相关问题，对新疆深部煤层气研究和开发利用具有重要的基础前瞻性作用。

1 深部煤层气资源量

新疆煤层气资源丰富，据《全国油气资源动态评价(2015)》预测，2 000 m以浅煤层气资源量为8.99×1012m3，其中1 000～2 000 m煤层气资源量6.28×1012m3，占总资源量的69.74%，1 000～1 500 m煤层气资源量为2.96×1012m3，占总资源量的32.93%。新疆深部煤层气资源量大，深层巨大的煤层气资源预示着广阔的勘探开发前景。

表1 新疆深部煤层气分布情况一览表

另外，根据预测，目前煤层气勘探程度高，勘探成果好的准噶尔盆地，煤层埋深1 200～3 000 m煤层气总资源量约4.57×1012m3[6]，远大于1 000 m以浅资源量1.30×1012m3。

2 深部煤层气勘查开发成果

截至目前，新疆已在准噶尔盆地的彩南地区、阜康矿区、乌鲁木齐河东矿区、后峡煤田及塔里木盆地的库拜煤田施工煤层气排采井190余口，目的煤层深度基本都在800 m以深，开展了深部井煤层气排采试验，取得较大突破。

2.1 准噶尔盆地

彩南地区含煤面积 7 380 km2，西山窑组煤层埋深1 000～3 500 m。1993 年对准噶尔盆地彩南地区彩17井和彩19井2 500 m以深的八道湾组煤层进行了压裂改造及排采试验，彩17井最高日产气9 890 m3，平均日产气9 000 m3；彩19井日产气2 000～4 000 m3，首次在深部煤层中获得突破；2005年9月，彩504井煤层段(2 567～2 583 m)压裂后自喷，抽汲2天后开始产气，日产气最高达到6 500～7 300 m3；2013年对彩512井西山窑组煤层采用活性水加35 m3砂进行压裂改造，试采1个月获自喷，日产气4 420 m3。

阜康矿区埋深1 000～2 000 m煤层气资源量为300×108m3，占矿区总资源量的43%。2014年至今在阜康东部白杨河矿区及西部三工河矿区开展了煤层气地面开发工作，施工排采井104口，目的煤层集中在850～1 500 m深度，最深2 021 m。三工河区块72.8%的开发面积位于1 000 m以深，白杨河矿区约有25%的开发面积位于1 000 m以深。1 000 m以深产气井共37口，约占总产气井35.58%，最大日产气3 159 m3，其中，日产气量超过1 000 m3的井有30口，超过10口井日产气量维持在1 000 m3以上已超过2 a的时间，部分井产气量还处在稳步提升阶段。深部煤层气井一般均在排采2～6个月之间见气。根据以上开发成果，1 000 m以深区域是两个矿区下一步开发重点区域。

2.2 塔里木盆地

煤层气勘查开发工作主要集中在库拜煤田。库拜煤田面积1 250 km2，煤层倾角大，部分地区直立，甚至倒转，2 000 m以浅煤层气资源量2 206×108m3，深部煤层气资源量占60%以上。2013年至今，在库拜煤田开展了煤层气勘查开发工作，施工排采井40口，目的煤层埋深集中在900～1 200 m，最深1 330 m，其中，深部煤层气井7口，部分井刚进入排采，部分井在排采开始即见套压，一般在排采1～2个月的时候即产气。BCS-1井已排采17个月，最大日产量4 710 m3，累计产气量120×104m3，平均日产气2 350 m3。

从以上勘查现状可以看出新疆特殊的地质特点决定了其煤层气勘查开发深度较国内外其它地区(开发目的煤层集中在600 m以浅)普遍较深。同时，深部排采井也显示出见气时间较早，产气量较高的特点，表明深部煤层气在含气量、含气饱和度、储层压力及临界解吸压力等关键参数方面较浅部有利，对新疆普遍存在煤储层压力低、含气饱和度低等开发难题有启发意义，昭示了新疆深部煤层气的资源潜力及开发的可行性。

3 深部煤层气勘查开发的必要性

新疆煤层气具有低阶煤、厚煤层、大倾角、多煤层等独特的地质特点，同时煤层多出露于地表，浅部大部煤层被火烧，煤储层地温梯度偏低，这一系列地质特点，不利于浅部煤层气的生气、保存与富集，决定了在新疆开展深部煤层气勘查开发的必要性。

3.1 火烧区分布广

准噶尔盆地准南、准东、后峡，吐哈盆地大南湖，塔里木盆地库拜煤田均不同程度的发生火烧，火烧区点多面广，经探测每年约有257.6×104t的煤在地下被火舌吞掉[7]，煤层火烧区最大深度在400 m。浅部煤层火烧，一方面损失了大量的煤炭资源，污染环境，地表形成塌陷坑和裂缝，构成危险区，另一方面火烧区围岩孔、裂隙发育，并接受地表渗漏水和地下潜水，造成顶板和围岩封盖能力差，煤层气一方面经孔、裂隙逸散，另一方面煤层水与烧变岩含水带交换活跃，煤层气随水的流动而运移和散失，极不利于煤层气的保存，同时，浅部煤炭自燃，煤层发生二氧化碳置换甲烷作用，导致煤层甲烷含量的降低。因此，火烧区发育的地方，煤层气风化带深度增大，煤层气排采井的布置距离火烧区底界至少应在200 m以上，才有开采价值，这就使得煤层气的开采深度向深部扩展。例如，阜康白杨河矿区在施工时已考虑到了火烧区的影响，排采井距火烧底界200 m以上，即使这样，浅部排采井的产气量要明显差于深部。

3.2 煤层倾角大

受山前构造带影响，新疆煤储层多为倾斜煤层，煤层倾角基本都大于15°，煤层气资源潜力较好的准南，库拜，艾维尔沟等煤田煤层倾角多在30°以上，部分地区达到60°以上，甚至直立；后峡煤田煤层倾角较缓，一般在10°～30°，部分地区也可达到60°～85°；三塘湖煤田煤层倾角整体较缓，多在2°～20°之间，部分地区受断层等构造影响，倾角也较大，达到30°，甚至65°。煤层倾角大，煤层多出露于地表或直接与新生界第四系不整合接触，无致密覆盖层封堵，造成浅部煤层气与大气交换密切，煤层气逸散到大气中，造成煤层气风化带深度大，准南煤田、准东煤田、后峡煤田等主要煤田煤层气风化带底界多在埋深400 m以深，吐哈盆地、三塘湖煤田、伊犁煤田等部分地区煤层气风化带底界甚至达到600～900 m。鉴于此，深部煤层气的保存条件要好于浅部。

图1 阜康×矿区勘探线剖面图Figure 1 Exploration line section of a Fukang mine area

3.3 低阶煤

新疆以低阶烟煤为主，低阶煤资源量约占新疆煤炭资源总量的85.77%，除阜康矿区、艾维尔沟煤田、库拜煤田、温宿煤田、巴里坤煤田的东部煤类达到中阶煤以上(气煤及更高)，其余煤田均主要为低变质煤(褐煤、长焰煤、不黏煤、弱黏煤等)，仅少量含有气煤及更高变质程度的煤类。深部低阶煤煤层气更有利于开发主要体现在以下几个方面：

首先，煤层吸附气量随深度的增加先增大后减小，存在明显临界深度，宏观上，若地温场和煤储层流体压力状态相似，则煤阶降低，临界深度变大。因此，新疆多数地区煤层含气量临界深度要大于国内沁水盆地等中高阶煤区域。

其次，随着埋深增加，地应力增大，煤岩孔隙受压闭合，极大地降低了煤储层的孔隙度和渗透率，使得深部煤层气的可采性变差。而新疆低阶煤孔隙以中孔、大孔为主，孔裂隙相对发育，在深部地应力压实下主要体现在对大中孔的压缩，可供挤压的空间大，深部低阶煤总孔隙发育程度大于中高阶煤，渗透率相对大于中高阶煤。

再次，煤阶相同下，枯竭含气量随埋深增大而降低，在埋深相同下，枯竭含气量随煤阶增高而增大。实际地层条件下，煤阶往往随煤层埋深增大而增高，导致枯竭含气量与深度之间具有非单调函数关系。例如，在准噶尔盆地东部，浅部为低阶煤储层，深部变为中阶煤储层，枯竭含气量随埋深增大而呈先减小后增加的趋势，转折点的“临界深度”约在2 300 m。因此，在相同埋深下，新疆低阶煤的枯竭含气量整体上要低于中高阶煤。

3.4 低地温梯度

在宏观上，若煤阶与煤储层压力状态相似，则地温梯度降低，深部煤层含气量临界深度变大。准噶尔盆地现今地温梯度介于1.16～2.76℃/100 m，平均2.13±0.37℃/100 m，表现为低地温梯度、低大地热流的“冷盆”特征[8]；吐哈盆地地温梯度为2.2～3.62℃/100 m， 平均地温梯度为2.50℃/100 m[9]； 塔里木盆地北缘库车前陆盆地地温梯度为1.8～2.8℃/100 m，整体上属于低温冷盆[10]。因此，新疆主要含煤盆地地温梯度与我国其它大、中型沉积盆地相比偏低，温度对吸附气量负效应影响变小，深部煤层含气量临界深度变大。

3.5 深部煤系“三气”共生共采

新疆含煤地层中不仅煤层气资源十分丰富，致密砂岩气和页岩(泥岩)气资源也较为丰富[11]，准噶尔、吐哈、塔里木等盆地均为油、气、煤共生盆地，可实现煤层气与常规天然气的共采。另外，深层煤储层具有高应力、高压力、高地温、特低渗的特点，勘探开发技术难度大，开采成本高，深部煤系“三气”共采可大幅提高单井产量，是有效开发深部煤层气资源的一个重要方向[12]。

白家海凸起侏罗系煤层埋深超过1 500 m，煤系砂岩气资源也较为丰富，具有较大的共采潜力。目前已施工的7口煤系“三气”共采井试采日产气均大于4 000 m3，最大日产气超过10 000 m3，显示出较好产气能力。

4 深部煤层气勘查开发要解决的问题

近年来，新疆煤层气开发逐步向深部迈进，部分1 000 m以深的煤层气井也出现了高产苗头，但新疆煤层气勘探开发整体还处于探索试验阶段，针对深部煤层气的理论研究和勘探开发非常薄弱，尚未形成系统的、能够指导生产实践的成熟理论与技术，成为制约深部煤层气勘查开发的瓶颈。要成功地规模开发新疆深部煤层气资源，必须在以下几个方面开展研究和探索。

4.1 深部煤层地质理论研究

深部煤层一般处在高应力、高温和高压的环境中，深部煤层气成藏要素及其耦合效应较为复杂。而新疆深层煤层气研究很少，煤层含气量参数、储层储物性参数也很少，且根据目前勘查成果，阜康、库拜、后峡等矿区深部煤系地层气测异常明显，但成藏规律认识不清，因此，要实现新疆深部煤层气的规模开发，应开展复杂多因素影响地质条件下深部煤层气成藏模式、成藏地质条件和富集主控因素研究，建立深部煤层气地质理论和选区评价技术[13]。

4.2 储层改造技术

深部煤储层煤岩力学性质在“三高”地质环境下趋于复杂，煤储层破裂压力和施工压力增高，压裂改造裂缝延伸范围受限，煤储层改造难度增大，要使压裂作业在深部煤层中尽可能形成多的高导流能力裂缝，延伸裂缝长度，沟通天然裂缝、割理等，获得有效支撑，最大提高煤层渗透率，就要开展适应深部煤层气储层改造的压裂方式、压裂液类型、加砂方式、支撑剂等研究[14]。

4.3 排采技术

深部煤层含气量、渗透性、地层水动力等对煤层气井产气效果影响显著，深部煤层气“解吸-扩散-渗流”平衡机理复杂，对煤层气排采技术提出更高要求[15]。要提高深部煤层气井产气量，必须加强排采技术适应性研究，分析排采产气产水相关关系、流压降速、优化深井排采制度，最大限度的提高单井产量、延长稳产时间，增加经济效益。

4.4 “三气”共采

煤系“三气”共采，是提高煤层气单井产量、有效开发深部煤层气资源的重要方向，要实现深部煤系“三气”共采，既要加强煤系气共生成藏关系及共采中的基础地质、勘探方法和技术问题研究，又要解决不同矿权人主体的合作开发模式。

5 结论

(1)新疆深部煤层气资源量大，深部煤层气已显现出较好勘查开发潜力。

(2)新疆火烧区分布广、煤层多出露于地表或直接与第四系接触、煤层倾角大、煤类以低阶煤为主、煤储层地温梯度低，使得煤层气风化带深度大、含气量临界深度大、深部煤储层相同深度下渗透率要大于中高阶煤，同时，准噶尔、吐哈、塔里木盆地深部煤系致密砂岩气、页岩气也很丰富，均为“三气”共生盆地，“三气”共采可有效增加单井产量，提高深部煤层气开发经济效益，因此，新疆深部煤层气具有开发的必要性和有利条件。

(3)在深部煤层气地质理论、储层改造、排采、“三气”共采等基础地质研究和开发技术的不断探索和进步下，侏罗系中低煤阶深部煤层气将成为未来新疆煤层气乃至非常规气勘探开发的重点领域，迎来深部煤层气大发展的新阶段。