澳大利亚东部S区块煤层气储层特征及有利区预测

淮银超 ，张 铭 ，谭玉涵 ，王 鑫

（1.西北大学地质学系，西安710069；2.中国石油勘探开发研究院，北京100083；3.中国石油集团测井有限公司测井应用研究院，西安710077；4.中国石油长庆油田分公司第七采油厂，西安710200）

0 引言

煤层气是煤岩在演化过程中，在生物、化学等作用下形成并且存储于煤岩中的非常规天然气，主要以吸附气、游离气以及溶解气等3种形式存在，其中吸附气占绝对多数［1-3］。煤层气所特有的吸附性、非均质性以及双孔隙结构决定了煤层气储层与常规储层在赋存方式、开发方式等方面存在较大差异［4］，煤层气储层特征研究对于煤层气的开发方案设计、井位布置以及井型选择均具有指导意义。自从20世纪70年代煤层气被商业性开发以来，开发的煤层气多位于中—高煤阶中，澳大利亚作为少数将低煤阶煤层气大规模商业化开发的国家，不仅具有十分丰富的煤层气资源（截至2012年，澳大利亚煤层气资源量为（8～14）万亿 m3，位居世界第 5位［5-6］），同时煤层气类型也十分丰富，低、中、高煤阶的煤层气均有分布。开发成本低、开发技术相对成熟、距离周边消费市场近等特点使得澳大利亚S区块的低煤阶煤层气最具代表性，具有很好的开发前景，但是缺乏煤层气储层特征的系统性研究。基于此，以澳大利亚S区块的钻井、测井以及实验室分析化验等资料为基础，通过研究煤层分布、煤质特征、储层物性、含气性以及保存条件等储层特征，利用多层次模糊模型，对研究区进行处理，以期预测研究区的煤层气有利开发区，并为具有相同特征的煤层气区块的储层特征与开发有利区优选研究提供借鉴。

1 区域地质

S区块位于博文—苏拉特盆地，该盆地是澳大利亚东部重要的聚煤叠合盆地，位于昆士兰州东南部和南威尔士州东北部，面积 32万 km2［6］（图1），其中苏拉特盆地不整合于博文盆地三叠系之上，主要发育部分三叠系、侏罗系以及白垩系。苏拉特盆地早期沉积受控于早侏罗世的被动型热沉降，主要为河流、湖沼相沉积；中侏罗世除北部为河流沉积外，盆地大部分地区为以低能曲流河沉积为主的成煤沼泽环境，形成本次研究的巨厚Walloon含煤系地层。在侏罗纪之后的构造活动较弱，没有发生构造破坏运动，使得煤层保存比较完整。S区块位于苏拉特盆地东部边缘，构造相对简单，为一西倾的单斜构造，倾角小于10°，区块东部边界煤层出露地面，属于煤层剥蚀区，向西南方向煤层埋深增加。研究区渗透率较高，主要采用直井合层开采，开采技术成本较低。

图1 S区块位置图Fig.1 Location of Sblock

2 储层特征

2.1 煤层发育

澳大利亚东部S区块含煤地层主要位于中侏罗统Injune Creek群Walloon亚群地层中，主要为湖泊—沼泽相沉积，岩性以砂岩、粉砂岩、泥岩、煤岩为主，含有少量炭质页岩、凝灰岩，含煤地层厚度为350～400 m，平均为360 m。含煤地层分为上、下两部分，中间被一套稳定的砂岩分割，1，2，3和4号煤层组位于上部地层中，5和6号煤层组位于下部地层中，各煤层组内部存在3～4个单煤层。S区块的地震、测井资料均表明，研究区的煤层构造表现为西倾单斜，煤层东北部、东部的构造均较高，部分煤层出露地面而被剥蚀掉，西部煤层的构造较低，形成洼陷。煤层海拔为-440～-250 m，埋藏深度不超过800 m，平均埋藏深度仅为353 m，与周边区块相比，研究区煤层埋藏深度均处于较浅部位。

作为煤层气的载体，煤层的分布特征在一定程度上决定着煤层气的分布特征，煤层只有达到一定的厚度与规模才能够作为煤层气的有效载体［7-8］。S区块为低煤阶煤层气区块，其开发经验表明，当单煤层厚度超过1 m，累计厚度超过5 m的煤层即可作为有效储层。S区块的煤层组厚度普遍为3～4 m，累计厚度可以达到25 m，同时在研究区内部横向上连续发育，厚度变化较小，可追踪性强，为煤层气富集奠定了物质基础。

2.2 煤质特征

镜质体反射率（Ro）是反映煤岩演化程度的重要参数之一，研究区内煤岩镜质体反射率为0.3%～0.7%，平均为0.6%，属于典型低煤阶煤。煤岩宏观特征在一定程度上决定着煤层的生气潜力［9-10］，研究区内煤岩宏观类型单一，主要呈原生均一状结构，以具有丝卷、玻璃光泽，呈现黑色、黑灰色以及黑褐色的亮煤和半亮煤为主（图2），含有少量呈条带状或透镜状分布的丝炭和暗煤条带，煤岩断口多呈贝壳状分布。

图2 S区块煤岩宏观特征（a）煤岩呈玻璃光泽，端割理和面割理发育，裂隙中可见条带状的暗煤带，2号煤层组，煤岩取心；（b）煤岩成丝绢光泽，断口呈贝壳状，见有丝炭条带，3号煤层组，煤岩取心；（c）煤岩的面割理和端割理不发育，玻璃光泽，局部发育暗煤条带，6号煤层组，煤岩取心Fig.2 Macroscopic characteristicsof coal in Sblock

煤岩的显微组分构成是煤层生气潜力的重要决定性因素之一，通过对研究区18块煤岩样品的光学显微镜观察，确定煤岩的显微组分分布图（图3）。其中，镜质组含量最高，体积分数为34.0%～71.0%，平均50.8%，镜质组的显微亚组以均质镜质体、基质镜质体和团块镜质体为主。壳质组含量为次，体积分数为13.2%～36.1%，平均为25.0%，主要由木栓质体、孢粉体、树质体以及角质体等4种亚组分组成，其中木栓质体含量最高，体积分数为23.7%；惰质组含量在3种有机质类型中最少，体积分数不足5%。矿物组分体积分数为10.3%～52.7%，平均为24.0%，矿物组分主要为黏土矿物、方解石以及黄铁矿，方解石和黄铁矿主要充填于生物体腔、煤岩割理以及裂缝中，黏土矿物则以灰分形式存在于煤中。

图3 S区块煤岩显微组分特征Fig.3 Characteristics of micro-components for coal in Sblock

作为煤岩煤质特征评价指标的工业组分，不仅影响到含气量的分布，同时在一定程度上决定着煤层气的开发方式。研究区煤岩的工业组分与含气量如表1所列，各煤层组之间十分接近，固定炭质量分数为0.4%～56.8%，平均为30.35%，水分质量分数为2.0%～13.1%，平均为6.88%，挥发分质量分数为5.1%～49.6%，平均为35.17%，灰分质量分数为3.9%～88.6%，平均为27.53%，工业组分分析结果表明，研究区煤岩属于中—高灰分，高挥发分的低煤阶长焰煤。

煤层的煤质特征表明，研究区内的煤岩为中—高灰分含量的长焰煤，煤岩宏观类型以亮煤、半亮煤为主，显微组分则以镜质组为主。良好的煤质特征决定了煤岩具有良好的生气潜力。

表1 S区块煤岩的工业组分与含气量Table 1 Industrial composition and gas content of coal in Sblock

2.3 物性参数

2.3.1 孔隙度

作为煤层气的载体，煤岩不仅要扮演烃源岩的角色，同时又要作为煤层气储层［3］。与常规储层不同，煤岩不仅存在双孔隙结构，同时还发育自身所特有的裂隙系统［11-12］。S区块的煤层气赋存空间为基质孔隙度与裂隙，其中基质孔隙类型主要有2种，分别为大孔（＞50 nm）和中孔（2～50 nm），二者体积之和占总孔隙体积的95%以上，大孔与中孔主要来自于割理、裂缝以及镜质组内部的孔隙，同时含有少量的微孔，微孔内气体流动能力非常差，无法作为有效的流动通道，对孔隙度贡献有限。

煤岩的压汞实验确定煤层气储层孔隙度为11.5%～20.3%，平均为17.2%，属于高孔隙度煤层气储层，高孔隙度有利于煤层气的流动和开采，却降低了煤层的比表面积，不利于煤层气的吸附。

裂隙不仅是煤层气的主要渗流通道，同时决定着煤层渗透率的大小。煤岩裂隙系统划分为内生裂隙、外生裂隙和继承性裂隙，其中内生裂隙是内张力作用的结果，外生裂隙是构造应力作用的结果，继承性裂隙是割理后期改造的结果［13］。研究区内的煤岩主要发育内生裂隙和外生裂隙，其中内生裂隙即割理，外生裂隙中主要包括不同宏观煤岩内部的微裂缝网络，另外还发育由断层、采矿诱发的裂缝等。不同类型的裂隙对于整个裂隙系统的贡献不一样，研究区内割理对于裂隙系统的贡献最大，外生裂隙贡献相对较小，其中面割理多平行于倾向，呈北东—南西向展布，端割理则与走向一致，呈北西—南东向。为了研究方便，依据割理的发育特征将研究区割理分为面割理、端割理以及其他类型割理3种（表2）。研究区的面割理与端割理多被方解石或黏土矿物填充，充填物为呈薄膜状分布的黏土矿物与方解石，在裂隙充填物中，方解石所占比例最高。良好的裂隙发育特征不仅为气体提供渗流通道，也极大地提高了煤岩的渗透率。

表2 S区块煤岩裂隙发育统计Table 2 Statistics of cracks developed in coal in Sblock

2.3.2 渗透率

煤层气储层的渗透率主要由割理决定，同时受到割理系统各向异性影响，通常在沿着面割理的发育方向渗透率较大［14-15］。除了割理之外，煤岩中由于构造活动形成的裂缝系统也可以增大渗透率。总的来讲，煤岩的割理系统和裂缝系统共同决定了煤岩渗透率。研究区具有以中孔和大孔为主的孔隙结构，同时研究区应力较弱以及割理与各种小裂缝发育使得研究区煤层气储层具有较高的渗透率，S区块的25口井的DST测试结果表明，渗透率为0.1～789.6 mD，平均为399.85 mD，说明研究区渗透率较高，为煤层气的开发奠定了渗流基础。

2.4 含气性

2.4.1 含气量

含气性是煤层气储层研究的基础，在资源量评价以及开发有利区优选的过程中均具有决定性作用［16］。依据测定方式的不同，分为解吸气、散溢气以及残余气［17］。根据研究区内煤层含气量实验室测定结果，结合测井、钻孔等资料确定含气量平面分布（图4），1号和2号煤层组由于埋藏深度较浅，东北部的部分地区处于瓦斯风化带，导致煤层气散失，其余煤层组含气性则在研究区内呈连续性分布。1号煤层组的含气质量体积为0～2.1 m3/t，平均为1.83 m3/t，2号煤层组的含气质量体积为0～2.5 m3/t，平均为2.25 m3/t，3号煤层组的含气质量体积为0～3.2 m3/t，平均为3.08 m3/t，4号煤层组的含气质量体积为1.8～3.8 m3/t，平均为3.51 m3/t，5号煤层组的含气质量体积为2～4 m3/t，平均为3.71 m3/t，6号煤层组的含气质量体积为1.2～4.4 m3/t，平均为3.82 m3/t。研究区平均含气质量体积为3.65 m3/t，虽然与其他中—高煤阶煤层气相比，研究区煤层的含气量不高，但是与相同演化程度的煤岩相比，研究区煤岩具有较高的含气量。

无论是纵向上煤层组之间，还是横向上煤层组内部，研究区内含气量分布图与煤层构造具有很好的一致性，随着煤层埋藏深度的增加，含气量不断增加。含气量分布特征与煤层的构造特征相吻合，即整个研究区的含气量整体上表现为北东—东高、西—南西低的特征，含气量分布特征为区块开发有利区优选奠定了数据基础。

图4 S区块不同煤层组含气量平面分布Fig.4 Distribution of gascontent in different coal measuresin Sblock

2.4.2 等温吸附

煤的等温吸附曲线是含气量模拟、饱和度计算以及地质储量核算的基础数据［18］。兰氏体积反映了煤的最大吸附能力，兰氏体积值越高，反映出对煤层气中甲烷的吸附能力越强，兰氏压力反映煤层气解吸的难易程度，兰氏体积值越高，吸附态气体脱吸附越容易，越有利于煤层气的开发［19］。确定研究区的兰氏体积为15.64～17.72 m3/t，兰氏压力为5.51～5.42 MPa（图5），说明研究区煤岩具有较强的吸附能力，同时解吸难度也不高。与此同时，随着埋藏深度的增加，煤层对于甲烷的吸附能力不断增加（兰氏体积升高），甲烷的解吸难度反而降低（兰氏压力升高）。

图5 S区块AA井煤层等温吸附曲线Fig.5 Adsorption isotherm of coal in well AA in Sblock

2.5 水文地质

良好的水文地质条件，不仅可以阻止煤层气的侧向运移，起到侧向封堵煤层气的作用，形成承压水封堵型煤层气藏［3，20］。同时封闭的地下水系统可以降低煤层气开发中的排水成本。因而水文地质条件对于煤层气保存具有重要意义。

区内水样分析化验表明，煤层顶部和底部均存在承压含水层，这些含水层内部存在明显的地下水流动，承压水层与含煤地层之间存在大段连续的泥岩，能够有效地阻止含水层与含煤地层的地下水流动，形成对于煤层纵向上的封堵。煤组内部虽然形成孔隙-裂缝混合的砂岩含水层，但是各内部含水层之间不连续，依然无法实现煤层组内部地下水的自然流动，在一定程度上实现了地下水对煤层气的侧向封堵。含煤地层与承压含水层无水体流动，煤层组内部的含水层的不连续性对于煤层气起到分隔与纵向封堵作用，有利于低煤阶煤层气的保存。

2.6 盖层

煤层气储层的盖层分为顶板和底板，其岩性对于防止煤层气散失具有重要的意义［21］。测井与钻孔录井资料均表明，S区块的地层除煤层以外的主要岩性为砂岩、粉砂岩以及泥岩，煤岩直接顶板、底板岩性主要为灰色、深灰色泥岩、炭质页岩，厚度在6 m以上，局部最大厚度可以达到20 m，该泥岩具有较高的突破压力，能够很好地封闭煤层气，防止散失，有利于低煤阶煤层气的保存。

2.7 温度与压力

温度、压力均与吸附气含量密切相关，其中压力与含气量呈正相关性，随着压力的增大，含气量呈指数升高；温度与压力呈负相关性，随着温度的升高，煤层含气量逐渐降低。煤层气储层的压力与温度测试结果表明，澳大利亚东部S区块压力系数处于正常的压力系数范围内，为1.5～5.5 MPa，随着煤层埋藏深度增加，研究区煤层气储层压力呈线性增加。温度亦处于正常范围，为25～55℃，随着煤层埋藏深度增加，区内煤层气储层温度呈线性增加。正常且稳定的温度、压力系统保证了煤层气的富集和保存。

3 开发有利区预测

开发有利区优选可以有效地节约煤层气开发成本，提高煤层气开发效率，是煤层气开发中最常用的手段之一。相比于常规储层，煤层气储层开发有利区优选的影响参数更多，而且储层参数之间的关系错综复杂，各储层参数对开发有利区优选的影响程度也不一样［22-23］。准确的储层参数的选择以及对应的权重系数计算是开发有利区优选的根本。①利用已生产井，选择煤层气产量的储层参数作为产气量的主控参数；②构建主控参数的多层次模糊评价模型，计算不同主控参数对于产气量的权重系数；③结合煤层气主控因素的分布特征构建开发效果评价参数，确定开发效果评价参数截止值，获得主控参数的评价指标权重系数，实现区块的开发有利区划分。

研究区内的煤层气属于典型的低煤阶煤层气，具有煤层夹矸少、渗透率高、煤组埋深间距小等特征。在实际生产中，多采用直井合层开采的方式生产，而含气量、累计厚度、渗透率、孔隙度、灰分等储层参数对于产气量影响较大，被选为含气量的主控参数。利用多层次模糊评价模型计算出上述主控参数的权重系数，构建低煤阶煤层气开发效果评价参数。在构建产气量与开发效果评价参数函数关系式的基础上，结合低煤阶煤层气开发经验，以3万m3/d和0.6万m3/d作为高产区、中产区以及低产区的产气量门限值，确定不同开发有利区的开发效果评价参数以及主控参数的门限值（表3）。

在主控参数平面展布、权重系数以及主控参数门限值基础上，划分研究区为高产区、中产区以及低产区3个部分（图6）。从图6可以看出，高产区主要位于研究区西南部、低产区则位于东北部，中产区位于两者之间。

表3 S区块开发有利区的优选预测指标Table3 Optimal predictor of thefavorableareasin Sblock

图6 S区块开发有利区分布Fig.6 Distribution of favorable areas in Sblock

通过对研究内已开发的井的单井产气量分析（图7），可以看出在高产井区，单井的产气量往往表现为产量的上升期短，稳产期较长，衰减期较短的特点，可以形象地形容为“爬坡快，衰减慢”的特点；中产区的单井产量则主要表现为产量上升期慢，稳定期较长，衰减期较短，稳产期的产气量小于高产区产气量；低产区的单井产气量表现为爬坡速时间长，稳产期长，同时衰减期也长的特点，单井产气量整体上都低。同时在已经开发的低产区中，位于低产区的单井稳产期产气量均小于0.6万m3/d，中产区单井稳产期产气量主要为0.6～3.0万m3/d，高产区单井稳产期产气量通常大于3万m3/d。从单井的产气量统计结果上来看，也表明了基于储层特征研究的主控参数的开发有利区优选的准确性、实用性，为基于地质模型的低煤阶煤层气藏的开发有利区优选奠定了基础。

图7 S区块高产区（a）、中产区（b）和低产区（c）典型井产气量Fig.7 Production of typical wellsin high yield area（a），middleyield area（b）and low yield area（c）in Sblock

4 结论

（1）澳大利亚东部S区块煤层属于典型低煤阶煤层气，含煤地层属于典型的河流、沼泽相沉积，发育6套煤层组，单层厚度为4～6 m，累计厚度为25 m。煤层构造特征表现为西倾的单斜构造，在东部煤层出露地面而受到剥蚀，西部地区形成构造洼陷。

（2）澳大利亚东部S区块煤层属于中—高灰分的长焰煤，宏观煤质以亮煤—半亮煤为主，主要显微组分为镜质组，反映出较好的生气潜力。孔隙结构主要发育中孔—大孔，孔隙度为17.2%，渗透率为0.1～789.6 mD，良好的储层物性为煤层气的流动与开发提供了富集空间与渗流通道。

（3）澳大利亚东部S区块煤层含气质量体积为3.65 m3/t，含气量受构造特征影响，高含气量区位于西南部，低含气量区位于东北部。等温吸附模拟表明研究区煤层具有很强的煤层气富集能力。煤层良好的水文地质、盖层、温度以及压力特征十分有利于煤层气的保存与富集。

（4）澳大利亚东部S区块煤层气可划分为高产区、中产区以及低产区。有利开发区的分布特征主要受含气量、煤层累计厚度以及渗透率控制，高产区位于研究区西南部、低产区则位于东北部，中产区位于两者之间。