四川煤层气勘探开发的现状、关键问题与建议

尹中山，魏文金，肖建新

(四川省煤田地质局，成都 610072)

四川省煤炭资源主要赋存在二叠系上统龙潭组、三叠系上统须家河组，查明煤炭资源约160亿t，预测埋深2 000m以浅尚有煤炭资源量259亿t(2011年)；预测埋深2 000m以浅煤层气资源总量6 715亿m3。据文献[1]，川南煤田现可以估算的煤层气资源量约4 500亿m3。煤在生成、演化过程中，据理论推算无烟煤阶段每吨煤产生130余m3甲烷，按照川南地区二叠系龙潭组/宣威组无烟煤资源约130亿t估算，将产生1.7万亿m3资源量，包括储存在煤层中的4 500亿m3甲烷资源外、有部分甲烷资源在地质演化历史中逸散到大气、煤系地层围岩中、或运移到更有利的聚集空间中。这是目前资源评价中应当重视的问题，特别是针对同一地区煤层气井产量存在巨大差异的问题应是当前深入研究的新课题。

1 四川煤层气勘探开发现状

1.1 基本情况

我省在煤层气勘探试验方面进行了大量的工作，资金来源既有中央、地方财政资金，也有企业资金等多种途径。除浙江油田在筠连县有400口孔外，其他单位在四川地区有各种参数井、试验井共43口，其中四川省地勘基金支持4口参数井，中国地调局支持7口，四川省煤炭产业集团(宝鼎、广能)5口、四川省能源投资集团(石宝)8口、四川省煤田地质局(大村)17口、(西南)兴文县1口、中石化(华东)古蔺县1口。自2010年古蔺大村DCMT-3煤层气井组[2]取得历史性突破以来，浙江油田在筠连沐爱也获得巨大的成功，实现了产能1亿m3。尤其在2016年以来西南地区煤层气勘探与试验在局部地区更是取得了重大突破，获得了如杨梅参1井、川高参1井等大于4 000m3/d，最高达8 307m3/d的高产煤层气井[3]。川高参1井报道及在研究高产原因中认为：

一地质条件好：煤层厚度大于5.0m，含气量高15～32m3/t，含气饱和度大于70%，煤层结构单一，原生煤体结构，节理裂隙发育，且地层压力系数大于1.2等。

二储层改造方案适度，新区探索新的试验方法取得成功：地层破裂压力明显，工作压力在18～22MPa，加砂量、支撑剂、压裂液量的匹配好。

三地层能量充足，有大量的游离气存在。高县煤层气高产井的发现标志寻找高压高饱和煤层气藏的重要性。

1.2 沉积—成藏史

尹中山,舒兵[4-5]等以川南煤田二叠系龙潭组煤系地层(煤岩、泥页岩和致密砂岩储层)为研究对象，在对煤系地层煤岩煤质特征、含气性、储层孔隙结构、微观结构特征及其顶底板地层(泥页岩、砂岩)相关参数进行测试和分析的基础上，开展了古蔺县大村地区地质演化史的恢复与模拟进行研究。

(1)构造-埋藏史。大村地区晚二叠世龙潭组煤层从晚二叠世至中三叠世，煤层先缓慢沉降后快速沉降；至中三叠世末，煤层少量抬升后又快速沉降；至侏罗世末，煤层埋深达4 818m；至早白垩世末，煤层抬升至4 416m，至100Ma，煤层埋深达最大值5 055m；之后，煤层先快速抬升后缓慢抬升，图1为古蔺大村煤层气藏演化史图。

图2为煤层气藏演化与相应的主要成藏机制示意图。

图1 古蔺大村煤层气藏演化史图Figure 1 Gulin Dacun CBM reservoir evolution history diagram

图2 煤层气藏演化与成藏机制示意图Figure 2 A schematic diagram of CBM reservoir evolution and reservoiring mechanism

(2)受热史。晚二叠世龙潭组煤层从晚二叠世至侏罗世末，煤层受热温度从20℃演化至191℃，至早白垩世末，煤层受热温度演化至180℃，至晚白垩世初，煤层受热温度达最大值217℃，之后，受构造抬升作用影响，煤层受热温度先快速下降后缓慢下降，至现今温度为39.8℃。

(3)煤有机质成熟史。晚二叠世龙潭组煤层成熟演化过程可分为3个阶段：第1阶段从晚二叠世至侏罗纪末，煤级从泥炭、褐煤演化至瘦煤阶段，煤层变质程度先缓慢升高后快速升高，Rmax演化至2.05%；第2阶段从侏罗纪末至晚白垩世早期，煤质二次成熟，煤级从瘦煤演化至无烟煤，Rmax演化至2.82%；第3阶段从晚白垩世初至今，煤层成熟作用停止。该研究成果较好的解释了前述1.7万亿m3甲烷资源量。

1.3 取得的认识

综合四川省多项煤层气研究、评价、勘探试验成果，对我省煤层气的几点成果：

①资源丰富，地域分散；煤体结构复杂，构造煤较发育；

②控气因素复杂，煤层含气性变化大；含煤地层厚，煤层厚度薄，纵向连续分布

③单层厚度大、煤体结构较完整是高产稳产的关键；

④具有多套煤层、砂岩含气层具有产气能力；

⑤煤储层演化程度普遍较高，渗透率偏低；

⑥地层压力变化大；

⑦陡倾复杂构造、逆断层发育为煤层气富集创造了条件；

⑧承压滞留-弱径流水区是煤层气富集场所；

⑨峨眉山玄武岩可有效遮挡茅口岩溶富水层。

2 四川省煤层气勘探开发的关键问题

四川省煤层气勘探开发目前面临的最大问题，是未系统化，过分强调局部，站位不高，而对于煤储层非均质性强、煤储层复杂性等认识不够，加上实际工程量局限，规律难以掌握。过分强调以实践解决生产问题，以点带面，总结规律性过于乐观，对产气结果又盲目悲观；过分依赖工程工艺解决产气量这个终极目标。

2.1 煤系天然气理论指导不充分，家底不清

煤系既可作为常规天然气的气源岩，又可以吸附自身产出的气体而储集工业性的烃类气，即煤层气[6]。下二叠统页岩层系在四川盆地主要是海陆过渡相页岩夹煤层，川南筠连、兴文地区测试结果显示煤层的产气量远高于煤系泥页岩，属于煤层气范畴[7]。四川省2 000m以内的二叠系、三叠系煤层气资源量6 715亿m3，3 500m煤系气(含煤层气)将达到4万亿m3[8]。二叠系煤系地层中含煤层段、相对集中深灰色、灰黑色泥页岩层段随深度变化，乃至相带变化，对其生气潜力、产生有机烃后保存状态的研究将扩大四川南部地区的勘探范围，将从单一的二叠系煤层气、围岩气，扩展到煤系地层致密气、页岩气，埋藏深度由1 000m以内，延深到2 000m、3 500m，具备新层系、新区域、新类型的特点，资源总量大幅提高，随着各项储层评价、改造工艺攻关突破，将进一步释放产气能力。随着勘探开发技术适应性研究的提高，资源为地方经济的发展带到作用发挥重要作用。

2.2 储层改造方式没有可复制性

怎么把煤层气高效拿出来？煤层气藏是指受相似地质因素控制 、含有一定资源规模 、以吸附状态为主的相对独立的煤岩体；煤层气藏一般无统一的压力系统，无气水界面，水遍布整个煤层，气藏含气性是多与少的关系，气藏无明显边界，含气性呈渐变关系；煤储层是复杂多孔介质 ，是由孔隙 、裂隙组成的双重结构系统；这些特征决定了储层改造方式复杂性、多样性、难于复制性。煤层宏观、微观特征等基础地质问题尚未完全研究清楚；试错成本很高，体现在产量差异很大。在改造方式上，压裂液是清水+砂、活性水+砂、清洁压裂液+砂？支撑剂选择石英砂，还是低密度砂，粒度大小？前置液、携砂液的分配比例？铺砂浓度，裂缝延伸理想范围，支撑剂实际到达位置？若按照COMET3等软件预测，能否通过微地震、井下微震、试踪剂、电位或地温等方法检测到压裂改造的效果呢？同时与施工设备组合也有关系等问题，不仅是我省的煤层气勘探遇到的问题，也是行业必须面对和解决的问题。

2.3 排采工艺措施研究不深，针对性不强

产量的稳定是地层解析速度与产气量的动态平衡，现有的现象表明储层压力无法预测和控制。四川省二叠系煤层含气量高，煤阶高，煤层内吸附气量大，未来打通煤层解析的通道，目前按照传统“排水-降压-解吸”思路开展排采，但效果显示煤层解吸压力低、效率低、速度低，反应在产量差异大，低产井多，经济效益预期值低。

是快速排采，实现尽快见气目标，还是采用“连续、缓慢、长期、稳定”的规律产气，适合于那种条件的煤储层特点等，还较为模糊和难于决策。

3 认识与建议

四川省煤层气开发深度空间大，平面展布广，资源潜力大、总量多。依据四川省煤层气开发规划，将建成全国煤层气西南基地的重要补充支持基地的目标是有保障的。

资源总量大，瓦斯灾害重，煤炭开中中动力现象较普遍，虽然煤体结构破碎，应力作用集中，相信在井下瓦斯治理技术水平的提高前提下，地面煤层气开发“评价_勘探_开发一体化技术”逐渐完善的基础上，我省煤层气开发事业将迎来突飞猛进的爆发式增长，在我国大力倡导绿色发展，清洁发展的要求下，理应担当起时代赋予的重任，利用丰富的技术资料与瓦斯煤层气工作经验，先进的科学手段，吸收煤层气开发瓦斯治理的成功方法，将我省煤层气瓦斯工作推上新阶段，开辟新领域，作出新贡献，真正实现煤炭安全开发，为煤炭清洁利用当好先锋，保驾护航。

3.1 认识

(1)煤系天然气是由整个煤系中的生烃母质在地质演化过程中生成的，并保存在煤系各类岩层中，以甲烷为主的所有天然气。

(2)在煤系地层中，煤层气、页岩气、致密砂岩气“三气”具有很好的“共生共存基础”，煤岩层、泥页岩层、砂岩层重复交替出现，可形成多套“生储盖组合”，是各类气藏形成的关键。

(3)它具有“赋存形态多样、沉积岩性差异大、旋回性极强、水动力条件弱、多层叠置、成藏类型多样、动态平衡关系弱”的赋存特征，将煤层气、页岩气、致密砂岩气视为一个整体对其进行综合勘探开采，可降低非常规天然气勘探开发成本，并提高气井使用效率。

总之，地质条件是煤层气井高产的决定因素。煤层气系统的认识与划分有助于提高煤层气单井产量。

3.2 建议

(1)按照煤层气系统、煤系气理论继续摸清3 500m以浅我省二叠系煤系地层煤层气资源家底，开展煤层气开发技术的适应性研究。

(2)开展技术研究。开展三维地震把该区的煤储层及煤层气空间展布规律；加强煤储层成藏、保存、煤体结构、厚度、含气量、岩石力学参数等基础条件研究；加强微观研究、科学制定改造、排方案与现场精准实施；加强精细化排采即“评价-地质工程一体化技术”是成功的关键。

(3)提高煤储层解析能力，实现煤层气效益开发。对于煤层气田的开发，一定要以提高整体降压范围，扩大压降漏斗，实现气田整体高效开发目的，以降低煤基质中CH4分子的束缚，在排水降压或扩大溶蚀空间前提下，减小对地层的损害，研制适合不同地层的压裂液体系与充分寻找异常高压地区，让游离甲烷气提振煤层气勘探开发的信心。