保德区块煤层气勘探历程与启示

杨秀春，毛建设，林文姬，郝帅，赵龙梅，王渊，李丽

（中国石油煤层气有限责任公司，北京 100028；中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100028）

美国、澳大利亚等国家低阶煤层气的成功开发，带动了世界范围内低阶煤层气的勘探开发[1]。中国低阶煤层气资源丰富，主要分布于准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、海拉尔盆地、二连盆地、阜新盆地等。第四轮全国煤层气资源评价结果：埋深小于2 000 m 的浅煤层气地质资源量为29.82×1012m3，其中低阶煤层气地质资源量为10.30×1012m3，占34.5%[2]。中国低阶煤储集层勘探开发程度总体较低，前期开展了地质、资源评价、成藏特征等方面的研究[3-9]。近年来，鄂尔多斯盆地东缘保德地区、准噶尔盆地南缘阜康地区形成低阶煤层气产能，吉林珲春、二连盆地吉尔嘎郎图等地区进行了低阶煤层气单井试采。2009年，中国石油煤层气有限责任公司在接管保德区块之初，中国尚无低阶煤层气勘探成功先例可借鉴[10]，经过多年勘探实践与探索，取得了低阶煤层气赋存特征、勘探开发流程、配套工程技术等方面的系列进展和认识。本文以保德区块煤层气勘探钻井工作量和产气量增长为主要依据，划分勘探阶段，梳理各阶段关键认识和技术突破，总结低阶煤层气重要发现及相关勘探启示，以期对中国其他地区低阶煤层气勘探起到借鉴作用。

1 地质概况

保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带北段，面积为476.46 km2，构造形态总体简单，呈西倾单斜，断层和褶皱不发育，地层倾角1°～10°。地下水主要来源于大气降水和奥陶系灰岩侧向补给，总体为自东向西的径流，水文环境处于径流—弱径流区。含煤地层主要为下二叠统山西组和太原组，山西组为一套以河流三角洲相为主的含煤沉积，厚度60～90 m。岩性主要为灰白色砂岩、粉砂岩，灰黑、灰色砂质泥岩、碳质泥岩及煤层，共含煤层6 层，其中可采的4+5#煤层位于山西组下部。太原组为一套海、陆交互相含煤沉积，岩性主要为黑灰色砂质泥岩，灰白色中—粗砂岩、细砂岩，灰色石灰岩、泥灰岩及煤层，共含煤层7 层，其中巨厚的8+9#煤层位于该组中部，全区稳定可采。煤层气勘探主力目的层是山西组4+5#煤层与太原组8+9#煤层，2 套煤层累计厚度为10～30 m，煤层间距为50～90 m（图1）。煤层埋深为300～1 200 m，煤岩镜质体反射率在0.71%～1.22%，属于低、中变质程度烟煤，煤层含气量为0～12.0 m3/t，渗透率为2～10 mD，压力系数为0.65～1.10 MPa，属于欠压—常压储集层。煤层气藏为自生自储型，甲烷以吸附状态存在于煤层基质内表面，气藏大面积连续分布，无明显的气、水和压力边界。煤层渗透率低，气井无自然产能，须经过压裂改造、连续排水降压，才能产气。

图1 鄂尔多斯盆地保德区块煤系综合柱状剖面Fig.1.Composite columnar section of coal seams in Baode Block,Ordos basin

2 勘探历程

保德区块煤层气勘探始于2000 年，至2015 年建成5×108m3产能，稳产至今。根据地质认识变化、勘探技术进展、勘探工作量和产气量增长趋势，将保德区块煤层气勘探历程划分为以下4 个阶段（图2）：对外合作勘探评价阶段（2000—2009年）、井组试采评价阶段（2010 年）、勘探开发一体化先导试验阶段（2011年）、规模开发和滚动扩边评价阶段（2012年至今）。

2.1 对外合作勘探评价阶段（2000—2009年）

2000—2009 年，原中联煤层气有限责任公司与美国雪佛龙德士古公司、澳大利亚必和必拓公司签订保德区块煤层气合作勘探协议。为评价煤层分布、储集层物性及含气性特征，2005 年实施9 口煤层气探井，钻揭的山西组4+5#煤层厚6～11 m，太原组8+9#煤层厚8～15 m。根据对其中7口井的岩心测试，山西组4+5#煤层含气量为2.0～8.0 m3/t，太原组8+9#煤层含气量为5.0～11.0 m3/t。根据注入压降测试，煤层渗透率为0.3～12.0 mD。针对含气量高、厚度大、渗透性高的特征，实施4 口U 型远端对接水平井组，主要评价低阶煤层水平井工艺适应性及太原组8+9#煤层产气潜力。2007—2008年，对4口水平井开展排水采气，单井产气量为1 500～3 600 m3/d，产水量为40～320 m3/d。表明保德区块低阶煤层气具有一定的勘探开发潜力，但产气量总体较低，产水量较大，未达预期勘探效果，外方退出区块合作，中石油煤层气有限责任公司接管保德区块。

2.2 井组试采评价阶段（2010年—2011年3月）

甲烷碳同位素及地层水甲烷菌检测结果表明，保德区块低阶煤层气为热成因气与生物气混合成因，提出低阶煤层气“多源共生”成藏理论[11-12]。与美国粉河盆地低阶煤层气“活跃水动力条件、生物成因气为主”不同，保德区块煤层气以热成因气为主，生物成因气为补充。以该理论指导保德区块试采井组部署，首选北部弱水动力区，而非盆地边缘和南部活跃水动力区。2010 年，加大保德区块勘探评价力度，部署实施（2～4）km×4 km 测网的二维地震352.9 km，按照“探井-井组试采”的煤层气评价流程，部署13 口探井和1 个试采评价井组。进一步落实构造特征及煤层埋深，确定煤层厚度、物性和含气性。重点解决以下问题：含气量测试偏低、勘探主力层系不清、适用井型选择、煤储集层压裂改造效果、低阶煤层气产出机理与动态。

图2 保德区块煤层气勘探阶段划分Fig.2.Division of exploration stages of CBM in Baode Block

前期煤炭地勘钻孔瓦斯解吸法测试含气量普遍偏低，太原组8#煤层含气量为0～4.9 m3/t，平均为1.8 m3/t；13#煤层含气量为0.3～1.9 m3/t，平均为1.2 m3/t。主要由于煤心提钻过程较长，导致煤层气逸散，煤样损失量补偿计算方法不尽合理[13-14]。改进采用绳索取心技术对13 口井取心，按照GB/T 19559—2008《煤层气含量测定方法》测定，含气量提高了4.0～9.0 m3/t。

根据探井与测试成果，结合煤炭钻井数据，改变了前期太原组8+9#煤层为单一目的层的认识，明确了山西组4+5#煤层和太原组8+9#煤层2套主力层系。其中山西组4+5#煤层厚度为4～16 m，太原组8+9#煤层厚度为2～20 m，累计厚度为5～39 m。煤层顶板岩性主要为弱含水的泥岩和粉砂岩，封闭性较好，煤层含气量为6.0～12.0 m3/t。2 套煤层间距稳定，一般为50～90 m，压力系数相近，适宜采用丛式定向井组，分层压裂，合层排采。

针对研究区煤岩泊松比较低（0.23）、杨氏模量较高（10 501.90 MPa）、压敏性较强、具水敏性的特征，采用活性水防膨压裂液体系、水力填砂分层压裂改造工艺，优选“甜点”射孔层段，避开4+5#煤层上部与8+9#煤层下部低密度、低电阻、高声波时差的软煤层段，解决了低阶煤层压裂过程中的砂堵和加砂困难问题[15]，压裂成功率达到80%。

依据“基质解吸-表面扩散-裂缝渗流”产出机理，排采初期地层处于饱和水单向流阶段，压敏效应对煤层渗透率的影响严重，需要重点控制压降速度[16]。总结动液面下降速度、产水量、套压、井底压力等动态参数的变化规律，量化排水降液强度，探索适合低阶煤层气的排采制度。保1-3井组，合层排采3口井，2口井当年见气，井组呈现排采见气快，套压与气量上升趋势强劲的特点，其中保1-3 向2 井于2010 年11 月21 日排采，40 d 后见气，动液面位于4+5#煤层之上357.48 m；井底流压为4.91 MPa，套压为0.75 MPa；产气量为492 m3/d，产水量为20～40 m3/d。在井底流压较高的情况下，产气量上升趋势强劲。通过井组排水降压，取得煤层产气和产水潜力的初步认识，为下一步试采提供了依据。

2.3 勘探开发一体化先导试验阶段（2011 年3 月—12月）

对于热成因气和生物成因气混合的低阶煤层气藏，水动力是控制成藏的关键因素。一方面水文环境影响生物成因气的生成，另一方面水动力影响煤层甲烷的保存和逸散。建立了保德区块低阶煤层气“水动力控气、单斜缓坡成藏”模式，指导优选区块北部杨家湾富集区。2011 年迅速部署勘探开发一体化先导试验，扩大井组评价规模，主要目的与解决的问题：研究低阶煤层气成藏主控因素，形成煤层气井面积压降排采，深化气藏地质认识，落实极限产量及储量边界，评价低阶煤层气井产能动态规律，优化丛式井钻井技术，完善压裂改造工艺，探索合理排采制度，评价集输及水处理工艺的适应性。在选对“甜点区、甜点层”，压好“甜点段”，排稳试采井理念指导下，在北部杨家湾富集区部署先导试验井组150 口，井距为350 m×350 m，呈菱形井网，试采目的层为山西组4+5#煤层和太原组8+9#煤层，采用水力分层压裂，合层排采（图3）。

应用煤层气丛式井浅造斜钻井技术，解决了因煤层埋深浅、造斜位置浅、压裂施工要求煤层处于稳斜段、排水采气对井身质量要求高的问题[17]。丛式井大井组减少了井场数量，解决了复杂山区用地困难问题[18]。通过压裂层段优化，优选太原组8+9#煤层中—下部“甜点”层段射孔，避免了顶板含水石灰岩层被压穿[15]；把压裂施工和关井压降作为一个完整的注入/压降试井测试，获取裂缝导流能力、裂缝半长、地应力等有关特征参数[19]。

在深化排采理论和排采动态分析的基础上，形成“双控制逐级排采法”排采量化控制技术[12]，根据产水量、产气量、套压等的动态变化特征，划分为见套压前、憋套压、初始产气、产气上升、稳定产气和产气递减6 个阶段。各个阶段设置不同的量化动态控制参数，建立分区标准化排采曲线和合理排采制度，实现面积降压、整体解吸和规模产气，保障了煤层气组连续稳定排采，取得高产。针对煤层气单井产水量较大、压力低的特点，采用“低压集气、集气站增压脱水、气水分输、达标外排”集输工艺[20]，采出水统一收集、集中处理，通过集水管线分输到处理池（站）处理混凝沉降，解决了水处理难题。

得益于有利的地质条件和适用的钻井、压裂、排采、采出水处理工艺技术系列，先导试验井组试采取得了高产稳产和探明储量突破[21-22]。杨家湾试采井组产气量为31 300 m3/d，平均单井产气量为1 844 m3/d，平均单井产水量为37 m3/d。其中保1-3 向2 井合采4+5#和8+9#煤层，经过降压排水168 d 后，产气量最高达7 029 m3/d。

依据DZ/T 0216—2010《煤层气资源/储量规范》，煤层气藏含气面积是指单井煤层气产量达到产量下

限值的煤层分布面积。煤岩镜质体反射率为0.7%～1.9%，空气干燥基含气量下限值取4.0 m3/t。综合井组产能评价结果，以含气量下限、探井外推半个井距及矿权边界，圈定保1-保2 井区新增探明含气面积94.9 km2，探明中—低阶煤层气储量183.63×108m3[23]，标志着保德区块中低阶煤层气勘探的重大突破。

2.4 规模开发和滚动扩边评价阶段（2012—2020年）

勘探前期，根据生成、保存条件优选了煤层气富集区，但地质静态参数与试采动态对比显示，煤层气富集区与高产区并不完全重叠，富集区主要特征为含气量高、煤层厚度大的高资源丰度区；高产区则主控因素更为复杂，尚需考虑气藏可采条件及储集层可改造性等因素。综合研究富集、高产主控因素基础，建立了低阶煤层气“甜点”富集区评价指标体系，优选在整体含气背景下，相对含气更高、更具可采性、更易改造、在现有经济技术条件下具商业开发价值的有利储集层分布“甜点”区（段）[24-25]。主要根据吨煤含气量，将有利含气区分为Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类。Ⅰ类有利区位于区块北部（图4），含气面积为160 km2，煤体结构为原生块状，2 套主力煤层累计厚度达39 m，单层煤层厚度为10～14 m，构造以缓坡单斜为主，地层倾角为5°～10°，无断层发育，煤层埋深500～800 m，含气量为6.0～12.0 m3/t。勘探开发一体化先导试验井组即部署在Ⅰ类有利区的杨家湾鼻隆。Ⅱ类有利区含气面积140 km2，主力煤层累计厚度为7～29 m，煤层分叉，夹矸层数多，煤层单层变薄，构造变化复杂，在单斜背景上有波状起伏和局部小断裂构造，含气量为2.0～6.0 m3/t。Ⅲ类有利区位于研究区边缘，含气量小于2.0 m3/t，埋深大于1 200 m。

图4 保德区块煤层气“甜点”富集区评价Fig.4.Evaluation of CBM“sweet spot”enrichment areas in Baode Block

2012 年以来，在Ⅰ类有利区开展规模产建，在Ⅱ类有利区与边缘区开展滚动评价。区块南部Ⅱ类有利区地质条件较差，煤层分叉，单层厚度变薄，构造复杂化，小断裂发育，水动力活跃，矿化度低于1 000 mg/L，煤层气保存条件差，含气量变低，小于6.0 m3/t。为预测Ⅱ类区构造复杂、水动力活跃条件下“甜点”区，采用如下措施：①研究水动力条件对煤层气逸散与保存的影响，建立含气量与采出水矿化度函数关系，预测含气量分布规律；②开展181 km2三维地震多属性精细构造解释，预测煤层及其含气性[12，26]，有效避开裂缝复杂带，优选“甜点区”；③按照“骨架井”-“井组”-“滚动井组”的评价部署，降低部井风险；④开展小规模压裂、高能气体压裂、洞穴完井等试验[27]，解决产水量大的问题。通过以上措施，在南部地区试采取得一定进展，保5-12井2012年12月合采山西组4+5#和太原组8+9#煤层，最高产水量达40 m3/d，连续排采6 年后，井底压力为0.72 MPa，产气量稳定在1 500 m3/d，产水量为4 m3/d。

2017 年以来，针对保德区块北端及矿权边界附近剩余资源，开展滚动扩边评价。通过井位优化与压裂参数优化，解决滚动勘探过程中因构造应力变化及井间压降干扰、压裂串通带来的问题。①利用次级构造控产规律，避开微构造的陡坡、沟漕、次生褶皱向斜等低产区带，选择斜坡或次生褶皱背斜、顶板封闭性较好区域，优化和完善井网，部署滚动扩边井[28]。②利用井间压降漏斗干扰规律[29]，避开排水降压与邻井之间压降漏斗连通的井间压力干扰区，避免破坏压降平衡而影响邻井产量。③针对不同压力，优化压裂参数，在西部地层压力较高、埋藏较深区，以井距半长度为基准设计压裂缝长；在压力较低的老区，以邻井采出程度或泄压半径作为依据，优化压裂缝长，避免井间干扰。

2017—2018 年排采13 口井，平均排采一年半，产气量为28 100 m3/d，产水量为176 m3/d；其中保1-47X1 井产气量突破19 000 m3/d，滚动扩边勘探开发获得突破。

保德区块自2012年开发以来，经过近3年的排水降压，2015 年11 月产气量突破150×104m3/d，2016 年至今，年产气量保持在5×108m3以上，取得了良好的勘探开发效果。

3 勘探启示

3.1 保德区块勘探潜力与勘探方向的确定

保德区块煤层气勘探评价初期，主要借鉴美国粉河盆地低阶煤层气勘探理论。勘探实践表明，二者虽存在一定相似之处，但甲烷成因和成藏特征具有较大差异，难以照搬。粉河盆地煤岩镜质体反射率为0.30%～0.40%，成熟度低，未形成大量热成因气，含气量低，但煤层的渗透率高，其东部边缘水动力条件活跃，地层水矿化度低（450～800 mg/L），形成生物成因甲烷为主的煤层气藏，其勘探目标主要为煤层埋藏浅、水动力活跃区的背斜圈闭以及高压区带。

保德区块具有与粉河盆地相似的水文条件、地化环境，适宜生物甲烷生成。东缘隆起区奥陶系石灰岩与煤层露头受大气降水补充，地下水自东向西径流，水动力活跃，煤层渗透率较高，为2～10 mD，煤层气井水产量平均为60 m3/d，地下水补给性较强；采出水盐度低，钾、钠离子含量平均为736 mg/L，pH 值为7.3～7.8，呈弱碱性；地层温度为30～35°C；煤层孔隙度为3%～8%。上述条件适宜甲烷菌生长，煤层采出水中有甲烷菌的存在，进一步证明生物成因气的可能性。

保德区块煤岩热演化程度高于粉河盆地，煤岩镜质体反射率为0.71%～1.22%，有机质成熟度达到了热成因气生成条件。研究表明，当镜质体反射率为0.74%～1.00%时，大量热成因甲烷生成；当镜质体反射率在1.20%左右时，达到生气高峰。保德区块甲烷碳同位素δ13C 平均为-52.45‰，氢同位素δD 平均为-229.80‰，主要为热成因气，部分为热成因气与CO2还原型生物成因气[11]。表明保德区块煤层气为混合成因。

根据保德区块煤层气生成条件，提出低阶煤层气“热成因气为主、生物成因气补充、多源共生”成藏理论。生物成因气为低阶煤层气成藏提供了重要的气源补充，提高了煤层含气量。在井组试采评价阶段，依据该理论确定了保德区块勘探有利方向及目标，位于水动力弱径流区、煤层埋藏500 m 以深、镜质体反射率相对较高的地区，以寻找单斜缓坡、正向构造高点及高含气区为目标。指导部署的保1-3 井组，取得良好产气效果，进一步确认保德区块的勘探潜力。如果完全参照粉河盆地生物气为主成藏理论，保德区块勘探方向将会误选在区块东部边缘、东南部水动力较活跃、矿化度低于1 000 mg/L、适宜生物气生成的地区，以寻找背斜圈闭及高压区为目标，如此，则难以取得较好的勘探效果。

3.2 “水动力控气、单斜缓坡成藏”模式的建立

煤层气为自生自储吸附状态成藏，保存条件是富集成藏的关键要素。良好的保存条件可以保持煤层压力，阻止地层水交替，保持气体以吸附态存在，减少游离气和溶解气散失。保德区块影响煤层气保存条件的显著要素为构造条件和水文条件。区块构造形态为简单的西倾单斜，大断层和褶皱不发育，局部发育小褶皱，中南部发育小规模开放性断裂，造成煤层气逸散。水动力条件对含气性影响最为明显：一方面水动力影响煤层气的保存，强水动力会导致煤层气体逸散，使煤层含气量降低，弱水动力有利于煤层气的富集保存；另一方面，水动力条件影响生物成因气生成及补充。

保德区块构造条件与水动力条件耦合，形成“水动力控气、单斜缓坡成藏”低阶煤层气成藏模式（图3）。受西倾单斜构造的影响，地下水径流方向为总体自东向西，水动力条件变化规律为东强西弱、南强北弱，地层水矿化度变化规律为东低西高、南低北高。东南部B6井区与煤层埋藏浅于500 m 的盆地边缘地区，距离露头较近，为地下水补给径流区，水动力强，地层矿化度800～1 500 mg/L，煤层气严重逸散，含气量一般变低于3 m3/t，缺少高压区及构造圈闭，成藏条件较差。在保德区块北部与埋藏较深的西部地区，地层水矿化度为1 700～4 500 mg/L，为地下水弱径流区，煤层上倾方向由水动力形成良好的封堵条件，在北部单斜缓坡和杨家湾鼻隆区富集成藏，含气量较高，一般4.0～12.0 m3/t。

应用“水动力控气、单斜缓坡成藏”模式，在北部单斜缓坡与杨家湾鼻隆富集区部署先导试验井组，单井平均产气超过2 600 m3/d，保德区块中低阶煤层气获得重大勘探突破，在此基础上扩大试采规模，共探明保德区块煤层气储量343.54×108m3[23]。

3.3 富集“甜点”评价指标体系的确立与应用

煤层气富集区的界定，主要解决了资源的有无问题，若欲进一步解决高产的问题，需对资源可性采、煤储层可改造性等进行综合评价。综合研究低阶煤层气富集成藏及高产的主控因素，在统计试采动态规律基础上，建立了低阶煤层气富集“甜点”评价指标体系，包括3 类主控因素11 项指标[30-41]。3 类主控因素为资源条件、保存条件和气藏条件。其中资源条件主指煤层厚度和含气性，厚度与含气量决定资源丰度，是煤层气富集的物质基础；保存条件主要指顶底板封盖性、构造特征和水动力条件；气藏条件主要指煤体结构、渗透率、地应力、煤层埋深、地层压力、临界解吸压力、甲烷吸附饱和度等。煤体结构影响储集层可改造性，原生结构煤层以开放孔为主，连通性好，储集层易于压裂改造，形成高产；碎裂结构煤层以半封闭孔隙为主，连通性差，储集层压裂改造困难。渗透率是影响煤层气可采性及气井产量的关键因素；煤层埋深和地应力通过影响渗透率从而影响可采性，在埋深500～1 200 m 的宽缓斜坡和鼻隆构造为低应力区，渗透率高，可采条件好，易于形成高产。埋藏1 200 m 以深的北部局部构造陡带沟槽区及南部断裂带，为应力复杂区，渗透率低，压裂改造效果差。地层压力和等温吸附性质（临界解吸压力和吸附饱和度）影响产能和稳产效果。当煤层压力系数为0.75～1.10 MPa，处于常压或超压状态时，能量充足，气井产能高；压力系数小于0.75 MPa，地层处于欠压状态，能量不足，气井稳产期短。临界解吸压力高于5.00 MPa，吸附饱和度大于85%，易于充分降压解吸；临界解吸压力低于2.00 MPa，吸附饱和度低于65%，降压解吸困难。

应用该指标体系，指导优选出Ⅰ类有利区面积160 km2，Ⅱ类有利区面积140 km2，在Ⅰ类有利区开展规模产能建设，在Ⅱ类有利区及周边开展滚动评价，建成年产气量5×108m3的保德区块低阶煤层气田，实现高效勘探开发。

4 结论

（1）保德区块煤层气勘探主要经历4 个阶段。对外合作勘探评价阶段（2000—2009 年）采用水平井型单层试采，评价煤层含气性及产能潜力；煤层气井组试采评价阶段（2010年），探索丛式井组2套煤层合层排采技术；勘探开发一体化先导试验阶段（2011 年），开展主力层系、井网井距及配套钻井、压裂、排采工程技术研究，探明低阶煤层气储量；规模开发及滚动扩边评价阶段（2012—2020 年），开展Ⅰ类有利区规模建产、Ⅱ类有利区扩边评价，建成日产气150×104m3的低阶煤层气田。

（2）提出低阶煤层气“热成因气为主、生物成因气补充”的“多源共生”成藏理论，明确保德区块低阶煤层气有利勘探区带，优选水动力弱径流区、煤层埋藏500～1 200 m、镜质体反射率相对较高地区，寻找单斜缓坡、正向构造高点及高含气区，部署丛式井组合层试采取得良好产气效果，初步证实低阶煤层气勘探潜力。

（3）深化研究低阶煤层气生成、保存、富集与高产的主控因素，提出保德区块“水动力控气、单斜缓坡成藏”模式，综合考虑资源可采性、储集层可改造性等11项影响富集与高产的指标，建立了低阶煤层气富集“甜点”评价指标体系，优选Ⅰ类有利区面积160 km2，Ⅱ类有利区面积140 km2。探明低阶煤层气储量343.54×108m3，建成产能5×108m3，实现了保德区块低阶煤层气的高效勘探与开发。