深部煤层游离气形成机理及资源意义

何发岐 ，董昭雄 ，赵兰 ，马超 ，范明 ，王小彩

（1.中国石化华北油气分公司，河南 郑州 450006；2.中国石化华北油气分公司勘探开发研究院，河南 郑州 450006；3.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214126；4.中国石化中原油田分公司天然气产销厂，河南 濮阳 457001）

0 引言

煤层气方面的研究通常强调吸附能力和顶板致密性分析，却很少对游离气的富集规律、盖层和遮挡层的封堵能力进行定量评价［1-6］。实践证明，煤层气勘探开发效果好的地区，一般具有较高的原地游离气量［7-9］。McLaughlin等［10-11］发现，洛基山地区地层水滞留、游离气保存条件好的煤层气藏具有能量高、见气时间短、累积产气量高和产水量低等特点，且普遍存在同地区埋藏越深、游离气量越高的现象。我国残留含煤盆地叠合面积高达249×104km2。最近一次全国油气资源评价只在41×104km2的地区落实了2 000 m以浅的煤层气资源量，2 000 m以深还未开展过煤层气资源评价［12-13］。因此，在煤层游离气保存条件好的深部地区，寻找勘探开发目标具有重要的战略意义。

煤岩存储游离甲烷的条件较吸附甲烷更苛刻，须在吸附饱和且保存条件好的情况下才能实现，但原地游离气对产能有积极贡献作用［14］。 大量研究［15-16］表明：浅层褐煤游离气量高，且产能贡献大，而中高阶煤中游离气量较低。深部煤层游离和吸附甲烷形成机理，以及游离气成藏条件等方面的研究基本处于空白。

本文以鄂尔多斯盆地大牛地气田埋深接近3 000 m的上古生界太原组8#煤为研究对象，重点分析深部煤层的含气特征及甲烷赋存相态。通过煤岩及顶底板岩石的物性、压汞、N2和CO2吸附/脱附等实验，了解深部煤层储-盖组合的孔隙结构特征；结合研究区煤层的埋藏历史，分析游离气的成因，从气藏特征分析与成本控制等方面讨论了该类煤层气藏的勘探开发潜力，以期开辟煤系致密砂岩气的资源接替新阵地。

1 地质特征

鄂尔多斯盆地晚古生代沉积了大量的煤，厚度10 m以上的煤层分布面积大于8×104km2（见图1）。大牛地气田8#煤尤为发育，埋深为2 500～ 3 000 m，单层最厚达17 m，平均10.56 m。煤岩有机质含量高，有机碳质量分数（TOC）平均为72%，其中镜质组质量分数高达85%；有机质处于较高热演化阶段，镜质组反射率（Ro）为1.4%～ 1.7%。岩心显示煤体结构较完整，宏观类型为半亮煤—光亮煤，裂缝和孔隙发育，不仅是优质烃源岩，亦是较好的储层。根据煤炭资源量、煤岩性质，以及生气强度（平均为 40×108m3/km2）［17-19］等条件综合分析认为，深部煤层气具较好的勘探开发潜力。

图1 鄂尔多斯盆地上古生界石炭-二叠系煤层分布

2 深部煤层游离气的发现

2.1 岩心含气量检测结果

在大牛地气田3口井8#煤岩心中选取29个煤岩样作为实验样品。参照GB/T 19559—2004《煤层气含量测定方法》，利用中国石化勘探开发研究院无锡研究所结合“排水集气法与PVT定容法”研制的WXC-Ⅱ解吸仪进行含气量检测。实测含气量平均20.27 m3/t（见表1），最高为32.96 m3/t，普遍具有较好的含气性。

表1 煤层含游离气量及饱和度计算过程统计

2.2 含游离气量及饱和度计算

利用德国RUBOTHERM高压质量法吸附仪，通过模拟地层温度对煤样的吸附能力进行测量。根据Langmuir公式计算煤层气理论最大吸附量，地层压力系数取1。结果显示，实测含气量均大于理论最大吸附量，据此认为煤层中存在游离气，二者差值即为单位质量煤岩中含游离气量。

在默认煤层吸附含气饱和度为100%条件下，利用比表面积与甲烷分子直径的乘积表示吸附甲烷所占的孔隙体积，孔隙体积计算结果占总孔隙体积的5%～ 12%，为计算方便，统一取值10%，其孔隙度用φA表示；剩余孔隙体积为游离气存储空间，其孔隙度为φF=φ-φA。通过煤岩密度将VF换算为VFT，然后，根据理想气体状态平衡方程（见式（2））计算单位体积煤岩中游离气的理论最大含气量，二者比值即为游离气含气饱和度。

式中：T0，T分别为地表、地下温度，℃；p0为地表压力，取值0.1 MPa；Zi为原始天然气偏差系数，取值0.931。

根据3口井煤岩含气量数据计算结果（见表1）认为，大牛地气田太原组8#煤在较深埋藏条件下，煤岩微孔吸附甲烷普遍都达到了饱和状态后，裂隙中还存在大量游离甲烷，且达到较高饱和状态（29个样品分别所处煤层井段的厚度加权，游离气饱和度平均为87.70%），表明深部煤层有优于传统煤层的保存条件。

3 游离气的形成机理

3.1 煤系孔隙特征与煤岩圈闭条件

游离气的聚集往往离不开圈闭的封盖作用。一方面煤层中的游离气因浮力作用向上部地层中逸散；另一方面因分子热运动，煤岩表面吸附甲烷与孔隙中水溶甲烷相互交换，部分水溶甲烷转化为游离气后通过浮力逸散降低煤岩的吸附甲烷饱和度。因此，圈闭条件对游离和吸附两相甲烷的保存均有控制作用。

对8#煤及围岩的45个样品进行了物性分析，以及压汞、N2和CO2吸附/脱附联合实验，利用实验数据分别表征样品中50.00 nm以上、1.50～ 50.00 nm和0.35～ 1.50 nm的孔隙。结果表明：在煤系地层3种主要岩性中，煤岩物性最好，碳质泥岩次之，泥岩最差；煤岩喉道半径最大，碳质泥岩次之，泥岩最小；泥岩突破压力、排驱中值压力最大，碳质泥岩次之，煤岩最小（见图2）。

图2 煤系不同岩性物性和孔隙结构特征柱状图

根据实验结果可知，煤系地层非均质性较强。宏观上，表现为煤岩、碳质泥岩和泥岩3类岩石呈透镜体状互相叠置且物性差异较大，其中煤岩最好，泥岩最差；微观上，表现为岩石喉道半径和排驱压力的差异较大，其中煤岩和泥岩差异最大，为数量级差异。综合分析认为，煤岩作为游离气储层时，泥岩和碳质泥岩均可作为煤岩的盖层和侧向遮挡层，故煤系地层中形成了能够存储游离气的（煤）岩性圈闭地质条件。

3.2 机理分析

在圈闭条件认识基础上，根据扫描电镜和微米CT扫描观察到的特征，将主要分布在100 nm以下的孔隙（包括割理）统称微孔，100 nm以上的裂缝和孔隙统称裂隙。以此为模型，结合地层埋藏史和生烃史（见图3），默认在煤岩生气阶段裂隙中产生的压力超过泥岩毛细管压力的情况下，以晚白垩世早期煤岩生烃截止时间为界，分2个阶段对煤层中压力和气-水两相的状态变化分析游离气的成因。

图3 大牛地气田上古生界煤层埋藏史与生烃史

3.2.1 煤岩生气开始至截止阶段

煤岩生气之前，所有孔隙均富含地层水（见图4a）。随着地层埋深的不断加大，温度逐渐升高，开始生成的气体主要以吸附态留存在煤岩表面，少量溶解于水中。当生气量大于煤岩吸附和水溶甲烷均达到饱和后，微孔内压力升高开始向裂隙中排气。煤为疏水岩石，水从微孔流经喉道时，毛细管压力为阻力。当微孔（VB1）内生气产生的压力（p1）远大于毛细管阻力时，气和水不断被快速排出至裂隙（VC），并使其压力逐渐升高；当微孔（VB2）内生气产生的压力（p2）不足以使水克服毛细管压力流出时，气体不断被缓慢排出至裂隙，并使其压力逐渐升高，而水则在微孔内形成孤立水 （见图4b），微孔中的压力略等于地层压力。

图4 煤岩生气开始至截止之间煤层中气-水赋存状态示意

随着裂隙中压力升高，气体在浮力作用下达到煤岩和泥岩交界面时，由于泥岩为亲水岩石且喉道半径小，毛细管压力（pC0）为气体流动的阻力。此时的气体因自身浮力不足以克服毛细管阻力而开始聚集在裂隙中；随着聚集的气量增加，地层压力不断升高，水被不断排出。当裂隙中的水刚好被完全排出时，地层压力等于静水压力（pw）。由于生气作用仍在持续，裂隙中的压力将持续增加。当地层超压（pover）刚好大于泥岩毛细管压力时（此时地层压力为pw+pover），气体开始通过泥岩孔隙向外逸散，直到煤岩生气截止停止逸散。

最终，煤岩裂隙中除表面少量吸附甲烷外全部充满游离气。微孔中吸附甲烷均达到饱和状态；VB1中绝大部分为游离气外，还有少量未排出的地层水，VB2中主要为孤立状的地层水及溶解其中的少量气体。

3.2.2 煤岩生气截止至今

晚白垩世早期开始，地层抬升、温度降低导致煤岩生烃终止和吸附能力增强，此时部分游离气逐渐向煤岩孔隙表面聚集变为吸附甲烷。地层抬升后再无较大规模埋藏过程，故认为地层由历史最大埋深4 500 m突然迅速抬升至现今埋深2 900 m，温度由140℃迅速降至90℃，泥岩毛细管压力采用实验测得的平均中值排驱压力（20.38 MPa），重力加速度取 9.8 m/s2，地层抬升过程中孔隙体积的变化可忽略不计。以此条件分析地层压力和气体相态的转化。

在不考虑裂隙中温度降低引起的吸附甲烷增量情况下，根据气体状态平衡方程可知：该过程裂隙中的地层压力迅速降低7.81 MPa，至56.67 MPa；地层压力减去该深度（2 900 m）静水压力（28.42 MPa）后的地层超压（28.25 MPa）大于泥岩毛细管压力（20.38 MPa），较地层抬升前增大7.87 MPa。VB1中由于吸附量所占比例大而不能忽略，故其压力须小于裂隙中的压力；VB2不同于VB1和裂隙，微孔表面吸附量主要受控于水中气体的溶解度，而微孔内水的体积受温度影响较小，故VB2受影响较小，仍然保持原来的平衡。根据以上分析认为，在地层压力平衡过程中：1）刚开始时，裂隙中的游离气因压力增加主要流入VB1或向上部地层逸散。2）当裂隙中的地层超压小于泥岩毛细管压力时，若仍大于VB1中压力，裂隙中的游离气停止向上外逸，仍流入微孔，直到等于VB1中压力时，所有流动停止（见图5a）。3）当裂隙中的压力等于静水压力时，若仍大于VB1中压力时，裂隙中的游离气继续流入微孔，同时上部地层中水流入裂隙补充压力损失；直到等于VB1中压力时，流动停止（见图5b）。

图5 地层抬升后煤层中的气-水赋存状态示意

在现今地层温度和压力条件下，煤层圈闭中保存着相当含量的游离气。当地层压力大于静水压力时，煤岩中吸附甲烷达到饱和状态，除微孔中部分空间含有第1阶段未排出的孤立水和少量分散的地层水外，其余空间均为游离气；当地层压力等于静水压力时，煤岩中吸附甲烷仍处于饱和状态，微孔和裂隙中含水饱和度增加的同时游离气的饱和度相应地降低，降低程度决定于第1阶段末期到现今地层温度和压力变化导致煤岩吸附量升高的大小。

4 煤层游离气资源意义

4.1 深部煤层气经济开发与成本控制

4.1.1 储层改造是增产关键

深部煤层气资源丰度较煤系致密砂岩（3.52×108m3/km2）高。煤层物性虽比泥（页）岩和粉（细）砂岩好，但还较传统致密砂岩的物性（孔隙度7.2%，渗透率0.50×10-3μm2）略差，开采难度和成本势必增加。 一方面，物性差的特点决定了自然投产的可能性较小，需要进行储层改造；另一方面，煤岩较致密砂岩弹性模量低、泊松比大的性质决定了储层改造难度较大。因此，选择有针对性的技术进行储层改造将是该类资源有效动用的关键。

美国埃克森石油公司于1982年在皮申斯盆地埋深约2 500 m的煤层中通过压裂试气已获得了2.82×104m3/d的无阻流量，说明深部煤层具备可改造性。煤系地层中煤岩、细/粉砂岩、泥质粉砂岩和石灰岩等可改造性强的岩石呈交互叠置状分布，针对该特征形成了“沿煤层顶板钻进的水平井定向射孔技术和松软低渗透煤层水平井分段压裂新工艺”的浅层煤层气增产新技术，既解决了煤层中水平井建井难的问题，又解决了煤层裂缝延伸的技术难题。因此，结合煤系岩石组合结构特征进行储层改造可提高深部煤层气产量。

4.1.2 效益开发的成本控制条件

产能和成本是决定开发效益的主控因素，两者关系优化是开发的永恒主题。通过游离气的赋存状态、地层的封闭性，以及研究区地下/地面设施等综合分析，认为深部煤层气具备效益开发的有利条件。

1）排采机理具有优势。煤岩裂隙和部分微孔中的游离气产出后可以释放较大的压力，使煤层气开发中最难的排“水”降压转化为排“气”降压。同时，微孔中吸附甲烷因压力降低持续解吸形成游离气，煤层气开采难度可大幅降低。

2）地质条件可提高效率。深部相对封闭条件下煤层与外界地层水连通性相对较差，煤层气开发时可以减少无效排水量。游离气的流动本身具备一定的排液能力，辅以活性剂或泡沫助排等手段可有效地将含量较低的地层水从煤层中快速排出。

3）地面配套可降低成本。深部煤层气资源丰富的地区，一般都有大量致密砂岩气井可利用，地面采气和输气配套设施也都比较齐备。因此，合理利用这些地下和地面设施可以较大幅度地降低成本，减小煤层气产能压力。

综上所述，一方面，深部原地游离和吸附甲烷共存，较常规吸附为主的煤层气有一定的开发优势，但这些优势带来的产量增幅是否能够弥补成本增加还需要进一步明确；另一方面，成本的增加也是相对的，合理优化方案并选择相对经济适用的技术组合可有效降低开采成本，实现深部煤层气效益开发。

4.2 资源丰富的深部煤层气新领域

我国深部（埋深2 000 m以上）煤炭资源丰富。以大牛地气田石炭-二叠系深部煤层为例，平均煤层厚度为22 m，按煤岩密度1.5 g/cm3计算，煤炭资源丰度高达3 300×104t/km2。本次含气量检测的3口井样品分别代表了鄂尔多斯盆地不同含气量的煤岩类型，煤层含气量最高达32.96 m3/t，平均20.27 m3/t。通过煤层厚度、密度与含气量加权平均值计算煤层气资源丰度高达5.74×108m3/km2。

鄂尔多斯盆地的煤炭资源主要受沉积范围控制，2 000 m以浅的煤炭资源约为2×1012t，其中石炭-二叠系约为0.3×1012t。结合沉积相分布特征估算石炭-二叠系深部（2 000 m以深）煤炭资源量至少为0.6×1012t，煤层气资源量接近12×1012m3，规模巨大的深部煤层气资源是一个值得探索的勘探开发新领域。

5 结论

1）大牛地气田深部中煤阶煤层保存了平均5.23%的孔隙度，在煤系非均质地层中的（煤）岩性圈闭中形成了吸附和游离两相高饱和度的煤层气藏。

2）煤岩生气截止时，在毛细管压力作用下煤岩中的水基本被排出，形成了地层超压等于毛细管压力的高压气藏。生气截止至今，温度降低导致煤岩吸附能力增加，从而使部分游离气转化为吸附甲烷，导致了煤储层压力降低；现今，煤层中游离气和水的饱和度主要受控于盖层毛细管压力和地层抬升后煤岩增加的吸附量大小。

3）深部煤层气资源丰富，游离气含量较高的情况下较常规煤层气有一定的开采优势。合理利用煤系致密砂岩气的地下和地面设施，以及经济适用的技术组合，深部煤层气将成为一个具有经济价值的天然气勘探开发新领域。