四川煤层气开发模式研究

尹中山，邓 轲，刘 虎，邱居德

(1.四川省地质调查研究院，四川成都 610072；2.华荣公司宜宾新能源分公司，四川宜宾 644500；3.四川省科源工程技术测试中心，四川成都 610072)

四川盆地赋存有石油、气(天然气、页岩气、煤层气)、煤、盐卤等矿产资源。川南煤田的芙蓉、筠连、古叙三大矿区(以下简称研究区)为四川晚二叠世高阶煤、煤层气的富集区。国内沁水煤层气气田、鄂尔多斯东缘煤层气开发基地之后的又一个煤层气产业持续发展的战略接替区[1]。近年来，研究区内煤层气勘探开发在古蔺大村、筠连沐爱、高县大桥屡获突破[2-3]；尤其是浙江油田在筠连沐爱区块成功实现了煤层气的商业化开采，建成了3×108m3产能[4-5]。

1 地质概况

研究区处于叙永-筠连叠加褶皱带，为背、向斜叠加构造，构造应力集中带煤岩挤压变形强烈(图1)。研究区经过多期构造运动，构造复杂，其中印支构造运动造成煤层埋深最大，自西向东埋深加大，3 000～5 050m，此阶段生成了大量的煤层气；后经过燕山、喜马拉雅运动，盆地处于抬升剥蚀状态，煤层气保存条件遭到破坏，在煤系地层残留地区，煤层盖层条件好，以泥岩为主．使煤层气得到富集[2，6-7]。筠连、芙蓉矿区背向斜总体相对宽缓，构造变形强度较小。

1)煤层气资源。分布具有地区和层位集中的特点，煤层气资源总量6 715×108m3，晚二叠世高阶煤芙蓉、筠连和古叙矿区埋深2 000m以浅煤层气资源量合计为4 451×108m3，占四川省的70%。2016年，筠连沐爱区块提交四川第一个煤层气探明储量93.84×108m3，占总资源量的2%[2，8](图1)。

图1 研究区勘探开发现状Figure 1 Current situation of exploration and development in working area

2)井下瓦斯抽采。从20世纪50年代至今，基本掌握了适合四川煤层赋存特点的多种井下瓦斯抽采方法，是全国瓦斯地质和瓦斯灾害防治工作开展得较好的地区之一[9]。2021年四川瓦斯抽采量4.2×108m3，利用量3.26×108m3，其中发电2.51×108m3，民用0.75×108m3。

3)地面煤层气勘探开发。四川三大矿区煤层气开发良莠不齐。筠连矿区：开展了综合评价研究和产能建设。中石油浙江油田2010年在昭104页岩气井施工中发现了有开发价值的上二叠统乐平组煤层气藏。YSL1等一批煤层气井获工业气流，日产气1 000～3 500m3/d。区内共部署地质评价井40余口及二/三维地震[4-5]，并优选沐爱区块作为煤层气建产区，完成煤层气生产井450余口，实施3×108m3产能建设。2021年，该区块年产气约1.25×108m3，实现了商业化开发古叙矿区。煤层气勘探试验起步早，进展缓慢。煤层气勘探开发工作始于2003年，四川省煤田地质局在石屏—大村地区施工了两口煤层气参数井；2007—2010年，施工了DCMT-3等3口先导性试验井，测试单井产气量650～1 858m3/d，率先在南方高煤阶煤层气取得重大突破[2]；“十二五”以来，古叙矿区加大煤层气勘探试验力度，先后在大村、河坝、石宝等井田完成煤层气参数井、生产试验井约20口[8]，在大村探索了定向井(丛3-2井)，获得稳定工业气流。

芙蓉矿区。工程少，单井显示潜力巨大。西南油气田在芙蓉矿区东部(宁210井)；中国地质调查局在矿区西翼高县地区施工调查井三口，其中川高参1、2井高产工业气流，最高日产气量8 307m3；白皎煤矿、芙蓉煤矿施工的4口井见气良好。

4)煤层气利用现状。井下瓦斯、地面煤层气的成分均为CH4，存在浓度差异，分别为15%～30%、90%以上，其用途大致相似。地面煤层气主要通过输入西南输气管网、地方城市燃气、地方LNG液化工厂等方式进行销售利用。

研究区煤层层数多、厚度薄、距离近、变质程度高、含气量高(平均含气量大于15 m3/t)，煤储层原始渗透率普遍偏低(集中分布于0.001～0.10mD)[10-12]。

芙蓉、筠连矿区煤体结构类型以原生结构煤层为主，主力煤层割理密度6～18条/5cm，储层压力系数0.72～1.34，临界解吸压力2.90～7.40MPa，临储比0.5～1.0[4]；古叙矿区煤体结构类型以碎裂、碎粒结构煤层为主，主力煤层割理密度4～8条/5cm，储层压力系数0.65～1.29，临界解吸压力2.10～3.50MPa，临储比0.28～0.57(表1)。

表1 三大矿区煤储层主要参数Table 1 Main parameters of coal reservoirs in three mining areas

以煤层为中心，根据顶底板的岩性特征，可以划分出三种组合形式：Ⅰ类以泥岩(炭质泥岩)与煤层互层；Ⅱ类以泥岩、炭质泥岩为顶底板，中部夹多套煤层、煤层之间以泥质粉砂岩为主，底板为泥岩与砂岩互层；Ⅲ类以砂岩与煤层互层，顶底板以粉砂岩为主，泥岩较少[19](图2)。以Ⅰ、Ⅱ类组合类型居多，顶底板泥页岩矿物成分中黏土矿物含量较高，尤其是古叙矿区，黏土矿物占比±60%，成分以高岭石、伊利石为主。

图2 龙潭组—宣威组煤系气组合模式Figure 2 Coal-bearing gas combination model of Longtan Formation and Xuanwei Formation

煤岩样扫描电镜观察结果显示，主力煤层裂隙较为发育，宽度为几微米至数十微米，大部分裂隙被黏土矿物等充填。通过低温液氮吸附测试，研究区煤样BJH平均孔直径1.82～22.37nm，以小孔和微孔为主、辅以部分充填的裂隙(图3)。

2 面临的问题和挑战

筠连沐爱3×108m3产能建设、高县大桥高产气井的出现、邻区贵州、重庆煤层气井产量超过1 500m3/d的成功预示中国南方构造复杂地区高煤阶煤层气产业方兴未艾[10-12]。也要认识到，研究区煤层气勘探开发工作主要集中在筠连矿区沐爱区块、古叙矿区大村区块、芙蓉矿区珙县—高县白皎一带，虽然取得点上突破，局部实现商业化开采，但对于四川二叠系高阶煤层气资源控制性工程不足、开发方式过于单一等，难实现四川煤层气开发的总体定位。

a.古叙矿区C25煤层宽2μm裂隙

b.古叙矿区C17煤层宽10μm裂隙

c.筠连YL1井620.06mC7 10 000×相交的构造裂隙

d.芙蓉CGD1井C6+7煤层丝质体胞腔结构，局部被方解石充填图3 不同煤层扫描电镜照片Figure 3 Scanning electron microscope photographs of different coal seams

1)整体勘探开发程度较低，资源探明率低。

2)煤储层低孔、低渗、非均质性强，工程控制少，规律难把握。

3)储层改造“清水+砂”方式单一，产气效果差异大、稳产时间短，改造模式不具复制性。

4)煤矿井下瓦斯抽采和煤层气地面抽采协调发展探索起步晚，模式尚未建立。

3 研究思路

从煤层结构、煤岩类型、煤体结构、宏观煤岩及显微特征等五个角度深化煤储层特征研究。基础研究从定性到定量、从宏观尺度到微观尺度、由常规瓦斯向非常规煤层/系气转变，依据“一票否决+多层次模糊评价+多层空间叠加”的方式优选出适合煤层气开发有利靶区。

针对研究区“薄、陡、密、多、大”煤储层特征，钻井井型、开发模式和增产措施中对诸如压裂液优选、压裂工艺等方面进行探讨。

4 开发模式研究

四川煤层气勘探开发起步早，进展缓慢，规划目标未能实现，结合前述问题，开展煤层气规模化(“工厂化”)开发是产业结构调整、降本增效、建设“千亿方”天然气(页岩气)能源资源基地、保障煤矿安全的必然选择和客观要求。“工厂化”作业还是实现煤层气立体、低成本开发的一个现实而有效的方式。

4.1 有利区优选评价体系建立

在四川煤层气开发有利区优选工作中，根据专家调查法、聚类分析法等统计数据显示，应按照“一票否决+多层次模糊评价+多层空间叠加”的方式确定有利开发区[13]，其中多层次模糊评价中赋值的顺序参照“电阻率>电位>声波>总液量>密度”等为序。

目前开发成果及煤层气资源量起算标准，针对高阶无烟煤，含气量起算下限为8m3/t，单煤层综合评价之前首先对含气量小于8m3/t和碎粒/糜棱煤结构区进行一票否决。

由于研究区煤层多，各煤层参数有差异，以各煤层为评价单元，应用前述方法，根据所取得的综合评价系数值及分区等级，按其大小和分类，则可得出单煤层勘探开发条件差异及类型。

川南筠连、芙蓉矿区背向斜相对宽缓，构造变形强度小，煤系为陆相/海陆过渡相沉积，煤层集中度高，煤层灰分高，煤体结构相对完整，割理、裂隙发育，煤层与围岩关系简单，可改造性强，单井试验产气量 400～3 500m3/d。古叙矿区背向斜相对紧闭，构造变形强度稍强，煤系为海陆过渡相沉积，煤层灰分低，煤体结构相对破碎，煤层与围岩关系较复杂，可改造性稍弱，单井试验产气量200～2 000m3/d。古叙矿区煤层层数多，含煤系数高，煤层相对集中，含气量高，累加煤层气资源丰度高，可充分利用煤系气组合优势、水平井开发双煤层实现单井产量提升和长期稳产。

单煤层综合评价分区、区块各煤层综合叠加分区，可作为煤层气勘探开发部署及选层的依据，以大村为例(图4)。

图4 大村有利区优选示意图Figure 4 Schematic diagram of optimum selection of advantageous areas in Dacun

4.2 井型优选

(1)井型选择

这不仅仅是钻探工程问题，是与产能目标建设、储层产气潜力、结合煤矿区瓦斯抽放速度要求及经济效益评价密切相关的综合考虑结果。

根据渗透率、厚度、原始地层压力、含水量等参数，将煤层气储层分为Ⅰ类储层 (好储层)、Ⅱ类储层(中等储层)、Ⅲ类储层(差储层)[20-23]。

根据各种钻井井型所适应的地形条件、占地面积、地质条件技术工艺水平等19项比较，结合当前国内煤层气开发现状和实用情况，分析总结丛式井组、L形或勺形水平井等4类井型的适应条件，并得出现有技术背景下，研究区选用含直井的丛式井组、单直井或水平井型综合开发煤层气(表2)。

1)直井。技术成熟，工艺简单，设备国产化，投资成本低，产量普遍较低。

2)丛式井。节约土地资源、征地与钻前费用低、减少气井管理成本及地面重复建设费、利于集输；井眼轨迹的控制难度较大、丛式井组集中投产时间晚等不利因素。

3)水平井。包括L形或勺形水平井与多分支水平井，适用于煤层厚度大、高含气量、低渗透、高强度的高煤阶煤层气藏。该井型增大了煤层的解吸面积，单井产量高，占地面积小，降低征地费用，同时保护环境；建井成本高，开发风险较大，经济效益预测仍较困难。近几年，煤层气开发中逐步推广水平井钻井、分段压裂技术，产气量有较大的提升，丛式井与水平井的运用前景看好。

表2 井型综合条件对比

续表

(2)优选结果

丛式井组的布井方式(正方形、矩形井网)、水平井的方向选择(与地层夹角)，均需考虑地层倾角的变化、最大主应力等实际情况。

对比川南芙蓉、古叙、筠连地区储层特征，采用四/九井组丛式井为主，辅以必要的水平井的钻完井方案，较充分地开发煤层气资源，提高EUR。

4.3 煤炭与煤层气有机协调的井上下联合抽采开发模式

煤层气与煤炭协调开发及评价是复杂的系统工程，也是煤矿区煤层气与煤炭协调开发科学规划与发展的关键。煤矿区煤层气与煤炭协调开发模式研究采用层级划分法以地面井开发和煤层群开发为分类条件，将开发模式化归为3类：基于单一煤层开采的“晋城模式”；煤层群开采和强突出特点的“两淮模式”；煤层群开采和地表特征不宜地面井开发的“松藻模式”[21-22](表3)。

井上、井下联合开采煤层气主要适用于因瓦斯涌出量大、渗透率低，单一抽采模式抽采时间长、效率低，抽、掘、采衔接紧张的生产矿井，可达到保障煤矿安全生产、综合开发资源、保护大气环境之目的。该模式为煤层气地面开发模式与井下瓦斯抽采模式的有效组合，在山西晋煤集团得到广泛应用[22]。研究区内现采矿井(如筠连矿区鲁班山、古叙矿区石屏等矿)建立了完善的井下瓦斯抽采系统，现采区应加大井下瓦斯抽采力度，将矿井瓦斯含量降低直至接近8m3/t的建矿瓦斯安全范围。煤矿远景区和后备区优先进行地面煤层气开发，真正使煤矿安全生产与清洁能源开发利用有机结合起来。也可为煤矿生产赢得时间和空间，实现煤矿采掘的有效衔接和有序递进。

表3 煤矿井上下煤层气联合抽采模式对比

综上，考虑到不同区域煤层气地质、地形条件差异的特点，原则上筠连矿区内矿井应实施地面抽采为主、井下抽采为辅的井上下联合抽采的模式，古叙矿区内矿井则采用井下抽采为主，地面抽采为辅的井上下联合抽采的模式。根据有关法规及国家安监部门要求，实现“先抽后建”的原则，务必对能不能进行地面抽采需进行专家论证、评价。

4.4 关闭矿井/采空区煤层气抽采模式

四川煤炭行业已确立“减量开发、减量替代、减量排放和绿色开采”的战略方向，淘汰关闭部分煤矿已成定局。对于关闭前瓦斯灾害严重、开采历史悠久、大规模高强度开采的国有重点煤矿，大面积采空区大量可以开发利用瓦斯(煤层气)封存地下，如研究区内芙蓉煤矿、白皎煤矿、鲁班山南矿等。关闭矿井采空区煤层气抽采是对残余煤矿瓦斯进行二次开采的过程，与原始煤层气开发技术不同。因煤矿工作面回采以后，采空区上覆岩层中产生大量裂隙，聚积了大量煤层气，仅需将地面钻井钻至上覆岩层裂隙带内(目标煤层上方有效范围内)，下套管(含筛管)固井完井，地表通过负压抽采把煤层气抽出地面进行利用[22]。

4.5 增产改造的压裂液体系优选是关键

主要针对煤储层低渗透、高黏土矿物含量、煤层含水低等不利增产改造因素，应研制一套可以复制、大面积推广的共性技术体系，解决单井产量低、稳产时间短等问题。

因煤层中80%以上的甲烷分子以吸附状态保存在煤的基质孔隙内表面，少量呈游离态保存于煤岩割理和其它裂隙中，煤层气的产出必须经过解吸→扩散→渗流过程。实践认为，影响煤层压裂效果及提高单井产量的关键因素是储层的泄气面积和储层中煤层气向井筒解吸→扩散→渗流的速度，单井产量受控于该过程的每一步，尤其是解吸和扩散速度[16-20]。

基于煤层气生产机理与研究区地质特征，对压裂改造方式再优化：一是压裂改造不仅依靠水力大规模改造提高渗流能力，还应该考虑如何提高解吸速度和扩散速度，即解决甲烷分子如何从微纳米尺度孔吼中连续不断解吸出来，选择一种小分子量易进入微纳米孔隙中，以释放大量纳米孔隙中的甲烷气体；二是压裂改造的液体应考虑溶解、溶蚀煤层裂隙、孔缝中的黏土等矿物组分，以降低甲烷分子解吸阻力。

综上，新型清洁压裂液体系选择以沟通扩大纳米级孔缝为前提，相互连通原生孔缝为基础的复杂网络裂缝体系，实现对液体波及区裂缝的物理+化学改造，预期将大大提高无烟煤区的煤层气井产量。

增大泄气面积的特殊井型如L形水平井多级分段压裂的工艺仍需继续探索。

5 结论

1)四川高阶煤矿区煤层气勘探开发取得了较大进展和突破，证实了四川具有坚实的煤层气资源基础，前景可期。

2)古叙矿区开展的“一票否决+多层次模糊评价+多层空间叠加”的有利区优选模式值得推广。

3)井型选用丛式井组或少量单直井为研究区主体成井方式。

4)按照“地面煤层气开发模式、煤炭与煤层气有机协调的井上下联合抽采模式及关闭矿井/采空区煤层气抽采”三种可复制的煤层气开发模式，以保障四川煤层气总体规划目标落地。

5)筠连沐爱、芙蓉高县开展的大排量、大砂量、中砂比的“清水+砂”方式储层改造需要在“气藏丰度、地层压力、储层物性明显占优，稳定的宽缓构造、煤层气藏未被破坏的资源富集区”使用。还需不断总结和跟踪产气效果。新型压裂液的适应性研究是解决南方高煤阶构造复杂区煤层气开发的基本策略。