摘要：目前，國外煤層氣開發主要以中低煤階為主，而我國則以中高煤階為主；不同煤階具有不同的煤層氣地質特點與選區評價標準。為此，通過對國內外重點煤層氣盆地的煤層氣評價參數對比研究，提出了不同煤階的煤層氣選區評價參數，包括：煤層氣資源規模及豐度、煤層厚度、煤層含氣量、煤層氣吸附飽和度、煤層原始滲透率、有效地應力、地解比、構造發育狀況及水文地質條件。在此基礎上，通過對重點煤層氣區的類比分析，初步建立了我國煤層氣選區評價標準，并優選出煤層氣有利富集區16個：其中Ⅰ類最有利富集區6個，包括沁水盆地南部、阜新盆地劉家區塊、鄂爾多斯盆地東部、寧武盆地南部、準噶爾盆地東南部、二連盆地霍林河地區；Ⅱ類有利富集區4個，包括沁水盆地北部、鄂爾多斯盆地烏審旗地區、黔西盤關地區、川南古藺-敘永地區；Ⅲ類較有利富集區6個。

關鍵詞：煤層氣；煤階；評價；參數；選區；標準；應用；富集區

   我國煤層氣經過20年的發展，初步形成了沁水、阜新、韓城等煤層氣產區。根據對國外煤層氣目標評價標準和參數以及我國重點地區煤層氣高產富集基本條件的研究，初步確定我國煤層氣高產富集主控因素包括資源因素、儲層因素及保存條件3個方面共18個主要地質參數：煤層厚度、含氣量、資源豐度、資源量、儲層蘭氏體積、蘭氏壓力、地解比、灰分含量、煤層演化程度、吸附飽和度、煤層原始滲透率、煤儲層壓力、有效地應力、煤層割理、裂隙發育程度、煤層含氣面積、蓋層砂泥比、構造條件及水文地質條件。經優選，其中的煤層氣資源規模及豐度、煤層厚度、煤層含氣量、煤層氣吸附飽和度、煤層原始滲透率、有效地應力、地解比、構造發育狀況及水文地質條件為8大關鍵評價參數。

   國家標準《天然氣儲量規范》規定，常規天然氣大、中、小型氣田的資源量規模分別為大于300×10⁸m³、介于50×10⁸～300×10⁸m³和小于50×10⁸m³，考慮到煤層氣采收率低的事實，上述界限分別為大于1000×10⁸m³、介于200×10⁸～1000×10⁸m³和小于200×10⁸m³。

    與煤層氣目標資源規模相比，資源豐度的意義更為重要，一井多層或多段開發可以彌補含氣量偏低之不足，煤層累計厚度大而含氣量偏低的目標區同樣有較大的開發價值。同時，資源豐度作為唯一指標，亦可避免多重指標造成的不協調矛盾，從而可使煤層氣區帶含氣性類型的確定具有唯一性。

    煤層氣儲層與常規儲層相比，屬低孔隙度、低滲透率、低豐度儲層。儲量豐度受控于煤層厚度、含氣量及煤層密度、灰分含量等因素。具有煤層氣開發價值的地區，資源豐度應在中等以上。如美國圣胡安盆地資源豐度為1.28×10⁸m³/km²，美國黑勇士盆地資源豐度為0.38×10⁸m³/km²，我國沁水煤層氣田儲量豐度達2.44×10⁸m³/km²，阜新盆地劉家區塊煤層氣資源豐度為3.5×10⁸m³/km²，鄂爾多斯盆地東部大寧-吉縣地區煤層氣資源豐度為2.85×10⁸m³/km²，寧武盆地南部煤層氣資源豐度為2.1×10⁸m³/km²，準噶爾盆地南部昌吉地區煤層氣資源豐度為1.06×10⁸m³/km²，霍林河盆地煤層氣資源豐度為2.4×10⁸m³/km²。而目前勘探尚未獲得工業性開發的一些盆地或地區，如江西豐城、云南恩宏、東北三江-穆棱河盆地、淮南、淮北等地區，煤層氣儲量豐度均小于0.5×10⁸m³/km²。

    國內外獲商業性煤層氣的地區，煤層總厚度均大于10m，主力煤層厚度大于2m，薄煤層分布區的煤層氣一般沒有商業開采價值。美國圣胡安盆地高產區煤層平均厚15m，低煤階的粉河盆地煤層厚12～30m；我國沁水煤層氣田、鄂爾多斯盆地東部大寧-吉縣地區和寧武盆地南部煤層氣富集區煤層厚15m左右，準噶爾盆地昌吉地區、阜新盆地劉家區塊煤層厚30m左右，霍林河盆地煤層厚度超過50m。

    統計我國主要煤層氣目標區煤層厚度與煤層含氣量及單井日產量之間的關系初步得出，中高煤階煤層單層厚度大于2m、低煤階煤層厚度大于8m的情況下煤層氣開發具有較好效果。

    國內外已開發的煤層氣田高產區塊以較高含氣量為主，美國圣胡安、黑勇士盆地重點開發區，平均含氣量分別為17m³/t、16.6m³/t。我國沁水煤層氣田平均為16m³/t，最高達30m³/t；鄂爾多斯盆地東部大寧-吉縣地區煤層含氣量平均為16m³/t；寧武盆地南部煤層含氣量平均為12m³/t。而含氣量低于8m³/t的一些低含氣、高飽和地區，如美國尤因塔盆地、粉河盆地單井日產氣量也可超過4000m³。我國阜新盆地劉家區塊煤層含氣量平均為8m³/t，吸附飽和度超過85%，單井日產氣量為1300～5000m³；霍林河盆地煤層含氣量平均為5.7m³/t，吸附飽和度超過90%，單井日產氣量達到1000m³。

    統計我國煤層含氣量與單井日產量之間的關系，中高煤階單井日產氣量超過1000m³的煤層氣井煤層含氣量大于6m³/t，低煤階單井日產氣量超過1000m³的煤層氣井煤層含氣量大于3m³/t。為便于“先采氣，后采煤”并與國家已有煤礦安全生產規程銜接^[1]，初步將煤層氣有利目標區煤層含氣量界限中高煤階煤層含氣量為6m³/t以上，低煤階煤層含氣量大于3m³/t。

   吸附飽和度是實測含氣量與理論含氣量的比值。實測含氣量是煤心解吸得到的含氣量(包括解吸氣、殘余氣和損失氣)，需用繩索式密閉取心技術快速取煤心罐裝解吸實測；理論含氣量是吸附等溫線上與原始地層壓力對應的含氣量。

    目前已發現的煤層氣高產富集區塊均為高吸附飽和度，如圣胡安盆地為90%～98%，黑勇士盆地為92%～99%，低煤階的粉河盆地超過100%，沁水煤層氣田為85%～95%，阜新劉家區塊為85%～96%^[2]，大寧-吉縣地區為80%～100%，寧武盆地南部地區超過88%，昌吉地區為95%～98%，霍林河盆地超過90%。中等飽和煤層氣藏因地解壓差大而開采成本高，如鄂爾多斯盆地東部吳堡為60%～80%；低飽和煤層氣藏一般無商業開采價值，如山西沁水盆地屯留地區，吸附飽和度低于30%，臨縣-興縣地區也僅為30%～50%。

    統計我國煤層吸附飽和度與單井日產量之間的關系，單井日產氣超過1000m³的煤層氣井煤層吸附飽和度均大于60%^[3～4]；產氣效果較好的地區，煤層吸附飽和度大于80%(圖1)。因此初步將煤層氣有利目標區吸附飽和度在60%以上。

 

    煤層氣與常規天然氣顯著不同：①煤層同為源巖和產層，煤層氣吸附量與其孔隙內表面積直接相關；②煤層為低孔隙度、低滲透率儲層，其割理發育程度是影響其滲透率并控制產能的關鍵因數之一。

    煤的原始滲透率不能在實驗室鉆巖心柱測定，一般要在井筒中采用注入/壓降試井法或DST試井法測試求取。低滲透率煤層分布區的煤層氣一般無開采價值；產能高的地區，煤層原始滲透率一般為高較高。例如，圣胡安盆地高產區塊為1～50mD，屬中高滲透率；黑勇士、皮申斯盆地及沁水煤層氣田、鄂爾多斯盆地東部柳林地區一般為0.5～5mD，為較高滲透率。

日產氣1000～1500m³的較低工業性氣流區，多為中-低滲透率，如陜西吳堡地區、山西省沁水盆地東部屯留地區，滲透率為0.1～0.5mD。

    統計我國煤層滲透率與單井日產氣量特征，單井日產氣超過1000m³的煤層氣井煤層原始滲透率要大于0.1mD，單井日產氣量超過2000m³的煤層氣井煤層原始滲透率要大于0.5mD。

   有效地應力指煤層壓裂最小有效閉合應力，為煤層破裂壓力與其抗張強度之差。

   有效地應力與區域地應力場和煤層埋深有關。煤層氣多富集于低地應力區；同時，煤層有效地應力低的地區，其煤層滲透率比相同條件下的高應力區的煤層滲透率要高。煤層有效地應力愈大，其壓裂難度愈大。煤層地應力超過25MPa時，一般壓裂效果差。圣胡安盆地高產區域地應力為3～8MPa，沁水煤層氣田為7.9～9.4MPa，均屬最有利區。

   初步界定我國煤層氣有利目標區地應力應小于25MPa。

   地解比是吸附等溫線實測含氣量對應的臨界解吸壓力與原始地層壓力的比值。臨界解吸壓力一般利用初期開采井開始出氣的井底壓力加以校正，此值反映了產氣高峰期快慢和高產富集條件。臨界解吸壓力愈接近原始地層壓力，高產富集條件愈優越。

   高地解比區如美國圣胡安盆地高產區塊為0.93，黑勇士盆地為0.72～0.99；我國沁水煤層氣田為0.6～0.83，大寧-吉縣地區為0.6，寧武南部為0.5，昌吉地區為0.7，霍林河盆地為0.9。中地解比區如吳堡、大城地區為0.23～0.25，開采中產氣量低、遞減快。而低地解比區一般反映含氣量低、吸附飽和度低，不具備煤層氣開發條件，如河北唐山地區為0.04～O.15^[5～6]。

    初步界定我國煤層氣有利目標區地解比應大于0.2。

    構造因素直接或者間接控制著含煤地層形成至煤層氣生成聚集過程中的每一個環節，是所有地質因素中最為重要的控氣因素。構造發育狀況首先直接影響煤層氣的保存，不同類型的地質構造，在其形成過程中構造應力場特征及其內部應力分布狀況不同，均會導致煤層和封閉層的產狀、結構、物性、裂隙發育狀況及地下水徑流條件等出現差異并進而影響到煤儲層的含氣特性^[7]。在我國，煤層含氣區大都經歷了復雜的構造運動，煤層氣保存條件尤為重要。煤層氣藏形成后得以保存至今，要求構造條件簡單，斷層稀少，煤體結構保存完整，同時簡單的地質構造也有利于煤層氣的開發。

    水文地質條件是影響煤層氣賦存的一個重要因素。煤層氣以吸附態賦存于煤孔隙中，地層壓力通過煤中水分對煤層氣起封堵作用。因此水文地質條件對煤層氣保存、運移影響很大，且對煤層氣的開采至關重要。煤層氣富集區要求水文地質條件簡單，煤層氣井排采過程中易降壓，產水量適中，有利于煤層降壓解吸。

    根據以上研究及評價，得出我國煤層氣選區評價參數及標準(表1)。

    應用以上煤層氣選區評價參數及指標體系，結合我國煤層氣勘探資料以及目前的研究認識成果，對我國重點地區進行了優選排序，最終優選出16個煤層氣富集區，其中Ⅰ類最有利富集區6個，包括沁水盆地南部、阜新盆地劉家區塊、鄂爾多斯盆地東部、寧武盆地南部、準噶爾盆地東南部、二連盆地霍林河地區；Ⅱ類有利富集區4個，包括沁水盆地北部、鄂爾多斯盆地烏審旗地區、黔西盤關地區、川南古藺-敘永地區；Ⅲ類較有利富集區6個，包括東北三江-穆棱河地區、新疆伊犁-焉耆地區、江西萍樂地區、海拉爾呼河湖地區、吐哈沙爾湖地區、華北大城地區。

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[2] 趙慶波，陳剛，李貴中.中國煤層氣富集高產規律、開采特點及勘探開發適用技術[J].天然氣工業，2009，29(9)：13-19.

[3] 石書燦，林曉英，李玉魁.沁水盆地南部煤層氣藏特征[J].西南石油大學學報，2007，29(2)：54-56.

[4] 李貴中，楊健，王紅巖，等.煤層氣儲量計算及其參數評價方法[J].天然氣工業，2008，28(3)：83-84.

[5] 歐成華，李士倫，杜建芬，等.煤層氣吸附機理研究的發展與展望[J].西南石油學院學報，2003，25(5)：34-38.

[6] 李五忠，趙慶波，吳國干，等.中國煤層氣開發與利用[M].北京：石油工業出版社，2008：44-45.

[7] 趙慶波，李貴中，孫粉錦，等.煤層氣地質選區評價理論與勘探技術[M].北京：石油工業出版社，2009：6-7.

 

(本文作者：李五忠¹ 田文廣² 陳剛² 孫欽平² 1.中國礦業大學(北京)；2.中國石油勘探開發研究院廊坊分院)