楊秀春，毛建設(shè)，林文姬，郝帥，趙龍梅，王淵，李麗

（中國(guó)石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；中聯(lián)煤層氣國(guó)家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100028）

美國(guó)、澳大利亞等國(guó)家低階煤層氣的成功開發(fā)，帶動(dòng)了世界范圍內(nèi)低階煤層氣的勘探開發(fā)[1]。中國(guó)低階煤層氣資源豐富，主要分布于準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地、海拉爾盆地、二連盆地、阜新盆地等。第四輪全國(guó)煤層氣資源評(píng)價(jià)結(jié)果：埋深小于2 000 m 的淺煤層氣地質(zhì)資源量為29.82×1012m3，其中低階煤層氣地質(zhì)資源量為10.30×1012m3，占34.5%[2]。中國(guó)低階煤儲(chǔ)集層勘探開發(fā)程度總體較低，前期開展了地質(zhì)、資源評(píng)價(jià)、成藏特征等方面的研究[3-9]。近年來，鄂爾多斯盆地東緣保德地區(qū)、準(zhǔn)噶爾盆地南緣阜康地區(qū)形成低階煤層氣產(chǎn)能，吉林琿春、二連盆地吉爾嘎郎圖等地區(qū)進(jìn)行了低階煤層氣單井試采。2009年，中國(guó)石油煤層氣有限責(zé)任公司在接管保德區(qū)塊之初，中國(guó)尚無低階煤層氣勘探成功先例可借鑒[10]，經(jīng)過多年勘探實(shí)踐與探索，取得了低階煤層氣賦存特征、勘探開發(fā)流程、配套工程技術(shù)等方面的系列進(jìn)展和認(rèn)識(shí)。本文以保德區(qū)塊煤層氣勘探鉆井工作量和產(chǎn)氣量增長(zhǎng)為主要依據(jù)，劃分勘探階段，梳理各階段關(guān)鍵認(rèn)識(shí)和技術(shù)突破，總結(jié)低階煤層氣重要發(fā)現(xiàn)及相關(guān)勘探啟示，以期對(duì)中國(guó)其他地區(qū)低階煤層氣勘探起到借鑒作用。

1 地質(zhì)概況

保德區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶北段，面積為476.46 km2，構(gòu)造形態(tài)總體簡(jiǎn)單，呈西傾單斜，斷層和褶皺不發(fā)育，地層傾角1°～10°。地下水主要來源于大氣降水和奧陶系灰?guī)r側(cè)向補(bǔ)給，總體為自東向西的徑流，水文環(huán)境處于徑流—弱徑流區(qū)。含煤地層主要為下二疊統(tǒng)山西組和太原組，山西組為一套以河流三角洲相為主的含煤沉積，厚度60～90 m。巖性主要為灰白色砂巖、粉砂巖，灰黑、灰色砂質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖及煤層，共含煤層6 層，其中可采的4+5#煤層位于山西組下部。太原組為一套海、陸交互相含煤沉積，巖性主要為黑灰色砂質(zhì)泥巖，灰白色中—粗砂巖、細(xì)砂巖，灰色石灰?guī)r、泥灰?guī)r及煤層，共含煤層7 層，其中巨厚的8+9#煤層位于該組中部，全區(qū)穩(wěn)定可采。煤層氣勘探主力目的層是山西組4+5#煤層與太原組8+9#煤層，2 套煤層累計(jì)厚度為10～30 m，煤層間距為50～90 m（圖1）。煤層埋深為300～1 200 m，煤巖鏡質(zhì)體反射率在0.71%～1.22%，屬于低、中變質(zhì)程度煙煤，煤層含氣量為0～12.0 m3/t，滲透率為2～10 mD，壓力系數(shù)為0.65～1.10 MPa，屬于欠壓—常壓儲(chǔ)集層。煤層氣藏為自生自儲(chǔ)型，甲烷以吸附狀態(tài)存在于煤層基質(zhì)內(nèi)表面，氣藏大面積連續(xù)分布，無明顯的氣、水和壓力邊界。煤層滲透率低，氣井無自然產(chǎn)能，須經(jīng)過壓裂改造、連續(xù)排水降壓，才能產(chǎn)氣。

圖1 鄂爾多斯盆地保德區(qū)塊煤系綜合柱狀剖面Fig.1.Composite columnar section of coal seams in Baode Block,Ordos basin

2 勘探歷程

保德區(qū)塊煤層氣勘探始于2000 年，至2015 年建成5×108m3產(chǎn)能，穩(wěn)產(chǎn)至今。根據(jù)地質(zhì)認(rèn)識(shí)變化、勘探技術(shù)進(jìn)展、勘探工作量和產(chǎn)氣量增長(zhǎng)趨勢(shì)，將保德區(qū)塊煤層氣勘探歷程劃分為以下4 個(gè)階段（圖2）：對(duì)外合作勘探評(píng)價(jià)階段（2000—2009年）、井組試采評(píng)價(jià)階段（2010 年）、勘探開發(fā)一體化先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2011年）、規(guī)模開發(fā)和滾動(dòng)擴(kuò)邊評(píng)價(jià)階段（2012年至今）。

2.1 對(duì)外合作勘探評(píng)價(jià)階段（2000—2009年）

2000—2009 年，原中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司與美國(guó)雪佛龍德士古公司、澳大利亞必和必拓公司簽訂保德區(qū)塊煤層氣合作勘探協(xié)議。為評(píng)價(jià)煤層分布、儲(chǔ)集層物性及含氣性特征，2005 年實(shí)施9 口煤層氣探井，鉆揭的山西組4+5#煤層厚6～11 m，太原組8+9#煤層厚8～15 m。根據(jù)對(duì)其中7口井的巖心測(cè)試，山西組4+5#煤層含氣量為2.0～8.0 m3/t，太原組8+9#煤層含氣量為5.0～11.0 m3/t。根據(jù)注入壓降測(cè)試，煤層滲透率為0.3～12.0 mD。針對(duì)含氣量高、厚度大、滲透性高的特征，實(shí)施4 口U 型遠(yuǎn)端對(duì)接水平井組，主要評(píng)價(jià)低階煤層水平井工藝適應(yīng)性及太原組8+9#煤層產(chǎn)氣潛力。2007—2008年，對(duì)4口水平井開展排水采氣，單井產(chǎn)氣量為1 500～3 600 m3/d，產(chǎn)水量為40～320 m3/d。表明保德區(qū)塊低階煤層氣具有一定的勘探開發(fā)潛力，但產(chǎn)氣量總體較低，產(chǎn)水量較大，未達(dá)預(yù)期勘探效果，外方退出區(qū)塊合作，中石油煤層氣有限責(zé)任公司接管保德區(qū)塊。

2.2 井組試采評(píng)價(jià)階段（2010年—2011年3月）

甲烷碳同位素及地層水甲烷菌檢測(cè)結(jié)果表明，保德區(qū)塊低階煤層氣為熱成因氣與生物氣混合成因，提出低階煤層氣“多源共生”成藏理論[11-12]。與美國(guó)粉河盆地低階煤層氣“活躍水動(dòng)力條件、生物成因氣為主”不同，保德區(qū)塊煤層氣以熱成因氣為主，生物成因氣為補(bǔ)充。以該理論指導(dǎo)保德區(qū)塊試采井組部署，首選北部弱水動(dòng)力區(qū)，而非盆地邊緣和南部活躍水動(dòng)力區(qū)。2010 年，加大保德區(qū)塊勘探評(píng)價(jià)力度，部署實(shí)施（2～4）km×4 km 測(cè)網(wǎng)的二維地震352.9 km，按照“探井-井組試采”的煤層氣評(píng)價(jià)流程，部署13 口探井和1 個(gè)試采評(píng)價(jià)井組。進(jìn)一步落實(shí)構(gòu)造特征及煤層埋深，確定煤層厚度、物性和含氣性。重點(diǎn)解決以下問題：含氣量測(cè)試偏低、勘探主力層系不清、適用井型選擇、煤儲(chǔ)集層壓裂改造效果、低階煤層氣產(chǎn)出機(jī)理與動(dòng)態(tài)。

圖2 保德區(qū)塊煤層氣勘探階段劃分Fig.2.Division of exploration stages of CBM in Baode Block

前期煤炭地勘鉆孔瓦斯解吸法測(cè)試含氣量普遍偏低，太原組8#煤層含氣量為0～4.9 m3/t，平均為1.8 m3/t；13#煤層含氣量為0.3～1.9 m3/t，平均為1.2 m3/t。主要由于煤心提鉆過程較長(zhǎng)，導(dǎo)致煤層氣逸散，煤樣損失量補(bǔ)償計(jì)算方法不盡合理[13-14]。改進(jìn)采用繩索取心技術(shù)對(duì)13 口井取心，按照GB/T 19559—2008《煤層氣含量測(cè)定方法》測(cè)定，含氣量提高了4.0～9.0 m3/t。

根據(jù)探井與測(cè)試成果，結(jié)合煤炭鉆井?dāng)?shù)據(jù)，改變了前期太原組8+9#煤層為單一目的層的認(rèn)識(shí)，明確了山西組4+5#煤層和太原組8+9#煤層2套主力層系。其中山西組4+5#煤層厚度為4～16 m，太原組8+9#煤層厚度為2～20 m，累計(jì)厚度為5～39 m。煤層頂板巖性主要為弱含水的泥巖和粉砂巖，封閉性較好，煤層含氣量為6.0～12.0 m3/t。2 套煤層間距穩(wěn)定，一般為50～90 m，壓力系數(shù)相近，適宜采用叢式定向井組，分層壓裂，合層排采。

針對(duì)研究區(qū)煤巖泊松比較低（0.23）、楊氏模量較高（10 501.90 MPa）、壓敏性較強(qiáng)、具水敏性的特征，采用活性水防膨壓裂液體系、水力填砂分層壓裂改造工藝，優(yōu)選“甜點(diǎn)”射孔層段，避開4+5#煤層上部與8+9#煤層下部低密度、低電阻、高聲波時(shí)差的軟煤層段，解決了低階煤層壓裂過程中的砂堵和加砂困難問題[15]，壓裂成功率達(dá)到80%。

依據(jù)“基質(zhì)解吸-表面擴(kuò)散-裂縫滲流”產(chǎn)出機(jī)理，排采初期地層處于飽和水單向流階段，壓敏效應(yīng)對(duì)煤層滲透率的影響嚴(yán)重，需要重點(diǎn)控制壓降速度[16]。總結(jié)動(dòng)液面下降速度、產(chǎn)水量、套壓、井底壓力等動(dòng)態(tài)參數(shù)的變化規(guī)律，量化排水降液強(qiáng)度，探索適合低階煤層氣的排采制度。保1-3井組，合層排采3口井，2口井當(dāng)年見氣，井組呈現(xiàn)排采見氣快，套壓與氣量上升趨勢(shì)強(qiáng)勁的特點(diǎn)，其中保1-3 向2 井于2010 年11 月21 日排采，40 d 后見氣，動(dòng)液面位于4+5#煤層之上357.48 m；井底流壓為4.91 MPa，套壓為0.75 MPa；產(chǎn)氣量為492 m3/d，產(chǎn)水量為20～40 m3/d。在井底流壓較高的情況下，產(chǎn)氣量上升趨勢(shì)強(qiáng)勁。通過井組排水降壓，取得煤層產(chǎn)氣和產(chǎn)水潛力的初步認(rèn)識(shí)，為下一步試采提供了依據(jù)。

2.3 勘探開發(fā)一體化先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2011 年3 月—12月）

對(duì)于熱成因氣和生物成因氣混合的低階煤層氣藏，水動(dòng)力是控制成藏的關(guān)鍵因素。一方面水文環(huán)境影響生物成因氣的生成，另一方面水動(dòng)力影響煤層甲烷的保存和逸散。建立了保德區(qū)塊低階煤層氣“水動(dòng)力控氣、單斜緩坡成藏”模式，指導(dǎo)優(yōu)選區(qū)塊北部楊家灣富集區(qū)。2011 年迅速部署勘探開發(fā)一體化先導(dǎo)試驗(yàn)，擴(kuò)大井組評(píng)價(jià)規(guī)模，主要目的與解決的問題：研究低階煤層氣成藏主控因素，形成煤層氣井面積壓降排采，深化氣藏地質(zhì)認(rèn)識(shí)，落實(shí)極限產(chǎn)量及儲(chǔ)量邊界，評(píng)價(jià)低階煤層氣井產(chǎn)能動(dòng)態(tài)規(guī)律，優(yōu)化叢式井鉆井技術(shù)，完善壓裂改造工藝，探索合理排采制度，評(píng)價(jià)集輸及水處理工藝的適應(yīng)性。在選對(duì)“甜點(diǎn)區(qū)、甜點(diǎn)層”，壓好“甜點(diǎn)段”，排穩(wěn)試采井理念指導(dǎo)下，在北部楊家灣富集區(qū)部署先導(dǎo)試驗(yàn)井組150 口，井距為350 m×350 m，呈菱形井網(wǎng)，試采目的層為山西組4+5#煤層和太原組8+9#煤層，采用水力分層壓裂，合層排采（圖3）。

應(yīng)用煤層氣叢式井淺造斜鉆井技術(shù)，解決了因煤層埋深淺、造斜位置淺、壓裂施工要求煤層處于穩(wěn)斜段、排水采氣對(duì)井身質(zhì)量要求高的問題[17]。叢式井大井組減少了井場(chǎng)數(shù)量，解決了復(fù)雜山區(qū)用地困難問題[18]。通過壓裂層段優(yōu)化，優(yōu)選太原組8+9#煤層中—下部“甜點(diǎn)”層段射孔，避免了頂板含水石灰?guī)r層被壓穿[15]；把壓裂施工和關(guān)井壓降作為一個(gè)完整的注入/壓降試井測(cè)試，獲取裂縫導(dǎo)流能力、裂縫半長(zhǎng)、地應(yīng)力等有關(guān)特征參數(shù)[19]。

在深化排采理論和排采動(dòng)態(tài)分析的基礎(chǔ)上，形成“雙控制逐級(jí)排采法”排采量化控制技術(shù)[12]，根據(jù)產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、套壓等的動(dòng)態(tài)變化特征，劃分為見套壓前、憋套壓、初始產(chǎn)氣、產(chǎn)氣上升、穩(wěn)定產(chǎn)氣和產(chǎn)氣遞減6 個(gè)階段。各個(gè)階段設(shè)置不同的量化動(dòng)態(tài)控制參數(shù)，建立分區(qū)標(biāo)準(zhǔn)化排采曲線和合理排采制度，實(shí)現(xiàn)面積降壓、整體解吸和規(guī)模產(chǎn)氣，保障了煤層氣組連續(xù)穩(wěn)定排采，取得高產(chǎn)。針對(duì)煤層氣單井產(chǎn)水量較大、壓力低的特點(diǎn)，采用“低壓集氣、集氣站增壓脫水、氣水分輸、達(dá)標(biāo)外排”集輸工藝[20]，采出水統(tǒng)一收集、集中處理，通過集水管線分輸?shù)教幚沓兀ㄕ荆┨幚砘炷两?，解決了水處理難題。

得益于有利的地質(zhì)條件和適用的鉆井、壓裂、排采、采出水處理工藝技術(shù)系列，先導(dǎo)試驗(yàn)井組試采取得了高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和探明儲(chǔ)量突破[21-22]。楊家灣試采井組產(chǎn)氣量為31 300 m3/d，平均單井產(chǎn)氣量為1 844 m3/d，平均單井產(chǎn)水量為37 m3/d。其中保1-3 向2 井合采4+5#和8+9#煤層，經(jīng)過降壓排水168 d 后，產(chǎn)氣量最高達(dá)7 029 m3/d。

依據(jù)DZ/T 0216—2010《煤層氣資源/儲(chǔ)量規(guī)范》，煤層氣藏含氣面積是指單井煤層氣產(chǎn)量達(dá)到產(chǎn)量下

限值的煤層分布面積。煤巖鏡質(zhì)體反射率為0.7%～1.9%，空氣干燥基含氣量下限值取4.0 m3/t。綜合井組產(chǎn)能評(píng)價(jià)結(jié)果，以含氣量下限、探井外推半個(gè)井距及礦權(quán)邊界，圈定保1-保2 井區(qū)新增探明含氣面積94.9 km2，探明中—低階煤層氣儲(chǔ)量183.63×108m3[23]，標(biāo)志著保德區(qū)塊中低階煤層氣勘探的重大突破。

2.4 規(guī)模開發(fā)和滾動(dòng)擴(kuò)邊評(píng)價(jià)階段（2012—2020年）

勘探前期，根據(jù)生成、保存條件優(yōu)選了煤層氣富集區(qū)，但地質(zhì)靜態(tài)參數(shù)與試采動(dòng)態(tài)對(duì)比顯示，煤層氣富集區(qū)與高產(chǎn)區(qū)并不完全重疊，富集區(qū)主要特征為含氣量高、煤層厚度大的高資源豐度區(qū)；高產(chǎn)區(qū)則主控因素更為復(fù)雜，尚需考慮氣藏可采條件及儲(chǔ)集層可改造性等因素。綜合研究富集、高產(chǎn)主控因素基礎(chǔ)，建立了低階煤層氣“甜點(diǎn)”富集區(qū)評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，優(yōu)選在整體含氣背景下，相對(duì)含氣更高、更具可采性、更易改造、在現(xiàn)有經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下具商業(yè)開發(fā)價(jià)值的有利儲(chǔ)集層分布“甜點(diǎn)”區(qū)（段）[24-25]。主要根據(jù)噸煤含氣量，將有利含氣區(qū)分為Ⅰ類、Ⅱ類和Ⅲ類。Ⅰ類有利區(qū)位于區(qū)塊北部（圖4），含氣面積為160 km2，煤體結(jié)構(gòu)為原生塊狀，2 套主力煤層累計(jì)厚度達(dá)39 m，單層煤層厚度為10～14 m，構(gòu)造以緩坡單斜為主，地層傾角為5°～10°，無斷層發(fā)育，煤層埋深500～800 m，含氣量為6.0～12.0 m3/t?？碧介_發(fā)一體化先導(dǎo)試驗(yàn)井組即部署在Ⅰ類有利區(qū)的楊家灣鼻隆。Ⅱ類有利區(qū)含氣面積140 km2，主力煤層累計(jì)厚度為7～29 m，煤層分叉，夾矸層數(shù)多，煤層單層變薄，構(gòu)造變化復(fù)雜，在單斜背景上有波狀起伏和局部小斷裂構(gòu)造，含氣量為2.0～6.0 m3/t。Ⅲ類有利區(qū)位于研究區(qū)邊緣，含氣量小于2.0 m3/t，埋深大于1 200 m。

圖4 保德區(qū)塊煤層氣“甜點(diǎn)”富集區(qū)評(píng)價(jià)Fig.4.Evaluation of CBM“sweet spot”enrichment areas in Baode Block

2012 年以來，在Ⅰ類有利區(qū)開展規(guī)模產(chǎn)建，在Ⅱ類有利區(qū)與邊緣區(qū)開展?jié)L動(dòng)評(píng)價(jià)。區(qū)塊南部Ⅱ類有利區(qū)地質(zhì)條件較差，煤層分叉，單層厚度變薄，構(gòu)造復(fù)雜化，小斷裂發(fā)育，水動(dòng)力活躍，礦化度低于1 000 mg/L，煤層氣保存條件差，含氣量變低，小于6.0 m3/t。為預(yù)測(cè)Ⅱ類區(qū)構(gòu)造復(fù)雜、水動(dòng)力活躍條件下“甜點(diǎn)”區(qū)，采用如下措施：①研究水動(dòng)力條件對(duì)煤層氣逸散與保存的影響，建立含氣量與采出水礦化度函數(shù)關(guān)系，預(yù)測(cè)含氣量分布規(guī)律；②開展181 km2三維地震多屬性精細(xì)構(gòu)造解釋，預(yù)測(cè)煤層及其含氣性[12，26]，有效避開裂縫復(fù)雜帶，優(yōu)選“甜點(diǎn)區(qū)”；③按照“骨架井”-“井組”-“滾動(dòng)井組”的評(píng)價(jià)部署，降低部井風(fēng)險(xiǎn)；④開展小規(guī)模壓裂、高能氣體壓裂、洞穴完井等試驗(yàn)[27]，解決產(chǎn)水量大的問題。通過以上措施，在南部地區(qū)試采取得一定進(jìn)展，保5-12井2012年12月合采山西組4+5#和太原組8+9#煤層，最高產(chǎn)水量達(dá)40 m3/d，連續(xù)排采6 年后，井底壓力為0.72 MPa，產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1 500 m3/d，產(chǎn)水量為4 m3/d。

2017 年以來，針對(duì)保德區(qū)塊北端及礦權(quán)邊界附近剩余資源，開展?jié)L動(dòng)擴(kuò)邊評(píng)價(jià)。通過井位優(yōu)化與壓裂參數(shù)優(yōu)化，解決滾動(dòng)勘探過程中因構(gòu)造應(yīng)力變化及井間壓降干擾、壓裂串通帶來的問題。①利用次級(jí)構(gòu)造控產(chǎn)規(guī)律，避開微構(gòu)造的陡坡、溝漕、次生褶皺向斜等低產(chǎn)區(qū)帶，選擇斜坡或次生褶皺背斜、頂板封閉性較好區(qū)域，優(yōu)化和完善井網(wǎng)，部署滾動(dòng)擴(kuò)邊井[28]。②利用井間壓降漏斗干擾規(guī)律[29]，避開排水降壓與鄰井之間壓降漏斗連通的井間壓力干擾區(qū)，避免破壞壓降平衡而影響鄰井產(chǎn)量。③針對(duì)不同壓力，優(yōu)化壓裂參數(shù)，在西部地層壓力較高、埋藏較深區(qū)，以井距半長(zhǎng)度為基準(zhǔn)設(shè)計(jì)壓裂縫長(zhǎng)；在壓力較低的老區(qū)，以鄰井采出程度或泄壓半徑作為依據(jù)，優(yōu)化壓裂縫長(zhǎng)，避免井間干擾。

2017—2018 年排采13 口井，平均排采一年半，產(chǎn)氣量為28 100 m3/d，產(chǎn)水量為176 m3/d；其中保1-47X1 井產(chǎn)氣量突破19 000 m3/d，滾動(dòng)擴(kuò)邊勘探開發(fā)獲得突破。

保德區(qū)塊自2012年開發(fā)以來，經(jīng)過近3年的排水降壓，2015 年11 月產(chǎn)氣量突破150×104m3/d，2016 年至今，年產(chǎn)氣量保持在5×108m3以上，取得了良好的勘探開發(fā)效果。

3 勘探啟示

3.1 保德區(qū)塊勘探潛力與勘探方向的確定

保德區(qū)塊煤層氣勘探評(píng)價(jià)初期，主要借鑒美國(guó)粉河盆地低階煤層氣勘探理論?？碧綄?shí)踐表明，二者雖存在一定相似之處，但甲烷成因和成藏特征具有較大差異，難以照搬。粉河盆地煤巖鏡質(zhì)體反射率為0.30%～0.40%，成熟度低，未形成大量熱成因氣，含氣量低，但煤層的滲透率高，其東部邊緣水動(dòng)力條件活躍，地層水礦化度低（450～800 mg/L），形成生物成因甲烷為主的煤層氣藏，其勘探目標(biāo)主要為煤層埋藏淺、水動(dòng)力活躍區(qū)的背斜圈閉以及高壓區(qū)帶。

保德區(qū)塊具有與粉河盆地相似的水文條件、地化環(huán)境，適宜生物甲烷生成。東緣隆起區(qū)奧陶系石灰?guī)r與煤層露頭受大氣降水補(bǔ)充，地下水自東向西徑流，水動(dòng)力活躍，煤層滲透率較高，為2～10 mD，煤層氣井水產(chǎn)量平均為60 m3/d，地下水補(bǔ)給性較強(qiáng)；采出水鹽度低，鉀、鈉離子含量平均為736 mg/L，pH 值為7.3～7.8，呈弱堿性；地層溫度為30～35°C；煤層孔隙度為3%～8%。上述條件適宜甲烷菌生長(zhǎng)，煤層采出水中有甲烷菌的存在，進(jìn)一步證明生物成因氣的可能性。

保德區(qū)塊煤巖熱演化程度高于粉河盆地，煤巖鏡質(zhì)體反射率為0.71%～1.22%，有機(jī)質(zhì)成熟度達(dá)到了熱成因氣生成條件。研究表明，當(dāng)鏡質(zhì)體反射率為0.74%～1.00%時(shí)，大量熱成因甲烷生成；當(dāng)鏡質(zhì)體反射率在1.20%左右時(shí)，達(dá)到生氣高峰。保德區(qū)塊甲烷碳同位素δ13C 平均為-52.45‰，氫同位素δD 平均為-229.80‰，主要為熱成因氣，部分為熱成因氣與CO2還原型生物成因氣[11]。表明保德區(qū)塊煤層氣為混合成因。

根據(jù)保德區(qū)塊煤層氣生成條件，提出低階煤層氣“熱成因氣為主、生物成因氣補(bǔ)充、多源共生”成藏理論。生物成因氣為低階煤層氣成藏提供了重要的氣源補(bǔ)充，提高了煤層含氣量。在井組試采評(píng)價(jià)階段，依據(jù)該理論確定了保德區(qū)塊勘探有利方向及目標(biāo)，位于水動(dòng)力弱徑流區(qū)、煤層埋藏500 m 以深、鏡質(zhì)體反射率相對(duì)較高的地區(qū)，以尋找單斜緩坡、正向構(gòu)造高點(diǎn)及高含氣區(qū)為目標(biāo)。指導(dǎo)部署的保1-3 井組，取得良好產(chǎn)氣效果，進(jìn)一步確認(rèn)保德區(qū)塊的勘探潛力。如果完全參照粉河盆地生物氣為主成藏理論，保德區(qū)塊勘探方向?qū)?huì)誤選在區(qū)塊東部邊緣、東南部水動(dòng)力較活躍、礦化度低于1 000 mg/L、適宜生物氣生成的地區(qū)，以尋找背斜圈閉及高壓區(qū)為目標(biāo)，如此，則難以取得較好的勘探效果。

3.2 “水動(dòng)力控氣、單斜緩坡成藏”模式的建立

煤層氣為自生自儲(chǔ)吸附狀態(tài)成藏，保存條件是富集成藏的關(guān)鍵要素。良好的保存條件可以保持煤層壓力，阻止地層水交替，保持氣體以吸附態(tài)存在，減少游離氣和溶解氣散失。保德區(qū)塊影響煤層氣保存條件的顯著要素為構(gòu)造條件和水文條件。區(qū)塊構(gòu)造形態(tài)為簡(jiǎn)單的西傾單斜，大斷層和褶皺不發(fā)育，局部發(fā)育小褶皺，中南部發(fā)育小規(guī)模開放性斷裂，造成煤層氣逸散。水動(dòng)力條件對(duì)含氣性影響最為明顯：一方面水動(dòng)力影響煤層氣的保存，強(qiáng)水動(dòng)力會(huì)導(dǎo)致煤層氣體逸散，使煤層含氣量降低，弱水動(dòng)力有利于煤層氣的富集保存；另一方面，水動(dòng)力條件影響生物成因氣生成及補(bǔ)充。

保德區(qū)塊構(gòu)造條件與水動(dòng)力條件耦合，形成“水動(dòng)力控氣、單斜緩坡成藏”低階煤層氣成藏模式（圖3）。受西傾單斜構(gòu)造的影響，地下水徑流方向?yàn)榭傮w自東向西，水動(dòng)力條件變化規(guī)律為東強(qiáng)西弱、南強(qiáng)北弱，地層水礦化度變化規(guī)律為東低西高、南低北高。東南部B6井區(qū)與煤層埋藏淺于500 m 的盆地邊緣地區(qū)，距離露頭較近，為地下水補(bǔ)給徑流區(qū)，水動(dòng)力強(qiáng)，地層礦化度800～1 500 mg/L，煤層氣嚴(yán)重逸散，含氣量一般變低于3 m3/t，缺少高壓區(qū)及構(gòu)造圈閉，成藏條件較差。在保德區(qū)塊北部與埋藏較深的西部地區(qū)，地層水礦化度為1 700～4 500 mg/L，為地下水弱徑流區(qū)，煤層上傾方向由水動(dòng)力形成良好的封堵條件，在北部單斜緩坡和楊家灣鼻隆區(qū)富集成藏，含氣量較高，一般4.0～12.0 m3/t。

應(yīng)用“水動(dòng)力控氣、單斜緩坡成藏”模式，在北部單斜緩坡與楊家灣鼻隆富集區(qū)部署先導(dǎo)試驗(yàn)井組，單井平均產(chǎn)氣超過2 600 m3/d，保德區(qū)塊中低階煤層氣獲得重大勘探突破，在此基礎(chǔ)上擴(kuò)大試采規(guī)模，共探明保德區(qū)塊煤層氣儲(chǔ)量343.54×108m3[23]。

3.3 富集“甜點(diǎn)”評(píng)價(jià)指標(biāo)體系的確立與應(yīng)用

煤層氣富集區(qū)的界定，主要解決了資源的有無問題，若欲進(jìn)一步解決高產(chǎn)的問題，需對(duì)資源可性采、煤儲(chǔ)層可改造性等進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)。綜合研究低階煤層氣富集成藏及高產(chǎn)的主控因素，在統(tǒng)計(jì)試采動(dòng)態(tài)規(guī)律基礎(chǔ)上，建立了低階煤層氣富集“甜點(diǎn)”評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，包括3 類主控因素11 項(xiàng)指標(biāo)[30-41]。3 類主控因素為資源條件、保存條件和氣藏條件。其中資源條件主指煤層厚度和含氣性，厚度與含氣量決定資源豐度，是煤層氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)；保存條件主要指頂?shù)装宸馍w性、構(gòu)造特征和水動(dòng)力條件；氣藏條件主要指煤體結(jié)構(gòu)、滲透率、地應(yīng)力、煤層埋深、地層壓力、臨界解吸壓力、甲烷吸附飽和度等。煤體結(jié)構(gòu)影響儲(chǔ)集層可改造性，原生結(jié)構(gòu)煤層以開放孔為主，連通性好，儲(chǔ)集層易于壓裂改造，形成高產(chǎn)；碎裂結(jié)構(gòu)煤層以半封閉孔隙為主，連通性差，儲(chǔ)集層壓裂改造困難。滲透率是影響煤層氣可采性及氣井產(chǎn)量的關(guān)鍵因素；煤層埋深和地應(yīng)力通過影響滲透率從而影響可采性，在埋深500～1 200 m 的寬緩斜坡和鼻隆構(gòu)造為低應(yīng)力區(qū)，滲透率高，可采條件好，易于形成高產(chǎn)。埋藏1 200 m 以深的北部局部構(gòu)造陡帶溝槽區(qū)及南部斷裂帶，為應(yīng)力復(fù)雜區(qū)，滲透率低，壓裂改造效果差。地層壓力和等溫吸附性質(zhì)（臨界解吸壓力和吸附飽和度）影響產(chǎn)能和穩(wěn)產(chǎn)效果。當(dāng)煤層壓力系數(shù)為0.75～1.10 MPa，處于常壓或超壓狀態(tài)時(shí)，能量充足，氣井產(chǎn)能高；壓力系數(shù)小于0.75 MPa，地層處于欠壓狀態(tài)，能量不足，氣井穩(wěn)產(chǎn)期短。臨界解吸壓力高于5.00 MPa，吸附飽和度大于85%，易于充分降壓解吸；臨界解吸壓力低于2.00 MPa，吸附飽和度低于65%，降壓解吸困難。

應(yīng)用該指標(biāo)體系，指導(dǎo)優(yōu)選出Ⅰ類有利區(qū)面積160 km2，Ⅱ類有利區(qū)面積140 km2，在Ⅰ類有利區(qū)開展規(guī)模產(chǎn)能建設(shè)，在Ⅱ類有利區(qū)及周邊開展?jié)L動(dòng)評(píng)價(jià)，建成年產(chǎn)氣量5×108m3的保德區(qū)塊低階煤層氣田，實(shí)現(xiàn)高效勘探開發(fā)。

4 結(jié)論

（1）保德區(qū)塊煤層氣勘探主要經(jīng)歷4 個(gè)階段。對(duì)外合作勘探評(píng)價(jià)階段（2000—2009 年）采用水平井型單層試采，評(píng)價(jià)煤層含氣性及產(chǎn)能潛力；煤層氣井組試采評(píng)價(jià)階段（2010年），探索叢式井組2套煤層合層排采技術(shù)；勘探開發(fā)一體化先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2011 年），開展主力層系、井網(wǎng)井距及配套鉆井、壓裂、排采工程技術(shù)研究，探明低階煤層氣儲(chǔ)量；規(guī)模開發(fā)及滾動(dòng)擴(kuò)邊評(píng)價(jià)階段（2012—2020 年），開展Ⅰ類有利區(qū)規(guī)模建產(chǎn)、Ⅱ類有利區(qū)擴(kuò)邊評(píng)價(jià)，建成日產(chǎn)氣150×104m3的低階煤層氣田。

（2）提出低階煤層氣“熱成因氣為主、生物成因氣補(bǔ)充”的“多源共生”成藏理論，明確保德區(qū)塊低階煤層氣有利勘探區(qū)帶，優(yōu)選水動(dòng)力弱徑流區(qū)、煤層埋藏500～1 200 m、鏡質(zhì)體反射率相對(duì)較高地區(qū)，尋找單斜緩坡、正向構(gòu)造高點(diǎn)及高含氣區(qū)，部署叢式井組合層試采取得良好產(chǎn)氣效果，初步證實(shí)低階煤層氣勘探潛力。

（3）深化研究低階煤層氣生成、保存、富集與高產(chǎn)的主控因素，提出保德區(qū)塊“水動(dòng)力控氣、單斜緩坡成藏”模式，綜合考慮資源可采性、儲(chǔ)集層可改造性等11項(xiàng)影響富集與高產(chǎn)的指標(biāo)，建立了低階煤層氣富集“甜點(diǎn)”評(píng)價(jià)指標(biāo)體系，優(yōu)選Ⅰ類有利區(qū)面積160 km2，Ⅱ類有利區(qū)面積140 km2。探明低階煤層氣儲(chǔ)量343.54×108m3，建成產(chǎn)能5×108m3，實(shí)現(xiàn)了保德區(qū)塊低階煤層氣的高效勘探與開發(fā)。