徐鳳銀 王成旺 熊先鉞 李曙光 王玉斌 郭廣山 閆 霞 陳高杰，3 楊 贇 王虹雅 馮 堃 吳 鵬 劉印華1，，3

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責任公司 北京 100095； 2.中石油煤層氣有限責任公司 北京 100028；3.中石油煤層氣有限責任公司工程技術研究院 陜西西安 710082； 4.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

2019年前，國內(nèi)煤層氣開發(fā)基本集中在埋深小于1 200 m區(qū)域，鄂爾多斯盆地東緣(以下簡稱鄂東緣)韓城、大寧-吉縣、三交、保德等區(qū)塊均進行了規(guī)模開發(fā)。隨著淺部(層)可供規(guī)模效益開發(fā)的區(qū)塊越來越少，深部(層)煤層氣將成為我國下一步煤層氣勘探開發(fā)的重要接替領域[1-6]。針對1 500 m以深的區(qū)域，中聯(lián)煤層氣公司在臨興區(qū)塊、華北油田分公司在大城區(qū)塊進行了現(xiàn)場試驗，但是單井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)時間短，未取得實質(zhì)性突破。2019年以來，隨著中國石化華東分公司在延川南區(qū)塊，特別是中石油煤層氣公司在大寧-吉縣區(qū)塊埋深大于2 000 m的深部(層)煤層氣勘探突破，吉深6-7平01井獲得日產(chǎn)10.1×104m3高產(chǎn)工業(yè)氣流，真正拉開了深部(層)煤層氣勘探開發(fā)序幕。2021年，大寧-吉縣區(qū)塊探明地質(zhì)儲量1 121.62 ×108m3，成為國內(nèi)首個埋深超2 000 m、探明地質(zhì)儲量超1 000 ×108m3的高豐度整裝大型煤層氣田。2021年，中國石油新疆油田分公司在準噶爾盆地白家海凸起彩探1H井獲最高日產(chǎn)氣5.7 ×104m3，標志著準噶爾盆地深部(層)煤層氣勘探取得突破。這些深部(層)煤層氣勘探成功實踐，突破了“1 500 m以深為煤層氣勘探開發(fā)禁區(qū)”的認識，極大增強了深部(層)煤層氣規(guī)模效益開發(fā)的信心，但同時也面臨一系列理論與技術挑戰(zhàn)，亟需針對深部(層)煤層氣高效開發(fā)的系列難題開展研究攻關，助推深部(層)煤層氣資源的開發(fā)利用。

國內(nèi)外學者對于煤層氣成藏模式進行了不同程度的研究[7-19]，以壓力和構造等為主控因素的煤層氣富集成藏模式劃分有3大類：水動力封閉超壓有利富集成藏模式、多煤層連續(xù)性富集成藏模式和斷裂帶等高滲高產(chǎn)成藏模式。具體而言，宋巖 等認為保存條件是成藏關鍵，建立了含氣量與滲透性耦合控藏模式、脆韌性過渡帶疊加控藏模式；林小英 等提出水動力封堵和水動力驅(qū)動類型；李勇 等提出以構造、巖性、水動力和復合型圈閉為主導的氣藏類型劃分方案；馮樹仁 等提出封閉斷層氣水圈閉、深層氣藏模式；涂志民 等建立了三塘湖盆地低階煤深部承壓式超壓成藏模式、盆緣緩坡晚期生物氣成藏模式、構造高點常規(guī)圈閉水動力成藏模式等。目前文獻報道的煤層氣成藏模式均是針對中淺部(層)欠飽和煤層，含氣飽和度低，不含游離氣，而深部(層)吸附氣和游離氣共存的成藏模式未見相關報道。

本文以鄂東緣臨興(煤層埋深大于1 800 m區(qū)域)、大寧-吉縣(煤層埋深大于2 000 m區(qū)域)、延川南(煤層埋深大于1 500 m區(qū)域)3個區(qū)塊為例，研究深部(層)煤層氣成藏特征及成藏模式，提出深部(層)煤層氣規(guī)模效益開發(fā)存在的瓶頸技術問題及針對性的技術發(fā)展方向，為國內(nèi)外深部(層)煤層氣規(guī)模效益開發(fā)理論研究、技術攻關方向與對策提供借鑒和啟示。

1 地質(zhì)背景

研究區(qū)主要位于鄂爾多斯盆地的山西省和陜西省境內(nèi)，北至神木、南至韓城，西鄰榆林-延安，構造上位于鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶和伊陜斜坡東部(圖1)，為走向NNE、向NW緩傾的單斜構造[20-21]，區(qū)內(nèi)斷層以NE向逆斷層為主，斷距一般小于50 m，發(fā)育薛峰北、前高、離石、午城等大斷裂。研究區(qū)自下而上發(fā)育的沉積地層包括：奧陶系馬家溝組、石炭系本溪組以及二疊系太原組、山西組、石盒子組和石千峰組，其中山西組發(fā)育4+5號煤層，太原組發(fā)育8+9號煤層，厚度2～20 m，煤層埋深呈現(xiàn)東高西低特征，在400～2 800 m。臨興(煤層埋深大于1 800 m)、大寧-吉縣(煤層埋深大于2 000 m區(qū)域)、延川南(煤層埋深大于1 500 m區(qū)域)三個區(qū)塊自北向南分布于鄂東緣北部、中部、南部地區(qū)。

圖1 研究區(qū)位置及地層綜合柱狀圖

2 成藏條件

2.1 生烴條件

鄂東緣石炭—二疊系太原組、山西組煤層發(fā)育廣泛，發(fā)育多套煤層，其中太原組8+9號煤層和山西組4+5號煤層穩(wěn)定發(fā)育，是鄂東緣煤層氣和煤系地層天然氣重要的烴源巖，本次研究以太原組8+9號煤層為主。

2.1.1煤層厚度特征

太原組8+9號煤層自北向南受沉積影響厚度差異較大，北部臨興區(qū)塊沉積環(huán)境為瀉湖—潮坪相，位于局部沉積中心，利于聚煤作用的發(fā)生[9]，煤層厚度1.6～12.8 m，平均6.04 m；中部大寧-吉縣區(qū)塊受太原組為三角洲—障壁砂壩—瀉湖相，處于沉積中心[10]，沉積穩(wěn)定，煤層厚度5.2～12.9 m，平均7.8 m；南部延川南區(qū)塊為障壁砂壩—瀉湖—潮坪相，煤層厚度2.8～6.9 m，平均4.6 m。

2.1.2煤巖煤質(zhì)特征

太原組8+9號煤層以原生結構煤為主，煤心呈柱狀，完整性好，割理裂隙較發(fā)育，局部井區(qū)受張應力影響，外生裂隙發(fā)育，應力釋放后煤心碎裂(圖2)。宏觀煤巖類型以光亮煤和半暗煤為主，部分為半亮型煤。煤巖有機顯微組分以鏡質(zhì)組為主，惰質(zhì)組次之。鏡質(zhì)組平均含量在臨興區(qū)塊為75.6%，大寧-吉縣區(qū)塊為85.5%，延川南區(qū)塊為76.8%。臨興區(qū)塊鏡質(zhì)體反射率Ro平均為1.8%，大寧-吉縣區(qū)塊Ro平均為2.7%，延川南Ro平均為2.46%，熱演化程度均較高，屬于中-高變質(zhì)程度。根據(jù)馬行陟等[22]室內(nèi)實驗評價結果，當Ro≤3%時，熱演化程度越高，煤層生成甲烷量及吸附量就越大，可見鄂東緣深部(層)煤層具有生烴潛力強的特征。

圖2 鄂東緣不同區(qū)塊深部(層)煤巖照片

2.1.3煤巖含氣性特征

根據(jù)含氣量實測結果，臨興區(qū)塊太原組8+9號煤層含氣量13.94～18.14 m3/t，平均15.96 m3/t；大寧-吉縣區(qū)塊8+9號煤含氣量20.03～23.88 m3/t，平均22.36 m3/t；延川南區(qū)塊8+9號煤含氣量6.4～20.58 m3/t，平均12 m3/t。臨興區(qū)塊8+9號煤含氣飽和度45.6%～100%，屬于欠飽和-飽和氣藏；大寧-吉縣區(qū)塊含氣飽和度96.12%～100%，屬于欠飽和-飽和氣藏，氣體賦存狀態(tài)以吸附氣為主，局部富集游離氣；延川南區(qū)塊含氣飽和度39.51%～56.11%，屬于欠飽和氣藏(圖3)。

圖3 等溫吸附曲線

2.2 儲集條件

2.2.1儲集空間

大寧-吉縣區(qū)塊煤層裂隙主要為外生裂隙，貫穿于煤層中上部，寬度2～6 mm，從鏡下觀察發(fā)現(xiàn)張性裂隙、剪性裂隙廣泛發(fā)育(表1)，裂隙寬度5～10 μm，部分裂隙被碳酸鹽巖礦物填充[23-24]。割理廣泛發(fā)育，5～15條/5 cm?？紫兑约{米級的微孔為主，組織孔、胞腔孔、氣孔、晶間孔和溶蝕孔均發(fā)育，是束縛水與游離氣賦存的主要空間。臨興區(qū)塊煤層掃描電鏡分析結果，8+9號煤層主要發(fā)育水平裂縫，局部發(fā)育垂直裂隙[25]，割理裂隙發(fā)育，5～12條/5 cm，部分被碳酸鹽巖礦物填充，氣孔、組織孔均發(fā)育。

表1 大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層儲層空間類型劃分

2.2.2物性特征

大寧-吉縣區(qū)塊深部(層)煤層具有微孔、小孔發(fā)育特點，8+9號煤層孔隙度2.74%～3.62%，平均3.13%。低溫液氮吸附實驗結果表明(圖4)，8+9號煤層孔隙以小于10 nm微孔為主，同時發(fā)育10～100 nm的小孔。壓汞實驗結果表明(圖5)，8+9號煤層以微孔為主，孔喉半徑小。根據(jù)注入壓降測試結果，8+9號煤層滲透率(0.053～0.054)×10-3μm2；根據(jù)巖心實驗室測定結果，8+9號煤層滲透率(0.001～0.271)×10-3μm2，平均0.037×10-3μm2，在裂隙發(fā)育情況下，滲透率增加到(0.318～1.749)×10-3μm2，平均1.115×10-3μm2。臨興區(qū)塊8+9號煤層孔隙度[7-8,21]為4.21%～7.50 %，平均5.39%。低溫液氮吸附及壓汞實驗結果表明(圖4、5)，8+9號煤層孔隙度小，孔喉半徑小，10～100 nm的孔隙最為發(fā)育,平均占比51.13%，大孔平均占比28.31%；延川南區(qū)塊的8+9號煤層孔隙度[26-28]為3.03%～6.22%，平均4.9%。，以微孔和過渡孔為主，微孔占比60.1%，孔隙連通性差。根據(jù)注入壓降測試結果，滲透率(0.017～0.169)×10-3μm2。

圖4 低溫液氮吸附孔徑分布

圖5 壓汞曲線

2.3 保存條件

2.3.1沉積環(huán)境對煤層氣保存的影響

研究區(qū)煤層頂板以灰?guī)r為主，局部地區(qū)發(fā)育泥巖；底板以泥巖為主，局部地區(qū)發(fā)育砂巖。煤層頂?shù)装宸馍w能力整體好，有利于煤層氣富集成藏。但是，受沉積環(huán)境控制，不同區(qū)塊形成了差異化的煤層及頂?shù)装褰M合類型。鄂東緣太原組臨興地區(qū)主要發(fā)育瀉湖—潮坪相[27]，大寧-吉縣地區(qū)主要發(fā)育三角洲—障壁砂壩—瀉湖相[10],延川南地區(qū)主要發(fā)育障壁砂壩—瀉湖—潮坪相。研究表明，研究區(qū)煤層與頂?shù)装褰M合關系主要發(fā)育以下2類5種：一類頂板為灰?guī)r，包括：頂板灰?guī)r-煤層-底板泥和頂板灰?guī)r-煤層-底板砂巖，主要分布在大寧-吉縣區(qū)塊和延川南區(qū)塊；另一類頂板為砂泥巖，包括頂板砂巖-煤層-底板砂巖、頂板砂巖-煤層-底板泥巖和頂板泥巖-煤層-底板泥巖(圖6)，主要分布在臨興、延川南區(qū)塊?？傮w上以三交-臨興為界，向南頂板以灰?guī)r為主，向北頂板以泥巖為主。

圖6 煤層及頂?shù)装蹇v向組合關系

2.3.2水文地質(zhì)對煤層氣保存的影響

水文地質(zhì)條件影響煤層氣保存，主要體現(xiàn)在以下2方面：一是水動力強的徑流區(qū)沖刷煤層氣使得煤層氣逸散，二是水動力條件弱的滯留區(qū)側向封堵煤層氣，有利于煤層氣保存和富集。

研究區(qū)含水層包括：第四系松散巖層、新近系—古近系砂礫巖層、二疊系—三疊系碎屑巖裂隙含水巖層、石炭系碎屑巖夾碳酸鹽巖巖溶-裂隙含水巖層、奧陶系—寒武系碳酸鹽巖裂隙巖溶含水巖層。煤儲層地層水陽離子主要為：K+、Na+、Ca2+、Mg2+，以Na+、Ca2+離子為主；陰離子主要包括：Cl-、SO42-、HCO3-，其中大寧-吉縣、臨興區(qū)塊以Cl-為主，延川南區(qū)塊以Cl-、HCO3-為主。大寧-吉縣、臨興區(qū)塊地層水礦化度高，總礦化度60 000～320 000 mg/L，主要以承壓水為主，水型以Ca-Cl2型為主。延川南區(qū)塊地層水礦化度4 000～50 000 mg/L，水型有Ca-Cl2型、Na-HCO3型。試采井日產(chǎn)水量3～13 m3，普遍小于3 m3，水動力條件弱，有利于煤層氣的保存(表2)。

表2 大吉-臨興-延川南區(qū)塊水文地質(zhì)分析表

鈉氯系數(shù)(Na+/Cl-)和鈉鈣系數(shù)(Na+/Ca2+)是指示水動力交替作用強度和地層水封閉性的指標，其值越小，地層水封閉性越好，越利于煤層氣保存。大寧-吉縣、臨興區(qū)塊鈉氯系數(shù)0.21～0.54,鈉鈣系數(shù)0.07～0.80；延川南區(qū)塊鈉氯系數(shù)0.44～2.10，鈉鈣系數(shù)1.20～2.72。水文指標分布特征表明，大寧-吉縣、臨興區(qū)塊深部(層)煤層水動力條件弱，有利于煤層氣的富集保存，延川南保存條件相對較差。

2.4 深淺部(層)富集成藏條件對比

通過對比分析深、淺部(層)煤層成藏條件表明，深部(層)煤層氣具有煤層厚度大、煤體結構完整、熱演化程度高、煤層含氣量高、含氣飽和度高、游離氣豐富、水動力條件弱、頂?shù)装宸馍w能力好等有利成藏條件和基質(zhì)滲透率低、孔隙連通性差等不利成藏條件(表3)。

2.5 成藏特征

研究區(qū)深部(層)煤層具有“廣覆式生烴、自生自儲毯式成藏”特征(圖7)。廣覆式生烴主要是指深部(層)煤層全區(qū)發(fā)育，分布連續(xù)穩(wěn)定，厚度大；煤層熱演化程度高，Ro為2.5%～2.7%，達到了成熟階段；在晚侏羅世—早白堊世，地層溫度達到120～140 ℃，生成大量煤層氣，具有全區(qū)大面積廣泛覆蓋生烴特征。自生自儲是指深部(層)煤層既是烴源巖也是儲集層，毯式成藏是指深部(層)煤層割理裂隙發(fā)育，張性裂隙、剪性裂隙、組織孔、胞腔孔、氣孔、晶間孔和溶蝕孔廣泛發(fā)育，孔隙以小孔微孔為主與毯子結構相似，是煤層游離氣主要賦存空間。受溫度壓力影響，深部(層)煤層氣呈現(xiàn)出高飽和、高壓束縛游離氣與吸附氣共存特征，在溫度65 ℃、地層壓力22 MPa條件下，甲烷密度為127.28 kg/m3，游離氣以高壓壓縮氣狀態(tài)賦存于微裂隙及微孔中，吸附氣主要在孔隙內(nèi)煤基質(zhì)表面吸附[29]。實鉆取心含氣量測試和等溫吸附測試可知：大寧-吉縣區(qū)塊深部(層)煤層解吸氣量平均達27.5 m3/t、淺部(層)含氣量平均為12.36 m3/t(表3)，煤層具有高含氣特征。

表3 鄂東緣深淺部(層)富集成藏條件對比表

圖7 廣覆式生烴、自生自儲毯式成藏示意圖

3 成藏模式

通過對鄂東緣典型區(qū)塊太原組8+9號煤層烴源、儲層和保存等成藏條件分析，結合開發(fā)動態(tài)資料，建立了微幅褶皺、單斜與水動力耦合、斷層與水動力耦合、鼻狀構造等4類深部(層)煤層氣成藏模式。

3.1 微幅褶皺成藏模式

微幅褶皺成藏模式是指煤儲層熱演化程度高、生烴潛力好、受微幅褶皺影響儲層裂隙發(fā)育、頂?shù)装宸馍w性能好、吸附氣與游離氣共存的一種成藏模式。該類成藏模式在大寧-吉縣區(qū)塊、臨興區(qū)塊廣泛發(fā)育(圖8a)，具有以下主要特征：①生烴條件：煤層熱演化程度高，Ro大于2.0%，煤層厚度一般大于5 m，生烴潛力強，煤體結構以原生結構煤為主；②儲集條件：儲層裂隙-割理發(fā)育，微構造發(fā)育，受擠壓應力影響，褶皺局部高點張裂隙廣泛發(fā)育，為游離氣賦存提供儲集空間，游離氣富集，易形成高產(chǎn)；③保存條件：地層傾角小于3°，無斷層發(fā)育，煤層頂板為致密灰?guī)r或泥巖，地層水水型為Ca-Cl2型，礦化度高(一般大于100 000 mg/L)，水動力條件為承壓區(qū)，保存條件好；④井生產(chǎn)特征：壓裂后能點火可燃，投產(chǎn)后可以自噴生產(chǎn)。

圖8 鄂東緣典型成藏模式

以大寧-吉縣區(qū)塊大吉2-2B向3井、大吉1-3井為例，2口井均為大寧-吉縣區(qū)塊定向井，其中大吉2-2B向3井位于局部構造高點，大吉1-3井位于局部構造低點，2口井均采用大規(guī)模壓裂方式，入井液量分別為3 034.8 m3和3 146.6 m3，加砂量分別為411 m3和421 m3，大吉2-2B向3井壓裂后放噴點火可燃，火焰高度1～5 m，目前自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量2.3萬m3，成為國內(nèi)煤層氣直井最高產(chǎn)量井。大吉1-3井壓裂后放噴點火不可燃，采用抽油機+有桿泵生產(chǎn)，目前日產(chǎn)氣量653 m3(圖9、10)。

圖9 大吉2-2B向3井生產(chǎn)曲線

圖10 大吉1-3井生產(chǎn)曲線

3.2 單斜與水動力耦合成藏模式

單斜與水動力耦合成藏模式是指煤儲層生烴后受構造抬升影響、以吸附氣為主(不含或含少量游離氣)、受水力封堵影響而聚集成藏的一種成藏模式。該類成藏模式含氣性相對微幅褶皺較差，在大寧-吉縣、臨興、延川南均發(fā)育(圖8b)，具有以下主要特征：①生烴條件：煤層熱演化程度中—高，Ro大于1.8%，煤層厚度一般大于3.5 m，生烴潛力大，煤體結構以原生結構為主；②儲集條件：受單斜構造影響，不含(或含少量)游離氣，構造抬升過程中游離氣溢散至其他層位；③保存條件：保存條件較好，煤層頂板為致密灰?guī)r或泥巖，深部地層礦化度高(80 000～200 000 mg/L)，水型為 Ca-Cl2型，水動力條件由淺到深從徑流區(qū)-弱徑流區(qū)-承壓區(qū)過渡，水動力條件較弱，有利于富集成藏；④生產(chǎn)特征：壓裂后能點火不燃，投產(chǎn)后不能自噴生產(chǎn)，需要三抽設備輔助生產(chǎn)。

以大寧-吉縣區(qū)塊大吉9-9向2井為例，該井是大寧-吉縣區(qū)塊定向井，位于東部斜坡帶，采用大規(guī)模壓裂方式，入井液量3 051 m3，加砂量為181 m3，采用抽油機+有桿泵生產(chǎn)，目前日產(chǎn)氣量4 500 m3(圖11)。

圖11 大吉9-9向2井生產(chǎn)曲線

3.3 斷層與水動力耦合成藏模式

斷層與水動力耦合成藏模式是指受斷層影響煤層及上覆地層破碎、斷裂帶形成的泥巖涂抹帶滲透性較差、氣水運移困難形成良好封閉空間、阻止煤層氣逸散使煤儲層含氣量較高[7]的一種成藏模式，其特點是煤儲層上覆巖層為灰?guī)r或泥巖使煤儲層中不存在地下水的垂向補給，斷層封堵和水動力條件形成良好的時空匹配。該類成藏模式在臨興區(qū)塊、延川南區(qū)塊廣泛發(fā)育(圖8c)，具有以下主要特征：①生烴條件：煤層熱演化程度中—高，Ro一般大于1.8%，煤層厚度一般大于3.5 m，生烴潛力強，煤體結構以碎裂煤為主；②儲集條件：斷層發(fā)育，斷層上下盤含氣差異較大，逆斷層上盤靠近斷層帶裂隙發(fā)育，為游離氣賦存提供空間，下盤受斷層和水動力耦合影響，主要以吸附氣為主；③保存條件：保存條件較好，煤層頂板為致密灰?guī)r或泥巖，具有良好的封蓋性封蓋條件好。深部地層礦化度高，一般大于50 000 mg/L,水型為 Ca-Cl2型，水動力條件較弱；④生產(chǎn)特征：壓裂后能點火不燃，投產(chǎn)后不能自噴生產(chǎn)，需要三抽設備輔助生產(chǎn)。

3.4 鼻狀構造成藏模式

鼻狀構造成藏模式是指受構造擠壓影響局部地區(qū)發(fā)育鼻狀構造、構造和水文條件有利、鼻狀構造隆起區(qū)為煤層氣富集成藏有利區(qū)域、吸附氣量與游離氣共存且游離氣含量高的一種成藏模式。該類成藏模式在大寧-吉縣、臨興均有均發(fā)育(圖8d)，有利于獲得煤層氣高產(chǎn)，具有以下主要特征：①生烴條件：煤層熱演化程度高，Ro大于2.0%，煤層厚度一般大于5 m，生烴潛力強，煤體結構以原生結構為主；②儲集條件：受鼻狀構造形態(tài)影響，張裂隙廣泛發(fā)育，為游離氣賦存提供條件，深部生成的氣體沿著裂隙向上運移至局部構造高點；③保存條件：鼻狀構造區(qū)域處于滯留水區(qū)，地層水礦化度80 000～200 000 mg/L,水型為 Ca-Cl2型，屬于弱徑流區(qū)-承壓區(qū)，水動力條件較弱，有利于富集成藏；④生產(chǎn)特征，壓裂后能自噴生產(chǎn)。

以大寧-吉縣區(qū)塊高4-3井為例，該井是大寧-吉縣區(qū)塊直井，位于鼻狀構造軸部，采用大規(guī)模壓裂方式，入井液量2 898 m3，加砂量402 m3，壓裂后自噴生產(chǎn)，日產(chǎn)氣量1.2×104m3(圖12)。

圖12 高4-3井區(qū)生產(chǎn)曲線

4 關鍵技術攻關方向及不同成藏模式技術對策

與淺部(層)煤層氣相比，深部(層)煤儲層在構造、埋深、壓力、溫度、地應力、物性、含氣性等方面均有顯著差異，現(xiàn)有淺部(層)形成的地質(zhì)評價和工程工藝技術難以完全適應深部(層)煤儲層條件，需要針對深部(層)煤層氣藏特點和難題，開展相應的理論與技術攻關[30]，這里特別強調(diào)的是地質(zhì)-工程一體化、工程技術對地質(zhì)條件適應性的“雙甜點綜合定量評價”技術攻關，以解決深部(層)煤層氣藏高效開發(fā)面臨的諸如儲層精細描述與甜點區(qū)識別標準、基于地質(zhì)-工程一體化的鉆井、壓裂等理論技術難題，推動深部(層)煤層氣規(guī)模效益開發(fā)。

4.1 地質(zhì)-工程一體化甜點綜合定量評價

針對深部(層)煤層氣開發(fā)效果密切相關的地質(zhì)關鍵問題，以控藏成藏研究為基礎，揭示影響深部(層)煤層氣開發(fā)效果的地質(zhì)-工程關鍵控制因素，形成深部(層)煤層氣地質(zhì)-工程一體化甜點優(yōu)選技術、井網(wǎng)優(yōu)化及產(chǎn)能評價技術，支撐深部(層)煤層氣大規(guī)模高效建產(chǎn)。重點開展以下五方面的研究：①深部(層)煤儲層構造、水文、地應力、溫度場、壓力場對富集影響研究；②深部(層)煤儲層氣水產(chǎn)出物理—化學性質(zhì)動態(tài)及其主控因素；③煤儲層開發(fā)效果地質(zhì)—工程關鍵控制因素研究；④地質(zhì)-工程開發(fā)甜點評價指標體系與模型；⑤井型、井網(wǎng)、井距優(yōu)化及合理產(chǎn)能評價與預測。

4.2 工廠化水平井優(yōu)快鉆完井關鍵技術

工廠化大叢式水平井開發(fā)是深部(層)煤層氣高效開發(fā)的必由之路，是提升全生命周期開發(fā)效果的重要途徑，主要包括提高甜點鉆遇率、增加水平段長、降低鉆井成本[31-34]。需要開展的技術攻關有：①精優(yōu)軌跡設計，建立水平井超前導向與多約束井眼軌跡設計方法；②三精導向技術建立與實施，為了提高黃金靶體鉆遇率，充分利用地震、測錄井、地質(zhì)等多元信息，開展精細地質(zhì)建模、精準軌跡優(yōu)化，精優(yōu)導向?qū)嵤?，充分利用工廠化作業(yè)優(yōu)勢，實現(xiàn)地質(zhì)模型不斷更新迭代，保障甜點鉆遇率；③低成本防漏防塌快脫氣綜合作用機理及鉆井液調(diào)控技術研究，基于鉆井液體系的防漏、防塌、脫氣單一作用機理，結合性能及作用效果，揭示深部煤巖鉆井液體系綜合作用機理，形成深部煤層全井筒防漏防塌快脫氣鉆井液技術及性能調(diào)控方法；④深部(層)煤層氣水平井高效密封固井技術研究，構建深部煤層固井水泥漿及隔離液體系，開展水平井套管安全下入、提高頂替效率等工藝研究。

4.3 水平井大規(guī)模體積縫網(wǎng)儲層改造等關鍵技術

深部(層)儲層具有高地應力、高地層溫度、高破裂壓力、高彈性模量、低泊松比“4高1低”特征。特殊的巖石力學性質(zhì)對復雜縫網(wǎng)形成增加了難度，但深部(層)煤儲層具有原生結構煤為主、與頁巖有相似脆性、割理裂隙廣泛發(fā)育(5～15條/5 cm)特點，為縫網(wǎng)體積壓裂提供了有利的地質(zhì)條件。生產(chǎn)實踐表明，大規(guī)模(超大規(guī)模)壓裂是獲得高效開發(fā)的重要途徑(表4)，如何降低割理裂隙造成的濾失、提高深部(層)煤儲層加砂強度和加砂規(guī)模成為提升儲層改造效果的關鍵點。需要開展三方面研究：①工程-地質(zhì)一體化選段選簇技術。以地質(zhì)力學為橋梁，建立以隨鉆GR、氣測錄井、巖屑錄井、巖石力學參數(shù)等多參數(shù)組合的分段分簇技術，通過工程地質(zhì)參數(shù)與產(chǎn)量擬合，采用數(shù)據(jù)挖掘方式，明確各參數(shù)對儲層改造效果影響權重，建立可壓裂性綜合指數(shù)，定量化評價儲層改造潛力，沿軌跡方向優(yōu)化段簇數(shù)，結合油(氣)藏數(shù)值模擬，確定最佳段簇數(shù)。②大規(guī)?？p網(wǎng)壓裂機理研究。通過大規(guī)模、高強度加砂實現(xiàn)多裂縫開啟、長距離延伸，增大支撐半徑的壓裂效果；通過縫網(wǎng)形成機理研究，明確縫網(wǎng)形成的地質(zhì)、工程主控因素，開展精細壓裂地質(zhì)建模，指導縫網(wǎng)壓裂工程設計。③研發(fā)低成本、免配液、耐鹽、可重復利用的一體化壓裂液體系壓裂液。應對深部(層)煤層氣井壓后返排液量大、礦化度高、重復利用難度大、安全環(huán)保面臨較大挑戰(zhàn)的難題。

表4 大規(guī)模壓裂與小規(guī)模壓裂生產(chǎn)效果對比表

4.4 不同成藏模式技術對策

根據(jù)近兩年來的生產(chǎn)實踐，對前文所述的四類成藏模式分別采取不同的井網(wǎng)部署方式及工程工藝技術對策。針對富含游離氣的微幅構造成藏、鼻狀構造成藏模式的兩類區(qū)域，采用大井距(井距350～450 m)、長水平段(水平段長度大于2 000 m)井網(wǎng)模式部署、大排量(排量大于15 m3/min)、大砂量(每段加砂量大于450 m3)大規(guī)模壓裂、自噴生產(chǎn)+速度管柱泡排輔助生產(chǎn)模式，以便全生命周期降低成本、提高開發(fā)效益；針對單斜與水動力耦合、斷層與水動力耦合成藏模式的兩類區(qū)域，采用小井距(280～350 m)、常規(guī)水平井(水平段長度1 000～1 500 m)井網(wǎng)模式部署、適度規(guī)模壓裂(排量10～15 m3/min，每段加砂量300～350 m3)、三抽輔助生產(chǎn)模式，達到全生命周期提高儲量動用率的目的。

5 結論

1)深部(層)煤層氣具有煤層厚度大、煤體結構完整、熱演化程度高、煤層含氣量高、含氣飽和度高、游離氣豐富、水動力條件弱等有利成藏條件和基質(zhì)滲透率低、孔隙連通性差等不利成藏條件，具有“廣覆式生烴、自生自儲毯式成藏”特征。

2)基于生烴、儲集、保存等成藏條件及開發(fā)動態(tài)特征分析，提出深部(層)煤層氣微幅褶皺、單斜與水動力耦合、斷層與水動力耦合、鼻狀構造等4類成藏模式。其中微幅構造、鼻狀構造成藏模式，具備吸附氣和束縛游離氣共存特征，單斜與水動力耦合、斷層與水動力耦合成藏模式主要以吸附氣為主。

3)深部(層)煤儲層在構造、埋深、壓力、溫度、地應力、物性、含氣性等方面與淺部(層)煤層氣具有顯著差異，針對深部(層)煤層氣藏特點和難題，特別強調(diào)地質(zhì)-工程一體化、工程技術對地質(zhì)條件適應性的“雙甜點綜合定量評價”是未來實現(xiàn)深部(層)煤層氣效益開發(fā)的主要技術攻關方向，包括開展地質(zhì)-工程甜點綜合定量評價、工廠化水平井優(yōu)快鉆完井、水平井大規(guī)模體積縫網(wǎng)儲層改造等。

4)針對不同成藏模式，分別采取不同的井網(wǎng)部署方式及工程工藝技術對策，達到全生命周期提高儲量動用率目的。微幅構造、鼻狀構造成藏模式，采用大井距、長水平段、大排量、大砂量、自噴生產(chǎn)+速度管柱泡排輔助生產(chǎn)開發(fā)模式；單斜與水動力耦合、斷層與水動力耦合成藏模式，采用小井距、常規(guī)水平井、適度規(guī)模壓裂、三抽輔助生產(chǎn)開發(fā)模式。