中国煤层气杂志电话

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叶建平

作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:,E-mail:

(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)

摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。

关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展

China's Coalbed Methane Industry Development Report

YE Jianping

(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)

Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.

Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development

我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。

1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长

近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。

表1 全国煤层气探明储量分布情况

沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。

鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。

除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。

黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。

彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。

内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。

依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。

四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。

云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。

安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。

全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。

上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。

在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。

2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升

“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。

目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。

表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)

说明:投产井数包括已产气井和未产气井。

3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在

技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。

3.1 煤层气水平井钻完井技术

煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。

煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。

多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。

借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。

煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。

研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。

3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕

研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。

研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。

通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。

3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害

通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。

研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。

开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。

3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设

沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。

沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。

数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。

3.5 煤层气排采生产技术

实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。

通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。

研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。

煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。

3.6 煤层气利用技术

煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。

采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。

采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。

在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。

3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈

煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。

除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。

水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。

深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。

4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源

煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。

煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。

5 煤层气产业发展展望

根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。

感谢赵庆波教授提供相关统计资料。

参考文献

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扩展资料：

天然气是指自然界中天然存在的一切气体，包括大气圈、水圈、和岩石圈中各种自然过程形成的气体（包括油田气、气田气、泥火山气、煤层气和生物生成气等）。

而人们长期以来通用的“天然气”的定义，是从能量角度出发的狭义定义，是指天然蕴藏于地层中的烃类和非烃类气体的混合物。在石油地质学中，通常指油田气和气田气。其组成以烃类为主，并含有非烃气体。

天然气蕴藏在地下多孔隙岩层中，包括油田气、气田气、煤层气、泥火山气和生物生成气等，也有少量出于煤层。它是优质燃料和化工原料。

天然气主要用途是作燃料，可制造炭黑、化学药品和液化石油气，由天然气生产的丙烷、丁烷是现代工业的重要原料。天然气主要由气态低分子烃和非烃气体混合组成。

参考资料：百度百科-天然气

阜新盆地王营-刘家煤层气富集区的形成模式

王勃1,2 李贵中2 王一兵2 杨焦生2 陈艳鹏2 邓泽2 庚勐2

作者简介:王勃,工程师,中国石油勘探开发研究院廊坊分院,通讯地址:河北省廊坊市万庄44号信箱中石油廊坊分院煤层气所,Email:电话:

(1.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 2210082.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007)

摘要:为了推动低煤阶煤层气产业化取得更大突破,本文在剖析美国粉河盆地煤层气富集区煤层埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源量划分依据的基础上,厘定了低煤阶煤层气富集区的主控因素为成煤环境、气源、构造、岩浆活动及水文等,结合这些主控因素,在大量实验测试数据分析的基础上,利用类比法及地质统计法,对阜新盆地王营-刘家区块煤层气富集区的形成机制进行了探讨,并提出了水动力-岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式。在后期煤层气勘探开发中寻找具有类似富集模式的富集区,可能形成低煤阶煤层气高产。

关键词:高丰度 富集 成煤环境 气源 岩浆 水动力 解吸 富集模式

Accumulation Model of Wangying-Liujia Coal-bed Gas Enrichment Area in Fuxin Basin

WANG Bo1,2 LI Guizhong2 WANG Yibing2 YANG Jiaosheng2 CHEN Yanpeng2 DENG Ze3 GENG Meng2

( of Resources and Geoscience, China University of Mining & Technology, Xuzhou, Jiangsu 221008, China; ng Branch, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Langfang, Hebei 065007, China)

Abstract: In order to make greater breakthroughs during the low rank coal-bed gas industrialization process, based on the analysis of coal bed depth, gas content, coal bed monolayer thickness, overall thickness as well as the basis of division of resources of the coal-bed gas enrichment area in the Powder River Basin in the United States, main controlling factors in low rank coal-bed gas enrichment area were examined, including coal-forming environment, gas source, structure, magmatic activity and hydrology etc.. Considering these main controlling fac- tors, the formation mechanism of coal-bed gas enrichment area of Wangying-Liujia Block in Fuxin Basin was dis- cussed using analogy method. A model of hydrodynamic force-dike plugging hybrid origin fracture type coal-bed gas enrichment was proposed. High production can be observed if enrichment areas of the similar enrichment model were found during coal-bed gas exploration and development in the future.

Keywords: high abundance; coal-bed gas; coal-forming environment; gas source; magma; hydrodynamicforce;desorption;enrichment model

1 引言

粉河盆地是目前世界上低煤阶煤层气开发最为成功的含气盆地之一,煤层气资源量为3.34万亿m3,2008年底该盆地累计钻井20000口,煤层气产量近160亿m3,占美国煤层气产量的20%以上[1]。对高丰度富集区的划分是粉河盆地煤层气产业化成功的一个重要因素,而阜新盆地也是中国第一个取得突破的低煤阶含煤盆地,目前该盆地钻井52口,单井平均产气量2500m3/d,年商品量近2000万m3,勘探开发主要区块为王营-刘家、五龙及海州区块。本文通过对粉河盆地煤层气富集区的地质参数及其主控因素进行解剖,并分析了阜新盆地王营-刘家煤层气富集区的形成模式,指导了阜新盆地的其他煤层气富集区的优选及开发。

2 美国粉河盆地煤层气富集区的主控因素

2.1 富集区划分的依据

根据埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源丰度,结合煤层气勘探开发现状,以不同产气量对应的地质条件为依据,特制定下列划分标准。

富集区划分标准:煤层埋深为159~657m,煤层单层厚度大于12m,总厚度大于60m,含气量大于2.34m3/t,资源丰度大于2亿m3/km2。

较富集区划分标准:煤层埋深主要为91.2~159m和657~912m,煤层单层厚度大于10m,总厚度大于30.4m,含气量大于1.88m3/t,资源丰度较高。

2.2 富集区形成的主控因素

通过分析粉河盆地煤层气地质特征、储层物性、构造演化等,认为粉河盆地煤层气富集主要存在以下三个方面的主控因素:有利的沉积环境、煤层形成后地质历史演化时间短、存在生物气生成的有利水文地质环境。

2.2.1 有利的沉积环境

粉河盆地从古近纪开始有大量沉积物流进了泛滥平原、河口和新形成的粉河盆地的沼泽中。古近纪岩石从直接产于最新的恐龙化石之上的“最下部稳定褐煤层”开始。覆盖大部分粉河盆地的古近纪岩石是古新世的尤宁堡组和始新世的沃萨奇组。尤宁堡和沃萨奇时期的特点是在周期性遭受上升和下沉的近岸环境中具有旋回沉积作用。在稳定时期,广泛的成煤沼泽得到了发育,沉积了分布广泛厚度较大的煤层。

2.2.2 成煤后地质演化时间短,压实作用弱,物性好

在粉河盆地内的沉积岩包括一套厚的大部分为海相成因的古生代和中生代岩石层序,和一套较薄的陆相成因的晚白垩世和新生代岩石层序。

晚白垩世最初的陆相沉积在怀俄明州称为兰斯组,而在蒙大拿州东南部称为赫尔克里克组。这两个组由厚层状砂岩、暗色粘土和页岩交替组成。这个组从蒙大拿州比格霍恩县的152~204m往南增厚,至怀俄明州康佛斯县达760m。虽然在其他地区这个时代的岩石中存在有拉腊米运动的证据,但在兰斯时期在粉河盆地没有此造山运动的证据。

因此粉河盆地古近系和新近系广泛发育且厚度较大的煤层形成后,没有发生较大的构造运动,整体压实作用较弱,煤储层物性好。粉河盆地煤储层基质孔隙发育,孔隙度1.5%~10%。粉河盆地煤储层物性好,渗透率高,煤层裂隙渗透率32~550mD,基质渗透率0.01~20mD。粉河盆地多数地区的煤层也属于欠压储层,煤储层压力梯度0.6~0.7MPa/100m,而储层含气多为饱和状态,饱和度90%~100%,并且在煤基质和割理(裂缝)中存在适量的自由气,表明粉河盆地具有外来气源补给。

2.2.3 存在生物气生成的有利水文地质环境

粉河盆地古近系Fort Union组的煤大部分地区为褐煤(Ro=0.3%~0.4%),深部存在高挥发分烟煤,没有达到可以大量产生热成因甲烷的成熟度。其甲烷δ13C值为-60.0‰~-56.7‰,δD值为-307‰~-315‰。表明生物成因气为主[2]。

粉河盆地地下水氘(δ2H)和氧(δ18O)同位素组成与全球大气降水线对比分析,结合氚同位素分析结果显示,Fort Union煤层中水的成因是大气作用,其年份早于1952年(图1)[3]。说明地质历史时期有大气降水进入地层,而通过定性观测,特别是未确定的复杂混合物的产生、饱和烃类的总离子色谱表明粉河盆地的Fort Union煤层都经历了某种程度的生物降解作用。这些色谱都有双峰分布控制,UCM(Unresolved complex mixture)增大,定性显示了生物降解作用。同时,煤的单峰分布更显示了热成熟度的增加(图2)。

图1 粉河盆地地下水氘(δ2H)和氧(δ18O)同位素组成图

3 阜新盆地王营一刘家煤层气富集区的形成模式

3.1 沉积环境控制巨厚煤层

扇三角洲泥炭沼泽相在同沉积背斜的轴部长期稳定持续堆积,形成阜新盆地的巨厚煤层,同沉积背斜轴部煤层厚度大[4]。以王营—刘家富煤带为例,该带太平组煤层在同沉积背斜轴部合并后的总厚度达45m以上。其中,太上煤层总厚度达20m以上;太下煤层总厚度达20m以上;孙家湾煤层厚度最大可达25m以上;中间煤层厚度最大可达15m以上。这些厚煤层为煤层气的生成富集提供了良好的生储层条件,是煤层气富集带的物质基础,使得煤层气资源呈现出“小而肥”的特征。

3.2 岩浆活动改善了储层物性

3.2.1 岩浆活动对煤储层物性的改造

岩浆侵入形成岩墙时对煤层动力破坏和烘烤作用是不均匀的,随着距岩墙距离的变化,煤层结构构造发生带状变化,煤层渗透率也发生改变,从而控制了区段内煤层气的储存和运移[5-10]。在一个块段内,在岩墙的两侧依次形成了天然焦-高变质碎裂煤-构造煤-正常煤的分带现象,越靠近岩墙,煤的变质程度越高,节理越发育,孔隙率越高,煤的渗透性越好。尤其是紧靠岩墙的柱状天然焦,具有柱状节理,孔隙率高于正常煤几百倍,透气性好,孔隙大,即是煤层气的良好储存空间,又是良好的运移通道。而在高变质碎裂煤外侧形成的“构造煤”带中,煤的原生结构构造全部破坏,渗透率极低,该带的厚度一般为2m以上,对煤层气有良好的侧向封闭作用。通过对BL8-2、BL8-5和BL14岩墙影响带内煤的镜质组反射率和有机质挥发分的测试研究,确定岩墙的影响宽度约为岩墙厚度的5~12倍。在岩墙和“构造煤”带之间,高变质碎裂煤与天然焦中煤层气储集的方式主要状态为游离气,高变煤中吸附气与游离气并存,但游离气的含量高。

岩浆活动产生的构造裂隙和现今岩墙、岩床的存在提高了煤储层渗透性。根据阜新盆地王营井田煤层的样品测试数据,本区煤岩垂直于煤层层理方向的渗透率平均值为142.3×10-3μm2,平行层理渗透率为214.0×10-3μm2。垂直于煤层面割理方向的平均渗透率为75.3×10-3μm2,平行面割理方向的平均渗透率为356.9×10-3μm2(表1)。

图2 粉河盆地Fort Union煤层烃类总离子流色谱图

表1 阜新盆地王营井田煤岩甲烷气绝对渗透率测试数据表

3.2.2 岩墙的封堵作用

地下深处的岩浆,侵入并刺穿储层,构成阻止煤层气继续运移的遮挡物,也可与上覆盖层一起构成遮挡物,封堵机理相当于常规油气的刺穿圈闭及复合圈闭。如王营井田成煤后,古近纪岩浆侵入强烈,30余条岩墙遍布全区,刺穿煤层及上覆沉积层。岩墙侧向派生岩床,岩床又与临近岩墙汇合或穿插,将井田分割成若干个次一级储气单元[1]。

3.2.3 煤层气产出特点

岩浆活动引起外生裂隙的发育,成为煤层气解吸的通道,使得阜新盆地煤层气解吸速率较快;同时由于低煤阶煤储层本身孔隙结构以大孔为主的特征,使得阜新盆地煤层气解吸特征既具有中高煤阶又具有低煤阶煤层气解吸的特征。以阜新盆地刘家区块LJ-6井采气曲线为例进行论证,阜新刘家区块LJ-6井2003年投产(图3),初期日产气4500m3,稳产4年开始递减,目前日产气2780m3,已累计采出662×104m3,采出程度26.6%,预计采收率50%,划分为上升—稳产—递减三个阶段[12]。

图3 阜新刘家LJ-6井排采曲线图

3.3 煤层气成因类型及水动力封堵作用

3.3.1 煤层气成因类型

根据煤层气的成分组成和甲烷同位素值在-50.42‰~-44.75‰之间(图4),说明王营—刘家煤层气成因的复杂性,既有次生生物成因,又有热成因,且为次生热成因[13-19]。

煤层气以烃类为主,其中甲烷体积分数高,为87.58%~98.03%,平均93.54%;重烃体积分数低,为0~2.22%,平均0.63%,为典型的干气。生物甲烷气的δ13C113C1为-58.00‰~-44.70‰,说明存在生物成因气;Ro为0.3%~1.5%,适合于次生生物气的产生,该盆地浅部阜新组Ro为0.42%~0.62%,深部沙海组Ro为0.70%~1.67%,有利于生物气的生成;该区地温资料表明,阜新盆地在1800m以内地温最高为70℃,1500m以内地温一般为30~60℃,正好处于甲烷菌生存的温度0~75℃。煤层水及煤层气氢同位素的相关性(图5)表明生物成因气偏向CO2还原作用,期间煤层古沉积水介质是不断经受大气降水改造而形成的,也证实了水动力对初期生物气生成的贡献。

图4 煤层气δ13CCH与CCH/(CC2H6+CC3H8)图

图5 煤层水与煤层气的氘同位素相关性图

图6 阜新盆地排采水氢氧同位素组成图

3.3.2 水力封闭作用

地下水顺层由浅部向深部运动,则煤层中向上扩散的气体将被封堵,致使煤层气聚集。水力封堵控气特征常见于不对称向斜或单斜中[20,21]。在一定压力差条件下,煤层气从高压力区向低压力区渗流,或者说由深部向浅部渗流。压力降低使煤层气解吸,因此在煤层露头及浅部是煤层气逸散带。如果含水层或煤层从露头接受补给,地下水顺层由浅部向深部运动,则煤层中向上扩散的气体将被封堵,致使煤层气聚集。

阜新盆地地下水封堵作用主要发生在王营—刘家地区。该区地表径流为王营河和西瓦河,均为细河的支流。地下水接受地表降水明显,地表水灌入地下宽窄不一、变化多端的裂隙中形成水栅栏。深部煤层中的煤层气向上运移,被向下运移的地下水封堵而保存。从地层水的氢、氧同位素值来看,大气降水易沿着岩墙裂隙带或导水断层进入气藏深部,形成静水压力封堵,使得煤层气富集成藏(图6)。

3.4 煤层气富集区的形成模式

基于以上理论,将王营—刘家煤层气富集区的成藏模式总结为水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式(图7)。

图7 水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式图

4 结论

(1)美国粉河盆地煤层气富集区划分的主要参数为埋深、含气量、煤层单层厚度、总厚度及资源丰度,而控制这些参数的地质因素为沉积环境、构造演化及水文地质条件。

(2)阜新盆地的扇三角洲泥炭沼泽相在同沉积背斜的轴部长期稳定持续堆积,形成了巨厚煤层,同沉积背斜轴部煤层厚度最大,为煤层气的富集提供了物质基础。

(3)岩浆活动提供煤储层的生气及储气能力,同时产生的构造裂隙和现今岩墙、岩床的存在提高了煤储层渗透性,成为王营—刘家区块煤层气高产的有利条件。

(4)水动力携带甲烷菌发生生物降解作用及岩浆活动产生的热成因气使得王营—刘家区块煤层气成因呈多样化的特点,水动力及岩墙对煤层气藏具有封堵作用。

(5)王营—刘家区块煤层气富集区的形成模式为水动力—岩墙封堵混合成因裂隙型煤层气富集模式,在以后的勘探开发过程中可通过类比地质条件及主控因素,寻求类似王营—刘家区块煤层气富集模式,从而推动低煤阶煤层气产业化取得更大突破。

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