古藺敘永地區煤層氣勘探開發前景分析

柯 軍 尹中山 趙文峰 尹雪松

1. 四川省煤田地質局一三五隊, 四川 瀘州 646000;2. 四川省煤礦瓦斯(煤層氣)工程研究中心, 四川 成都 610072;3. 四川省煤田地質局, 四川 成都 610072;4. 武漢理工大學自動化學院, 湖北 武漢 430070

0 前言

四川省煤層氣勘探工作起步于1996年,于1996、2002、2011年對全省煤層氣資源進行過評價與利用研究工作。全省煤層氣開發潛力地區為古藺敘永地區,宜賓筠連、芙蓉地區。上述地區下二疊統龍潭組(P3l)具有煤層層數多且厚度2 m左右、含氣量高、埋深適中、保存條件好、煤儲層以常壓為主、局部有異常高壓區、臨界解吸壓力較高等有利條件,但滲透率較低～極低、地層傾角20°及以上等主要不利靜態指標。地面抽采試驗顯示有利區塊出氣性有較大差異,古藺敘永地區煤層氣井口口見氣,日產氣量波動大、穩產期短等情況[1-2],證實古藺敘永地區是四川省煤層氣及煤系泥頁巖氣開發最有利的地區之一。1996、2002、2011年評價的四川省晚二疊世煤層氣資源量分別為 4 415×108、3 107×108、4 668×108m3,其中古藺敘永地區788×108、1 001×108、1 925×108m3，均為中等豐度大型煤層氣田[3-10]。

研究區古藺敘永地區指該區有煤層露頭、煤礦開采及開展過煤炭勘探的地區,劃分為兩河、敘永、古藺、大村、廟林、石寶、觀文、海風和河壩等9個礦段,其目的層為下二疊統龍潭組C11、C17、C24等煤層,屬無煙煤三號。大村礦段已于2015年完成了煤炭、煤層氣綜合勘查工作,施工參數井、試驗井共17口。

研究區開展煤層氣探索試驗工作的有石寶SQ 1、石地1等8口井,大寨某50井、兩河礦段川南地2、海風、河壩礦段49-2井、石屏井田42-2井、仁頁1井等。從C17煤層42-2井最淺埋深247 m—石地1井 1 450 m—仁頁1井最深 3 200 m的煤層氣資源得到證實,大村、大寨、石寶等試氣效果表明僅大村達到工業氣流,卻尚未形成井網試采,未獲取探明儲量,因此該地區煤層氣勘探研究評價與試氣的空間非常大[11]。

2010年在古藺縣大村取得日產 1 600 m3的重大突破[12-13],但到目前為止仍未實現商業化,國家明確加大油氣工作力度的同時,再次深入分析本區煤層氣勘探難點問題,有助于加快古藺敘永地區煤層氣開發進程。

1 地質構造特征

研究區主體構造為近東西向的古藺復式背斜,背斜東端轉向北東向。北翼傾角較緩,北翼西段以寬緩的次級褶皺為主,中段和東段以單斜為主;南翼較陡,以緊密褶皺為主,主要賦煤構造如古藺復式背斜、新街背斜等共10個。褶皺帶的展布控制了晚二疊世煤層及煤層氣資源的分布格局[4]。褶皺帶內破壞煤系的區域性大斷層不發育,而由褶皺控制的次級斷層則較發育。

地質構造發育過程中受由南向北水平擠壓應力作用形成的縱彎褶皺,稱古藺復式背斜。區內褶皺發育,規模較大,其中背斜軸部出露最老地層多為寒武系或震旦系,向斜軸部出露最新一般為侏羅系中下統地層。在向斜或背斜翼部賦存C17等煤層。

上二疊統龍潭組主要為瀉湖—三角洲—泥炭沼澤—障壁島及潮坪相的海陸過渡相沉積,沉積環境、聚煤作用基本穩定。巖性為粉砂巖、泥巖、頁巖夾煤層。

研究區含煤20余層,可采煤層有C6或C7、C7-10、C12-13、C14、C17-20、C21、C22、C23、C24和C25等10層,煤層累厚9～11 m,含煤系數10%～14%,煤炭資源勘查成果表明該地區中富含烴類氣體。其中C7-10(或C7、C8-10)、C17-20、C23、C25等4層為主要可采煤層,含煤平均總厚度8.75 m。古藺敘永地區煤層瓦斯含量較高,最高為觀文礦段C11煤層30.84 m3/t,最高瓦斯壓力3.3 MPa,煤的最大理論吸附量平均34.85 m3/t,煤的滲透率平均值為0.159×10-3μm2,煤體破壞類型Ⅱ～Ⅳ為主,構造煤普遍發育。

大量研究表明,上二疊統龍潭組地層分布面積大,深度范圍廣,有機質豐度高,煤層成組出現、層數多、厚度較薄、厚度變化大,含氣量高,泥頁巖連續厚度大,具備開展煤層(系)氣評價試驗的最佳條件[14-16]。而煤系氣是由整個含煤巖系中的成煤母質、煤和分散有機質在生物化學、物理化學及煤化作用過程中演化生成的全部天然氣[17]。

2 問題分析

2.1 地質技術問題

煤層氣工作研究不深入、不系統,停留在含煤地層、構造、含煤性、含氣性等基礎數據的收集與常規研究上,而對煤儲層黏土成分比例與類型、泥頁巖層的氬離子拋光電鏡鑒定等研究不多，深度不夠,作為面積約 2 000 km2范圍的古藺敘永地區,以DCMT-3井[12-13]技術模式推廣施工、采氣技術,產氣效果不如預期,阻礙了本區煤層氣開發進度。

2.2 產氣量問題

煤層氣開采的目的是創造經濟效益,直接體現在增加日產氣量、累計產氣量上。單井產量越低、穩產時間越短,經濟效益越差。制約產氣量的因素有地質、工程施工[12-13]、排采工作制度的合理性等。

2.2.1 構造煤普遍分布

從宏觀看,煤與瓦斯突出需要有一定厚度的“構造煤”,而由縱彎褶皺控制的層滑構造是形成“構造煤”的主因。

研究區普遍發育縱彎褶皺,其控制的層間滑動容易形成順層斷層。機理在于煤系地層中上部的P3c、下部P2m均為巖性硬脆的灰巖,橫張、“X”剪節理或斷層較發育,軟弱的煤系巖層則發生部分塑性變形,前者主要發育層間褶曲,伴生走向逆斷層,后者則在主要煤層(近距離煤層群)及其附近軟巖層中發育順層滑動,形成層滑構造帶等塑性變形構造,部分可顯現為順層斷層。具體看,煤層受到了強有力的擠壓、搓揉,不僅造成煤層厚度大幅度變化,而且破壞部分煤層的原生結構,形成大量巖體破碎系數f值一般都<0.5,煤體破壞類型為Ⅱ～Ⅳ類的構造煤。表現為煤層及其頂底板中小斷層較為發育,以正斷層居多,據古藺復式背斜北翼東端岔角灘井田宏達煤礦采媒工作面揭露斷層統計,斷距0.2～1.35 m不等,多小于1.0 m,但對煤層的破壞和瓦斯聚集影響較大。構造煤分布在煤層上部,其厚度為全層厚的2/3左右。總體使井田(礦井)地質構造復雜化[5,8-10]。

2.2.2 巖溶原因

關注P2m地層的溶蝕,原因是巖性為生物碎屑灰巖、砂屑灰巖、微晶灰巖,方解石含量高達95%以上,同時巖溶發育區受區域地質構造線控制,燕山期形成的褶皺、斷裂及構造節理裂隙為巖溶的形成、發展和地下水活動提供了十分有利的條件,并控制著巖溶發育方向和地下水的流向。古藺復式背斜派生了大量微細構造如成組出現的裂隙,其發育形態和延伸方向對巖溶起到了次生的控制或影響作用[18-19]。全區C25煤層沉積前茅口組地層基底抬升、剝蝕、溶蝕對煤層儲氣性的影響較大,灰巖水、斷層、侵蝕基準面高低、物源供給等對產氣量的作用應作進一步深入分析。

綜上所述,龍潭組中煤組(C13、C17-20煤層)附近發育順層滑動構造,構造煤改造是當前煤層氣開發尚未攻克的難題,加之煤系地層底部又發育溶蝕地層,對煤層氣保存封蓋起到負面作用。

2.3 單層、合層采氣的效益問題

2.3.1 單一煤層產氣量

在大村、大寨、石寶的勘探試驗井均采用分層壓裂、合層采氣方式,基于多煤層解吸供氣以提高產量的思路,實現經濟效益。研究區煤層氣井分散,試氣曲線、日產氣量可對比性差,而針對本區成組出現的煤層群,目前難以對單一煤層產氣貢獻進行評價。

2.3.2 試氣方案缺乏科學依據

過分依賴開發成功地區如沁水盆地的作法。沁水、四川地區的煤儲層雖同屬無煙煤三號,但在煤層厚度、地層傾角、煤質煤體結構等方面差異較大。由于本區煤層氣試驗井數量少,儲層改造、試驗方式方法有限,未就各煤層、煤系頁巖氣的儲層壓力系數差異、煤層(系)氣層間距離遠近、滲透率差異性、含氣量、巖石物理力學參數的差異性等條件開展評價和系統分析,未總結出適合研究區單層開采、合層開采起決定作用的因素。

2.4 應對策略

1)研究區煤層氣參數井分布不均勻,僅大村與石寶礦區煤層氣資料較豐富,應當運用煤層氣、煤系氣評價理論優選最有利地區。

2)加強對構造煤樣品的微觀研究,以及單層合層改造與排采技術的詳細研究。

3)落實茅口組溶蝕地層對C25等煤層保存條件的影響,制定科學合理的試氣方案。

4)井位選擇避開構造煤影響區、P2m溶蝕程度嚴重區,對區內有利目標層C17、C23、C25煤層的單層產氣能力開展評價,為實施科學采氣提供依據。

3 參數井數據對比

3.1 含煤性對比

研究區含煤地層厚度具有較好的可比性,發育環境穩定,含煤性及含煤系數基本掌握,體現在淺部采煤地區的龍潭組總厚度較深部薄,深部地層傾角變小、厚度基本穩定、煤體結構較好、含氣量高及氣侵顯示明顯等特征(石地1井[7]),各礦區煤系地層厚度對比示意圖見圖1，參數井煤層對比示意(東西)見圖2[7-9]。

3.2 儲層參數對比

研究區內4口參數井測試數據對比見表1。表1數據表明，研究區包含欠壓、常壓、超壓煤儲層,主力煤層吸附能力強、含氣量高,埋深適中,滲透率低或極低。

圖1 各礦區煤系地層厚度對比示意圖

3.3 開發前景分析

3.3.1 深部煤系氣的證據

煤層具有極大的生氣能力,從褐煤到無煙煤階段,煤生氣可達400 m3/t以上,同時煤系中的炭質泥巖、泥巖對煤系氣的生成貢獻大。如果煤層氣儲層和頁巖氣儲層相鄰或相距很近,煤層氣和頁巖氣就可能形成相鄰或相近的氣體儲層,該氣體運移到兩個儲層相鄰處就可能出現煤層氣和頁巖氣的混合儲層。具備良好的保存組合就會形成有價值的煤系氣藏。

在深度超過 1 200 m的石地1井龍潭組中,獲得較好的深層“三氣”顯示,龍潭組厚128.01 m,煤層厚17.88 m,含氣量3.10～26.31 m3/t,平均含氣量12.32 m3/t;炭質泥巖厚39.92 m,含氣量0.61～4.70 m3/t,平均含氣量2.16 m3/t;砂巖含氣量0.10～0.47 m3/t,平均含氣量0.24 m3/t,石地1井三氣解吸測試示意圖見圖3[7]。

圖2 參數井煤層對比圖(東西)

圖3 石地1井三氣解吸測試示意圖

3.3.2 解吸效率V′與產氣效果關系的分析

通過傳統簡化的Langmuir公式可以計算理論含氣量、臨界解吸壓力pcd、采收率、含氣飽和度等指標,對早期煤層氣勘探開發決策和方案的制定發揮了較好的指導作用。隨著大量煤層氣井的施工、采氣工程實踐的延長,上述計算預測的情況和實際見氣時間有較大的出入。“十一五”以來，國家油氣重大專項有關課題組通過技術創新,提出用解吸效率V′來表征煤層氣解吸快慢和產氣速率的高低[20-22]。

解吸效率V′的工程意義為噸煤壓力降低單位壓力1.0 MPa時的產氣量,它反映了儲層產氣速率的快慢和數量，可以表征某地區產氣速率對經濟效益評價的影響。解吸效率V′與解吸階段等溫吸附曲線是壓力與氣含量的關系曲線：

V′=VLpL/(p+pL)2

式中:VL為朗氏體積，m3;pL為朗氏壓力，MPa;p為原始地層壓力，MPa。

一般的廢棄壓力p廢按0.7 MPa計算,通過國內20余年煤層氣地面開發的經驗,可以以0.1為等差從0.2至0.6 MPa預設廢棄壓力,釋放出更多的煤層氣。臨廢壓差越大,地層釋放產能的機會越多,有效解吸量越多。產氣階段的壓降空間相對較大,煤層氣理論采收率較高。

臨儲壓差(p-pcd)反映見氣難易程度,臨廢壓差(pcd-p廢)則指示地層能量強度,有效解吸量V實決定了煤層氣采收率,這三個量化指標可以反映煤儲層產氣潛力[17-19]。煤層氣解吸對儲層壓力變化較為敏感,具體表現為不同解吸階段的解吸效率差異明顯。簡言之,較高的解吸效率可使煤層在較短時間內解吸大量氣體,還能增大解吸體積、增強煤基質收縮效應,提高煤層氣產出動態滲透率和氣井產能。因此,臨儲壓差、臨廢壓差、有效解吸量和解吸效率四者共同控制著煤層氣井產氣潛力,若臨廢壓差值對應較高解吸效率時,煤層氣井獲得較高產能。

4 結論與建議

1)研究區煤層氣資源富集區塊產氣量指標可達工業產量標準,在層滑斷層、底部茅口巖溶發育區域地面井試產氣量變化、波動大。

2)研究區煤層氣具有開發前景,有繼續開展煤層氣工作的必要。在大型古藺復背斜的整體格局下,仍有相對穩定的小區塊存在,具備開展研究實驗工作的基礎。在煤系氣理論的指導下,研究本區煤系氣成藏規律,擴大工作有利區。

3)研究區煤系氣研究程度不夠,參數偏少,部分地區排采井少、試驗效果不佳,如石寶、大寨,宜再次對全地區實施煤系氣試驗井。

4)深部煤系氣勘探試驗、開發規模化是解決目前四川省煤層氣事業跟不上全國步伐問題的有效途徑,建議按照“地質評價—工程措施—試氣一體化”思路推動四川省煤層氣工作,力爭實現資源綜合勘查目標。