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《煤田地质与勘探》是Ei、Scopus、CSCD、中文核心、中国科技核心期刊

陈兆山 王志刚

（东北煤田地质局一〇七勘探队 阜新 123000）

作者简介：陈兆山，男，1960年10月生人，教授级高工，物探、煤层气，邮箱：。

摘要 本文结合刘家区煤层气开发实践，对其主控地质因素进行了综合分析，就单井控制煤层气可采资源量、构造发育情况、岩浆活动情况、水文地质情况、煤储层改造后的综合渗透率、临界解吸压力和盖层条件进行了论述。提出了该区煤层气开发的布井原则和有利区块。认为该区煤储层内、外生裂隙发育，有利于煤层气藏的产出，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，易改造成高渗透区，有利于煤层气开发。选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带；在向斜翼部或煤储层近同期形成的裂隙带是最理想的布井区块。

关键词 煤层气 主控地质因素 单井控制的煤层气可采资源量 渗透率 临界解吸压力 采收率

Analysis on Main Geological Control Factors of Coalbed Methane in Liujia Mining Area，Fuxin Basin

Chen Zhaoshan，Wang Zhigang

（Team No.107，Northeast Bureau of Coal Geology，Fuxin 123000）

Abstract：Combined on the development practice of CBM in Liujia mining Area，the paper comprehensively analyzed the main geologic control factors of CBM and discussed recoverable resource of CBM controlled by one single well，structural development，magmatic activity，hydrology，synthetic permeability after coal reservoir transformation，critical desorption pressure and cap formation.It put forward the principle of drilling distribution and advantageous areas for development of CBM.It was concluded that inner and outer formed cleats very develop in this area，which is in favor of CBM's output，and coal rank and gas content are high and outer cleats very develop near the diabase dike and sheet，which is easy to be transformed into high permeable areas in favor of development of CBM.CBM wells should be located near the zones with developed cleats and away from the direction of main cleats.The flank of syncline and zones of cleats formed at same time of coal seams are the most perfect place to arrange drilling.

Keywords：coalbed methane；main geological control factors；recoverable resource；permeability；critical desorption pressure；recovery

引言

阜新盆地是我国煤田勘探与煤层气开发较早的盆地之一，矿井多属高沼气矿井，致使煤矿发生过多次灾害性事故。1995～1997年阜新矿务局与中美CBM公司在刘家区施工煤层气预探井两口，均因施工工艺问题未果。近年来东北煤田一〇七勘探队和阜新市对该区进行了大量的煤层气地面勘探和开发工作，取得了令入满意的成果。该区于2002年10月开始商业运行，日供气量16000～25000m3，其交通位置详见图1。1999年至今施工了11口煤层气地面开发井，单井产气量均达到了工业气流，产气量：1000～8500m3/d，LJ-1井实测煤层气含量 6.3～10.37m3/t（原煤基）；实测渗透率 0.323×10-3～0.469×10-3μm2，压裂改造后综合渗透率为21.5610-3μm2。这一结果说明该区不同位置的煤层气井产能有较大差别；煤储层改造前后渗透率变化较大。为了获得理想煤层气产能，本文结合几年来煤层气开发实践，对煤层气主控地质因素进行综合分析，力求提出今后选择煤层气井位的原则，为其他煤层气开发区块提供借鉴。

图1 阜新煤田交通位置图

1 主控因素

几年来刘家区煤层气开发实践证明，在靠近辉绿岩墙、岩床附近的煤层被侵入体烘烤，使煤变质程度增高，煤层气含量大，内、外生裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区域，例如：LJ-5井和LJ-6井日产气量4500m3、LJ-3井日产气量6500m3。与目标煤层近同期张性裂隙带也是煤层气开发的理想区域，如：LJ-10 井日产气量8500m3；同时发现研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如：LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。

煤层气井产能的高低与煤储层哪些因素有着重要关系？如何选择煤层气井位才能达到经济效益合理，笔者认为主要取决于研究区单井控制的煤层气资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文控制因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。

1.1 单井控制的煤层气资源量

单井控制煤层气资源量的大小主要取决于煤层的厚度、采收率、煤层含气量和单井控制的面积。研究区内主要由白垩纪地层组成，全区发育五大煤层群；其中三大主要煤层群，自上而下为：孙本煤层群、中间煤层群、太平煤层群。这三大煤层群也是研究区煤层气地面开发的目标层，最大累计可采煤层厚度86.53m（7001 井），平均累计可采煤层厚度42.96m，具体详见表1。

表1 刘家井田主要可采煤层统计表

仿地层温度条件下，煤层自然解吸到每天少于10mL 终止的要求，LJ-1 井煤层气含量测试结果：孙本煤层（原煤基下）6.3～7.51m3/t；中间煤层（原煤基下）7.69～10.14m3/t；太平煤层（原煤基下）9.52～10.37m3/t；LJ-1井距辉绿岩侵入体较远，而且又地处向斜轴部，所测定的煤层气含量在研究区内属低值，其他部位煤层气含量会更大些；实际产出的煤层气，甲烷浓度大于97%，其他成分以氮气为主。

单井控制的煤层气资源量：G井=A·H·D·C

G井——单井控制的煤层气资源量（m3），A——单井控制范围的面积（m2），H——单井控制范围内的煤层平均厚度（m），D——煤层的容重（t/m3），C——单井控制范围内的煤层气含量（m3/t）。

单井控制煤层气可采资源量：G可=G井·采收率

区块内不同部位的煤层含气量均有所差异，但变化不会很大；同一井型同一区块单井控制面积也不会有较大变化；所以单井控制煤层气可采资源量主要由煤层厚度和采收率来决定。而采收率又主要取决于钻井的工艺和储层改造方法，如：垂直井的控制半径约150m、采收率为40%，而羽状水平井控制范围约1km2、采收率为80%（来自美国有关资料；中国可能会小些）。本区的煤层含气量相对稳定，钻井工艺主要为垂直井，储层改造方法为清水携砂压裂，因此煤层厚度就成了井位选择的主要因素。陆相盆地构造复杂，煤层厚度变化大，如井位选择不当就会造成单井控制煤层气可采资源量过小，直接影响到经济效益。

以刘家区为例阐述在井位设计时，如何考虑对单井控制煤层气可采资源量这一主控因素的影响：

根据《辽宁省阜新市刘家区煤层气普查地质报告》结论数据：煤层气生产井服务年限13.2年、控制半径150m、煤层气含量按9.21m3/t、采收率40%、煤层气售出价格1.20元/m3来估算（垂直井）。

本区煤层气生产井总体工程费用250万元/井（垂直井），排水采气工程费用30万元/年·井，税金等其他费用50万元/井；一口煤层气生产井从开始到结束需投入696万元（贷款利率略）。需要采出580×104m3煤层气才能达到收支平衡，这就需要有1450×104m3的单井控制储量做保证，因此该区煤层气井位处的煤层厚度应大于16.15m。

1.2 构造发育情况

阜新盆地位于新华夏系第三沉降带与天山-阴山东西复合构造带、赤峰-铁岭断隆带交接部位。属中生代陆相断陷型沉积盆地，具有东西分带，南北分块的构造格局。在白垩纪以后由于地层受南北向挤压作用形成了刘家与王营子NNE向宽缓向斜构造，其后应力场由挤压体制逐渐转化为右旋张扭，使原应力场中形成的NNE、NEE 两组外生裂隙处于张剪或引张状态，造成该区煤层割理和外生裂隙系统极其发育，煤储层易改造成高渗透率储层。见图2所示。与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，不但能够形成煤层气良好的通道，而且为煤层气的储集提供了有利的条件，这样的区块是最理想煤层气开发区，如LJ-5、LJ-6井位于八带岩墙，LJ-10井位于刘家2号断层都形成了良好的产能；后期形成的裂隙带为煤层气提供良好的逸散通道，不利于煤层气赋存，使煤储层含气量降低、临界解吸压力降低，还有可能沟通上部的含水层造成产水量过大，不宜排采。如LJ-7井位于后时期产生的平安2号断层附近，煤层气通过该断层逸散，水量很大、产能很低（200m3/d）。

1.3 岩桨活动情况

研究区因白垩纪后期地应力场的改变，形成许多正断裂，煤层中的裂隙系统发育，所以第三纪辉绿岩沿断裂及裂隙侵入形成侵入体，多以岩床和岩墙产出。该区辉绿岩共分三期，第一期主要以北东向岩墙和主岩床为代表，共有6带岩墙，即NE1-NE6，该期岩墙规模不大，仅对西北部中间及太平煤层略有影响。第二期辉绿岩主要以东西向岩墙为代表，共有13带岩墙，即B1-B13带。由西部王营矿贯穿至刘家区，对煤层有一定的破坏作用。尤其是三带、六带、八带岩墙规模较大。第三期是最晚一期辉绿岩活动，而且活动最频繁，共有4带，NNE1-NNE4带，其中NNE3 带规模最大，对煤层的破坏作用也大，但该岩墙分布在刘家区西北边缘，主要是对浅部的五龙矿影响较大，对刘家区中间、太平煤层有一定的影响；但同时它也对煤层气藏的形成起着十分积极的作用，尤其对五龙、刘家区等影响更大一些，距辉绿岩侵入体一定范围内，煤的变质程度随距侵入体距离的减小而增大，甚至变质成天然焦，因此在辉绿岩侵入体附近的煤层含气量高。

辉绿岩的侵入使煤层割理系统进一步发育，在其附近外生裂隙也比远离构造带的区域发育。从而因辉绿岩的侵入改善了煤储层的渗透率，如：LJ-5、LJ-6 井的渗透率要高于其他各井。由于天然焦含气类型主要为游离气，又为高渗透性地层，且与侵入体直接接触，易造成煤层气沿断裂带逸散，因此天然焦区不是理想的煤层气开发区块。

1.4 水文地质情况

阜新煤田水文地质条件较为简单，其含水层多为弱含水层水量不大，含水层自上而下为第四系含水层，阜新组水泉煤层顶板砾岩、砂岩承压含水层，厚度180～254m；阜新组水泉-孙本煤层间砂砾岩层承压弱含水层，厚度40.00～68.00m；阜新组中间煤层裂隙承压弱含水层；辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带；断裂构造裂隙含水带，区内两条主断层：平安F2、刘家F1都张性断层，导水性较好，在钻井过程中，均有漏水现象。

（1）第一含水层：位于孙家湾组底界-水泉煤层群顶界，为灰白色砾岩、砂岩夹粉砂岩、泥岩及薄煤，厚度180～254m。该段多发育裂隙，钻孔漏失水量0.5～14m3/h。

图2 刘家煤层气普查区块划分示意图

（2）第二含水层：位于水泉煤层底界-孙本煤层顶界，以质地疏松的砂砾岩为主，厚度40～68m。渗透系数0.29×10-4m/d，单位涌水量0.11×10-14L/s.m。钻井钻遇该层段时多见裂隙，常发生严重漏水现象，漏失量1～25m3/h。

（3）第三含水层：位于中间煤层群以下的砂砾岩、粗砂岩、中砂岩，主要是裂隙承压水。

（4）辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带：渗透系数1.95×10-4m/d，单位涌水量0.52×10-4L/s.m。

（5）断裂构造裂隙含水带：区内有平安二号断层、刘家F1两条主要断层。据钻井施工所见，平安二号断层西部边界断层裂隙带漏水，西北部的刘家F1为张性断层，导水性较好。钻井钻遇该裂隙带时多漏水，漏失量8～12m3/h。该区的充水因素分析主要为：辉绿岩及其围岩接触裂隙带、向斜构造裂隙带、断裂构造裂隙带。

综合上述，对该区水文地质条件的分析表明，属中等，煤系含水层不多，单位涌水量很小，煤层本身弱含水。笔者认为第二含水层和第三含水层以承压水状态填充在中间和孙本煤层的上下地层之中，形成了二次圈闭，有效地抑制了煤层气逸散。煤层水是煤储层降压采气的介质，它也是煤层气高产的必要条件，同一区块煤层本身含水量大的区域煤层气产量高。如：LJ-5和LJ-6井。

因白垩纪晚期地应力场的改变，生成许多正断裂及裂隙系统，致使断裂带附近的煤层与含水层沟通或与其他砂岩层相连，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能，因此在布煤层气井位时，距充水带的距离应大于压裂半径。

1.5 煤层的渗透率

该区在煤层气普查阶段通过对参数井LJ-1井采用裸眼试井的方法测得主要储层段渗透率数据。

孙本煤层段渗透率为0.428×10-3μm2；

中间煤层段的渗透率为0.469×10-3μm2；

太平煤层段的渗透率为0.323×10-3μm2。

孙本煤层段渗透率值是由辽河油田井下作业公司测试大队采用DST裸眼试井工艺测得的，测试段厚27m（730～757m）。中间煤层段和太平煤层段渗透率值是由中国煤田地质总局第一勘探局煤层气勘探开发研究所采用裸眼注入压降法试井工艺测得的。中间煤层段测试厚度为17.98m（818.82～836.80m）；太平煤层测试段厚度为59.59m（841.61～901.20m）。

孙本煤层、中间煤层、太平煤层均进行了清水携砂压裂改造；经排水采气试验的日排水量、稳定水位深及排液累计量等参数，计算出LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层综合渗透率为21×10-3μm2。分析认为，由于裂隙是在张性应力场中形成的，处于引张状态，所以易改造形成高渗透率。LJ-1井距裂隙带较远况且如此，那么在裂隙带附近就可想而知了。如LJ-5综合渗透率为44.3×10-3μm2。

笔者认为煤储层原始渗透率很低，张性断裂对煤层气的破坏作用范围较小，建议煤层气井设计时，其井位距张性断裂150m 为宜。如：LJ-12 井距九带、十带岩墙100m，该井产能1600～2000m3/d，LJ-1井控制范围内无辉绿岩侵入体，其产能2200～2500m3/d。

1.6 临界解吸压力

LJ-1井孙本煤层、中间煤层、太平煤层储层压力分别为：6.74MPa、6.75MPa和8.24MPa；计算储层压力梯度孙本煤层0.907MPa/hm、中间煤层0.82MPa/hm、太平煤层0.98MPa/hm，属负压地层，煤层吸附量有一定的降低。经Langmuri 方程和煤层气解吸总量计算出三个目标层临界解吸压力分别为：孙本煤储层4MPa、中间煤储层6MPa、太平煤储层5.8MPa。临界解吸压力如此之高尚属国内少见，这对煤层气产出提供很强动力；经该井排采试验也证明了这一点。其他各井为生产井未获取上述参数，但排采试验中我们发现初始产气时各井内的储层压力有较大差别。其规律是：平安二号断层附近的LJ-7井水位降到750m时才初始产气（目标煤储层顶板深度827.01m）、LJ-4井目标煤储层因辉绿岩侵入使其多数变质成天然焦，初始产气水位深为 650m（目标煤储层顶板深度709.66m）；远离构造带或在与煤储层近同期裂隙带附近的煤层气井初始产气水位深与LJ-1井一致；临界解吸压力高的井产气量大，反之产气量小。

1.7 盖层

煤储层的盖层对于煤层气的保存与富集具有十分重要的意义，良好的封盖层可以减少煤层气的向外渗流运移和扩散，保持较高地层压力，维持最大的吸附量，减弱地层水渗流对煤层气造成的损失。即使低变质的煤如果盖层良好那么也可以获得理想的产能。例如LJ-3井和LJ-1井等。

该区虽然盖层条件较好，但局部存在较大的张性断裂，会促使气体沿断裂面向上运移，造成煤层气逸散，从而使煤层的含气性变的很差，含产气量降低、含气饱和度降低、临界解吸压力降低、产气量降低。如：LJ-7 井、LJ-8 井处于平安二号断层附近（属开放性断层），产气量较小，产水量特大，水位深不易降到产气深度范围。

该区孙本煤层群顶板岩石为5m左右的泥岩，其上以灰白色泥质胶结的砂砾岩、细砂岩、中砂岩，砂砾岩含孔隙水，质地疏松，钻井岩心的RQD值一般为64%～86%，笔者认为虽然该层顶板泥岩层很薄，但是其上覆的砂岩粒径较小，排替能力较强，所以该层的封盖性能较好，例如LJ-1井孙本煤层含气饱和度85%。在辉绿岩发育地区RQD值（大于10 c m岩心段之和与取心段长之比）为30%～60%，断层带附近为20%～50%。虽然该层封盖性能较好，但在断裂带附近的煤层与含水层沟通，使煤层气向上运移，造成附近煤储层含气饱和度下降、临界解吸压力降低。如：LJ-9井煤储层通过三带岩墙与上覆含水层相通，使该井水量很大，导致水位不能降到预定深度，无法形成产能。

中间煤层群顶板（亦为孙本煤层群底板）岩性为一套砂砾岩、细砂岩和粉砂岩。钻井岩心的RQD值为84%～98%，个别因受辉绿岩侵入及断层影响，RQD偏低为50%～70%。盖层顶板抗替能力较强，含气饱和度95%（LJ-1井）。

太平煤层群顶板（亦为中间煤层群底板）岩性为粉砂岩、中砂岩和砂砾岩，RQD值为84%～98%，底板岩性为粉砂岩、细砂岩和中砂岩，RQD值在78%左右，辉绿岩侵入区RQD值偏低为30%～60%，形成了很好的封盖能力，且性能比较稳定，为良好的封盖岩类。

2 结论与建议

（1）该区煤层气主控地质因素为单井控制可采资源量、构造发育情况、岩浆侵入因素、水文地质因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力和它的盖层条件。只有对上述主控因素综合分析，才能优选出煤层气井位，才能有效地保证煤层气生产井的产能和经济效益合理。

（2）煤储层内、外生裂隙发育有利于煤层气的产出。在靠近辉绿岩墙、岩床附近煤层的煤阶高，煤层气含量高，外生裂隙极其发育，是煤层气开发理想区块，如LJ-3井日产气量6500m3，建议在该区块布井。

（3）经 LJ-1、LJ-2、LJ-3、LJ-4 排采试验证明研究区外生裂隙发育不均，如：LJ-1、LJ-3产水量在3～5m3/d、LJ-2、LJ-4产水量在15～30m3/d。产水量过高，携砂能力强，易淤井，选择煤层气井位应靠近裂隙发育带，但应避开主裂隙带。

（4）近辉绿岩侵入体的煤层形成天然焦，其煤层气含量高，煤层气多以游离态赋存，产气量衰减速度快，高产期短，易影响煤层气井的服务年限。建议不在天然焦处布井。

（5）研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如LJ-1 井（轴部）产气量小于LJ-3井（翼部）产气量。建议以在向斜翼部布置煤层气井为宜。

（6）与煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带，是最理想煤层气开发区；如LJ-10井日产气量8500m3。建议在煤储层近同时期形成的裂隙带或穿过煤储层向上延伸较短，未破坏盖层的断裂带附近布井。

（7）该区煤层气开发的有利区块应在Ⅰ区块和Ⅱ区块：面积约6km2，平均煤厚54m，可采煤层储量2.54×108t，占全区总储量的66%（详见图2）。该区具有良好的开发潜力，主要表现在：地理位置优越，距市中心仅5km，并于2002年建成了刘家煤层气管网，2003年11月建成了CN G母站，可向周边城市用户及汽车供气，用户广泛。

（8）采取空气、泡沫等欠平衡钻井技术可最大限度地减少对煤储层的污染。

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