李樂忠

（中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028）

低煤階、薄互層煤層氣的成藏特征及開發(fā)技術(shù)
——以澳大利亞蘇拉特盆地為例

李樂忠

（中海石油氣電集團(tuán)技術(shù)研發(fā)中心，北京 100028）

蘇拉特盆地經(jīng)歷了一次沉降－抬升過程，煤層氣的成藏歷史比較簡單，成藏過程主要具有兩個(gè)特點(diǎn)，一是煤層形成后經(jīng)歷抬升形成次生生物成因氣，熱變質(zhì)作用相對有限；二是現(xiàn)今構(gòu)造格局和地下水的補(bǔ)給、運(yùn)移、排泄和滯流對煤層氣藏產(chǎn)生一些有利的調(diào)整和改造。采用多元線性回歸向后分析法得出影響煤層氣產(chǎn)能的主要因素為地層系數(shù)kh，開發(fā)實(shí)踐表明，產(chǎn)能高的煤層氣井均位于埋深較淺及背斜或隆起的高滲區(qū)域，在相對低滲的區(qū)域目前依然未取得煤層氣產(chǎn)能的突破，最后對薄互層煤層氣的開發(fā)技術(shù)進(jìn)行了探討。

蘇拉特盆地 煤層氣 低煤階 薄互層 成藏 開發(fā)技術(shù)

1 蘇拉特盆地煤層氣的成藏特征

蘇拉特盆地煤層氣藏具有構(gòu)造穩(wěn)定、煤階低、含氣飽和度高、煤層層數(shù)多、厚度薄以及滲透率高非均質(zhì)性強(qiáng)的特點(diǎn)，構(gòu)造演化比較簡單，成藏過程主要包括兩個(gè)特點(diǎn)，一是煤層形成后經(jīng)歷抬升形成次生生物成因氣，熱變質(zhì)作用相對有限；二是現(xiàn)今構(gòu)造格局和地下水的補(bǔ)給、運(yùn)移、排泄和滯流對煤層氣藏的調(diào)整和改造。

1.1 沉積環(huán)境有利于煤層氣的保存

成煤環(huán)境對煤層氣的生成、儲集和儲集層滲透性能的影響是通過控制儲集層物質(zhì)組成來實(shí)現(xiàn)的。不同成煤環(huán)境煤儲集層的煤巖特征、煤質(zhì)特征、生氣潛力、儲集性能及滲透性具有一定的差異。

蘇拉特盆地Walloon群主要為能量較低的曲流河及曲流河三角洲－湖泊沉積體系，主要以粉砂巖、泥巖和煤等細(xì)粒沉積物為主，煤系地層巖性總體比較致密，其中煤巖主要發(fā)育在泛濫平原或三角洲平原上的沼澤中，以暗煤為主，灰分含量中等偏高，約30%，從沉積特征來看，成煤環(huán)境不利于對煤儲層的發(fā)育，但對煤層氣的保存比較有利。

表1 成煤環(huán)境與儲集層特征

1.2 構(gòu)造穩(wěn)定有利于煤層氣成藏

雖然煤層氣的成藏不依賴于常規(guī)油氣藏成藏理論中的“圈閉”概念，但構(gòu)造因素對煤層氣的成藏同樣具有重要的影響。構(gòu)造因素會(huì)直接或間接地控制煤層氣生成、聚集、保存乃至富集的每個(gè)環(huán)節(jié)。

蘇拉特盆地Walloon亞群經(jīng)歷了一次沉降－抬升過程，構(gòu)造比較簡單，地層非常平緩，地層傾角一般小于0.6°，煤層埋深0～1000m。受中晚白堊世擠壓與掀斜作用影響，蘇拉特盆地Wallon亞群發(fā)育一定數(shù)量的規(guī)模較小的褶皺與背斜構(gòu)造，并局部發(fā)育少量正斷層，斷距較小，介于10～50m之間，斷層封閉性好?？傮w來看，蘇拉特盆地煤層構(gòu)造穩(wěn)定，有利于煤層氣成藏，后期地質(zhì)改造運(yùn)動(dòng)對儲層滲透性起到了改良作用，在背斜的軸部和兩翼、隆起的翼部由于拉張應(yīng)力的釋放，煤層裂縫比較發(fā)育，煤巖滲透性比較好。

圖1 蘇拉特盆地區(qū)域二維地震剖面

1.3 氣源多樣化形成高含氣飽和度

蘇拉特盆地Walloon亞群構(gòu)造演化史相對比較簡單，白堊世中期達(dá)到最大埋深，約2000m，煤巖演化程度低，Ro處于0.4%～0.6%之間，處于褐煤－長焰煤階段，熱成因生氣能力有限。中晚白堊世開始，地層開始緩慢抬升并局部遭受剝蝕，盆地東北邊緣煤層出露地表，該階段Walloon亞群煤系地層處于非常有利于甲烷菌生長和富集的溫度壓力體系，露頭區(qū)域煤層接受大氣降水和上覆松散沉積物的垂直滲漏補(bǔ)給，地層水礦化度低，利于次生生物氣的生成，同位素及天然氣組分分析結(jié)果表明：解吸氣甲烷同位素（δ13C1）在－64.10‰～－45.30‰之間，明顯具有生物成因氣特征。該地區(qū)生物成因氣特征極大提高了煤層含氣性，平均含氣量4m3／t，含氣飽和度平均為102%，整體處于飽和－過飽和狀態(tài)，對開發(fā)極為有利。

1.4 單煤層厚度薄，層數(shù)多，煤層累計(jì)厚度大

蘇拉特盆地沉積成煤時(shí)期地層平緩，水體動(dòng)蕩頻繁，形成的煤層以薄互層的煤層為主，單層厚度薄，主要以0.3m以內(nèi)的薄煤層為主，但總含煤地層厚度大，煤層層數(shù)多，累計(jì)凈煤層厚度可達(dá)30m以上，具有良好的煤層氣成藏基礎(chǔ)。

1.5 煤儲層物性好、滲透率高，但非均質(zhì)性強(qiáng)

據(jù)DST測試解釋結(jié)果，蘇拉特盆地煤層氣滲透率總體較高，平均可達(dá)100mD，但非均質(zhì)性強(qiáng)，滲透率范圍跨度大，處于0～1000mD之間。蘇拉特盆地煤巖滲透率受沉積及埋深影響以外，后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對煤巖滲透性的改善非常明顯，煤巖儲層的物性特征受沉積及構(gòu)造雙重因素控制，盆地內(nèi)煤層氣高滲透區(qū)域主要位于埋深較淺及構(gòu)造背斜或隆起的區(qū)域。

圖2 蘇拉特盆地單井埋藏史圖

2 煤層氣排采特征及影響因素

針對蘇拉特盆地煤層氣“低煤階、高滲透率、薄互層”的地質(zhì)特點(diǎn)，該地區(qū)探索出一套“直井＋裸眼完井＋多層合采”的開發(fā)策略，排采上則采用“泵抽＋自噴”相結(jié)合的方式，并取得了良好的開發(fā)效果，目前蘇拉特盆地約90%以上的井均采用此完井方式。

2.1 排采特征

蘇拉特盆地煤層氣的開發(fā)具有以下幾種特征：（1）見氣時(shí)間短

煤層氣井見氣時(shí)間的長短主要受含氣飽和度、滲透率等因素的影響，該地區(qū)煤層含氣飽和度高、滲透率高，臨儲比比較高，見氣時(shí)間非常短。據(jù)統(tǒng)計(jì)，蘇拉特盆地煤層氣井平均見氣時(shí)間為2天以內(nèi)，多數(shù)井則表現(xiàn)為開井即可見氣。

（2）煤層氣井單井產(chǎn)能高，產(chǎn)能受煤巖滲透性影響大

據(jù)統(tǒng)計(jì)，目前蘇拉特盆地煤層氣開發(fā)區(qū)主要集中在中高滲區(qū)域，在中高滲區(qū)絕大多數(shù)開發(fā)井（約90%）穩(wěn)定產(chǎn)氣量大于1萬m3／d，其中，大于3萬m3／d的開發(fā)井約占70%，但在低滲區(qū)煤層氣開發(fā)還未取得突破。

圖3 蘇拉特盆地單煤層厚度分布直方圖

（3）排采曲線呈現(xiàn)多種特征

典型煤層氣排采曲線主要包括三個(gè)階段：早期階段，氣產(chǎn)量上升階段，水產(chǎn)量下降；過渡階段，氣產(chǎn)量出現(xiàn)高峰期，水產(chǎn)量較低；晚期階段，氣產(chǎn)量遞減期，符合遞減曲線特征，水產(chǎn)量低產(chǎn)且穩(wěn)定。根據(jù)統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果，總結(jié)出蘇拉特盆地煤層氣的產(chǎn)氣曲線主要呈現(xiàn)有四種類型，分別為：①單峰型，符合煤層氣典型的產(chǎn)氣特征，該類型比例約40%；②多峰型，主要由于泵抽與自噴之間排采制度的改變導(dǎo)致，比例約25%；③遞減型，開井后產(chǎn)氣量即很高，產(chǎn)氣量迅速進(jìn)入遞減階段，具有常規(guī)天然氣開發(fā)的特征，比例約25%；④穩(wěn)定－遞減型，與“遞減型”類似，但有一定時(shí)間的穩(wěn)產(chǎn)期，之后進(jìn)入遞減階段，比例約10%。

圖4 蘇拉特盆地煤層氣產(chǎn)氣曲線類型

2.2 排采影響因素分析

采用多元線性回歸向后分析法，綜合考慮各種地質(zhì)因素，如滲透率、含氣量、煤層有效厚度、埋深、產(chǎn)水量等對產(chǎn)氣量的影響?？紤]穩(wěn)定期產(chǎn)氣量y與影響它的一系列地質(zhì)影響因素如滲透率x1、含氣量x2、有效厚度x3、KH值x4、埋深x5、產(chǎn)水量x6之間的關(guān)系，并找出各個(gè)因素的影響權(quán)重。用多元線性回歸的方法檢驗(yàn)自變量與因變量之間的關(guān)系。

設(shè)因變量y與自變量x1、x2、…x6的線性回歸模型如下所示。

其中，β0為回歸常數(shù)，β1、β2…β6為回歸系數(shù)。y為因變量，也稱為被解釋變量，x是自變量，也稱為解釋變量，ε為隨機(jī)誤差，滿足E（ε）＝0，var（ε）＝δ2。

在此模型中，獲得n組觀測數(shù)據(jù)，線性回歸模型可以表示為：

寫成矩陣的形式為

其中：

此模型通常用最小二乘法求解系數(shù)，并用t統(tǒng)計(jì)量檢驗(yàn)系數(shù)的顯著性，用F統(tǒng)計(jì)量檢驗(yàn)方程的顯著性。傳統(tǒng)方法進(jìn)行編程計(jì)算較為繁瑣，引入統(tǒng)計(jì)學(xué)常用軟件SPSS進(jìn)行計(jì)算分析。

分析結(jié)果表明：蘇拉特盆地影響煤層氣產(chǎn)能最明顯的因素為滲透率K，其次為煤層厚度h，開發(fā)實(shí)踐也表明，產(chǎn)能高的煤層氣井均位于埋深較淺及背斜或隆起的高滲區(qū)域，而在地層系數(shù)kh＜300mD·m的區(qū)域，目前還未取得商業(yè)價(jià)值的煤層氣產(chǎn)量。

3 存在的問題分析及技術(shù)探討

蘇拉特盆地目前采用“直井＋裸眼完井＋多層合采”的開發(fā)策略已經(jīng)取得了一定的成功，獲得了較高的煤層氣產(chǎn)量，但仍然存在一定的問題，主要體現(xiàn)在以下幾個(gè)方面：

（1）開采方式為大井段裸眼完井，合采層段跨度太大，巖性組合復(fù)雜，導(dǎo)致煤層氣井產(chǎn)水量大，且對主力產(chǎn)氣、產(chǎn)水層的認(rèn)識不清楚；

（2）開采過程中出煤粉、出砂比較嚴(yán)重，影響排采設(shè)備的壽命；

（3）目前所采用的開發(fā)策略不適用于相對低滲的區(qū)域，低滲區(qū)的開發(fā)技術(shù)亟需突破。

針對以上問題分析，針對蘇拉特盆地低煤階、薄互層煤層氣的開發(fā)可以考慮嘗試以下技術(shù)：

（1）開展薄互層煤層氣精細(xì)地層對比及開發(fā)層系組合研究，明確主力產(chǎn)氣、水層位，劃分合理的開發(fā)層組組合；

（2）合理控制排采制度，以降低出煤粉、出砂量；

（3）針對薄互層的地質(zhì)點(diǎn)，在相對低滲區(qū)嘗試“短半徑徑向水平井技術(shù)”，不僅能控制更多的煤層，也可以提高單煤層的開發(fā)效果，以提高單井產(chǎn)量；

（4）采用連續(xù)油管壓裂技術(shù)，可以開發(fā)縱向連續(xù)分布的薄煤層的煤層氣。該項(xiàng)技術(shù)特點(diǎn)包括排量大、效率高、成本低、產(chǎn)量最大化，該項(xiàng)技術(shù)在美國、加拿大等國家煤層氣開發(fā)中取得了成功。

4 結(jié)論

（1）蘇拉特盆地Walloon亞群經(jīng)歷了一次沉降－抬升過程，成藏歷史比較簡單，成藏過程主要包括兩個(gè)特點(diǎn)，一是煤層形成后經(jīng)歷抬升形成次生生物成因氣，熱變質(zhì)作用相對有限；二是現(xiàn)今構(gòu)造格局和地下水的補(bǔ)給、運(yùn)移、排泄和滯流對煤層氣藏的有利調(diào)整和改造。

（2）蘇拉特盆地Walloon亞群沉積環(huán)境為低能量的曲流河及曲流河三角洲－湖泊沉積體系，水體動(dòng)蕩頻繁，煤層主要以薄互層煤層為主，煤層層數(shù)多，單層薄，但煤層累計(jì)厚度大，具有良好的成藏基礎(chǔ)。

（3）煤巖的物性特征受沉積及構(gòu)造雙重因素的控制，煤巖的滲透率受沉積及埋深影響以外，后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)對煤巖滲透性的改善非常明顯，盆地內(nèi)高滲透區(qū)域主要位于煤層埋深較淺及構(gòu)造背斜或隆起的區(qū)域，為目前蘇拉特盆地勘探開發(fā)的甜點(diǎn)區(qū)。

（4）蘇拉特盆地煤層氣的生產(chǎn)具有見氣時(shí)間短、單井產(chǎn)能高、排采曲線多樣化的特點(diǎn)，通過分析得出，蘇拉特盆地影響煤層氣產(chǎn)能因素主要為滲透率和煤層厚度，針對蘇拉特盆地薄互層、非均質(zhì)性強(qiáng)的地質(zhì)特征，應(yīng)加強(qiáng)精細(xì)開發(fā)地質(zhì)、多層壓裂及短半徑水平井技術(shù)的研究。

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（責(zé)任編輯 丁 聰）

Reservoir Formation Characteristics and Development Technology for Low Rank CBM with Thin Interbed——Taking Surat Basin in Australia as an Example

LILezhong
（Research＆Development Center of CNOOC Gas＆Power Group，Beijing 100028）

Surate Basin has relatively simple history of reservoir formation，with only one subsidence and uplift process.There are twomajor characteristics of reservoir formation process.First，secondary biogenic gaswas formed after the coal seamswere formed and went through uplift process，and the thermalmetamorphism has limited effect.Second，the current structure and the supplement，transportation，discharge and stagnation of groundwater will bring benefits for adjustment and reform of gas reservoirs.It usesmultivariate linear regression backward analysis to figure out that the formation coefficient kh is the main factor to affect CBM productivity.The development practice indicates that the CBM wellswith high production are located in the high permeability areas with relatively shallow burial depth and anticline，but there is no breakthrough on CBM production quantity in areawith relatively low permeability.The paper also discusses the CBM development technology in coal seam with thin interbed.

Surat Basin；CBM；low coal rank；thin interbed；reservoir formation；development technology

李樂忠，男，博士，主要從事油氣田開發(fā)方面研究。