“煤系天然气聚集理论与勘探开发技术”专题（《煤炭学报》）

来源：《煤炭学报》2021年第8期

我国天然气对外依存度超过40％，严重影响到国家能源战略安全。为此，国家提出了天然气“增储上产”战略，从“十一五”至今连续实施了3个五年计划的国家科技重大专项科技攻关计划。其中，“十三五”计划项目将科技攻关方向从单纯的煤层气扩展到包括煤层气、煤系致密砂岩气、煤系页岩气在内的整个煤系天然气领域，攻关内容覆盖地质研究、勘探技术、开发技术等产业全过程，分为6个研究项目和4个示范工程/先导示范项目分别实施。

为集中汇集我国煤系气领域最近科技进展及示范效果的优质稿源，推动国家科技重大专项科技成果转化和推广应用，助力我国煤系气产业持续发展。《煤炭学报》编辑部特邀中国矿业大学秦勇教授担任客座主编，中国矿业大学申建教授、陈尚斌教授、中国矿业大学（北京）李勇副教授担任客座编辑，在2021年第8期（正刊）组织出版“煤系天然气聚集理论与勘探开发技术”专题。

行业视野: 煤层气
类别; 62个
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海相煤系气成藏特征及其有利开发层段——以黔北威宁龙参1井下石炭统祥摆组为例

作者(Author)：杨兆彪, 易同生, 李庚, 颜智华, 耿殿英, 高为, 姜炳仁

摘要：黔北下石炭统祥摆组是一套海相煤系沉积地层，是页岩气勘探开发的重要层系之一。以黔北威宁龙街向斜龙参1井为例，评价了其煤系气成藏特征及其有利开发层段。结果显示:海相煤系地层祥摆组储层空间展布具有分段性:下段薄煤层发育，煤层层数较多，煤-泥岩-砂岩互层发育;上段泥页岩发育，单层连续厚度大。泥页岩 TOC含量在0.77%~8.94%，平均2.01%，随层位埋深增大而增大。祥摆组上段有机质类型主要为Ⅱ1型，下段主要为Ⅱ2型,Ro,max平均为 2.54%。矿物组分主要以黏土矿物和石英为主，石英平均质量分数38.52%，黏土平均质量分数48.99%，脆性指数高，平均为48.02%，整体上随层位埋深增大而增大;泥页岩孔隙度平均为4.77%，渗透率平均为0.002×10-15 m2，属于低渗储层;泥页岩储层物性接近于非含煤海相地层，优于含煤海陆过渡相地层。泥页岩含气量介于0.27~1.48 m3/t，平均0.57 m3/t。气体组分结果显示860 m以浅仍处于风化带。薄煤层变质程度高，Ro,max平均为2.92%，但含气量平均为5.88 m3/t，含气饱和度低。整体显示海相煤系气资源潜力具有以页岩气为主，煤层气为补充的特征，推测深部区域更具有勘探前景。以煤系页岩气为评价主体，选取泥页岩单层厚度、TOC含量、含气量、脆性指数等关键参数，采用主成分分析法，评价了祥摆组煤系气有利开发层段。综合研究认为:有利开发层段主要位于祥摆组上段中部和下段的下部。

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原位地应力约束下煤储层自封闭作用及其成藏效应

作者(Author)：陈世达, 汤达祯, 陶树

摘要：关于煤层气叠置成藏效应的研究通常注重煤系地层层序地层格架的时空配置，对于原位地应力制约下储层的“自封闭效应”关注不足，应力场垂向转换诱导的煤储层渗透性的非单调性变化及其对储层压力、含气性等成藏特征参数的调控作用常被忽视。系统分析了黔西地区煤储层地应力场的垂向分布规律及其构造控制效应，揭示了渗透率随埋深的非指数变化规律及其在沁水、鄂东等含煤盆地的普适性，探讨了储层压力、压力系数垂向差异性分布及其与地应力-渗透率的匹配关系。黔西地区煤储层水平主应力(200~1 300 m)是埋深和构造综合作用的结果，含煤向斜轴部是水平主应力最为集中的区域。根据应力梯度垂向演变规律可以将其划分为应力挤压区(200~500 m，水平构造应力主导)、应力释放区(500~750 m，垂直应力主导)、应力过渡区(750~1 000 m，近向斜轴部)和构造集中区(>1 000 m，向斜轴部低点部位，高应力区)。埋深中段的应力释放区有利于相对高渗储层的形成(平均0.2×10-15 m2)，在此深度区间上下(200~500 m，平均0.06×10-15 m2;>750 m，平均0.02×10-15 m2)渗透率普遍较低。渗透率随埋深的这种非单调性变化规律具有普遍性，黔西盘关—土城向斜、比德—三塘向斜埋深中段均存在渗透率相对高值区，沁南(650~800 m)、鄂东(800~950 m)、滇东(600~800 m)、准南(600~800 m)等含煤盆地内这一现象也并不鲜见。原位条件下，低渗储层(<0.1×10-15 m2)的“自封闭”作用使其可以不依赖于盖层等封堵条件，即可构成层间相对独立的流体单元。例如，黔西地区200~500 m,>750 m埋深段的低渗储层自封闭成藏作用显著，储层压力与埋深相关性较差，含气量与压力系数垂向呈“波动式”的无规律变化，常压、欠压、超压储层均有分布，流体压力系统叠置发育。500~750 m的相对高渗储层需外围形成致密的封堵盖层才能阻断层间的流体联系，相对于其他埋深区间更有利于形成统一的流体压力系统，储层压力随埋深增加或层位降低而单调递增，压力系数无明显波动，基本以常压储层为主，含气量随着埋深增大而增大。在同一煤层或气藏内部，储层相对致密部分也可能会封堵高孔渗部分的流体，导致流体压力系统横向上多段叠置。

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2021年第08期

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基于Ono-Kondo格子模型的超临界页岩气吸附试验研究

作者(Author)：胡科, 汤积仁, Helmut Mischo

摘要：页岩储层普遍埋藏较深，地层温度和压力较高，相当一部分页岩气在储层中处于超临界吸附状态。超临界吸附与传统亚临界吸附在机理上有着较大区别，将建立在亚临界条件的吸附模型运用到超临界页岩气吸附领域仍然面临一些挑战。因此，准确表征超临界页岩气吸附是精准评估页岩气储量和制定合理开发方案先决条件。针对页岩中超临界甲烷吸附问题，借助高精度磁悬浮天平重量法吸附仪，开展了高温高压甲烷吸附实验，分别测定了超临界甲烷在40，60，80和100 ℃的气体相密度和等温吸附曲线。实验结果表明:磁悬浮天平能同时测定气体相甲烷密度和过剩吸附量;超临界甲烷过剩吸附量随压力先增加后减小，过剩吸附量随温度升高而降低，最大过剩吸附量对应的压力随温度升高而升高。在不对吸附相密度和体积做任何假设的前提下，利用Ono-Kondo格子模型分别分析了页岩气的单层和多层吸附。Ono-Kondo格子模型分析结果表明:超临界甲烷吸附只能形成单层吸附，其中吸附相密度和绝对吸附量均随压力单调递增，吸附相体积近似保持不变。随着压力的升高，吸附相密度与气体相密度的差值先增加后减小，而吸附相体积近似保持不变，因此会导致过剩吸附量出现极大值。若将吸附相密度假定为定值会低估高压力段的绝对吸附量。

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深部煤层气水平井水力压裂技术——以沁水盆地长治北地区为例

作者(Author)：申鹏磊, 吕帅锋, 李贵山, 任博, 白建平, 贾晋生, 陈召英

摘要：储层改造是获得低渗透煤层气井高产的重要手段，虽然我国深部煤层气资源丰富，但是由于煤储层渗透率低，面临着不同煤层气地质条件下的储层改造技术适应性差的困境。以沁水盆地长治北部地区为例，介绍了研究区地质概况和开发模式，分析了4种深部煤层气井水力压裂工艺技术及应用效果。结果显示以水平井为主要井型、实现压裂后井间干扰提产是规模化开发深部煤层气资源的主要途径。光套管压裂技术可实现大规模压裂，但容易造成储层污染，且可调性较差导致压裂效果偏差;连续油管压裂技术自动化程度和作业效率高，是目前的主流压裂技术，但是配套设施要求较高、成本高;常规油管压裂技术可实现射孔、压裂、封隔一体化作业，且射流效应定向性强，但是不能够带压作业，容易造成压力激动、压后堵前。为此，自主开发了常规油管带压压裂新技术。该技术以常规油管压裂技术为基础，在井口和井下油管内安装稳压装置控制压裂过程中油管内外的带压状态，配合钢丝绳打捞装置，优化上提下放程序，从而实现带压拖动压裂作业。该技术压裂施工曲线以压力平稳型为主，能够形成连续和平直的压裂裂缝通道，减少储层伤害;微地震监测显示压裂裂缝两翼长达70 m;试验井日产气量达4 000 m3以上;同时节约了作业成本，提高了压裂效率。

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多储层产量伤害物理模拟系统及其在煤系气合采中的应用

作者(Author)：郑力会, 陶秀娟, 魏攀峰, 吴通, 刘皓, 曹章敬

摘要：煤系层薄叠置，压裂作业客观上无法规避合采。作业者主观上希望合采解决单一产层、单井产量低的难题。但是，导致这一难题的内外部因素十分复杂。传统方法中无法使用渗透率定量评价合采储层损害程度，因此，提出用合采产量评价储层伤害的思路。引入以“等当气井产量”为测试基准的多储层产量伤害物理模拟系统，在储层压力温度下测试煤系气开采过程中任意层位、开采方式的产量和压力。应用表明:① 合采产层组合中任一储层伤害前后的气体流量伤害程度均可以很好地符合渗透率伤害程度，由此提出储层伤害流量法替代渗透率法评价合采产量伤害，解决了以往煤系气合采时产层长度和过流面积无法选择而无法获得渗透率的难题;② 以合采测试的流量压力为边界条件，数值模拟不同产层天然气在井筒内混合后的流动状态，从能量角度建立了煤系气合采时地层与井筒中熵产计算模型，发现气体混合能量损耗致使煤系气产量降低，提出了“气体混合伤害”的产量伤害新类型;③ 利用该系统模拟评价地层压力恒定条件下工作液伤害前后气井流量变化率，优选出了适合临兴区块煤系气合采的钻完井流体。研究结果显示，多储层产量伤害物理模拟系统能够较为系统地支撑煤系天然气开采过程储层敏感类型和程度分析、机理研究以及工作流体优选，为煤系气合采技术优化及增产措施制定提供了方法和依据。

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定产定压条件下叠置含气系统煤层气合采试验研究

作者(Author)：许江, 李奇贤, 彭守建, 韩恩德, 周斌, 高晓明

摘要：为了研究多压力系统合采生产特征，以叠置含气系统这一特殊气藏模式为工程背景，利用自主研发的多场耦合叠置含气系统煤层气开采物理模拟试验系统开展了常规合采、定压合采和定产合采3种模式的物理模拟试验研究，探讨了不同合采模式下叠置含气系统煤层气开采产气特征及其流体流动规律，阐述了多压力系统煤层气合采过程中的流体扰动效应机制。结果表明:① 对井筒出口施加限定条件，较低初始能量煤储层易遭受压力扰动，导致近井地带出现压力上升的现象，但该压力扰动主要存在合采初期阶段，而后逐渐消弱;② 压力扰动会改变煤储层内势能的空间分布形态，尤其是初始流体能量较低的煤储层，即在近井地带形成一个高势带，导致煤储层内流体在高势带的影响下而改变其原有的流动特征;③ 定压合采会致使压力存在差异的各个煤储层与井筒之间形成一种“动态压力平衡”关系，在压力势能的作用下，来自高初始流体能量煤储层的流体向低初始流体能量煤储层流动，而定产合采将整个合采过程划分为稳产期和衰减期，在稳产期内，各煤储层的产气能力在井口定产的作用下重新分配，形成一种“动态分配”产气模式，即当流体能量高的煤储层产气能力超越定产值时，部分来自初始流体能量高煤储层的流体向初始流体能量低煤储层反向注入，加剧合采流体扰动效应。

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高煤阶煤层气井储层压降扩展规律及其在井网优化中的应用

作者(Author)：胡秋嘉, 毛崇昊, 樊彬, 贾慧敏, 张庆, 张先敏, 乔茂坡, 潘秀峰

摘要：为明确煤层气井开发过程中煤储层压降扩展规律，建立了考虑气水同流的压降扩展模型，开展了压降扩展速度及压降漏斗扩展形态主控因素分析，在沁水盆地南部樊庄、郑庄区块设计了5口直读压力钻孔，实时监测煤层气井生产过程中地层压力变化和传导规律，基于监测结果讨论了储层压降扩展在井网优化中的应用。研究结果表明:高煤阶煤储层在平行于最大水平主应力方向的压降扩展因压裂裂缝影响存在明显的双段性，压降横向及纵向扩展速度较快;在垂直于最大水平主应力方向的压降扩展双段性不明显且压降扩展速度较慢。甲烷解吸膨胀的弹性能对煤层气井压降扩展的影响不可忽略，储层边界的压力扩展在压力降至临界解吸前后存在“双峰”变化。在相同排采制度下，压降漏斗扩展速度及形态主要受水动力条件、渗透率、地解比及束缚水饱和度影响，水动力条件越活跃、渗透率越低、地解比越小、束缚水饱和度越大，越不利于压降横向及纵向传播，含气饱和度较低的储层进行开发时，需要适当延长排水期、扩大压降漏斗在解吸前的波及范围，才能够在解吸后获得更快的解吸效率，以换得更长的稳产时间。通过分析部署在樊庄、郑庄开发井网内的井间地层压力监测井实测数据，认为储层压降扩展存在协同降压和协同解吸2个阶段，为了实现协同增产，两井井距范围内煤储层压力必须下降至解吸压力以下。使井间储层压力全部降低至解吸压力以下的最大井距定义为“协同增产临界井距”。该井距受渗透率及应力场控制，渗透率控大小、应力场控方向。渗透率越高，临界井距越大;与最大水平主应力方向夹角越小，临界井距越大。煤层气开发过程中应考虑不同方位的“协同增产临界井距”差异，开展差异化井网井距设计，以最大化动用资源，提高采收率。

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