貴州保田青山區塊地瓜勘查區煤層氣賦存特征及勘探開發建議

黃 文 屈爭輝

(1.貴州省煤田地質局地質勘察研究院，貴州 550081；2.中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇 221008)

地瓜勘查區位于保田青山煤層氣區塊北部，貴州省普安縣城南約20km，東西長約21km，南北寬約16km，面積165.32km2。區內煤層較穩定，煤炭資源儲量大(28.7332億t)，煤層氣資源豐富(345.45億m3)。區內煤炭資源勘探程度高，為煤層氣地質研究提供了資料基礎，煤層氣資源豐富，具有煤層氣開發的先決條件。

1 地質背景

1.1 構造特征

勘查區大地構造位置地處揚子板塊(Ⅰ級)上揚子陸塊(Ⅱ級)南部被動邊緣褶沖帶(Ⅲ級)上的六盤水復雜變形區(Ⅳ級)。六盤水復雜變形區以黃泥河-潘家莊斷裂帶和紫云-水城斷裂帶為界。黃泥河-潘家莊斷裂以北、盤縣-晴隆一線以南地區以隔擋式褶皺為主，褶皺排列較寬緩，背斜除盤南背斜稍寬緩外，其余均緊陡、尖頂，背斜軸部或翼部均有規模較大的走向正斷層發育，致使軸線殘缺不全。向斜較寬緩，一般較完整。地瓜二井田位于盤南背斜與黃泥河-潘家莊斷裂之間，為盤南背斜南東翼，黃泥河-潘家莊斷裂之北西盤(圖1)。井田總體為一略有起伏的平緩單斜，斷層較發育，并發育次一級褶曲及傾向上褶皺。井田構造主要受北東向的區域構造控制和作用，形成了以F5斷層及細格向斜為主的北東向斷層和褶曲。

圖1 區域構造簡圖

1.2 沉積特征

勘查區內含煤地層龍潭組為一套海陸交互相碎屑巖夾碳酸鹽巖含煤沉積，沉積環境為瀉湖-潮坪沉積環境，主要由砂巖、砂泥巖、泥巖、煤層夾灰巖組成。厚度255.09～519.40m，一般在320～360m之間，含煤14～43層，一般23左右，煤層總厚度16.32～47.55m，平均31.04m，其中可采煤層8層(3、12、17-1、17-2、19、24、26、29)，可采煤層總厚度平均18.33m(17-1、17-2、19煤層平均厚度共計8.97m)，煤層、標志層較穩定，易于對比。在平面上，區內煤層層數及可采煤層厚度由北西向南東減少的趨勢(3、12號煤在地瓜三井田不可采)；在垂向上，龍潭組含煤性具有“中間好、上下差”的特點。

1.3 水文地質特征

勘查區內地表水、地下水排泄條件好。上覆地層富水帶中地下水，正常情況下與煤系水無直接水力聯系。下伏茅口組富水帶與含煤地層之間，有玄武巖相隔，對煤系充水影響甚微。含煤地層中斷裂帶導水性一般較弱，含煤地層富水性弱～中等。區內地下水呈封閉狀態，對煤層氣有封隔作用，有利于煤層氣的保存。

2 煤儲層特征

2.1 煤巖特征

宏觀上，區內煤層以半亮型為主。顯微煤巖組分方面，可采煤層鏡質組含量73.43%～94.09%，平均為83.31%。惰質組含量6.29%～33.58%，平均16.69%；無殼質組。全區鏡質組最大反射率1.90%～2.80%，平均為2.19%。井田煤類主要為中灰分、相對富氫、低揮發分無煙煤三號為主，少量貧煤，灰分平均22.65%，揮發分平均含量11.89%，硫分平均3.85%，干燥無灰基氫含量平均3.74%。

即該井田煤層為高煤階、煤鏡質組含量高、煤質較好，具有較高的生烴能力。

2.2 煤體結構

通過對區內鉆孔煤芯觀測鑒定，井田主要可采煤層17煤組較大程度地受到構造破壞，煤體結構呈現出以碎粒煤、糜棱煤為主，煤層強度和滲透性受到較大的影響，不利于煤層氣的產出和開發；而主要可采煤層19、26、29號煤具有較好的物性條件，細～中帶條帶狀，煤體結構以原生結構煤、碎裂煤為主，少量碎粒煤，有利于煤層氣的滲流和開發；其他可采煤層原生結構總體完整，從煤體結構來看較適合煤層氣的開發(表1)。

表1 可采煤層煤體結構及裂隙特征表

2.3 煤的孔隙/裂隙特征

區內可采煤層瓦斯增測化驗孔隙率為3.01%～5.32%，平均4.26%，通過鉆孔煤芯真、視密度計算孔隙率為2.36%～5.02%，平均4.38%，比全國煤的平均孔隙率5.55%略低。

據鉆孔煤芯觀測統計了區內可采煤層的裂隙發育程度，煤層裂隙較發育，但裂隙密度和方向發育不均勻，19、26、29局部面裂隙密度可達10條/cm(表1)，裂隙有方解石脈充填，煤層滲透率大小和方向將受到影響。

2.4 煤儲層滲透性

地瓜勘查區從西到東分為地瓜一、二、三井田，根據煤層氣注入壓降試驗得出試井滲透率為0.0002～0.0503×10-3μm2(表2)，平均0.01414×10-3μm2。按照我國煤儲層滲透率劃分級別，屬于低滲透率煤儲層，導流能力低。同一層煤在同一深度或者不同深度表現出不同的滲透性，反映了煤層的不均質性。

2.5 煤儲層吸附與解吸特征

根據樣品化驗數據，勘查區原煤干燥基朗格繆爾體積在20.43～38.62m3/t，平均27.32m3/t，其中706孔19號煤的朗格繆爾體積最大為38.62m3/t，原煤干燥無灰基朗格繆爾體積在28.93～44.86m3/t，平均36.49m3/t，其中706孔19號煤的朗格繆爾體積最大為44.86m3/t；煤的吸附能力與煤級高低密切相關，井田內煤類主要為無煙煤三號，吸附能力大。朗格繆爾壓力相對較低且變化不大，為0.94～1.60MPa，平均1.29MPa，一般在1.10～1.50MPa。

對勘查區內可采煤層甲烷解吸階段的構成特征進行了分類統計，統計結果顯示：煤層氣解吸率變化不大，為46.02%～56.99%，平均51.69%。其中17-1號煤層煤層氣解吸率最低為46.02%，26號煤組煤層氣解吸率最大，分別為56.99%(表3)。

表3 地瓜勘查區煤樣甲烷等溫吸附實驗結果

續表

2.6 煤儲層壓力及地應力特征

據試井結果(表2)，地瓜勘查區試井深度118.65～987.60m，平均621.43m，煤層儲層壓力1.35～10.35MPa，壓力系數0.75～1.63，平均1.15，從壓力系數分析煤儲層屬于高異常儲存壓力。閉合壓力7.29～18.14MPa，閉合壓力梯度0.015～0.061MPa/m，平均0.027MPa/m，屬于高閉合梯度，具有明顯的高地應力特征。

表2 地瓜勘查區煤層氣井試井成果

3 含氣性特征

3.1 煤層氣化學組成特征

剔除不合格及異常值數據，統計地瓜勘查區范圍內各個勘查階段煤芯解吸數據666件(表4)。井田內可采煤層煤層氣成分主要以甲烷為主，標準狀態下干燥無灰基甲烷濃度為14.83～99.90%，全區平均為83.93%。其次為氮濃度，標準狀態下干燥無灰基N2濃度～47.64%，全區平均為9.67%。少量二氧化碳，另外還有少量重烴。

3.2 煤層甲烷含量統計特征

根據地瓜勘查區煤層氣數據統計(共666點)，全勘查區可采煤層煤層氣含量(干燥無灰基)均超過了8m3/t，以17-2、12號煤最高，平均含量分別為13.51、13.27m3/t，最高出現在17-2號煤，為27.22m3/t；煤層還有少量重烴，重烴含量在0.00～3.52，平均0.18m3/t(表4)。

表4 各煤層煤層氣成分、含量統計表

續表

4 勘探開發建議

地瓜勘查區有著煤層層數多、單層厚度薄、煤層成組賦存、富水性弱、滲透率及單層煤層氣資源豐度低的特點，煤層氣抽采應采用應力—壓力同時釋放和地面井—礦井鉆孔并舉的方式。地面井優先鉆孔類型為直井和叢式井，根據地形地貌特點，叢式井開發方式占地面積小，鉆井工藝較成熟，工程施工成本可有效控制，可作為地瓜勘查區煤層氣地面開發的首選井型；優選完井方式為水力加砂壓裂，優選壓裂方式為分段壓裂，優選抽采模式為合層排采。

同時，可具體嘗試以下技術：

(1)根據研究區地質及地形特點，布置叢式井組時，實現一個井場鉆多口定向井，進行井組排采試驗，實現井間干擾，以提高單井產氣量、節約用地和減少鉆前費用。

(2)對煤層頂板附近井段射孔壓裂改造。以往直井均設計在煤層井段射孔，只對煤層進行壓裂改造，排采后期因煤粉堵塞通道而使產氣效果變差。今后應選擇在煤層頂板附近的井段射孔，對煤層近頂壓裂改造，可有效防止排采過程中產出煤粉堵塞通道而影響產氣量。

(3)沿主煤層頂板的 U 型水平井完井技術。目標主煤層為構造煤時，沿煤層中的 U 型水平井完井方式可能會因煤粉堵塞通道而導致產氣不會太理想，此時應嘗試沿煤層近頂板的U 型水平井完井方式，預計可以提高產氣量、延長穩產時間。

(4)使用 N2壓裂、CO2注入等增產技術。