2. 中国矿业大学碳中和研究院, 江苏徐州 221008;
3. 中国矿业大学资源与地球科学学院, 江苏徐州 221116;
4. 中国矿业大学低碳能源与动力工程学院, 江苏徐州 221116
2. Carbon Neutrality Institute, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221008, China;
3. School of Mineral Resource and Geoscience, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China;
4. School of Low Carbon Energy and Power Engineering, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China
煤层气作为一种自生自储的非常规天然气, 近90%的煤层气以吸附态赋存于煤储层微纳米孔隙中[1]。煤层气的富集受制于煤层与上覆、下伏岩层构成的成藏系统及该系统所经历的地质作用, 基于对我国重点含煤盆地煤层气分布赋存特征的总结, 本文将煤层气富集主控地质评价因素概括如下。
1) 地质构造条件。多期次地质构造发育是我国含煤盆地的显著特点。在地质构造抬升作用下, 煤层气藏原有的保存条件受到破坏[2]。如在长期遭受剥蚀的隆起区, 煤储层保存条件受到破坏, 致使煤层气发生逸散, 原位煤储层含气性降低。另外, 在不同类型的地质构造形成过程中(如断裂构造、褶曲及陷落柱等), 其发育的不同构造应力场将会诱使煤储层及其顶、底板的物性特征发生变化, 导致煤层气的富集出现差异性变化[3-4]。
2) 煤层埋藏深度。煤层埋藏深度对煤层气富集的影响主要体现在储层压力和储层温度效应对不同相态煤层气的转化作用。在煤层气成藏初始阶段, 储层压力正向影响明显强于温度反向影响, 造成游离态煤层气相变为吸附相态。随着沉积作用的进一步加大, 煤层的埋藏深度逐渐增大。当煤层埋深达到临界深度时, 储层压力正向影响减弱, 而储层温度反向影响增强, 致使煤储层吸附态甲烷含量降低[5-6]。
3) 水文地质条件。煤层水动力场对煤层气富集的影响, 一是水文地质条件对煤层气藏的破坏作用, 主要表现于地下水迁移过程中会携带部分甲烷逸散, 常见于地下水作用强的断层构造发育区[7]; 二是水文地质条件对煤层气藏的保护作用, 主要表现于地下水封闭和封堵效应, 有利于煤层气的富集与保存[8]。
4) 沉积环境。煤储层沉积环境的不同对煤层气的富集影响也不尽相同[9]。若煤层气藏的顶、底板为砂岩类地层, 其特征相对不致密, 大孔裂隙比较发育, 缺乏很好的煤层气封堵作用, 不利于甲烷气体的保存。若煤层气藏的顶、底板为泥岩类地层, 由于其特征相对致密, 有利于甲烷气体的保存。
5) 煤储层物性。煤储层物性对煤层气富集的影响不仅体现在煤储层的生气能力, 对煤储层孔-裂隙系统的发育形成也具有一定影响作用。在构造应力作用下, 由于煤岩力学性质较弱, 易导致煤体结构发生变化, 形成构造煤, 同时造成大量吸附态甲烷相变为游离态甲烷[10-11]。通常煤储层甲烷含量与煤层的厚度呈正比, 煤层的厚度越大煤层含气量越高[12]。此外, 岩浆活动会破坏原始储层物性特征, 热变质作用下有利于煤层气的形成和储层渗透率的提高, 同时岩浆热活动也可能破坏煤储层储集能力, 造成煤层气的逸散[13]。
2 煤储层表征与煤层气开发地质煤储层具有典型的低孔隙度、低渗透率和强非均质性特征, 这就造成煤储层的精细定量表征工作十分困难。煤层气开发地质与储层表征存在相互制约关系。煤储层发育特征影响着煤层气开发工程的工艺选择与施工方案的制订, 同时在煤层气开发过程中煤储层物性也会发生动态变化[14]。因此, 针对与煤层气开发地质紧密关联的煤储层表征研究受到国内外学者的高度重视。传统的煤层气储层研究方法主要有高压压汞法(HMIP)、低温气体吸附法(LTGA)、扫描电镜(SEM)、透射电子电镜(TEM)等, 新型非常规技术有小角度中子散射(SANS)、小角度X射线散射(SAXS)、X射线CT扫描(X-CT)、低场核磁共振技术(LF-NMR)等(图 1)。LTGA法是基于低温环境下煤岩表面吸附气体的含量, 根据Brunner-Emmet-Teller(BET)、Barrett-Joyner-Halenda(BJH)等理论方法计算储层的孔隙大小、孔径分布等。其中低温液氮吸附多用于研究中孔(2~50nm)的孔径分布; 低温二氧化碳吸附法适用于表征微孔(小于2nm)的孔径分布[15]。HMIP是利用不同压力条件将汞注入多孔的煤岩介质, 并按照对应的模型测算孔隙结构参数, 可测量孔隙大小为0.005~360.000μm。压汞法在研究煤页岩的孔隙结构时存在明显的缺陷, 即受限于注入汞的压力范围, 对于小于100nm的微小孔无法精准定量分析, 同时在注汞压力过大情况下, 样品会出现微小裂缝造成孔隙形貌破坏, 降低了实验测量结果的准确性[16]。扫描电镜及场发射扫描电镜方法只能反映储层的局部信息, 不能对整个孔裂隙系统进行定量评价。SAXS技术可以同时提供煤中连通孔隙和封闭孔隙的信息, 但不能准确定量表征煤的孔径分布特征。近年来, LF-NMR方法以测试样品规格多样(块样、柱样均可)、对样品无破坏等优点在煤层气勘探开发领域得到广泛的发展和应用, 基于与常规测试手段结果平行对比, 建立了一套基于LF-NMR技术的煤储层特性定量分析评价体系[17]。
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图 1 煤层气储层表征技术体系(改自刘大锰等[14]) |
随着多学科交叉研究的发展, 测井和地震等常规油气方法逐渐应用于煤层气领域。基于煤层气地震资料解释, 可准确识别并标定目标层位、断层组合及陷落柱的分布[18]; 利用地震属性(如反射波振幅, 地震反射瞬时频率、瞬时相位等)与煤储层物性参数的关系, 基于数学地质建立了煤层气储层参数多信息综合定量预测方法[19]; 三维三分量地震探测技术的应用提高了煤层气储层的裂隙发育区和煤层气富集区的预测精度[20]。煤层气地球物理测井在识别煤层、分析煤质特征、评价煤储层孔渗特性等方面效果显著, 如基于测井曲线与聚类分析方法建立了煤体结构识别的方法[21]; 根据双侧向测井资料, 采用迭代法建立了煤层裂缝孔隙度评价模型[22]; 根据补偿密度、补偿声波时差测井值与实际生产数据分析对比结果, 构建了煤层气含量评价模板[23]。
在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘, 大多数煤层气井具有低产、衰减快或产量不稳定的特点。除受地质因素影响外, 另一个主要原因是, 对煤层气开发过程中的煤储层特性的动态变化效应认识不清, 从而导致采用了不当的排采措施。因此, 综合利用多种常规与非常规表征技术对煤层气产区开采过程中的煤储层进行系统化、精细化、超微观化的定量表征, 将是今后煤储层表征的发展趋势。
3 地质适配性煤层气勘探开发 3.1 高煤阶煤层气我国煤层气勘探开发自20世纪90年代起步, 经历了20余年的探索和发展, 已形成了适合我国中高煤阶煤层气地质条件的开发工程技术系列, 建成沁水盆地高煤阶、鄂尔多斯盆地东缘中煤阶两大煤层气勘探、开发、输送、利用产业化基地。高煤阶煤层气资源相对丰富是中国煤层气资源的重要禀赋之一, 高煤阶煤层气可采资源量为3.56×1012m3, 占比为28.5%[24]。沁水盆地南部高煤阶煤层气于2009年率先进入商业化开发阶段, 目前沁南煤层气示范工程生产规模已达到38×108m3/a[25]。近几年川南—黔北地区高煤阶煤层气勘探开发也取得积极进展, 在川南筠连地区已建成年产2×108m3的煤层气生产区块, 黔北地区织金区块等煤层气开发示范工程已取得成功[26]。
高变质程度、普遍低孔渗、生气量大、吸附甲烷能力强是高阶煤储层共有特征。基于沁水盆地南部煤层气井实测和生产数据, 桑树勋等[27]以煤层埋深范围为线索, 建立了高阶煤煤层气富集综合模式(图 2), 该模式可以很好地将前人建立的向斜煤层气富集、褶曲翼部煤层气富集、构造高点煤层气富集等不同高煤阶煤层气富集模式统一起来。同时, 桑树勋等[27]认为高煤阶煤层气富集规律是煤层含气量和渗透率在不同埋深和构造条件下耦合配置的结果, 而决定高阶煤储层渗透率的主控地质因素构成高煤阶煤层气富集关键主控地质因素, 主要为煤层埋深、地质构造(含构造应力场)、煤体结构等。
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图 2 高煤阶煤层气富集综合模式(改自桑树勋等[27]) |
现阶段我国高煤阶煤层气勘探开发中存在以下几个方面的问题: 煤层气开发定位模糊、勘探程序设置不合理以及开发技术与盆地条件不匹配等。从以上存在问题来看, 高煤阶煤层气的开发应是地质储层条件决定气井产能, 选区评价技术是基础和关键, 同时现场钻完井方式、排采工艺选择与地质条件、储层性质、煤体结构等须匹配[28-29], 进而实现煤层气的高效开发。
3.2 中低煤阶煤层气我国中低煤阶煤层气资源极为丰富, 可采资源量达8.94×1012m3, 约占煤层气可采总资源量的71.5%[24]。中低煤阶煤层气主要分布于西北、东北地区的鄂尔多斯、准噶尔、吐哈、三塘湖、柴达木、海拉尔、二连、阜新等盆地, 主要赋存于中生界侏罗系、白垩系及古近系, 具有煤层发育、煤层数多、煤层厚度大、含气量低、煤层欠压等特点[30-31]。我国中低煤阶煤层气的勘探开发和利用先后经历了两个发展时期[32]: 2003—2008年, 阜新盆地、铁法盆地等中低煤阶煤层气小规模民用, 成为我国煤层气勘探开发的起点; 2013年至今, 以鄂尔多斯盆地东缘保德区块中低煤阶煤层气成功勘探开发为代表, 推动了我国煤层气产业由沁水盆地高煤阶进入中低煤阶, 新疆准噶尔盆地南缘阜康、乌鲁木齐河东区块等也进入勘探开发阶段。
保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘北段, 是我国中低煤阶煤层气开发最成功的区块, 已建成产能7.7×108m3, 产气井600余口, 产气量近160×104m3/d, 单井平均产气量达2372m3/d。保德区块构造形态简单, 总体为西倾鼻状单斜构造, 地层倾角平缓[33]。自2004年开始勘探, 保德区块煤层气勘探开发先在勘探不利、外企退出的背景下, 中石油煤层气公司通过地质、工程技术的探索创新, 基于“多源共生-水动力控气”的聚气规律指导了该区块的成功开发。
随着我国煤层气勘探开发实践的发展, 煤层气开发工程技术系列逐渐形成, 主要包括三维地震物探技术、直井+定向井丛式钻井技术、大规模水力加砂压裂技术、智能化排采控制技术、低成本地面集输工艺技术、储层敏感性与储层保护技术、低产井改造及提高采收率技术等关键工程技术系列。经过沁水盆地高煤阶煤层气压裂研究与长期的实践探索, 煤层气储层压裂工艺理念不断优化创新, 由“十一五”时期的“大液量、大排量、大砂量”, 转为“十二五”时期的“适度液量、变排量、适度砂比”, 再到“十三五”时期针对低煤阶、厚煤层、强滤失性提出的“大液量、超高排量铺砂、变砂比加砂”, 煤层气压裂理念针对不同储层条件呈现多元化趋势[34-38]。以中煤阶煤层气为代表的鄂尔多斯盆地东缘形成了“丛式井、低伤害完井、清洁压裂液、高效支撑压裂”等技术体系, 并在保德区块首次应用“地质工程一体化”技术[33]。
4 复杂地质条件煤层气勘探开发 4.1 构造煤煤层气受断裂、褶皱、滑动等构造作用的影响, 完整煤的原有结构在长期强烈挤压、剪切和变形作用下遭到破坏, 使煤发生严重破碎甚至粉碎。严重压碎的煤或煤粉通常称为构造煤或地质构造变形煤, 具有脆性或延性破坏煤体和低黏聚力、低强度、低渗透性的特点[10, 39-40]。我国西南大部分煤田和东北大部分地区, 如河南省西部、安徽省淮南和淮北煤田, 都存在构造煤。截至2011年底, 我国构造煤探明储量约4570×108t, 占煤炭总储量的23.5%[41]。构造煤的地质成因有一定的尺度, 包括区域尺度和局部尺度。在区域尺度上, 层理滑动是主要的控制因素, 构造煤可以在煤田尺度甚至更大的范围内分布; 而在局部尺度上, 主要是断陷煤层, 其分布范围较小, 如长壁工作面。构造煤发育区通常是煤层气吸附-解吸最活跃的地区, 煤储层含气性时空变化显著, 且平衡状态易受到破坏[42-43]。在原位地层条件下, 构造煤煤层气主要以吸附态赋存于储层微、纳米孔隙, 含气量普遍较高, 是瓦斯突出与超量煤层气聚集易发生地带。受限于构造煤煤层气特殊的储层特征, 传统的煤层气疏水降压开发理论技术不适合构造煤储层, 基于应力释放(原位)的煤层气开发理论技术, 有望将构造煤煤储层从煤层气开发禁区变为新领域[44]。开展区域构造控制作用下的不同类型构造煤煤层气富集与地质评价, 研究不同类型构造煤煤层气成藏结构与分布非均质性, 建立不同类型构造煤煤层气配套开发技术评价体系, 研发适用于构造煤煤层气勘探开发的新理论和新技术, 是今后构造煤煤层气勘探开发的研究方向。
4.2 深部煤层气深部煤层气的勘探开发是中国化石能源资源禀赋的选择与国家需求。深部煤层气勘探已在延川南、郑庄里必深部煤层气开发、柿庄北多井同步水力波及压裂技术等取得成功案例。近期在鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块、准噶尔盆地东部白家海凸起和绥德河底区块深层煤层气(深度2000m左右甚至更深)勘探开发取得突破[45-46], 是下一步煤层气勘探开发的全新领域。深部煤层气储层具有明显的“三高”特点, 即高地应力、高地温、高储层压力[47]。在高地应力作用下, 深部煤储层孔裂隙系统极为不发育。深部煤储层高地温和高储层压力会影响煤层气的吸附和解吸特性。煤岩力学性质也在“三高”地质环境下趋于复杂, 煤储层破裂压力和施工压力增高, 压裂改造裂缝延伸范围受限, 煤储层改造难度增大。深部煤储层地质特殊性起源于较高的地应力和地层温度, 导致深部煤储层可压缩性高、渗透性低和弹性低, 进而影响深部煤层气含气系统和可采可行性[48-51]。我国深部煤储层地质条件复杂, 煤储层渗透率低, 地质与工程理论支撑不足, 开发方式和工程技术受限, 严重制约了深部煤层气的高效勘探开发。针对浅部煤储层的研究手段和理论体系亦不再适用于具有“三高”特点的深部煤层气储层。建立高地应力、高地温、高储层压力动态耦合下的深部煤层气地质与开发技术体系是今后需要重点研究的领域之一。
5 煤层气勘探开发领域拓展 5.1 煤系气煤系气指保存在煤系各岩性中, 包括煤层、泥页岩、致密砂岩和碳酸盐岩, 以腐殖型气为主的内生内储式含天然气系统[52-53]。中国煤系气资源潜力巨大, 2000m以浅煤系气资源量约为82×1012m3, 然而目前探明率不到1%[54]。煤系气的高效勘探开发不仅有利于我国天然气增储上产, 也有利于煤炭低碳化的开发利用。目前煤系气资源探明率及动用率极低, 反差极大, 距离大产业规模仍有一定差距。煤系气既有别于常规气藏, 与页岩气、煤层气、致密砂岩气等典型非常规气藏相比, 又有其地质特殊性。煤系气地质条件特殊性表现在3个方面[55]: ①煤系气赋存态和储层岩石类型多样; ②沉积旋回性极强致使储层内流体分布状态错综复杂; ③砂岩储集体在广覆式泥质岩中镶嵌展布。煤系气成藏特征受控于沉积相展布与沉积序列旋回特征, 三角洲沉积体系为煤系气富集提供了多套生储盖组合, 广覆式烃源岩与多类型储层共生是煤系气成藏过程多样性的根本原因。
煤系气勘探开发的效果更多受控于不同储层之间合采兼容性及其地质控因, 多相态天然气共存、多类型储存共生等煤系气开发地质条件的复杂性也造成了煤系气开采模式的局限性。鉴于此, 煤系气的勘探开发应将不同储层看作统一含气系统。多产层合采与储层改造增产是目前煤系气开发中相对成功的经验(图 3)[56], 然而由于煤系气合采产层之间的差异有可能造成“1+n<1”的煤系气开发结果[55, 57]。煤系气共生富集成藏理论、共探共采技术、合采兼容性评价指标体系、立体排采控制方法等是今后煤系“三气”(煤层气、页岩气、致密砂岩气)共生区块协同开发的重点研究领域, 以煤系岩石力学地层学方法体系为核心的煤系气高效勘探开发理论与技术有望成为煤系气取得突破的关键研究方向。
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图 3 煤系气高效开发地质前缘(改自李勇等[56]) |
排水降压解吸采气理论是当前原位煤层气地面抽采的理论基础[58-59]。原理是基于地面煤层气井排水降低储层压力, 使其低于临界解吸压力时, 致使吸附态甲烷相变解吸为游离态甲烷并产出。现场勘探开发经验表明, 基于排水降压解吸采气理论的技术不适用于构造煤煤层气的开发, 其主要原因是构造煤煤体结构比较破碎, 遇水易膨胀, 堵塞煤层气运移通道[60-61]。基于煤矿区被保护层构造煤煤层气采动卸压增透开发理论技术与工程实践的启示[62-63], 桑树勋等[64]提出了水平井造洞穴应力释放煤层气开采理论, 其原理是依据典型构造煤具有高应力敏感特性, 通过诱导控制塌孔形成洞穴, 致使煤储层应力急剧释放; 在应力急剧释放作用下储层压力骤降, 诱导煤储层孔裂隙发育, 致使吸附态甲烷大量相变为游离态并运移至井筒产出(图 4)。该技术理论有望将煤层气开采的禁区构造煤煤层气变为新领域。
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图 4 煤层气应力释放开发产出原理示意(引自桑树勋等[64]) |
我国当前能源结构仍主要依赖煤炭等化石能源, 且短期内难以实现以低碳清洁能源为主导的结构性转变, 为了实现我国2030年“碳达峰”和2060年“碳中和”的目标, 二氧化碳捕集利用与封存技术(CCUS)作为一种可实现化石能源深度减排的技术, 将成为我国达成气候目标不可替代的重要手段。CO2地质碳汇与地质封存是CCUS技术的核心组成部分, 为大规模CO2捕集提供了必要性, 决定了CCUS技术的发展潜力和发展方向。按照CO2地质利用与地质封存方式及其地质宿体的不同, 可分为CO2驱油封存(CO2-EOR), CO2驱煤层气封存(CO2-ECBM)、CO2咸水层封存与采水(CO2-ESWR)等[65]。CO2驱煤层气的原理基于煤对CO2的吸附能力要强于甲烷, 既可用来驱替吸附态的甲烷, 又可地质储存大气中过量排放的CO2[57, 66-68]。
实际CO2驱煤层气现场工程应用, 从1995年到2001年, 美国圣胡安盆地的4口煤层气井共注入33.6×104t的CO2, 注入CO2后, 煤层气的采收率从原先的77%提高到95%。此外, 在2010年4月, 沁水盆地SX-001井在两个月的时间内共注入233.6t CO2, 注入CO2后, 煤层气产量增加约2.5倍[69]。然而, 与CO2驱煤层气相关的CO2/CH4竞争吸附置换过程、置换吸附CO2煤层膨胀引起的渗透率衰减动态变化等问题更为复杂, 对CO2注入有效性及CH4高效开采性带来挑战, 也阻碍了CO2驱煤层气技术的商业化进程[68]。另外, 目前认为的深部不可采煤层在未来技术得到发展后有可能成为可采煤层, 彼时先前注入存储煤层的CO2必然会随着新的采煤活动而重新排放到大气中, 因此存在潜在的环境风险。尽管存在这些挑战, 煤储层在全球的广泛分布吸引着越来越多学者持续研究并不断深化CO2驱煤层气地质存储理论与技术[70-72], 呈现了CO2驱煤层气作为CCUS技术接近商业化的前景(图 5)[57, 67-68]。
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图 5 CO2驱煤层气技术原理示意(引自桑树勋等[67]) |
我国煤层气富集区及富集模式具有多样性, 关键地质要素如地质构造、煤层埋藏深度等对煤层气富集具有重要影响, 通过地质条件类比, 可进行煤层气有利富集区预测。煤层气开发工程与煤储层特征存在相互制约关系, 一方面煤储层发育特征影响着煤层气开发工程的工艺选择与施工方案的制订, 另一方面煤层气开发过程中煤储层物性也会发生动态变化, 厘清煤层气开发过程中的地质控制机理及煤层气产出过程中煤储层动态变化特性, 应是煤层气勘探开发重点关注方向。
高煤阶煤层气产量仍占据我国煤层气产量的主体地位, 下一步高煤阶煤层气的勘探开发方向将面向更深的深部煤层, 深部煤层条件下的储层发育特征及复杂的流体微观运移机理是制约高煤阶煤层气高效开发的前提, 面向高煤阶特殊地质条件下的适配性开发技术是高煤阶煤层气规模化发展的关键。中低煤阶煤储层的有效改造与煤层气资源充分开发, 是实现天然气资源增储上产的重要环节, 以中低煤阶煤层气资源地质条件为基础, 立足于中低煤阶煤层气生产特征与产气机理, 建立与之匹配的排采控制方法与高效开发技术, 是下一步中低煤阶煤层气勘探开发的工作方向。
复杂地质条件下的煤层气开发, 特别是深部低渗高压煤储层与构造煤, 是我国煤层气高效增产的难题, 建立复杂地质条件煤储层综合选区与分类方法, 建立与煤层气地质条件相适应的适配性技术是复杂地质条件煤层气增产的关键。面向“双碳”目标, 煤系“三气”共生区块的安全和高效科学的“协同开发”、水平井造洞穴应力释放理论下煤层气高效勘探开发、煤层CO2地质封存与煤层气强化开发技术应予以关注和重点支持, 其发展对能源安全和煤基碳减排意义重大。
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