我国煤层气产业经历了20多年的探索和发展，在华北的沁水盆地和鄂尔多斯盆地已实现商业化生产，但有利区块内的煤层气井已接近饱和^[1-2]。近年来，煤层气勘探开发陆续扩展到我国西北、东北及西南等地区，形成了一批重要的煤层气勘探开发战略接替新区^[3-4]。贵州作为我国西南地区煤层气资源最为丰富的省份，煤层气资源勘查工作持续稳步推进，勘探成果显著^[5]，尤其近3年在织金、盘县、金沙等地区实施的多口煤层气井，使该省的煤层气地质研究方向从早期的资源前景、区域评价阶段逐步走向靶区开发地质评价、开发工艺技术及工程模式探索阶段^[6]。黔北地区煤层气资源丰富，是西南地区典型的高煤阶煤层气富集区，但区内煤储层具有层薄、低压、低渗、非均质性强等特征^[7-8]，煤层气开发进程相对滞后。2014年，贵州省煤田地质局联合盘江集团在黔北金沙小林华矿区首次部署实施了3口煤层气地面抽采试验井，单井最高产气量达1 200 m3/d，是黔北高煤阶地区获得煤层气工业气流突破的第一个区块，具有重要的示范意义。目前，贵州省的煤层气研究主要集中于六盘水煤田的盘江矿区和织纳煤田的织金区块，黔北地区很少涉及^[6]，更缺乏对小林华矿区煤层气地质条件的研究。本次研究主要对黔北小林华矿区的煤层气成藏特征进行系统评价，并深入总结开采经验技术，以期对类似地质条件地区的煤层气开发提供理论依据。

小林华矿区位于黔北金沙－黔西向斜的西北翼，地层走向为NE70°，地质构造较简单，整体呈一宽缓的向斜构造。北部大部分地区表现为单斜构造，仅在南部地区表现为次一级的向斜褶皱(图 1)。矿区南部新华向斜北翼地质控制程度高，完成煤田地质钻孔32个。地质钻孔资料揭示：上二叠统龙潭组含煤地层在矿区内基本保持完整，断层不发育，局部钻孔偶见小断层，断距一般小于10 m；地层倾角较平缓，浅部地层倾角一般为22~27°，深部地层倾角为0~5°，平均地层倾角约15°；构造地质条件总体有利于煤层气的保存和富集。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 小林华矿区构造位置及矿区地质简图 Fig. 1 Tectonic location and generalized geologic map of Xiaolinhua coal mine

抽水试验结果表明，龙潭组整体富水性较弱，渗透系数一般小于0.001 m/d，岩石含水率小于3%，单位涌水量小于0.001 L(/s·m)。这主要源于小林华矿区煤系及上覆地层以致密的粉砂质泥岩和泥质粉砂岩为主，隔水层发育且厚度较大，从而严重阻隔了地下水的径流，同时也阻止了煤层气的逸散。

小林华矿区含煤地层主要为龙潭组，发育潮坪－泻湖环境下形成的海陆交互相沉积^[9]，地层厚度平均为106 m，含上、下2个煤组5层主要煤层。邻近煤层的围岩是煤层气保存最为重要的封盖层^[10]，岩性主要为粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质灰岩等，具有“单层厚度较薄、互层状发育、岩性较致密、富水性弱”的特点^[11]，围岩的突破压力较大，为9.2~31.7 MPa(表 1)，封闭性较好，有利于煤层气封存。

表 1(Table 1)

表 1 金沙1井煤层围岩突破压力 Table 1 Breakthrough pressure from surrounding rock of coal seam in well Jinsha 1 岩性 深度/m 突破压力/MPa 突破时间/h 粉砂质泥岩 705.5 26.8 2.00 泥质粉砂岩 732.3 28.1 1.33 含炭页岩 750.4 31.7 2.00 粉砂岩 760.4 9.2 1.33 泥质灰岩 789.7 24.0 0.15

下载CSV 表 1 金沙1井煤层围岩突破压力 Table 1 Breakthrough pressure from surrounding rock of coal seam in well Jinsha 1

研究区主力煤层厚度一般为6.8~14.1 m，平均为10.4 m，以薄至中厚煤层为主，单层煤厚度一般小于3.0 m。上、下2个煤组的5层主要煤层自上而下依次为4号、5号、9号、13号、15号煤层(图 2)。上煤组(4号、5号、9号)煤层厚度发育及层间距均较不稳定，结构较复杂，煤层分叉、减薄及增厚现象频繁，夹矸层数较多，4号煤与5号煤间距为6~10 m，平均为8 m，5号煤与9号煤间距为14~22 m，平均为18 m；下煤组(13号和15号)煤层厚度发育及层间距均相对较稳定，结构较简单，单煤层厚度一般为1.5~2.0 m，煤层一般含1层夹矸，层间距平均为15 m(图 2)。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 小林华矿区典型钻孔煤岩层对比 Fig. 2 Correlation of coal seams from typical borehole in Xiaolinhua coal mine

受深成变质作用及岩浆热变质作用影响^[12]，小林华矿区煤层煤阶普遍较高，镜质组最大反射率为3.0%~3.9%，均属3号无烟煤，煤岩变质程度高，生气能力较强。煤层显微组分以镜质组为主，体积分数为71.15%~80.03%，惰质组体积分数为19.97%~ 28.85%，壳质组体积分数一般小于5.0%。研究区煤层普遍较坚硬，维氏显微硬度为3.68~4.27 N/mm²，煤体结构以原生结构及碎裂结构为主，有利于压裂增产改造，但个别厚度超过3.0 m的较厚煤层容易出现碎粒煤及糜棱煤。

上煤组煤层的灰分平均为19%~24%，硫分平均为1.29%~1.37%，下煤组煤层的灰分平均为25%~28%，硫分平均为1.93%~3.76%。上、下煤组煤层的灰分和硫分具有较大差异，反映了上、下煤组的成煤环境具有一定差异，下煤组煤层成煤时受海水影响相对较大。另外，上煤组同一煤层不同煤分层之间在煤岩类型、裂隙密度等岩石物理性质方面也普遍存在较大差异，具有强烈的储层非均质性(表 2)；下煤组煤层的岩石物理性质相对趋于一致，均质性相对较好，反映了下煤组煤层形成的水体环境相对较安静、水动力条件相对较弱，这与下煤组煤层的结构相对较简单、厚度较稳定相吻合。

表 2(Table 2)

表 2 金沙1井4号煤煤岩类型及裂隙发育层间非均质性特征 Table 2 Lithotypes and interlayer heterogeneity characteristics of No. 4 coal seam in well Jinsha 1 煤分层编号 分层岩性 分层厚度/m 煤岩类型 裂隙密度/(条·cm-1) 4#-1 煤 0.13 半亮型 1.4 4#-2 煤 0.29 半暗型 1.2 4#-3 炭质泥岩 0.36 － － 4#-4 煤 0.30 半暗型 0.2 4#-5 煤 0.40 半亮型 2.0 4#-6 煤 0.70 半暗型 1.0 4#-7 煤 0.26 暗淡型 0.2

下载CSV 表 2 金沙1井4号煤煤岩类型及裂隙发育层间非均质性特征 Table 2 Lithotypes and interlayer heterogeneity characteristics of No. 4 coal seam in well Jinsha 1

小林华矿区32个地质钻孔所揭露的煤层情况表明，上煤组煤层厚度发育较不稳定，尤其4号煤的煤层厚度变化极大，总体表现为煤系浅部煤层较厚，煤系深部煤层较薄甚至尖灭(图 3)；下煤组煤层厚度一般为1.5~2.0 m，煤层在全区的空间展布连续且稳定，因此下煤组煤层的厚度条件总体优于上煤组煤层。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 4号煤层厚度及埋深等值线 Fig. 3 Contour map of thickness and burial depth of No.4 coal seam

埋深对煤层含气性及孔渗性均具有重要影响^[13]，是煤层气开发需要考虑的重要地质因素之一。国内煤层气开采实践表明，煤层的产气能力与储层渗透性呈正相关关系^[14]。500~800 m是目前煤层气开发的理想埋深，800~1000 m可进行煤层气开采，超过1 000 m开采难度较大，且埋深越大，成本投入越高，越难实现经济开采^[15]。由图 3可以看出，煤系上部4号煤在矿区内的主要埋深(煤层露头平均标高与煤层底板标高之差，下同)为500~ 1 000 m，且煤系下部15号煤距煤系上部4号煤的距离平均约75 m(参见图 2)。因此矿区内主力煤层的埋深总体位于目前煤层气开发的理想埋深范围(500~1 000 m)内，技术及经济开发条件较好。

就宏观地质因素而言，煤层含气量主要与埋深、地温场特征、封盖条件、构造应力等因素密切相关^[16]。小林华矿区主要煤层的含气量均较高，32个煤田地质钻孔的煤心解吸测试结果显示，4号煤层的煤层气质量体积为8.73~27.72 m³/t，平均为18.85 m³/t，5号煤层的煤层气质量体积为8.34~ 39.37 m³/t，平均为22.17 m³/t，9号煤层的煤层气质量体积为11.27~38.40 m³/t，平均为20.70 m³/t，13号煤层的煤层气质量体积为8.15~47.25 m³/t，平均为22.12 m³/t，15号煤层的煤层气质量体积为12.30~26.78 m³/t，平均为18.86 m³/t。就煤层的含气量平均值而言，黔北地区煤层含气量与华北地区高阶煤层含气量相当，远高于全国平均水平^[17]。研究区较高的煤层含气量弥补了煤层厚度较小的不足，为煤层气开发提供了良好的资源基础。理论上，煤层含气量与煤层埋深之间为正相关关系^[16]，然而，通过统计研究区煤层含气量与煤层埋深的关系(图 4)发现，煤层含气量虽然随埋深增大而总体增大，但相关程度较低，这可能主要源于研究区复杂的地表地形条件。研究区属于构造剥蚀山地地貌，地势起伏较大，地表高差最大可达100余米，煤层形成后经历深埋、构造抬升、出露剥蚀等地质作用，导致地下煤层原始压力、地温梯度等发生较大改变，从而导致研究内煤层含气量随埋深变化的相关程度较低。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 小林华矿区煤层埋深与煤层含气量关系（以15号煤为例） Fig. 4 Relationship between gas content and burial depth of No.15 coal seam

吸附气是煤层气的主要赋存形式，通过等温吸附试验获得的兰氏体积(V_L)和兰氏压力(P_L)，是表征煤层吸附性能的重要参数^[18]。小林华矿区部分地质钻孔对5层主力煤层平行开展了含气量实测及等温吸附实验(表 3)，主力煤层空气干燥基的V_L为26.08~41.62 m³/t，平均可达35.70 m³/t，表明煤层吸附能力较强，且同一钻孔相同煤层的实测含气量均低于V_L；煤层理论含气饱和度为27.67%~73.59%，平均为47.72%，反映该区煤层处于欠饱和状态。图 5显示，煤层空气干燥基条件下的吸附量明显低于干燥无灰基条件下的吸附量，且随着压力增大，煤层吸附量表现出先快速增加后缓慢增加的过程，当压力为2.0~3.0 MPa时，吸附量增加速率明显变小。由此表明，如果深部煤层的实际含气量没有明显增加，因其储层压力快速增大，吸附量增加缓慢，在排水降压过程中的临储压差更大，理论解吸时间将更长。因此，从开发成本及经济价值角度考虑，先期开发煤系浅部的煤层气资源，不但能节省工程成本，还可以大大缩短排采见气时间，有利于实现煤层气的经济开发。

表 3(Table 3)

表 3 小林华矿区主要煤层含气量、等温吸附参数及含气饱和度 Table 3 Gas content, isothermal adsorption parameters and gas saturation of main coal seams 煤层 v(实测煤层气)/(m3·t-1) PL/MPa VL(/m·3 t-1) 理论含气饱和度/% 4号煤 $ \frac{{{\rm{14}}{\rm{.14}} \sim {\rm{26}}{\rm{.94}}}}{{{\rm{20}}{\rm{.76}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{1}}{\rm{.38}} \sim {\rm{1}}{\rm{.84}}}}{{{\rm{1}}{\rm{.58}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{26}}{\rm{.08}} \sim {\rm{37}}{\rm{.78}}}}{{{\rm{33}}{\rm{.68}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{45}}{\rm{.24}} \sim {\rm{73}}{\rm{.59}}}}{{{\rm{61}}{\rm{.36}}\left( 5 \right)}} $ 5号煤 $ \frac{{{\rm{14}}{\rm{.99}} \sim {\rm{24}}{\rm{.16}}}}{{{\rm{18}}{\rm{.83}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{1}}{\rm{.16}} \sim {\rm{1}}{\rm{.70}}}}{{{\rm{1}}{\rm{.41}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{34}}{\rm{.70}} \sim {\rm{38}}{\rm{.99}}}}{{{\rm{36}}{\rm{.51}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{38}}{\rm{.45}} \sim {\rm{69}}{\rm{.62}}}}{{{\rm{52}}{\rm{.04}}\left( 5 \right)}} $ 9号煤 $ \frac{{{\rm{11}}{\rm{.27}} \sim {\rm{15}}{\rm{.35}}}}{{{\rm{14}}{\rm{.22}}\left( 4 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{1}}{\rm{.29}} \sim {\rm{1}}{\rm{.94}}}}{{{\rm{1}}{\rm{.49}}\left( 4 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{31}}{\rm{.47}} \sim {\rm{40}}{\rm{.33}}}}{{{\rm{37}}{\rm{.27}}\left( 4 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{27}}{\rm{.95}} \sim {\rm{48}}{\rm{.45}}}}{{{\rm{38}}{\rm{.74}}\left( 4 \right)}} $ 13号煤 $ \frac{{{\rm{7}}{\rm{.90}} \sim {\rm{23}}{\rm{.31}}}}{{{\rm{16}}{\rm{.54}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{1}}{\rm{.28}} \sim {\rm{1}}{\rm{.82}}}}{{{\rm{1}}{\rm{.63}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{28}}{\rm{.55}} \sim {\rm{41}}{\rm{.62}}}}{{{\rm{35}}{\rm{.52}}\left( 5 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{27}}{\rm{.67}} \sim {\rm{67}}{\rm{.97}}}}{{{\rm{46}}{\rm{.39}}\left( 5 \right)}} $ 15号煤 $ \frac{{{\rm{9}}{\rm{.85}} \sim {\rm{16}}{\rm{.99}}}}{{{\rm{14}}{\rm{.31}}\left( 6 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{1}}{\rm{.28}} \sim {\rm{1}}{\rm{.71}}}}{{{\rm{1}}{\rm{.47}}\left( 6 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{32}}{\rm{.82}} \sim {\rm{38}}{\rm{.15}}}}{{{\rm{35}}{\rm{.81}}\left( 6 \right)}} $ $ \frac{{{\rm{30}}{\rm{.01}} \sim {\rm{48}}{\rm{.36}}}}{{{\rm{39}}{\rm{.86}}\left( 6 \right)}} $ 注：表中分式代表$ \frac{{{\rm{最小值}} \sim {\rm{最大值}}}}{{{\rm{平均值(样品数)}}}} $

下载CSV 表 3 小林华矿区主要煤层含气量、等温吸附参数及含气饱和度 Table 3 Gas content, isothermal adsorption parameters and gas saturation of main coal seams

图 5

Fig. 5

下载eps/tif图 图 5 XC-1井15号煤层等温吸附曲线 Fig. 5 Adsorption isotherm of No. 15 coal seam in well XC-1

储层压力梯度是表征地层能量大小的重要参数，储层压力梯度越大，地层能量越大，越有利于将吸附在储层内部的气体运移采出。根据小林华矿区XC-1井的注入/压降试井结果可知，4号和15号煤层的储层压力梯度分别为0.90 MPa/100 m和0.84 MPa/100 m。表明研究区煤层为属于同一压力系统的低压－常压煤层，这与煤层理论含气饱和度较低反映的结果一致，且煤层压力梯度略高于沁水盆地南部(平均0.62 MPa/100 m)^[17]及鄂尔多斯盆地东南缘(平均0.71 MPa/100 m)^[19]的煤层压力梯度。

煤层孔隙度和渗透率对煤层气开采具有重要影响，一般孔隙度和渗透率越低的煤层，排水降压过程中压降漏斗扩展的速率越小，排水采气所需的时间也越长^[20]。研究区XC-1井开展了2层次的注入/压降试井及4个煤样的压汞实验(煤层深度890~965 m)。测试结果表明，研究区煤层孔隙度为2.57%~3.47%，平均为2.95%，孔隙结构以微孔和小孔为主，中孔和大孔含量相当，占比均不足10%，孔隙体积平均为83%，孔隙连通性较好，试井渗透率为0.03 mD左右。煤层气开发较成功且同为高煤阶的沁水盆地南部地区^[18]，煤层压汞孔隙度及试井渗透率平均值分别为5.43%和0.19 mD，高于研究区煤层孔、渗水平，但其孔隙连通性较差，孔隙结构普遍表现出“双峰分布”的特点，其微孔和小孔占比约为77%，大孔占比约16%，中孔仅占6%左右。由此说明，相对煤阶相同的沁水盆地南部地区，研究区煤储层压力梯度略高，地层能量具有一定优势，但较低的孔隙度和渗透率以及煤层含水性极弱，使得研究区煤层物性具有较大的特殊性，这对于煤层气开采具有一定影响。

在薄至中厚煤层群发育条件下，因资源量小、资源丰度低及开发成本高等原因，开发单一煤层的煤层气往往难以实现经济开采。多煤层合采及煤系气共探共采成为提高此类煤层气开发效益的重要途径^[21-22]。小林华矿区主力开发煤层分为上煤组煤层和下煤组煤层，相对下煤组煤层而言，上煤组煤层在横向和纵向上的沉积分布较不稳定，煤层分叉、减薄及增厚现象频繁，较多的夹矸及岩性的突变预示着成煤环境的快速改变，且煤层内部物性差异较大，非均质性较强，这给后期的储层压裂改造和排采工艺带来极大挑战。小林华矿区3口排采试验井采用“小层射孔、组段压裂、合层排采”的系列工艺对上、下煤组的产能情况进行初步试验。结果表明，在相同工艺技术条件下，下煤组煤层的产能明显高于上煤组煤层(图 6)。由此说明，下煤组煤层是研究区目前技术条件下煤层气开采的首选目标。

图 6

Fig. 6

下载eps/tif图 图 6 小林华矿区某排采试验井上、下煤组煤层产气能力对比 Fig. 6 Coalbed methane gas productivity contrast ofupper and lower coal measures from test well

小林华矿区内地形复杂多变，中高山地和洼地交错分布，可以施工的大型井场较少，且交通条件较差，从而制约了该矿区煤层气的规模性开发，但该矿区地质构造较简单、煤层倾角较小、资源条件较优越。根据不同煤层气井井型的适用性和技术工艺要求^[23]，研究区煤层气开采应采取“丛式井为主、水平井为辅”的钻井方式，优点在于能大幅降低井场建设费用，便于后续排采作业管理，同时丛式井模式还能满足多煤层开发的现实需要^[17]。小林华矿区下三叠统茅草铺组灰岩地层大面积出露，岩溶、溶蚀现象普遍发育，钻井过程中易发生溶洞或裂隙性漏失，下伏夜郎组和长兴组灰岩地层亦有小规模的钻井液漏失现象。因此，在钻井过程中为了有效避开漏、涌、塌、卡等复杂情况的出现，研究区煤层气井应采用三开或四开井身结构。

以煤层组为对象进行组段压裂改造是实现多煤层合采、大幅提高纵向资源动用规模的主要手段之一。研究区煤层总厚度较大，煤分层多而薄且间距较小，孔渗性普遍较差，具备组段压裂改造的基本地质条件。为了保证储层改造效果，单压裂段跨度和有效压裂段长度控制在30 m和15 m之内^[21]。受煤的物质组成和煤阶的共同影响，研究区内煤层的机械强度较高，泊松比为0.20~0.39，杨氏模量为5 800~9 800 MPa，煤层破裂压力普遍较高。3口试验井采用组段压裂改造技术对埋深位于900~1 100 m的上煤组和下煤组煤层进行增产改造，煤层实际破裂压力达34.7~42.4 MPa，因此，采用组段压裂改造技术对研究区煤层进行改造时需要较大的施工排量及压力。另外，投球暂堵^[24]及射孔参数优化^[21]等工艺在3口试验井的尝试均取得了明显效果，实现了多产层的充分改造，具备推广应用价值。

小林华矿区上、下煤组内煤分层间距较小，富水性弱，储层压力梯度相近，且煤组内部煤分层间物性差异较小，具备合层排采的地质条件^[25]。多煤层合采尤其是弱含水多煤层合采动态开发技术目前尚处于摸索试验阶段，相关研究成果甚少，傅雪海等^[26]针对黔西上二叠统多层叠置含煤层气系统提出了递进排采的设想，彭兴平等^[27]以织金区块多煤层合采气井生产效果反馈为依据，提出了“低速－低套－阶梯式降压”的合层排采制度。小林华矿区煤田地质钻孔多，静态地质评价资料丰富，但排采试验井数量少，排采时间尚短，基于排采试验和模拟分析的排采规律认识尚不清晰。因此，在该矿区后期煤层气开采过程中，需要加强开发地质方面的动态研究，尤其需要针对研究区煤层多、间距小及弱含水等特殊地质条件，在借鉴单煤层排采工艺技术的基础上，积极探索一套匹配研究区地质特点的精细化、智能化合层排采控制技术。

(1) 黔北小林华矿区二叠系龙潭组含煤岩系构造条件简单，断层不发育，地层倾角较小，富水性较弱，煤层顶、底板突破压力大，封盖性较好，具备有利的煤层气赋存地质条件。

(2) 黔北小林华矿区二叠系龙潭组发育上、下2个煤组5层主要煤层，单层煤厚度一般小于3.0 m，累计煤层厚度平均为10.4 m，镜质组最大反射率为3.0%~3.9%，镜质组含量高，维氏显微硬度为3.68~4.27 N/mm²，煤体结构以原生结构及碎裂结构为主，具有含气量高、吸附能力强、欠饱和、埋深适中、低压－常压及低孔低渗等特征，总体适宜进行煤层气地面开发，且浅部煤层气资源更可以缩短排水采气时间。

(3) 黔北小林华矿区上煤组煤层的硫分和灰分含量相对较低，在煤厚、层间距及夹矸层数等方面的空间展布较不稳定，在煤岩类型、裂隙密度等方面表现出较强的非均质性。已有的排采试验井产气量结果显示，上煤组煤层的产能低于下煤组煤层。

(4) 提出将下煤组煤层作为研究区煤层气开采的首选目标，采取“丛式井为主、水平井为辅”、三开或四开井身结构的钻井工艺，采用大排量、投球暂堵、射孔优化等组段压裂改造优化工艺，积极探索精细化、智能化、弱含水及多煤层合层的排采控制技术。