薄—超薄煤層特征及天然氣合層開發突破
——以沁水盆地潘河區塊為例

張 兵 李 勇 賈雨婷 劉欣妍

1.中聯煤層氣有限責任公司 2.中國礦業大學（北京）地球科學與測繪工程學院

0 引言

根據煤層氣勘查評價標準《煤層氣資源評價規范：DZ/T 0378—2021》[1]，煤層有效厚度下限為0.5～0.8 m（視含氣量大小調整），而在實際資源評價參數取值中一般僅考慮2 m 以上煤層，將小于2 m 的煤層忽略或作為最低品位[2]。煤炭開發中將1.3 m 以下煤層定義為薄煤層[3]，同時也有將0.8～1.3 m 定義為中薄煤層，厚度小于0.8 m 煤層定義為超薄煤層，或者將厚度小于0.6 m 定義為超薄煤層，厚度小于0.4 m 定義為特薄或太薄煤層[4]?；诿簩託赓Y源評價規范的厚度下限（0.5～0.8 m），同時考慮與煤炭勘查中認識相統一，將厚度小于1.3 m 定義為薄煤層，厚度小于等于0.8 m定義為超薄煤層。在煤層氣實際勘探開發中，也可以根據煤層氣資源評價參數取值標準，將2 m 以下統稱為薄煤層，便于煤層氣開發過程中實際應用。

自美國圣胡安盆地等地區煤層氣勘探開發突破以來，煤系多類型天然氣在多個領域實現了開發突破，主要包括：①2000年左右美國粉河盆地在古新統Fort Union 組多煤層[鏡質體反射率（Ro）0.3%～0.4%]實現單井高產突破，單煤層厚度介于0.6～75 m，且與砂巖頻繁互層（單層煤可進一步分為11 層）；新近系—上白堊統共同構成全油氣系統，以連續型煤層氣為主，輔以砂巖夾層的構造和巖性氣藏，采用空氣鉆井、裸眼完井、電潛泵和裸桿泵排水采氣等技術手段實現規模開發[5]；②2015年以來澳大利亞蘇拉特盆地在中侏羅統Walloon 煤系（Ro介于0.3%～0.6%）中實現突破，單煤層厚度介于0.01～3.92 m，煤層平均層數超過100 層，但是煤層頂板發育致密砂巖，氣測錄井結果顯示無烴類，主體呈現多薄低煤階生物氣藏，采用“直井＋裸眼完井＋多層合采”開發策略實現單井高產[6-7]；③我國黔西滇東地區在上二疊統龍潭組實現多煤層合采突破，單層煤厚主體介于0.5～3.5 m，發育10～60 層煤，Ro介于0.7%～4.5%，在煤系砂巖和泥巖中也見氣測異常（氣測全烴凈增值大于或等于0.5%），構成中高煤階煤系氣藏，優先在相對較厚（2 m 左右）煤層實現2～4 層分壓合排[8-9]；④近年鄂爾多斯盆地東緣煤系“三氣”（煤層氣、頁巖氣和致密氣）和煤系石灰巖天然氣、鋁土巖天然氣等展現良好開發潛力，煤系多類型天然氣共同構成全含氣系統模式，以單層開發為主，輔以同類型多層合采[10-16]。

粉河盆地、蘇拉特盆地和黔西滇東地區煤層氣的開發也可以統稱為多薄層煤層氣開發，但是沁水盆地薄—超薄煤層天然氣與上述盆地/地區具有明顯差異。上述三個盆地/地區煤層厚度總體接近，普遍較薄，且開發中優選了相對較厚煤層。已開發相對成熟的鄂爾多斯盆地和沁水盆地主要圍繞下二疊統山西組和上石炭統太原組的兩套厚煤層開展工作，但是對石炭系—二疊系其他多層薄煤層的煤層氣富集規律和開發潛力缺少認識[17-18]。煤層氣開發主力儲層中，粉河盆地產出多薄煤層和砂巖共同賦存的生物氣[5]；蘇拉特盆地在薄煤層中產出生物成因為主、熱成因為輔的天然氣[6-7]；黔西滇東地區主力開發層段優選2 m 以上煤層，是中高煤階多層煤層氣[8]。當前針對含有相對較厚煤層的含煤盆地中，薄—超薄煤層天然氣資源缺少關注，在一定程度上忽略了天然氣資源。

實現薄—超薄煤層天然氣有效開發，是煤層氣產業發展新動力，有助于提高地下資源整體動用效率，支持油氣整體增儲上產。因此，筆者結合已有開發實踐，研究沁水盆地南部潘河區塊山西組和太原組兩套主力煤層之間，2 m 以下的多層薄—超薄煤層，討論其煤層氣地質和儲層條件，結合開發實踐提出對應的儲層改造技術，以期為該新類型煤層氣勘探開發提供借鑒。

1 地質背景

潘河區塊內部構造簡單，以次級褶皺為主，斷層欠發育，對煤層氣勘探開發影響較大的斷層主要是區域以外西北方的寺頭斷層（圖1-a）。褶皺軸線總體近南北向，平面上呈反“S”形，形態寬緩且兩翼基本對稱，傾角多介于5°～15°（圖1-b）[18-19]。區塊地勢中部低，東西部高，東部地層相對較陡，中部發育寬緩的短軸向斜。煤層埋深主體介于300～650 m，中部向斜部位較深，周圍較淺。含水層有奧陶系石灰巖裂隙巖溶含水層、太原組K2、K3和K4層石灰巖含水層、山西組砂巖裂隙含水層、下石盒子組砂巖裂隙含水層和第四系砂礫石含水層；隔水層主要有上石炭統太原組和山西組隔水層、上石盒子組中下部及下石盒子組隔水層，封閉性良好，各含水層為獨立水動力承壓系統，基本上沒有越流現象[19]。

圖1 潘河區塊構造背景和地層綜合柱狀圖

沁水盆地共發育15 層煤，其中山西組3 號煤層全區可采，是煤層氣開發主力層段，近年來太原組穩定發育的15 號煤層也實現了商業開發[20]。潘河區塊太原組發育5～9、11～13 和15 號煤層，這些煤層形成于碳酸鹽巖臺地—濱海三角洲交互沉積體系（圖1-c），除15 號煤層外， 5～9、11～13 號煤層厚度在2 m 以下，是本次薄—超薄煤層研究的主要層段。

2 薄—超薄煤層分布特征

潘河區塊薄煤層橫向展布總體穩定，僅存在局部尖滅現象（圖2）。5 號煤層中南部較厚，北部較薄，厚度介于0.20～1.65 m，平均0.68 m；6 號煤層在中東部不均勻發育，在西部尖滅，厚度介于0.19～0.85 m，平均0.38 m；7 號煤層在北部中區較厚，在南部減薄尖滅，厚度介于0.14～1.49 m，平均0.78 m；8 號煤層在東北部較厚，在西南部較薄，厚度介于0.15～1.60 m，平均0.62 m；9 號煤層厚度在全區穩定，中部偏西最厚，厚度介于0.66～3.16 m，平均1.25 m；11 號煤層厚度在東部較高，西北部減薄尖滅，厚度介于0.32～1.08 m，平均0.62 m；12 號煤層厚度在西部較厚，在東部減薄尖滅，厚度介于0.26～0.88 m，平均0.53 m；13 號煤層整體穩定，在西南部減薄至尖滅，厚度介于0.44～0.81 m，平均0.62 m。

圖2 潘河區塊薄煤層厚度分布圖

基于37 口鉆井揭開的220 層薄煤層數據統計，厚度范圍介于0.40～0.60 m 之間的煤層頻率最大，為30%；其次為0.60～0.80 m 煤層，頻率28%；厚度大于0.80 m 煤層總頻率為 34%（圖3、4）。從潘河區塊薄煤層厚度分布可知，薄煤層累計厚度介于2.66～7.46 m，中部較厚，平均累計厚度僅4.75 m。

圖3 潘河區塊薄煤層厚度分布頻率圖

圖4 潘河區塊多薄煤層連井剖面圖

3 煤層氣地質條件

3.1 煤巖煤質

研究區總體為腐植型無煙煤，Ro主體介于3.65%～4.01%，以半亮煤—光亮煤為主，其中5 號煤層有玻璃光澤，以半亮型煤為主；6 號煤層有瀝青光澤，以暗淡型煤為主；7 號煤層有瀝青光澤，以暗淡型煤為主；8 號煤層有玻璃光澤，以半亮型煤為主；9 號煤層有強玻璃光澤，以光亮型煤為主；11 號煤層有強玻璃光澤，以光亮型煤為主；12 號煤層有弱玻璃光澤，以半暗型煤為主；13 號煤層有玻璃光澤，以半亮型煤為主。煤巖顯微組分以鏡質組為主，介于90%～95%，平均93%，惰質組平均含量約為7%。煤中無機組分一般小于10%，主要為黏土礦物，其次為碳酸鹽礦物和硫化物。黏土礦物多呈微粒狀、細條帶狀或團塊狀，碳酸鹽礦物為方解石，呈脈狀充填于煤的裂隙中。煤質整體為低水分、低揮發分、低—中—高含硫、低—中灰煤（表1、2）。

表1 不同煤層煤質特征表

3.2 滲透性和吸附性

研究區煤層煤體結構較好，以原生、碎裂結構為主，煤層發育多組規模大小不一裂隙，可分為兩類，一類是煤化作用過程中形成的內生裂隙，一般只有幾毫米到幾厘米不等；另一類是在構造應力作用下形成的外生裂隙，延伸距離遠，切割深度大。整體來看，潘河區塊煤層裂隙傾角大，介于35°～89°，垂直或近似垂直于煤層層理面。煤儲層內生裂隙中無充填物，外生裂隙中充填方解石，因裂面呈緊閉狀態，方解石以薄膜形式存在。煤巖樣品滲透率測試結果顯示，6 號煤層平均滲透率為0.2 mD，7 號煤層為1.5 mD，8 號煤層為1.6 mD，9 號煤層為2.8 mD，12 號煤層為0.4 mD，13 號煤層為0.3 mD。當煤層受構造應力作用較強、破碎程度較大時，煤層滲透率隨著其破碎程度的增大而有變小的趨勢?？傮w來看，煤層滲透率低，需要儲層改造。

煤層等溫吸附實驗結果顯示蘭氏體積變化較大，介于18.94～40.06 m3/t，平均31.93 m3/t，蘭氏壓力介于0.19～1.30 MPa，平均0.72 MPa，含氣飽和度約65%，煤層具有較強吸附能力（圖5）。

3.3 儲層壓力和溫度

試井資料表明薄煤層儲層壓力介于1.69～2.98 MPa，儲層壓力梯度介于0.35～0.58 MPa/100 m；低于正常靜水壓力梯度，屬欠壓儲層，儲層壓力與埋深整體呈正相關（圖6-a）。研究區地溫梯度整體為1.8 ℃/100 m，井溫測試數據結果顯示薄煤層溫度介于18.42～20.91 ℃，與埋深有較好對應關系，與正常地溫梯度一致，屬于正常地溫系統（圖6-b）。

圖6 儲層壓力和儲層溫度與埋深的關系圖

3.4 含氣性

多層薄煤層含氣量總體相對較高，介于9.1～25.7 m3/t，平均為16 m3/t。其中5 號煤層平均含氣量為12.5 m3/t，6 號煤層為13.1 m3/t，7 號煤層為15.7 m3/t，8 號煤層為13.4 m3/t，9 號煤層為16.5 m3/t，11 號煤層為16.3 m3/t，12 號煤層為16.1 m3/t，13 號煤層為16.7 m3/t。同時對已有氣測錄井數據分析，煤層氣測值達到10%～100%，鄰近砂巖層氣測在10%以下，判斷砂巖不含氣，因此研究區屬薄層煤層氣，不同于粉河盆地的多薄層煤系氣特征[5]。

潘河區塊構造簡單，煤層分布穩定，水文地質條件清晰，煤層總體為低孔隙度、低滲透率、欠壓、欠飽和儲層。潘河區塊地下水從露頭接受補給，在重力驅動下從潘河區塊高勢能的東部（邊界）向深部徑流，并在潘河區塊西側潘莊一帶形成一個地下水局部“低洼”滯流區[21]，促使潘河西側煤層含氣量普遍高于東側。區塊東側地層傾角相對較大、煤層底板較高，也會造成煤層氣逸失而降低煤層含氣量。煤層含氣量整體上受地質構造和地下水動力場控制，匯流型的地下水動力場對煤層氣富集起主要控制作用。

4 煤層氣開發策略

4.1 合層開發層段優選

在煤層多且薄的條件下，要突破以往煤層氣煤層開發厚度下限，由單層開發向立體開發轉變，開展多薄煤層合采，才能實現效益開發[22]。薄煤層厚度有限、展布不均，整體不利于水平井開發，若進行直井多層壓裂合排則可縱向上增加儲量動用程度。

從薄煤層地質特征來看，各薄煤層原始壓力系統相近（1.69～2.98 MPa），滲透率接近（0.31～0.60 mD），臨界解吸壓力差異不大（1.74～1.77 MPa），具備合層開采的條件，可以直接同時開發。根據煤層展布特點，薄煤層縱向跨度平均為60.76 m，最大跨度77.11 m，最小跨度52.78 m。薄煤層跨度大，難以通過單次壓裂改造所有薄煤層，因此需要開展分層壓裂，推薦逐層上返分層壓裂，合層排采。

基于上述原則，壓裂目標層段的原則要求鉆遇薄煤層全部動用，壓裂層位優選應從地質和工程兩個方面考慮。地質方面主要考慮厚度、漏失風險、距離周邊采掘巷道長度。厚度優選原則[23-26]：①厚度大于0.1 m 可開采；②薄煤層厚度小于0.1 m且距離其他薄煤層較近時（距離小于2 m），選擇同步壓裂。K2/K3含水層漏失區原則：當距離15號煤層水平井距離小于150 m，取消13 號煤層壓裂，僅對12 號煤層射孔壓裂。煤礦巷道避開原則：距巷道小于200 m 時，取消5 號煤層壓裂。工程固井質量要求：煤層附近20 m 內固井質量優良（圖7）。

圖7 潘河區塊薄—超薄煤層壓裂層位優選原則圖

4.2 壓裂工藝技術優化

研究區地應力場方位介于32.1°～55.6°，部署井與已壓裂井有溝通風險，而設計壓裂縫長介于85～100 m，基于地應力方位和設計的壓裂裂縫縫長，目標井與已壓裂井溝通竄層的風險較小。煤層地應力介于7.03～7.70 MPa，頂板地應力平均介于8.23～8.98 MPa，底板地應力平均介于8.3～9.14 MPa，目標煤層與隔層的地應力差較小，應力封隔性較差。

為了保證均勻進液，要優選薄煤層射孔段長度，進行精細射孔。在厚度大于0.8 m 的薄煤層中可以針對煤層射孔；針對小于0.8 m 的超薄煤層，當薄煤層距離較近時，優先對薄煤層的石灰巖、砂巖或泥質砂巖頂/底板進行擴射，射開煤層和中間各層。具體的分層及合層開發判別指標主要包括：①薄煤層層間距離24 m 以上采用封隔措施分別壓裂；②薄煤層層間存在石灰巖或與已壓裂層位較近時采用投球分層壓裂；③薄煤層層間不存在石灰巖或與已壓裂層位較遠時采用合層壓裂。

考慮7、8、9 和11 號煤層層內小層較多，間距較小，難以通過工具進行分層，而投球分層壓裂存在分層風險，采用大規模整體壓裂，使縫高貫穿各煤層及中間隔層，整體合層壓裂射開薄煤層。5 ＋6號煤層采用合壓，5 號煤層頂板與3 號煤層平均間距為12.6 m，壓裂中干擾相對較小。12＋13號煤層合壓，13 號煤層底板與15 號煤層平均間距為11.5 m，但是中間存在K2和K3石灰巖層，因此采用投球分層壓裂或單層壓裂，防止壓裂裂縫延伸至已開發層位或石灰巖層。同時在利用15 號煤層不產氣井上返薄煤層求產時，下入橋塞或者填砂封堵15 號煤層后射孔或射孔壓裂（表3）。

表3 多薄煤層壓裂工藝選擇表

為保證薄煤層均勻開啟，各薄煤層射孔厚度盡可能保持一致，射孔厚度為1 m。當煤層厚度大于或等于1 m 時，對煤層射孔。當煤層厚度小于1 m 時，優先對巖性為石灰巖、砂巖或泥質砂巖的頂/底板進行擴射。薄煤層距離較近（小于0.5 m）時，選擇射孔煤層和中間隔層。工程方面原則：射孔段距離套管接箍大于或等于0.5 m。多薄煤層分層壓裂改造目的為確保每個層都有較充分的改造，獲得足夠長的裂縫及足夠大的導流能力以滿足生產需要，同時確?？p高不能竄入別的層段[27-28]。研究區合層壓裂排量介于6～7 m3/min，平均液量為516.1 m3，平均砂量為23.9 m3，平均砂比為6.2%；投球分層壓裂排量介于6～7 m3/min，平均液量為676.4 m3，平均砂量為34.3 m3，平均砂比為6.7%。

4.3 開發部署原則

薄煤層厚度有限，展布不均，且無三維地震指導，不利于水平井開發。研究區地應力具有優勢方位（32.1°～55.6°），滲透率及裂縫也具有一定優勢方位，選擇菱形井網累計產氣量相對更高。結合經濟極限井距計算，合理井距應大于經濟極限井距188 m，推薦井距為200～270 m。在具體開發部署中，以最大限度動用地質儲量為目的，整體部署，分批實施，邊評價邊建產；充分利用老井場，利用現有地面裝置，節約成本；考慮煤礦挖掘情況，避開近期煤礦挖掘區。開發中需要進一步優化布井，避免受到鄰近已有開發井影響，做好地質井漏風險預測。壓裂施工中防止與相鄰主力煤層（3 號和15 號煤層）開發井壓竄，同時排采中關注鄰近井壓力變化情況，減少對鄰井的影響。

5 勘探開發成效

研究區系統開展薄煤層資源評價，落實薄煤層含氣面積達17.336 km2，探明儲量達20.26×108m3，展現了良好的資源基礎。在此基礎上，開展了薄煤層多層合采試驗工作，獲得理想效果。截至2022年底，薄煤層煤層氣投產井為134 口，累計產氣量0.78×108m3，采出程度為3.87%。134 口在產井中116 口井已產氣，日產氣量介于200～13 000 m3，平均產氣量約2 500 m3/d，其中投產超3 個月的井88 口，整體產能達標率為154%。目前研究區薄煤層正處于產能建設階段，產量分布規律不明顯。2023年投產薄煤層井36 口，主要位于區塊中部，當前33口井口見套壓，7 口井已達配產。其余井均處于憋壓或者上產期，日產氣量升至3.7×104m3，累計產氣量98.5×104m3。

PH85 井在2021年8月26日投入生產，投產第二天見氣，壓裂7～9 和11 號煤層，截至2023年4月4日，累計產氣量達4.5×106m3，累計產水量達946.34 m3，有253 天日產氣量超過10 000 m3，最大日產氣量為11 211 m3，平均日產氣量7 790 m3，產氣效果較好，整體呈穩定上升趨勢。PH66 井在2022年3月21日投產，壓裂5～9、11 和12 號煤層，壓后30 天左右見氣，截至2023年4月4日，累計產氣量達1.1×106m3，最大日產氣量為10 663 m3，前期提產緩慢，上產潛力巨大。PH104 井在2021年11月29日投產，投產第二天見氣，壓裂5～9、11和12 號煤層，截至2023年4月4日，累計產氣量達290×104m3，累計產水量達3 024.26 m3，最大日產氣量為9 852 m3，平均日產氣量為6 053 m3，整體呈上升趨勢。整體來看，薄煤層產氣潛力巨大（圖8）。

圖8 典型多薄層煤層氣井生產曲線圖

研究區在已大規模投產開發的3 號煤層和15 號煤層基礎上，進行潘河薄煤層的開發，產氣層得到縱向拓展，不僅能夠實現老氣田穩產，而且能夠實現增產。薄—超薄煤層天然氣開發，推動研究區在2022年產能達到3.64×108m3以上，預計2024年將達到年產氣量峰值4.55×108m3，年產氣量3×108m3以上將穩產7年。

6 結論和認識

1）研究區8 層煤層中除9 號煤層為平均厚度1.25 m 屬薄煤層外，其余7 層均為0.80 m 以下的超薄煤層，相鄰煤層間距主體介于5～15 m。煤體結構以原生、碎裂結構為主，發育光亮和半亮型煤，含氣量在13～19 m3/t，含氣飽和度約65%，呈現了多層系立體含氣特征。

2）各薄煤層縱向緊鄰，壓力系統一致，利于合層開發，直井多層壓裂合排有效克服了薄煤層厚度有限、展布不均的影響。薄煤層層間距離24 m 以上采用封隔措施分別壓裂，以“厚層兼顧薄層，多層優于少層”為原則，煤層間存在石灰巖或與已壓裂層位較近時采用投球分層壓裂，層間不存在石灰巖或與已壓裂層位較遠時采用合層壓裂。

3）薄—超薄煤層天然氣開發推動潘河區塊2022年產能達到3.64×108m3，突破了煤層氣煤層開發厚度下限，打破了勘探開發禁區；開辟了中高煤階薄層開發新領域，豐富了煤層氣勘探開發類型；發展了成熟探區天然氣增儲上產新動能，可以充分運用成熟探區已有鉆井和集輸等設備，大幅降低勘探開發成本。

4）潘河區塊薄—超薄煤層天然氣開發突破了對煤層氣煤層厚度開發下限的傳統認識，實現了厚度2 m 以下高煤階煤層氣商業開發，多口單井日產氣量突破1×104m3，是煤層氣勘探開發地質認識和工程實踐的新突破，為煤層氣產業突破提供新動能。