鄂尔多斯盆地东缘煤层气资源潜力分析

鄂尔多斯盆地东缘煤层气资源潜力分析

鄂尔多斯盆地是中国最富有的盆地。盆地东缘的行政区域属于内蒙古、陕西和山西省。它从北到内蒙古准格尔市，南到陕西省铜川县汉江市，西起陕西省神木县-佳县-宜川县，东起盆地边界。主体沿黄河向南分布，南北长560公里，东西宽50100公里，面积约8.14公里。中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)在鄂尔多斯盆地可供煤层气勘探开发的区块总面积约8.8×104km2,利于煤层气勘探开发的区域主要集中在盆地的东缘,由南向北分为渭北、临汾、吕梁3大含气区块,其中煤层埋深在1500m以浅的煤层气地质资源量约9×1012m3。1天然气勘探开发取得历史性进展鄂尔多斯盆地东缘(以下简称盆地东缘)一直是煤层气勘探的活跃区(图1),煤层气勘探始于20世纪80年代,国内外一些公司和研究机构在该区进行了煤田和少量的煤层气勘探开发工作,累计煤田钻孔千余口,二维地震近1000km,煤层气钻井100余口,排采试验井组6个,这些井(组)不同程度地获得过工业气流(除宫1井组外,其他都封井停排)。其中,中联煤层气有限责任公司在陕西省韩城地区提交了新增煤层气探明储量50.78×108m3,探明含气面积41.7km2,并实施完成11口井的地面集输工程建设,自2007年10月向韩城市供气,供气规模为1×104m3/d。但总的来说,该区的煤层气勘探开发规模小,未能取得突破性进展,煤层气工业的发展长期处于徘徊状态。2008年9月,中石油煤层气有限责任公司(以下简称煤层气公司)正式成立。与此同时,中国石油天然气集团公司将煤层气业务列为主营业务的重要组成部分和战略发展的经济增长点,中国石油煤层气的发展进入了新的历史阶段。鄂尔多斯盆地东缘作为“十一五”和“十二五”期间煤层气勘探开发的重点区域,在中国石油天然气集团公司的高度重视和大力支持下,煤层气公司进行了大规模有序的勘探开发。在短短一年多的时间里,完成二维地震近2200km,完成探井、评价井、生产井300余口;煤层气的勘探开发取得了历史性突破,煤层气单井产量稳步提高,渭北开发区的丛式井、吕梁区块的水平井成功实施,效果显著;初步形成了针对烟煤(中煤阶)煤层气勘探开发技术系列;提交规模新增煤层气基本探明储量并启动了规模产能建设。2天然气的基本地质特征2.1盆地东缘地区内地层、工区地层分布和沉积鄂尔多斯盆地东缘区域构造位于盆地东部的晋西挠褶带和盆地南部渭北隆起的东段,以及盆地北部伊盟隆起的东段。工区总体构造为一向西、西北缓倾的大型单斜构造,单斜背景上发育轻微的北东向或北北东向褶皱,断层发育相对少且规模小,向南在澄城—合阳一带地层整体向北倾,地层倾角一般为3°~10°。这种相对简单的单斜构造有利于煤层气的勘探开发。同时,由于工区处于盆地边缘,其构造变形强于盆地腹部,使得盆地东缘局部地区如石楼南、薛峰、铜川等地区大中型断层和断层伴生的局部构造较发育,对其煤层气保存条件的研究极为重要。鄂尔多斯盆地东缘地层为典型的华北地区地层,从老到新有太古界、元古界、下古生界中上寒武统、中下奥陶统,上古生界中石炭统和二叠系,中生界中下三叠统和新生界古近系、新近系及第四系。含煤系地层主要集中在石炭—二叠系,并且含煤系地层大面积保存完整,为煤层气生成和富集奠定了良好的物质基础。2.2可采煤层厚度鄂尔多斯盆地东部上古生界石炭系—二叠系煤系地层十分发育,煤层层数多,分布较稳定,煤层集中发育在太原组和山西组。太原组的煤属于海陆交互相沉积环境,为潮坪及三角洲沉积体系,发育煤4~8层,主要可采煤层2~4层,可采煤层总厚度为3~40m;山西组的煤以陆相、海陆过渡相沉积为主,主要是浅水三角洲、潟湖—海湾沉积体系,煤3~9层,主要可采煤层有1~3层,可采煤层总厚度为4~15m。鄂尔多斯盆地东缘可供煤层气勘探的主力煤层有2~3层,主力煤层厚度较大,分布较稳定,总体呈现“北厚南薄”的趋势,北部的准格尔地区主力煤层累计厚度一般为10~40m,保德地区一般为10~25m,向南到石楼地区煤层厚度减薄为4~8m,再向南到大宁吉县地区煤层又有增厚的趋势,主力煤层累计厚度为5~16m,南部韩城区块主力煤层累计厚度为3~14m。并且煤层埋藏深度从东到西由浅变深,主力煤层埋深大多浅于1500m,有利于煤层气的勘探开发。2.3特征：储层2.3.1煤的镜质体反射率及煤阶构成工区内主力煤层大部分的煤质、煤体结构较好。宏观煤岩煤质是以半暗煤、半亮煤为主,暗煤次之。煤体结构以块煤为主,碎块煤次之,粉煤少许。主力煤层的煤岩变质程度具有自北向南、自东向西逐渐增高的特点,煤阶主要从长焰煤、气煤、肥煤、焦煤、瘦煤到贫煤。北部的准格尔地区主力煤层的煤镜质体反射率为0.5%~0.6%,主要为长焰煤;保德井区主力煤层的煤镜质体反射率为0.8%左右,主要为气煤;三交井区主力煤层的煤镜质体反射率为1.2%左右,主要是肥焦煤;中南部临汾区块煤阶较丰富,主力煤层的镜质体反射率为1.2%~2.2%,平面上,由东向西煤岩变质程度增高,煤阶依次由肥煤—焦煤—瘦煤—贫煤过渡,镜质体反射率在1.2%~2.2%之间;南部韩城地区主力煤层镜质体反射率介于1.7%~2.2%,为瘦煤和贫煤。因此,从主力煤层的镜质体反射率来看,鄂尔多斯盆地东缘主要是中煤阶分布范围,是实施中煤阶煤层气大井组勘探的理想地区。2.3.2煤层裂隙密度煤矿和煤层气探井取心显示,区内大部分主力煤层割理的裂隙较发育,部分煤层的割理中见有方解石充填。面割理的裂隙面较为平整,多为平直状,连续性较好;端割理面的平整程度较差,常为阶梯状或不平坦状,连续性较差。区内主煤层割理走向大致相似,一组走向为NE—SW,另一组则介于SEE—NWW与SE—NW之间。内生裂隙密度为10~30条/5cm不等。面割理切割端割理,二者形成连通网络,构成了煤层气运移的良好通道。2.3.3煤的渗透率分析探井试井成果表明,该区煤层的渗透性比较好,有利于气体的渗流。北部的保德井区煤储层渗透率高,主力煤层的储层渗透率介于0.3~12mD,一般为2.5~8mD之间;临汾区块两套主煤层的渗透率值在0.04~42.86mD;韩城井区主力煤层的渗透率为0.22~3.50mD。鄂尔多斯盆地东缘煤层的渗透率普遍比沁水盆地的煤层渗透率高。煤层渗透率高低变化较大,其分布特点是:①背斜构造轴部煤层渗透率高:②埋藏浅的煤层渗透性好;③断裂构造附近煤层渗透性优越。各区块的煤层气探井的实际排采结果证实:该区煤储层的渗透性较好。2.3.4煤层含气量分析对各探区煤层气井主力煤层的含气量资料统计分析结果表明,工区内主力煤层含气性较好,大部分地区主力煤层具有中、高含气量的特点。主力煤层含气量为4~20.87m3/t(接近东部的甲烷风化带或断层带含气量低于4m3/t),无论是山西组还是太原组煤层含气量,总体上都呈现由东向西逐渐增大的趋势,纵向上含气量随埋深的增加而递增。由北向南呈现出“低—高—中等”的变化趋势。在北部的准格尔区块主力煤层含气量不超过3m3/t;吕梁区块保德井区主力煤层含气量为4~13m3/t;太原组和山西组煤层含气量超过12m3/t的煤层富气区主要分布在鄂尔多斯盆地东缘中部临汾区块午城—窑渠一带以及渭北区块韩城南井区的港联1井—韩试2井一带及以西地区;在合阳井区煤层含气量为4~12m3/t。总之,大部分地区较高的煤层含气量证明:鄂尔多斯盆地东缘煤层的含气性较好,成藏和富集条件较为优越。2.3.5煤储层压力梯度试井和等温吸附测试资料表明,工区内煤储层的压力属于正常—微欠压状态,一般主力煤储层压力梯度为0.5~0.9MPa/100m,吕梁区块三交井区主力煤储层压力梯度较高,介于0.7~0.9MPa/100m;煤层解吸压力为1.7~4.0MPa,煤储层总体吸附能力较强—中等—偏低,煤层含气饱和度为55%~86%。总体来说,鄂尔多斯盆地东缘的煤层具有中等—较好的产气能力和气体的可采性,实际煤层气的排采结果也基本证明了这一点。3富集区优选评价参数决定煤层气富集高产的基本地质因素主要有煤储层基本地质条件及煤储层的含气性及可采性参数。考虑工区内煤层大都属于中低煤阶的实际情况,富集区优选主要参考的评价参数如表1所示。依据表1中的参数,结合煤层气勘探程度和勘探开发成果,鄂尔多斯盆地东缘由南向北优选出以下4大煤层气富集区。3.1矿区地质概况渭北区块5#煤层埋藏在1000m以浅的煤层气富集区分布在韩城北井区和韩城南—合阳井区,面积约800km2;11#煤层埋藏在1000m以浅的煤层气富集区分布在韩城南—韩城北井区,面积约600km2。渭北区块1000m以浅的煤层气富集区已控制规模煤层气地质储量。该区钻井及地震反演成果揭示主力煤层发育,煤体结构以块煤为主,碎粒煤和粉煤次之,煤层分布较稳定,5#煤层厚3~9.9m;11#煤层3.8~10.4m;煤层含气量中—高,5#煤层、11#煤层含气量分别为8~14m3/t和6~14m3/t。煤储层渗透率和含气饱和度较高,具较强的产气能力;煤层顶板主要为分布稳定的厚层泥岩,因而封盖条件好,水文地质条件简单,有利于气体富集和保存。该区勘探程度高,区内东部是目前重点开发区。渭北区块韩城南井区已上交一定规模的新增煤层气基本探明地质储量,是渭北区块现实的重点开发建产区。3.2煤岩地质特征该区位于临汾区块中部的薛关逆断层上盘,5#煤层气勘探有利面积为800km2,控制煤层气储量为755×108m3;8#煤层气勘探有利面积为900km2,控制煤层气储量为850×108m3。午城—窑渠井区已控制煤层气规模地质储量。该区5#主力煤层单层厚度为5~8.1m,8#煤层单层厚度为5~9.3m;煤层埋深介于800~1100m。其煤岩煤质好,两层煤均具有高镜质组含量、低灰分的特征,两主力煤层为焦煤和瘦煤。煤层含气量较高,5#煤层含气量介于12.54~20.87m3/t,8#煤层含气量介于9.03~20.22m3/t。该区处在背斜构造高部位和斜坡区,水动力弱径流区。5#煤层顶板主要为泥岩,8#煤层顶板主要为石灰岩,对煤层气藏具有较强的封盖能力,有利于煤层气的保存。该区在临汾区块内煤层气勘探程度最高,已有多口井获得工业气流,宫1井组目前正常排采。该区南部已提交一定规模的新增煤层气基本探明地质储量。3.3煤岩煤质特征该区位于吕梁区块中部,面积约580km2。三交井区已提交规模新增煤层气基本探明地质储量。该区4#/5#主力煤层单层厚度为5~9m,8#/9#煤层单层厚度为5~8m;煤层埋深为300~800m。其煤岩煤质好,两层煤均具有高镜质组含量、低灰分的特征,两主力煤层为肥煤和焦煤。煤层含气量较高,5#煤层含气量介于4~14m3/t,8#煤层含气量介于4~13m3/t。地震勘探成果证实该区构造相对简单,整体表现为向西缓倾的斜坡,斜坡背景上发育一些小规模的断层和褶皱。断层以正断层为主,断层断距小,平面延伸短。处于水动力弱径流区。煤层顶板沉积较稳定,5#煤层顶板主要为泥岩,8#煤层顶板主要为石灰岩,对煤层气藏具有较强的封盖能力,有利于煤层气的保存。该区煤田和煤层气勘探程度高,早期的碛口和三交井组排采已获得工业气流;该区羽状多分支水平井成功实施,目前新井排采正常,单井产量获得重大突破,并呈稳步上升趋势。3.4煤层地质储量特征该区位于吕梁区块保德井区东北部—神府井区东部一带,4#/5#主力煤层勘探有利面积约700km2;8#/9#煤层勘探有利面积为600km2;保德—神府井区煤层气富集区已预测和控制了煤层气规模地质储量。`该区4#/5#煤层单层厚度为5~10m,8#/9#煤层单层厚度为5~14.1m;煤层埋深介于300~800m。其煤岩煤质好,两层煤均具有高镜质组含量、低灰分的特征,主力煤层以气煤为主。4#/5#煤层厚7~12m,含气量介于4~10m3/t;8#/9#煤层厚9~12.5m,含气量在介于4~12m3/t。煤层渗透率高,为0.3~5.1mD。主力煤层埋深介于300~1000m。该区煤层气勘探程度高,保德井组排采已证实具有较高的煤层气产能。4油气勘探和开发的历史推进4.1提交基本探明储量,初步提交气藏水气经过2008年,尤其是2009年系统的勘探评价,获取了煤层气各项参数,2009年底煤层气公司提交鄂东气田新增煤层气规模基本探明储量,所提交的探明储量是2008年底全国探明煤层气储量的总和。这是中国石油天然气集团公司勘探决策、部署、实施整体实力的体现,也是我国第一个整装、快速、高效探明大型煤层气田的典范。规模探明储量的提交,标志着鄂尔多斯盆地东缘已具备商业开发的储量基础。4.2#煤层气藏煤体研究前期的研究成果认为:韩城地区的11#煤层主要是构造煤且煤层上下都有含水性很强的石灰岩,煤层气钻井开发工程难度大,储量难以动用。煤层气公司针对11#煤层的煤体结构、煤岩力学特征等和煤层气钻井开发工程等系列问题进行了攻关研究,发现11#煤层在韩城南区块非常发育,煤层厚,分布稳定,一般厚度在5~10m,而且11#煤层上下段存在结构差异,上段为块煤结构,具有一定硬度,适宜开发,并成功地解决了石灰岩水层的钻井工程问题。通过多口井针对11#煤层的排采,单井产量获得了重大突破,证实了11#煤层的产能高。由此,改变了以往渭北区块开发仅以3#和5#煤层为主要开发目的层的局面,11#煤层成为渭北区块的主力煤层气开发层之一。4.3厚煤带+块煤带以往在渭北区块开发区,5#煤层厚度不大,一般为2.5~4.5m。新的勘探成果表明:在以WLC08井为中心,存在一个5#煤层的厚煤带,最厚可以达到9.9m,而且煤质较好,为块煤;针对5#煤层的排采也证实了煤层有较高产能,由此对5#煤层开发潜力做了重新评价,改变了长期以来5#煤层厚度相对较薄、分布不稳定的认识,显示出渭北区块5#煤层较大的开发潜力。4.4他总结并创新了一系列基于油气的创新理论和技术4.4.1确定高产层位,优化层位煤层气公司总结和创新了煤层气系列勘探开发理论,取得了阶段性的勘探开发成果。1)运用煤岩学宏、微观特征分析、测井综合分析等方法,对煤岩特征、煤体结构,煤储层物性等进行综合评价,优选高产层位。这些理论与技术创新有效的指导了渭北地区的勘探开发工作,重新评价韩城地区11#煤层的开发潜力,优选出高产层段,充分发挥11#煤层的产气潜能。2)形成了以优势渗流带理论、排采动态规律为指导,压力控制、煤粉管理技术为核心的合理排采工作制度,对渭北开发区的丛式井、直井和三交井区羽状水平井单井产量的显著提高和重大突破起到了重要作用。3)建立了以井型、井网优选、排采层系组合为主导,配套适宜排采设备为支撑的高效开发模式,为开发方案设计、获得煤层气丛式井排采技术成功和单井产能重大突破以及确立主体开发工艺奠定了理论和技术基础。4.4.2工程技术研究工程技术的进步对提高煤层气勘探开发成效有着重要的作用,煤层气公司成立以来,及时应用、研发和总结了煤层气勘探开发各个环节的生产技术和工艺,初步形成了适合鄂尔多斯盆地东缘不同煤层气地质条件下的勘探开发工程技术系列。1)针对鄂东气田煤层地质特征,研发和实施了各种井型,通过不断地总结和完善,掌握了煤层气直井、丛式井、对接水平井(近端对接水平井、远端对接水平井)、单分支水平井、多分支水平井的钻、完井技术。这些井型在渭北区块韩城井区、临汾区块、吕梁区块的三交和保德井区均成功实施,勘探开发效益显著。下一步可以根据地质情况进行井型组合,以获取更高的经济效益。2)针对煤储层低渗透特征,开展了以提高单井产量为目的的储层改造技术,包括活性水压裂液、光套管压裂技术、射流分层压裂工艺、一趟管柱分层压裂工艺;积极创新了排采管理制度和工艺,初步建立了适应低压、低产煤层气田生产自动数据采集和远程数据传输系统。5成藏地质条件鄂尔多斯盆地煤层气的勘探开发实践证实,盆地东缘煤层气成藏地质条件优越,具有较好的煤层气勘探开发条件和可采性及形成大型煤层气田的条件。煤层气资源丰富,具有广阔的勘探开发领域和商业化产气能力以及产业化发展的良好前景。5.1浅/浅煤气地质储量鄂尔多斯盆地煤层气资源雄厚,盆地东缘煤层埋深在1500m以浅的煤层气地质储量为5.72×1012m3,目前探明和基本探明煤层气储量仅占总资源量(1500m以浅)的2%左右,煤层气资源探明率、转化率极低。因此,勘探开发前景广阔,预探意义极大。5.2气气相带分布鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探程度较低且勘探程度不均,在逾8×104km2的煤层气勘查范围内,仅实施二维地震不到4000km,并且主要分布在韩城、大宁—吉县、三交3个重点区块,煤层气探井和评价井不到200口(截至2009年底),平均为0.025口/km2;现工区内基本查明的煤层气4大富集区面积不到3000km2,仅占煤层气勘查范围的3.8%;广大区域煤层气的勘探程度很低,甚至是地震和钻探的空白区。而区域沉积相带研究结果表明,这些勘探空白区处于煤层发育的有利相带。因此,可供煤层气勘探开发的空间极为广阔。5.3控制煤层气地质储量4大煤层气富集区(渭北区块、临汾区块午城—窑渠井区、