延长油田煤层气项目设计.doc

延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价项 目 设 计中国地质大学（北京）能源学院二一一年六月十八日延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价一、研究及开发现状 1、鄂尔多斯盆地煤层气勘探开发现状根据2006年国家新一轮油气资源评价成果，全国埋深2000m以浅的煤层气地质资源量36.81×1012m3，可采资源量10.87×1012m3，煤层气地质资源丰度平均为0.981×108m3/km2。煤层气资源主要集中分布在鄂尔多斯、沁水、准噶尔、滇东黔西、二连、吐哈、塔里木、天山、海拉尔九个地质资源量大于1×1012m3的含气盆地(群)，其地质资源量为31×1012m3，可采资源量为9.3×1012m3，分别占全国的84.13和85.76。鄂尔多斯盆地东缘和沁水盆地的沁水区带为两个最有利区带，是近期实施勘探开发工作的主要目标区，中国目前探明煤层气储量主要分布在沁水盆地及鄂尔多斯盆地东缘。鄂尔多斯盆地煤层气勘探集中在盆地东缘及其东南缘石炭二叠系煤层埋深1000m以浅地区。排采时间较长的井网有柳林杨家坪井网、三交林家坪井网、碛口井网、石楼井网和临兴井网，这些井网均分布在盆地东缘，其中以杨家坪井网排采效果最好，单井日产气20006000m3/d，持续160多天；碛口井网SJ19井排采300多天，平均日产气1300m3以上；林家坪井网排采2年多，单井日产气5001800m3，最高单井日产气3800m3；鄂尔多斯盆地东南缘大宁吉县韩城地区煤层气探井和评价井试气获工业气流，其中韩试1井试获4000m3/d高产气流。在韩城地区已获得50.78×108m3探明储量，初步实现了煤层气小规模的商业化生产、销售和利用。中石油在大宁吉县地区钻井控制面积717km2，获控制储量1500×108m3。截至目前，在盆地内共施工1000多口煤层气井。鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记情况见表1。虽然鄂尔多斯盆地的煤层气登记区块很多，但目前勘查投入不足。煤层气开发力度较大的区块主要集中在鄂尔多斯盆地东缘和渭北地区。鄂尔多斯盆地东缘的含气面积达到22451.87 km2，资源丰度1.53×108 m3 /km2，是我国最有利的煤层气勘探开发地区之一。总体上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8×104 km2 的煤层气勘查登记范围内，仅实施二维地震不到4 000 km, 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3 000km2，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。表1 鄂尔多斯盆地煤层气勘查开采区块登记表区带序号区块名称区带序号区块名称东缘1大宁勘查南缘13韩城北区勘查2柳林杨家坪勘查14韩城南区勘查3临兴合同区勘查15板桥勘查4石楼合同区勘查西缘16横山堡南勘查5古交勘查17横山堡北勘查6柳林合作勘查18东道梁勘查7三交北合同区勘查19鸳鸯湖勘查8河东煤田三交勘查20惠安堡-韦州勘查9神府勘查21中卫-中宁盆地勘查10准格尔勘查22阿拉善盟腾格里（）勘查11保德勘查23阿拉善盟腾格里（）勘查12河曲勘查中石油煤层气公司在鄂尔多斯盆地可供煤层气勘探开发的区块总面积约8.8×104 km2，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1 500 m 以浅的煤层气地质资源量约9×1012 m3 。自中石油煤层气公司成立以来，完成二维地震近2 200 km, 完成探井、评价井、生产井500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；提交新增煤层气基本探明储量并启动了规模产能建设。主要勘查区块情况叙述如下。（1）大宁吉县区块含煤面积2160 km2，煤层气远景资源量4800×108m3。钻探29口井，已控制含气面积270 km2，控制储量343×108m3，在760 km2的面积内，预测储量460×108m3。该气田煤层厚度大，煤质好。5煤和8煤单层厚度37 m，最大厚度9.3 m。反射率1.7%2.4%，属焦煤和贫煤。含气量高，为1622 m3/t，含气饱和度70%90%。渗透率0.200.54 md。经初步测试，单井日产量为10006400 m3。（2）韩城区块韩城矿区面积为2142.5km2，预测煤层气总资源量为2147.27×108m3。3#、5#、11#煤层为主要勘探目标层，埋深多在400900 m之间。3#、5#煤层厚1.672.90m，11#煤层厚度大，一般6.207.80m。煤层含气量平均为812m3/t，最高达到26m3/t；煤层渗透率较高，为1.652.96md。19961997年，中国煤田地质总局在韩城地区施工了3口煤层气参数井，其中1口井获得单井最高4000m3/d的工业气流。目前中联公司将韩城列入重点勘探开发项目，完成了6口井组成的先导性试验井组，单井产量在5002500m3/d之间，其中1口井发生自喷，试验结果证实该地区具有良好的煤层气开发潜力。随后，中联公司计划在该区进一步扩大开发规模，与香港嘉道里公司合作勘探开发，并进行多分支水平井的施工试验。（3）神府-保德区块为中联公司对外合作的区块，由山西保德、陕西神府2个合同区块组成，总面积4080.10 km2，预测资源量7200×108m3。现在BHP-Billiton公司为合同区块的作业者，2004年至今，该公司共钻井10口。钻探显示，煤层含气量较高，为810 m3/t，渗透率高，煤层厚度大，具有良好的煤层气开发潜力。BHP-Billiton公司计划加大对该区块的勘探力度，着手编制开发方案，尽快进入煤层气开发阶段。（4）柳林北区块1991年在该区域的郭家沟井田原地矿部华北石油局经过评价选取了杨家坪作为煤层气勘查开发示范区，示范区面积约16km2，并于1991年10月钻探了第一口井（煤柳1井），这是鄂尔多斯盆地东缘的第一口煤层气井。1992年在该区域的沙曲井田提交了山西省河东煤田离柳矿区沙曲井田勘探（精查）地质报告。1993年1999年，原地矿部华北石油局在煤柳1井附近相继施工了6口井，均进行了水力压裂，经过143个月的小井网排采，平均单井产气量在10003000m3/d，最高达7050m3/d。2000年中联公司与澳大利亚路伟尔石油公司（路伟尔公司）开始对外合作勘探开发该区块的煤层气，2006年富地柳林燃气有限公司（富地柳林）与中联公司合作共同开发山西省柳林地区的煤层气资源，在柳林区内共施工煤层气井11口。2009年该区块申报了柳林煤层气田北区块二叠系山西组3+4、5煤新增煤层气探明储量报告，获得探明地质储量53.16×108m3，技术可采储量29.85×108m3,经济可采储量26.87×108m3。2、鄂尔多斯盆地地质及煤储层特征（1）盆地构造特征根据盆地重磁电特征、基岩埋深、现今构造等基本地质条件，结合盆地的构造演化，将盆地划分为伊盟隆起、渭北隆起、天环坳陷、陕北斜坡、晋西挠褶带和西缘逆冲带六个一级构造单元（图1）。图1 鄂尔多斯盆地构造区划图（2）鄂尔多斯盆地含煤地层特征鄂尔多斯盆地为稳定克拉通内的大型盆地，基底为大古宙和元古宙的结晶基底，早古生代时为一南北分别与秦岭海槽和兴蒙海槽相通的陆表海盆地，沉积了寒武纪一中奥陶世的碳酸盐岩。中奥陶世后，随华北陆台整体隆升，陆表海消失。中石炭世开始沉降并接受沉积。盆地西缘，由于处于贺兰裂谷部位，是整个鄂尔多斯地块中沉降最大的区域。晚石炭世到二叠纪广泛发育晚古生代聚煤作用。早三叠世末发生的印支运动，使华北地区呈现东隆西坳的构造格局。燕山运动，盆地内部持续沉降，盆地边缘隆起上升早白垩世中期盆地开始萎缩，早白垩世晚期盆地整体抬升，湖水退出，湖盆逐渐干涸。晚白垩世缺失沉积。该盆地构造简单，构造改造弱，含煤岩系在大面积内保存完整，为煤层气的生成富集以及形成良好的储层条件奠定了基础。图2 鄂尔多斯盆地东缘晚古生代含煤岩系地层综合柱状图鄂尔多斯盆地含煤地层主要为石炭-二叠系和侏罗系。中石炭世，鄂尔多斯地块内部沉降幅度很小，沉积厚度仅1025m左右。上石炭统太原组沉积厚度50100m，含煤58层。各地煤层厚度变化较大，如河东煤田太原组主要可采煤层为8、9、10号煤，平均总厚6.66m。往南至乡宁一带变薄，甚至不可采。盆地西缘靖远组、羊虎沟组沉积厚度大，含薄煤层及煤线50层之多，晚石炭世时坳陷幅度减小，但沉积厚度仍比东部大，含煤10余层，是主要含煤地层之一。下二叠统山西组厚60100m，形成较厚的可采煤层。河东煤田4、5号煤层平均总厚为7.82m。南部渭北煤田由东向西煤厚减薄，3号煤层一般0.85m（图2）。侏罗纪含煤岩系延安组，自下而上分为5、4、3、2、1煤组，主要可采煤层57层，可采煤层累计厚度一般1520m。主要可采煤层发育在盆地南部和北部，中部仅有煤线发育。聚煤作用受湖泊三角洲河流沉积环境控制，围绕盆地中心形成一个巨大的聚煤环带，煤层层数、煤层厚度均由无煤区向四周逐步增加。（3）鄂尔多斯盆地煤岩煤质特征石炭二叠系山西组和太原组煤的镜质组含量在7190之间，平均含量为79。侏罗系延安组煤的镜质组含量变化于19.495.2之间，平均值约为58.5左右。从两套煤层煤岩显微组分含量的变化趋势来看，山西、太原组煤岩组成特征明显好于延安组。从两套煤层的宏观煤岩类型来观察，侏罗系延安组煤质硬且暗，易污手，而石炭二叠系山西组和太原组煤质软而亮，具金属光泽，煤质特征显然好于延安组。北部及东缘含煤区的石炭二叠纪煤的灰分含量变化不大，基本都为中灰煤。中侏罗世煤在陕北含煤区以低灰煤为主，灰分一般小于10，黄陇含煤区为低中低灰。陕北含煤区子长煤产地的晚三叠世煤为中灰煤。鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层主要为中高变质烟煤和无烟煤，不同地区煤级分布有较大差异。在盆地东部，煤层主要受深成变质作用，从北向南，煤级逐渐增高。从准格尔煤田、河东煤田到渭北煤田，煤镜质组反射率从0.65增大到1.95。从东向西，随深度增加煤级呈增高趁势，到盆地中部煤级达2.8以上。在盆地西缘，煤级分布比较复杂。从棋盘井矿区石嘴山矿区横城矿区韦州煤田向斜东翼，存在一条南北向展布的低变质煤分布区，镜质组反射率在1左右。该带以西，马边滩、鸳鸯湖矿区、镜质组反射率急剧增高，汝萁沟矿区达4以上。反映了西部在深成变质作用基础上叠加了岩浆热变质作用。侏罗系煤变质作用强度低于石炭二叠系煤。侏罗系延安组煤的热变质作用以区域深成热变质作用为主，煤化程度具有在盆地周缘低、中间高的特征，镜质体反射率介于0.411.07，煤阶相当于褐煤、长焰煤、气煤和肥煤。盆地中南部环县以南庆阳、合水、宁县地区以及北部乌审旗、鄂托克旗地区，镜质体反射率大于0.7；东胜、陕北、灵盐、陇东煤田锐质体反射率为0.420.61；黄陇煤田为0.50.75。（4）鄂尔多斯盆地煤储层物性特征煤田勘探和煤层气勘探中积累了大量的煤层含气量资料（表1）。由表1可见，鄂尔多斯盆地东缘煤层含气量由北向南随煤级升高而增高，由图3可见，含气量随上覆有效地层厚度增加而提高。受上覆有效地层厚度影响，渭北煤田含气量由东向西逐渐降低，韩城矿区为煤层气富集区。桌贺煤田煤类全，含气量较高。鄂尔多斯盆地侏罗系煤层煤级低，含气量普遍低，在局部地区和煤层埋深较大的部位含气量较高。在黄陇侏罗纪煤田，彬长矿区煤含气量0.16.29m3/t，黄陵矿区、焦坪矿区少数煤层含气量达46 m3/t。表1 鄂尔多斯盆地石炭-二叠纪煤层含气量煤田(地区)矿区合气量(m3/t)东缘北部保德、府谷、临兴<5中部三交、柳林、吴堡2.4618.36南部乡宁822渭北韩城423澄合412铜川5.56.5桌贺石嘴山3.58.4韦州47黄陇黄陵5彬长0.16.29焦坪45.35华亭华亭0.11.2鄂尔多斯盆地侏罗系煤储层原煤的饱和吸附量（VL）变化于4.2626.209m3/t之间，平均12.54m3/t，其中东胜煤田兰氏体积在12.75 m3/t左右；神木至榆林一带煤储层兰氏体积均小于8 m3/t；甘肃华亭至宁夏灵武矿区一般在4.269.9m3/t之间；盆地范围内以宁夏汝箕沟矿区原煤的兰氏体积最高其值达26.2m3/t（表2）。总体上鄂尔多斯盆地煤储层兰氏体积南部矿区明显高于北部，西部高于东部。Langmuir压力相对较低，其变化范围为0.472.0MPa，平均1.08MPa。图3 鄂尔多斯盆地东部含气量与上覆有效地层厚度关系图表2 鄂尔多斯盆地侏罗系煤储层等温吸附实验成果表序号样号产地时代VLPLWASHRo1KH80华矿J9.991.412.163.320.452HK78华矿J4.26215.295.870.483XY75东胜J12.751.8620.33.230.414LX71灵新J6.730.6317.96.070.495NT56拧条塔J7.780.97.924.770.576TG62跳沟J7.261.145.844.630.657RQ64汝箕沟J26.20.473.624.752.548RQ69汝箕沟J25.380.513.142.252.48鄂尔多斯盆地晚古生界石炭二叠系原煤兰氏体积普遍较高，一般变化在9.6636.66m3/t，平均在15.82 m3/t，（表3），陕西北部府谷矿区为9.66m3/t；南部铜川矿区在19.9 m3/t左右，韩城矿区煤储层兰氏体积较高，可达36.66 m3/t；山西河东煤田煤储层兰氏体积为9.922 m3/t，由北向南兰氏体积不断增加；宁夏中部的横城及韦洲等矿区煤储层兰氏体积相对较小，多小于16m3/t，内蒙桌子山至宁夏石炭井一带在1620 m3/t。总体上石炭二叠系煤储层兰氏体积以东南和西北相对较高，而东北及西南相对较低。盆地内储层兰氏压力相对较小，一般在0.312.89MPa之间，平均在0.96MPa。表3 鄂尔多斯盆地石炭-二叠系煤储层等温吸附实验成果表序号样号产地VLPLWASHRO1WY41五一9.661.145.459.60.72TY52铜川桃圆19.90.782.519.031.633YM1裕民12.140.563.3613.721.184YM5裕民11.510.62215.791.095LL3柳林15.540.612.869.811.26LL5柳林15.981.032.914.081.287LL7柳林17.630.653.213.581.258HC1韩城17.240.453.216.221.719HC3韩城16.750.662.54.281.710HJ5韩城13.910.313.2810.41.611BD3保德10.11.857.1511.540.712BD5保德9.110.587.1650.7313PPT2庞庞塔11.490.443.698.660.8614PPT5庞庞塔10.290.544.059.240.8715PPT庞庞塔11.030.354.736.880.87目前搜集到的储层压力资料较少，多集中在鄂尔多斯盆地东缘地区，河东煤田临兴区块储层压力为3.3215.41 MPa，梯度为0.592-1.01 MPa/100m，除LXC-003、004井外，其余均较低，低于正常地层压力；三交区储层压力为4.1211.47 MPa，为正常压力至超压，个别点为欠压；石楼区块普遍为欠压，储层压力为1.5797.989 MPa，4+5号，8+9号煤层平均压力梯度分别为0.59 MPa/100m，0.689 MPa/100m，普遍欠压。渭北煤田韩城矿区7.318.31 MPa（<700m垂深），实测平均储层压力梯度1.161.26 MPa/100m，为超压储层。目前鄂尔多斯盆地内煤层气勘探主要集中在东缘及南缘地区，从搜集到的煤层气参数井获得的渗透率资料来看，鄂尔多斯盆地东缘、南缘渗透性较好，多数层位的渗透性资料大于1×10-3m2，总体上各个层位的渗透性差别较大（表4）。鄂尔多斯盆地的煤岩渗透率资料同样显示，煤储层的渗透性在各区变化较大，渗透率一般在0.003273.9×10-3m2之间，平均渗透性较好，为6.354×10-3m2（表5）。以庞庞塔矿区变化最大，全盆地渗透率的变化极值均在该区，最高0.0032×10-3m2，最低73.9×10-3m2。华亭华矿、柠条塔、跳沟地区孔隙度高、渗透性相对较好，一般在1.1219.2×10-3m2左右；柳林、韩城地区孔隙度较低、渗透率中等且变化不大，多在0.048-0.247×10-3m2之间。府谷五一、铜川桃园矿渗透率较低，为0.0180.059×10-3m2。由表中观察，渗透率与孔隙度关系密切，无裂缝影响时一般随着孔隙度的增加，煤的渗透率值有增加的趋势。表4 鄂尔多斯盆地东缘煤储层试井渗透率统计表地点井号煤层深度,m渗透性,×10-3m2含气饱和度柳林HW-L18#14.762.5485.79%HW-L28#24.8吴堡吴试10.1三交SG18#1105.950.458.4364.04SG29#1112.510.15SG34/5#418.492.48#485.851129#497.431SG44/5#399.518#456509#464.250.8SG144/5#430.90.588#500.67.969#512.91.02SG174/5#431.5519.351.088#206.119#0.17SG184/5#425.25505.9563.758#41.399#0.68石楼SH58#266.74.6SH68/9/10#897.332.9SH78#925.74.1韩城韩试1井3#1.95611#3.053表5 鄂尔多斯盆地煤储层孔隙度、渗透率成果表序号样号地点渗透率10-3m2空隙度（%）岩石密度g/cm2序号样号地点渗透率10-3m2空隙度（%）岩石密度g/cm21NT56拧条塔4.048.81.2310HC3韩城0.0586.21.262TG59跳沟19.27.81.2511HJ3韩城0.2474.11.293RQ65汝箕沟0.0222.81.3512HJ6河津1.425.91.344RQ69汝箕沟0.2577.81.3613BD3保德1.117.91.295HK81华亭华矿1.125.21.3214BD5保德0.00733.61.246WY41府谷五一0.0596.51.2515PPT2庞庞塔73.92.81.277TY52铜川桃圆0.0185.81.5316PPT6庞庞塔0.0253.11.328LL3柳林0.0483.71.317PPT主庞庞塔0.00322.11.319LL5柳林0.1222.91.28（5）鄂尔多斯盆地煤层气资源鄂尔多斯盆地风化带至煤层埋深2000m以浅区煤层气地质资源量为98634.09×108m3，资源丰度为0.91×108m3/km2，可采资源量为17870.59×108m3，其中中侏罗统延安组煤层气地质资源量为52775.41×108m3，占地质资源总的53.51%；上石炭统太原组和下二叠统山西组煤层气地质资源量为45858.86×108m3，占地质资源总量的46.49%（表6）。表6 鄂尔多斯盆地煤层气资源量计算汇总表含气区面积（km2）煤炭资源量(m3/t)煤层气地质资源量(108m3)可采资源量(108m3)资源丰度(108m3/km2)东缘195803559.834332.668121.181.53 南缘9005798.586708.431555.241.09 西缘161422535.37614351.33026.780.82 中部641201311643241.75167.390.61 合计10884720009.7698634.0917870.590.91按区带统计，东缘、中部、西缘和南缘含气区带煤层气地质资源量分别为34332.66×108m3，43241.7×108m3，14351.3×108m3，6708.43×108m3，占地质资源总量的34.81%，43.84%，14.55%，6.8%；东缘、中部、西缘和南缘含气区煤层气可采资源量分别为8121.18×108m3，5167.39×108m3，1555.24×108m3和3026.78×108m3，占可采资源总量的45.44%，28.92%，8.70%和16.94%。按深度统计，煤层埋深1000m以浅、10001500m和15002000m区，煤层气地质资源分别为27436.6×108m3，27528.00×108m3和43669.49×108m3；埋深1000m以浅与10001500m煤层气可采资源量分别为9727.57×108m3和8143.02×108m3。3、深部煤层气资源评价与开发研究 根据上述分析可见，鄂尔多斯盆地埋深1000m以深的煤层气资源占到盆地总资源量的72%以上，15002000m的煤层气资源占到盆地总资源量的44%。但是，对于拥有如此巨大煤层气资源潜力的盆地深部地区，深部煤层的煤层气开发潜力评价研究工作还非常薄弱，相应的评价技术体系还没有形成，勘探和开发试验工作还基本没有开展。长庆油田分公司曾在鄂尔多斯盆地东北部伊陕斜坡之上的孤山区块深部进行过煤层气勘探，对孤山构造上的一口天然气井（孤1井）开展了煤岩含气量测定及煤质综合测试，对深部煤层气资源潜力进行了评价。山2段的5号煤层在孤1井埋深1745m，厚6m；8号煤层埋深1796m，厚17m。5号煤层含气量5.719.71m3/t，8号煤层含气量8.2319.95m3/t。煤层的Ro为1.32%1.38%。 曾经实施过压裂排采的深部煤层气井是准噶尔盆地彩504井，该井钻遇侏罗系西山窑组煤层厚度16m，煤层埋深2567m，Ro为0.65%，煤类为长焰煤，含气量35 m3/t，压裂试气获得7000 m3/d的煤层气产量。开展过深部煤层气评价研究工作的学者主要是宋全友和秦勇等。宋全友等（2005）对济阳坳陷惠民凹陷外围不同煤级煤样吸附性进行了物理模拟实验，结合石油天然气探井实测的温度和压力，采用压力-温度-吸附曲线法对深部 (2000m 以深 ) 煤层的含气量了进行预测，得出该区深部气煤-肥煤的原位含气量在5.0m3/t 左右。 秦勇等（2005）通过研究发现，随着埋藏深度增大，煤层甲烷的吸附量具有一定的规律性变化。从甲烷风化带下界到400600m深度，甲烷含量增加很快；8001000m为缓慢增加区段；10001500m随着深度增大吸附量增加很小。深部条件下，温度升高，使得吸附甲烷量减少较多，温度和压力的综合作用结果使得吸附气量总体趋于减少。总体来说，煤储层埋藏深度加大，无疑会使煤层气渗透性变差，开采难度增大。目前国内外对于深层（大于1500m）煤层气开发还缺少理论准备，在技术和实践上也都缺乏先例。虽然深部煤储层的含气性和渗透性受到地温温度、埋藏深度等不利因素的限制，但深部存在较高的流体压力、较为致密的盖层岩性、相对滞流封闭的水动力等条件，这些条件之间的有利配置，可能有利于深部煤层气的保存。同时，较高的地层能势和受热温度为开采过程中煤层气的解吸运移提供了有利条件，实质上有利于深部煤层气资源的开采。其中，较高流体压力和较高受热温度的“双重”控制效应，是造成深部煤储层含气性与浅部存在较大差异的根本原因。另外，在较高的地层压力条件下，深部煤储层与其围岩之间岩石力学特性的差异可能加大，从而为选择性地改善煤储层裂隙系统提供了更大的可能性。 二、生产需求和需要解决的关键技术问题 煤层气是新兴的洁净、高效、环保的不可再生非常规油气资源，具有巨大的资源潜力，有着极大的经济价值、社会效益和环境效应，是常规油气的重要补充能源。煤层气大规模产业化可缓解我国大量石油进口造成的风险，改善能源结构，增加天然气比例，扩充能源的新领域。 延长石油集团经过近百年的勘探开发，资源接替的矛盾日益显现，迫切需要新的资源补充。同时，随着低碳经济社会的到来，延长石油集团现有的油气煤盐综合发展的模式也急需走综合利用、深度转化的路子，尤其是油气、煤盐化工产业的迅速发展，急需大量的煤层气（天然气）以平衡碳氢比例，进而达到增产提效、节能减排的环保要求。图4 英旺采油厂煤层气探区地理位置图 英旺采油厂煤层气探区位于陕西省延安市宜川县集义镇境内（图4），构造位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡东南部。探区南北长约32km，东西宽约8 km，勘探面积265 km2。截至2010年年底，在该区完钻煤层气探井6口，进行了取心、测井、录井等工作，获取了煤层深度、厚度资料，并对其中2口井进行了压裂改造试气。为了综合评价该区的煤层气资源、煤储层物性及开发潜力，特申请设立延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价项目。 本项目的关键技术有以下两个方面： 煤层气地质理论：进一步完善煤层气基础地质理论，解决高煤阶及中深层煤层气富集控制因素、渗流特征等问题，提升开发潜力认识； 勘探方面：强化煤源岩综合地质研究工作，依托高光谱遥感、周边区域调查资料、及钻井分析化验数据，落实煤层展布规律，综合评价煤层气潜力，优选高渗、高产富集区。三、研究目标、主要研究内容 1、研究目标 该项目计划研究周期1年，通过对探区煤层气资源评价与高渗富集区优选研究，估算煤层气资源量，达到以下目标：（1） 建立中深层煤层气资源评价技术方法及中深层煤储层评价技术参数体系；（2） 建立中深层煤层气选区评价技术指标体系，优选有利区段；（3） 提出12个小型开发试验井组部署建议。 2、主要研究内容 包括煤层气地质理论、煤层气资源评价、煤层气选区评价、勘探开发方案部署建议等方面。 （1）煤层气基础地质理论研究 鄂尔多斯盆地中深层煤层气应用基础理论研究还不够深入，适宜的基础理论体系尚未形成，勘探开发理论和方法没有建立。结合以往成果与地质认识，以项目总体目标为出发点，重点开展以下研究： 中深层煤层气成藏主控因素研究（构造、沉积环境、封盖条件等因素）；中深层煤层气渗流理论研究。拟达到的效果：通过研究，重点总结中高煤阶煤变质作用、煤储层几何特征、煤岩学组成、煤层顶底板等对煤层气含量、渗透率的影响以及与煤层气富集成藏之间的关系，建立中高煤阶煤层气评价技术参数及评价标准；总结围压、应力对煤层气吸附、解吸及对渗流性能的影响，建立不同条件下的渗流方程，指导煤层气开发。 （2）煤层气资源评价及开发潜力评价以研究区的煤层结构、煤层展布规律、煤炭资源及煤层气富集条件研究为基础，运用比较分析、精细解剖的评价方法，结合钻井测试作业获得的储层参数，客观评价研究区煤层气的资源潜力及开发潜力。主要开展以下研究：煤层地质特征；煤层储集特征；煤层气成藏条件及富集规律；煤层气资源评价。拟达到的效果：通过研究，重点解决影响中深层煤层气资源评价的技术难题，形成中深层煤层气资源评价技术体系和中深层煤层气选区评价技术指标体系。根据研究及落实探明储量要求，依托高光谱遥感技术在复杂地表条件下的区域大面积煤层气资源调查评价结果，优选有利目标区；分析煤层录井、取心、试井和测井资料，获取煤质、含气量、气水性质、储层物性、压力等资料，落实煤层的构造形态、煤层厚度、变质程度、含气量等分布变化情况，提交储量；开展数值模拟、经济评价，落实经济可采储量。通过对试采曲线的分析，获得气井产能认识，为规模开发提供可靠参数。 （3）煤层气勘探开发方案部署通过深入分析本区煤层气探井获取的各种信息，借鉴邻区煤层气勘探开发成果，在优选出的有利目标区部署参数井10口，部署小型井网试验井组1组。拟达到的效果：通过研究，分析煤储层埋藏深度、含气性、储层物性以及井间距、压裂效果等对煤层气产能的影响，进行开发概念设计，优化井网部署，为该区煤层气的规模开发提供参考。四、技术路线及研究进度安排该项目计划的研究周期从2011年7月到2012年8月。通过对探区煤层气资源评价与高渗富集区优选，分析该区煤层气开发潜力，提出煤层气勘探开发方案部署建议。研究的技术路线如图5所示。煤层气开发潜力评价，优选勘探有利区邻区煤田地质资料，邻区露头剖面实测，邻区煤层气勘探开发成果，物化探、钻探资料、探井煤岩芯分析测试，高光谱遥感分析煤层气资源评价，形成中深层煤层气评价技术体系煤层气保存条件煤层含气性特征煤储层物性特征煤层气勘探开发方案部署建议煤的成熟度吸附能力孔渗特征储层压力构造条件沉积及封盖条件水文地质条件含气量煤层厚度及分布图5 技术路线图研究进度安排如下： （1）2011.062011.07：编写项目设计，进行开题汇报，签订合同。 （2）2011.082011.09：收集邻区煤田地质资料及煤层气勘探开发成果，开展邻区露头剖面实测，采集煤及顶底板岩石样品进行相关的分析测试。 （3）2011.102011.12：收集研究区物化探、钻探及录井资料，采集探井煤岩芯样品进行分析测试，收集并分析高光谱遥感资料。 （4）2012.012012.02：研究中深层煤层气资源评价技术方法，开展研究区煤层气资源评价。 （5）2012.032012.04：评价研究区煤层气开发潜力评价，优选勘探有利区。 （6）2012.052012.06：部署煤层气勘探开发方案。 （7）2012.072012.08：编写研究报告，进行项目验收。五、预期的主要成果通过该项目的研究，将估算出煤层气探区的煤层气资源量，同时形成深层煤层气资源评价技术体系；开展探区的煤层气有利区块优选，并提出小型开发试验井组部署建议。提交延长油田英旺采油厂煤层气探区煤层气资源与开发潜力评价研究报告和相关图件。预期提交的主要图件包括： 1、鄂尔多斯盆地宜川地区区域地质图（1：50000）； 2、鄂尔多斯盆地宜川地区分煤层顶面构造图（1：50000）； 3、鄂尔多斯盆地宜川地区高光谱遥感成果图（1：50000）； 4、鄂尔多斯盆地宜川地区古生代地层综合柱状图（1：500）； 5、鄂尔多斯盆地宜川地区煤系地层沉积相柱状图（1：500）； 6、鄂尔多斯盆地宜川地区主要煤层厚度等值线图（1：50000）； 7、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层对比剖面图（1：:500）； 8、鄂尔多斯盆地宜川地区山西组煤层顶板岩性特征分布图（1：50000）； 9、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层综合评价图（1：:50000）； 10、鄂尔多斯盆地宜川地区山西组、本溪组煤层Ro等值线图（1：50000）； 11、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层气有利勘探区综合评价图（1：50000）； 12、鄂尔多斯盆地宜川地区煤层气有利远景区综合预测图（1：50000）；六、项目组成员及分工 为了圆满完成本项目的各项任务，中国地质大学（北京）能源学院组织相关专业的专家和研究生，成立了有16人组成的项目组。项目组成员组成及分工情况见表7。表7 项目组成员组成及分工序号姓 名职务职称专 业在本项目中的分工1唐书恒室主任教授煤层气负责煤层气资源评价技术研究2王红亮副院长副教授油气成藏负责煤层气成藏评价及因素分析3黄文辉室主任教授沉积储层负责区块优选及开发方案部署4张松航博士讲师非常规油气参加成藏评价研究工作5李忠城博士生高工油气田开发参加区块优选及开发方案研究6张静平博士生工程师煤层气地质参加资源评价研究7陈江等10人硕士生油气地质参加采样、实验及其他研究工作七、经费预算项目经费预算198.00万元，明细见表8。表8 项目研究经费预算表（ 单位：万元）经费类别单价数量