【论文】陈立超，等：内蒙古自治区东部低阶煤层气地质力学特征与勘探开发技术

煤层气是主要分布于煤层中的滞留型气态烃类， 具有源储一体或存在气体微运移、无明确气水边界、连续成藏的特点^[1-3]，由于煤层含气面积大、资源丰度低、地层能量差、储层致密且工程力学复杂，资源开发难度较大^[4-5]。以往勘探开发实践表明，多数低阶煤层气探井均有气测显示，但试采效果欠佳，形成“口口有气，口口难出”的被动局面。

目前来看，低阶煤层气低产的关键因素是储层渗透率低（普遍低于1 mD），属于特低渗透型油气储层。该类产层一般无自然产能，或具有初期有产出后期产能衰减快的生产特征^[6-8]。要实现低阶煤层气资源高效开发，亟待解决2 个问题：①提升储层的渗流效率，缩短气体在煤岩基质中的运移距离，减小气体运移启动压差，实现流体在低驱动压力差下的有效动用；②构建煤层气运移产出的多尺度高导流通道，扩大资源动用边界，实现储层整体增渗。

随着北美以及中国页岩油气、致密油气商业化开发，水平井体积压裂技术大规模成熟应用，非常规油气开发地质工程一体化理念深入人心^[9-12]，实现传统认知下的劣质资源不断动用，油气储层开发渗透率下限不断突破^[13-15]，为低阶煤层气资源动用提供了借鉴和方法论。

低阶煤层气具有盆地形成时代晚、储层黏土矿物含量高、非均质性强、工程力学复杂等特征，勘探开发方式与中高阶煤层气差异大，依靠现有技术难以实现资源高效动用，亟待开展煤层气地质力学评价， 并形成针对性高效勘探技术。笔者通过对内蒙古霍林河盆地3 口煤层气井试采效果及技术短板进行分析， 提炼低阶煤层气资源评价及勘探开发中的关键问题， 最后构建内蒙古东部低阶煤层气地质力学评价及勘探开发技术选择模式，以期为突破低阶煤层气工业出气关提供一定科学参考。

1 　内蒙古东部低阶煤层气地质力学特征

1.1 　煤储层地质特征

以内蒙古东部霍林河盆地为例，本区Ⅳ煤组煤岩有机组分含量超过80%，其中镜质组含量超过95%，惰质组含量低于5%，壳质组组分罕见（表1）。煤中无机矿物含量在14% ～ 20%，多为黏土矿物， 含少量硫化物等；煤的镜质组反射率在0.42% 左右， 煤岩变质作用处于褐煤阶段^[16-17]。

内蒙古东部低阶煤岩孔隙、微裂隙较发育，霍林河盆地Ⅳ煤组上含煤段煤岩平均孔隙度为21.90%， 下含煤段煤岩平均孔隙度为17.90%。煤岩孔隙类型包括胞腔孔（图1-a、b）及矿物粒间孔隙（图1-c）， 多数孔隙具有开放性，为煤层气高效充注提供了通道和空间，是煤层气富集成藏的有利因素。

霍林河盆地Ⅳ煤组煤岩微裂隙包括内生微裂隙（图1-d）以及构造微裂隙等（图1-e、f），其中内生微裂隙仅发育在镜质组分中，属于成煤中内力形成的张性裂缝；而构造微裂隙发育范围更广，与后期构造作用有关，微裂隙是煤层气由基质孔隙进入宏观裂缝的关键渗流通道^[18-21]，本区煤岩微裂隙的发育对提升储层流体渗流效率具有重要意义。

岩石润湿性对油气驱替效果具有重要影响^[22-23] ：煤岩越亲水，压裂液对煤层吸附气驱替效果越好。内蒙古东部低阶煤岩对水的接触角为69°，煤岩呈弱亲水性，需要提升压裂液对煤岩的渗吸性能，实现煤层气驱替增产。

内蒙古东部低阶煤储层非均质性强，相变快。霍林河盆地霍试1 井试井数据显示，煤储层埋深900 m， 渗透率为0.91 mD，为特低渗透型储层，煤岩基质孔隙—微裂隙内流体进入宏观裂缝阻力大、渗流效率低，气藏开发困难^[3-5]。

储层天然裂缝发育特征对于煤层气工程甜点圈定及气藏开发至关重要，煤储层裂缝分布、形成机制、组合形式以及裂缝预测是煤层气勘探开发的关键评价内容^[16,21]。通过霍林河盆地煤储层天然裂缝地质描述，认为内蒙古东部低阶煤储层天然裂缝系统发育效果好，尤其是不同尺度天然裂缝级配程度较高，呈现以下特征：①内生裂隙（割理）密集发育，该类裂缝是由成煤过程中镜质组收缩形成的岩石内部应力造成，霍林河盆地煤储层内生裂缝（图2-a）线密度平均在15 ～ 20 条/10 cm，裂缝开度大，缝内干净煤粉颗粒少，有利于气藏流体渗流；②气胀节理适度发育，该类裂缝是煤岩生烃期间，基质孔隙中煤层气压力超过煤岩抗拉强度后破裂形成。在内蒙古东部霍林河盆地、海拉尔盆地低阶煤层露头发现了大量的气胀节理，节理尺寸在10 ～ 20 cm，裂缝线密度在2 ～ 3 条/10 cm，节理产状呈垂直，切穿多组煤层层理及割理缝面（图2-a），有效沟通了煤储层天然裂缝及层理弱面，有助于形成立体导流能力；③构造节理高度发育，该类裂缝因构造应力作用形成，包括张节理和剪节理（图2-b、c），霍林河盆地低阶煤层中剪节理更为普遍但裂缝开度小（图2-b）， 张节理主要分布于小微褶曲构造枢纽部位，裂缝开度大（图2-c），是储层流体的优势渗流通道。总体上， 煤储层天然裂缝发育为多尺度缝网压裂提供了条件， 相对于打碎煤岩，通过优化压裂施工设计实现对煤储层各级天然裂缝的整体疏通和全域支撑更为现实。

煤层含气量是煤岩排烃后的残留部分，气量多寡主要与煤岩的生烃能力以及后期保存条件有关^[24]， 是气井累计产气效果和生产寿命的物质基础。同时煤层含气量高往往指示地层能量高，有助于气藏开采快速见气。内蒙古东部霍林河盆地目标煤层含气量最高7.70 m³/t，其中霍试1 井测试煤层含气量为2.08 ～ 6.53 m³/t，平均4.18 m³/t。整体上内蒙古东部低阶煤储层含气性略差，与煤变质程度低的内因以及围岩封盖能力不足、水动力破坏等外因有关，笔者认为外部因素对煤层含气性的影响更关键。野外调查发现，霍林河盆地低阶煤层顶底板多为黏土矿物含量高的软岩或粗碎屑岩，软岩遇水后膨胀产生裂隙（图2-d），很难对下伏煤层气形成有效封盖；同时砂岩顶板发育大量垂向张裂隙（图2-e）及小微断裂构造（图2-f），为煤层气逸散提供了通道。更为关键的是， 内蒙古东部低阶煤成煤时代晚、煤层埋藏浅、地温低， 煤层水在重力势能下占据了煤层中的优势储集空间， 甲烷气被逼走，气藏气/ 水比低；与此对应的是，深层煤层地温高，煤层水相态复杂，其对煤层储集空间的占据能力减弱，气藏气/ 水比高。因此，相较水对煤层气封堵成藏等建设作用，其通过抢占煤层储集空间从而对气藏产生的破坏作用更为主要。

随着“体积压裂”在非常规致密油气勘探开发中核心技术地位的确立，储层人工改造体积（SRV） 已成为决定资源动用效率及气井产能的关键。然而由于不同岩性储层密度不同，以单位重量岩石内气体赋存体积（如煤层含气量）作为评价天然气富集程度的指标已不合时宜，尤其是不能满足不同类型致密储层体积压裂规模设计优化以及压裂效果横向比较的需要。相对页岩储层，低阶煤层气富集程度较低。如图3-a 所示，假设页岩储层和煤层含气量均为4.00 m³/t，要动用10×10⁴ m³ 的天然气，页岩储层需压裂沟通1×10⁴ m³ 的页岩体积，煤储层则需改造激活2×10⁴ m³ 的煤岩体积。要实现与页岩气藏同等的产能，低阶煤层气藏开发需采取更大的压裂规模形成更高SRV，包括增加各段压裂裂缝的缝长（图3-b），或采取长水平井、设计更多的压裂段数 （图3-c）。相对页岩气，内蒙古东部低阶煤层气勘探开发中压裂工程成本会更高。

为衡量非常规天然气富集程度，笔者提出“含气度”概念，即单位体积岩石内天然气体积（单位：m³/m³）。利用该指标可对包括煤层气、页岩气、致密气等非常规天然气富集程度进行比较，对于体积压裂改造规模设计、气井产能评价具有实际生产意义。

试井资料显示，内蒙古东部低阶煤储层压力梯度在0.90 ～ 1.00 MPa/100 m，属于近常压油气藏， 地层能量状态对煤层气开发有利。

1.2 　煤储层力学特征

脆性和弹性力学性质是评价储层压裂品质的关键指标，利用纳米压痕实验对储层岩石样品开展连续力学表征，获取岩石硬度、弹性模量、刚度等力学参数^[25-27]，为实现井下作业精确定位提供地质力学信息。对内蒙古东部低阶煤岩开展纳米压痕测试， 得到煤岩加—卸载曲线，并依此进行煤岩脆性定量评价，结果显示：内蒙古东部低阶煤岩硬度（H） 为0.09 GPa、弹性模量（E）为1.40 GPa，刚度（S） 为8.50 N/m，煤岩具有一定形变恢复能力，对于开展储层体积压裂改造较为有利。

同时利用能量法对煤岩脆性进行评价，原理为将试验加—卸载曲线中的弹性能与塑性能比值定义为“脆性系数”，用以表征岩石的脆性强弱^[28]，计算得到内蒙古东部低阶煤岩脆性系数为0.63，脆性较强， 利于水平井体积压裂缝网形成，对于增加煤储层主干裂缝两侧剪切滑移效应，增大煤岩改造体积起到积极贡献。

岩石断裂韧度对储层压裂具有重要意义，是非常规油气储层工程力学评价的关键参数^[18-19]。通过对二连盆地褐煤开展三点弯断裂试验，定量分析内蒙古东部低阶煤岩断裂性能。结果显示，二连盆地褐煤Ⅰ 型断裂韧度（K_IC）在0.045 ～ 0.096 MPa·m^0.5，试样断开消耗断裂能（Γ）在64.38 ～ 355.00 J/m²，总体上煤岩断裂难度较低，测试中试样均表现出裂缝扩展速率快、断裂声音清脆、裂缝断口参差不齐等特征， 表明研究区煤岩破坏形式为脆性断裂，指示内蒙古东部低阶煤储层适于大规模体积压裂^[29-30]。

1.3 　地应力条件

地应力是非常规油气储层压裂裂缝延展尤其是压裂缝网形成的关键约束，是非常规油气地质力学研究的重要内容。一般随着煤层深度增大，水平主应力差、垂向应力与水平最小主应力间差值均呈线性递增趋势，压裂裂缝复杂程度降低，对实现储层体积压裂改造提出了挑战。由图4 可知，内蒙古二连盆地胜利煤田煤层破裂压力梯度1.59 MPa/100 m，煤层段最大水平主应力（S_H）梯度1.29 MPa/100 m、最小水平主应力（S_h）梯度1.10 MPa/100 m、垂向应力（S_v） 梯度1.81 MPa/100 m。相对山西沁水盆地3 号煤层， 本区低阶煤储层地应力较低，且随着煤层深度增加， 水平主应力差、垂向应力与水平最小主应力间差递增幅度均低于山西沁水盆地，压裂中更易形成复杂缝网，利于扩大储层改造波及体积^[31-33]。

需要指出的是，煤层垂向应力梯度小有利于实现裂缝扩缝高，对于内蒙古东部低阶巨厚煤层实现立体改造尤为关键。同时从图4 看出，山西沁水盆地三向应力关系为S_H ＞ S_v ＞ S_h，属于挤压应力环境；而内蒙古二连盆地应力关系为S_v ＞ S_H ＞ S_h，为拉张应力状态，利于油气开发。但拉张应力环境不利于油气封闭保存，这也是内蒙古东部二连、海拉尔一系列断陷盆地煤层含气性欠佳的一大因素^[17]。

注：QS 表示山西沁水盆地、SL 表示内蒙古二连盆地胜利煤田。

2 　内蒙古东部低阶煤岩压裂裂缝延展特征

水力压裂是低阶煤层气效益开发的关键手段， 煤储层压裂裂缝延展规律及控制因素非常复杂，地应力、天然裂缝、煤岩层理面、煤体结构、煤弹性力学性质、断裂韧度等对煤岩压裂裂缝延展及缝网形成具有重要控制，也是内蒙古东部低阶煤层气地质力学评价的关键^[34-35]。摸清低阶煤岩压裂裂缝延展规律可为研究区低阶煤层气水平井体积压裂方案设计及效果评价提供依据^[36-37]。利用东北石油大学真三轴压裂模拟实验装置重点对内蒙古东部低阶煤岩在不同层理方位上压裂裂缝延展规律开展研究。

平行层理煤岩试样（图5-a）压裂裂缝形态为1 条沿煤层层理扩展的主干垂直裂缝（图5-b ～ e）， 该方向煤岩主干断裂两侧次级裂缝发育程度较低，没有形成体积压裂改造效果，这与前期煤岩小尺度试样断裂实验认识相吻合^[18-19]。实验显示，煤岩层理弱面力学强度弱，压裂中吸收了大部分注入液体和能量，形成压裂裂缝开度较大，裂缝通道导流能力强，对于煤层气稳定产出较有利。需要指出的是，浅部煤储层由于垂向应力小，压裂裂缝优先沿煤层层理弱面扩展形成水平缝，裂缝垂向扩展效果差。针对内蒙古东部浅埋巨厚型煤储层，储层压裂改造的关键是扩大裂缝缝高，提升资源垂向动用效率。

2.2 　井筒垂直层理煤岩压裂裂缝延展规律

垂直层理煤岩试样（图5-f）压裂裂缝扩展模式为水平主裂缝与多条垂直裂缝组成的复杂缝网 （图5-h ～ j），形成了不同尺度天然裂缝及煤岩层理间的有效沟通，估算形成SRV 在0.001 m³ 左右，煤岩立体改造效果好。在煤层内生裂隙中发现有压裂液侵入形成的渗滤特征，表明在低裂缝净压力下液体也可以压入内生裂隙，内蒙古东部低阶煤储层压裂改造形成缝网潜力大，利于开展大规模体积压裂改造。而且煤岩试样压裂裂缝多从层理、天然裂缝等弱面扩展，裂缝内煤粉少（图5-j），对后期煤层气排采较为有利。

2.3 　井筒斜交层理煤岩压裂裂缝延展规律

斜交层理煤岩试样（图5-k）压裂裂缝扩展形态为倾斜裂缝，真三轴条件下煤岩裂缝沿层理弱面起裂扩展（图5-m），裂缝缝面平整，主裂缝面两侧可见大量次级压裂裂缝（图5-n），为压裂液注入过程中侵入煤岩内生裂隙形成。实验表明， 斜交层理方向煤储层压裂效果有限，层理面吸收了大部分压裂能量，未能形成立体改造；但煤岩试样断口平整， 压裂液流动摩阻低， 加砂难度小 （图5-o），能够形成饱和充填，裂缝缝宽大导流能力强，对煤层气、煤粉产出非常有利。

3 　内蒙古东部低阶煤层气勘探开发技术比较

从2007 年开始，中国石油勘探开发研究院在内蒙古东部低阶煤区组织开展煤层气资源勘探选区评价，陆续部署了直井、洞穴井和双支U 型井等试采工程，通过对3 种勘探开发技术试采效果进行分析， 评价其技术适用性，同时也为认识本区煤层气藏品质提供了有力参考。

3.1 　直井开发技术（霍试1 井）

霍试1井完钻井深988.00 m，目标煤层埋深892.75 ～ 929.30 m，煤层厚34.30 m，含气量5.52 m³/t。该井采用套管注水泥完井方式， 分2 段射孔（897.75 ～ 906.80 m，909.05 ～ 926.30 m）， 孔密16 孔/m。采用活性水压裂，煤层破裂压力14.60 MPa， 破裂压力梯度1.60 MPa/100 m，地层破裂压力梯度较山西沁水盆地低，推测原因包括：①煤层天然裂缝发育，近井煤岩破裂相对容易；②煤储层地应力梯度低，裂缝壁面撑开难度小。霍试1 井累计注入压裂液1 228.53 m³，石英砂15.99 m³，施工期间发生砂堵，与煤层压裂液滤失有关。霍试1 井最高日产气量1 256 m³，日平均产水量17.60 m³（图6-a），取得了一定试采效果，表明水力压裂技术适合内蒙古东部低阶煤层气开发。但由于直井形式压裂造缝规模小，没有形成大范围储层改造，井筒泄流面积有限，资源动用效率低，下一步需增大压裂规模，采取“控近扩远” 造缝策略实现煤储层多尺度缝网压裂改造^[34-35]。

3.2 　洞穴完井开发技术（霍洞1 井）

该井完钻井深510.00 m， 目标煤层埋深410.50 ～ 420.00 m，煤层厚8.50 m，含气量1.20 m³/t。在井段410.00 ～ 420.00 m 采用机械扩孔造穴完井， 造穴洞穴直径0.50 m。

气井排采地层累计产水2.71 m³，未产气，未能取得突破。由于内蒙古东部低阶煤岩力学性质强硬，洞穴完井很难实现井筒附近煤岩垮落，远井诱导裂缝没有形成，有效影响范围小，泄流面积及控制的资源量有限（6-b）。更为关键的是，洞穴完井方式会导致近井煤及围岩岩体长期处于力学失稳状态，干扰井筒和固井水泥环结构稳定性，诱发井筒流体窜层和水淹风险，是煤层气开发中一种不合理的井型与开发方式^[38]，内蒙古东部低阶煤层气勘探开发中需要规避。

3.3 　双U 型井开发技术（霍U1 双层井）

该钻完井方式由1 口直井和上下2 口水平井组成，目标煤层分别为Ⅲ_C 和Ⅳ_C3，上部Ⅲ_C 煤层埋深545.70 ～ 550.20 m，煤层厚4.50 m，含气量1.80 m³/t ；Ⅳ_C3 煤层埋深800.00 ～ 819.80 m，煤层厚19.80 m， 含气量3.02 m³/t。水平井沿煤层钻进703.00 m 后采取玻璃钢套管固井，直井采用洞穴完井提升对接精度（图6-c）。

排采地层累计产水129.35 m³，未产气，试采效果不理想，表明井筒沟通范围有限，没有实现对远井资源的动用。内蒙古东部低阶煤储层低渗透特点决定该技术不适用。

4 　内蒙古东部低阶煤层气勘探开发技术模式

4.1 　内蒙古东部低阶煤层气勘探开发关键问题

以霍林河盆地3 口试验井为例，总结内蒙古东部低阶煤层气资源勘探开发存在以下问题：

1）渗透率较低。注入压降测试结果显示本区煤储层渗透率低（0.91×10^{－ 3} μm²）。煤层气试验井注入压裂液1 197.52 m³，试气阶段累计采出水993.97 m³， 煤层内仍有203.55 m³ 压裂液没有排出，表明本区煤储层的渗流系统不畅通。双U 型对接井没有形成较大范围的资源动用，过高估计了低阶煤储层的渗透性。

2）储层压力相对较高。煤储层地层压力测试结果为9.76 MPa，地层压力梯度较高（1.12 MPa/100 m）， 地层能量充足，地解压差小，有利于煤层气井尽早产气。

3）钻井液严重污染。二开井段采用清水取心钻进过程中，泥岩段水化膨胀，造浆严重，可能会对下伏含煤层段造成一定储层伤害。

4）煤岩力学强硬。霍林河盆地霍洞1 井采用压力激动法造穴，地层憋压困难无法诱使井壁煤岩发生剪切破碎和垮塌，井眼周围储层渗透率改善不足。

5）压裂造缝机理复杂。井压裂裂缝波及范围有限，仅在近井地带形成复杂裂缝网，远井部位煤储层未形成高导流裂缝，气井产气量、产水量衰减速度快， 累计产量低。压裂施工中净压力波动剧烈，微裂缝不断闭合—张开，多裂缝特征明显，复杂缝网形成。应以疏通煤储层多尺度天然裂缝为目标，采用“控近扩远”分段式造缝策略进行缝网压裂改造^[18]。

4.2 　低阶煤层气地质力学评价及勘探开发技术模式

地质力学评价是煤层气勘探开发、选区评价的关键环节，也是低阶煤层气地质工程一体化的核心内容^[39-40]，如图7 所示，低阶煤层气地质力学评价主要包括：①煤岩学特征。主要评价煤中镜质组含量， 镜质组含量决定煤岩脆性，镜质组含量越高，煤岩脆性越强，越有利于实现储层体积压裂改造。②孔隙特征。重点评价煤储层孔隙孔喉特征，孔喉特征决定煤层气藏流体渗流方式及效率，孔喉过大不利于压裂液渗吸驱替，对煤层吸附气产出不利。因此需优选孔喉尺寸适中的煤岩段。③储层压力特征。优选压力系数高的煤储层开展改造，储层压力系数越高， 煤岩压裂造缝难度越低。低裂缝净压力下，在裂缝尖端煤岩更易断裂成缝。④煤岩润湿性。煤岩对外界工作液润湿性越强，液体发生渗吸驱替效能越强， 越有利于煤层气产出。⑤煤储层天然裂缝发育特征。重点关注不同尺度天然裂缝的级配关系，裂缝发育密度过高对煤层气开发不一定有利。⑥煤岩弹性力学性质。决定煤岩刚度，弹性模量越高、泊松比越低、刚度越大，越利于煤岩发生剪切滑移，形成压裂缝网。⑦断裂力学性能。断裂韧度过大煤岩压裂难度高，耗能高，压裂造缝规模受限；煤岩断裂韧度过低，裂缝净压力不足不利于造宽缝，难以形成高导流通道， 因此应选择适中断裂韧度。⑧地应力。选择地应力低且应力差小的煤储层实施改造，提升煤储层复杂缝网形成几率。

5 　结论

1）内蒙古东部低阶煤岩孔隙、微裂隙发育，有利于气藏流体微观尺度上渗流；但储层整体渗透率不理想，煤层气开发的关键是实现煤储层有效增渗， 建立流体产出高导流通道。本区低阶煤岩硬度大、脆性强，适合开展大规模体积压裂改造。

2）内蒙古东部低阶煤岩亲水性一般，压裂液渗吸驱气效果受限。内蒙古东部低阶煤储层应力梯度小，煤层压裂裂缝起裂及延展难度较山西沁水盆地低。本区低阶煤储层水平应力差小，有利于煤储层压裂裂缝转向，形成复杂裂缝网络。

3）霍试1 井压裂规模小，仅在近井地带形成复杂缝网，裂缝波及范围有限，远井资源未能动用，气井产气量、产水量迅速下降，累计产量较低。

4）由于本区煤岩力学强硬、储层渗透性差，洞穴完井和筛管完井技术在内蒙古东部低阶煤层气勘探开发中适应性不强。

5）水平井体积压裂是内蒙古东部低阶煤层气勘探开发主体技术，需针对煤储层压裂裂缝延展规律及缝网形成机制、缝网内支撑剂运移规律及充填技术、支撑材料本土化等问题进一步开展研究攻关。