新疆准噶尔盆地白家海凸起深部煤层气勘探开发进展及启示

兰 浩，杨兆彪，仇 鹏，王 彬，刘常青，梁宇辉，王钰强

(1.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221008)

大力发展天然气勘探开发利用，是传统化石能源向新能源过渡的重要桥梁[1-2]。煤层气是非常规天然气的重要组成部分。我国深部煤层气资源量巨大，埋深2 000 m 以浅煤层气地质资源量30.5 万亿m3[3]，2 000 m以深40.47 万亿m3[4]。2021 年，鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县吉深6-7 平01 水平井，煤层垂深2 200 m，水平段长度1 000 m，试验了超大规模极限压裂技术，投产后日产气量突破10 万m3[5]，是我国首个突破10 万m3的煤层气井，以此为标志性事件，真正地拉开了深部煤层气的规模化开发。目前中国深部煤层气呈现出多点开花的新局面，鄂尔多斯盆地[6-9]、四川盆地[10]、准噶尔盆地[11]等大型盆地，不断取得深部煤层气井产量的重大突破[12-13]。

我国新疆煤层气资源丰富，根据国土资源部2015年新一轮油气资源评价结果，新疆2 000 m 以浅煤层气资源量7.51 万亿 m3[3]，2 000 m 以深煤层气资源量约为27 万亿m3[4]，共计约34.51 万亿m3。“十三五”以来，新疆地区煤层气产业加速发展，在准噶尔盆地、天山系列盆地、三塘湖盆地等勘探取得了突破性进展[14-16]。目前，地方企业已建设产能0.8 亿m3/a，新疆地区整体展现出良好的煤层气勘探开发前景，尤其是2023 年以来，自治区政府出台了一系列有利政策推动新疆煤层气的快速发展。其中，准噶尔盆地煤层气资源量为18.15 万亿m3[3-4]，约占新疆煤层气总量的一半以上，2 000 m 以深煤层气资源量为15.04 万亿m3[4]。白家海凸起为准噶尔盆地重要靶区，煤层埋深主要分布在1 500～5 500 m，白家海目标区也是国内深部煤层气直井最早取得突破的地方，试采获工业气流6 井6 层，勘探开发潜力巨大。

笔者依据白家海凸起深部煤层气的勘探开发历程和取得的最新进展，并结合其地质背景、成藏条件、开发规律，总结得出勘探开发启示，以指导后期该区域深部煤层气的规模化开发。

1 地质背景

白家海凸起位于新疆准噶尔盆地中部、吉木萨尔县北、五彩湾镇以西，面积2 400 km2。构造位置处于准噶尔盆地中央坳陷东部。现今构造形成于二叠纪晚期，后经过印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动的进一步叠加和改造。白家海凸起南侧紧邻阜康凹陷，北侧为东道海子凹陷，东北方向为五彩湾凹陷(图1)。白家海背斜轴部沿NE 向发育一系列小断层，呈雁行式排列。整体呈NE 向展布的三级正向构造单元，3 面被生烃凹陷环绕，构造位置十分有利[17-19]。

图1 白家海凸起构造位置及特征Fig.1 Tectonic position and characteristics of the Baijiahai uplift

准噶尔盆地白家海凸起主要含煤地层为侏罗系八道湾组和西山窑组[20-21](图2)，主要为河流-三角洲沉积体系。八道湾组含煤1～15 层，多数在2～5 层，煤层厚度5～20 m，凸起区平均厚度12.5 m；西山窑组含煤1～20 层，煤层厚度5～20 m，平均厚度9.5 m。西山窑组底部的2 煤层和八道湾组顶部的5 煤层，分布稳定，为全区首选目标层。此外下伏地层石炭系，二叠系和三叠系均存在优质烃源岩。

图2 准噶尔盆地东部地层综合柱状图[12]Fig.2 Composite stratigraphic column of the eastern Junggar Basin[12]

2 深部煤层气成藏地质特征

2.1 地质条件

白家海凸起西山窑组煤层埋深1 600～5 100 m，八道湾组煤层埋深2 000～5 500 m。

根据彩南油田14 口井实测的68 个地温资料显示，本区地层温度(t)与深度(h)的拟合关系为：t=0.026 19h+12.83。地层温度介于54～156℃，气藏中部温度为75℃，为正常温度系统。

根据本区及邻区储层压力解释结果，白家海凸起地层压力系数为0.95～1.15，属于正常压力系统。综上，研究区基本属于正常压力系统和正常温度系统。

2.2 物质基础

西山窑组2 煤层发育2 个沉积中心(图3a)，分别在东道海子凹陷滴南8 井周缘和阜康凹陷东北部，与构造具有明显对应关系，煤厚3～25 m。八道湾组5 煤层在研究区中部美17-道探1-彩32 井区一带厚度大，NW向展布，向两侧变薄，厚6～12 m(图3b)。

图3 白家海地区主力煤层厚度等值线Fig.3 Isopach map of the main coal seams in Baijiahai area

煤的镜质体反射率Rmax介于0.47%～1.05%，平面上煤阶分布规律呈喇叭状，煤变质程度等值线呈SN 向展布趋势，北部煤层热演化程度较低，Rmax为0.50%左右，处于褐煤–长焰煤演化阶段，向南热演化程度逐渐加强，煤层热演化程度最高达1.00%以上，处于肥煤演化阶段，这一分布格局与煤层埋深等值线分布特征类似。纵向上煤的热演化程度随埋深的增加而增大，指示受深层热变质作用控制显著[22]。基于白家8 井和家探2 井测试化验报告，煤岩显微组分以镜质组为主，体积分数为57.20%～67.10%，惰质组分含量较高，惰质组体积分数为23.15%～38.20%，壳质组体积分数为1.20%～8.45%，另外含有少量黏土矿物。煤的灰分质量分数为3.90%～4.24%，水分质量分数为4.80%～5.06%，挥发分产率为30.32%～30.50%，为特低灰、低水分、中高挥发性优质煤[23-24]。

2.3 孔渗系统

基于研究区白家8 井孔隙结构分析显示(图4a)：核磁共振曲线呈现双峰，各类型孔隙均有发育，吸附孔和渗流孔均匀发育，核磁孔隙率介于8.8%～11.9%，实验室气测渗透率为1.36×10-3μm2。鄂尔多斯盆地太原组8 号煤核磁曲线普遍为单峰型[25]，以其中一个典型样品(Rmax为1.90%，核磁孔隙率0.68%～2.91%)核磁曲线做对比(图4b)。总体上，研究区深部煤储层孔渗性好。

图4 煤层的核磁共振曲线Fig.4 Nuclear magnetic curve of typical coal seam

同时，白家海地区断层及裂缝比较发育，断层走向以NE 及NNE 两个方向为主，全部为较低规模小的正断层。由深部二叠系至浅部侏罗系继承性发育的断裂为油气纵向运移提供了保障，而数量众多的层间小断层则提高了油气运移效率，小尺度裂缝在三维空间交织成网，形成油气的渗流通道。研究区断层的存在，为本区发育的各类圈闭提供油源沟通条件，是油气成藏的关键因素之一。

2.4 成藏特征

依据前期煤层气评价井白家8 井测试结果，本区煤层含气量高，通过密闭取心测试获得埋深3 362 m 附近煤层平均实测含气量为14.77 m3/t，实测含气饱和度平均216.93%，推测吸附气∶游离气为4.6∶5.4(表1)，即本区含气性不同于一般的煤层气储层，以吸附气为主的特征，本区煤储层含气性具有游离气占比高的特征，即兼具常规气的特征。本区具有“古生新储”和“自生自储”两种成藏模式[18]，且侏罗系下部含有石炭系、二叠系等多套优质烃源岩。白家海凸起构造属于高部位，为典型的他源开放型成藏动力学系统，东道海子凹陷、阜康凹陷构造属于低部位(图1、图5)，均可对白家海凸起进行充注，而大量发育的断裂系统，提供了油气充注运移通道。依据气体碳同位素分析结果，白家海地区天然气主要来源于东道海子凹陷石炭系烃源岩[26-28]。

表1 白家8 井煤层含气性数据Table 1 Data on the gas-bearing properties of coal seams at well Baijia 8

图5 准噶尔盆地局部勘探成果[26]Fig.5 Exploration achievements of Junggar Basin(modified after reference[26])

进一步来说，白家海凸起煤层气富集成藏具有特殊性，具有“古生新储”和“自生自储”两种成藏模式，其与常规的以吸附气为主的“自生自储”煤层气富集规律有些不同。以吸附气为主的煤层气具有压力控气特征，在浅部随埋深增大含气量增高，到了深部随着压缩游离气的补充，整体缓慢增加趋于稳定。而白家海深部煤层气具有一部分常规气特征，整体表现为构造高部位煤层气富集，含水饱和度低特征，且游离气占比高；构造低部位含水饱和度高，煤层含气量可能较低。实际的气测数据统计也显示出这种特征，白家海与低部位阜北和东道海子相比，其气测显示明显好于后两者(图6)。

图6 白家海地区西山窑组2 煤层总烃气测值频数分布Fig.6 Frequency distribution map of gas logging-derived total hydrocarbon value of the No.2 coal seam in the Xishanyao Formation,Baijiahai area

3 勘探开发历程及最新进展

3.1 开发历程

白家海凸起钻探工作始于20 世纪90 年代初，1991 年在白家海凸起的彩南背斜钻探彩参2 井，发现了我国陆上第一个沙漠整装油田--彩南油田。彩南油田以侏罗系三工河组(J1s)和西山窑组(J2x)为主力产层，由彩9、彩10、彩参2、彩8、彩31、彩43、彩508、彩133、彩135、彩017 井10 个区块组成，合计探明石油地质储量5 572×104t。其中，彩31 井区为西山窑组油气藏、彩017 井区为石树沟群岩性油藏。

2020 年以前，白家海凸起尚无煤层气的专门探井。为探索非常规煤层气藏，白家海凸起多口油气探井在煤层段进行了试气，试气成功率较高，其中1992 年新疆油田对白家海凸起的彩017 井进行压裂，压裂对象是2 811～2 829 m 深度段的八道湾组煤层+砂岩段，获得日产气量9 890 m3；2005 年，彩504 井在西山窑组2 567～2 583 m 压裂试采，日产气量7 300 m3；2009 年，彩512 井在西山窑组2 614～2 619 m 压裂试采，日产气量1 540 m3；2018 年，彩514 井在西山窑组2 516～2 521 m 井段压裂试采，日产气量2 100 m3；2021 年，C2273 井在西山窑组2 554～2 559 m 恢复试采，日产气量760 m3(表2)。这表明白家海地区煤层气具有良好的勘探开发潜力。

表2 白家海地区煤层气开发试验井参数统计Table 2 Statistics of wells for coalbed methane exploitation experiments in the Baijiahai area

为继续探索深部煤层气，2020 年优选白家海凸起彩31 井附近区域，首次部署水平井彩探1H 井，目的层为侏罗系西山窑组煤层，完钻井深3 556 m，水平段长1 000 m，分23 级47 簇压裂，该井压裂后第2 天见气，12 mm 油嘴最高日产气量5.7 万m3，9 mm 油嘴试采，稳定日产气量2 万m3左右；彩探1H 井的稳定生产，证实了该区域深部煤储层具备形成高效天然气藏的条件。

2023 年9 月，围绕煤层有利成藏带，在已获突破的彩31 井区内预探部署白家101H 水平井，进一步落实白家海凸起彩31 井区西山窑组(J2x)煤储层天然气资源规模，后期按探采一体，优先实施3 口水平井，预计平均单井日产气量2.8 万m3，预计产能0.551 亿m3。根据新疆油田加快天然气工程发展规划，到2035 年实现“油气新(石油、天然气、新能源)三分天下”，其中煤层气产量计划达到15 亿m3。

3.2 典型井试采特征

1)直井

彩504 井在2005 年10 月1 日射孔，射孔井段 2 567～2 583 m，煤厚16 m，井口产出微量天然气；10 月23 日实施油管压裂，总压裂液用量171.4 m3(胍胶156.0 m3，胶联15.4 m3)，石英砂8 m3+陶粒6.5 m3，砂比13.7% ；10 月24-27 日，采用自喷+抽汲退液，共返排74.58 m3，第2 天开始产气，日产气量5 300～7 300 m3，日返排0.92 m3，累计返排85.39 m3，油管压力1.4～1.2 MPa，套压4.9～5.0 MPa。彩504 井关井恢复压力后，于2007年5 月3 日使用4 mm 油嘴自喷试产，日产气量50～200 m3，不产水，套压3.2～10.5 MPa；5 月14 日开始抽汲，20 d 后日产气量从170 m3上升至6 500 m3，套压上升至12.5 MPa，日返排量0.62～0.92 m3；6 月5 日开始自喷试产，初期日产气量6 500 m3，随后产气量逐渐递减，50 d 后以日产气量2 000 m3以上稳定生产60 d 左右；采用指数递减法对产气量进行拟合，月递减率为16.67%，压降速率0.013 MPa/d，油压从2.4 MPa 降至1.4 MPa，套压从9.7 MPa 降至8.5 MPa，无地层水产出，共试产128 d，累计产气量59.66 万m3(图7)。试采过程表现为初期见气快且产量高、不产水、压降较均衡、稳产特征。

图7 彩504 井排采曲线Fig.7 Production curve of Cai 504 well

彩514 井在2018 年3 月11 日射孔，射孔井段2 516～2 521 m，煤层厚5 m，射孔后无显示；4 月12 日油管压裂，总压裂液用量440 m3，砂比14.29%，4 月13日自喷返排，返排第5 天见气，日产气量260～3 560 m3，日返排量1.23～18.59 m3，油压0 MPa，套压9.8 MPa。彩514 井关井1 个月后，于2018 年5 月19 日开始机抽试采，2 d 后套管见气，最高日产气量4 450 m3，产量、压力波动较大，平均日产气量2 100 m3，日退液量3.5 m3，测点流压6.3 MPa；采用控压排采后，以日产气量2 000 m3稳定生产25 d 左右，日退液量0.5～5 m3；7 月2 日停泵生产9 d，自喷日产气量1 700 m3左右，流压回升至5.0 MPa，不产液；起泵后产量、压力与停泵前基本一致，压降速率0.089 MPa/d，试点流压从初期6.3 MPa 降至2.5 MPa，共试产61 d，累计返排量284.34 m3，地层欠液261.26 m3(图8)。试采过程体现出初期见气较快且高产、压降较均衡、具有一定稳产期、产液量较低的特点，相比彩504 井产气量低且压降速度较快。

图8 彩514 井排采曲线Fig.8 Production curve of Cai 514 well

通过对比不同直井储层改造及试气结论可得，煤层射孔层厚度、压裂液体系、加砂比均可影响煤层气井试气效果。其中，煤层厚度对生产效果影响较大，彩504目标煤层厚度达16 m，试气最高产量7 300 m3；对于煤层厚度、加砂比一致的直井(彩512、彩514)，冻胶、胍胶体系优于活性水-清洁压裂液体系，有利于造长缝，试气效果较好；在煤层厚度类似、压裂液体系类似的条件下(彩514、C3163)，C3163 井压裂加砂比小，试气产量仅810 m3。

综上，多数直井试气试采表现为以下特征：(1) 相对于浅部煤层气井，无需排水降压即可快速见气(2～5 d)，排采初期日产气量较高(2 100～9 890 m3)，日产水量少甚至不产水(<5 m3)，可自喷生产，返排率低。(2) 长期试采压力均衡下降，且具有一定的稳产期(25～60 d)，反映随着地层压力下降，吸附气可持续稳定解吸，与游离气共同产出，气井具有一定的稳产能力。(3) 获气井均需要压裂改造，煤层射孔厚度、压裂液体系、压裂规模均可影响煤层气井试气效果。

2) 水平井

彩探1H 井水平段长1 000 m，钻遇西山窑组煤层936 m，煤层钻遇率为93.6%。2021 年4 月15-25 日对该井2 704.5～3 516.5 m 井段进行23 级47 簇压裂，采用冻胶造长缝+细分切割实现体积改造，压裂液用量为21 986.6 m3，加石英砂1 840.0 m3。2021 年5 月6-8 日，依次用4.0、6.0、8.0 mm 油嘴经中压分离器退液，套压1.02～4.50 MPa，累计退液量191.57 m3，地层欠液量21 795.02 m3；5 月8 日-6 月2 日，采用8、9、10、12 mm 油嘴试气，12 mm 油嘴获得5.7 万m3高产，套压排采初期波动较大，后逐渐稳定在5 MPa 左右，产水初期大量排液，排液量从140 m3/d 经20 d 快速降至24 m3/d，后期逐渐下降至10 m3/d 左右，累计退液量1 526.88 m3，地层欠液量20 459.71 m3，返排率6.94%。

该井于2021 年7 月试采，日产气量2 万m3、日产液量2～3 m3，稳定生产1 a 左右，压降速率0.001 5 MPa/d；2022 年7 月16-24 日进行关井恢复压力，开井生产后气量、液量出现明显下降，日产气量从1.9 万m3快速降至1.0 万m3，日退液量由2.4 m3降为0 m3，油套压上升。分析认为该阶段产量下降原因为关井导致气井排水终止，煤粉停止运移并沉积下来，稳定流动期间裂缝内形成的煤粉桥重新分布，对煤储层造成伤害，导致气量、液量降低，在低于临界携液流量(1.9 万m3)后，井筒积液情况加剧，导致不产水。在经过4 次投放泡排棒后，井筒积液有效改善，液面深度由1 750 m 下降至2 050 m，产气/液量均有所回升，目前9 mm 油嘴日产气量1.3 万m3，日产水量2.3 m3，压力较稳定(油压4.0 MPa、套压5.5 MPa)。截至2023 年10 月9 日，彩探1 井生产803 d，累计产气量1 277.29 万m3，平均日产气量16 189 m3，最高日产气量28 176 m3；累计产水量1 323 m3，平均日产水量1.68 m3(图9)，最终可采储量(Estimated Ultimate Recovery，EUR)预测4 200 万m3。

图9 彩探 1H 井排采曲线Fig.9 Production curve of Caitan 1H well

综上，水平井试气试采表现为以下特征：(1) 压裂开井后快速见气且产量高，4 d 内日产气量上升至2 万m3，试气最高日产量5.7 万m3，日产水量少(0.5～3.0 m3)，表现出常规天然气特征，目前为自喷生产；排采曲线也表现为见气即高产，随后衰减稳定的产气特征，不同于浅部以吸附气为主的煤层气产出特征。(2) 随着地层压力下降，吸附气可持续解吸，与游离气共同产出，气井具有一定的稳产能力。(3) 与直井对比，水平井产量高、稳产时间长、压降速率小。

4 启 示

(1) 深部多类型气藏富集规律再认识。目前在白家海地区至少存在2 种气藏模式，第一种是构造高部位多源富集模式，其成因机制与常规气的运移-圈闭-聚集类似，即存在“自生自储”和“古生新储”，在构造高部位富集，表现为气多水少，且由于煤储层变质程度低，吸附性弱，游离气占比相对偏大(一定深度可在50%以上)，主要分布于白家海凸起。第二种是构造低部位富集模式，煤层埋深增加，煤储层镜质体最大反射率增大，随之累计生气量逐渐增大，与高部位相比，低部位含水饱和度相对增大，为传统的煤层气富集模式，即压力封闭吸附气，主要分布在白家海凸起周围的凹陷区。针对第一种气藏模式，后期需重视油气运-聚-圈闭的成藏演化研究，需要综合常规-非常规油气思路来研究，精确圈定有利圈闭区。针对第二种气藏模式，需重视深部气水空间分配模式和富集规律研究，即在低部位无构造圈闭范围内寻找有利区。

(2) 深部中低阶煤储层可压性评价。白家海地区侏罗系煤储层主要为褐煤、长焰煤和气煤，为中低煤阶储层。与鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县等深部区块相比，其深部煤储层孔隙率、渗透率相对较大，尤其在凸起部位裂隙较为发育，尽管在大规模压裂过程中可形成一定的缝网，但压裂液易滤失，返排率低，当有效支撑未形成时，裂缝极易快速闭合，改造效果不理想。目前彩探1H 井尽管取得很大突破，但仍未达到鄂尔多斯盆地东缘高产井的产气水平，与压裂改造效果不理想密切相关，经分析其压裂增渗倍数仅为4 倍，改造后渗透率低于鄂尔多斯盆地同深度的煤层气水平井渗透率。原因在于压裂液滤失较严重，截至2023 年10 月返排率仅为13%，产水少，同时注入砂量强度较低，排量较低，未在远距离形成有效支撑。针对以上特征，在后期压裂优化过程中，除使用胍胶外，针对高滤失地层也可考虑使用“投球暂堵”工艺，同时提高注入砂量强度，提高排量，提高缝内净压力，促进裂缝扩展，且能有效支撑，形成高效的远距离导流通道。

(3) 深部多类型气藏开发方式优化。在白家海凸起实施的煤层气开发试验井，普遍表现出见气快，产水少，可自喷生产的产出特征。目前正在产气的彩探1H 井即是一个典型。这与其高部位煤层气富集成藏密切相关，具有常规气的成藏特色，决定了其产出规律的特殊性。针对此类游离气占比高于吸附气的气藏，定量识别产出过程中不同相态分配规律，实现游离气与吸附气的接续产出，实现“排气降压”是需要重点研究的核心问题。其中“排气降压”与“排水降压”的劣势在于排采初期压缩游离气难以像流动水一样同等程度的支撑孔裂隙，从而减小压缩减缓渗透率衰减，换言之，气体不像液体一样可以有效减小煤孔裂隙在应力环境下的压缩。因此，对于“开井即产气，产气即高产”的深部煤层气井，在初期游离气高速产气过程中减少储层伤害，保持卸压面积稳定扩展，这是深部煤层气开发的新命题，而排采控制尤为关键。对于研究区“气多水少”的深部煤层气井更是如此，在排采初期，以游离气为主，建议以适当慢排为主，减缓煤储层渗透率衰减程度，增大游离气卸压范围，当产出气逐渐以吸附气为主时，可适当提高压降速度，进而促进吸附气解吸造成的煤基质收缩和渗透率回弹，进一步提高煤层气产量和产气的稳定性。

5 结论

a.白家海凸起侏罗系煤层是我国深部煤层气很早取得突破的地方，为准噶尔盆地的首选靶区。煤储层为特低灰、低水分、中高挥发性的优质煤层气储层，孔渗系统优于鄂尔多斯盆地。具有“古生新储”和“自生自储”两种成藏模式，煤层含气量高、游离气占比高、含气饱和度高的含气性特征。

b.多口直井试采表现出无需排水降压即可快速见气(2～5 d)，排采初期日产气量较高(2 100～9 890 m3)，日产水量少甚至不产水(<5 m3)，可自喷生产，返排率低，长期试采压力均衡下降，且具有一定的稳产期(25～60 d)；煤层射孔厚度、压裂液体系、压裂加砂比均可影响煤层气试气效果，其中冻胶、胍胶体系优于活性水-清洁压裂液体系，有利于造长缝，试气效果较好。

c.最新施工的彩探1H 水平井，试采表现出压裂开井后即高产，试气最高日产气量5.7 万m3，日产水量少(0.5～3.0 m3)，表现出常规天然气特征，随后为衰减稳定的产气特征，表现为吸附气与游离气共同产出，气井具有一定的稳产能力；与直井对比，水平井产量高、稳产时间长、压降速率小。

d.基于研究区储层特征和含气性特征，及勘探开发认识，得到3 方面启示。一是深部多类型气藏富集规律再认识：需重视油气运-聚-圈闭的成藏演化研究，重视深部气水空间分配模式和富集规律研究。二是深部中低阶煤储层可压性评价：针对凸起部位孔渗系统好的中低煤阶储层，需形成适合本区的压裂工艺体系。三是深部多类型气藏开发方式优化：针对游离气占比高的气藏，实现游离气-吸附气的接续产出，在“排气降压”过程中减少煤储层渗透率衰减，保持降压面积稳定扩展是该区块开发过程中重点研究的问题，且排采控制尤为关键。