蘭 浩，楊兆彪，仇 鵬，王 彬，劉常青，梁宇輝，王鈺強(qiáng)

(1.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；2.中國礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 徐州 221008)

大力發(fā)展天然氣勘探開發(fā)利用，是傳統(tǒng)化石能源向新能源過渡的重要橋梁[1-2]。煤層氣是非常規(guī)天然氣的重要組成部分。我國深部煤層氣資源量巨大，埋深2 000 m 以淺煤層氣地質(zhì)資源量30.5 萬億m3[3]，2 000 m以深40.47 萬億m3[4]。2021 年，鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣吉深6-7 平01 水平井，煤層垂深2 200 m，水平段長度1 000 m，試驗(yàn)了超大規(guī)模極限壓裂技術(shù)，投產(chǎn)后日產(chǎn)氣量突破10 萬m3[5]，是我國首個(gè)突破10 萬m3的煤層氣井，以此為標(biāo)志性事件，真正地拉開了深部煤層氣的規(guī)模化開發(fā)。目前中國深部煤層氣呈現(xiàn)出多點(diǎn)開花的新局面，鄂爾多斯盆地[6-9]、四川盆地[10]、準(zhǔn)噶爾盆地[11]等大型盆地，不斷取得深部煤層氣井產(chǎn)量的重大突破[12-13]。

我國新疆煤層氣資源豐富，根據(jù)國土資源部2015年新一輪油氣資源評價(jià)結(jié)果，新疆2 000 m 以淺煤層氣資源量7.51 萬億 m3[3]，2 000 m 以深煤層氣資源量約為27 萬億m3[4]，共計(jì)約34.51 萬億m3?！笆濉币詠恚陆貐^(qū)煤層氣產(chǎn)業(yè)加速發(fā)展，在準(zhǔn)噶爾盆地、天山系列盆地、三塘湖盆地等勘探取得了突破性進(jìn)展[14-16]。目前，地方企業(yè)已建設(shè)產(chǎn)能0.8 億m3/a，新疆地區(qū)整體展現(xiàn)出良好的煤層氣勘探開發(fā)前景，尤其是2023 年以來，自治區(qū)政府出臺了一系列有利政策推動新疆煤層氣的快速發(fā)展。其中，準(zhǔn)噶爾盆地煤層氣資源量為18.15 萬億m3[3-4]，約占新疆煤層氣總量的一半以上，2 000 m 以深煤層氣資源量為15.04 萬億m3[4]。白家海凸起為準(zhǔn)噶爾盆地重要靶區(qū)，煤層埋深主要分布在1 500～5 500 m，白家海目標(biāo)區(qū)也是國內(nèi)深部煤層氣直井最早取得突破的地方，試采獲工業(yè)氣流6 井6 層，勘探開發(fā)潛力巨大。

筆者依據(jù)白家海凸起深部煤層氣的勘探開發(fā)歷程和取得的最新進(jìn)展，并結(jié)合其地質(zhì)背景、成藏條件、開發(fā)規(guī)律，總結(jié)得出勘探開發(fā)啟示，以指導(dǎo)后期該區(qū)域深部煤層氣的規(guī)模化開發(fā)。

1 地質(zhì)背景

白家海凸起位于新疆準(zhǔn)噶爾盆地中部、吉木薩爾縣北、五彩灣鎮(zhèn)以西，面積2 400 km2。構(gòu)造位置處于準(zhǔn)噶爾盆地中央坳陷東部。現(xiàn)今構(gòu)造形成于二疊紀(jì)晚期，后經(jīng)過印支運(yùn)動、燕山運(yùn)動和喜馬拉雅運(yùn)動的進(jìn)一步疊加和改造。白家海凸起南側(cè)緊鄰阜康凹陷，北側(cè)為東道海子凹陷，東北方向?yàn)槲宀蕿嘲枷?圖1)。白家海背斜軸部沿NE 向發(fā)育一系列小斷層，呈雁行式排列。整體呈NE 向展布的三級正向構(gòu)造單元，3 面被生烴凹陷環(huán)繞，構(gòu)造位置十分有利[17-19]。

圖1 白家海凸起構(gòu)造位置及特征Fig.1 Tectonic position and characteristics of the Baijiahai uplift

準(zhǔn)噶爾盆地白家海凸起主要含煤地層為侏羅系八道灣組和西山窯組[20-21](圖2)，主要為河流-三角洲沉積體系。八道灣組含煤1～15 層，多數(shù)在2～5 層，煤層厚度5～20 m，凸起區(qū)平均厚度12.5 m；西山窯組含煤1～20 層，煤層厚度5～20 m，平均厚度9.5 m。西山窯組底部的2 煤層和八道灣組頂部的5 煤層，分布穩(wěn)定，為全區(qū)首選目標(biāo)層。此外下伏地層石炭系，二疊系和三疊系均存在優(yōu)質(zhì)烴源巖。

圖2 準(zhǔn)噶爾盆地東部地層綜合柱狀圖[12]Fig.2 Composite stratigraphic column of the eastern Junggar Basin[12]

2 深部煤層氣成藏地質(zhì)特征

2.1 地質(zhì)條件

白家海凸起西山窯組煤層埋深1 600～5 100 m，八道灣組煤層埋深2 000～5 500 m。

根據(jù)彩南油田14 口井實(shí)測的68 個(gè)地溫資料顯示，本區(qū)地層溫度(t)與深度(h)的擬合關(guān)系為：t=0.026 19h+12.83。地層溫度介于54～156℃，氣藏中部溫度為75℃，為正常溫度系統(tǒng)。

根據(jù)本區(qū)及鄰區(qū)儲層壓力解釋結(jié)果，白家海凸起地層壓力系數(shù)為0.95～1.15，屬于正常壓力系統(tǒng)。綜上，研究區(qū)基本屬于正常壓力系統(tǒng)和正常溫度系統(tǒng)。

2.2 物質(zhì)基礎(chǔ)

西山窯組2 煤層發(fā)育2 個(gè)沉積中心(圖3a)，分別在東道海子凹陷滴南8 井周緣和阜康凹陷東北部，與構(gòu)造具有明顯對應(yīng)關(guān)系，煤厚3～25 m。八道灣組5 煤層在研究區(qū)中部美17-道探1-彩32 井區(qū)一帶厚度大，NW向展布，向兩側(cè)變薄，厚6～12 m(圖3b)。

圖3 白家海地區(qū)主力煤層厚度等值線Fig.3 Isopach map of the main coal seams in Baijiahai area

煤的鏡質(zhì)體反射率Rmax介于0.47%～1.05%，平面上煤階分布規(guī)律呈喇叭狀，煤變質(zhì)程度等值線呈SN 向展布趨勢，北部煤層熱演化程度較低，Rmax為0.50%左右，處于褐煤–長焰煤演化階段，向南熱演化程度逐漸加強(qiáng)，煤層熱演化程度最高達(dá)1.00%以上，處于肥煤演化階段，這一分布格局與煤層埋深等值線分布特征類似。縱向上煤的熱演化程度隨埋深的增加而增大，指示受深層熱變質(zhì)作用控制顯著[22]。基于白家8 井和家探2 井測試化驗(yàn)報(bào)告，煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主，體積分?jǐn)?shù)為57.20%～67.10%，惰質(zhì)組分含量較高，惰質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)為23.15%～38.20%，殼質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)為1.20%～8.45%，另外含有少量黏土礦物。煤的灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.90%～4.24%，水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)為4.80%～5.06%，揮發(fā)分產(chǎn)率為30.32%～30.50%，為特低灰、低水分、中高揮發(fā)性優(yōu)質(zhì)煤[23-24]。

2.3 孔滲系統(tǒng)

基于研究區(qū)白家8 井孔隙結(jié)構(gòu)分析顯示(圖4a)：核磁共振曲線呈現(xiàn)雙峰，各類型孔隙均有發(fā)育，吸附孔和滲流孔均勻發(fā)育，核磁孔隙率介于8.8%～11.9%，實(shí)驗(yàn)室氣測滲透率為1.36×10-3μm2。鄂爾多斯盆地太原組8 號煤核磁曲線普遍為單峰型[25]，以其中一個(gè)典型樣品(Rmax為1.90%，核磁孔隙率0.68%～2.91%)核磁曲線做對比(圖4b)?？傮w上，研究區(qū)深部煤儲層孔滲性好。

圖4 煤層的核磁共振曲線Fig.4 Nuclear magnetic curve of typical coal seam

同時(shí)，白家海地區(qū)斷層及裂縫比較發(fā)育，斷層走向以NE 及NNE 兩個(gè)方向?yàn)橹鳎繛檩^低規(guī)模小的正斷層。由深部二疊系至淺部侏羅系繼承性發(fā)育的斷裂為油氣縱向運(yùn)移提供了保障，而數(shù)量眾多的層間小斷層則提高了油氣運(yùn)移效率，小尺度裂縫在三維空間交織成網(wǎng)，形成油氣的滲流通道。研究區(qū)斷層的存在，為本區(qū)發(fā)育的各類圈閉提供油源溝通條件，是油氣成藏的關(guān)鍵因素之一。

2.4 成藏特征

依據(jù)前期煤層氣評價(jià)井白家8 井測試結(jié)果，本區(qū)煤層含氣量高，通過密閉取心測試獲得埋深3 362 m 附近煤層平均實(shí)測含氣量為14.77 m3/t，實(shí)測含氣飽和度平均216.93%，推測吸附氣∶游離氣為4.6∶5.4(表1)，即本區(qū)含氣性不同于一般的煤層氣儲層，以吸附氣為主的特征，本區(qū)煤儲層含氣性具有游離氣占比高的特征，即兼具常規(guī)氣的特征。本區(qū)具有“古生新儲”和“自生自儲”兩種成藏模式[18]，且侏羅系下部含有石炭系、二疊系等多套優(yōu)質(zhì)烴源巖。白家海凸起構(gòu)造屬于高部位，為典型的他源開放型成藏動力學(xué)系統(tǒng)，東道海子凹陷、阜康凹陷構(gòu)造屬于低部位(圖1、圖5)，均可對白家海凸起進(jìn)行充注，而大量發(fā)育的斷裂系統(tǒng)，提供了油氣充注運(yùn)移通道。依據(jù)氣體碳同位素分析結(jié)果，白家海地區(qū)天然氣主要來源于東道海子凹陷石炭系烴源巖[26-28]。

表1 白家8 井煤層含氣性數(shù)據(jù)Table 1 Data on the gas-bearing properties of coal seams at well Baijia 8

圖5 準(zhǔn)噶爾盆地局部勘探成果[26]Fig.5 Exploration achievements of Junggar Basin(modified after reference[26])

進(jìn)一步來說，白家海凸起煤層氣富集成藏具有特殊性，具有“古生新儲”和“自生自儲”兩種成藏模式，其與常規(guī)的以吸附氣為主的“自生自儲”煤層氣富集規(guī)律有些不同。以吸附氣為主的煤層氣具有壓力控氣特征，在淺部隨埋深增大含氣量增高，到了深部隨著壓縮游離氣的補(bǔ)充，整體緩慢增加趨于穩(wěn)定。而白家海深部煤層氣具有一部分常規(guī)氣特征，整體表現(xiàn)為構(gòu)造高部位煤層氣富集，含水飽和度低特征，且游離氣占比高；構(gòu)造低部位含水飽和度高，煤層含氣量可能較低。實(shí)際的氣測數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)也顯示出這種特征，白家海與低部位阜北和東道海子相比，其氣測顯示明顯好于后兩者(圖6)。

圖6 白家海地區(qū)西山窯組2 煤層總烴氣測值頻數(shù)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 勘探開發(fā)歷程及最新進(jìn)展

3.1 開發(fā)歷程

白家海凸起鉆探工作始于20 世紀(jì)90 年代初，1991 年在白家海凸起的彩南背斜鉆探彩參2 井，發(fā)現(xiàn)了我國陸上第一個(gè)沙漠整裝油田--彩南油田。彩南油田以侏羅系三工河組(J1s)和西山窯組(J2x)為主力產(chǎn)層，由彩9、彩10、彩參2、彩8、彩31、彩43、彩508、彩133、彩135、彩017 井10 個(gè)區(qū)塊組成，合計(jì)探明石油地質(zhì)儲量5 572×104t。其中，彩31 井區(qū)為西山窯組油氣藏、彩017 井區(qū)為石樹溝群巖性油藏。

2020 年以前，白家海凸起尚無煤層氣的專門探井。為探索非常規(guī)煤層氣藏，白家海凸起多口油氣探井在煤層段進(jìn)行了試氣，試氣成功率較高，其中1992 年新疆油田對白家海凸起的彩017 井進(jìn)行壓裂，壓裂對象是2 811～2 829 m 深度段的八道灣組煤層+砂巖段，獲得日產(chǎn)氣量9 890 m3；2005 年，彩504 井在西山窯組2 567～2 583 m 壓裂試采，日產(chǎn)氣量7 300 m3；2009 年，彩512 井在西山窯組2 614～2 619 m 壓裂試采，日產(chǎn)氣量1 540 m3；2018 年，彩514 井在西山窯組2 516～2 521 m 井段壓裂試采，日產(chǎn)氣量2 100 m3；2021 年，C2273 井在西山窯組2 554～2 559 m 恢復(fù)試采，日產(chǎn)氣量760 m3(表2)。這表明白家海地區(qū)煤層氣具有良好的勘探開發(fā)潛力。

表2 白家海地區(qū)煤層氣開發(fā)試驗(yàn)井參數(shù)統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistics of wells for coalbed methane exploitation experiments in the Baijiahai area

為繼續(xù)探索深部煤層氣，2020 年優(yōu)選白家海凸起彩31 井附近區(qū)域，首次部署水平井彩探1H 井，目的層為侏羅系西山窯組煤層，完鉆井深3 556 m，水平段長1 000 m，分23 級47 簇壓裂，該井壓裂后第2 天見氣，12 mm 油嘴最高日產(chǎn)氣量5.7 萬m3，9 mm 油嘴試采，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量2 萬m3左右；彩探1H 井的穩(wěn)定生產(chǎn)，證實(shí)了該區(qū)域深部煤儲層具備形成高效天然氣藏的條件。

2023 年9 月，圍繞煤層有利成藏帶，在已獲突破的彩31 井區(qū)內(nèi)預(yù)探部署白家101H 水平井，進(jìn)一步落實(shí)白家海凸起彩31 井區(qū)西山窯組(J2x)煤儲層天然氣資源規(guī)模，后期按探采一體，優(yōu)先實(shí)施3 口水平井，預(yù)計(jì)平均單井日產(chǎn)氣量2.8 萬m3，預(yù)計(jì)產(chǎn)能0.551 億m3。根據(jù)新疆油田加快天然氣工程發(fā)展規(guī)劃，到2035 年實(shí)現(xiàn)“油氣新(石油、天然氣、新能源)三分天下”，其中煤層氣產(chǎn)量計(jì)劃達(dá)到15 億m3。

3.2 典型井試采特征

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，井口產(chǎn)出微量天然氣；10 月23 日實(shí)施油管壓裂，總壓裂液用量171.4 m3(胍膠156.0 m3，膠聯(lián)15.4 m3)，石英砂8 m3+陶粒6.5 m3，砂比13.7% ；10 月24-27 日，采用自噴+抽汲退液，共返排74.58 m3，第2 天開始產(chǎn)氣，日產(chǎn)氣量5 300～7 300 m3，日返排0.92 m3，累計(jì)返排85.39 m3，油管壓力1.4～1.2 MPa，套壓4.9～5.0 MPa。彩504 井關(guān)井恢復(fù)壓力后，于2007年5 月3 日使用4 mm 油嘴自噴試產(chǎn)，日產(chǎn)氣量50～200 m3，不產(chǎn)水，套壓3.2～10.5 MPa；5 月14 日開始抽汲，20 d 后日產(chǎn)氣量從170 m3上升至6 500 m3，套壓上升至12.5 MPa，日返排量0.62～0.92 m3；6 月5 日開始自噴試產(chǎn)，初期日產(chǎn)氣量6 500 m3，隨后產(chǎn)氣量逐漸遞減，50 d 后以日產(chǎn)氣量2 000 m3以上穩(wěn)定生產(chǎn)60 d 左右；采用指數(shù)遞減法對產(chǎn)氣量進(jìn)行擬合，月遞減率為16.67%，壓降速率0.013 MPa/d，油壓從2.4 MPa 降至1.4 MPa，套壓從9.7 MPa 降至8.5 MPa，無地層水產(chǎn)出，共試產(chǎn)128 d，累計(jì)產(chǎn)氣量59.66 萬m3(圖7)。試采過程表現(xiàn)為初期見氣快且產(chǎn)量高、不產(chǎn)水、壓降較均衡、穩(wěn)產(chǎn)特征。

圖7 彩504 井排采曲線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，煤層厚5 m，射孔后無顯示；4 月12 日油管壓裂，總壓裂液用量440 m3，砂比14.29%，4 月13日自噴返排，返排第5 天見氣，日產(chǎn)氣量260～3 560 m3，日返排量1.23～18.59 m3，油壓0 MPa，套壓9.8 MPa。彩514 井關(guān)井1 個(gè)月后，于2018 年5 月19 日開始機(jī)抽試采，2 d 后套管見氣，最高日產(chǎn)氣量4 450 m3，產(chǎn)量、壓力波動較大，平均日產(chǎn)氣量2 100 m3，日退液量3.5 m3，測點(diǎn)流壓6.3 MPa；采用控壓排采后，以日產(chǎn)氣量2 000 m3穩(wěn)定生產(chǎn)25 d 左右，日退液量0.5～5 m3；7 月2 日停泵生產(chǎn)9 d，自噴日產(chǎn)氣量1 700 m3左右，流壓回升至5.0 MPa，不產(chǎn)液；起泵后產(chǎn)量、壓力與停泵前基本一致，壓降速率0.089 MPa/d，試點(diǎn)流壓從初期6.3 MPa 降至2.5 MPa，共試產(chǎn)61 d，累計(jì)返排量284.34 m3，地層欠液261.26 m3(圖8)。試采過程體現(xiàn)出初期見氣較快且高產(chǎn)、壓降較均衡、具有一定穩(wěn)產(chǎn)期、產(chǎn)液量較低的特點(diǎn)，相比彩504 井產(chǎn)氣量低且壓降速度較快。

圖8 彩514 井排采曲線Fig.8 Production curve of Cai 514 well

通過對比不同直井儲層改造及試氣結(jié)論可得，煤層射孔層厚度、壓裂液體系、加砂比均可影響煤層氣井試氣效果。其中，煤層厚度對生產(chǎn)效果影響較大，彩504目標(biāo)煤層厚度達(dá)16 m，試氣最高產(chǎn)量7 300 m3；對于煤層厚度、加砂比一致的直井(彩512、彩514)，凍膠、胍膠體系優(yōu)于活性水-清潔壓裂液體系，有利于造長縫，試氣效果較好；在煤層厚度類似、壓裂液體系類似的條件下(彩514、C3163)，C3163 井壓裂加砂比小，試氣產(chǎn)量僅810 m3。

綜上，多數(shù)直井試氣試采表現(xiàn)為以下特征：(1) 相對于淺部煤層氣井，無需排水降壓即可快速見氣(2～5 d)，排采初期日產(chǎn)氣量較高(2 100～9 890 m3)，日產(chǎn)水量少甚至不產(chǎn)水(<5 m3)，可自噴生產(chǎn)，返排率低。(2) 長期試采壓力均衡下降，且具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期(25～60 d)，反映隨著地層壓力下降，吸附氣可持續(xù)穩(wěn)定解吸，與游離氣共同產(chǎn)出，氣井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力。(3) 獲氣井均需要壓裂改造，煤層射孔厚度、壓裂液體系、壓裂規(guī)模均可影響煤層氣井試氣效果。

2) 水平井

彩探1H 井水平段長1 000 m，鉆遇西山窯組煤層936 m，煤層鉆遇率為93.6%。2021 年4 月15-25 日對該井2 704.5～3 516.5 m 井段進(jìn)行23 級47 簇壓裂，采用凍膠造長縫+細(xì)分切割實(shí)現(xiàn)體積改造，壓裂液用量為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 油嘴經(jīng)中壓分離器退液，套壓1.02～4.50 MPa，累計(jì)退液量191.57 m3，地層欠液量21 795.02 m3；5 月8 日-6 月2 日，采用8、9、10、12 mm 油嘴試氣，12 mm 油嘴獲得5.7 萬m3高產(chǎn)，套壓排采初期波動較大，后逐漸穩(wěn)定在5 MPa 左右，產(chǎn)水初期大量排液，排液量從140 m3/d 經(jīng)20 d 快速降至24 m3/d，后期逐漸下降至10 m3/d 左右，累計(jì)退液量1 526.88 m3，地層欠液量20 459.71 m3，返排率6.94%。

該井于2021 年7 月試采，日產(chǎn)氣量2 萬m3、日產(chǎn)液量2～3 m3，穩(wěn)定生產(chǎn)1 a 左右，壓降速率0.001 5 MPa/d；2022 年7 月16-24 日進(jìn)行關(guān)井恢復(fù)壓力，開井生產(chǎn)后氣量、液量出現(xiàn)明顯下降，日產(chǎn)氣量從1.9 萬m3快速降至1.0 萬m3，日退液量由2.4 m3降為0 m3，油套壓上升。分析認(rèn)為該階段產(chǎn)量下降原因?yàn)殛P(guān)井導(dǎo)致氣井排水終止，煤粉停止運(yùn)移并沉積下來，穩(wěn)定流動期間裂縫內(nèi)形成的煤粉橋重新分布，對煤儲層造成傷害，導(dǎo)致氣量、液量降低，在低于臨界攜液流量(1.9 萬m3)后，井筒積液情況加劇，導(dǎo)致不產(chǎn)水。在經(jīng)過4 次投放泡排棒后，井筒積液有效改善，液面深度由1 750 m 下降至2 050 m，產(chǎn)氣/液量均有所回升，目前9 mm 油嘴日產(chǎn)氣量1.3 萬m3，日產(chǎn)水量2.3 m3，壓力較穩(wěn)定(油壓4.0 MPa、套壓5.5 MPa)。截至2023 年10 月9 日，彩探1 井生產(chǎn)803 d，累計(jì)產(chǎn)氣量1 277.29 萬m3，平均日產(chǎn)氣量16 189 m3，最高日產(chǎn)氣量28 176 m3；累計(jì)產(chǎn)水量1 323 m3，平均日產(chǎn)水量1.68 m3(圖9)，最終可采儲量(Estimated Ultimate Recovery，EUR)預(yù)測4 200 萬m3。

圖9 彩探 1H 井排采曲線Fig.9 Production curve of Caitan 1H well

綜上，水平井試氣試采表現(xiàn)為以下特征：(1) 壓裂開井后快速見氣且產(chǎn)量高，4 d 內(nèi)日產(chǎn)氣量上升至2 萬m3，試氣最高日產(chǎn)量5.7 萬m3，日產(chǎn)水量少(0.5～3.0 m3)，表現(xiàn)出常規(guī)天然氣特征，目前為自噴生產(chǎn)；排采曲線也表現(xiàn)為見氣即高產(chǎn)，隨后衰減穩(wěn)定的產(chǎn)氣特征，不同于淺部以吸附氣為主的煤層氣產(chǎn)出特征。(2) 隨著地層壓力下降，吸附氣可持續(xù)解吸，與游離氣共同產(chǎn)出，氣井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力。(3) 與直井對比，水平井產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、壓降速率小。

4 啟 示

(1) 深部多類型氣藏富集規(guī)律再認(rèn)識。目前在白家海地區(qū)至少存在2 種氣藏模式，第一種是構(gòu)造高部位多源富集模式，其成因機(jī)制與常規(guī)氣的運(yùn)移-圈閉-聚集類似，即存在“自生自儲”和“古生新儲”，在構(gòu)造高部位富集，表現(xiàn)為氣多水少，且由于煤儲層變質(zhì)程度低，吸附性弱，游離氣占比相對偏大(一定深度可在50%以上)，主要分布于白家海凸起。第二種是構(gòu)造低部位富集模式，煤層埋深增加，煤儲層鏡質(zhì)體最大反射率增大，隨之累計(jì)生氣量逐漸增大，與高部位相比，低部位含水飽和度相對增大，為傳統(tǒng)的煤層氣富集模式，即壓力封閉吸附氣，主要分布在白家海凸起周圍的凹陷區(qū)。針對第一種氣藏模式，后期需重視油氣運(yùn)-聚-圈閉的成藏演化研究，需要綜合常規(guī)-非常規(guī)油氣思路來研究，精確圈定有利圈閉區(qū)。針對第二種氣藏模式，需重視深部氣水空間分配模式和富集規(guī)律研究，即在低部位無構(gòu)造圈閉范圍內(nèi)尋找有利區(qū)。

(2) 深部中低階煤儲層可壓性評價(jià)。白家海地區(qū)侏羅系煤儲層主要為褐煤、長焰煤和氣煤，為中低煤階儲層。與鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣等深部區(qū)塊相比，其深部煤儲層孔隙率、滲透率相對較大，尤其在凸起部位裂隙較為發(fā)育，盡管在大規(guī)模壓裂過程中可形成一定的縫網(wǎng)，但壓裂液易濾失，返排率低，當(dāng)有效支撐未形成時(shí)，裂縫極易快速閉合，改造效果不理想。目前彩探1H 井盡管取得很大突破，但仍未達(dá)到鄂爾多斯盆地東緣高產(chǎn)井的產(chǎn)氣水平，與壓裂改造效果不理想密切相關(guān)，經(jīng)分析其壓裂增滲倍數(shù)僅為4 倍，改造后滲透率低于鄂爾多斯盆地同深度的煤層氣水平井滲透率。原因在于壓裂液濾失較嚴(yán)重，截至2023 年10 月返排率僅為13%，產(chǎn)水少，同時(shí)注入砂量強(qiáng)度較低，排量較低，未在遠(yuǎn)距離形成有效支撐。針對以上特征，在后期壓裂優(yōu)化過程中，除使用胍膠外，針對高濾失地層也可考慮使用“投球暫堵”工藝，同時(shí)提高注入砂量強(qiáng)度，提高排量，提高縫內(nèi)凈壓力，促進(jìn)裂縫擴(kuò)展，且能有效支撐，形成高效的遠(yuǎn)距離導(dǎo)流通道。

(3) 深部多類型氣藏開發(fā)方式優(yōu)化。在白家海凸起實(shí)施的煤層氣開發(fā)試驗(yàn)井，普遍表現(xiàn)出見氣快，產(chǎn)水少，可自噴生產(chǎn)的產(chǎn)出特征。目前正在產(chǎn)氣的彩探1H 井即是一個(gè)典型。這與其高部位煤層氣富集成藏密切相關(guān)，具有常規(guī)氣的成藏特色，決定了其產(chǎn)出規(guī)律的特殊性。針對此類游離氣占比高于吸附氣的氣藏，定量識別產(chǎn)出過程中不同相態(tài)分配規(guī)律，實(shí)現(xiàn)游離氣與吸附氣的接續(xù)產(chǎn)出，實(shí)現(xiàn)“排氣降壓”是需要重點(diǎn)研究的核心問題。其中“排氣降壓”與“排水降壓”的劣勢在于排采初期壓縮游離氣難以像流動水一樣同等程度的支撐孔裂隙，從而減小壓縮減緩滲透率衰減，換言之，氣體不像液體一樣可以有效減小煤孔裂隙在應(yīng)力環(huán)境下的壓縮。因此，對于“開井即產(chǎn)氣，產(chǎn)氣即高產(chǎn)”的深部煤層氣井，在初期游離氣高速產(chǎn)氣過程中減少儲層傷害，保持卸壓面積穩(wěn)定擴(kuò)展，這是深部煤層氣開發(fā)的新命題，而排采控制尤為關(guān)鍵。對于研究區(qū)“氣多水少”的深部煤層氣井更是如此，在排采初期，以游離氣為主，建議以適當(dāng)慢排為主，減緩煤儲層滲透率衰減程度，增大游離氣卸壓范圍，當(dāng)產(chǎn)出氣逐漸以吸附氣為主時(shí)，可適當(dāng)提高壓降速度，進(jìn)而促進(jìn)吸附氣解吸造成的煤基質(zhì)收縮和滲透率回彈，進(jìn)一步提高煤層氣產(chǎn)量和產(chǎn)氣的穩(wěn)定性。

5 結(jié)論

a.白家海凸起侏羅系煤層是我國深部煤層氣很早取得突破的地方，為準(zhǔn)噶爾盆地的首選靶區(qū)。煤儲層為特低灰、低水分、中高揮發(fā)性的優(yōu)質(zhì)煤層氣儲層，孔滲系統(tǒng)優(yōu)于鄂爾多斯盆地。具有“古生新儲”和“自生自儲”兩種成藏模式，煤層含氣量高、游離氣占比高、含氣飽和度高的含氣性特征。

b.多口直井試采表現(xiàn)出無需排水降壓即可快速見氣(2～5 d)，排采初期日產(chǎn)氣量較高(2 100～9 890 m3)，日產(chǎn)水量少甚至不產(chǎn)水(<5 m3)，可自噴生產(chǎn)，返排率低，長期試采壓力均衡下降，且具有一定的穩(wěn)產(chǎn)期(25～60 d)；煤層射孔厚度、壓裂液體系、壓裂加砂比均可影響煤層氣試氣效果，其中凍膠、胍膠體系優(yōu)于活性水-清潔壓裂液體系，有利于造長縫，試氣效果較好。

c.最新施工的彩探1H 水平井，試采表現(xiàn)出壓裂開井后即高產(chǎn)，試氣最高日產(chǎn)氣量5.7 萬m3，日產(chǎn)水量少(0.5～3.0 m3)，表現(xiàn)出常規(guī)天然氣特征，隨后為衰減穩(wěn)定的產(chǎn)氣特征，表現(xiàn)為吸附氣與游離氣共同產(chǎn)出，氣井具有一定的穩(wěn)產(chǎn)能力；與直井對比，水平井產(chǎn)量高、穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間長、壓降速率小。

d.基于研究區(qū)儲層特征和含氣性特征，及勘探開發(fā)認(rèn)識，得到3 方面啟示。一是深部多類型氣藏富集規(guī)律再認(rèn)識：需重視油氣運(yùn)-聚-圈閉的成藏演化研究，重視深部氣水空間分配模式和富集規(guī)律研究。二是深部中低階煤儲層可壓性評價(jià)：針對凸起部位孔滲系統(tǒng)好的中低煤階儲層，需形成適合本區(qū)的壓裂工藝體系。三是深部多類型氣藏開發(fā)方式優(yōu)化：針對游離氣占比高的氣藏，實(shí)現(xiàn)游離氣-吸附氣的接續(xù)產(chǎn)出，在“排氣降壓”過程中減少煤儲層滲透率衰減，保持降壓面積穩(wěn)定擴(kuò)展是該區(qū)塊開發(fā)過程中重點(diǎn)研究的問題，且排采控制尤為關(guān)鍵。