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第 43 卷第 10 期2023 年 10 月 83 天然气工业Natural Gas Industry引文：张兵,李勇,贾雨婷,等.薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破 以沁水盆地潘河区块为例J.天然气工业,2023,43(10):83-93.ZHANG Bing,LI Yong,JIA Yuting,et al.Characteristics and commingled natural gas production breakthrough of thin and ultra-thin coal beds in the Panhe Block of the Qinshui BasinJ.Natural Gas Industry,2023,43(10):83-93.薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破以沁水盆地潘河区块为例张 兵1李 勇2贾雨婷1刘欣妍21.中联煤层气有限责任公司2.中国矿业大学（北京）地球科学与测绘工程学院摘要：沁水盆地已在下二叠统山西组 3 号和上石炭统太原组 15 号煤层相继实现煤层气商业开发，且证实整套地层具有良好的煤层气勘探开发潜力，而介于两套煤层中间的 5 9 号和 11 13 号煤层单层厚度薄（小于 2 m），通常被视为无效资源。为了最大限度动用地下天然气资源，通过系统取心测试分析，明确了沁水盆地南部潘河区块 5 9 号和 11 13 号煤层的天然气资源和储层条件，并结合压裂技术，实现了薄超薄煤层天然气高效开发。研究结果表明：研究区 8 层煤层埋深介于 300 600 m，累计厚度约 4.75 m，除 9 号煤层厚度约 1.25 m 外，其余 7 层煤层超薄，单层厚度小于 0.8 m，相邻煤层间距总体介于 5 15 m；煤层均属镜质体反射率介于 3.4%4.0%的无烟煤，以原生碎裂结构煤为主，含气量介于 13 19 m3/t，渗透率主体低于 1 mD，均呈欠饱和状态；各薄煤层纵向紧邻，压力系统一致，采用直井多层压裂克服了薄煤层厚度有限和展布不均影响，并以“厚层兼顾薄层，多层优于少层”为原则，划分出 5+6 号、7+8+9+11 号和 12+13 号三套煤层压裂组合，建立了不同组合压裂技术优化准则，多层系立体开发动用，多口井稳产在 1104 m3/d 以上；该区薄超薄煤层天然气有效开发，将产气层进行了纵向拓展，不仅实现了老气田的稳产，而且还进一步实现了持续增产。结论认为，薄超薄煤层天然气开发突破了煤层开发厚度下限，开辟了中高煤阶薄超薄煤层天然气开发新领域，发展了成熟探区天然气增储上产新动能，并可为类似煤层天然气勘探突破提供借鉴。关键词：沁水盆地；潘河区块；煤层气；薄超薄煤层；多层系立体开发DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2023.10.009Characteristics and commingled natural gas production breakthrough of thin and ultra-thin coal beds in the Panhe Block of the Qinshui BasinZHANG Bing1,LI Yong2,JIA Yuting1,LIU Xinyan2(1.China United Coalbed Methane Co.,Ltd.,Beijing 100016,China;2.College of Geoscience and Surveying Engineering,China University of Mining and Technology-Beijing,Beijing 100083,China)Natural Gas Industry,vol.43,No.10,p.83-93,10/25/2023.(ISSN 1000-0976;In Chinese)Abstract:Commercial development of coalbed methane(CBM)has been realized successively in No.3 coal bed of Lower Permian Shanxi Formation and No.15 coal bed of Upper Carboniferous Taiyuan Formation in the Qinshui Basin,and the whole set of the formation has been proved to have great potential of CBM exploration and development,but No.59 and No.1113 coal beds between No.3 and No.15 coal beds are generally treated as ineffective resources due to their small single-layer thickness(less than 2 m).In order to utilize underground natural gas resources to the uttermost,this paper clarifies the natural gas resources and reservoir conditions of No.59 and No.1113 coal beds in the Panhe Block of southern Qinshui Basin by virtue of systematic coring,test and analysis.Then,natural gas in thin and ultra-thin coal beds is developed efficiently by using perforating and fracturing technologies.And the following research results are obtained.First,the burial depth of the above eight coal beds is in the range of 300600 m and the cumulative thickness is about 4.75 m.Except for No.9 coal bed which is about 1.25 m thick,the other 7 coal beds are all ultra thin with their single-layer thickness less than 0.8 m.The spacing between adjacent coal beds generally ranges from 5 m to 15 m.Second,the coals are classified as anthracite with a vitrinite reflectance of 3.4%4.0%,and they are dominated by primary to fragmented structure coals with gas content ranging from 13 m/t to 19 m/t and main permeability lower than 1 mD.They are in the undersaturated condition.Third,the thin coal beds are closely adjacent to each other vertically,and their pressure systems are consistent.The multi-layer fracturing by vertical well overcomes the influence of the limited thickness and uneven distribution of thin coal beds.According to the principle of focus on thick layers while considering thin layers,give priority to multiple layers to few layers,thin coal beds are divided into three fracturing combinations of 5+6,7+8+9+11 and 12+13.The optimization criteria of fracturing technologies are established for different combinations,and multi-layer tridimensional development and production is performed,which stabilizes the production rates of many wells above 1104 m3/d.Fourth,the effective natural gas development in thin and ultra-thin coal beds in this area expands gas production layers vertically,stabilizing the production of old gas field and promoting continuous production increase.In conclusion,natural gas development in thin and ultra-thin coal beds breaks through the lower limit of coal bed development thickness,starts a new field of natural gas development in mediumhigh rank thin and ultra-deep coal beds,develops a new driving force for increasing natural gas reserves and production in well developed exploration areas.These research results provide reference for breakthroughs in natural gas exploration in similar coal beds.Keywords:Qinshui Basin;Panhe Block;Coalbed methane(CBM);Thin and ultra-thin coal bed;Multi-layer tridimensional development基金项目：国家自然科学基金项目“基于煤层气高效排采的煤粉凝聚沉降机制研究”（编号：42072194）、“沁水盆地高煤阶煤层气井产能控制因素与增产机理研究”（编号：U1910205），中海油“十四五”重大科技项目“陆上非常规天然气勘探开发关键技术”（编号：KJGG2021-1000）。作者简介：张兵，1982 年生，高级工程师，硕士；主要从事煤层气勘探开发方面的科研和管理工作。地址：（100016）北京市朝阳区酒仙桥路乙 21 号。ORCID:0009-0003-2347-2748。E-mail: 通信作者：李勇，1988 年生，教授，博士研究生导师，本刊青年编委；主要从事煤系成矿学和非常规油气方面的教学和科研工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路丁 11 号。ORCID:0000-0001-8859-156X。E-mail:2023 年第 43 卷 84 天 然 气 工 业0引言根据煤层气勘查评价标准煤层气资源评价规范：DZ/T 037820211，煤层有效厚度下限为 0.5 0.8 m（视含气量大小调整），而在实际资源评价参数取值中一般仅考虑 2 m 以上煤层，将小于 2 m 的煤层忽略或作为最低品位2。煤炭开发中将 1.3 m 以下煤层定义为薄煤层3，同时也有将 0.8 1.3 m 定义为中薄煤层，厚度小于 0.8 m 煤层定义为超薄煤层，或者将厚度小于 0.6 m 定义为超薄煤层，厚度小于 0.4 m 定义为特薄或太薄煤层4。基于煤层气资源评价规范的厚度下限（0.5 0.8 m），同时考虑与煤炭勘查中认识相统一，将厚度小于 1.3 m 定义为薄煤层，厚度小于等于 0.8 m定义为超薄煤层。在煤层气实际勘探开发中，也可以根据煤层气资源评价参数取值标准，将 2 m 以下统称为薄煤层，便于煤层气开发过程中实际应用。自美国圣胡安盆地等地区煤层气勘探开发突破以来，煤系多类型天然气在多个领域实现了开发突破，主要包括：2000 年左右美国粉河盆地在古新统 Fort Union 组多煤层 镜质体反射率（Ro）0.3%0.4%实现单井高产突破，单煤层厚度介于 0.6 75 m，且与砂岩频繁互层（单层煤可进一步分为 11 层）；新近系上白垩统共同构成全油气系统，以连续型煤层气为主，辅以砂岩夹层的构造和岩性气藏，采用空气钻井、裸眼完井、电潜泵和裸杆泵排水采气等技术手段实现规模开发5；2015 年以来澳大利亚苏拉特盆地在中侏罗统 Walloon 煤系（Ro 介于 0.3%0.6%）中实现突破，单煤层厚度介于 0.01 3.92 m，煤层平均层数超过 100 层，但是煤层顶板发育致密砂岩，气测录井结果显示无烃类，主体呈现多薄低煤阶生物气藏，采用“直井裸眼完井多层合采”开发策略实现单井高产6-7；我国黔西滇东地区在上二叠统龙潭组实现多煤层合采突破，单层煤厚主体介于 0.5 3.5 m，发育 10 60 层煤，Ro介于 0.7%4.5%，在煤系砂岩和泥岩中也见气测异常（气测全烃净增值大于或等于 0.5%），构成中高煤阶煤系气藏，优先在相对较厚（2 m 左右）煤层实现 2 4 层分压合排8-9；近年鄂尔多斯盆地东缘煤系“三气”（煤层气、页岩气和致密气）和煤系石灰岩天然气、铝土岩天然气等展现良好开发潜力，煤系多类型天然气共同构成全含气系统模式，以单层开发为主，辅以同类型多层合采10-16。粉河盆地、苏拉特盆地和黔西滇东地区煤层气的开发也可以统称为多薄层煤层气开发，但是沁水盆地薄超薄煤层天然气与上述盆地/地区具有明显差异。上述三个盆地/地区煤层厚度总体接近，普遍较薄，且开发中优选了相对较厚煤层。已开发相对成熟的鄂尔多斯盆地和沁水盆地主要围绕下二叠统山西组和上石炭统太原组的两套厚煤层开展工作，但是对石炭系二叠系其他多层薄煤层的煤层气富集规律和开发潜力缺少认识17-18。煤层气开发主力储层中，粉河盆地产出多薄煤层和砂岩共同赋存的生物气5；苏拉特盆地在薄煤层中产出生物成因为主、热成因为辅的天然气6-7；黔西滇东地区主力开发层段优选 2 m 以上煤层，是中高煤阶多层煤层气8。当前针对含有相对较厚煤层的含煤盆地中，薄超薄煤层天然气资源缺少关注，在一定程度上忽略了天然气资源。实现薄超薄煤层天然气有效开发，是煤层气产业发展新动力，有助于提高地下资源整体动用效率，支持油气整体增储上产。因此，笔者结合已有开发实践，研究沁水盆地南部潘河区块山西组和太原组两套主力煤层之间，2 m 以下的多层薄超薄煤层，讨论其煤层气地质和储层条件，结合开发实践提出对应的储层改造技术，以期为该新类型煤层气勘探开发提供借鉴。1地质背景潘河区块内部构造简单，以次级褶皱为主，断层欠发育，对煤层气勘探开发影响较大的断层主要是区域以外西北方的寺头断层（图 1-a）。褶皱轴线总体近南北向，平面上呈反“S”形，形态宽缓且两翼基本对称，倾角多介于 5 15（图 1-b）18-19。区块地势中部低，东西部高，东部地层相对较陡，中部发育宽缓的短轴向斜。煤层埋深主体介于 300 650 m，中部向斜部位较深，周围较浅。含水层有奥陶系石灰岩裂隙岩溶含水层、太原组 K2、K3和 K4层石灰岩含水层、山西组砂岩裂隙含水层、下石盒子组砂岩裂隙含水层和第四系砂砾石含水层；隔水层主要有上石炭统太原组和山西组隔水层、上石盒子组中下部及下石盒子组隔水层，封闭性良好，各含水层为独立水动力承压系统，基本上没有越流现象19。沁水盆地共发育 15 层煤，其中山西组 3 号煤层全区可采，是煤层气开发主力层段，近年来太原组稳定发育的 15 号煤层也实现了商业开发20。潘河区块太原组发育 5 9、11 13 和 15 号煤层，这些煤层形成于碳酸盐岩台地滨海三角洲交互沉积体系（图 1-c），除 15 号煤层外，5 9、11 13 号煤层厚度在 2 m 以下，是本次薄超薄煤层研究的主要层段。第 10 期 85 张兵等：薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破以沁水盆地潘河区块为例2薄超薄煤层分布特征潘河区块薄煤层横向展布总体稳定，仅存在局部尖灭现象（图 2）。5 号煤层中南部较厚，北部较薄，厚度介于 0.20 1.65 m，平均 0.68 m；6 号煤层在中东部不均匀发育，在西部尖灭，厚度介于0.190.85 m，平均 0.38 m；7 号煤层在北部中区较厚，在南部减薄尖灭，厚度介于 0.14 1.49 m，平均 0.78 m；8 号煤层在东北部较厚，在西南部较薄，厚度介于0.15 1.60 m，平均 0.62 m；9 号煤层厚度在全区稳定，中部偏西最厚，厚度介于 0.66 3.16 m，平均 1.25 m；11 号煤层厚度在东部较高，西北部图1潘河区块构造背景和地层综合柱状图2023 年第 43 卷 86 天 然 气 工 业减薄尖灭，厚度介于 0.32 1.08 m，平均 0.62 m；12 号煤层厚度在西部较厚，在东部减薄尖灭，厚度介于 0.26 0.88 m，平均 0.53 m；13 号煤层整体稳定，在西南部减薄至尖灭，厚度介于0.440.81 m，平均 0.62 m。基于 37 口钻井揭开的 220 层薄煤层数据统计，厚度范围介于 0.40 0.60 m 之间的煤层频率最大，为 30%；其次为 0.60 0.80 m 煤层，频率 28%；厚度大于 0.80 m 煤层总频率为 34%（图 3、4）。从潘河区块薄煤层厚度分布可知，薄煤层累计厚度介于2.66 7.46 m，中部较厚，平均累计厚度仅 4.75 m。3煤层气地质条件3.1煤岩煤质研究区总体为腐植型无烟煤，Ro主体介于3.65%图2潘河区块薄煤层厚度分布图注：图中等值线白色空白区域表示煤层在此尖灭缺失，该位置不存在煤层。第 10 期 87 张兵等：薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破以沁水盆地潘河区块为例4.01%，以半亮煤光亮煤为主，其中 5 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主；6 号煤层有沥青光泽，以暗淡型煤为主；7 号煤层有沥青光泽，以暗淡型煤为主；8 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主；9 号煤层有强玻璃光泽，以光亮型煤为主；11 号煤层有强玻璃光泽，以光亮型煤为主；12 号煤层有弱玻璃光泽，以半暗型煤为主；13 号煤层有玻璃光泽，以半亮型煤为主。煤岩显微组分以镜质组为主，介于90%95%，平均 93%，惰质组平均含量约为 7%。煤中无机组分一般小于 10%，主要为黏土矿物，其图3潘河区块薄煤层厚度分布频率图图4潘河区块多薄煤层连井剖面图次为碳酸盐矿物和硫化物。黏土矿物多呈微粒状、细条带状或团块状，碳酸盐矿物为方解石，呈脉状充填于煤的裂隙中。煤质整体为低水分、低挥发分、低中高含硫、低中灰煤（表 1、2）。3.2渗透性和吸附性 研究区煤层煤体结构较好，以原生、碎裂结构为主，煤层发育多组规模大小不一裂隙，可分为两类，一类是煤化作用过程中形成的内生裂隙，一般只有几毫米到几厘米不等；另一类是在构造应力作用下形成的外生裂隙，延伸距离远，切割深度大。整体来看，潘河区块煤层裂隙倾角大，介于35 89，垂直或近似垂直于煤层层理面。煤储层内生裂隙中无充填物，外生裂隙中充填方解石，因裂面呈紧闭状态，方解石以薄膜形式存在。煤岩样品渗透率测试结果显示，6 号煤层平均渗透率为0.2 mD，7 号煤层为 1.5 mD，8 号煤层为 1.6 mD，9 号煤层为 2.8 mD，12 号煤层为 0.4 mD，13 号煤层为 0.3 mD。当煤层受构造应力作用较强、破碎2023 年第 43 卷 88 天 然 气 工 业程度较大时，煤层渗透率随着其破碎程度的增大而有变小的趋势。总体来看，煤层渗透率低，需要储层改造。煤层等温吸附实验结果显示兰氏体积变化较大，介于 18.94 40.06 m3/t，平均 31.93 m3/t，兰氏压力介于 0.19 1.30 MPa，平均 0.72 MPa，含气饱和度约 65%，煤层具有较强吸附能力（图 5）。3.3储层压力和温度试井资料表明薄煤层储层压力介于 1.69 2.98 MPa，储层压力梯度介于 0.35 0.58 MPa/100 m；低于正常静水压力梯度，属欠压储层，储层压力与埋深整体呈正相关（图 6-a）。研究区地温梯度整体为 1.8 /100 m，井温测试数据结果显示薄煤层温度介于 18.42 20.91，与埋深有较好对应关系，表1不同煤层煤质特征表煤层工业分析RoMadAdVdaf5 号1.62%3.29%2.37%19.04%28.88%23.91%7.40%9.64%3.37%3.36%4.07%3.77%6 号2.20%2.36%2.28%18.28%24.12%21.20%5.56%8.79%7.175%3.80%3.87%3.80%7 号1.66%2.73%2.30%18.04%26.51%21.7%5.46%8.00%6.46%3.43%3.81%3.80%8 号1.79%2.92%2.34%17.38%27.90%23.71%6.66%6.92%7.30%3.63%4.09%3.89%9 号1.61%2.69%2.23%11.64%20.73%15.68%5.20%8.19%6.09%3.68%4.07%3.91%11 号1.96%2.36%2.17%4.62%18.43%9.38%4.63%7.51%5.59%4.01%12 号1.87%25.85%8.66%3.74%13 号2.28%2.79%2.54%10.13%13.99%12.06%5.02%6.12%5.57%3.72%4.06%3.89%注：Mad表示试验煤样水分的质量分数；Ad表示干燥基灰分含量；Vdaf表示干燥无灰基挥发分含量；下同。表2不同煤层煤岩显微组分特征表煤层 无矿物基显微组分含矿物基组成镜质组惰质组有机组分含量黏土矿物含量 硫化物矿物含量5 号89.20%97.10%93.90%2.80%10.70%6.00%95.60%98.10%97.30%1.20%4.30%2.40%0.10%0.70%0.40%6 号91.20%97.70%94.50%2.20%8.70%5.50%94.20%98.30%96.30%1.50%5.70%3.60%0.10%0.20%0.20%7 号89.70%94.10%92.20%5.80%10.20%7.68%72.50%97.30%90.70%2.60%26.70%9.10%0.10%0.80%0.30%8 号90.30%95.60%93.30%4.30%9.60%6.60%94.70%99.10%96.70%0.80%2.10%1.20%0.10%3.60%2.10%9 号88.10%96.40%93.20%3.50%11.80%6.72%94.50%99.10%96.70%0.80%3.20%2.20%0.10%2.80%1.10%11 号90.50%9.40%96.90%2.80%0.30%12 号92.60%7.30%97.60%2.30%0.10%13 号87.50%96.20%91.90%3.70%12.40%8.05%98.10%99.40%98.80%0.50%1.80%0.10%第 10 期 89 张兵等：薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破以沁水盆地潘河区块为例与正常地温梯度一致，属于正常地温系统（图 6-b）。3.4含气性多层薄煤层含气量总体相对较高，介于 9.1 25.7 m3/t，平均为 16 m3/t。其中 5 号煤层平均含气量为12.5 m3/t，6 号煤层为 13.1 m3/t，7 号煤层为 15.7 m3/t，8 号煤层为 13.4 m3/t，9 号煤层为 16.5 m3/t，11 号煤层为 16.3 m3/t，12 号煤层为 16.1 m3/t，13 号煤层为 16.7 m3/t。同时对已有气测录井数据分析，煤层气测值达到 10%100%，邻近砂岩层气测在 10%以下，判断砂岩不含气，因此研究区属薄层煤层气，不同于粉河盆地的多薄层煤系气特征5。潘河区块构造简单，煤层分布稳定，水文地质条件清晰，煤层总体为低孔隙度、低渗透率、欠压、欠饱和储层。潘河区块地下水从露头接受补给，在重力驱动下从潘河区块高势能的东部（边界）向深部径流，并在潘河区块西侧潘庄一带形成一个地下水局部“低洼”滞流区21，促使潘河西侧煤层含气量普遍高于东侧。区块东侧地层倾角相对较大、煤层底板较高，也会造成煤层气逸失而降低煤层含气量。煤层含气量整体上受地质构造和地下水动力场控制，汇流型的地下水动力场对煤层气富集起主要控制作用。4煤层气开发策略4.1合层开发层段优选在煤层多且薄的条件下，要突破以往煤层气煤层开发厚度下限，由单层开发向立体开发转变，开展多薄煤层合采，才能实现效益开发22。薄煤层厚度有限、展布不均，整体不利于水平井开发，若进行直井多层压裂合排则可纵向上增加储量动用程度。从薄煤层地质特征来看，各薄煤层原始压力系统相近（1.69 2.98 MPa），渗透率接近（0.31 0.60 mD），临界解吸压力差异不大（1.74 1.77 MPa），具备合层开采的条件，可以直接同时开发。根据煤层展布特点，薄煤层纵向跨度平均为 60.76 m，最大跨度77.11 m，最小跨度 52.78 m。薄煤层跨度大，难以通过单次压裂改造所有薄煤层，因此需要开展分层压裂，推荐逐层上返分层压裂，合层排采。图5不同煤层等温吸附曲线图图6储层压力和储层温度与埋深的关系图2023 年第 43 卷 90 天 然 气 工 业基于上述原则，压裂目标层段的原则要求钻遇薄煤层全部动用，压裂层位优选应从地质和工程两个方面考虑。地质方面主要考虑厚度、漏失风险、距离周边采掘巷道长度。厚度优选原则23-26：厚度大于 0.1 m 可开采；薄煤层厚度小于 0.1 m且距离其他薄煤层较近时（距离小于 2 m），选择同步压裂。K2/K3含水层漏失区原则：当距离 15号煤层水平井距离小于 150 m，取消 13 号煤层压裂，仅对 12 号煤层射孔压裂。煤矿巷道避开原则：距巷道小于 200 m 时，取消 5 号煤层压裂。工程固井质量要求：煤层附近 20 m 内固井质量优良（图 7）。图7潘河区块薄超薄煤层压裂层位优选原则图4.2压裂工艺技术优化研究区地应力场方位介于 32.1 55.6，部署井与已压裂井有沟通风险，而设计压裂缝长介于85 100 m，基于地应力方位和设计的压裂裂缝缝长，目标井与已压裂井沟通窜层的风险较小。煤层地应力介于 7.03 7.70 MPa，顶板地应力平均介于 8.23 8.98 MPa，底板地应力平均介于 8.3 9.14 MPa，目标煤层与隔层的地应力差较小，应力封隔性较差。为了保证均匀进液，要优选薄煤层射孔段长度，进行精细射孔。在厚度大于 0.8 m 的薄煤层中可以针对煤层射孔；针对小于 0.8 m 的超薄煤层，当薄煤层距离较近时，优先对薄煤层的石灰岩、砂岩或泥质砂岩顶/底板进行扩射，射开煤层和中间各层。具体的分层及合层开发判别指标主要包括：薄煤层层间距离 24 m 以上采用封隔措施分别压裂；薄煤层层间存在石灰岩或与已压裂层位较近时采用投球分层压裂；薄煤层层间不存在石灰岩或与已压裂层位较远时采用合层压裂。考虑 7、8、9 和 11 号煤层层内小层较多，间距较小，难以通过工具进行分层，而投球分层压裂存在分层风险，采用大规模整体压裂，使缝高贯穿各煤层及中间隔层，整体合层压裂射开薄煤层。5 6号煤层采用合压，5 号煤层顶板与 3 号煤层平均间距为12.6 m，压裂中干扰相对较小。1213号煤层合压，13 号煤层底板与 15 号煤层平均间距为 11.5 m，但是中间存在 K2和 K3石灰岩层，因此采用投球分层压裂或单层压裂，防止压裂裂缝延伸至已开发层位或石灰岩层。同时在利用 15 号煤层不产气井上返薄煤层求产时，下入桥塞或者填砂封堵 15 号煤层后射孔或射孔压裂（表 3）。为保证薄煤层均匀开启，各薄煤层射孔厚度尽可能保持一致，射孔厚度为 1 m。当煤层厚度大于或等于 1 m 时，对煤层射孔。当煤层厚度小于 1 m 时，优先对岩性为石灰岩、砂岩或泥质砂岩的顶/底板进行扩射。薄煤层距离较近（小于 0.5 m）时，选择射孔煤层和中间隔层。工程方面原则：射孔段距离套管接箍大于或等于 0.5 m。多薄煤层分层压裂改造目的为确保每个层都有较充分的改造，获得足够长的裂缝及足够大的导流能力以满足生产需要，同时确保缝高不能窜入别的层段 27-28。研究区合层压裂排量介于 6 7 m3/min，平均液量为 516.1 m3，平均砂量为 23.9 m3，平均砂比为 6.2%；投球分层压裂排量介于 6 7 m3/min，平均液量为 676.4 m3，平均砂量为34.3 m3，平均砂比为 6.7%。4.3开发部署原则薄煤层厚度有限，展布不均，且无三维地震指导，不利于水平井开发。研究区地应力具有优势方位（32.1 55.6），渗透率及裂缝也具有一定优势方位，选择菱形井网累计产气量相对更高。结合经济极限井距计算，合理井距应大于经济极限井距 188 m，推荐井距为 200 270 m。在具体开发部署中，以最大限度动用地质储量为目的，整体部署，分批实施，边评价边建产；充分利用老井场，利用现有地面装置，节约成本；考虑煤矿挖掘情况，避开近期煤矿挖掘区。开发中需要进一步优化布井，避免受到邻近已有开发井影响，做好地质井漏风险预测。压裂施工中防止与第 10 期 91 张兵等：薄超薄煤层特征及天然气合层开发突破以沁水盆地潘河区块为例相邻主力煤层（3 号和 15 号煤层）开发井压窜，同时排采中关注邻近井压力变化情况，减少对邻井的影响。5勘探开发成效研究区系统开展薄煤层资源评价，落实薄煤层含气面积达 17.336 km2，探明储量达 20.26108 m3，展现了良好的资源基础。在此基础上，开展了薄煤层多层合采试验工作，获得理想效果。截至 2022 年底，薄煤层煤层气投产井为 134 口，累计产气量0.78108 m3，采出程度为 3.87%。134 口在产井中116 口井已产气，日产气量介于 200 13 000 m3，平均产气量约 2 500 m3/d，其中投产超 3 个月的井88 口，整体产能达标率为 154%。目前研究区薄煤层正处于产能建设阶段，产量分布规律不明显。2023年投产薄煤层井 36 口，主要位于区块中部，当前 33口井口见套压，7 口井已达配产。其余井均处于憋压或者上产期，日产气量升至 3.7104 m3，累计产气量 98.5104 m3。PH85 井在 2021 年 8 月 26 日投入生产，投产第二天见气，压裂 7 9 和 11 号煤层，截至 2023 年 4月 4 日，累计产气量达 4.5106 m3，累计产水量达946.34 m3，有 253 天日产气量超过 10 000 m3，最大日产气量为 11 211 m3，平均日产气量 7 790 m3，产气效果较好，整体呈稳定上升趋势。PH66 井在 2022 年3 月 21 日投产，压裂 5 9、11 和 12 号煤层，压后 30 天左右见气，截至 2023 年 4 月 4 日，累计产气量达 1.1106 m3，最大日产气量为 10 663 m3，前期提产缓慢，上产潜力巨大。PH104 井在 2021 年11 月 29 日投产，投产第二天见气，压裂 5 9、11和 12 号煤层，截至 2023 年 4 月 4 日，累计产气量达290104 m3，累计产水量达 3 024.26 m3，最大日产气量为 9 852 m3，平均日产气量为 6 053 m3，整体呈上升趋势。整体来看，薄煤层产气潜力巨大（图 8）。研究区在已大规模投产开发的 3 号煤层和 15 号煤层基础上，进行潘河薄煤层的开发，产气层得到纵向拓展，不仅能够实现老气田稳产，而且能够实现增产。薄超薄煤层天然气开发，推动研究区在 2022 年产能达到 3.64108 m3以上，预计 2024 年将达到年产气量峰值 4.55108 m3，年产气量 3108 m3以上将稳产 7 年。6结论和认识1）研究区 8 层煤层中除 9 号煤层为平均厚度1.25 m 属薄煤层外，其余 7 层均为 0.80 m 以下的超薄煤层，相邻煤层间距主体介于 5 15 m。煤体结构以原生、碎裂结构为主，发育光亮和半亮型煤，含气量在 13 19 m3/t，含气饱和度约 65%，呈现了多层系立体含气特征。2）各薄煤层纵向紧邻，压力系统一致，利于合层开发，直井多层压裂合排有效克服了薄煤层厚度有限、展布不均的影响。薄煤层层间距离 24 m 以上采用封隔措施分别压裂，以“厚层兼顾薄层，多层优于少层”为原则，煤层间存在石灰岩或与已压裂表3多薄煤层压裂工艺选择表煤层厚度/m顶板特征底板特征煤层间距/m压裂方案5 号0.20 1.65 0.70 K6石灰岩（厚度不到 1.00 m），间接顶板为泥岩或砂质泥岩（厚度 2.00 12.00 m）泥岩或粉砂质泥岩12.58 5 号煤层顶板与 3 号煤层平均间距为 11.90 m，距离不大，采用投球分层压裂6 号0.19 0.94 0.42 K5石灰岩（厚度 1.00 m 左右）泥岩或粉砂质泥岩12.587 号0.16 1.51 0.78 泥岩、粉砂质泥岩，局部为中粗粒长石石英砂岩泥岩或粉砂质泥岩21.63 采用大规模整体压裂，使缝高贯穿各煤层及中间隔层8 号0.15 1.60 0.62 泥岩、粉砂质泥岩，局部为中粗粒长石石英砂岩泥岩或粉砂质泥岩21.639 号0.65 3.16 1.25 泥岩、粉砂质泥岩，局部为中粗粒长石石英砂岩泥岩或粉砂质泥岩21.6311 号0.33 1.04 0.62 K4石灰岩或者泥岩粉砂质泥岩，K4发育不稳定砂质泥岩21.6312 号0.14 0.96 0.55 砂质泥岩泥岩或粉砂质泥岩，或 K3石灰岩7.89 13 号煤层底板与 15 号煤层平均间距为 11.5 m，中间存在K2和 K3石灰岩层，采用投球分层压裂，防止压裂裂缝延伸至已开发层位或石灰岩层13 号0.32 0.81 0.58 K3石灰岩（厚度 3 4 m）直接底板为泥岩（厚度 3 m 左右），下覆 K2石灰岩（厚度 5 12 m）7.892023 年第 43 卷 92 天 然 气 工 业层位较近时采用投球分层压裂，层间不存在石灰岩或与已压裂层位较远时采用合层压裂。3）薄超薄煤层天然气开发推动潘河区块 2022年产能达到 3.64108 m3，突破了煤层气煤层开发厚度下限，打破了勘探开发禁区；开辟了中高煤阶薄层开发新领域，丰富了煤层气勘探开发类型；发展了成熟探区天然气增储上产新动能，可以充分运用成熟探区已有钻井和集输等设备，大幅降低勘探开发成本。4）潘河区块薄超薄煤层天然气开发突破了对煤层气煤层厚度开发下限的传统认识，实现了厚度2 m 以下高煤阶煤层气商业开发，多口单井日产气量突破 1104 m3，是煤层气勘探开发地质认识和工程实践的新突破，为煤层气产业突破提供