Geological evaluation and effective fracturing technology of Longtan Formation CBM in Nanchuan Block, Southeast Chongqing, China
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摘要:
中国煤层气产业存在南北方发展不平衡的客观情况，龙潭组煤层气作为西南地区非常规天然气的重要接替资源，现有地质甜点区优选及储层压裂改造技术制约了渝东南地区煤层气资源效益开发。为此，选择渝东南地区南川区块为研究对象，基于地震、钻井、测井、分析测试等资料，分析龙潭组煤层气地质条件，优选地质甜点区，提出了针对性的压裂工艺并应用于现场攻关实践。结果表明：① 该区含煤地层表现为煤层层数多，累积厚度大、含气性好的特点，但煤层非均质性强，水平主应力差大，常规压裂不足以形成长距离有效支撑裂缝，这是导致该区未取得煤层气突破的根本原因；② 形成了以“物质基础、保存条件、可压裂性”三元为核心的煤层气富集高产地质甜点评价体系，优选出C25煤层为纵向甜点段，中深层500～2 000 m甜点区面积219.2 km2，资源量385.3×108 m3；③ 提出了以“强改造规模+大粒径支撑+多轮次施工”为核心的有效压裂改造思路，并在D1井成功应用，定向井单井稳定日产气量超过6 200 m3，实现了渝东南地区煤层气勘探重大突破。“三元控气”地质甜点评价和有效支撑压裂工艺相结合的地质工程一体化技术，为充分释放渝东南地区有利区煤层气资源进而实现整体效益开发提供了技术支撑。
Abstract:The development of China’s coalbed methane (CBM) industry is unbalanced between the south and the north. As an important replacement resource in unconventional fields in southeast Chongqing, The beneficial exploitation of Longtan coalbed methane is restricted by the selection of existing geological sweet spots and reservoir fracturing reconstruction technology. Therefore, the Nanchuan block in southeast Chongqing is selected as the research object. Based on seismic, drilling, logging, analysis and testing data, the geological conditions of Longtan coalbed methane Formation are analyzed, the geological sweet spot area is optimized, and the targeted fracturing technology is proposed and applied to the field practice. The results show that: ① The coal-bearing strata in this area are characterized by multiple coal layers, large cumulative thickness and good gas bearing capacity. However, the basic reasons for the failure of coalbed methane breakthrough in this area are the strong heterogeneity of each coal seam and large horizontal stress difference coefficient, leaving conventional fracturing inadequate to form effective propping fractures over long distances. ② A geological sweet spot evaluation system of CBM enrichment and high-yield has been formed with three core elements of “material basis, preservation conditions and fracability”. The C25 coal seam was selected as the longitudinal sweet spot segment. The middle and deep sweet spot area of 500-
2000 m was 219.2 km2 with 385.3×108 m3 of resources. ③ It proposed an effective fracturing reconstruction idea with the core of “strong scale reconstruction + large particle size support + multiple rounds of construction”. This theory has been successfully applied in well D1, with a stable daily gas output of more than 6 200 m3 in a single directional well, achieving a major breakthrough in CBM exploration in southeast Chongqing. To sum up, the integrated idea of geological engineering, which combines the geological sweet spots evaluation based on the theory of CBM controlled by three factors with the effective support fracturing process, provides technical support for fully releasing CBM resources in favorable areas of southeast Chongqing and realizing overall benefit development. -
0. 引 言
中国煤层气呈现资源量丰富、勘探开发程度较低、南北方发展不平衡等特点。近年来，我国煤层气勘探开发主要在北方沁水和鄂尔多斯等含煤盆地进行，并建成了2个国家级煤层气示范区[1-6]。尽管在西南地区含煤盆地也进行了煤层气单井、井组等勘探开发试验[7-12]，但系统指导南方煤层气勘探开发实践的理论和技术还未形成，整体开发仍处于高成本低效益阶段[13-14]。渝东南地区海陆过渡相二叠系龙潭组页岩气和煤层气尚处在勘探评价阶段，含煤地层表现为煤层层数多、累积厚度大、含气性好的特点，但煤层非均质性强，地质甜点预测方法不成熟和工程压裂水平不够，是制约渝东南地区煤层气资源效益开发的关键问题。
基于此，重点剖析渝东南地区煤层气成藏地质条件，开展地质甜点优选，提出有效压裂改造思路，并在D1井进行现场实践，定向井单井日产气量突破8 000 m3，稳定日产气量超过6 200 m3，实现了渝东南地区煤层气勘探重大突破。
1. 煤层气地质条件与甜点优选
1.1 煤层气地质条件
渝东南地区处于四川盆地东南缘高陡褶皱带，呈现“隆凹相间”现今构造格局。该区地层齐全，自上而下发育寒武系、奥陶系、志留系、二叠系、三叠、系侏罗系地层。其中，上二叠统龙潭组为一套海陆过渡相沉积的含煤地层，由灰岩、泥灰岩、黑色页岩、碳质页岩夹褐灰色灰岩、煤、玄武岩、及浅灰色铝土质泥岩等岩性组成[15]。
1.1.1 煤层展布规律
渝东南地区龙潭组地层厚度70～90 m，根据电性、岩性特征自下而上分为潭一段（C23～C25号煤）、潭二段（C19～C22号煤）和潭三段（C11～C18号煤）。煤层纵向分布具有中国南方多薄煤层的典型特征，主要发育在潭一段、潭三段，其中C23号和C25号煤层发育稳定，C16号和C18号煤层在万盛和丁山区块发育稳定，到南川区块逐渐变薄尖灭（图1）。南川区块中的平桥和东胜构造发育2层煤，阳春沟构造发育4层煤，单层厚度0.8～4.1 m，累计厚度4.9～7.7 m，C25厚度3.0～4.1 m；万盛区块发育7层煤，单层厚度1.2～2.9 m，累计厚度13.4 m，C25厚度1.5 m，最大C18厚度2.9 m；丁山区块发育10层煤，单层厚度累计厚度16.1 m，C25厚度1.0 m，单层厚度最大C21厚度3.4 m。整体呈现出从北向南煤层层数增加，累计厚度增大的趋势。
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图 1 渝东南地区龙潭组煤层对比注：GR—自然伽玛，API；AC—声波时差，μs/m；CNL—补偿中子，%；DEN—密度，g/cm3；LLD—深侧向电阻率，Ω·m；LLS—浅双侧向电阻率，Ω·m。Figure 1. Comparative of coal seam of Longtan Formation in Southeast Chongqing1.1.2 煤岩煤质特征
渝东南地区龙潭组煤层宏观煤岩类型、煤体结构不完全一样。南川—万盛区块龙潭组煤层大部分为半亮煤和光亮煤，亮煤含量均大于60%[16]，而綦江丁山区块主煤层以半暗煤为主[17]。南川区块以原生结构煤为主，C16、C18、C25为原生结构煤，C23为碎粒煤。万盛区块以碎裂煤为主，局部构造强烈挤压区发育糜棱煤。丁山区块构造复杂，主煤层整体破坏程度较强，以碎粒煤和糜棱煤为主。
渝东南地区龙潭组煤层显微组分组成和煤化程度基本一致。南川区块煤层镜质组质量分数53.0%～88.2 %，平均75.4%；灰分产率4.3%～21.6%，平均11.7%，为低灰煤；镜质组最大反射率（Ro, max）为2.16%～2.18%，以贫煤为主。万盛区块煤层显微煤岩组分中镜质组含量平均为79.4%；矿物质质量分数1.5%～24.8%，平均14.8%，以黏土类和氧化物类为主；Ro, max在1.8%～2.3%，属瘦煤～贫煤。丁山区块煤岩显微组分以镜质组和半镜质组为主，平均质量分数61.0%～88.0%；惰质组次之，质量分数13.9%～39.0%；矿物质以黏土类为主，硫化物次之；Ro, max为2.13%～2.56%，属于贫煤～无烟煤。
1.1.3 煤储层物性
渝东南地区龙潭组煤层表现出高比表面积、高孔容、小孔径、低孔低渗的特征。南川区块Y1井煤层压汞法测得比表面积0.29～1.46 m2/g，平均0.68 m2/g；总孔容平均0.002 3 mL/g；孔径8.6～17.9 nm，平均13.8 nm，以中孔为主，占比76%；孔隙度4.59%～7.92%，平均6.50%；测试渗透率0.004×10−3～0.049×10−3 μm2。丁山区块Q1井煤层孔隙度1.69%～5.87%，平均2.96%；试井渗透率为0.004 5×10−3～1.146 2×10−3 μm2。
1.1.4 煤层含气性
南川区块Y1井龙潭组煤层岩心样品现场测试结果显示，煤层解吸气量9.9～21.0 m3/t，平均18.0 m3/t，总含气量16.8～46.8 m3/t，平均37.6 m3/t；含气饱和度38.4%～100%，平均84.2%，朗格缪尔体积16.6～22.9 m3/t，平均19.7 m3/t，游离气占比22%～63%，平均49%。万盛区块煤层平均含气量20.2 m3/t。丁山区块Q1井煤层含气量19.6～27.9 m3/t，平均23.6 m3/t。渝东南地区龙潭组煤层含气量高，达到煤层气资源评价规范中规定的Ⅰ类资源（含气量>10 m3/t）。
1.1.5 有利区分布
根据煤层气资源评价方法[7，14，18-22]，结合渝东南地区多薄煤层特点及周缘煤层气勘探开发实践，针对研究区内煤层气勘探程度较低，技术可采性参数缺乏等因素影响，本次选用煤层埋深、厚度、含气量3个决定煤层气资源基础的关键参数作为有利目标评价依据，并参考《煤层气地质选区评价方法》（NB/T 10013—2014）、《煤层气储量估算规范》（DZ/T 0216—2020）、《煤层气资源评价规范》（ISO 4657:2022）进行资源潜力分析及有利区优选。应用体积法初步估算出一类有利区面积591.3 km2，煤层气地质资源量768.7×108 m3；二类有利区面积657.9 km2，煤层气地质资源量855.3×108 m3（表1，图2）。
表 1 渝东南地区龙潭组煤层气有利区评价结果Table 1. Evaluation results of CBM favorable areas of Longtan Formation in Southeast Chongqing有利区 煤层埋深/
m煤层累厚/
m含气量/
(m3·t−1)面积/
km2资源量/
(108 m3)Ⅰ类区 500～2 500 >4 >15 591.3 768.7 Ⅱ类区 2 500～3 500 >4 >10 657.9 855.3 1.2 煤层气甜点段与甜点区优选
1.2.1 甜点段优选
在前期勘探实践和研究认识基础上，以“物质基础、保存条件、可压裂性”为核心，以单煤层厚度、煤储层物性、含气性、埋深、岩石力学性质等为主要参数[23-26]，评价出南川区块C25煤层厚度3.0～4.1 m，含气量19.35～25.28 m3/t，含气饱和度59.3%～100%，杨氏模量0.8～2.4 GPa，泊松比0.3～0.4，为中深层（埋深500～2 000 m）纵向甜点段（图3）。
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图 3 南川地区D1井龙潭组综合柱状图Figure 3. Comprehensive histogram of Longtan Formation of Well D1 in Nanchuan area1.2.2 甜点区优选
综合评价[23-26]，落实南川区块龙潭组煤层具有连续稳定分布、煤层厚度大、含气量高、产气效果好特征，中深层（埋深500～2 000 m）甜点区面积219.2 km2（图4），资源量385.3×108 m3。
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图 4 南川区块龙潭组中深层甜点区分布Figure 4. Layout of deep sweet spot in Longtan Formation, Nanchuan Block2. 有效压裂工艺
2.1 问题分析
研究区煤储层泊松比高、弹性模量小，且具有基质孔隙微小、天然割理裂缝发育的特征，常规压裂施工规模较小，形成的支撑裂缝长度有限，且压裂液沿裂缝系统滤失严重，容易砂堵，造缝不充分，仅在近井筒地带填充形成裂缝，无法实现对煤储层渗流能力的充分改善。
在后期排采过程中，未形成有效支撑的压裂砂易随流体流动，一方面压裂砂运移沉积在流动通道内导致煤储层裂缝堵塞渗透率降低；另一方面压裂砂进入泵筒后，如不能及时排出会造成卡泵修井，这也对煤层气压裂改造工艺提出了更高要求。
针对渝东南地区龙潭组煤储层特征，基于已压裂煤层气井现场实践，提出了以“强改造规模+大粒径支撑+多轮次施工”为核心的有效压裂改造思路，提高改造波及面积和支撑效果（图5），抑制支撑剂回流，充分造煤储层，实现压裂裂缝和天然裂缝的充分延伸和沟通，形成大范围体积解吸，提升煤层气单井产量。
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图 5 常规压裂与有效压裂对比示意Figure 5. Comparison between conventional fracturing and effective fracturing2.2 关键工艺
2.2.1 强改造规模
提升缝内净压力造复杂缝，助推裂缝有效延展，增加携砂动能，降低压裂液滤失量，增大储层改造体积。相同液量和砂量条件下，数值模拟显示，大排量22 m3/min施工，相比于16 m3/min排量缝长增加11%，单段设计液量超过1万m3。为充分发挥压裂液造缝和携砂的作用，同时降低施工压力和储层伤害，形成能够兼顾压裂效果和对煤储层地伤害的减阻水压裂液体系，主要配方为“0.05%减阻剂+0.02%杀菌剂”。
2.2.2 大粒径支撑
保障裂缝延伸末端及时得到有效支撑，支撑剂优先选用“大砂量”石英砂“40/70目（0.225～0.450 mm）细砂、30/50目（0.355～0.600 mm）中砂、20/40目（0.450～0.900 mm）粗砂”组合支撑，先加入适量的细砂，处理天然割理，降低压裂液滤失量，支撑微裂缝，实现远支撑。其次，逐步增加中砂占比，提高主缝支撑效果。在泵注阶段后期，加入粗砂，提高缝口导流能力，形成不同粒径支撑的复杂裂缝系统，促使煤层中气水流畅通。
2.2.3 多轮次施工
多轮次压裂改造过程中，压裂裂缝控制范围内的孔隙压力大幅度提升，储层的有效应力大幅度降低，部分区域的有效压应力逐步降低，甚至可能出现拉应力区域。压裂裂缝区域的主应力方向可能发生90°转变，压裂改造区域的地应力方向转变形成一定程度的复杂裂缝，压裂关井后，煤层的孔隙压力逐步扩散，相应的主应力方向可以再次恢复至初始的地应力方位。受煤层天然裂缝与力学性能的影响，压裂裂缝周围储层基质可能发生塑性变形，形成失效区域，导致煤层基质的渗透率进一步增大。
3. 现场应用及效果评价
3.1 试验应用概况
3.1.1 D1井基本情况
D1井位于重庆市南川区水江镇黄泥村，构造位置位于川东高陡褶皱带万县复向斜平桥背斜南部。D1井为煤层气评价定向井，最大井斜角34.2°，完钻井深1 445 m，套管完井，龙潭组为该井煤层的主要层位，发育有2个煤层。
试采目的层为C25煤层，埋深918.5～923.3 m，视厚度4.8 m。C25煤层区域发育稳定，宏观煤岩类型为光亮煤和半亮煤，内生裂隙发育，测井孔隙度5.7%，试井渗透率1.736×10−15 m2；镜质组平均质量分数>70%，镜质体最大反射率1.6%～2.1%。
3.1.2 施工情况
C25煤层射孔总射厚4.8 m，总孔数44孔，孔密度为10孔/m。2022年9月，对D1井C25煤共计开展了5轮次压裂施工，排量均为22 m3/min，施工压力30～84 MPa，累计液量10 079 m3，累计用砂1 409 m3，压裂施工曲线如图6所示。
施工开始后逐步提升排量至16.6 m3/min时，地层出现破裂显示，破裂压力76.9 MPa，然后建立22 m3/min排量，裂缝起裂明显。该井压裂煤层埋深较浅，割理裂缝发育，为提高加砂效率，采用连续加砂压裂技术，逐步提砂比至20%。
第1次施工后期，为防止地面施工压力激动，细砂与粗砂的体积比采用1∶2进行封口，施工压力曲线整体上较平稳。第1～3次施工排量相对稳定，随着石英砂的泵注，泵压先上升后下降，缝内净压增加，裂缝缓慢延伸，反映煤储层非均质性较强。第4次加砂过程中排量稳定，后期加砂阶段，施工压力上升并出现尖峰，裂缝延伸受阻，发生砂堵，造成缝内净压大幅度上升，表明随着粗砂的加入，可能出现缝内砂堵。第5次加砂初期，施工压力剧烈上升，可能是砂比过高，造成射孔炮眼处形成砂堵，通过降低砂比完成后续施工。
3.2 应用效果评价
3.2.1 缝网发育情况
采用停泵压降G函数导数分析方法，根据G函数导数形态判断压裂后是否形成复杂的裂缝网络，实现对压后改造效果的初步评价。D1井共进行1段5轮次压裂，除最后一次砂堵停泵放喷未进行停泵压降测试，其余4次均进行30 min停泵压力监测。
G函数导数曲线（图7）显示，1、3次特征曲线为逐步爬升至高位后产生微小波动，解释为压裂形成复杂裂缝；第2次曲线特征为爬升至高位后发生大幅波动，斜率不断变化，表明压裂形成剪切裂缝；第4次特征曲线光滑，斜率稳定变化，是主裂缝和分支裂缝的反映。
同时，根据拟三维水力压裂模型进行裂缝扩展数值模拟，结果显示半缝长达533 m，总缝高达34 m。综合G函数和数值模拟判断，该井总体改造效果较好，形成了较为复杂的缝网。
3.2.2 试气测试情况
放喷测试前井口压力12.71 MPa，通过油嘴控制放喷至井口压力为0，放喷返排液量1 825 m3，返排率18.1%；机抽投产后就见气，解吸压力7.19 MPa，见气13 d后日产气量突破0.8×104 m3；根据排采曲线（图8），目前稳产6 200 m3以上近100 d，累计产气62×104 m3，日产液5.0 m3，返排率42.4%，预计单井经济可采储量值达703×104 m3。相比于南方地区直井最高产的杨煤参1井，本井加液强度提升400%、加砂强度提升1 500%，达到稳定产气时间缩短1 400%，日稳产气量提升55%。
4. 结 论
1）提出以“物质基础、保存条件、可压裂性”为核心的煤层气富集高产地质甜点评价体系，评价结果显示渝东南地区南川区块龙潭组C25煤层为纵向甜点段，埋深500～2 000 m中深层甜点区面积219.2 km2，资源量385.3×108 m3。
2）以“强改造规模+大粒径支撑+多轮次施工”为核心的有效压裂改造思路，成功指导了在D1井的实践应用，定向井单井稳定日产气量超过6 200 m3，实现渝东南煤层气勘探重大突破。
3）“三元控气”地质甜点评价和有效支撑压裂工艺相结合的地质工程一体化思路，将充分释放渝东南地区一、二类有利区1 624×108 m3煤层气资源，为整体效益开发提供技术支撑。
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图 1 渝东南地区龙潭组煤层对比
注：GR—自然伽玛，API；AC—声波时差，μs/m；CNL—补偿中子，%；DEN—密度，g/cm3；LLD—深侧向电阻率，Ω·m；LLS—浅双侧向电阻率，Ω·m。
Figure 1. Comparative of coal seam of Longtan Formation in Southeast Chongqing
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图 3 南川地区D1井龙潭组综合柱状图
Figure 3. Comprehensive histogram of Longtan Formation of Well D1 in Nanchuan area
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图 4 南川区块龙潭组中深层甜点区分布
Figure 4. Layout of deep sweet spot in Longtan Formation, Nanchuan Block
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图 5 常规压裂与有效压裂对比示意
Figure 5. Comparison between conventional fracturing and effective fracturing
表 1 渝东南地区龙潭组煤层气有利区评价结果
Table 1 Evaluation results of CBM favorable areas of Longtan Formation in Southeast Chongqing
有利区 煤层埋深/
m煤层累厚/
m含气量/
(m3·t−1)面积/
km2资源量/
(108 m3)Ⅰ类区 500～2 500 >4 >15 591.3 768.7 Ⅱ类区 2 500～3 500 >4 >10 657.9 855.3 
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1. 何希鹏，汪凯明，罗薇，高玉巧，刘娜娜，郭涛，周亚彤，武迪迪. 四川盆地东南部南川地区煤层气地质特征及富集主控因素. 石油实验地质. 2025(01): 64-76 . 
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