近年来，随着我国南方薄至中厚煤层群发育地区的煤层气资源调查和可采潜力评价等工作的逐渐深入，我国煤层气地质资源量不断增加，有效保障了我国清洁天然气能源的供应。贵州省煤层气资源丰富，是我国南方最大的煤层气富集区，其中上二叠统可采煤层的煤层气预测资源量为30 561.86亿m3，可采13 791.26亿m3，占总地质资源量的45.13%[1]。黔西地区是贵州省主要的煤层气富集区，主要集中在上二叠统龙潭组发育的薄至中厚煤层群中[2-3]。织纳煤田、六盘水煤田是黔西煤层气研究和开发的主要地区[2,4]，其中的织金区块、土城区块松河井田均已实现了煤层气勘查开发示范工程建设[5-6]，多位学者从煤岩煤质特征、储层物性、含气性等方面分析了这些地区的地质情况[7-11]，并通过实际排采试验结果分析了煤层气的开发效果[5,12-13]，均显示黔西地区具有较好的煤层气资源开发潜力。都格井田位于六盘水煤田水城矿区，中国地质调查局近3 a来在井田部署了1口煤层气参数井，2口煤层气生产试验井，取得了比较丰富的地质资料，其中杨煤参1井显示了较好的产气效果[14]，最高日产气量达5 011 m3/d，并已连续7个多月稳产4 000 m3/d以上，为目前贵州地区第1煤层气高产直井。笔者在都格井田龙潭组煤层及顶底板发育条件的基础上，结合储层压力、含气性和孔渗性等重要储层地质特征，分析了井田煤层气资源开发条件，采用3种不同方法预测了井田的煤层气可采系数，定量分析了井田煤层气资源的可采性，对推进井田煤层气勘探开发具有重要意义。

1 研究区地质概况

都格井田位于贵州水城矿区，构造上主要位于发耳构造杨梅树复向斜，其北东为马龙向斜，南西为妥倮向斜，构造复杂程度中等，断层不发育。井田出露地层由老至新依次为:上二叠统峨嵋山玄武岩组(P3β)、龙潭组(P3l)、下三叠统飞仙关组(T1f)、永宁镇组(T1yn)及第四系(Q)。其中，含煤地层为上二叠统龙潭组，主要由粉砂岩、细砂岩、泥岩及煤组成，沉积类型为海陆交互相的三角洲平原沉积，与上覆地层飞仙关组呈整合接触，与下伏地层峨眉山玄武岩组呈不整合接触，厚410～430 m，平均厚约419 m。龙潭组地层含水性较弱，上覆地层飞仙关组和下伏地层峨眉山玄武岩组岩性致密，隔水作用明显。

2 煤储层特征

2.1 煤层发育情况

井田勘探资料显示，都格井田龙潭组含煤46～80层，煤层平均总厚度47.35 m，含煤系数11.29%，含可采煤层18层，可采煤层平均总厚度22.23 m，可采含煤系数5.3%。根据煤层气参数井DC-1井所获得的数据，主要煤层的可采平均单层厚度为0.79～2.44 m，含煤地层呈现典型的薄至中厚煤层群发育的特点。煤层发育情况优于织纳煤田[15]，含煤层数、厚度略优于临近的松河井田[16]，煤层总体比较稳定，其中稳定煤层4层，为3,5-2,7,13-2号煤层，平均总可采厚度为7.09 m，占可采总厚度的32%;较稳定煤层8层，为5-3,10,12,13-1,14,15-2,16,34号煤层，平均总可采厚度为9.62 m，占可采总厚度的43%;不稳定煤层6层，占可采总厚度的25%。稳定和较稳定煤层共12层，占可采总厚度的75%，具体情况见表1。较好的煤层发育情况为煤层气的高产和稳产提供了必要的条件。由表1还可以看出，相邻煤层之间的层间距在20 m以内，煤层的顶板一般为泥质粉砂岩，局部为粉砂岩，直接底板为厚度不等的泥岩，其余多为粉砂质泥岩，上覆地层飞仙关组一般为厚度450～600 m的泥质粉砂岩与泥岩互层，顶底板及上覆地层岩性致密，可以有效阻挡和减缓气体扩散与渗滤，井田密封性良好的顶底板为煤层气的有效保存提供了有利条件。

2.2 储层压力特征

根据在都格井田内所钻的参数井的主要稳定煤层的注入/压降试井结果，得到了5-2,7,13,15-2,23-2号煤层的储层压力和储层压力系数随埋深的变化情况，如图1所示。储层压力系数在0.95～1.24，最高为5-2号煤层1.24，为超压储层，7号煤层以下的储层压力系数在0.9～1.0以内，属于常压储层。根据黔水参1井的试井和测试结果，临储比平均为0.44。总体而言，研究区主要目标煤层储层压力为常压储层，临储比较高，利于煤层的排水降压和较快的解吸产气。

2.3 储层含气性特征

井田内各主要煤层的含气量一般都超过10 m3/t，主要成分为甲烷，占含气总量的87.30%～97.22%，平均为92.72%，其次为N2，含少量CO2。其中DC-1井主要可采煤层的含气量如图2所示，由图2可以看出，空气干燥基含气量为15.56～24.95 m3/t，平均为20.61 m3/t，略高于织纳煤田[17];煤岩样品的等温吸附实验结果显示，1～21号煤层空气干燥基兰氏体积VL介于11.06～22.52 m3/t，平均为17.75 m3/t，兰氏压力介于0.75～1.62 MPa，平均为1.15 MPa。理论含气饱和度较高，平均为60%，而且由浅到深，含气饱和度总体有降低的趋势。较高的含气量和含气饱和度可以保障生产过程中的煤层气供应，显示出该区良好的煤层气可采潜力。

表1 都格井田稳定煤层的基本数据
Table 1 Basic data of stable coal seams in Duge Mine

2.4 储层孔渗性

孔隙度和渗透率是煤层气开发的关键评价参数，根据在井田内DC-1井各煤岩样品测试结果，如图3所示，主要煤层孔隙度在3.57%～7.00%，平均为5.82%，内生裂隙发育，基质孔隙的连通性较好，在水城矿区主要开采煤层的孔隙度3.52%～9.48%范围内[8]，高于松河井田2.16%～5.16%的孔隙度[6]。煤层由上到下，随着埋深的增加，孔隙度总体有降低的趋势。根据井田内所钻的黔水参1井注入压降试井的结果，7号、13-1和13-2号合层、15号三煤层的渗透率为(0.21～0.35)×10-15 m2，煤层自身具有良好的渗透性，为水力压裂和后期排采提供了较为有利的条件。

3 煤层气资源可采性

可采系数是依据现有的认识和技术条件，对尚未开发或开发程度较低的煤层气储层进行可采资源量预测的重要参数。可采系数分为技术可采系数和经济可采系数，目前常指技术可采系数，求取方法主要有等温吸附曲线法、类比法等[18]。

3.1 等温吸附曲线法

根据获取煤岩样品的等温吸附实验来计算煤层气的可采系数，应用程度较高。该区可采煤层镜质组最大反射率(Ro，max)为1.33%～1.88%，平均为1.51%，以中等变质程度的瘦煤为主[19]，参考庚勐等的研究参数[15]，煤层枯竭压力取值为0.7 MPa。在对主要煤层的煤岩样品进行的含气量测试、等温吸附实验所获得的结果基础上，结合井田内杨煤参1井和黔水参1井压裂排采层段的优选，根据煤层气可采系数公式式(1)，预测两口井控制范围内煤层气可采系数结果见表2。

(1)

式中，CR为煤层气可采系数，无量纲;VL为兰氏体积，m3/t;V为实测含气量，m3/t;pe为枯竭压力，MPa;pL为兰氏压力，MPa。

由表2可以看出，4个优选的目标煤层的可采系数在0.49～0.68，平均为0.59。

表2 等温吸附曲线法确定的煤层气可采系数
Table 2 CBM recoverable coefficient by isothermal absorption curve method

3.2 类比法

根据井田内所钻的煤层气参数井，已经系统获得了龙潭组煤系地层储层物性、含气性和煤岩煤质特征，其中有1口(杨煤参1井)排采第1年累计产气超过100 ×104 m3，已经进入稳定产气阶段，稳定产气量在4 000 m3/d以上。可以通过类比相邻地区、相似地质和储层条件的地区可采系数的方法来预测研究区的可采系数。根据相关文献描述[6]，都格井田与邻近的松河井田、四川盆地在煤储层物性、含气性、封隔条件等方面具有较高的相似性。松河井田和四川盆地预测可采系数分别为0.45～0.50和0.40～0.53，因此，通过类比法预测研究区可采系数在0.40～0.53。

3.3 实际排采试验结果拟合推算

通过对都格井田杨煤参1井钻遇的煤储层地质资料、钻完井资料、测录井资料进行系统分析，优选了5-2,7，13-2号煤层进行了分层压裂、合层排采试验[3]。排采过程严格遵守“连续、缓慢、稳定、长期”的原则，合理控制井底流压下降速率实现精细化排采控制，达到了高产稳产的目的。基于该井1 a多的排采数据，通过对日产气量变化情况进行分析，拟合实际生产数据，推算杨煤参1井3层煤可以获得的累计产气量。根据沁水地区煤层气生产井的产气量递减规律[20]统计分析发现，产量递减以指数递减为主，因此假设杨煤参1井日产气量按照指数函数进行递减。通过对生产数据拟合，得到如图4所示的拟合结果。

图4中所得到的拟合公式为

ln Q=8.599 6-7.276 5×10-4t

(2)

式中，Q为日产气量，m3/d;t为时间，d。

对式(2)进行变换，即可得到日产气量的指数拟合公式:

Q=5 429.27exp(-7.276 5×10-4t)

(3)

对式(3)在时间区间上进行积分，即可得到该井某一时间区间上的累计产气量。根据杨煤参1井压裂裂缝监测结果，预测该井控制面积约为12.56×104 m2，3层煤的厚度分别为2.66,1.55,1.93 m，利用表2中的实测含气量，煤层视密度取1.46 g/cm3，根据体积法[21]，估算杨煤参1井的可控范围内3层煤的煤层气地质资源量可达1.82×107 m3。可采系数近似等于累计产气量与该井控制范围内地质资源量的比值。因此，按照上述递减规律，推算杨煤参1井煤层气日产量和可采系数随时间的变化情况如图5所示。由图5可以看出，可采系数随着时间的增长先快速增加，后增速变缓，15 a内的可采系数为0.40，20 a内的可采系数为0.41。

通过上述3种方法，综合确定研究区内煤层气的可采系数在0.41～0.68。国内主要煤层气开发地区的可采系数[6]见表3。通过比较可以发现研究区的可采系数与表中的鄂尔多斯柳林矿区、焦作矿区、松河井田、四川等煤层气产区或示范区的可采系数相当，可见研究区具有较好的煤层气开发前景。

表3 国内主要煤层气区块的可采系数
Table 3 CMB recoverable coefficient of main CBM blocks

4 结 论

(1)黔西地区都格井田1 000 m以浅的煤层气资源主要赋存在上二叠统龙潭组煤系中，多个薄至中厚煤层群发育，顶底板及上覆地层致密，煤储层基本为常压储层，可采煤层含气量在10 m3/t以上，含气饱和度平均为60%。

(2)都格井田主力煤层发育稳定，具有煤层气保存条件好、含气饱和度较高、含气量高、孔渗性好的特点，杨煤参1井排采第1年累计产气超过106 m3，获稳定日产4 000 m3以上的高产工业气流，表明该区煤层气具有较好的可采性。

(2)通过等温吸附曲线法、类比法、排采试验数据拟合等3种不同方法推算都格井田可采系数分别为:0.49～0.68，0.40～0.53和0.41。综合分析确定可采系数为0.41～0.68，可采性较好，表现出井田良好的煤层气开发前景。

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