沁水盆地和順區(qū)塊15號煤儲層特征及試采效果分析

1、第三屆油頁巖、煤層氣等非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)及綜合利用技術研討會文集沁水盆地和順區(qū)塊15號煤儲層特征及試采效果分析中國石化華東分公司孟貴希 朱杰平孟貴希，男，1983生，河南商丘人，碩士研究生，工程師，主要從事煤層氣地質及勘探部署研究工作。E-mail:menggx007,電話通訊地址：江蘇省南京市下關區(qū)熱河南路37號華揚大廈1102室。摘要：在分析和順區(qū)塊太原組15號煤層的孔隙裂隙特征、吸附特性、含氣性、煤體結構和儲層壓力的基礎上，結合后期試采效果，認為1000m以淺15號煤儲層的低含氣量、低解吸壓力和低儲層壓力是制約煤層氣井低產的根本因素；1000m以深，在15

2、號煤儲層含氣量高、解吸壓力和儲層壓力高的有利儲層條件下，實施合適的壓裂和排采工程工藝，單井產氣量可實現(xiàn)高產穩(wěn)產。關鍵詞：沁水盆地 和順區(qū)塊 15號煤層 儲層特征 試采效果和順區(qū)塊位于沁水盆地東北緣，行政區(qū)劃隸屬于山西省晉中市和順縣、昔陽縣、壽陽縣和左權縣（見圖1）。區(qū)塊東西寬26.48km，南北長49.71km，面積1040km2，預測煤層氣資源量1520×108m3。區(qū)塊南端有和順鳳臺一緣煤礦、和順正邦煤礦、北關煤礦和騰信煤礦等。區(qū)塊內共實施煤層氣井20余口；有二維地震線覆蓋整個區(qū)塊；區(qū)塊內有煤田鉆孔32個。1 地質背景圖1 交通位置圖區(qū)域范圍內賦存的地層主要有：太古界；上元古界震

3、旦系；古生界寒武系、奧陶系、石炭系、二疊系；中生界三疊系；新生界第三系、第四系。主要含煤地層為石炭系太原組和二疊系山西組，區(qū)塊內煤層氣勘探主要目的層為太原組15號煤層。區(qū)域上太原組地層厚90.30143.80m，平均125.00m，含煤14層，為主要的含煤地層之一。本組以K1砂巖連續(xù)沉積于本溪組之上，由灰色砂巖，深灰、灰黑色砂質泥巖、泥巖、石灰?guī)r及煤層組成。主要灰?guī)r有3層（K4、K3、K2），全區(qū)穩(wěn)定，是很好的標志層。本組巖性、沉積厚度有一定變化，但沉積巖性穩(wěn)定，沉積環(huán)境差異顯著，旋回明顯，屬海陸交互相沉積，主力煤層15號煤的沉積環(huán)境主要為潮坪及泥炭沼澤沉積環(huán)境。圖1 交通位置圖區(qū)域構造上，和

4、順區(qū)塊位于沁水盆地東北部的沾尚-武鄉(xiāng)-陽城北北東向褶皺帶內。區(qū)塊內以褶皺構造為特征，中小斷裂和陷落柱發(fā)育；且存在次級寬緩褶皺構造，構造線呈北北東向展布；地層整體相對平緩，地層整體傾向為北西，傾角一般10º左右，地層埋深東高西低。區(qū)塊內H3、H7井間發(fā)育一北北東向的斷裂帶，將區(qū)塊由東南至西北劃分為：紅堡溝單斜帶、紫羅-窯尚斷裂帶和西寨-沾尚褶曲帶。2 15號煤層賦存特征區(qū)塊內15號煤層位于K2灰?guī)r底下16.5m左右，下距K1砂巖16m左右，15號煤層厚2.39.9m，平均厚5.13m。鉆井和二維地震資料解釋結果顯示，15號煤層在區(qū)塊內穩(wěn)定分布，煤厚510m分布面積超過區(qū)塊面積一半，南北

5、各發(fā)育一厚煤帶。15號煤層結構為簡單-復雜，含夾矸0-5層，一般含3層，夾矸多為炭質泥巖、泥巖。煤層頂板一般為泥巖或炭質泥巖，少量鉆井（孔）揭露為粉砂巖或細砂巖；底板一般為泥巖，少量鉆井（孔）揭露為砂質泥巖或細砂巖。15號煤層埋深變化于141.891381m之間，整體變化趨勢是由東至西埋深逐步加深，區(qū)塊東北部和東南部地形較為平坦，埋深多小于1000m；區(qū)塊中部埋深10001500m；區(qū)塊西部邊界附近多大于1500m。局部埋深受地形起伏的影響，變化較大。3、煤儲層特征3.1煤巖煤質特征太原組15號煤的宏觀煤巖類型主要為半亮型煤和光亮型煤，鏡質組一般約占69.6%80.8%，平均為77.3%；原煤

6、灰分產率介于4.03%26.47%，平均為10.07%，為低灰煤。15號煤層鏡質體反射率2.17%2.97%，平均2.44%，為高變質程度的貧煤和無煙煤。區(qū)塊15號煤層內鏡質組含量、灰分產率和鏡質體反射率均變化不大。3.2 孔隙結構與等溫吸附特性煤的吸附能力與其孔隙結構特征密切相關，采用壓汞法對太原組15號煤層進行孔隙結構實驗，文章采用oo(1966)的十進制孔隙分類標準，即V1為大孔孔容(>1000nm)，V2為中孔孔容(1000nm >>100nm)，V3為過渡孔孔容(100nm>>10nm)，V4為微孔孔容(10nm >>7.2nm)，Vt為總孔

7、容1,2。實驗結果表明，15號煤層煤樣孔隙以過渡孔為主，大孔、中孔不發(fā)育，微孔比大孔、中孔稍發(fā)育。過渡孔占總孔容的59.44%63.53%，是主要孔隙；大孔、中孔不發(fā)育，所占總孔容在4.75%13.37%，平均低于8%；微孔比大孔、中孔稍發(fā)育，占總孔容18.60%24.06%。15煤層過渡孔和微孔為主的孔隙結構特征，決定了15號煤層具有較強的吸附能力。15號煤層原煤平衡水等溫吸附實驗結果表明，15號煤樣的蘭氏體積變化于28.5440.01m3/t之間，平均34.02m3/t，蘭氏壓力值變化于1.852.61MPa之間，平均為2.18MPa。分析認為和順區(qū)塊15號煤層具有比較強的儲氣能力，在有利

8、的保存條件配置下，煤層氣體富集程度可能較高；15號煤層蘭氏壓力值相對較高，煤層中吸附態(tài)氣體脫附相對容易，這些對煤層氣開發(fā)是比較有利的。3.3含氣性15號煤層在452.501178.50m深度區(qū)間內，含氣量（空氣干燥基）變化于4.6316.54 m3/t之間，平均為10.49m3/t。區(qū)塊內1000m以淺，15號煤層含氣量變化于4.6316.54m3/t之間,含氣量分布變化較大，整體不高，局部大于12m3/t。區(qū)塊內1000m以深，含氣量均大于10m3/t，且隨15號煤層埋深增大，含氣量有增大趨勢。15號煤層煤層氣甲烷含量86.24%98.42%，平均為93.31%，整體上甲烷濃較高，煤層氣品質

9、好。3.4裂隙特征與煤體結構（1）宏觀裂隙 （a）壽陽段王礦 (b) 陽泉5礦圖2 15煤裂隙走向玫瑰花圖煤中天然裂隙的發(fā)育特征直接影響到煤儲層滲透率的大小和方向，井下觀測定量統(tǒng)計結果顯示，15號煤層發(fā)育多組裂隙，其中以走向NNENE向裂隙最為發(fā)育；走向近EW向的裂隙發(fā)育程度次之(圖2)。從部分井下觀測及定向煤樣顯微鏡下裂隙密度和間距定量統(tǒng)計結果看，區(qū)塊內小、微裂隙發(fā)育好于中、大裂隙，從中到小、微裂隙其發(fā)育密度增大。（2）顯微裂隙在掃描電鏡下對區(qū)塊內15號煤層煤樣的顯微裂隙觀察結果表明：顯微裂隙總體不發(fā)育，形態(tài)比較復雜，以平直、張開狀為主，有鋸齒狀、分叉狀、階梯狀、雁行狀等；局部閉合，部分被填

10、充常見方解石、黃鐵礦及粘土礦物等礦物質充填(表1，圖3)。表1 顯微裂隙觀察成果一覽表井號煤樣描述H5無煙煤裂隙總體不發(fā)育，以平直、張開狀為主，局部閉合，煤巖基質中混雜少量粘土，孔隙不發(fā)育(圖3a)。H7無煙煤觀測煤樣未見明顯顯微裂隙，微米級孔隙發(fā)育，未見填充(圖3b)。H8無煙煤觀測煤樣顯微裂隙不發(fā)育，平行層理0.52微米、67微米孔隙發(fā)育，垂直層理上0.53微米、812微米孔隙發(fā)育，且未見填充(圖3c)。H9無煙煤有少量微裂隙，孔隙發(fā)育以晶間孔為主、粒間孔多被粘土填充(圖3d)。(a)H5井 (b)H7井 (c)H8井 (d)H9井圖3 研究區(qū)各煤樣顯微觀察（3）煤體結構通過各井15號煤層

11、煤芯觀測和描述，發(fā)現(xiàn)15號煤層煤體結構復雜，普遍發(fā)育薄層構造煤。在較大斷層附近，15號煤層構造煤厚度增大，如H3井、H12井構造煤厚度比例分別為62%和81%，遠離大斷層的地層平緩區(qū)煤體結構明顯變好，西寨向斜帶的H6、H7及H11井煤體結構保存相對較好，構造煤厚度比例分別為40%和0%。15號煤層試井滲透率一般介于0.00570.140×10-3m2之間，平均為0.026×10-3m2，整體相對較低，但限于國內目前煤儲層試井測試技術，試井滲透率值可靠度值得商榷。3.5 煤儲層壓力太原組15號煤層在埋深452.451178.0m的范圍內，儲層壓力變化于0.376.74MPa之

12、間，儲層壓力梯度變化于0.0540.573MPa/100m之間，平均為0.301 MPa/100m，屬低壓狀態(tài)。整體上，15號煤儲層壓力與煤層埋深呈正相關趨勢，且1000m以深，煤儲層壓力梯度大于0.50MPa/100m。4、試采效果截止2011年7月，在沁水盆地和順區(qū)塊針對太原組15號煤層共試采評價井24口，主要分布在區(qū)塊的東南部和東北部，試采深度452.451178.0m，試采時間226816天。其中埋深小于1000m的井22口，日產水量0.1211.64m3，日產氣0106.92m3；埋深大于1000m的井2口，日產水量0.291.68m3，日產氣184.301062.20m3(見表2，

13、表3)。1000m以深的H6井單井排采穩(wěn)定日產氣量突破1500m3。表2 和順區(qū)塊1000m以淺煤層氣井生產狀況表井號射孔井段投入排采日期目前生產情況日產氣量m3日產水量m3累產氣量m3累產水量m3H5926.6-931.92010.8.602.192552.58796.37H8793.9-799.82011.1.120.340.711996.23197.27H12927.2-933.32010.11.1925.881.08246.39333.55H2500-5052009.5.6106.920.1563067.38432.35H2井組485-6512010.1-2010.110-83.430

14、.12-11.64186-79510114-5415表3 和順區(qū)塊1000m以深煤層氣井生產狀況表井號射孔井段投入排采日期目前生產情況日產氣量m3日產水量m3累產氣量m3累產水量m3H61172.0-1178.02010.10.311062.20 0.29 183656.19 517.52 H71143.10m-1148.22010.7.30184.30 1.68 42982.47 898.54 4.1埋深小于1000m井試采分析埋深小于1000m的試采評價井共22口，其中參數(shù)井試采評價8口，7口位于區(qū)塊東南部；排采試驗井組1個（H2井組，14口）。單井產氣量普遍較低，參數(shù)井試采產氣量整體上低

15、于井組試驗井。淺部排采效果最好井為H2-3井，最高日產氣量為499m3，累計產氣量79510 m3（見圖4，表2）。分析認為：1000m以淺含氣量整體偏低，僅H2井、H1井等含氣量大于10m3/t，其余井均小于10 m3/t。較低的含氣量對應煤層解吸壓力低，排采降壓的空間較小，壓力降有效傳播半徑小，煤層氣解吸面積小，產氣量低。22口煤層氣井中僅H8井、H2-4-1、H2-9-1井解吸壓力高于1MPa，其余井解吸壓力變化于0.500.98MPa之間，平均為0.75MPa。淺部15號煤儲層壓力梯度均小于0.5MPa/100m。1000m以淺，15號煤層儲層條件較差：含氣量整體偏低、解吸壓力低（&l

16、t;1.2MPa）及儲層壓力梯度低（<0.5MPa/100m），是制約煤層氣井產量的根本原因。圖4 H2-3井生產曲線4.2埋深大于1000m井試采分析有學者認為沁水盆地煤層埋深小于800m是較為理想的煤層氣開發(fā)深度3,而當煤層埋藏深度大于1000m時,煤儲層的滲透性變差,對煤層氣的開發(fā)不利4。在目前所采取壓力衰減法開發(fā)煤層氣過程中,煤層氣開采深度很難突破1200m5。20102011年在和順區(qū)塊南部埋深大于1000m的位置，試采評價2口，有1口(H6井)通過試采獲得穩(wěn)定日產氣量1500m3，穩(wěn)產66天。H6井試采253天，目前日產氣1062.20 m3，日產水0.29 m3；累產氣18

17、3656.19 m3，累計產水517.52 m3（見圖5，表3）。但與H6井相距3.5km的H7井產氣效果不佳，最高日產氣量僅383 m3, 累產氣42982.47m3，累計產水898.54 m3。圖5 H6井生產曲線分析認為：（1）1000m以深的H6和H7井與1000m以淺的煤層氣井相比，15號煤儲層均具有較高的含氣量（>10m3/t）、較高解吸壓力(>2MPa)及相對較高的地層壓力(壓力梯度>0.5MPa/100m)，這三項儲層參數(shù)是煤層氣井產量突破的地質基礎。（2）優(yōu)化射孔、壓裂方案及合理的排采制度的實施，是H6井取得突破的技術關鍵。H6井較H7井相比：射孔密度大，壓

18、裂規(guī)模大，累積加砂量多，施工壓力相對較低，壓裂施工順利，單井排采獲得最高日產氣量1519m3。H6井采用抽油機；管柱吸入口放在煤層下部10m；采用前快后慢的排采制度；見氣時采用高套壓生產；連續(xù)生產至今，排采效果好。H7井采用螺桿泵；管柱放置煤層中部；采用較慢的排采制度；見氣采用0.5MPa低套壓生產制度；因卡泵檢泵2次，單井最高日產氣量383m3。5、結論與建議（1）沁水盆地和順區(qū)塊15號煤層穩(wěn)定分布，厚5.0m左右，平均含氣量高于10m3/t，煤層氣資源基礎較好，深部單井試采獲得產氣量突破，展現(xiàn)良好的勘探開發(fā)前景。（2）15號煤儲層宏觀裂隙有限、顯微裂隙不發(fā)育和大孔中孔不發(fā)育的特點決定了煤層氣擴散和滲流的原始條件較差，需要較好的壓裂改造工程工藝來改善滲透性。同時，15號煤層煤體結構復雜，薄層構造煤發(fā)育，裂隙部分被黃鐵礦及粘土礦物等礦物質充填，給煤儲層壓裂改造和后期排采帶來一定的難度。（3）煤儲層壓力普遍較低，儲層能量小，煤層氣解吸后滲流的原始動能較小，給后期排采帶來一定的挑戰(zhàn)。深部煤層儲層壓力相對較高，有利于擴大壓降半徑，增大解吸面積。（4）1000m以淺15號煤儲層的低含氣量、低解吸壓力和低儲層壓力是制約煤層氣井低產的根本因素；1000m以深，在15號煤儲層含氣量高、解吸壓力高和儲層壓力相對較高的有利儲層條件下