沁南潘河煤層氣田區(qū)域地質(zhì)特征與煤儲層特征及其對產(chǎn)能的影響

摘 要

摘要：沁水盆地南部(以下簡稱沁南)潘河煤層氣田是中國最早具有良好經(jīng)濟效益的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)的氣田，分析其區(qū)域地質(zhì)與煤儲層特征，評價其煤層氣可采性和生產(chǎn)潛力，可為選擇氣田井網(wǎng)
摘要：沁水盆地南部(以下簡稱沁南)潘河煤層氣田是中國最早具有良好經(jīng)濟效益的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)的氣田，分析其區(qū)域地質(zhì)與煤儲層特征，評價其煤層氣可采性和生產(chǎn)潛力，可為選擇氣田井網(wǎng)形式、鉆完井技術(shù)、增產(chǎn)改造技術(shù)，確定適宜的排采制度提供基礎(chǔ)和依據(jù)。為此，充分利用該區(qū)200多口煤層氣生產(chǎn)井資料、以往煤田地質(zhì)勘探資料和煤層氣參數(shù)井資料，精細描述了煤層氣田區(qū)域地質(zhì)和煤儲層特征，分析了影響煤層氣產(chǎn)能的地質(zhì)、儲層因素。結(jié)果表明：該區(qū)地質(zhì)構(gòu)造簡單，次級褶皺構(gòu)造發(fā)育；煤層發(fā)育穩(wěn)定，厚度大(3#煤層厚度為6.5m左右)；煤變質(zhì)程度高，屬于無煙煤；含氣性良好，含氣量較高，但平面上變化較大，氣體質(zhì)量好，甲烷含量超過98%；含氣飽和度高，介于95%～100%；滲透率相對較好，儲層壓力較高?？傮w上，地質(zhì)和儲層特征參數(shù)顯示該區(qū)具有煤層氣富集和高產(chǎn)的有利條件。根據(jù)PH1-009、TL-006、TL-007等煤層氣參數(shù)井測試數(shù)據(jù)，以及潘莊一號井田的煤田勘探資料，建立了氣田地質(zhì)模型，以期指導今后的井網(wǎng)設(shè)計、工程技術(shù)選擇，實現(xiàn)氣田的高效開發(fā)。
關(guān)鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；區(qū)域地質(zhì)；儲集層；特征；水文地質(zhì)條件；產(chǎn)能
    區(qū)域地質(zhì)特征和煤儲層特征研究，是煤層氣高效開發(fā)的基礎(chǔ)工作。通過沁水盆地南部(以下簡稱沁南)潘河煤層氣田地質(zhì)構(gòu)造、沉積環(huán)境、煤層賦存特征、裂隙發(fā)育特征、煤巖煤質(zhì)、含氣性、儲層壓力和滲透性等全面研究，分析煤層氣生成、富集、運移規(guī)律，評價區(qū)塊煤層氣可采性和生產(chǎn)潛力，可為今后根據(jù)不同的地質(zhì)條件和儲層條件，選擇氣田井網(wǎng)形式、鉆完井技術(shù)、增產(chǎn)改造技術(shù)，確定適宜的排采制度提供基礎(chǔ)和依據(jù)。
    潘河煤層氣田煤層氣勘探程度相對較高，研究基礎(chǔ)良好，過去在煤層氣地質(zhì)特征、成藏機理、高滲富集區(qū)預測等方面已積累了較多研究成果[1～6]，但煤層氣富集高產(chǎn)規(guī)律和地質(zhì)控制規(guī)律還沒有完全掌握，區(qū)域上的富集高產(chǎn)帶預測技術(shù)、垂向上的不同沉積條件下的煤層開采技術(shù)還未形成，即不同區(qū)塊、不同層系的煤層氣富集產(chǎn)出規(guī)律有待深入研究總結(jié)，煤層氣地質(zhì)學理論尚待形成。
    筆者依托中聯(lián)煤層氣有限責任公司實施的“沁南煤層氣開發(fā)利用高技術(shù)產(chǎn)業(yè)化示范工程”，基于沁南潘河煤層氣田200多口煤層氣生產(chǎn)井、以往煤田地質(zhì)勘探資料和煤層氣參數(shù)井資料，充分采用PH1-009參數(shù)井的煤層測試和試井成果，全面敘述沁水盆地南部潘河煤層氣田地質(zhì)條件和儲層參數(shù)特征，解剖沁南潘河煤層氣田的地質(zhì)規(guī)律和地質(zhì)模型，分析控制煤層氣產(chǎn)能的地質(zhì)因素。
1 區(qū)域地質(zhì)特征及煤儲層特征
1.1 區(qū)域地質(zhì)特征
1.1.1含煤地層特征
    潘河煤層氣田含煤地層為上石炭統(tǒng)太原組和下二疊統(tǒng)山西組。上覆二疊系下石盒子組、上石盒子組、石千峰組和第四系，下伏石炭系本溪組和奧陶系。
    下二疊統(tǒng)山西組為河流相碎屑巖沉積地層，厚度介于35～58m，一般為46m，由深灰色灰黑色泥巖、灰色粉砂巖、砂巖、煤層組成。山西組下部發(fā)育主要可采煤層——3#煤層，上距K8砂巖34m，下距K7砂巖7m。2#煤層局部可采。
   上石炭統(tǒng)太原組為一套海陸交互相沉積地層，厚度介于76～129m，一般為98m，巖性為灰色深灰色泥巖、砂巖、石灰?guī)r和煤層，由5個從碎屑巖到石灰?guī)r沉積的垂向?qū)有驑?gòu)成，體現(xiàn)了海退一海進沉積旋回過程，石灰?guī)r為3～8層，厚度介于0～12.90m。發(fā)育主要可采煤層——15#煤層，局部可采9#煤層。
1.1.2構(gòu)造特征含煤地層特征
潘河煤層氣田構(gòu)造簡單，整體上為一個西傾的單斜構(gòu)造，發(fā)育次級褶皺構(gòu)造(圖1)，斷層極少。氣田內(nèi)以背斜、向斜相間排列，呈NNE向展布為特征(圖2)，褶皺構(gòu)造自東向西分別為鄭村背斜、潘河向斜、柿溝背斜、霍家山向斜、馬山村背斜等。地層平緩，傾角一般為5°～8°，傾角最大僅為15°?？傮w上向斜部位含氣量相對較高，背斜部位含氣量相對偏低。
 
1.1.3煤層厚度
    3#煤層厚度大，結(jié)構(gòu)簡單，分布穩(wěn)定。根據(jù)已鉆探的200口煤層氣井資料，3#煤層厚度變化范圍為4.2～9.20m，平均為6.30m，純煤厚度介于4.60～6.70m。含碳質(zhì)泥巖和泥巖夾矸1～2層，厚度介于0.40～1.20m。平面上3#煤層厚度變化小，在潘河以東地區(qū)厚度較大，煤層厚度普遍大于6.50m，局部超過7.5m。在潘河以西，煤層厚度介于5.5～6.0m(圖3)。該區(qū)西北部煤層厚度相對減小，為5.5m。3#煤層頂板巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，局部為細、中砂巖；底板主要為粉砂巖和泥巖。泥巖作為煤層頂、底板封蓋層有利于煤層氣的保存與聚集。
    15#煤層位于太原組的上部，煤層較穩(wěn)定，厚度為薄一中等，介于0.80～6.17m，平均為3.21m，純煤厚度介于0.80～5.64m。煤層結(jié)構(gòu)為簡單-復雜，一般含夾矸1～2層，厚度為0.10～0.25m。15#煤層直接頂板巖性主要為泥巖或含鈣泥巖(厚0～2.5m)，底板主要為泥巖。K2石灰?guī)r常常成為15#煤層的直接頂板，造成煤層氣運移逸散，使煤層氣井產(chǎn)水量增加，排水時間延長。
1.1.4煤層埋深
    3#煤層埋深較淺，為266～544m，一般深度在400m左右，自南向北煤層深度呈增大趨勢。3#煤層下距15#煤層84～88m。
1.1.5裂隙發(fā)育特征
    3#、15#煤層煤體結(jié)構(gòu)以原生煤結(jié)構(gòu)為主。僅在3#煤層底部有時見1m厚的軟煤分層，呈粒狀和鱗片狀結(jié)構(gòu)。
    煤層的構(gòu)造裂隙和內(nèi)生裂隙發(fā)育。煤層中存在多組規(guī)模大小不一的裂隙。據(jù)PH1-009井煤巖描述結(jié)果，煤層內(nèi)生裂隙密度為(6～15)條/5cm，外生裂隙密度為(1～3)條/5cm。外生裂隙中充填方解石薄膜，裂隙面呈緊閉狀態(tài)。
    根據(jù)煤礦井下觀測結(jié)果，潘莊礦區(qū)煤層裂隙主要有3個裂隙系，每個裂隙系各有2組走向垂直或近于垂直的裂隙組。其走向分別為：第一裂隙系，10°～20°和110°～120°；第二裂隙系，40°～50°和130°～140°；第三裂隙系，60°～70°和150°～160°，其中以走向150°～160°的裂隙系最為發(fā)育，其余2組110°～120°、130°～140°次之。走向110°～120°的裂隙與區(qū)內(nèi)褶皺軸近于垂直，其他裂隙走向與褶皺軸斜交。
1.1.6煤巖學特征和煤質(zhì)特征
    宏觀煤巖特征：3#煤層為黑色，金剛光澤、絲絹光澤，條帶狀和均一狀結(jié)構(gòu)；半亮型煤，以亮煤為主，次為鏡煤、暗煤和絲煤。15#煤層為黑色，金剛光澤，條帶狀和均一狀結(jié)構(gòu)；半亮型煤，以亮煤為主，次為鏡煤、暗煤和絲炭。
    煤的顯微組分以惰質(zhì)組為主，其次為鏡質(zhì)組。鏡質(zhì)組含量：3#煤層介于30.7%～35.9%，15#煤層介于35.7%～43.1%。惰質(zhì)組含量：3#煤層介于64.1%～69.3%，15#煤層介于56.9%～64.3%。鏡質(zhì)組含量15s煤層普遍高于3#煤層，惰質(zhì)組含量15#煤層普遍低于3#煤層。3#煤層礦物質(zhì)含量為5%～8%，主要礦物為黏土，少量方解石。15#煤層主要礦物為黏土，常見黃鐵礦，少量方解石，極少石英。
    該區(qū)煤的變質(zhì)程度高，屬于無煙煤階段。鏡質(zhì)組最大反射率：3#煤層介于3.59%～3.70%，平均為3.65%；15#煤層介于3.47%～3.52%，平均為3.50%。
    15#煤層硫分含量高，屬于中灰、高硫煤；3#煤層屬于低灰 中灰、低硫煤。PH1-009井3#煤層測試結(jié)果：原煤水分為1.53%，灰分為14.44%，揮發(fā)分為7.34%，固定碳含量為92.66%，全硫含量為0.44%，真密度為1.61g/cm3，視密度為1.49g/cm3。15#煤層測試結(jié)果：原煤水分為1.23%，灰分為15.54%，揮發(fā)分為7.22%，固定碳含量為92.78%，全硫含量為2.40%，真密度為1.61g/cm3，視密度為1.47g/cm3。
1.1.7水文地質(zhì)條件
1.1.7.1 含水層及富水性
    該區(qū)含水層從下至上主要有：煤系基底的奧陶系石灰?guī)r巖溶裂隙含水層，太原組K2、K3及K4石灰?guī)r含水層，山西組砂巖裂隙含水層，下石盒子組砂巖裂隙含水層和第四系砂礫石含水層。該區(qū)晚古生代煤系中主要含水層與煤層間多存在直接水力聯(lián)系，其中與山西組3#煤層有水力聯(lián)系的是其上覆砂巖裂隙含水層(K8砂巖)；與太原組15#煤層有水力聯(lián)系的是其上覆太原組石灰?guī)r巖溶裂隙含水層(K2石灰?guī)r)。煤系下伏的奧陶系石灰?guī)r巖溶裂隙含水層，由于存在峰峰組弱含水層與本溪組鋁土質(zhì)巖的隔阻，與煤系地層無水力聯(lián)系。太原組含水層與山西組含水層之間有百米的砂泥巖互層相隔，兩者水層之間基本無水力聯(lián)系，與上覆的地表水系也不存在水動力聯(lián)系。幾套含水層系之間各自形成了獨立的水動力承壓系統(tǒng)，基本上無越流現(xiàn)象。
    山西組主要含水層為其底部的K7砂巖，該砂巖平均厚度為3m。根據(jù)抽水試驗資料，鉆孔單位涌水量最大僅為0.078L/(s·m)，含水性較弱。太原組K2石灰?guī)r巖溶裂隙含水層，厚度介于1.5～13.6m，富水性隨埋深的增大而逐步減弱，單位涌水量介于0.0008～0.056L/(s·m)，含水性較弱。鉆井顯示，由于石灰?guī)r厚度小，僅2m左右，裂隙不發(fā)育，基本不含水。
    根據(jù)鉆井簡易水文觀測，潘河先導性試驗項目一期鉆井40口，各井含水層的含水量大小與砂巖厚度、巖性有直接關(guān)系。PH45-03井下石盒子組與山西組砂巖層數(shù)多，厚度大，均為中、細粒砂巖，出水量大，平均產(chǎn)水量達到39.5m3/d。
1.1.7.2 區(qū)內(nèi)煤層氣井產(chǎn)出水分布特征
    依據(jù)區(qū)內(nèi)104口井排采初期產(chǎn)水量繪制等值線，產(chǎn)水量分布特征為：
    1) 凡是分布在向斜軸部及其附近的鉆井，產(chǎn)水量大，這主要與地層的構(gòu)造形態(tài)有關(guān)，地層水順著地層從向斜的翼部流向向斜軸部，補給條件好。
    2) 潘河東側(cè)鉆井產(chǎn)水量較大，西側(cè)產(chǎn)水量較小，尤其是東側(cè)處于正斷層附近的PH77-02井，初期產(chǎn)水量最大。東西兩側(cè)差異可能與含水層的補給條件及埋深變化有關(guān)：潘河東側(cè)埋藏較淺，接受地表補給條件好，因而含水層富水性較好，而在西側(cè)含水層補給差。
    3) 據(jù)統(tǒng)計的104口井數(shù)據(jù)，區(qū)塊北部(PH55-03北)初期產(chǎn)水量介于0.8～16.0m3/d，主要分布于1.2～8.5m3/d，平均為4.7m3/d。區(qū)塊南部(PH55-03南)初期產(chǎn)水量介于1.3～48.6m3/d，主要分布于9～23m3/d，平均為16.1m3/d。區(qū)塊南部產(chǎn)水量普遍高于北部，可能是由于區(qū)塊南部埋藏較淺，處于潘河向主干河流入口處，地表補給條件好，因而含水層富水性較好。
    4) 凡是基巖被第四系大面積覆蓋的地區(qū)，含水層富水性差，反之富水性較好。這可能是因為第四系缺失的地區(qū)，大氣降水和地表水直接補給滲透到含水層中，因而造成含水層富水性較好的原因。
1.2 煤儲層特征
1.2.1含氣性特征
1.2.1.1 煤層含氣量和氣成分特征
    該區(qū)煤層含氣量高，平面上變化較大。潘莊一號井田煤田地質(zhì)勘探測定結(jié)果，3#煤層含氣量(干燥無灰基)介于4.34～25.88m3/t，平均為12.01m3/t；15#煤層含氣量介于7.73～38.70m3/t，平均為19.98m3/t。
    3#煤層的氣體組成以甲烷為主，占98%，含少量氮氣和C02(分別占1.62%和0.38%)，15#煤層基本相同。
    垂向上，下部15#煤層的含氣量明顯高于上部的3#煤層；平面上，3#煤層含氣量介于8～24m3/t，如圖4所示，以竇山東北、潘河口、馬凹為中心分別形成3個煤層氣富集區(qū)，含氣量高達24m3/t，在潘河先導性試驗區(qū)內(nèi)主要以潘河口為中心形成高含氣量區(qū)，向外圍逐漸降低，在試驗區(qū)的西北及西南方向先降低，后又逐步增高。

1.2.1.2 吸附解吸和飽和度特征
    PH1-009井等溫吸附實驗溫度采用儲層溫度，平衡水分條件，測試結(jié)果表明，區(qū)內(nèi)3#、15#煤層對甲烷具有很強的吸附能力。如表1所示，3#煤層蘭氏體積介于35.63～42.17m3/t，平均為39.02m3/t，蘭氏壓力介于1.95～2.32MPa；15#煤層蘭氏體積介于41.35～43.21m3/t，蘭氏壓力介于1.89～2.06MPa。15#煤層吸附能力高于3#煤層。吸附時間，3#煤層為3.39d，15#煤層為0.67d。煤層含氣飽和度均很高，除15#煤層的一個樣品為95%外，其余都是100%。
1.2.2儲層滲透率和儲層壓力
1.2.2.1 煤儲層滲透性相對較高
   3#煤層滲透率為0.15～2.00mD，15#煤層滲透率為0.08～1.45mD。
1.2.2.2 儲層壓力稍低于正常壓力
   3#煤層儲層壓力為1.97MPa，壓力梯度為0.78kPa/m；15#煤層儲層壓力為2.76MPa，壓力梯度為0.81kPa/m。
1.2.2.3 地應力較高
    3#煤層閉合壓力為5.32MPa，地應力梯度為21.16kPa/m；15#煤層閉合壓力為8.72MPa，地應力梯度為25.57kPa/m。
2 煤層氣田地質(zhì)模型與產(chǎn)能的影響因素
    根據(jù)PH1-009、TL-006、TL-007等煤層氣參數(shù)井測試數(shù)據(jù)，以及其他煤層氣參數(shù)井和潘序一號井田煤田勘探資料，綜合形成了潘河煤層氣田地質(zhì)模型，如表2所示。由此可知，該氣田地質(zhì)構(gòu)造簡單，煤層發(fā)育并穩(wěn)定，厚度大，變質(zhì)程度高，含氣量較高，含氣性良好，滲透率相對較好，儲層壓力較高，煤層資源豐度高。地質(zhì)和儲層特征參數(shù)有利于煤層氣富集和高產(chǎn)。
 

    秦勇教授[7～8]提出由煤基塊、地層水和煤層氣的彈性能量構(gòu)成煤層氣能量系統(tǒng)。煤層氣富集成藏的能量平衡系統(tǒng)受控于構(gòu)造應力場、熱應力場、地下水動力學條件，在構(gòu)造應力場、熱應力場的作用下，控制煤儲層有效運移系統(tǒng)中的滲透性，地下水徑流狀態(tài)控制煤層氣有效壓力系統(tǒng)并對煤層氣富集起著關(guān)鍵性影響。
    該區(qū)近南北向的次級背向斜相間排列，形成向斜部位煤層氣顯著富集，同時產(chǎn)水量也明顯偏高，因此有利于形成較高產(chǎn)能的煤層氣井。
    資料表明，高煤級煤具有良好的生氣潛力，很高的氣體吸附能力，同時沁水盆地構(gòu)造改造較弱，3#煤層頂板以泥巖為主，煤層氣保存條件良好。氣成分中甲烷含量超過98%，也表明煤層氣基本未發(fā)生運移交換。因此，儲層含氣飽和度高，臨界解吸壓力較高，有利于煤層氣井較早產(chǎn)氣，并保持穩(wěn)定的產(chǎn)能。潘河地區(qū)的匯流型地下水動力條件不僅有利于煤層氣富集，也有利于地層流體能量的集聚。
    正是由于這種熱力場、應力場、水動力場的綜合作用，煤層沉積條件、生烴條件、應力條件、水動力條件和輸導格架的有利配置[9]，產(chǎn)生了潘河高產(chǎn)煤層氣井，使得沁南潘河煤層氣田成為中國最早實現(xiàn)具有良好經(jīng)濟效益的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)的氣田。
3 結(jié)論
    1) 沁南潘河煤層氣田地質(zhì)構(gòu)造簡單，次級褶皺構(gòu)造發(fā)育。3#煤層厚度大(6.5m左右)，結(jié)構(gòu)簡單，分布穩(wěn)定；15#煤層較穩(wěn)定，厚度為薄-中等。煤變質(zhì)程度高，屬于無煙煤；煤層含氣性良好，含氣量較高，但平面上變化較大，氣體質(zhì)量好，甲烷含量超過98%；含氣飽和度高，介于95%～100%；滲透率相對較好，儲層壓力較高。總體上，地質(zhì)和儲層特征參數(shù)有利于煤層氣富集和高產(chǎn)。
    2) 綜合形成了氣田地質(zhì)模型，將有效地指導今后的井網(wǎng)設(shè)計、正確選擇適宜的工程技術(shù)，實現(xiàn)氣田的高效開發(fā)。
    3) 正是由于熱力場、應力場、水動力場的綜合作用，煤層沉積條件、生烴條件、應力條件、水動力條件和輸導格架的有利配置，使得沁南潘河煤層氣田成為中國最早具有良好經(jīng)濟效益的規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)氣田。
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(本文作者：葉建平 吳建光 房超 吳見 熊德華 中聯(lián)煤層氣有限責任公司)