沁水盆地南部高煤階煤層氣富集高產(chǎn)控制因素

摘 要

摘要：為有效支撐中國石油天然氣股份有限公司煤層氣業(yè)務(wù)的發(fā)展，持續(xù)開展了沁水盆地南部高煤階煤層氣富集及高產(chǎn)控制因素研究，總結(jié)了階段成果和煤層氣開發(fā)實踐經(jīng)驗。結(jié)論認(rèn)為：沁水
摘要：為有效支撐中國石油天然氣股份有限公司煤層氣業(yè)務(wù)的發(fā)展，持續(xù)開展了沁水盆地南部高煤階煤層氣富集及高產(chǎn)控制因素研究，總結(jié)了階段成果和煤層氣開發(fā)實踐經(jīng)驗。結(jié)論認(rèn)為：沁水盆地高煤階煤層具有低壓力、低滲透率、非均質(zhì)性強的特征；煤層氣開采難度大，其富集成藏主要受煤質(zhì)、煤層埋深、頂?shù)装宸馍w性、構(gòu)造、水動力條件等的控制；地下水滯留區(qū)構(gòu)造翼部是富集高產(chǎn)的有利區(qū)域；面積降壓、合理井型是實現(xiàn)煤層氣井高產(chǎn)的必要條件。該成果為規(guī)模高效開發(fā)該煤層氣田打下了堅實基礎(chǔ)。
關(guān)鍵詞：沁水盆地南部；高煤階；煤成氣；富集；高產(chǎn)；有利區(qū)域；控制因素
1 煤層氣富集的控制因素
    沁水盆地南部高煤階煤層具備良好的生、儲氣條件。
   首先具有較好的煤層氣生成物質(zhì)基礎(chǔ)。
   下二疊統(tǒng)山西組為河控三角洲沉積體系，3#煤層主要形成于三角洲平原亞相的泥炭沼澤中，下三角洲、三角洲間灣活水泥炭沼澤相以及上三角洲森林泥炭沼澤相成因的煤巖一般具有較低的灰分，有機組分中鏡質(zhì)組發(fā)育，易形成相對有利的孔隙、割理系統(tǒng)；過渡泥炭淺水沼澤易形成軟煤和夾矸，有機組分中惰質(zhì)組含量高，孔隙、割理不發(fā)育。煤層孔隙以微-小孔為主，微-小孔所占比例一般在80%以上，保證了儲層具有很高的聚氣能力。
    在三角洲平原沼澤環(huán)境中沉積形成了厚度較大的3#煤層，厚度介于4～7m，煤層分布穩(wěn)定連續(xù)。據(jù)對3#煤層煤巖顯微組分、煤質(zhì)組分的分析，顯微組分以鏡質(zhì)組為主，鏡質(zhì)組含量為53.9%～92.3%，平均76.9%，惰質(zhì)組含量為7.7%～46.1%，平均23.9%，殼質(zhì)組因煤變質(zhì)程度高而觀察不到，表明該區(qū)煤巖顯微組分以鏡質(zhì)組為主。富含鏡質(zhì)組的煤比富含其他煤巖成分的煤具有更強的生氣能力、更大的儲氣潛力以及更好的滲透性[1]。
    同時，煤層頂?shù)装迥鄮r封蓋能力強，具有有利的封蓋層條件，3#煤層的頂板主要是分流間灣沉積環(huán)境，沉積物顆粒較細(xì)，泥質(zhì)含量較高；3#煤層的底板為湖泊相沉積環(huán)境，泥巖沉積發(fā)育，顆粒較細(xì)，泥質(zhì)含量較高。由于頂?shù)装鍘r性較細(xì)，對煤層氣的封閉性較好，山西組3#煤層氣藏之上直接蓋層為厚達52m的深灰、灰黑色泥巖、碳質(zhì)泥巖組合，泥巖厚度大、質(zhì)純、致密堅硬，巖心未見裂縫，其泥巖突破壓力為8～15MPa，煤層氣逸散難，有效保存了煤層氣，是一套非常好的封蓋層，使得3#煤層成為較好的煤層氣儲集層[2～3]。
    從構(gòu)造向斜翼部到軸部，煤層埋深及上覆地層厚度增大，離煤層風(fēng)化帶較遠(yuǎn)，有效阻止了煤層氣垂向散失，另外向斜部位上覆地層厚度相對較大，儲層壓力相對較高，有利于煤層氣的吸附、富集。
    沁水盆地南部含煤地層水動力條件微弱，具有獨立的水封閉系統(tǒng)，不僅有利于排水降壓，而且可形成承壓水封堵型氣藏，對煤層氣的保存極為有利。從水動力條件看，地下水條件對沁水盆地南部向斜構(gòu)造的煤層氣富集有重要意義。該向斜地下水接受來自東部和南部大氣降水補給，以及北部和西部分水嶺水源補給，水體向水位低等勢面部位匯流；水質(zhì)由HC03·S04-Ca型向HC03·S04-K·Na和HC03·S04-Ca·Mg型轉(zhuǎn)化，礦化度最低為600mg/L，最高超過2600mg/L。向斜部位礦化度一般大于1000mg/L，顯示出地下水滯流的特征，有利于保存煤層氣，形成含氣量高值區(qū)，含氣量在15m3/t以上。
    在樊莊區(qū)塊東部補給區(qū)礦化度小于600mg/L，反映了淺部地下水接受補給，地下水徑流交替條件好，深部徑流緩慢使其呈滯流狀態(tài)。
    樊莊區(qū)塊南部為露頭區(qū)，接受大氣降雨補給，地下水由東向西、由南向北徑流。西側(cè)，地下水在西南部接受露頭降水補給，一部分地下水通過西部邊界寺頭斷層向西排泄，另一部分通過北東向分水嶺作用使地下水由南西向北東徑流。這樣便形成了向中深部樊莊一帶匯流之勢。淺部地下水交替活躍，徑流強度大，東側(cè)地下水水位為720 m。向深部隨著側(cè)向徑流距離的延伸，東流強度逐漸減弱。在端氏等地區(qū)的等勢面低地，地下水徑流條件最弱，地下水水位為550m。從東側(cè)露頭到中深部，水位差達170m。東部的水力坡度相對較大。
    樊莊區(qū)塊的北部地下水基本為單向流動。東南部的地下水位為720～730m，西北部的地下水位為620m。地下水從東部露頭區(qū)接受大氣降水補給，向西部徑流。淺部是煤層氣逸散帶，含氣量低。到深部，地下水徑流強度減弱，徑流緩慢，有利于煤層氣的富集、保存。
    由此可見，樊莊-鄭莊區(qū)塊地下水自東南向西北徑流，形成地下水匯流區(qū)，是含氣量富集的動因。
    因此，沁水南部具承壓水封堵成藏模式，地下水沿煤層、含水層露頭補給，向深部運移，徑流強度由強變?nèi)?，并在空間上依次形成了補給區(qū)-徑流帶-滯流帶。在淺部補給區(qū)是煤層氣逸散帶，含氣量低；深部滯流帶地下水徑流緩慢，是煤層氣的有利聚集區(qū)[4]。
2 煤層氣高產(chǎn)有利區(qū)及單井產(chǎn)量控制因素
2.1 煤層氣富集是煤層氣井高產(chǎn)的基礎(chǔ)
    含氣性差異是產(chǎn)量相差較大的主要原因，在構(gòu)造溢散邊界(斷層、“陷落柱”)附近、地下水補給邊界附近，其煤層氣富集條件較差，開發(fā)效果較差。低產(chǎn)井區(qū)位于構(gòu)造溢散邊界，也是地下水補給邊界附近，煤層氣含量低，其富集較差。樊莊區(qū)塊東部井區(qū)煤層氣井處于大氣降水補給邊界，含氣量一般介于5～17m3/t，含氣飽和度低于80%，直井平均產(chǎn)量不足500m3/d。圖1為樊莊區(qū)塊東部1口井的排采曲線，該井排采2年多累計產(chǎn)氣量僅25×104m3，最高日產(chǎn)氣量還達不到1000m3。該井區(qū)多數(shù)井生產(chǎn)情況與這口井相似，樊莊區(qū)塊東部井區(qū)單井產(chǎn)量普遍較低的主要原因是含氣量、含氣飽和度低，因此開發(fā)效果較西部差。

    斷層(“陷落柱”)的作用一是對附近煤層氣有解吸作用，封堵性差可造成煤層含氣量低，但解吸范圍有限，例如鄭試39井位于斷裂帶內(nèi)(圖2)，含氣量僅2.5m3/t，主要由于斷層、“陷落柱”煤層氣很快逸散，造成含氣量低；二是近斷層地帶裂縫發(fā)育，通過壓裂易與斷層、地層水或地表水溝通，煤層氣沿裂縫逸散，排采井可能產(chǎn)水量大、產(chǎn)氣量較小或不產(chǎn)氣[5]。
 

    煤層氣富集同樣控制著水平井的產(chǎn)能，根據(jù)實際地質(zhì)條件，進行不同含氣量的數(shù)值模擬計算，以含氣量為25m3/t、15m3/t的計算結(jié)果為例，除含氣量參數(shù)不同外，其他條件同等的情況下，高峰產(chǎn)氣量分別為1.5×104m3和0.6×104m3，10年累計產(chǎn)氣量相差4倍。結(jié)果表明，煤層氣富集是氣井產(chǎn)能高的關(guān)鍵控制因素。
2.2 地下水滯留區(qū)構(gòu)造翼部是煤層氣高產(chǎn)有利區(qū)域
    高產(chǎn)井一般位于地下水滯留富集區(qū)的構(gòu)造翼部，儲層受力均勻，頂?shù)装灞容^完好，氣藏未被水破壞，深部解吸氣源運移補給，煤儲層連通性好，易于降壓解吸排水采氣過程中，壓降漏斗影響范圍大，可形力重疊，是主要產(chǎn)氣區(qū)。
    目前，超過2000m3/d的井一般都分布在滯留-弱徑流區(qū)域的局部構(gòu)造翼部。圖3是樊莊區(qū)塊構(gòu)造翼部1口直井的排采曲線，該井投入排采近5年，3年穩(wěn)產(chǎn)日產(chǎn)氣量為4000m3，目前已累計產(chǎn)氣超過600×104m3，采出程度為48%，開發(fā)效果很好。
 

   樊莊區(qū)塊水平井實際排采資料結(jié)果顯示，日產(chǎn)氣量在2×104m3以上的水平井，所處構(gòu)造相對簡單，基本處于構(gòu)造寬緩的翼部，含氣量在20m3/t左右，水平段沿煤層上傾方向鉆進，沒有鉆遇斷層或很少鉆遇斷層，構(gòu)造翼部是產(chǎn)氣有利部位。煤層氣富集區(qū)構(gòu)造翼部的水平井的日產(chǎn)氣量最高達到6×104m3，有的單井的累計產(chǎn)氣量已經(jīng)達到3500×104m3。
2.3 水平井分支產(chǎn)狀是控制單井產(chǎn)量的關(guān)鍵因素
   通過跟蹤分析水平井的排采情況，從地質(zhì)和井型優(yōu)化結(jié)果對比的角度，分析水平井產(chǎn)氣的影響因素，認(rèn)為地質(zhì)構(gòu)造仍是水平井排采效果好壞的決定性因素，而水平井鉆井方位和水平井分支產(chǎn)狀等因素也是影響其產(chǎn)能的重要原因[6]。
   實際資料統(tǒng)計結(jié)果表明，水平井主分支結(jié)構(gòu)合理的井型，其主分支間距、主分支夾角、主分支數(shù)量與理想模型接近，整體產(chǎn)氣水平較高。
   FZP4井組共部署水平井的水平段長度介于4399～5179m不等，從井型參數(shù)分析，主分支長度、主分支間距、主分支夾角和主支夾角與數(shù)模確定的理想模型接近，井型結(jié)構(gòu)比較合理，分支上傾。從排采情況看，F(xiàn)ZP4井組整體產(chǎn)氣水平較高，單井日產(chǎn)氣水平最低為6000m3，最高達到45000m3。
    因此面積降壓是實現(xiàn)煤層氣高產(chǎn)的必要條件，水平井的面積降壓能力更強。但是，水平井所處部位地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜，鉆井事故導(dǎo)致煤層坍塌，煤層鉆遇率低，達不到鉆探設(shè)計要求，總體表現(xiàn)為分支結(jié)構(gòu)不合理，資源利用程度低，將影響開發(fā)效果。
    數(shù)值模擬計算及實際資料表明，水平段延伸方向與主裂縫發(fā)育方向相交，溝通的裂縫越多，越有利于產(chǎn)氣。
    鄭莊一樊莊區(qū)塊以NE65°～85°、NW20°～50°方位裂縫最發(fā)育，排采井水平段延伸方向與兩組裂縫呈正交狀態(tài)，即水平分支走向為北北東和北北西的水平井大都產(chǎn)氣情況比較好。
    F23井是2010年部署實施的1口水平井，該井井型結(jié)構(gòu)合理，能夠形成有效的面積壓降，所處區(qū)域含氣量達21m3/t；主分支所處地層產(chǎn)狀上傾幅度很大，有40～80m，有利于排水降壓；大部分水平分支與主應(yīng)力方向相交角度NE70°～80°，具備這些條件對水平井獲得高產(chǎn)非常有利，排采6個月日產(chǎn)氣量已達1.8×104m3，從生產(chǎn)曲線可以看出日產(chǎn)氣量上升趨勢明顯。
    樊莊區(qū)塊水平井產(chǎn)氣情況與構(gòu)造位置、水平井井型相關(guān)，研究地質(zhì)構(gòu)造、優(yōu)選水平井井位及鉆井軌跡是非常關(guān)鍵的環(huán)節(jié)。
3 結(jié)論
    筆者從地質(zhì)角度總結(jié)了煤層氣富集高產(chǎn)的控制因素，認(rèn)為煤層氣富集主要受煤質(zhì)、煤層埋深、頂?shù)装宸馍w性、構(gòu)造、水動力條件等控制，煤層氣富集是煤層氣井高產(chǎn)的基礎(chǔ)，地下水滯留區(qū)構(gòu)造翼部是煤層氣富集高產(chǎn)的有利區(qū)域，水平井更有利于面積降壓，水平井合理井型是實現(xiàn)煤層氣井高產(chǎn)的必要條件。
參考文獻
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[6] 左銀卿，孟慶春，周睿，等.水平井油田開發(fā)技術(shù)文集[C].北京：石油工業(yè)出版社，2010：614-618.
 
(本文作者：左銀卿1 孟慶春1 任嚴(yán)2 焦雙志1 崔麗華1 1.中國石油華北油田公司勘探開發(fā)研究院；2.中國石油渤海鉆探工程公司井下作業(yè)公司)