劉燕紅 李夢溪 楊鑫 劉春春 閆玲

1.中國石油華北油田煤層氣勘探開發(fā)分公司 2.中國科學院油氣資源研究重點實驗室

沁水盆地樊莊區(qū)塊煤層氣高產(chǎn)富集規(guī)律及開發(fā)實踐

劉燕紅1李夢溪1楊鑫2劉春春1閆玲1

1.中國石油華北油田煤層氣勘探開發(fā)分公司 2.中國科學院油氣資源研究重點實驗室

為弄清沁水盆地樊莊區(qū)塊煤層氣的高產(chǎn)富集規(guī)律，根據(jù)近5年來在該區(qū)的勘探開發(fā)實踐，從烴源條件、儲層條件和保存條件3個方面系統(tǒng)分析了煤層氣的成藏條件與富集規(guī)律。結果表明：該區(qū)煤層氣成藏條件決定了其富集特點，即整體含氣性較好，局部貧瘠，呈現(xiàn)“富集成片、貧瘠成帶、富中有貧”的含氣量分布特點；由東向西，煤層氣逐漸由貧瘠變?yōu)楦患?，這主要是受封蓋條件和構造斷裂活動控制的結果。根據(jù)產(chǎn)氣壓力與理論臨界解吸壓力擬合關系對煤層含氣量進行了預測，預測結果與實測數(shù)據(jù)基本一致，證明前者是一種可靠、實用的新方法。針對煤層氣富集程度和壓裂效果的差異，引入了煤層氣開發(fā)單元的概念來指導生產(chǎn)，后期生產(chǎn)的效果表明，煤層氣井產(chǎn)量的高低與開發(fā)單元的劃分吻合良好。

沁水盆地 樊莊區(qū)塊 煤層氣 高產(chǎn)富集 含氣量 開發(fā)單元 產(chǎn)能預測 壓裂

山西省沁水盆地是我國煤層氣勘探開發(fā)工作的戰(zhàn)略基地，自20世紀90年代以來，煤層氣產(chǎn)業(yè)得到快速發(fā)展［1－4］。其中樊莊區(qū)塊自2006年投入規(guī)模開發(fā)以來，截至目前投產(chǎn)直井、水平井共400余口。當前開發(fā)工作中面臨的主要問題是單井產(chǎn)氣量偏低且單井產(chǎn)氣量差異較大，因此，需要從煤巖學角度認識生氣、含氣機理，研究排采過程中的煤層產(chǎn)水、產(chǎn)氣規(guī)律，探索與地質(zhì)條件相匹配的壓裂施工參數(shù)，制訂合理的煤層氣井排采管理方案，以實現(xiàn)煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和低效井增產(chǎn)。筆者在地質(zhì)條件和煤層壓裂效果分析的基礎上，結合目前的排采現(xiàn)狀，對煤層氣高產(chǎn)富集規(guī)律進行了初步探討，并據(jù)此建立煤層氣開發(fā)單元，根據(jù)不同的開發(fā)單元預測高產(chǎn)區(qū)，以期指導煤層氣的開發(fā)工作。

1 地質(zhì)概況

圖1 研究區(qū)位置示意圖

樊莊區(qū)塊位于沁水盆地南部晉城馬蹄形斜坡帶（圖1），樊莊區(qū)塊煤層厚度較大，可采煤層包括3＃、9＃和15＃煤，其中山西組3＃煤為當前煤層氣開發(fā)的主體煤層，埋深介于400～700 m，總體上東深西淺，一般厚度介于5～6 m，總體上東厚西薄，分布穩(wěn)定，煤層結構簡單，于底部常發(fā)育0.7 m左右的構造煤；太原組15＃煤為另一套產(chǎn)層，埋深比3＃煤深100 m左右，厚度介于2～3 m，總體上中部薄，向南北兩端稍變厚，分布也很穩(wěn)定，但煤層結構較復雜。同一煤層氣藏具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)［5－6］，3＃煤和15＃煤被致密巖層分割，無水力聯(lián)系，各自具有相對獨立的水動力和壓力系統(tǒng)，分屬2個煤層氣藏，二者具有相似的形成、演化歷史。

2 煤層氣成藏條件及富集規(guī)律

2.1 煤層氣成藏條件

2.1.1 烴源條件

煤層氣富集成藏的重要條件是煤層的生氣能力和含氣量多少，煤層的生氣能力主要由沉積環(huán)境、煤巖的有機顯微組分和煤巖構造熱演化程度等方面決定。

樊莊區(qū)塊內(nèi)，山西組（P1s）為發(fā)育于陸表海內(nèi)的三角洲沉積，太原組（C3t）為海陸交互相沉積，研究表明，海陸交互相沉積與三角洲沉積體系形成的煤層氣生氣潛力大，有利于煤層氣的富集成藏［7－8］。該區(qū)3＃煤和15＃煤的有機顯微組分主要為鏡質(zhì)組、惰質(zhì)組及殼質(zhì)組。鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組是主要生氣物質(zhì)［9－11］，區(qū)內(nèi)煤巖的鏡質(zhì)組含量較高，介于65%～97%，惰質(zhì)組含量相對較低，介于3%～30%（表1），煤層生氣和吸附能力較強。

表1 樊莊區(qū)塊煤層氣含氣量測試成果統(tǒng)計表

埋藏史和熱演化史資料揭示（圖2），沁水盆地南部煤層生烴過程經(jīng)歷了2個關鍵時期，即三疊紀末期和晚侏羅世—早白堊世，前一階段煤層達最大埋深，對應Ro＝0.9%～1.3%，此后構造抬升造成煤化作用停滯，生烴作用中斷；至燕山中晚期異常熱事件，致煤層再次熱演化二次生烴，對應Ro＝2.4%～4.2%，后期熱事件對沁南地區(qū)煤層氣成藏影響最大，導致煤巖的變質(zhì)程度達到無煙煤Ⅲ號級別。早期埋深過程中形成的原生熱成因氣分布于深部徑流帶，而后期熱事件形成的次生熱成因氣主要分布于淺部徑流帶［3］。

總體而言，樊莊地區(qū)煤層氣田的成烴條件好，具有鏡質(zhì)組含量高、熱演化程度高、生氣潛力高的三高特點，有利于煤層氣的大量生成。

2.1.2 儲層條件

從現(xiàn)場取心看，除3＃煤層底部小段構造煤內(nèi)斷層裂隙發(fā)育外，樊莊區(qū)塊3＃和15＃煤層基本為原生結構。井下及鏡下觀察發(fā)現(xiàn)，煤中主要發(fā)育小型—微型裂隙，一般呈北東向、北西向兩組高角度相交，裂隙寬度介于2～10μm，其間多被方解石等礦物充填，中孔、大孔不發(fā)育，滲流條件較差，需借助壓裂技術改造煤層的滲流、擴散條件。對區(qū)內(nèi)晉試1、晉試2、晉試3井和晉試4井4口煤層氣探井進行注入／壓降測試，獲取的煤層滲透率數(shù)據(jù)為0.01～0.514 mD，表明煤儲層的滲透性較差，非均質(zhì)性較強。儲層壓力測試結果顯示，4口探井的煤層儲層壓力為10 MPa，壓力系數(shù)接近1.0，屬于常壓儲層。

圖2 晉試1井埋藏史和熱演化史曲線圖［3，5］

煤的吸附性能決定著煤層氣的儲氣能力和產(chǎn)出過程。區(qū)內(nèi)煤變質(zhì)程度高，Ro達4.0%，吸附能力較強。如圖3所示，華固17－4井的等溫吸附測試結果表明，樊莊地區(qū)煤的吸附能力較強，3＃煤層原煤的平均吸附量介于17～26 cm3／g，平均吸附時間為10 d。

圖3 華固17－4井煤層氣等溫吸附曲線圖

2.1.3 保存條件

垂向上煤層氣藏致密的泥巖頂?shù)装蹇梢詼p少煤層氣的散失，保持較高的儲層壓力，維持最大的吸附量，而側向上主要受邊界斷層封閉。區(qū)內(nèi)煤頂板主要為泥巖夾少量粉砂質(zhì)泥巖，底板以粉砂質(zhì)泥巖為主，直接頂板泥巖厚度較大（介于10～50 m），泥巖裂隙不發(fā)育，封蓋條件較好。從開發(fā)現(xiàn)狀看，泥巖蓋層越厚，保存條件越好，含氣量越高，開發(fā)效果越好。另外，區(qū)內(nèi)背斜、向斜相間發(fā)育，小斷層復雜，斷距大于20 m的斷層僅在西南部分布，主要為寺頭斷層、后城腰斷層等受膠結作用控制的封閉斷層。開發(fā)經(jīng)驗表明，向斜軸部含氣量較高，背斜軸部裂隙多，煤層氣易散失，不利于保存，含氣量較低。

水文地質(zhì)條件是控制煤層含氣量的重要因素，山西組的主要含水層是3＃煤層的間接頂板和底板砂巖，等勢面展布格局南低北高，東南部最低，地下水補給主要來自西北部地區(qū)，由西北向地下分水嶺分割成的2個徑流方向區(qū)域。根據(jù)含水層之間發(fā)育的區(qū)域隔水層及礦化度的不同將樊莊地區(qū)劃分為3套獨立的含水層系統(tǒng)：第一套含水層為第四系砂巖、礫巖含水層，含水量較強；第二套含水層為太原組裂隙水、山西組裂隙孔隙水、石盒子組裂隙孔隙水、石千峰組裂隙孔隙水，含水量較弱；第三套含水層為奧陶系石灰?guī)r裂隙溶洞水，含水量較強，是主要的含水層。與樊莊地區(qū)煤層氣開發(fā)密切相關的是第二套含水層，地層水主要賦存于致密砂巖的裂隙和割理中，煤礦煤孔資料顯示，該層單位涌水量較小。

2.2 煤層氣富集規(guī)律

一般認為在中淺層含氣量隨埋深增大而增大，即煤頂海拔越低，儲層壓力越大，吸附能力越強，含氣量也越高［12－14］。在樊莊地區(qū)，煤頂面海拔高于300 m，理論含氣量低于18 m3／t，屬貧瘠范圍。但由于煤的非均質(zhì)性較強，井間含氣量差異較大，一般利用產(chǎn)氣壓力計算出的含氣量往往偏低，因此需要擬合產(chǎn)氣壓力與理論臨界解吸壓力之間的關系。在該擬合關系上的含氣量預測結果與實測煤層氣含氣量誤差較小，可以基本反映不同地質(zhì)條件下的實際含氣量，是一種可靠的含氣量研究新方法。如圖4所示，預測結果顯示，樊莊區(qū)塊煤層氣富集規(guī)律有“富集成片、貧瘠成帶、富中有貧”的特點，由東向西，煤層氣逐漸由貧瘠變?yōu)楦患?，這主要是受封蓋條件和構造斷裂活動制約的。

3 煤層氣開發(fā)實踐

3.1 單井產(chǎn)氣量

影響煤層氣井單井產(chǎn)量的主要因素有3個方面：地質(zhì)條件、壓裂工藝技術和排采管理水平。含氣量直接決定了煤層氣井產(chǎn)氣量的高低，是煤層氣井高產(chǎn)的首要因素。適度控制壓裂導流能力、排量、加砂量等能大大提高煤層的滲透性，基于壓裂曲線及裂縫監(jiān)測成果，可預計壓裂改造后的裂縫長度、高度，并對壓裂效果作出評價。排采過程的管理是產(chǎn)氣保障，煤層氣排采以不傷害儲層為原則，排采制度應堅持穩(wěn)定、連續(xù)、漸變的原則，排采過程中要保持井底流壓的穩(wěn)步降低，避免出現(xiàn)大起大落，產(chǎn)氣初期降壓速度要緩慢，產(chǎn)量上升階段根據(jù)套壓變化幅度決定降壓速度，避免“停抽”以及排采制度的“突變”。

圖4 樊莊區(qū)塊煤層氣含氣量預測圖

3.2 壓裂效果評價

壓裂是煤層氣井高產(chǎn)的關鍵，縫長、縫高、方向是決定壓裂效果的主要因素。通過煤巖壓裂模擬試驗，基本搞清了造縫機理及其在施工曲線上的反映。因此，借助裂縫監(jiān)測結果，可以得出了不同施工曲線形態(tài)對應的人工裂縫形態(tài)，并可對壓后產(chǎn)氣效果預測。如表2所示，壓裂施工曲線形態(tài)可分為平穩(wěn)、波動和上升型3類，對應的壓裂效果評價為好、中、差3類。實踐證明，施工曲線平穩(wěn)型一般形成水平有效長裂縫的機遇大、效果好，此成果可以對壓裂效果進行較準確的評價。

3.3 開發(fā)單元的劃分

在煤層氣開發(fā)中，在地質(zhì)條件相似的區(qū)域內(nèi)，經(jīng)壓裂改造后，由單井或多井控制的獨立的裂縫系統(tǒng)，筆者將它定義為開發(fā)單元，具有2個典型特點：①同一單元內(nèi)單井產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣規(guī)律類似，屬同一個氣水流動和壓力系統(tǒng)；②相反，不同單元之間單井產(chǎn)氣量和產(chǎn)氣規(guī)律不同。

表2 煤層氣井壓裂施工曲線與壓裂效果關系表

開發(fā)單元的劃分主要基于含氣量高低和壓裂效果（表3）。根據(jù)樊莊區(qū)塊預測含氣量分布及壓裂效果評價，當前適宜將每噸煤含氣量大于20 m3、壓裂曲線平穩(wěn)型、預測裂縫大于100 m的裂縫系統(tǒng)劃分為第一類開發(fā)單元，預測單井日產(chǎn)氣量超過3 000 m3；將每噸煤含氣量介于15～20 m3、壓裂曲線呈現(xiàn)波動型、預測裂縫長度介于60～100 m的裂縫系統(tǒng)，劃分為第二類開發(fā)單元，預測單井日產(chǎn)氣量介于1 500～3 000 m3；將每噸煤含氣量小于15 m3、壓裂曲線呈上升型、預測裂縫長度小于60 m的裂縫系統(tǒng)，劃分為第三類開發(fā)單元，預測日產(chǎn)氣量小于1 500 m3。

表3 煤層氣開發(fā)單元劃分標準表

4 結論

1）樊莊區(qū)塊煤層氣成藏條件決定了其富集特點，即整體含氣性較好，局部貧瘠，呈現(xiàn)“富集成片、貧瘠成帶、富中有貧”的含氣量分布特點。

2）煤層氣井高產(chǎn)富集的主控因素包括：含氣量高，壓裂效果好，排采管理合理。生產(chǎn)實踐表明，大部分的煤層氣高產(chǎn)井其煤層含氣量大于18 m3／t、壓裂效果理想，排采管理穩(wěn)定、連續(xù)。

3）開發(fā)單元的劃分，加深了煤層氣井單井地質(zhì)產(chǎn)能的定量認識，搞清了彼此間的差異性，為單井動態(tài)分析、研究產(chǎn)水、產(chǎn)氣規(guī)律、優(yōu)化排采工作制度等提供指導思想，為低效井增產(chǎn)措施以及煤層氣的產(chǎn)能接替和配產(chǎn)方案提供了依據(jù)。

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Laws of coalbed methane enrichment and high productivity in the Fanzhuang Block of the Qinshui Basin and development practices

Liu Yanhong1，Li Mengxi1，Yang Xin2，Liu Chunchun1，Yan Lin1
（1.Coalbed Methane Gas Exploration and Development Branch of Huabei Oilfield Company，PetroChina，Jincheng，Shanxi 048000，China；2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou，Gansu 730000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.29－32，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

To make it clear the laws of coalbed methane enrichment and high productivity in the Fanzhuang Block of the Qinshui Basin，we learn from the development practices in this area over the past 5 years，on this basis，we make a systematic analysis of coalbed methane gas pooling conditions and patterns in the three aspects of source rocks，reservoir beds and preservation conditions.In conclusion，the CBM gas pooling conditions resulted in the CBM gas enrichment in this study area，which is characterized by good gas－bearing properties on the whole but poor at some parts，i.e.，gas content is rich in fields，poor in zones，and some poor zones in rich fields.From east to west in this study area，the CBM gas gradually becomes richer and richer mainly due to the restriction by sealing conditions and structural fault activities.According to the simulation effect of gas deliverability on the theoretical critical desorption pressure，the CBM gas content is forecasted，the result of which agrees well with the actual data.Thus，this forecasting method is proved to be reliable and practical.In view of the differences in CBM gas enrichment degrees and fracturing effects，the concept of CBM gas development unit is introduced；from the latter period of CBM gas production，it is shown that the CBM gas well deliverability matches well with the division of development units.

Qinshui Basin，F(xiàn)anzhuang Block，coalbed methane，gas content，development unit，productivity forecast，fracturing

劉燕紅等.沁水盆地樊莊區(qū)塊煤層氣高產(chǎn)富集規(guī)律及開發(fā)實踐.天然氣工業(yè)，2012，32（4）：29－32.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.007

國家科技重大專項（編號：2008ZX05005）和中國石油天然氣集團公司重大專項（編號：2010E－2208）。

劉燕紅，女，1983年生，工程師；主要從事煤層氣勘探研究工作。地址：（048000）山西省晉城市文博南路969號華北油田煤層氣勘探開發(fā)分公司。電話：（0356）2286701。E－mail：xyang85＠126.com

（修改回稿日期 2012－01－16 編輯 羅冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.007

Liu Yanhong，engineer，born in 1983，is mainly engaged in research of geological studies of natural gas.

Add：No.969，South Wenbo Rd.，Jincheng，Shanxi 048000，P.R.China

Tel：＋86－356－2286 701 E－mail：xyang85＠126.com