金 軍，周效志，易同生，桑樹勛，孫宏達

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術(shù)研究中心，貴州 貴陽 550009;2.中國礦業(yè)大學，江蘇 徐州 221116;3.煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221008)

1 地質(zhì)與工程背景

1.1 井田地質(zhì)條件

松河井田位于貴州省六盤水市盤縣特區(qū)北部，總面積為32.6 km2。井田出露地層由老至新依次為峨眉山玄武巖組(P3β)、龍?zhí)督M(P3l)、飛仙關(guān)組(T1f)、永寧鎮(zhèn)組(T1y)、第四系(Q)。松河井田位于土城向斜北翼中段，為一單斜構(gòu)造，地層走向為NW60°，傾向西南。井田內(nèi)共查出斷層108條，以斜向高度正斷層為主，走向以NE—NEE為主，傾角一般為45～80°。

含煤地層為龍?zhí)督M與峨眉山玄武巖組第二段，且龍?zhí)督M為區(qū)域煤成氣勘探開發(fā)的主要目的層段。松河井田龍?zhí)督M厚度為341 m，含煤47～66層，一般為50層。含煤厚度37～47 m，一般為41 m，含煤系數(shù)為12%。巖性以灰色、深灰、淺灰粉砂巖、細砂巖為主，夾高嶺石泥巖，局部含黃鐵礦。

井田內(nèi)可采煤層18層，全井田可采或基本可采煤層有 1+3、4、9、12、15、16、17 號，可采總厚度為 11.68 m;大部分可采煤層有 51、62、18、272、292、293、32號，可采總厚度為8.85 m;局部可采煤層有10、11、271、291 號，可采總厚度為4.49 m。

1.2 煤成氣勘探開發(fā)工程

為了推動貴州省煤層氣資源評價及勘探開發(fā)工作，貴州省煤層氣頁巖氣工程技術(shù)研究中心聯(lián)合國內(nèi)工程單位于松河井田內(nèi)設(shè)計施工一個煤層氣勘探開發(fā)叢式井井組。該井組由5口定向井組成，截至目前，已完成GP－1、GP－2井的固井工作。由于定向井鉆井取心難度大，煤巖心采取率低，因此采用隨鉆氣測錄井的方式判斷地層的含氣性，并結(jié)合氣測資料來優(yōu)選煤層氣開發(fā)層位[1－5]。

氣測錄井采用上海中油石油儀器制造有限公司開發(fā)的CPS3000型綜合錄井儀。儀器所獲取的氣測數(shù)據(jù)包括全烴、烴組分和非烴組分。氣相色譜儀連續(xù)分析全烴，烴類及非烴組分分析周期為35 s，記錄頻率為1點/m，含氣層段加密記錄。氣相色譜錄井前用標準混合氣樣及甲烷氣分別對組分和全烴標定，全井標定3次。

2 氣測成果與分析

2.1 含氣層段

GP－2井先后鉆遇飛仙關(guān)組、龍?zhí)督M地層，至峨眉山玄武巖組完鉆。氣測錄井資料顯示:煤系上覆飛仙關(guān)組未發(fā)現(xiàn)氣測異常段，龍?zhí)督M煤系中共發(fā)現(xiàn)44個氣測異常段，表現(xiàn)為全烴及甲烷含量明顯升高。結(jié)合鉆時及后期地球物理測井資料分析，確定上述44個氣測異常段由24個有編號煤層、11個無編號煤層、9個粉砂—細砂巖層組成。GP－2井典型含氣層氣測曲線特征如圖1所示。

圖1 GP－2井典型含氣層氣測曲線特征

與無編號煤層相比，有編號煤層厚度較大，氣測曲線全烴及甲烷含量異常峰常呈階梯狀、寬單尖峰狀，且峰值較高;無編號煤層較薄，氣測異常峰常呈窄單尖峰狀，且峰值較低。與煤層相比，粉砂巖、細砂巖含氣層厚度大，氣測異常峰常呈箱狀、鋸齒狀，氣測全烴及甲烷含量峰值較低。

2.2 氣體組成特征

GP－2井含氣層氣體干度指標如圖2所示。

由圖2可以看出:煤層及非煤含氣層氣體中重烴含量普遍偏高，氣體干度指標偏低。尤其是中部13～16號煤層段，氣體干度低至75.2%，為特別濕的氣體。此外，粉砂巖、細砂巖含氣層中烴組分及干度指標與鄰近煤層相應(yīng)指標具有較好的一致性，表明粉砂巖、細砂巖含氣層中氣體為鄰近煤層產(chǎn)生氣體運移、賦存的結(jié)果，且粉砂巖、細砂巖含氣層氣體中重烴含量更高。

煤層氣的化學組成與煤的變質(zhì)程度有關(guān)。長焰煤至焦煤階段，煤中有機質(zhì)熱解所產(chǎn)生烴類氣體中重烴比重快速增加，至肥、焦煤時重烴可達10%～20%[6]。井田內(nèi)煤的變質(zhì)程度自上而下逐漸升高，主要為焦煤及少量肥煤、瘦煤。由于肥煤、焦煤等中變質(zhì)煙煤處于主要的生油階段，且研究區(qū)各煤層中殼質(zhì)組含量普遍偏高，因此，所產(chǎn)生、保存及逸散的煤成氣中重烴含量較高，以致出現(xiàn)GP－2井煤層及非煤含氣層氣體干度低的現(xiàn)象。

圖2 GP－2井含氣層氣體干度指標

2.3 含氣層性質(zhì)與評價

氣測錄井資料的三角形圖解法是油氣層評價的重要方法之一。何宏等研究了三角形圖解法的數(shù)學關(guān)系式，并通過計算Q值及M點坐標來判斷含氣層內(nèi)流體性質(zhì)及開發(fā)價值[7]。根據(jù)該方法計算GP－2井各含氣層Q值分布結(jié)果如圖3所示。

圖3 GP－2井含氣層三角形圖解法Q值分布

由圖3可見:含氣層Q值主要分布于0.40～0.85，構(gòu)成“中正三角形”或“大正三角形”，含氣性性質(zhì)解釋為氣層，與實際情況相符。12～16號煤含氣層氣體中乙烷為主的重烴含量明顯升高，導(dǎo)致Q值為負，解釋為油層。分析認為:由于13～16號煤正處于產(chǎn)油高峰，導(dǎo)致煤層及鄰近砂巖層中重烴含量過高，因此并不采用13～16號煤之間存在油層的解釋結(jié)果，這也反映出三角圖解法在解釋處于產(chǎn)油高峰期中變質(zhì)煙煤及其鄰近含氣層性質(zhì)上的局限性。因此，可采用三角形圖版法對GP－2井含氣層生產(chǎn)價值進行評價，結(jié)果如圖4所示。

圖4 GP－2井含氣層生產(chǎn)價值評價

由圖4可見:4號煤層M點由于氣測丙烷含量偏高位于S價值區(qū)外，其他煤層及非煤含氣層M點都在價值區(qū)內(nèi)，說明GP－2井絕大多數(shù)含氣層氣體組分符合正常的地球化學指標，從烴組分上判斷含氣層具有一定的生產(chǎn)價值。由于煤成氣開發(fā)的經(jīng)濟性、可行性亦受資源豐度、可采性等因素的共同影響，因此含氣層厚度、含氣性特征、儲層物性等就成為影響該區(qū)煤成氣開發(fā)的控制性因素。

2.4 含氣層分類與含氣段劃分

由于氣測錄井過程中未對泥漿中氣體進行全脫分析，以此難以定量解釋不同含氣層段的含氣量[8－9]。但通過與井場內(nèi)鄰近煤層氣參數(shù)井煤樣現(xiàn)場解吸資料的對比，發(fā)現(xiàn)鉆時校正后氣測全烴含量峰值與現(xiàn)場解吸氣量具有較好的正相關(guān)性[10]。因此，根據(jù)校正后氣測全烴含量峰值的大小，可將GP－2井有編號煤層劃分為優(yōu)選層、備選層、避選層3種類型(圖5)。

由圖5可見:煤層厚度與鉆時校正后的全烴值存在一定的相關(guān)性。煤層厚度越大，氣測全烴值越高;反之，氣測全烴值越低。從松河井田復(fù)合煤層群煤層氣合層開采的角度考慮，GP－2井煤層垂向上存在3個主要含氣段，所含氣體性質(zhì)為煤層氣。1+3～62號煤層埋藏深度小于500 m，煤層累積厚度大，氣測全烴值高，反映煤層含氣性好、資源豐度高，是該區(qū)煤層氣開發(fā)的最有利層段。15～18號煤層厚度大，氣測全烴值高，埋深小于600 m，是該區(qū)煤層氣開發(fā)的有利層段。271～293號煤層累積厚度大，氣測全烴值高，具備煤層氣開發(fā)的資源條件，但由于煤層埋深超過700 m，因此預(yù)測該段煤層氣資源開發(fā)難度較大。

圖5 GP－2井含氣層分類及含氣段劃分

盡管18～271號煤層之間煤層厚度小，氣測全烴值低，但層間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層。從研究區(qū)煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的角度考慮，18～271號煤層間地層形成一個特殊的含氣段，所含氣體性質(zhì)為煤成氣。由于氣測錄井指示的粉砂巖、細砂巖含氣層厚度不大，因此該含氣段雖具備煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的資源條件，但資源開發(fā)的經(jīng)濟性與可行性問題尚待進一步研究。

3 基于氣測錄井的勘探開發(fā)方案優(yōu)化

3.1 煤層氣勘探開發(fā)層段優(yōu)選

研究區(qū)單煤層厚度小、資源厚度低，要獲得較高的煤層氣井產(chǎn)量，就需要進行多煤層合層開發(fā)。氣測資料分析表明，煤層氣資源主要賦存于3個含氣段中，考慮到271～293號煤層含氣段深度大、儲層物性差，因此暫不對該含氣段進行資源開發(fā)，僅對293號煤層開展試井工作，以獲取煤儲層評價的相關(guān)參數(shù)。

1+3～62號煤層含氣段、15～18號煤層含氣段埋深適中，適合開展煤層氣勘探開發(fā)工作，但由于1+3～62號煤層含氣段厚度超過50 m，15～18號煤層含氣段中17號煤為煤層氣開發(fā)難度較大的構(gòu)造煤，因此在上述2個含氣段中優(yōu)選厚度小于30 m的地層開展煤層段射孔壓裂改造及煤層氣開發(fā)工作。如選擇1+3～52號煤層作為GP－2井第1壓裂段，13～16號煤層作為GP－2井第3壓裂段。

3.2 煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采

研究區(qū)煤系粉砂巖、細砂巖含氣層的發(fā)現(xiàn)，對于合理評價及開發(fā)非常規(guī)天然氣資源具有重要的指導(dǎo)意義。粉砂巖、細砂巖含氣層與鄰近煤層氣體組成特征及其變化的一致性，表明上述非煤儲層中的氣體是煤層氣運移、賦存的結(jié)果，在氣體性質(zhì)上屬于煤成氣。特別是氣測資料顯示，18～271號煤層之間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層，該含氣段存在煤層氣與煤層之間砂巖氣共同開發(fā)的資源條件。從煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采的角度出發(fā)，設(shè)計于該含氣段中優(yōu)選厚度小于30m的地層開展煤層及鄰近砂巖含氣層射孔壓裂改造及煤成氣開發(fā)工作。如選擇21、22號煤層及鄰近含氣砂巖作為GP－1井第3壓裂段。

3.3 排采方案設(shè)計與產(chǎn)能貢獻率研究

由于氣測錄井資料顯示不同壓裂層段所含氣體成分存在較大差異，特別是13～16號煤層段以乙烷為主的重烴含量高達25%，因此對于排采階段的劃分，一方面可通過長期監(jiān)測排采過程中動液面、日產(chǎn)氣量及套壓的變化判斷，同時還要配合氣體組成的分析來確定不同壓裂層段的產(chǎn)氣時間，并據(jù)此定量研究不同壓裂層段的產(chǎn)能貢獻率，為松河井田后續(xù)規(guī)模化煤層氣資源開發(fā)層段優(yōu)選提供科學依據(jù)。

4 結(jié)論

(1)GP－2井煤系中共發(fā)現(xiàn)44個氣測異常段。受儲層厚度及性質(zhì)的影響，有編號煤層氣測曲線常呈階梯狀、寬單尖峰狀，且峰值較高;無編號煤層常呈窄單尖峰狀，且峰值較低;粉砂巖、細砂巖含氣層常呈箱狀、鋸齒狀。

(2)由于研究區(qū)中變質(zhì)煙煤處于主要的生油階段，且殼質(zhì)組含量較高，因此GP－2井煤層及非煤含氣層氣體中重烴含量普遍偏高。特別是煤系中部13～16號煤層段氣體濕度高達25%，氣層表現(xiàn)出明顯的重烴異常。

(3)利用三角形圖解法從烴組分上判斷GP－2井絕大多數(shù)含氣層具有一定的生產(chǎn)價值，煤成氣資源開發(fā)的經(jīng)濟性及可行性主要受含氣層厚度、含氣性特征及儲層物性等的控制。

(4)GP－2井煤層垂向上存在3個主要含氣段，其中1+3～62號煤層段、15～18號煤層段含氣性好，資源豐度高，埋深適中，是煤層氣開發(fā)的有利層段。18～271號煤層之間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層，但由于含氣層厚度不大，因此該段煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的可行性尚待進一步研究。

(5)氣測錄井成果為松河井田煤層氣勘探開發(fā)層段優(yōu)選，煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采方案制訂，氣井排采方案設(shè)計及壓裂段產(chǎn)能貢獻率研究提供了科學依據(jù)，對區(qū)域煤成氣資源勘探開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。

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