曾凡武

(中國石化華東油氣分公司石油勘探開發(fā)研究院，江蘇 225007)

1 概況

延川南煤層氣田地處鄂爾多斯盆地東南緣，晉西撓褶帶和陜北斜坡的結(jié)合部，整體為一條走向為NE-NNE，傾向NW的單斜構(gòu)造(圖1)。氣田勘探開發(fā)的目標煤層主要是二疊系山西組2號煤和石炭系太原組10號煤。東部煤層埋深800～1000m，西部煤層埋深1000～1700m。2號煤層厚度3.0～6.9m，10號煤層厚度1.6～3.5m。自2008年開始，氣田已布設(shè)直井、定向井、V型井、U型井、水平井約1000口，直井產(chǎn)氣量800～10000m3/d，總年產(chǎn)氣量3.7×108m3。

圖1 延川南煤層氣田構(gòu)造概要及井位分布圖

2 生烴條件

2.1 煤巖組分

煤巖組分是生烴的母質(zhì)，是影響煤層氣生成量的首要因素。從巖石學的角度，煤是由有機顯微組分和礦物質(zhì)組成的。從生烴能力的角度，殼質(zhì)組>鏡質(zhì)組>惰質(zhì)組；高礦物含量使煤的吸附能力、含氣量降低，不利于煤層氣的賦存；延川南煤層氣田2號煤鏡質(zhì)組含量為39.7%～81.6%，平均含量為62.2%。惰質(zhì)組含量為9.2%～69.5%，平均含量為32.6%。殼質(zhì)組含量為0%～4%，平均含量為0.2%。礦物含量為0.2%～17.6%，平均含量為5.1%。氣田煤巖顯微組分與含氣量之間沒有明顯的對應(yīng)關(guān)系，高含量的鏡質(zhì)組與低含量的礦物是氣田的煤巖組分特征。

2.2 煤化程度

煤層氣是巖石沉積過程中有機質(zhì)經(jīng)過漫長復(fù)雜的微生物降解，發(fā)生一系列物理、化學變化，釋放出來以甲烷為主的可燃氣體。不同變質(zhì)程度的煤巖釋放出的CH4量差別較大，低階煤生成的熱成因氣以CO2為主，高階煤生成的氣體主要是CH4。RO≤0.7%的低階煤在煤化過程中生成的甲烷較少，RO為1.8%左右的中高階煤生成的CH4約占總生氣量的70%。氣田2號煤RO介于1.59%～3.08%，平均為2.35%，屬于中高變質(zhì)程度的瘦煤、貧煤、無煙煤三號，具有較好的生烴基礎(chǔ)。如圖2所示，RO為2.8%左右的儲層區(qū)域含氣量最高，區(qū)域內(nèi)的煤巖RO與含氣量呈正相關(guān)性。

圖2 延川南煤層氣田探井煤巖RO與含氣量關(guān)系

2.3 含氣量

含氣量是快速評價區(qū)域煤層氣資源和提交儲量的重要參數(shù)。氣田2號煤自然解吸時間基本都在72h左右，解吸氣約占總氣量的90%，含氣量為5.5m3/t～20.4m3/t，平均為11.7m3/t(圖3)。西部煤層含氣量普遍高于東部， 2號煤層含氣量和煤層厚度遠高于10號煤層，西部2號煤層是氣田開發(fā)的重點區(qū)域。

圖3 延川南煤層氣田探井煤巖含氣量圖

2.4 氣體組分

有機質(zhì)經(jīng)泥炭化、成巖、變質(zhì)作用可釋放出烴類氣體、N2、CO、CO2、H2、H4S、SO2。烴類氣體、CO、H2、H4S屬于可燃氣體，CO、H4S屬于劇毒氣體，SO2屬于污染環(huán)境氣體，CO2屬于溫室氣體。因此，煤層氣的烴類氣體和H2含量越高，品質(zhì)就越好。大量檢測結(jié)果顯示，氣田煤層氣組分主要是CH4，含有少量的N2、CO2、C2H6。CH4含量約為96%，N2含量約為3%，組分持續(xù)穩(wěn)定，適合長期開采。

3 儲氣條件

3.1 儲層壓力

煤層氣以吸附、游離、溶解等狀態(tài)儲藏在煤層中，儲層壓力是控制吸附氣量的關(guān)鍵因素。煤儲層主要受外部巖層垂直方向主應(yīng)力和水平方向兩個正交的水平主應(yīng)力綜合作用。在溫度等其他因素相同的條件下，甲烷吸附量隨儲層壓力的增大而增大。儲層壓力受地質(zhì)構(gòu)造、水文地質(zhì)條件、埋深、含氣量等多種因素影響，壓力過低不利于煤層氣富集，壓力過高不利于煤層氣的排水降壓和開采。根據(jù)試井測試結(jié)果，氣田2號煤儲層壓力呈現(xiàn)東低西高的特征，東部區(qū)域儲層壓力在3.7MPa左右，西部區(qū)域儲層壓力在9.3MPa左右(圖4)。氣田煤儲層埋深中值約為1200m，儲層壓力與埋深呈正相關(guān)性。

圖4 延川南煤層氣田探井儲層壓力與埋深關(guān)系

3.2 孔隙結(jié)構(gòu)

煤儲層具備宏觀裂縫、顯微裂縫、孔隙的三元孔隙結(jié)構(gòu)，孔隙是煤層氣的主要儲集空間，宏觀裂縫是煤層氣運移的通道，顯微裂縫是聯(lián)通孔隙和宏觀裂縫的管線。氣田2號煤巖，宏觀裂隙發(fā)育，近似垂直，呈網(wǎng)狀分布，局部填充方解石。煤層氣通過范德華力作用吸附在煤巖孔隙表面，孔隙越多，煤層吸附能力越強(圖5)。通過掃描電鏡觀察到氣田2號煤密布蜂窩狀納米級孔隙，各孔隙區(qū)域通過微米級顯微裂縫相互聯(lián)通。微孔隙主要以10～100nm的過渡孔為主，約占60%，含有少量小于10nm的微孔及大于100nm的大孔?？紫缎螒B(tài)以墨水瓶狀孔和四邊都開口的平行板狀孔為主，多為開孔，連通性較好。

圖5 延川南煤層氣田煤樣孔隙圖

3.3 吸附特征

煤是一種多孔隙介質(zhì)，煤層氣主要以吸附狀態(tài)賦存在煤層之中，吸附性能決定了煤層一部分的儲集能力。煤儲層的吸附能力取決于煤的孔隙率、變質(zhì)程度、儲層壓力及溫度等條件。含氣飽和度是反映儲層飽和狀態(tài)和煤層氣的附存狀態(tài)的重要參數(shù)。含氣飽和度<100%時，為欠飽和儲層；含氣飽和度=100%時，為氣飽和儲層；含氣飽和度>100%時，為過飽和儲層，儲層中主要是游離態(tài)和水溶態(tài)氣體。氣田東西部區(qū)域2號煤層飽和含氣量無明顯差異，主要集中在21m3/t左右。含氣飽和度則差距較大，東部區(qū)域約為32%，西部區(qū)域約為64%，都屬于欠飽和儲層，煤層氣主要以氣態(tài)形式吸附在煤層中。

3.4 頂?shù)装逦镄?/h3>

煤儲層上部巖層稱為頂板，下部巖層稱為底板。煤層頂?shù)装迥苡行Э刂泼簩託獾囊萆?，是影響煤層氣保存的重要因素。同等條件下，頂?shù)装鍘r性碎屑含量越少、顆粒越細、巖層越厚，煤層頂?shù)装宓姆馍w能力越強。例如砂巖、碳酸鹽巖、泥巖、油頁巖，封蓋能力逐漸增強。氣田2號煤頂板基本都屬于灰黑色泥巖，厚度約為3.1m，楊氏模量約為6.5×104MPa，泊松比約為0.29；底板基本都屬于深灰色泥質(zhì)粉砂巖，厚度約為2.7m，楊氏模量約為4.9×104MPa，泊松比約為0.25。氣田2號煤頂?shù)装宥紝儆谀噘|(zhì)巖，楊氏模量和泊松比明顯大于煤層，在構(gòu)造演變過程中產(chǎn)生的裂縫較少。堅硬而富有韌性的外部巖層有效減少了構(gòu)造演化形成的天然裂縫，控制了煤層氣向外部巖層散失，對煤層氣的保存有正向作用。

4 采氣條件

4.1 煤體結(jié)構(gòu)

煤體結(jié)構(gòu)分為原生結(jié)構(gòu)煤、碎裂煤、碎粉煤和糜棱煤四類，是煤層在構(gòu)造應(yīng)力長期作用下的形變產(chǎn)物。構(gòu)造運動下煤層可能隨上下巖層發(fā)生褶皺、斷裂，煤層彎曲變形時還可能發(fā)生順層滑動。由于作用位置和強度不同，煤層頂部、中部、底部都有可能形成不同類型的構(gòu)造煤。原生結(jié)構(gòu)煤和碎裂煤裂隙連通性較好，滲透率較高；粉碎煤和糜棱煤結(jié)構(gòu)松軟，裂隙方向雜亂，連通性較差，滲透率較低。氣田2號煤以碎裂煤為主，局部含有少量糜棱煤。含有糜棱煤的煤層氣井，壓裂效果不佳。涌出的粉煤，堵塞壓裂改造裂縫，堵塞采氣管柱，修井頻繁且成本較高，無持續(xù)產(chǎn)氣能力。糜棱煤是氣田煤層氣開采的重大不利因素，后期采氣過程中極力避開相關(guān)區(qū)域和井深段，取得了積極的成效。

4.2 滲透特征

煤層氣開采前期需要排水降壓，地層水經(jīng)密集交織的多層級裂縫連通至相對低壓的井口。隨著地層水的排出，儲層壓力持續(xù)降低。當排水到一定程度，儲層壓力下降到臨界解吸壓力時，煤層氣吸附平衡被破壞，逐漸解吸出來。逸出的煤層氣經(jīng)顯微裂縫、宏觀裂縫、井筒逐級擴散到井口。煤層氣通過連通裂縫的難易程度主要靠滲透率來評價，儲層滲透率是煤層氣運移的關(guān)鍵參數(shù)，是制約煤層氣開采的關(guān)鍵因素。通過測井顯示東部區(qū)域儲層滲透率約為0.17mD，西部區(qū)域儲層滲透率約為0.30mD(表1)。氣田2號煤層滲透率普遍較低，西部區(qū)域儲層滲透率要明顯優(yōu)于東部區(qū)域。

表1 延川南煤層氣田儲層滲透率

續(xù)表

4.3 力學性質(zhì)

力學參數(shù)主要包括抗壓強度、抗拉強度、楊氏模量、泊松比等，主要是測試儲層水平方向和垂直方向承受壓力的極限能力及巖心破碎前縱向和橫向的形變。煤層和頂?shù)装宓牧W性質(zhì)對儲層壓裂改造具有重要的指導意義。通過測井顯示，氣田2號煤儲層楊氏模量都在2.35×104MPa左右，泊松比都在0.14左右。儲層的彈性模量和泊松比明顯低于頂?shù)装?，說明煤層承受壓力能力更弱，脆性更強，有利于壓裂改造。儲層壓裂時，煤儲層的破裂壓力<造縫壓力<頂?shù)装宓钠屏褖毫?，確保在不破壞頂?shù)装宓那疤嵯鲁浞謮毫衙簝?，防止壓裂頂?shù)装逶斐擅簩託庖萆⒌狡渌麉^(qū)域和地層。氣田在開發(fā)初期，施工缺乏煤層壓裂作業(yè)經(jīng)驗，壓穿了資源最好的Y3井煤層頂?shù)装?，煤層氣運移到其他區(qū)域和巖層，該井產(chǎn)氣量較低。

5 結(jié)論

(1)延川南煤層氣田2號煤層煤巖組分以鏡質(zhì)組為主，含量約62.2%，RO在2.35%左右，屬于中高變質(zhì)程度的瘦煤、貧煤、無煙煤三號。平均含氣量為11.7m3/t，甲烷含量約為96%。具有較好生烴條件，煤層氣品質(zhì)較高。

(2)氣田煤儲層密布10～100nm的過渡孔和顯微裂隙，宏觀裂隙發(fā)育，近似垂直，呈網(wǎng)狀分布。煤層氣主要以氣態(tài)吸附在煤層孔隙中，屬于欠飽和儲層。頂板為3.1m左右的灰黑色泥巖，底板為2.7m左右的深灰色泥質(zhì)粉砂巖。具備適當?shù)膬訅毫Α⑤^好的儲層吸附能力和封蓋能力。

(3)氣田2號煤層煤體結(jié)構(gòu)主要是碎裂煤，局部存在的糜棱煤是煤層氣開采的重要不利因素。煤儲層楊氏模量約為2.35×104MPa，泊松比約為0.14，煤層破裂壓力明顯低于頂頂板，具有有利的壓裂造縫條件。

(4)氣田西部區(qū)域2號煤層含氣量、含氣飽和度、產(chǎn)氣量明顯高于東部區(qū)域，主要受煤化程度、儲層壓力、埋深等因素影響，具有更高的開發(fā)價值。