姚 勇 林 亮 張 賀 方 勇 陳 星 王 亮

(1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100013；2.富地柳林燃氣有限公司，山西 033300)

1 區(qū)塊概況

柳林區(qū)塊位于河?xùn)|煤田中段離柳礦區(qū)西部，區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地東緣，處在晉西撓褶帶離石鼻狀構(gòu)造上。區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單，總體為一東北-西南傾斜的單斜構(gòu)造，局部被斷層切割成次一級低幅度小褶曲或斷塊圈閉。

二疊系下統(tǒng)山西組和石炭系上統(tǒng)太原組為該區(qū)主要含煤地層，共含煤14層，煤層埋深110～1000m，煤層平均厚度為 12.70m；可采煤層平均厚度 10.49m，煤層頂板以泥巖、砂質(zhì)泥巖、灰?guī)r為主。煤層氣開發(fā)目的層為山西組3+4號、5號煤層和太原組8+9號煤層。煤層埋深總體呈現(xiàn)由東北向西南逐漸加深的趨勢，主要開發(fā)目的層埋深多在 300～1000m，目前煤層氣開發(fā)區(qū)埋深多處于800m以淺，對煤層氣勘探開發(fā)比較有利。

2 煤層氣富集主控因素

2.1 沉積作用控氣

沉積作用對煤層氣富集影響主要體現(xiàn)在頂?shù)装鍘r性及煤儲層發(fā)育厚度兩個方面，煤層在空間上分布的穩(wěn)定性及厚度直接決定煤層氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，而煤層頂、底板巖性的厚度及封蓋能力則決定著煤層氣的保存條件。

在前人研究成果的基礎(chǔ)上結(jié)合鉆井、測井資料分析，研究區(qū)山西組煤層發(fā)育于陸相三角洲環(huán)境、太原組煤層發(fā)育于海陸交互的濱海平原環(huán)境。沉積環(huán)境直接反映原始成煤物質(zhì)來源，即主要來源于陸源高等植物。

研究區(qū)煤層宏觀煤巖類型以光亮煤、半亮煤為主。顯微組分主要為鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組，二者所占有機組分比例都在92%以上(表1、圖1)，殼質(zhì)組含量低，無機物質(zhì)含量少；鏡質(zhì)組含量對煤層生烴能力和煤層甲烷吸附能力成正比，鏡質(zhì)組含量高還表明區(qū)域煤巖沉積處于相對封閉的還原環(huán)境，有利于煤層氣的生成，反映煤層具備夠賦存大量煤層氣的能力。

圖1 研究區(qū)煤巖顯微組分統(tǒng)計圖

表1 研究區(qū)煤巖顯微組分統(tǒng)計表

煤儲層的壓汞實驗結(jié)果表明，研究區(qū)煤層孔隙以小孔為主，一般達40%～55%；其次，微孔和大孔也比較發(fā)育，兩者占20%～30%；中孔發(fā)育最少，一般小于10%。柳林區(qū)塊微孔和小孔發(fā)育，有利于煤層氣的儲集和煤層氣資源的富集；中孔發(fā)育較差，在煤層氣開發(fā)中需要進行壓裂改造等儲層改造措施。

通過鉆井、測井資料統(tǒng)計分析區(qū)塊3+4號、5號、8+9號煤層頂?shù)装鍘r性數(shù)據(jù)。3+4號煤頂板巖性多為砂質(zhì)泥巖或泥巖，局部為粗、中、細粒砂巖，偶為炭質(zhì)泥巖或粉砂巖；底板巖性多為砂質(zhì)泥巖或泥巖，局部為細、中、粗粒砂巖或粉砂巖，偶為炭質(zhì)泥巖。5號煤頂板巖性多為泥巖或砂質(zhì)泥巖，偶為中、細粒砂巖、粉砂巖或炭質(zhì)泥巖；底板巖性多為砂質(zhì)泥巖、泥巖或細、中、粗粒砂巖，偶為粉砂巖、炭質(zhì)泥巖或粘土泥巖。8+9號煤頂板巖性一般為石灰?guī)r或泥灰?guī)r，偶為細粒砂巖或泥巖；底板巖性多為砂質(zhì)泥巖或泥巖，局部為細、中、粗粒砂巖，偶為炭質(zhì)泥巖。

3+4號、5號煤頂?shù)装逭w以封蓋能力強的泥巖為主，其次為砂質(zhì)泥巖，砂巖僅局部零星發(fā)育，整體封蓋能力較好，有利于煤層氣富集保存。

2.2 構(gòu)造及水文特征

構(gòu)造是煤層氣富集成藏的重要影響因素之一，從構(gòu)造應(yīng)力、斷層、水動力條件、構(gòu)造位置等多方面影響煤層氣的富集與保存。研究區(qū)構(gòu)造簡單，總體為一東北-西南傾斜的單斜構(gòu)造，局部被斷層切割成次一級低幅度小褶曲或斷塊圈閉。

受單斜構(gòu)造的控制，研究區(qū)內(nèi)的各主要含水層基本上都是在東部地層出露區(qū)接受大氣降水的補給，然后由淺部流向深部。地下水水位整體呈北高南低、東高西低的特點，主要表現(xiàn)為順層向深部流動，隨側(cè)向距離的延長，徑流強度逐漸減弱(圖2)。

圖2 研究區(qū)水文地質(zhì)簡易剖面圖

地下水動力場是影響含氣量分布的重要因素，滯流區(qū)或弱徑流區(qū)富氣，強徑流區(qū)的含氣量一般較低。同一系統(tǒng)的水動力分區(qū)內(nèi)，低勢區(qū)的含氣量較高勢區(qū)大，其原因為水動力的流動方向是從高勢區(qū)流向低勢區(qū)，高勢區(qū)由于地下水交替活躍，水溶解作用易造成煤層氣的散失，而在低勢區(qū)由于水的承壓作用，煤層氣不易解吸。

測壓水位可以很好地反映地下水的水動力狀態(tài)。井口海拔和初始動液面之差即為該井位置煤系地層的測壓水位。通過統(tǒng)計研究區(qū)生產(chǎn)井井口海拔、初始壓力、煤層垂深、壓力計深度、下泵深度等數(shù)據(jù)，計算各井測壓水位，并生成等值線圖(圖3)。根據(jù)水位在區(qū)域上的變化趨勢，可區(qū)分地下水徑流強弱，進而判斷煤層氣富集規(guī)律并分析區(qū)塊平面產(chǎn)水產(chǎn)氣差異原因。

圖3 研究區(qū)承壓水位等值線圖

研究區(qū)東部FL-EP39、FL-EP35、FL-EP43、FL-EP50、FL-EP47、FL-EP41井組區(qū)域?qū)?yīng)水位510～640m，平均560m。根據(jù)區(qū)域產(chǎn)氣效果及地下水徑流方向，判斷該區(qū)域為地下水弱徑流-滯留區(qū)，煤層氣相對富集有利區(qū)；該區(qū)域以東至區(qū)塊邊界以外，平均水位大于600m，為地下水徑流區(qū)-強徑流區(qū)，含氣量逐漸降低，不利于煤層氣富集與保存。

圖3中顯示FL-EP14井區(qū)水位平均505.68m，F(xiàn)L-EP63井區(qū)水位平均505.36m，F(xiàn)L-EP22/EP29井區(qū)水位平均540m。該區(qū)域自東向西水位不降反增，結(jié)合三維構(gòu)造解釋成果分析，該區(qū)域存在構(gòu)造裂縫，可能縱向上溝通隔水層，造成外來水進入煤層導(dǎo)致煤層氣井高產(chǎn)水低產(chǎn)氣的特征，形成局部強徑流區(qū)。

3 煤層氣高產(chǎn)主控因素

3.1 埋深及滲透率與產(chǎn)量的關(guān)系

儲層滲透率是影響煤層氣開發(fā)及煤層氣井產(chǎn)量的關(guān)鍵因素之一。一般埋深通過對地應(yīng)力的影響控制著儲層滲透率的變化。研究區(qū)多口煤層氣井對3+4、5和8+9號煤層進行了注入/壓降試井測試，測試結(jié)果顯示，煤層的滲透率變化范圍較大，非均質(zhì)性強，但整體變化規(guī)律隨著煤層埋深增大而降低。

3+4號煤層滲透率為0.02～3.44mD，平均0.5mD；5號煤層滲透率為0.02～2.26mD，平均0.6mD；8+9煤層滲透率為0.01～5.8mD，平均0.35mD。3套煤層滲透率整體與構(gòu)造及埋深一致，表現(xiàn)為東高西低、北高南低的特征。

研究區(qū)當(dāng)前處于穩(wěn)產(chǎn)階段生產(chǎn)井共117口。其中，單分支水平井41口，均為篩管完井井型，開發(fā)層位為山西組4號煤；定向井76口，開發(fā)層位為山西組4號和5號煤。

水平井平均日產(chǎn)氣量3248m3/d，平均達產(chǎn)率72.17%。研究區(qū)自東向西達產(chǎn)率由210%降至34%，臨儲比由1降至0.52。東西部產(chǎn)量差異原因，一方面，自東向西儲層逐漸變深、滲透率降低；另一方面，東部距離煤礦采空區(qū)較近，煤礦巷道及工作面掘進對儲層應(yīng)力釋放及滲透性改善具有正向作用，后文會單獨分析。

定向井平均日產(chǎn)氣2025m3/d，平均達產(chǎn)率115.24%。研究區(qū)定向井主要分布在區(qū)塊東部埋深淺、滲透率和含氣飽和度高的區(qū)域，整體達產(chǎn)率較高。其中位于研究區(qū)西部的2個定向井組，整體表現(xiàn)為埋深大、臨儲比低、儲層物性差，反映在生產(chǎn)曲線上即穩(wěn)產(chǎn)時間短、產(chǎn)量遞減快(圖4)。

圖4 研究區(qū)典型井生產(chǎn)曲線

鑒于研究區(qū)東西部儲層物性、埋深、含氣量等差異。開發(fā)過程中，需針對上述差異，在井型及工藝選擇中進行差異性優(yōu)化調(diào)整。基于此，2021年西部試驗的分段壓裂水平井取得了顯著效果(圖5)，該井2021年4月份投產(chǎn)，當(dāng)前流壓2.6MPa，產(chǎn)氣已突破2400m3/d，預(yù)測可提產(chǎn)至4000～4500m3/d以上，為該區(qū)篩管水平井產(chǎn)量的2倍。

圖5 研究區(qū)分段壓裂水平試驗井產(chǎn)氣曲線

3.2 煤礦采動區(qū)對產(chǎn)量的影響

研究區(qū)東部為華晉焦煤集團沙曲煤礦生產(chǎn)區(qū)，煤礦巷道及工作面采掘?qū)γ簩託忾_采具有雙重效應(yīng)，一方面煤礦采掘釋放儲層應(yīng)力改善滲透率，另一方面降低了周邊區(qū)域含氣量。因此，在開發(fā)部署中應(yīng)合理利用煤礦采動區(qū)的“正負效應(yīng)”規(guī)律，保持適宜的距離，獲得較好的產(chǎn)氣效果。

新投井的起抽壓力基本可以反映儲層壓力強弱，而起抽壓力與埋深的關(guān)系基本可以反應(yīng)儲層受煤礦采動影響的程度。

各生產(chǎn)井起抽壓力梯度(Pg)與穩(wěn)產(chǎn)氣量關(guān)系的研究分析表明：研究區(qū)高產(chǎn)井起抽壓力梯度主要集中在0.2～0.5MPa/100m，定向井平均產(chǎn)氣量2000m3/d以上，水平井平均產(chǎn)氣量4000m3/d；起抽壓力梯度<0.2MPa/100m，表明受煤礦采動影響嚴重，儲層壓力低、含氣量低、產(chǎn)量低，定向井和水平井一般平均產(chǎn)氣量小于1000m3/d；起抽壓力梯度大于0.5MPa/100m，表明儲層基本不受煤礦采動影響，地層處于原始壓力狀態(tài)，定向井平均產(chǎn)氣量500～2000m3/d，水平井平均產(chǎn)氣量500～2600m3/d(圖6)。

圖6 定向井(a)與水平井(b)起抽壓力梯度與產(chǎn)量關(guān)系散點圖

結(jié)合起抽壓力梯度及生產(chǎn)井與煤礦采動區(qū)距離將煤礦采動區(qū)對煤層氣開發(fā)的影響劃分為三類：強影響區(qū)、弱影響區(qū)、無影響區(qū)(表2)。

表2 研究區(qū)煤礦采動影響劃分及開發(fā)部署建議表

3.3 厚度、含氣量與產(chǎn)量之間的關(guān)系

研究區(qū)開發(fā)主力煤層為山西組3+4和5號、太原組8+9號煤層，全區(qū)發(fā)育。3+4號煤層厚度0.04～5.84m，平均2.3m，由東向西逐漸變薄、分叉；5號煤層厚0～5.87m，平均厚為2.19m，中部厚度大，平均2.5～4m；8+9號煤層厚度0.6～10.3m，平均3.51m，整體自北向南逐漸變薄，局部厚度變化較大。

3+4號煤層的含氣量1.15～17.92m3/t，平均9.86m3/t，在區(qū)域分布上區(qū)塊東南部、中北部含氣量較高。5號煤層的含氣量從2.46～19.44m3/t，平均8.4m3/t；中部部分區(qū)域>8m3/t。8+9號煤層的含氣量從5.14～22.86m3/t，平均11.02m3/t，呈現(xiàn)出東、西高，中部低的特點。煤層厚度分布與含氣量分布特點基本一致。

經(jīng)統(tǒng)計分析，受多因素控制，單井產(chǎn)氣量與煤層厚度(R2=0.358)、含氣量(R2=0.231)單因素相關(guān)性不是太強。為表征產(chǎn)氣量與煤層厚度、含氣量的關(guān)系，引入綜合系數(shù)α=(Q×H/D)×10(式中：Q為含氣量，m3/t；H為煤層厚度,m；D為埋深，m。)，分析發(fā)現(xiàn)綜合系數(shù)與產(chǎn)氣量具有較好的相關(guān)性(R2=0.756)，可以反應(yīng)產(chǎn)量與煤層厚度、含氣量的關(guān)系(圖7)。

圖7 綜合系數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系

綜合系數(shù)與產(chǎn)氣量關(guān)系圖分析顯示：綜合系數(shù)與產(chǎn)氣量基本呈正相關(guān)關(guān)系；綜合系數(shù)α小于1.23的井，產(chǎn)氣量相對較低，單井產(chǎn)量主要集中在200～1800m3/d；α大于1.23時，α越高，單井平均產(chǎn)氣量越高。因此可以將α等于1.23作為預(yù)測研究區(qū)煤層氣井平均產(chǎn)氣量的一個重要參數(shù)和指標。

4 結(jié)論

(1)柳林區(qū)塊煤層氣富集受沉積和構(gòu)造運動控制：山西組煤層發(fā)育于陸相三角洲環(huán)境、太原組煤層發(fā)育于海陸交互的濱海平原環(huán)境，相對封閉的還原環(huán)境，有利于煤層氣的生成，反映煤層具備夠賦存大量煤層氣的能力；中生代印支運動、燕山運動和新生代喜馬拉雅運動3期重要的區(qū)域構(gòu)造作用控制區(qū)塊煤層氣富集。

(2)水動力條件控制煤層氣運移及保存，研究區(qū)FL-EP39、FL-EP35、FL-EP43、FL-EP50、FL-EP47、FL-EP41井場以西測壓水位小于560m區(qū)域為局部水動力條件異常區(qū)，生產(chǎn)上表現(xiàn)為高產(chǎn)水、低產(chǎn)氣。

(3)柳林區(qū)塊儲層埋深和滲透率受構(gòu)造控制，自東向西埋深變大、滲透率降低。區(qū)塊開發(fā)井單井平均穩(wěn)產(chǎn)氣量及達產(chǎn)率與埋深和滲透率變化方向一致，即同井型同工藝條件下，自東向西單井平均產(chǎn)氣量和達產(chǎn)率逐漸降低。水平井自東向西達產(chǎn)率由210%降至34%，臨儲比由1降至0.52；定向井單井產(chǎn)氣量自東向西下降2倍以上。此外，西部井峰值氣量及穩(wěn)產(chǎn)周期明顯低于東部。

(4)起抽壓力梯度可以很好地反映煤礦采動區(qū)的“正負效應(yīng)”規(guī)律。研究表明，柳林區(qū)塊高產(chǎn)井起抽壓力梯度主要集中在0.2～0.5MPa/100m。根據(jù)起抽壓力梯度及生產(chǎn)井與煤礦采動區(qū)距離將煤礦采動區(qū)對煤層氣開發(fā)的影響劃分為三類：強影響區(qū)、弱影響區(qū)、無影響區(qū)。

5)為表征產(chǎn)氣量與煤層厚度、含氣量的關(guān)系，定義了綜合系數(shù)概念。研究表明，綜合系數(shù)與產(chǎn)氣量基本呈正相關(guān)關(guān)系，且將綜合系數(shù)α大于1.23作為預(yù)測研究區(qū)煤層氣井平均產(chǎn)氣量的一個重要參數(shù)和指標。