王少雷 趙福平 鄭鵬宇

摘? 要：本研究以大河邊向斜中深部煤層氣為研究對象，深入剖析該區(qū)塊資源潛力，探索合層排采精細化管理方法。運用煤層氣地球化學分析方法對排采全過程進行跟蹤分析，包括氣體組成、氣體中CH4碳氫同位素、水質全分析及水中氫氧同位素等。通過跟蹤分析，為探明演化成因、地下水補給、隱伏斷層、通道結垢消除以及壓裂液礦化度等問題提供清晰認識和改進思路，最終論證該跟蹤分析方法是煤層氣高產穩(wěn)產的重要手段，有望進一步完善并規(guī)范化后廣泛應用。

關鍵詞：煤層氣排采；地球化學分析方法；高產穩(wěn)產

1.項目概況

根據貴州省地勘資金項目安排，于2021年在貴州省六盤水市鐘山區(qū)大河鎮(zhèn)大河邊向斜空白區(qū)塊部署了涉及3口參數(shù)井的一組叢式井井組。該項目旨在系統(tǒng)探究該區(qū)塊內煤層氣資源賦存規(guī)律及資源量，并深入開展多產層高效合層排采管控技術研究及工程實踐等關鍵技術攻關。本研究區(qū)煤層段埋深800至950m之間，主力層段為11#煤，上部包括1#、7#煤層，或者下部煤層包括12#、13#、14#、17#煤層。大叢1井組3口井采用光套管活性水壓裂工藝開展10個層段的壓裂施工，選用石英砂和陶粒作為裂縫支撐劑，活性水壓裂液施工排量7至10m3/min，累積注入壓裂液量9602m3，支撐劑量420m3。

為做好精細化排采管控，將大叢1井組排采過程劃分為8個階段，即試抽階段Ⅰ、控（流）壓排液階段Ⅱ、緩慢降（流）壓階段Ⅲ、控（套）壓產氣階段Ⅳ、降（流）壓提產階段Ⅴ、控（流）壓穩(wěn)產階段Ⅵ、產氣衰減階段Ⅶ和暴露（產層）提產階段Ⅷ。利用煤層氣地球化學分析方法對排采全過程進行跟蹤分析，定期采集和化驗分析煤層氣井產出的氣、水樣品，開展氣體組成（烴類及組成、非烴類氣體）、氣體中CH4碳氫同位素、水質全分析（常量陽離子、陰離子、總硬度、總礦化度、總堿度、微量陽離子等）及水中氫氧同位素等分析。

2.采樣與測試

2.1水樣采集

本研究對大河邊向斜區(qū)域大氣降水、配壓裂液用水、壓裂液、井下煤層頂板淋水、中央水倉水、放溢流水及煤層氣井排采水進行采樣測試。

（1）實驗室測試采樣

采集壓裂前煤層水、壓裂過程中壓裂液和壓裂液注入完成后、正常排采階段及放溢流過程中排采水每種6瓶（每口參數(shù)井各取兩瓶），測定常規(guī)離子、微量元素、溶解無機碳穩(wěn)定同位素及水中氫氧同位素；壓裂液注入完成后需考慮陽離子交替吸附作用在返排初期交換作用強烈，分別在返排初期的第1、2、3、4、5、14天進行各參數(shù)口井取樣，進行常規(guī)離子測試，壓裂液返排正常排采階段，采樣測試為排采前期一個月進行1次，后期兩個月到三個月1次。

（2） 現(xiàn)場水質測試采樣

現(xiàn)場水質測試頻率為一天兩次，本研究現(xiàn)場測試選用C-600便攜式多功能水質檢測儀、WGZ-1S濁度儀、PXS-CL氯離子計，進行水質pH、EC、TDS、鹽度、ORP指標、S.G、濁度、Cl-測試。室內測試選用戴安ICS-90型檢測陰離子，美國Vista MPX電感耦合等離子體－發(fā)射光譜儀檢測陽離子，NexION300電感耦合等離子體質譜儀素檢測微量元，MAT253同位素質譜儀檢測氫氧同位素儀器以及MAT253穩(wěn)定同位素氣體質譜儀檢測溶解無機碳。

2.2氣樣采集

本研究在放溢流時涌出氣、排采初期游離氣以及煤層氣井產氣三階段進行參數(shù)井采氣，各參數(shù)井分別采集3袋氣體，使用Agilen 7890B氣相色譜儀、Thermo Scientific MAT 253氣體穩(wěn)定同位素比質譜儀——氣相色譜及DI-MAT252氣體同位素質譜儀分別進行氣體組分、甲烷碳氫同位素以及氣體二氧化碳同位素測定。

3 .樣品采集及分析成果

（1）pH值

pH值是一種標志溶液酸堿度的單位，中性溶液pH值為7，大于7為偏堿性，小于7為偏酸性。大叢1井組合層排采過程中，各井產出水pH值變化如圖3所示。各井產出液pH值主要介于6.5—8.2之間。從各井情況對比來看，大叢1-3井煤儲層壓裂過程中施工壓力持續(xù)較低或存在施工壓力突降，判斷壓裂過程中與斷裂構造帶溝通，因此在排采過程中有較強的偏堿性的滯留地下水補給，導致大叢1-3井產出液pH值明顯偏高；隨著排采進行，一方面滯留地下水不斷被排出，使地表水間接補給作用增強，另一方面煤儲層中CO2氣體解吸溶于產出液，導致產出液pH值快速下降。

（2）ORP值

ORP指氧化還原電位，用來反映水溶液中所有物質表現(xiàn)出來的宏觀氧化還原性。氧化還原電位越高，氧化性越強，氧化還原電位越低，還原性越強。電位為正表示溶液顯示出一定的氧化性，為負則表示溶液顯示出一定的還原性。大叢1井組合層排采過程中，各井產出水ORP值變化如圖4所示。

從各井情況來看，大叢1-1井壓裂施工未明顯溝通導水斷層，產出水ORP值相對較高；相比之下，大叢1-2井（影響較弱）、大叢1-3井（影響較強）均不同程度地受到臨近斷裂構造帶導水的影響，產出水ORP值降低，隨著排采進行，斷裂帶附近滯留地下水不斷被排出，使具氧化性的（高ORP值）地表水間接補給作用增強，導致大叢1-3井產出液ORP值快速升高，且明顯高于大叢1-2井、大叢1-3井。

（3）TDS值

TDS是常規(guī)離子在水中長期積累的綜合反應，排采井經過長期的排采，其產出水礦化度基本能代表原始地下水信息。TDS值越高，表示水中含有的溶解物越多。大叢1井組合層排采過程中，各井產出水TDS值變化如圖5所示。從各井情況來看，大叢1-1井并未明顯受到導水斷層影響，因此排采前期產出水以壓裂液為主，導致產出水中TDS值較高；相比之下，大叢1-2井、大叢1-3井受到導水斷層不同程度的影響及低TDS地層水的混入，因此產出水TDS值相對較低。

（4）鹽度值

鹽度表示每千克水中所含的溶解的鹽類物質的量（單位mg/L或ppm）。鹽度越高，表示水中所溶解的鹽類物質越多。大叢1井組合層排采過程中，各井產出液鹽度變化如圖6所示。各井產出液鹽度與TDS值及其變化趨勢一致。分析認為，各井產出液中所溶解的物質以鹽類為主，包括壓裂過程中加入的KCl、陽離子交換作用置換出的NaCl、地層水中的NaHCO3等，且在排采初期產出水以KCl為主，排采一段時間后以NaCl為主，隨著煤層氣解吸及地層水補給增強，NaHCO3比例逐漸升高。從各井對比情況來看，大叢1-1井基本無地層水補給，以壓裂液為主要成分的排采產出液鹽度值較高；大叢1-3井受地層水補給強烈，因此產出液稀釋后鹽度值較低。

3.2水中常量離子濃度差異

（1）Ca2+

各井產出液中Ca2+濃度主要介于150.7至641.7 mg/L之間，且排采過程中各井Ca2+濃度均整體呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢。從各井對比情況來看：大叢1井組各井產出液Ca2+濃度差別較大，大叢1-1井濃度最高，且2023年5月12日后Ca2+濃度突然下降，當前產出液Ca2+濃度與大叢1-2井、大叢1-3井相當，如圖7所示。分析認為：產出液中Ca2+濃度與壓裂施工壓力存在一定關系，當壓裂施工壓力高時，壓裂液與煤層中無機礦物在高壓條件下發(fā)生的陽離子交替吸附作用更強，陽離子交換程度高，導致K+與Na+、Ca2+、Mg2+發(fā)生的離子交換作用更徹底，因此大叢1-1井產出液中Ca2+濃度明顯升高；此外，大叢1-1井產出液中Ca2+濃度高還可能與地層水補給弱，未發(fā)生明顯的稀釋作用有關。

（2）Mg2+

各井產出液中Mg2+濃度主要介于13.2至87.6 mg/L之間，且排采過程中各井Mg2+濃度均整體呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢。從各井對比情況來看：大叢1-1井濃度最高，且2023年2月17日后Mg2+濃度產生大幅波動，當前產出液Ca2+濃度與大叢1-2井相當，如圖8所示。分析認為：產出液中Mg2+濃度與壓裂施工壓力存在一定關系，當壓裂施工壓力高時，壓裂液與煤層中無機礦物在高壓條件下發(fā)生的陽離子交替吸附作用更強，陽離子交換程度高，導致K+與Na+、Ca2+、Mg2+發(fā)生的離子交換作用更徹底，因此大叢1-1井產出液中Mg2+濃度明顯升高。此外，大叢1-1井產出液中Mg2+濃度高還可能與地層水補給弱，未發(fā)生明顯的稀釋作用有關。

（3）HCO3-

各井產出液中HCO3-濃度主要介于45至882 mg/L之間，且排采過程中各井HCO3-濃度均整體呈現(xiàn)緩慢上升趨勢，如圖9所示。從各井對比情況來看：大叢1-3井濃度明顯低于大叢1-1井、大叢1-2井。大叢1-2井HCO3-濃度在排采過程中顯著升高，推測與地層水補給、煤層中CO2解吸溶解作用有關；大叢1-1井地層水補給弱，因此排采過程中HCO3-濃度升高幅度較??；大叢1-3井地層水補給主要為斷裂帶水而非煤系滯留態(tài)水，且解吸氣中CO2含量極低，因此排采過程中產出液HCO3-濃度無明顯升高。

（4）Cl-

各井產出液中Cl-濃度主要介于2473至8105 mg/L之間，且排采過程中各井Cl-濃度均整體呈現(xiàn)逐漸下降趨勢，如圖10所示。從各井對比情況來看：大叢1井組各井產出液Cl-濃度差別較大，大叢1-1井濃度最高，大叢1-2井濃度次之，大叢1-3井濃度最低。分析認為：大叢1-1井產出液中Cl-濃度高與地層水補給弱，壓裂液高濃度Cl-基本未被稀釋有關；與之相比，大叢1-2、大叢1-3井均不同程度受斷裂構造導水的影響，導致壓裂液被稀釋及Cl-濃度相對較低。

3.3 產出液穩(wěn)定同位素特征差異

（1）氫穩(wěn)定同位素

各井產出液中δDV-smow主要介于-45.32至-23.53‰之間，且排采過程中各井產出液δDV-smow均呈現(xiàn)先變大、后變小的趨勢，如圖11所示。對比各井情況分析來看：大叢1-1井壓裂過程中施工壓力較高，壓裂液與煤中有機組分、無機礦物之間的同位素交換作用強，而且煤系地層水（低δDV-smow值）的補給、稀釋作用較弱，因此導致大叢1-1井排采過程中產出液δDV-smow值較大。

（2）氫氧穩(wěn)定同位素比值

氫氧同位素組成研究方法通常采用我國的大氣降水線方程δD=7.9δ18O+8.2，我國煤層氣井產出水氫氧同位素均分布在大氣降水線附近。各井產出液中δDV-smow/δ18OV-smow在排采初期主要位于貴州大氣降雨線上側；隨著排采進行δDV-smow/δ18OV-smow移動至貴州大氣降雨線下側，大叢1-1井偏離貴州大氣降雨線較遠，如圖12所示，反映排采產出液基本不受大氣降水補給的影響；大叢1-2井、大叢1-3井與貴州大氣降雨線靠近（特別是大叢1-3井），反映煤層氣井產液受大氣降水的間接補給作用。

3.4 大叢1井組產出氣特征差異

煤層氣組成差異很大， 主要包含CH4， 重烴氣 （C2+） ， CO2， N2等， 另外還含有一些微量組分：CO，H2S， He， Ar， Hg等。圖13所示，各井產出氣成分以CH4為主，含有少量的重烴（C2+）、N2、CO2、He等氣體。

總體來看，各井產出氣中CH4含量變化不明顯，主要受氣體中N2含量變化的控制。各井解吸氣中重烴（C2+）相對穩(wěn)定，在排采過程中重烴（C2+）含量未觀察到大幅度變化。各井解吸氣中N2含量存在較大波動，且整體上大叢1-1井N2含量呈下降趨勢，這與井筒附近煤儲層初期N2解吸量大、深度解壓時N2解吸量減少有關；分析認為，大叢1-3井受斷裂構造影響，排采過程中壓降漏斗擴展范圍大，導致斷裂構造帶附近活動的地下水攜帶少量N2持續(xù)補給，大叢1-1井受周圍斷裂構造的影響弱，氣體保存條件良好，因此煤層及頂?shù)装逯写嬖谙鄬^多的不吸附呈游離狀態(tài)存在的He，導致大叢1-1井He含量偏高。

3.5甲烷穩(wěn)定同位素特征差異

結合Whiticar煤層氣成因分類圖版分析大叢1井組各井煤層氣成因，如圖14所示，碳氫穩(wěn)定同位素比值大叢1-1井、大叢1-2井產出CH4 δ13C1/δD聚集且交疊，在圖版中被判識為熱成因氣，煤層中解吸的CH4為煤中有機質在熱降解、熱裂解作用下產生。大叢1-3井產出CH4 δ13C1/δD比值點主要位于混合成因氣范圍，大叢1-3井煤層解吸甲烷來源于煤中有機質熱降解、熱裂解成因及次生生物成因（斷裂構造導水條件下產甲烷微生物活動成因）。此外，結合大叢1-3井重烴（C2+）、N2及CO2含量低的特征，大叢1-3井部分CH4為厭氧微生物消耗重烴（C2+）、CO2等氣體所產生。

4 .結論

該分析方法在大叢1井組取得成功應用，為煤層氣演化成因、地下水補給、隱伏斷層、通道結垢消除、壓裂液配伍性等提供了清晰認識和改進思路，為排采現(xiàn)象認識提供了判斷依據，是煤層氣高產穩(wěn)產必要手段，可以進一步完善后規(guī)范化推廣應用。

水質監(jiān)測pH、TDS、鹽度、ORP，離子濃度K+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-、NO3-、Cl-，水氫氧穩(wěn)定同位素δD‰、δ18O‰，氣樣成分CH4、C2+、N2、CO2、He、CH4碳氫穩(wěn)定同位素δ13C1‰、δD‰等指導意義較大，可進一步完善分析方法，為地質和工程認識提供更有效手段。

作者單位：貴州省油氣勘查開發(fā)工程研究院