沁水盆地和顺区块15号煤储层特征及试采效果分析

1、第三届油页岩、煤层气等非常规油气资源勘探开发及综合利用技术研讨会文集沁水盆地和顺区块15号煤储层特征及试采效果分析中国石化华东分公司孟贵希 朱杰平孟贵希，男，1983生，河南商丘人，硕士研究生，工程师，主要从事煤层气地质及勘探部署研究工作。E-mail:menggx007,电话通讯地址：江苏省南京市下关区热河南路37号华扬大厦1102室。摘要：在分析和顺区块太原组15号煤层的孔隙裂隙特征、吸附特性、含气性、煤体结构和储层压力的基础上，结合后期试采效果，认为1000m以浅15号煤储层的低含气量、低解吸压力和低储层压力是制约煤层气井低产的根本因素；1000m以深，在15

2、号煤储层含气量高、解吸压力和储层压力高的有利储层条件下，实施合适的压裂和排采工程工艺，单井产气量可实现高产稳产。关键词：沁水盆地 和顺区块 15号煤层 储层特征 试采效果和顺区块位于沁水盆地东北缘，行政区划隶属于山西省晋中市和顺县、昔阳县、寿阳县和左权县（见图1）。区块东西宽26.48km，南北长49.71km，面积1040km2，预测煤层气资源量1520×108m3。区块南端有和顺凤台一缘煤矿、和顺正邦煤矿、北关煤矿和腾信煤矿等。区块内共实施煤层气井20余口；有二维地震线覆盖整个区块；区块内有煤田钻孔32个。1 地质背景图1 交通位置图区域范围内赋存的地层主要有：太古界；上元古界震

3、旦系；古生界寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系；中生界三叠系；新生界第三系、第四系。主要含煤地层为石炭系太原组和二叠系山西组，区块内煤层气勘探主要目的层为太原组15号煤层。区域上太原组地层厚90.30143.80m，平均125.00m，含煤14层，为主要的含煤地层之一。本组以K1砂岩连续沉积于本溪组之上，由灰色砂岩，深灰、灰黑色砂质泥岩、泥岩、石灰岩及煤层组成。主要灰岩有3层（K4、K3、K2），全区稳定，是很好的标志层。本组岩性、沉积厚度有一定变化，但沉积岩性稳定，沉积环境差异显著，旋回明显，属海陆交互相沉积，主力煤层15号煤的沉积环境主要为潮坪及泥炭沼泽沉积环境。图1 交通位置图区域构造上，和

4、顺区块位于沁水盆地东北部的沾尚-武乡-阳城北北东向褶皱带内。区块内以褶皱构造为特征，中小断裂和陷落柱发育；且存在次级宽缓褶皱构造，构造线呈北北东向展布；地层整体相对平缓，地层整体倾向为北西，倾角一般10º左右，地层埋深东高西低。区块内H3、H7井间发育一北北东向的断裂带，将区块由东南至西北划分为：红堡沟单斜带、紫罗-窑尚断裂带和西寨-沾尚褶曲带。2 15号煤层赋存特征区块内15号煤层位于K2灰岩底下16.5m左右，下距K1砂岩16m左右，15号煤层厚2.39.9m，平均厚5.13m。钻井和二维地震资料解释结果显示，15号煤层在区块内稳定分布，煤厚510m分布面积超过区块面积一半，南北

5、各发育一厚煤带。15号煤层结构为简单-复杂，含夹矸0-5层，一般含3层，夹矸多为炭质泥岩、泥岩。煤层顶板一般为泥岩或炭质泥岩，少量钻井（孔）揭露为粉砂岩或细砂岩；底板一般为泥岩，少量钻井（孔）揭露为砂质泥岩或细砂岩。15号煤层埋深变化于141.891381m之间，整体变化趋势是由东至西埋深逐步加深，区块东北部和东南部地形较为平坦，埋深多小于1000m；区块中部埋深10001500m；区块西部边界附近多大于1500m。局部埋深受地形起伏的影响，变化较大。3、煤储层特征3.1煤岩煤质特征太原组15号煤的宏观煤岩类型主要为半亮型煤和光亮型煤，镜质组一般约占69.6%80.8%，平均为77.3%；原煤

6、灰分产率介于4.03%26.47%，平均为10.07%，为低灰煤。15号煤层镜质体反射率2.17%2.97%，平均2.44%，为高变质程度的贫煤和无烟煤。区块15号煤层内镜质组含量、灰分产率和镜质体反射率均变化不大。3.2 孔隙结构与等温吸附特性煤的吸附能力与其孔隙结构特征密切相关，采用压汞法对太原组15号煤层进行孔隙结构实验，文章采用oo(1966)的十进制孔隙分类标准，即V1为大孔孔容(>1000nm)，V2为中孔孔容(1000nm >>100nm)，V3为过渡孔孔容(100nm>>10nm)，V4为微孔孔容(10nm >>7.2nm)，Vt为总孔

7、容1,2。实验结果表明，15号煤层煤样孔隙以过渡孔为主，大孔、中孔不发育，微孔比大孔、中孔稍发育。过渡孔占总孔容的59.44%63.53%，是主要孔隙；大孔、中孔不发育，所占总孔容在4.75%13.37%，平均低于8%；微孔比大孔、中孔稍发育，占总孔容18.60%24.06%。15煤层过渡孔和微孔为主的孔隙结构特征，决定了15号煤层具有较强的吸附能力。15号煤层原煤平衡水等温吸附实验结果表明，15号煤样的兰氏体积变化于28.5440.01m3/t之间，平均34.02m3/t，兰氏压力值变化于1.852.61MPa之间，平均为2.18MPa。分析认为和顺区块15号煤层具有比较强的储气能力，在有利

8、的保存条件配置下，煤层气体富集程度可能较高；15号煤层兰氏压力值相对较高，煤层中吸附态气体脱附相对容易，这些对煤层气开发是比较有利的。3.3含气性15号煤层在452.501178.50m深度区间内，含气量（空气干燥基）变化于4.6316.54 m3/t之间，平均为10.49m3/t。区块内1000m以浅，15号煤层含气量变化于4.6316.54m3/t之间,含气量分布变化较大，整体不高，局部大于12m3/t。区块内1000m以深，含气量均大于10m3/t，且随15号煤层埋深增大，含气量有增大趋势。15号煤层煤层气甲烷含量86.24%98.42%，平均为93.31%，整体上甲烷浓较高，煤层气品质

9、好。3.4裂隙特征与煤体结构（1）宏观裂隙 （a）寿阳段王矿 (b) 阳泉5矿图2 15煤裂隙走向玫瑰花图煤中天然裂隙的发育特征直接影响到煤储层渗透率的大小和方向，井下观测定量统计结果显示，15号煤层发育多组裂隙，其中以走向NNENE向裂隙最为发育；走向近EW向的裂隙发育程度次之(图2)。从部分井下观测及定向煤样显微镜下裂隙密度和间距定量统计结果看，区块内小、微裂隙发育好于中、大裂隙，从中到小、微裂隙其发育密度增大。（2）显微裂隙在扫描电镜下对区块内15号煤层煤样的显微裂隙观察结果表明：显微裂隙总体不发育，形态比较复杂，以平直、张开状为主，有锯齿状、分叉状、阶梯状、雁行状等；局部闭合，部分被填

10、充常见方解石、黄铁矿及粘土矿物等矿物质充填(表1，图3)。表1 显微裂隙观察成果一览表井号煤样描述H5无烟煤裂隙总体不发育，以平直、张开状为主，局部闭合，煤岩基质中混杂少量粘土，孔隙不发育(图3a)。H7无烟煤观测煤样未见明显显微裂隙，微米级孔隙发育，未见填充(图3b)。H8无烟煤观测煤样显微裂隙不发育，平行层理0.52微米、67微米孔隙发育，垂直层理上0.53微米、812微米孔隙发育，且未见填充(图3c)。H9无烟煤有少量微裂隙，孔隙发育以晶间孔为主、粒间孔多被粘土填充(图3d)。(a)H5井 (b)H7井 (c)H8井 (d)H9井图3 研究区各煤样显微观察（3）煤体结构通过各井15号煤层

11、煤芯观测和描述，发现15号煤层煤体结构复杂，普遍发育薄层构造煤。在较大断层附近，15号煤层构造煤厚度增大，如H3井、H12井构造煤厚度比例分别为62%和81%，远离大断层的地层平缓区煤体结构明显变好，西寨向斜带的H6、H7及H11井煤体结构保存相对较好，构造煤厚度比例分别为40%和0%。15号煤层试井渗透率一般介于0.00570.140×10-3m2之间，平均为0.026×10-3m2，整体相对较低，但限于国内目前煤储层试井测试技术，试井渗透率值可靠度值得商榷。3.5 煤储层压力太原组15号煤层在埋深452.451178.0m的范围内，储层压力变化于0.376.74MPa之

12、间，储层压力梯度变化于0.0540.573MPa/100m之间，平均为0.301 MPa/100m，属低压状态。整体上，15号煤储层压力与煤层埋深呈正相关趋势，且1000m以深，煤储层压力梯度大于0.50MPa/100m。4、试采效果截止2011年7月，在沁水盆地和顺区块针对太原组15号煤层共试采评价井24口，主要分布在区块的东南部和东北部，试采深度452.451178.0m，试采时间226816天。其中埋深小于1000m的井22口，日产水量0.1211.64m3，日产气0106.92m3；埋深大于1000m的井2口，日产水量0.291.68m3，日产气184.301062.20m3(见表2，

13、表3)。1000m以深的H6井单井排采稳定日产气量突破1500m3。表2 和顺区块1000m以浅煤层气井生产状况表井号射孔井段投入排采日期目前生产情况日产气量m3日产水量m3累产气量m3累产水量m3H5926.6-931.92010.8.602.192552.58796.37H8793.9-799.82011.1.120.340.711996.23197.27H12927.2-933.32010.11.1925.881.08246.39333.55H2500-5052009.5.6106.920.1563067.38432.35H2井组485-6512010.1-2010.110-83.430

14、.12-11.64186-79510114-5415表3 和顺区块1000m以深煤层气井生产状况表井号射孔井段投入排采日期目前生产情况日产气量m3日产水量m3累产气量m3累产水量m3H61172.0-1178.02010.10.311062.20 0.29 183656.19 517.52 H71143.10m-1148.22010.7.30184.30 1.68 42982.47 898.54 4.1埋深小于1000m井试采分析埋深小于1000m的试采评价井共22口，其中参数井试采评价8口，7口位于区块东南部；排采试验井组1个（H2井组，14口）。单井产气量普遍较低，参数井试采产气量整体上低

15、于井组试验井。浅部排采效果最好井为H2-3井，最高日产气量为499m3，累计产气量79510 m3（见图4，表2）。分析认为：1000m以浅含气量整体偏低，仅H2井、H1井等含气量大于10m3/t，其余井均小于10 m3/t。较低的含气量对应煤层解吸压力低，排采降压的空间较小，压力降有效传播半径小，煤层气解吸面积小，产气量低。22口煤层气井中仅H8井、H2-4-1、H2-9-1井解吸压力高于1MPa，其余井解吸压力变化于0.500.98MPa之间，平均为0.75MPa。浅部15号煤储层压力梯度均小于0.5MPa/100m。1000m以浅，15号煤层储层条件较差：含气量整体偏低、解吸压力低（&l

16、t;1.2MPa）及储层压力梯度低（<0.5MPa/100m），是制约煤层气井产量的根本原因。图4 H2-3井生产曲线4.2埋深大于1000m井试采分析有学者认为沁水盆地煤层埋深小于800m是较为理想的煤层气开发深度3,而当煤层埋藏深度大于1000m时,煤储层的渗透性变差,对煤层气的开发不利4。在目前所采取压力衰减法开发煤层气过程中,煤层气开采深度很难突破1200m5。20102011年在和顺区块南部埋深大于1000m的位置，试采评价2口，有1口(H6井)通过试采获得稳定日产气量1500m3，稳产66天。H6井试采253天，目前日产气1062.20 m3，日产水0.29 m3；累产气18

17、3656.19 m3，累计产水517.52 m3（见图5，表3）。但与H6井相距3.5km的H7井产气效果不佳，最高日产气量仅383 m3, 累产气42982.47m3，累计产水898.54 m3。图5 H6井生产曲线分析认为：（1）1000m以深的H6和H7井与1000m以浅的煤层气井相比，15号煤储层均具有较高的含气量（>10m3/t）、较高解吸压力(>2MPa)及相对较高的地层压力(压力梯度>0.5MPa/100m)，这三项储层参数是煤层气井产量突破的地质基础。（2）优化射孔、压裂方案及合理的排采制度的实施，是H6井取得突破的技术关键。H6井较H7井相比：射孔密度大，压

18、裂规模大，累积加砂量多，施工压力相对较低，压裂施工顺利，单井排采获得最高日产气量1519m3。H6井采用抽油机；管柱吸入口放在煤层下部10m；采用前快后慢的排采制度；见气时采用高套压生产；连续生产至今，排采效果好。H7井采用螺杆泵；管柱放置煤层中部；采用较慢的排采制度；见气采用0.5MPa低套压生产制度；因卡泵检泵2次，单井最高日产气量383m3。5、结论与建议（1）沁水盆地和顺区块15号煤层稳定分布，厚5.0m左右，平均含气量高于10m3/t，煤层气资源基础较好，深部单井试采获得产气量突破，展现良好的勘探开发前景。（2）15号煤储层宏观裂隙有限、显微裂隙不发育和大孔中孔不发育的特点决定了煤层气扩散和渗流的原始条件较差，需要较好的压裂改造工程工艺来改善渗透性。同时，15号煤层煤体结构复杂，薄层构造煤发育，裂隙部分被黄铁矿及粘土矿物等矿物质充填，给煤储层压裂改造和后期排采带来一定的难度。（3）煤储层压力普遍较低，储层能量小，煤层气解吸后渗流的原始动能较小，给后期排采带来一定的挑战。深部煤层储层压力相对较高，有利于扩大压降半径，增大解吸面积。（4）1000m以浅15号煤储层的低含气量、低解吸压力和低储层压力是制约煤层气井低产的根本因素；1000m以深，在15号煤储层含气量高、解吸压力高和储层压力相对较高的有利储层条件下