沁水盆地郑庄区块勘探现状及试采效果分析

李梦溪 张建国 胡秋嘉 刘国伟 余 巍

(中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司, 山西 048000)

山西沁水盆地是我国煤层研究与开发的热点地区[1], 郑庄区块位于中石油沁水盆地郑庄- 樊庄登记区块西部, 是中石油煤层气产能建设的主战场之一。该区煤层气勘探工作从1999 年开始, 目前已上交探明地质储量约500×108m3。本文通过对该区地理环境、地质构造特征、资源概况、勘探现状及试采情况进行论述, 着重对试采成果进行分析, 证实该区具有一定的煤层气资源, 具备规模开发的条件。

1 地质概况

郑庄区块行政区划位于沁水县和阳城县, 地表主要为丘陵山地, 海拔580～1300m, 沟谷发育。区块构造位于沁水块坳构造单元, 属于沾尚- 武乡- 阳城北北东向褶带的南部, 以褶皱构造为特征。区内最大断层是寺头正断层和后城腰正断层。整体构造背景北低南高, 东南部受寺头和后城腰断层的影响, 形成一个较深断槽区, 在区块内形成两洼一“隆”的构造格局, 在此格局上又叠加了一系列北东向相间展布的背、向斜褶皱构造。区内断层、陷落柱发育, 目前地震勘探解释的断层162 条、疑似陷落柱119 个, 总体表现为东强西弱的特点, 分析认为主要受寺头及后城腰断层影响。

主要含煤地层为石炭系上统太原组、二叠系下统山西组, 目前主要勘探目的层为山西组3#煤层。其特点为：

(1) 煤层电性特征明显, 纵向非均质性强。本区煤具有高电阻率、高声波时差、低自然伽马、低体积密度的特征, 煤层自上而下一般包括原生结构煤、夹矸与构造煤三段;

(2) 3#煤层厚度大、分布稳定, 但埋藏普遍较深; 本区3#煤层厚度在3．0～7．81m 之间。总体上呈西北和东南厚、中间薄的特点; 3#煤层埋深在300～1400m 之间, 大部分区域埋藏深度在500～1100m 之间。总体呈现北深南浅的变化趋势;

(3) 3#煤以半亮煤为主, 总体呈现热演化程度高、镜质组反射率高的特点。区内3#煤层镜质组最大反射率值介于2．5%～4．0%之间, 平均约为3．46%, 属于无烟煤三号阶段;

(4) 3#煤孔隙以微- 小孔为主, 割理较发育：区内3#煤层孔隙度0．65%～10．54%, 平均5．2%,即以微、小孔占绝对优势, 大孔其次, 中孔的含量最少。割理主要存在两组优势发育方向, 第一组的走向大致在N33°～66°E 之间, 该组割理发育, 密度为27～120 条/m, 属面割理; 第二组割理的走向大致在N42°～54°W 之间, 该组割理发育相对较弱,密度为24～60 条/m, 割理密度较小, 属端割理,其发育长度受控于面割理。面割理与端割理常近于直角相交, 割理面的倾角普遍大于70°。割理宽度虽介于几微米至几百微米之间, 但大多处于紧闭状态为方解石所充填, 并不利于煤储层的渗透性;

(5) 3#煤储层力学性质具有高弹性模量、低泊松比、高抗压强度和抗拉强度的特征。区内3#煤储层的抗压强度 (饱和) 介于1．46～14．55MPa之间, 平均为6．63MPa, 抗压强度 (干燥) 介于2．51～28．45MPa 之间, 平均为12．61MPa; 抗拉强度 (饱和) 介于0．06 ～1．20MPa 之间, 平均为0．37MPa, 抗拉强度 (干燥) 介于0．09～1．20MPa之间, 平均为0．61MPa; 弹性模量介于210 ～2330MPa 之间, 平均为1027．77MPa; 泊松比介于0．28～0．33 之间, 平均为0．32。与中、低阶煤相比, 其基质收缩量相对较小, 但同时上覆静岩压力诱导的横向应力和应变也相对小, 对煤储层渗透率的影响是一个复杂过程;

(6) 储层具有低压低渗特征。试井结果显示,本区3#煤地层压力系数介于8．35～10．8KPa/m, 平均约为9．61KPa/m, 其值低于静水压力梯度9．79KPa/m[2], 与沁水盆地整体储层压力分布特征相一致[3], 即区块内大部分区域属于低压煤储层,部分区域为常压煤储层。原始渗透率0．013～0．43×10-3μm2,, 平均0．112×10-3μm2, 属于超低渗透率储层;

(7) 煤层含气量高、局部变化大： 本区3#煤含气量值一般在 12m3/t 以上, 最高值达到37．64m3/t , 平均21．5m3/t , 局部受断层、陷落柱等不利构造影响, 含气量低。

2 勘探现状

郑庄区块煤田勘探从1996 年开始, 主要以钻探为主, 辅以二维浅层地震, 共完成煤田二维地震剖面16 条182．5km, 已钻煤孔11 口, 孔距4 ～8km, 勘探程度为找煤- 普查, 煤炭储量级别以D级为主; 煤层气勘探工作从1999 年开始, 勘查面积982．764km2, 总体勘探历程可分为四个阶段：

(1) 1999～2005 年早期勘探阶段： 中国石油煤层气勘探项目经理部钻探晋试5、晋试6 两口煤层气探井, 试采获工业气流, 其中晋试5 井最高日产量3085m3, 晋试6 井2721m3。通过2 口井试采评价, 2002 年上交控制储量911×108m3。

(2) 2006 年储量评价阶段： 中国石油廊坊分院钻探晋试7、晋试8、晋试9、晋试11、晋试12、晋试13 等6 口评价井。通过试采, 晋试7、晋试8、晋试11 等3 口井获得工业气流, 探明面积74．14km2, 储量107．21×108m3。

(3) 2007～2008 年试采评价阶段, 中国石油山西煤层气勘探开发分公司先后钻探郑试14、郑试15、郑试19、郑试27、郑试30、郑试31、郑试38、郑试39 等8 口评价井, 以及晋试5 - 1 等8 口试采井组, 2008 年2 月获得煤层气采矿权135km2。

(4) 2008～2009 年储量升级阶段： 中国石油山西煤层气勘探开发分公司在郑庄区块完成二维地震勘探958km, 并在位于区块东部的东大井区新增评价井35 口, 对其中22 口井进行试采。通过试采,有16 口井获得工业气量, 探明煤层气地质储量384×108m3, 含气面积229．36km2。

3 试采效果

截止到2010 年, 中石油在沁水盆地郑庄区块共试采评价井30 口, 主要分布在区块的中部和东部, 试采层位主要为山西组3#煤, 试采深度486．80～1336．90m, 试采时间30～410 天。其中埋深小于1000m 的井21 口, 日产水量1．79～40．0m3,日产气0～3583m3; 埋深大于1000m 的井9 口, 日产水量3．0～25．0m3, 日产气0～3138m3, 整体试采效果较好。

3．1 埋深小于1000m 井试采分析

埋深小于1000m 的21 口井中, 有14 口井试采获得工业气流, 日产气量1185～3583m3。该14 口井含气量整体较高, 介于15 ～32．4m3/t , 平均25．04m3/t。其中郑试27 井 (见图1) 位于郑庄区块中南部, 埋深747．05m, 含气量32．4m3/t , 采用活性水压裂, 压裂效果好, 试采天数408 天, 最高日产气量3208m3, 稳定日产气量2300m3。

图1 郑试27 井生产曲线

未获得工业气流的7 口井中, 有4 口受含气量低的影响, 3 口受排采控制差、储层伤害影响。其中郑试35、郑试43 等2 口井 (表1) , 由于所处构造位置位于断层附近, 气藏遭到破坏, 保存条件差, 含气量低 (3．86～8．985m3/t) , 导致产气效果不理想。

表1 气成分分析结果

郑试32 井、晋试12 井含气量分别为13．68m3/t 和6．35m3/t , 含气量偏低的主要原因是郑试32 井位于陷落柱附近, 煤体结构差 (表2) , 夹矸位于煤层中部, 下部煤层煤质差, 导致生产过程中, 煤层实际有效贡献厚度小, 产气效果不理想; 晋试12 井煤质分析结果显示, 灰份含量28%, 按我国煤岩灰分等级划分[4], 属于中等灰分煤, 而本区3#煤灰分平均含量13．24%, 属于低等灰分煤, 该井煤质较差。

郑试25、晋试9、晋试13 等3 口井煤层厚度5．2～6．8m, 含气量均大于15m3/t , 介于高变质煤最佳开采含气量范围[5], 具备获得工业气量的物质基础, 但由于试采过程中, 排采控制不合理, 为达到早见气、早高产的目的, 采取快速排采的工作制度排采, 导致井底流压迅速下降, 地层发生应力突变, 产生大量煤粉, 堵塞通道, 产水减少 (表3) ,压降漏斗得不到充分的扩展, 供气源受到了严重的限制, 影响试采效果。由此说明, 地质优选煤层气富集区是获得高产的基础, 排采控制是获得高产的手段。

表2 郑试32 井测井解释成果表

表3 郑试25 等3 口井产水变化统计表

3．2 埋深大于1000m 直井试采分析

有学者认为埋深小于800m 是较为理想的煤层气开发深度[6], 而当煤层深度大于1000m 时, 煤储层的渗透性较差, 对煤层气的开发不利[7]。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1200m[8]。

2008～2009 年, 中国石油山西煤层气勘探开发分公司在郑庄北部埋深大于1000m 的位置, 试采评价井9 口, 有7 口井通过试采获得工业气量, 试采深度1006～1336．9m, 试采时间228～410 天, 日产气量2097～3138m3, 日产水量3．0～10m3。

分析认为： 受埋深影响, 储层压力高, 气藏保存条件好。获得工业气量的7 口井甲烷浓度96．8～98．09%, 含气量24．53～35．19m3/t , 平均30．5m3/t , 高于本区14 口埋深小于1000m 获得工业气流井的平均含气量。通过煤质分析及显微组分测定, 7口井灰分含量平均11．8%, 低于本区平均的13．24%, 煤的密度平均1．52g/cm3, 低于本区平均的1．54g/cm3, 镜质组含量平均79%, 高于本区平均的72%。由此来看, 7 口井所对应区域的煤层具有镜质组含量高、灰分含量低、密度低的特点, 显示了对应区域沉积时煤岩物质组成成煤物质及沉积环境非常稳定, 为高质量的煤层发育提供了十分有利的条件, 同时煤中镜质组含量高, 有利于煤层割理系统的发育, 使得对应区域煤层渗透性要好于相同埋藏深度的其它地区, 从而具有了较高的煤层气产出能力。其中郑试54 井位于郑庄区块北部, 埋深1039m, 含气量31．71m3/t。常规测井和核磁测井显示： 顶底板砂泥比分别为0．57 和0．72, MPHE＜1%, 孔隙不发育, MPERM ＜0．0001, T2 谱单峰峰谱幅度低, 无可动水存在, 封堵性好 (见图3) 。化验分析测定显示： 郑试54 井灰分含量10．81%,挥发分含量6．63%, 甲烷浓度97．69%, 镜质组含量97．9%, 煤岩煤质好; 采用活性水压裂, 试采天数410 天, 最高日产气量3138m3, 稳定日产气量2800m3(见图4) 。

图3 郑试54 井核磁测井曲线

图4 郑试54 井生产曲线

4 结论与建议

(1) 沁水盆地郑庄区块探明程度高, 煤层气资源基础落实, 试采获得工业气量, 具备规模开发的地质基础;

(2) 试采结果表明, 地质优选煤层气富集区是获得高产的基础, 排采控制是获得高产的重要手段;

(3) 深层评价钻探取得显著成效, 7 口埋深大于1000m 的井获得工业气流, 拓宽开发区域, 但由于井数相对较少, 试采时间相对较短, 建议进一步加大对深层煤层气潜力的勘探评价;

(4) 郑庄区块15#煤层成藏条件与3#煤基本相当, 同样具有良好的开采价值, 只是15#煤层气含硫比较高。因此, 建议把郑庄区块15#煤层气的开发纳入到统一规划和部署实施当中;

(5) 开发实践证明, 煤层气的开发必须形成区域降压后才可获得较高产量, 目前郑庄区块主要以评价井为主, 井距大、井网稀, 若要进行规模开发, 需对该区合理的井网、井距部署进行研究。

[1] 叶建平, 秦勇, 林大杨．中国煤层气资源 [M] ．徐州： 中国矿业大学出版社, 1998．

[2] 张延庆, 唐书恒． 华北部分矿区煤储层压力研究[J] ．地球学报, 2001, 22 (2) ： 165- 166．

[3] 张培河．沁水煤田煤储层压力分布特征及影响因素分析 [J] ． 煤田地质与勘探, 2002, 30 (6) ： 31 -32．

[4] GB/T15224．1- 94, 煤炭灰分分级 [S] ．

[5] 王霞, 陈小凡, 李键．煤层气开发地质因素分析、分布特点及中长期发展趋势预测 [J] ．内蒙古石油华工, 2007 (6) ： 46- 48．

[6] 傅雪海, 秦勇, 张万红．高煤级煤基质力学效应与煤储层渗透率藕合关系分析 [J] ．高校地质学报,2003, 9 (3) ： 373- 377．

[7] 唐书恒．煤储层渗透性影响因素探讨 [J] ．中国煤田地质．2001, 13 (1) ： 28- 30．

[8] 傅雪海, 秦勇, 姜波, 韦重韬．高煤级煤储层煤层气产能“瓶颈”问题研究 [J] ．地质评论, 50 (5) ：2004, 507- 513．