沁南煤层气开发区块煤储层特征分析及意义

赵贤正 桑树勋 张建国 刘会虎 王立龙 张 聪

(1.中国石油华北油田公司,河北 062552;2.中国矿业大学资源与地球科学学院,江苏 221116;3.中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司,山西 048000)

1 引言

沁水盆地南部煤层气田东临太行行隆起,西临霍山凸起,南为中条山隆起,北部与沁水盆地腹地相连,包括樊庄区块、潘庄区块、郑庄区块等。其中樊庄区块与郑庄区块为本文研究区块。区内地层宽缓,构造相对简单,以褶皱构造为主,断层多为落差较小的正断层,主要构造呈NNE向展布,樊庄区块发育方向多变的次级褶曲,郑庄区块背、向斜相间展布。研究区从1997年试钻晋试1井以来,樊庄区块已钻井451口,郑庄钻井181口。樊庄从2006年投产以来,已经获得了工业性产能,高产井日均产气在3000m3以上,部分煤层气井产能在1000m3/d以下。区块内煤层气井产能差异排除后期工程措施的影响之外,主要受高煤级煤储层非均质性 (变化规律)所控制,具体表现为高煤级煤储层的含气性、渗透率及流体压力非均质性所控制。关于煤储层在三维空间上的非均质性代表性的研究集中于煤储层含气性非均质性产生原因、影响因素和煤储层渗透率非均质性的影响因素分析。本文以沁水南部高煤级煤储层为例,从含气性非均质、渗透性非均质及流体压力梯度非均质变化入手,初步探索三者控制的地质机理,提出对煤层气开发的建议。

2 郑庄、樊庄开发区块高煤级煤储层非均质性特征

图1 研究区3#煤储层含气量与甲烷浓度

沁水盆地南部煤储层含气非均质性表现在水平展布上及垂直分布上均具有明显分异的特点。对樊庄和郑庄具有不同埋深的3#煤及15#煤层含气量和含气饱和度进行统计分析,如图1。对比分析发现,在水平分布上,无论是含气量还是含气饱和度,在开发区块之间及开发区块内部均呈现明显的非均质性。对含气量平均值进行计算,得到樊庄区块晋试1～5井3#煤实测平均含气量为21.144m3/t,15#煤实测平均含气量为21.171m3/t,郑试部分井3#煤实测平均含气量为18.97m3/t,15#煤实测平均含气量为20.12m3/t。计算结果可以推知：整体上15#煤含气量均高于3#煤含气量。分析结果表明,高煤级煤储层含气性在垂向上整体上表现出随埋深升高的特点,同时又体现出受其它地质因素影响呈现非均质性的特点 (图2)。

对开发区块内部3#煤储层含气量的水平展布进行分析,如图3。樊庄区块3#煤层含气量一般介于10～20m3/t之间,含气量分布表现出中部高、四周低的特点。郑庄区块3#煤储层含气量一般介于10～20m3/t之间,煤储层含气量的分布表现为中北部高南部低、东部高西部低的特点。樊庄和郑庄3#煤储层含气量具有明显不同的水平空间分布特征,区块内部含气量的分布明显不均,具有强裂非均质性的特点。沁水南部煤储层含气量的水平展布特点同样反映出煤储层含气非均质性的特点,体现出煤层气藏形成后受构造及其它地质因素等多重地质因素影响的复杂性。

图2 研究区煤储层含气量

图3 研究区3#煤储层含气量等值线图 (左：樊庄;右：郑庄)

图4 研究区3#煤储层压力梯度等值线图 (左：樊庄;右：郑庄)

根据较正后的储层压力梯度绘制等值线图,进行空间分析,如图4。由图4可以看出：樊庄储层普遍欠压,变化特点表现为中心高、四周低的特点,郑庄区块大部分区域为欠压储层,高压储层只有零星分布。研究区煤储层压力梯度分布表明：高煤级煤储层主要以欠压储层为主,局部区域存在高压储层,储层压力梯度的分布同时表明高煤级煤储层流体压力梯度分布具有典型的非均质性。

3 郑庄、樊庄开发区块高煤级煤储层非均质性变化地质规律

3.1 高煤级煤储层的含气非均质性变化及其地质控制机理

研究区在地史上多期构造运动使沁水盆地下降及回返抬升,煤储层发生渗流扩散,含气饱和度下降,同时多期构造应力场的存在,形成了沁水盆地整体为NE向斜基础上褶曲叠合的复合型褶曲构造。对郑试19口开发井的含气量与所处构位置关系进行分析,如图5。从中可以看出,在易发生煤层气解吸逸散的构造部位 (正断层附近或裂隙发育的背斜核部)煤层气含气量明显偏低,裂隙不发育的向斜核部煤层气含气量明显偏高。分析发现构造应力场控制了构造样式 (如褶曲的形态),控制了遗留煤层气的保存条件,对高煤级煤储层的非均质性产生决定性的影响。

图5 煤层含气量与构造位置的关系

研究区开发区块3#煤层顶板主要为泥岩、粉砂质泥岩,底板以粉砂质泥岩为主,其次为粉细砂岩,直接顶板泥岩厚度一般都在10m以上,封盖能力较好,寺头-后城腰断层以西,断裂带内及其附近灰岩裂隙十分发育,封盖条件差。足够的地下水势能形成较高的煤储层压力,使煤储层具有够高的吸附煤层气的动力,同时又表明具有足够的驱动煤层气流动的能量。在沁水南部大宁-潘庄-樊庄一带太原组和山西组含水层等势面呈现出“低洼”状态,形成地下相对滞流水区,同时在平面空间上地下水动力强的地区煤层气含量较低,水动力弱的地区煤层气含量高,进一步加剧高煤级煤储层的非均质性。

综上分析,高煤级煤储层成煤历史中的生烃、热演化及埋藏过程奠定了高煤级煤储层高含气性的基础,后期构造运动和水文动力条件改变了煤层气的空间分布形态,使得煤层气在封盖条件较好、滞流的水动力条件较弱的利于保存的向斜部位富集程度更高,从而高煤级煤储层的含气在空间分布上表现出很强的非均质性。

3.2 高煤级煤储层的渗透率非均质性变化及其地质控制机理

高煤级特殊的煤岩组成煤热演化程度决定了煤储层初始渗透率的发育程度,后期的构造应力对煤储层的改造则是导致高煤级煤储层渗透性非均质性变化的主因。构造应力对煤储层渗透率则具有改造作用。研究区经历了四期构造应力场作用,发育的宏观裂隙走向主要集中在NE向和NW向两组,其中NE向宏观裂隙由于受燕山期NW-SE向挤压作用,多形成剪裂隙而较为闭合,井下观测到多组切穿顶板剪裂隙;NW向宏观裂隙受喜山期NW-SE向拉张应力多形成张裂隙。割理主要存在两组优势发育方向,第一组的走向大致在N°33～66°E之间,该组割理发育,密度为27～120条/m;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,割理的发育方向也明显反映出受燕山和喜山期古构造应力场的影响。

3.3 高煤级煤储层的流体压力梯度非均质性变化及其地质控制机理

高煤级煤储层流体压力梯度非均质性表现为煤储层压力异常。在沁水南部研究区,欠压煤储层普遍存在,高压异常煤储层亦个别存在。综合现有文献对煤储层压力异常的机理的认识,本文认为煤储层压力异常在于煤的生气过程、构造改造过程及水动力条件三个方面：①地史时期由于区域热事件(岩浆侵入),煤层达到生烃高峰,出现超压,当煤生气导致煤层压力增加超过煤层破裂极限,而形成煤层割理,新生成的煤层气沿割理裂隙运移,造成煤储层压力降低;②由于后期的构造抬升使原有的裂隙系统遭到破坏及生烃作用的停止,吸附气解吸为游离气快速逸散,逸散量大于生烃量,导致煤层气含气量减少,煤储层流体大量散失,引起储层降压;③沁水盆地南部含水层富水性弱,地下水径流条件差导致补给条件差、水动力条件较弱,水力联系较差,不具备大面积承压水发育条件,地质历史中煤层气散失量大而缺乏水力能量补充,煤储层普遍表现为低压;同时潜水面变化可能引起局部域煤储层压力异常 (可能出现承压水封闭,出现高压)。经过分析表明：地史上高煤级煤的生气作用及后期的构抬升奠定了煤储层流体压力梯度非均质的格局,水文条件在一定程度上局部改造了煤储层流体压力的非均质性。

4 郑庄、樊庄开发区块高煤级煤储层非均质性的煤层气开发影响

高煤级煤储层含气性非均质性对煤层气开发的影响表现在：进行煤层气井井网布署时,应充分考虑高煤级煤储层含气性非均质性的特点,考虑含气性非均性规律、含气非均质性产生的主要因素,布井位置应尽量避开断层发育带,考虑在向斜翼部、多期构造运的交接部位 (小型褶曲叠加部位)进行布井,避免在大型背斜核部布井。

考虑高煤级煤储层的渗透率非均质性的特点,在进行高煤级煤层气开发时应注意：(1)井网部署时一方面满足煤储层含气性较好的同时应考虑煤储层渗透性,具体表现为应选择复向斜中的次级背斜、构造交接部位布井;(2)钻井、固井完井、压裂时应充考虑高煤级煤储层渗透率非均质的特点,将施工作业过程中对煤储层的伤害减小到最低程度;(3)制定排采制度时,应采取逐级有效降压,防止压敏、速敏等现象进一步导致煤储层渗透率降低。

高煤级煤储层的流体压力梯度直接决定了煤层气开发的难易程度。高煤储层压力表明具有较高的驱动煤层气解吸、扩散、渗流的能力。高煤级煤储层的流体压力梯度非均质对煤层气开发的影响具体表现在：进行煤层气生产时排采幅度不宜过大,防止煤储层压力衰减过快导致煤储层有效应力增加过大,进而引起煤储层孔、裂隙变形,煤储层渗透率下降,影响煤层气的解吸、扩散、渗流过程,同时煤储层压力衰减过快引起煤气在孔隙中的扩散方式快速转变,导致煤层气的扩散能力减弱,从而影响煤层气井的产能。

5 结论

(1)沁水南部高煤级煤储层含气性、渗透率在水平空间展布及垂向尺度分布上均具有明显的差异,在高煤级煤储层区普遍存在压力异常,在空间布上呈现出分异明显的特点,高煤级煤储层的含气性、渗透率及流体压力梯度表现出强烈的非均质性。

(2)地史时期超压形成了沁水南部高煤级煤层气藏高饱和度的基础,后期构造作用对高煤级煤储层含气非均质性产生决定性影响,煤储层的封盖条件和水文动力条件在一定程度上影响煤层气的保存;高煤级特殊的煤岩组成煤热演化程度决定了煤储层初始渗透率的发育程度,后期的构造应力对煤储层的改造则为导致高煤级煤储层渗透性非均质性变化的主因;地史时期高煤级煤的生气作用及后期的构抬升奠定了煤储层流体压力梯度非均质的格局,水文条件在一定程度上局部改造了煤储层流体压力的非均质性。

(3)沁水南部高煤级煤储层非均质性对煤层气开发的影响表现在煤层气井布井、钻井、固井完井、压裂及排采时应考虑高煤级煤储层含气、渗透率及流体压力梯度非均质性的特点,布井应选择在煤储层含气性较好、煤储层渗透率较高的复向斜、构造交接部位布井,钻井、固井完井及压裂应尽量减小对煤储层的伤害,煤层气井生产排采时应采用逐级降压,防止裂隙闭合,渗透率降低,防止煤层气扩散能力过早衰减。

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