沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践

刘燕红 李梦溪 杨鑫 刘春春 闫玲

1.中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司 2.中国科学院油气资源研究重点实验室

沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践

刘燕红1李梦溪1杨鑫2刘春春1闫玲1

1.中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司 2.中国科学院油气资源研究重点实验室

为弄清沁水盆地樊庄区块煤层气的高产富集规律，根据近5年来在该区的勘探开发实践，从烃源条件、储层条件和保存条件3个方面系统分析了煤层气的成藏条件与富集规律。结果表明：该区煤层气成藏条件决定了其富集特点，即整体含气性较好，局部贫瘠，呈现“富集成片、贫瘠成带、富中有贫”的含气量分布特点；由东向西，煤层气逐渐由贫瘠变为富集，这主要是受封盖条件和构造断裂活动控制的结果。根据产气压力与理论临界解吸压力拟合关系对煤层含气量进行了预测，预测结果与实测数据基本一致，证明前者是一种可靠、实用的新方法。针对煤层气富集程度和压裂效果的差异，引入了煤层气开发单元的概念来指导生产，后期生产的效果表明，煤层气井产量的高低与开发单元的划分吻合良好。

沁水盆地 樊庄区块 煤层气 高产富集 含气量 开发单元 产能预测 压裂

山西省沁水盆地是我国煤层气勘探开发工作的战略基地，自20世纪90年代以来，煤层气产业得到快速发展［1－4］。其中樊庄区块自2006年投入规模开发以来，截至目前投产直井、水平井共400余口。当前开发工作中面临的主要问题是单井产气量偏低且单井产气量差异较大，因此，需要从煤岩学角度认识生气、含气机理，研究排采过程中的煤层产水、产气规律，探索与地质条件相匹配的压裂施工参数，制订合理的煤层气井排采管理方案，以实现煤层气井高产稳产和低效井增产。笔者在地质条件和煤层压裂效果分析的基础上，结合目前的排采现状，对煤层气高产富集规律进行了初步探讨，并据此建立煤层气开发单元，根据不同的开发单元预测高产区，以期指导煤层气的开发工作。

1 地质概况

图1 研究区位置示意图

樊庄区块位于沁水盆地南部晋城马蹄形斜坡带（图1），樊庄区块煤层厚度较大，可采煤层包括3＃、9＃和15＃煤，其中山西组3＃煤为当前煤层气开发的主体煤层，埋深介于400～700 m，总体上东深西浅，一般厚度介于5～6 m，总体上东厚西薄，分布稳定，煤层结构简单，于底部常发育0.7 m左右的构造煤；太原组15＃煤为另一套产层，埋深比3＃煤深100 m左右，厚度介于2～3 m，总体上中部薄，向南北两端稍变厚，分布也很稳定，但煤层结构较复杂。同一煤层气藏具有统一的压力系统［5－6］，3＃煤和15＃煤被致密岩层分割，无水力联系，各自具有相对独立的水动力和压力系统，分属2个煤层气藏，二者具有相似的形成、演化历史。

2 煤层气成藏条件及富集规律

2.1 煤层气成藏条件

2.1.1 烃源条件

煤层气富集成藏的重要条件是煤层的生气能力和含气量多少，煤层的生气能力主要由沉积环境、煤岩的有机显微组分和煤岩构造热演化程度等方面决定。

樊庄区块内，山西组（P1s）为发育于陆表海内的三角洲沉积，太原组（C3t）为海陆交互相沉积，研究表明，海陆交互相沉积与三角洲沉积体系形成的煤层气生气潜力大，有利于煤层气的富集成藏［7－8］。该区3＃煤和15＃煤的有机显微组分主要为镜质组、惰质组及壳质组。镜质组和惰质组是主要生气物质［9－11］，区内煤岩的镜质组含量较高，介于65%～97%，惰质组含量相对较低，介于3%～30%（表1），煤层生气和吸附能力较强。

表1 樊庄区块煤层气含气量测试成果统计表

埋藏史和热演化史资料揭示（图2），沁水盆地南部煤层生烃过程经历了2个关键时期，即三叠纪末期和晚侏罗世—早白垩世，前一阶段煤层达最大埋深，对应Ro＝0.9%～1.3%，此后构造抬升造成煤化作用停滞，生烃作用中断；至燕山中晚期异常热事件，致煤层再次热演化二次生烃，对应Ro＝2.4%～4.2%，后期热事件对沁南地区煤层气成藏影响最大，导致煤岩的变质程度达到无烟煤Ⅲ号级别。早期埋深过程中形成的原生热成因气分布于深部径流带，而后期热事件形成的次生热成因气主要分布于浅部径流带［3］。

总体而言，樊庄地区煤层气田的成烃条件好，具有镜质组含量高、热演化程度高、生气潜力高的三高特点，有利于煤层气的大量生成。

2.1.2 储层条件

从现场取心看，除3＃煤层底部小段构造煤内断层裂隙发育外，樊庄区块3＃和15＃煤层基本为原生结构。井下及镜下观察发现，煤中主要发育小型—微型裂隙，一般呈北东向、北西向两组高角度相交，裂隙宽度介于2～10μm，其间多被方解石等矿物充填，中孔、大孔不发育，渗流条件较差，需借助压裂技术改造煤层的渗流、扩散条件。对区内晋试1、晋试2、晋试3井和晋试4井4口煤层气探井进行注入／压降测试，获取的煤层渗透率数据为0.01～0.514 mD，表明煤储层的渗透性较差，非均质性较强。储层压力测试结果显示，4口探井的煤层储层压力为10 MPa，压力系数接近1.0，属于常压储层。

图2 晋试1井埋藏史和热演化史曲线图［3，5］

煤的吸附性能决定着煤层气的储气能力和产出过程。区内煤变质程度高，Ro达4.0%，吸附能力较强。如图3所示，华固17－4井的等温吸附测试结果表明，樊庄地区煤的吸附能力较强，3＃煤层原煤的平均吸附量介于17～26 cm3／g，平均吸附时间为10 d。

图3 华固17－4井煤层气等温吸附曲线图

2.1.3 保存条件

垂向上煤层气藏致密的泥岩顶底板可以减少煤层气的散失，保持较高的储层压力，维持最大的吸附量，而侧向上主要受边界断层封闭。区内煤顶板主要为泥岩夹少量粉砂质泥岩，底板以粉砂质泥岩为主，直接顶板泥岩厚度较大（介于10～50 m），泥岩裂隙不发育，封盖条件较好。从开发现状看，泥岩盖层越厚，保存条件越好，含气量越高，开发效果越好。另外，区内背斜、向斜相间发育，小断层复杂，断距大于20 m的断层仅在西南部分布，主要为寺头断层、后城腰断层等受胶结作用控制的封闭断层。开发经验表明，向斜轴部含气量较高，背斜轴部裂隙多，煤层气易散失，不利于保存，含气量较低。

水文地质条件是控制煤层含气量的重要因素，山西组的主要含水层是3＃煤层的间接顶板和底板砂岩，等势面展布格局南低北高，东南部最低，地下水补给主要来自西北部地区，由西北向地下分水岭分割成的2个径流方向区域。根据含水层之间发育的区域隔水层及矿化度的不同将樊庄地区划分为3套独立的含水层系统：第一套含水层为第四系砂岩、砾岩含水层，含水量较强；第二套含水层为太原组裂隙水、山西组裂隙孔隙水、石盒子组裂隙孔隙水、石千峰组裂隙孔隙水，含水量较弱；第三套含水层为奥陶系石灰岩裂隙溶洞水，含水量较强，是主要的含水层。与樊庄地区煤层气开发密切相关的是第二套含水层，地层水主要赋存于致密砂岩的裂隙和割理中，煤矿煤孔资料显示，该层单位涌水量较小。

2.2 煤层气富集规律

一般认为在中浅层含气量随埋深增大而增大，即煤顶海拔越低，储层压力越大，吸附能力越强，含气量也越高［12－14］。在樊庄地区，煤顶面海拔高于300 m，理论含气量低于18 m3／t，属贫瘠范围。但由于煤的非均质性较强，井间含气量差异较大，一般利用产气压力计算出的含气量往往偏低，因此需要拟合产气压力与理论临界解吸压力之间的关系。在该拟合关系上的含气量预测结果与实测煤层气含气量误差较小，可以基本反映不同地质条件下的实际含气量，是一种可靠的含气量研究新方法。如图4所示，预测结果显示，樊庄区块煤层气富集规律有“富集成片、贫瘠成带、富中有贫”的特点，由东向西，煤层气逐渐由贫瘠变为富集，这主要是受封盖条件和构造断裂活动制约的。

3 煤层气开发实践

3.1 单井产气量

影响煤层气井单井产量的主要因素有3个方面：地质条件、压裂工艺技术和排采管理水平。含气量直接决定了煤层气井产气量的高低，是煤层气井高产的首要因素。适度控制压裂导流能力、排量、加砂量等能大大提高煤层的渗透性，基于压裂曲线及裂缝监测成果，可预计压裂改造后的裂缝长度、高度，并对压裂效果作出评价。排采过程的管理是产气保障，煤层气排采以不伤害储层为原则，排采制度应坚持稳定、连续、渐变的原则，排采过程中要保持井底流压的稳步降低，避免出现大起大落，产气初期降压速度要缓慢，产量上升阶段根据套压变化幅度决定降压速度，避免“停抽”以及排采制度的“突变”。

图4 樊庄区块煤层气含气量预测图

3.2 压裂效果评价

压裂是煤层气井高产的关键，缝长、缝高、方向是决定压裂效果的主要因素。通过煤岩压裂模拟试验，基本搞清了造缝机理及其在施工曲线上的反映。因此，借助裂缝监测结果，可以得出了不同施工曲线形态对应的人工裂缝形态，并可对压后产气效果预测。如表2所示，压裂施工曲线形态可分为平稳、波动和上升型3类，对应的压裂效果评价为好、中、差3类。实践证明，施工曲线平稳型一般形成水平有效长裂缝的机遇大、效果好，此成果可以对压裂效果进行较准确的评价。

3.3 开发单元的划分

在煤层气开发中，在地质条件相似的区域内，经压裂改造后，由单井或多井控制的独立的裂缝系统，笔者将它定义为开发单元，具有2个典型特点：①同一单元内单井产气量和产气规律类似，属同一个气水流动和压力系统；②相反，不同单元之间单井产气量和产气规律不同。

表2 煤层气井压裂施工曲线与压裂效果关系表

开发单元的划分主要基于含气量高低和压裂效果（表3）。根据樊庄区块预测含气量分布及压裂效果评价，当前适宜将每吨煤含气量大于20 m3、压裂曲线平稳型、预测裂缝大于100 m的裂缝系统划分为第一类开发单元，预测单井日产气量超过3 000 m3；将每吨煤含气量介于15～20 m3、压裂曲线呈现波动型、预测裂缝长度介于60～100 m的裂缝系统，划分为第二类开发单元，预测单井日产气量介于1 500～3 000 m3；将每吨煤含气量小于15 m3、压裂曲线呈上升型、预测裂缝长度小于60 m的裂缝系统，划分为第三类开发单元，预测日产气量小于1 500 m3。

表3 煤层气开发单元划分标准表

4 结论

1）樊庄区块煤层气成藏条件决定了其富集特点，即整体含气性较好，局部贫瘠，呈现“富集成片、贫瘠成带、富中有贫”的含气量分布特点。

2）煤层气井高产富集的主控因素包括：含气量高，压裂效果好，排采管理合理。生产实践表明，大部分的煤层气高产井其煤层含气量大于18 m3／t、压裂效果理想，排采管理稳定、连续。

3）开发单元的划分，加深了煤层气井单井地质产能的定量认识，搞清了彼此间的差异性，为单井动态分析、研究产水、产气规律、优化排采工作制度等提供指导思想，为低效井增产措施以及煤层气的产能接替和配产方案提供了依据。

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Laws of coalbed methane enrichment and high productivity in the Fanzhuang Block of the Qinshui Basin and development practices

Liu Yanhong1，Li Mengxi1，Yang Xin2，Liu Chunchun1，Yan Lin1
（1.Coalbed Methane Gas Exploration and Development Branch of Huabei Oilfield Company，PetroChina，Jincheng，Shanxi 048000，China；2.Key Laboratory of Petroleum Resources Research，Chinese Academy of Sciences，Lanzhou，Gansu 730000，China）

NATUR.GAS IND.VOLUME 32，ISSUE 4，pp.29－32，4／25／2012.（ISSN 1000－0976；In Chinese）

To make it clear the laws of coalbed methane enrichment and high productivity in the Fanzhuang Block of the Qinshui Basin，we learn from the development practices in this area over the past 5 years，on this basis，we make a systematic analysis of coalbed methane gas pooling conditions and patterns in the three aspects of source rocks，reservoir beds and preservation conditions.In conclusion，the CBM gas pooling conditions resulted in the CBM gas enrichment in this study area，which is characterized by good gas－bearing properties on the whole but poor at some parts，i.e.，gas content is rich in fields，poor in zones，and some poor zones in rich fields.From east to west in this study area，the CBM gas gradually becomes richer and richer mainly due to the restriction by sealing conditions and structural fault activities.According to the simulation effect of gas deliverability on the theoretical critical desorption pressure，the CBM gas content is forecasted，the result of which agrees well with the actual data.Thus，this forecasting method is proved to be reliable and practical.In view of the differences in CBM gas enrichment degrees and fracturing effects，the concept of CBM gas development unit is introduced；from the latter period of CBM gas production，it is shown that the CBM gas well deliverability matches well with the division of development units.

Qinshui Basin，Fanzhuang Block，coalbed methane，gas content，development unit，productivity forecast，fracturing

刘燕红等.沁水盆地樊庄区块煤层气高产富集规律及开发实践.天然气工业，2012，32（4）：29－32.

10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.007

国家科技重大专项（编号：2008ZX05005）和中国石油天然气集团公司重大专项（编号：2010E－2208）。

刘燕红，女，1983年生，工程师；主要从事煤层气勘探研究工作。地址：（048000）山西省晋城市文博南路969号华北油田煤层气勘探开发分公司。电话：（0356）2286701。E－mail：xyang85＠126.com

（修改回稿日期 2012－01－16 编辑 罗冬梅）

DOI：10.3787／j.issn.1000－0976.2012.04.007

Liu Yanhong，engineer，born in 1983，is mainly engaged in research of geological studies of natural gas.

Add：No.969，South Wenbo Rd.，Jincheng，Shanxi 048000，P.R.China

Tel：＋86－356－2286 701 E－mail：xyang85＠126.com