沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

王　金康永尚,2姜杉钰张守仁叶建平吴　见张　兵郭明强

1. 中国石油大学(北京)地球科学学院 2. 油气资源与探测国家重点实验室3. 中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司 4. 中联煤层气有限责任公司

王金等.沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测.天然气工业,2016, 36(8): 52-59.

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

王金1康永尚1,2姜杉钰1张守仁3,4叶建平3,4吴见3,4张兵3,4郭明强3,4

1. 中国石油大学(北京)地球科学学院 2. 油气资源与探测国家重点实验室3. 中海石油(中国)有限公司非常规油气分公司 4. 中联煤层气有限责任公司

王金等.沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测.天然气工业,2016, 36(8): 52-59.

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能.为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区.研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:①部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;②区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高.结论认为:①煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";②该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区.

沁水盆地 寿阳区块 煤层气 产水差异性 断裂构造 压裂缝类型 岩性组合 有利区预测

沁水盆地是我国煤层气赋存条件和开发条件优越的含煤盆地之一.寿阳煤层气区块位于沁水盆地北端,其石炭系-二叠系煤层埋深较浅、煤层渗透率和含气量均较高,具备煤层气开发的有利地质条件[1-2].然而排采动态资料表明,寿阳煤层气区块煤层气井产水量差异较大,产气量存在一定差异且普遍不高,出现了一些日产水量达45.0～146.5 m3的高产水、低产气或不产气井.煤层气开采是通过排出煤层中的承压水来降低煤储层的压力,致使煤层中的吸附气解吸并运移至井筒产出的过程,排出承压水降低储层压力是煤层气开采的关键[3].因此,及早弄清煤层气井产水差异性的原因以及产气量与产水量之间的关系,避免打开高产水井层并培育高产气井,成为该区煤层气生产开发过程中亟待解决的问题.

笔者分析了寿阳区块64口煤层气井排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,在总结煤层气井产水差异原因的基础上提出规避高产水井层的"避水采气"方法,从而为优选煤层气排采井位、提高单井产能提供依据.

1　区域概况

寿阳区块位于沁水盆地北端,太行山隆起西侧,汾河地堑东侧,阳曲-盂县纬向构造带南翼,其登记面积1 957 km2,研究区主要是位于寿阳区块北部的勘探区,面积为271.815 km2.

寿阳地区自下而上发育太古界龙华河群,元古界汉高山群,古生界寒武系、奥陶系、石炭系和二叠系,中生界三叠系,新生界古近系-新近系和第四系.石炭系太原组和二叠系山西组发育煤系地层,其中3号、9号和15号煤层厚度较大,连续性好,是煤层气勘探开发的主要目的煤层[4].3号煤层平均厚度为2.1 m,埋深介于294～1 008 m,含气量介于2.09～22.23 m3/t,平均为13.34 m3/t,渗透率介于0.02～56.31 mD;9号煤层平均厚度为1.67 m,埋深在312～984 m,含气量均大于10 m3/t,渗透率介于0.02～83.44 mD;15号煤层平均厚度为2.8 m,埋深在417～1 112 m,含气量介于1.83～20.28 m3/t,平均为12.97 m3/t,渗透率为0.03～1.43 mD.3号、9号和15号3套煤层自上而下分布,均呈现埋深较浅、厚度略小、含气量高和渗透率较高的特征.

2　煤层气井产水量对产气量的影响

煤层气排采是一个相对复杂的过程,煤层气开发规模、煤储层地质条件以及排采作业方式等多重因素共同控制了单井产气效果[5-9].一般认为,煤层气井产水量过大不利于排水降压,预示着存在外源水的补给[10-12].为了揭示寿阳区块煤层气井产水量对产气量的影响,笔者借助"典型日产水量"和"典型日产气量"这两个排采动态典型指标定量分析单井产水量与产气量的关系.

典型日产水量是指煤层气井在气水同产阶段动液面较稳定期间的平均日产水量,单位为m3;典型日产气量是指煤层气井在气水同产阶段日产气量连续15 d以上较稳定期间的平均日产气量,单位为m3[13].利用这2个指标可以清晰地反映煤层气井在生产过程中的产水量和产气量的典型动态特征.

该区煤层气井典型日产水量为1.7～146.5 m3,整体变化较大.笔者将典型日产水量累计频率曲线中频率为80%～100%对应的产水量定义为高产水,并由此确定研究区煤层气井中典型日产水量大于45 m3的为高产水井,介于20～45 m3/d的为中产水井,低于20 m3/d的为低产水井(图1).

图1　煤层气井典型日产水量频率直方图和累计曲线图

资料统计显示,勘探区内64口排采井中有高产水井13口,中产水井15口,低产水井36口.其中13口高产水井(X-01d、X-01d-2、X-03d-1、X-04d-1、X-05d-1、X-06d、X-10d、X-10d-1、X-10d-2、X-13d-1x、X-16d、X-16d-1x及X-20d-2)总体产水量介于45～146.5 m3/d,平均产水量为77.5 m3/d.

13口高产水井中有6口见气,见气井比例约为46%,产气量介于41.5～161.2 m3/d;15口中产水井中仅6口见气,见气井比例约为40%,产气量介于80.8～200 m3/d;36口低产水井中23口见气,见气井比例约为64%,产气量介于54.5～1 052.4 m3/d.由此可以看出,高产水井和中产水井的见气井比例和产气量均较低,只有低产水井才可能出现较高的见气井比例和较高的产气量,煤层气井产水量对产气量有着显著的影响.因此,分析产水量差异的原因,培育低产水高产气井,是该区块未来排采工作的重点.

3　煤层气井产水差异原因

在系统分析研究区静态地质资料和动态排采资料的基础上,从断裂、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合3个方面来分析排采井产水量差异的原因.

3.1断裂构造对煤层气井产水量的影响

研究区13口高产水井中,X-10d、X-10d-1、X-10d-2井这3口井均位于断层附近(图2),X-10d和X-10d-1井均未见气,X-10d-2井典型日产气量为102.1 m3,3口井均呈现出不产气或低产气的特点.

图2　X-10d井组附近煤层顶界断裂构造图

这3口井有水化学连续取样分析资料,为从水化学变化角度认识断层对产水的影响提供了可能.煤层气井产出水的封闭系数是一个重要的水化学指标,其反映了煤层的封闭性,封闭系数越大,煤层的封闭性越差,反之亦然.封闭系数定义为r(SO42-)/ r(Cl-),即SO42-毫克当量与Cl-毫克当量的比值,毫克当量为离子毫摩尔量与其离子价的乘积,故封闭系数由(SO42-离子毫摩尔量X2)/(Cl-离子毫摩尔量X1)计算得出[14].从X-10d、X-10d-1、X-10d-2井这3口井的产出水封闭系数变化曲线(图3)可以看出,这3口井的封闭系数分别在第4或第5次取样之后发生突变,说明煤层外部地层中的水进入煤层,导致煤层气井产出水的水化学特征发生变化,间接证明了断层沟通煤层顶底板砂岩含水层是上述3口井高产水的主要原因.因研究区地震测网稀疏,无法对断层进行详细刻画,其他高产水井也缺少连续水化学取样分析资料,无法依据现有资料判断高产水的原因,但煤储层作为低孔隙度、低渗透率储层,其自身储水空间有限,排采过程中不可能长期处于高产水状态[15].当煤层气井出现高产水时,产出的水必然是煤层外的水,这就导致了煤层低效降压,影响煤层气井的产气量和气井的经济价值.断层尤其是正断层,是煤层与邻近含水层沟通的直接地质因素,可以推断研究区高产水井主要受到断层的影响.

图3　X-10d井组封闭系数变化曲线图

3.2水力压裂缝类型和顶底板岩性组合对煤层气井产水量的影响

水力压裂改造是煤层气井增产的主要手段之一,其施工过程是将压裂液和支撑剂压入煤层中,在煤层中产生人工压裂缝,增大煤储层渗透率,从而提高煤层气单井产能[16-17].水力压裂过程中产生的压裂缝类型是由地应力类型决定的.当垂向主应力σz最小时,发育水平压力缝;当最小水平主应力σh2最小时,发育垂直压裂缝[18-19].在发育水平缝的情况下,压裂缝一般不易压穿顶底板隔层,而在发育垂直压裂缝的情况下,压裂缝能否压穿顶底板隔层,还需要看顶底板隔层的厚度.下面,从压裂缝类型和岩性组合类型两个层次对中、低产水井产水量差异的原因开展分析.

根据地面垂直钻孔水力压裂测量地应力方法可计算出三向主应力大小,即

式中σh1表示最大水平主应力,MPa;pc表示闭合压力, MPa;pf表示破裂压力,MPa; T表示煤岩抗拉强度, MPa;σh2表示最小水平主应力,MPa;σz表示垂向主应力,MPa;ρ表示上覆地层密度,kg/m3;g表示重力加速度,m/s2;h表示煤层埋深,m;煤岩抗拉强度T在此定为常数,0.48 MPa;上覆地层密度ρ取2.7X103kg/m3.

根据上述式(1)～(3)计算获得的研究区三向主应力与埋深关系散点图(图4)表明,垂向主应力介于8.40～27.54 MPa,最大水平主应力介于5.00～33.70 MPa,最小水平主应力介于4.65～21.11 MPa.整体上呈现垂向主应力最大、最大水平主应力居中和最小水平主应力最小的特征.因此该区不同深度的煤层在压裂过程中理论上均发育垂直压裂缝,但不排除个别位置因受其他特殊因素影响而发育水平压裂缝的可能.冯晴等[20]对沁水盆地多个地区进行压裂缝形态测量,结果表明沁水盆地内部煤层在压裂过程中以发育垂直压裂缝为主,也存在个别垂直缝和水平缝共生的情况,且压裂缝均不同程度的延伸入煤层顶底板,间接地证实了上述结论.垂直压裂缝能否穿透顶底板泥岩/石灰岩隔水层使煤层和砂岩含水层沟通,取决于煤层上下顶底板岩性组合情况.

根据国外在煤层气井压裂过程中的放射性同位素示踪测试成果,压裂缝在煤层顶底板中延伸的高度在6 m左右[21],笔者以顶底板隔层厚度6 m作为压裂安全的标准,同时考虑顶底板相邻的砂岩含水层的厚度,将煤层上下的岩性组合类型划分为4类(表1),为了更加准确地分析岩性与产水的关系,选取顶板、底板岩性组合中较差的类型作为该煤层的岩性组合类型.

图4　寿阳勘探区三向主应力与煤层埋深关系图

表1　煤层顶底板岩性组合类型划分标准表

根据以上煤层顶底板岩性组合类型划分方案,分别对研究区高产水井、中产水井和低产水井进行岩性组合类型划分.通过分析中产水井和低产水井的岩性组合发现(表2),12口井岩性组合为Ⅰ型,其中低产水井占66.7%,见气井占58.3%;4口井岩性组合为Ⅰ+Ⅱ型或Ⅱ型,低产水井占100%,见气井占25%;16口井岩性组合类型中含有Ⅲ型或Ⅳ型,低产水井占62.5%,见气井占43.8%.由此可见,岩性组合类型好的井具有更高的低产水比例和更高的见气井比例.

4　"避水采气"层次分析及有利区预测

4.1"避水采气"层次分析步骤

综上所述,煤层气井产水差异的原因包括以下两个方面:①断层沟通了煤层顶底板含水层;②人工压裂过程中产生的垂直压裂缝压穿岩性组合类型较差的顶底板,沟通了含水层.在此基础上,笔者提出"避水采气"层次分析步骤.

1)首先分析研究区的断裂构造特征,选取井位时应避开断层(图5-a).

2)其次确定水力压裂缝类型.若发育水平压裂缝,则煤层气井不会出现高产水.若发育垂直压裂缝,则需进一步分析顶底板岩性组合类型(图5-b、c).

表2　中低产水井岩性组合类型及典型日产水量和典型日产气量表

3)最后判断岩性组合类型.当发育垂直压裂缝时,若岩性组合类型好,不易压穿顶底板;若岩性组合类型较差,则易压穿顶底板,沟通含水层,造成煤层气井高产水(图5-d、e).

4.2"避水采气"有利区预测

根据上述"避水采气"层次分析步骤,笔者对寿阳区块进行了有利区预测.该区煤层均发育垂直压裂缝,在避开断层的前提下,可将岩性组合为Ⅰ型和Ⅱ型的区域视为煤层气开发"避水采气"有利区.

图5　"避水采气"层次分析模式图

图6　研究区煤层气开发"避水采气"有利区分布图

3号煤层顶板泥岩厚度介于0～67.2 m,底板泥岩厚度介于0～55.6 m,大部分井位顶底板泥岩厚度处于3～6 m,结合砂岩厚度可知,3号煤层岩性组合以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型为主.研究区东北部和西部岩性组合类型较好,大部分区域可达Ⅰ型;中南部岩性组合为Ⅱ型,而中北部以Ⅲ型为主,局部地区可见Ⅳ型(图6-a).

9号煤层顶板泥岩厚度介于0～36.1 m,底板泥岩厚度介于0～88.45 m,大部分井位顶底板泥岩厚度处于3～6 m,结合砂岩厚度可知,9号煤层的岩性组合以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型为主.在区块的西部和中北部岩性组合类型好(Ⅰ型和Ⅱ型),南部、西北部和东北部岩性组合类型较差(Ⅲ型和Ⅳ型)(图6-b).

15号煤层顶板泥岩厚度介于0～88.45 m,底板泥岩厚度介于0～41.2 m,大部分井位顶底板泥岩厚度处于3～6 m,结合砂岩厚度可知,15号煤层的岩性组合以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型为主.在区块的中北部和西部岩性组合类型好(Ⅰ型和Ⅱ型),南部、西北部和东北部岩性组合类型较差(组合类型为Ⅲ型),局部出现Ⅳ型岩性组合(图6-c).

5　认识与建议

1)寿阳区块煤层气井产水量差异特征明显,高产水量严重抑制了煤层气井产能.煤层气井产水量差异主要存在两个方面的原因:①断层沟通了煤层和临近含水层,导致煤层外的水进入煤层中,从而出现煤层气井高产水的情况;②在对煤层改造过程中,水力压裂产生的垂直压裂缝压穿了岩性组合类型较差的顶底板,从而使含水层中的水通过压裂缝进入煤层,导致煤层气井高产水.

2)该区3号煤层的"避水采气"有利区主要分布在西部和东北部,9号和15号煤层的"避水采气"有利区主要分布在西部和中北部.西部地区适合3套煤层合层开采,中北部地区适合9号+15号煤层合采,而东北部仅适合单采3号煤层.

3)在煤层气井位优选和有利区预测时,应遵循"一看断裂构造;二看应力类型;三看岩性组合"的分析原则,即优先选择无断裂发育的煤层气富集区,在此基础上考虑区域地应力类型和不同位置的煤层顶底板岩性组合类型,最终选择发育垂直压裂缝且煤层顶底板岩性组合为Ⅰ型和Ⅱ型的位置作为目标井位.

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(修改回稿日期 2016-05-17 编 辑 罗冬梅)

Reasons for water production difference of CBM wells in Shouyang Block, Qinshui Basin, and prediction on favorable areas

Wang Jin1, Kang Yongshang1,2, Jiang Shanyu1, Zhang Shouren3,4, Ye Jianping3,4, Wu Jian3,4, Zhang Bing3,4, Guo Mingqiang3,4
(1. College of Geosciences, China Uniνersity of Petroleum 〈Beijing〉, Beijing 102249, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249, China; 3. CNOOC Unconνentional Oil & Gas Branch, Beijing 100011, China; 4. China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.52-59, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The CBM (coalbed methane) wells in Shouyang Block, Qinshui Basin, are mostly characterized by "high water yield but low gas output" in the process of drainage gas recovery. High water production restricts single-well CBM production. Therefore, 64 wells in Shouyang Block were investigated in terms of their dynamic production performance, geologic, drilling and fracturing data. Then the reasons for water production difference of CBM wells were comprehensively analyzed from the aspects of faulted structure, hydraulic fracture type and lithological combination types of coal roof and floor. Finally, the analytical hierarchy process of "water evading and gas producing" was accordingly put forward, and the favorable "water-evading and gas-producing" areas were predicted. It is shown that there are two key reasons for water production difference of CBM wells in Shouyang Block. First, some CBM wells are located near faults, which connect the sandstone aquifers between coal roof and floor, leading to higher single-well water production. And second, the regional ground stress in Shouyang Block determines that vertical hydraulic fractures will be generated in the process of coalbed fracturing in this block and they penetrate the coal roof and floor where lithological combinations are poor, so aquifers are connected and single-well water production is increased. It is recommended to predict favorable "water evading and gas producing" areas in the process of CBM production. And the analytical hierarchy process should be performed subsequently based on faulted structure, stress type and lithological combination. It is concluded that the favorable "water-evading and gas-producing" areas for CBM development are located in the western, northeastern andnorth central Shouyang Block.

Qinshui Basin; Shouyang Block; Coalbed methane; Water production difference; Faulted structure; Hydraulic fracture type; Lithological combination; Favorable area prediction

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.007

国家科技重大专项"深煤层煤层气开发技术研究及装备研制"(编号:2011ZX05042).

王金,女,1991年生,硕士研究生;主要从事煤层气勘探开发方面的研究工作.地址:(102200)北京市昌平区府学路18号. ORCID:0000-0002-2561-2252.E-mail:1303534116@qq.com

康永尚,1964年生,教授,博士;主要从事非常规油气勘探开发地质工程及海外油气项目储量、价值评估研究工作.地址: (102200)北京市昌平区府学路18号.E-mail: kangysh@sina.com