黔西松河井田煤层群含气性及其开发意义

赵 霞 桑树勋 金 军 周效志 敖显书 贾 彤

(1. 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 550008；2. 贵州省煤田地质局，贵州 550008；3. 中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏 221116)

黔西松河井田煤层群含气性及其开发意义

赵 霞1,2桑树勋3金 军1,2周效志3敖显书3贾 彤3

(1. 贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 550008；2. 贵州省煤田地质局，贵州 550008；3. 中国矿业大学资源与地球科学学院，江苏 221116)

基于黔西煤层气勘查开发示范工程，分析研究表明井田煤储层压力封存与顶底板岩性封盖条件好，主要煤层含气量高、含气高-过饱和，具良好的成藏及开发条件。井田煤层气资源富集平面上受煤层埋藏深度、顶底板岩性及井田构造等因素共同控制，垂向上主要受煤层厚度控制。合层排采过程中，应尽可能降低见套压前的动液面降幅，以提高压裂液返排率；并严格控制憋压幅度，避免层间干扰带来严重的储层伤害。

黔西；松河井田；煤层气；含气性；合层开发

1 研究区地质条件

1.1 井田地质背景

松河井田隶属于黔西六盘水煤田盘江矿区，大地构造位于滇黔桂台向斜黔西南台凹，区内褶皱发育，且大致分为NW、NE向两组。井田位于NW向的土城向斜北翼，整体为一单斜构造。

井田出露地层由老至新为峨眉山玄武岩组(P3β)、龙潭组(P3l)、飞仙关组(T1f)、永宁镇组(T1yn)、第四系(Q)。含煤地层为上二叠统龙潭组与峨眉山玄武岩组第二段，其中龙潭组为主要含煤地层，岩性主要为细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩、泥岩和煤层。

1.2 煤层发育条件

井田龙潭组均厚341m，含煤47～66层，一般为50层。含煤累计厚度37～47m，一般为41m，含煤系数12%，主要煤层平均厚度0.78～2.74m。龙潭组含可采煤层18层，其中：1+3号、4号、9号、12号、15号、16号、17号为全井田可采，其总厚11.68m。除17号、18号煤外，多数煤层煤体结构较完整，多呈块状、碎块状。煤层顶底板岩性稳定，裂隙少量发育或不发育，见少量黄铁矿及植物碎片化石。

在垂向上，井田龙潭组可划分为三段：上段由1号煤层顶板至12号煤层顶板，厚94.0～132.0m，平均115.0m；中段由12号煤层顶至24号煤层顶板，厚135.0～182.0m，平均143.0m；下段以24号煤层顶界为其上界，厚67.0～109.0m，平均83.0m。

1.3 煤储层物性

受泥岩、煤层热导率低及煤系隔水性好、富水性弱的共同影响，井田龙潭组地温梯度达3.57～4.65℃/hm，表现为明显的地温梯度正异常。总体来看，井田龙潭组各煤层储层压力随埋藏深度的增加而增大，井田煤储层压力梯度在1.05～1.35MPa/100m，均高于正常值，属超压储层。9号煤以上，储层压力随埋深增加缓慢增大，储层压力梯度近于正常值；9号煤以下，储层压力随埋深增加快速增大，储层压力梯度最高达1.35MPa/100m，储层超压明显。

井田主要发育中变质程度的焦、瘦煤，压汞法测得各煤层孔隙度为2.52%～5.16%，比表面积为4.80～6.22m2/g，总孔容为0.022～0.029mL/g，均相对较低；煤层发育孔隙以0～10nm的微孔为主，过渡孔、中孔、大孔比例均低于22.0%。井田主要煤层渗透率在0.0112～0.3516mD，属低渗煤储层。其中，12号、16号煤渗透性相对较好，渗透率均高于0.2mD；17号、21号煤渗透性较差，渗透率均低于0.05mD。

2 煤层群含气性及其地质控制

2.1 含气性平面变化

研究区煤层形成于海陆过渡相三角洲沉积环境，煤层顶底板岩性主要为泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩等，区域高地应力背景下压力封存及岩性封盖作用较好的阻隔了气体逸散，因此总体上有利于煤层气保存。区内1+3号、12号、15号、17号煤层含气量与埋深关系如图1所示。

图1 松河井田主要煤层含气量与埋深关系

由图1可见：随着煤层埋藏深度的增加，主要煤层含气量逐渐升高，井田浅部煤层含气量与埋深呈线性正相关关系，表明埋藏深度是平面上控制煤层气富集的关键地质因素。

随着煤层埋深增大，区内煤体结构较完整的1+3号、12号、15号煤含气量快速增加，空气干燥基含气梯度为3.5～4.1m3/t/hm，略高于煤体结构破碎的17号煤。受瓦斯风化带深度及含气梯度差异的共同影响，区内相同埋深条件下各煤层含气量亦存在较大差异，表明区域构造对煤层群平面含气性也具有控制作用。在断层带及褶曲轴部，由于地应力场发生改变，致使裂隙带、断裂带附近的煤层封盖性变差，导致煤层气向上扩散运移。

2.2 含气性垂向变化

基于区内煤层气参数井SC1井含气量测试结果，分析垂向上主要煤层含气量及组成特征如图2所示。

图2 SC1井主要煤层含气量及组成特征

由图2可见：SC1井钻遇主要煤层含气量存在较大差异，空气干燥基含气量为6.62～20.99m3/t，且垂向上不同含气量与埋深无明显联系。从含气量的组成来看，各煤层损失气及解吸气比例较大，残余气比例较小，因此有利于气体的解吸与产出。

SC1井各煤层赋存气体以CH4、C2H6为主，两者之和占气体总体积的78.4%～99.3%(图3)。此外，煤层中还赋存少量的CO2和N2。

图3 SC1井主要煤层气体成分变化

SC1井各煤层赋存气体中N2含量变化较大，在0.42%～21.16%的范围。垂向上，构造煤较发育的中煤组煤层N2含量明显偏高，这可能与构造煤顶底板产生滑移并部分被揉碎，顶底板岩性封盖条件变差，N2由空气中进入并赋存于构造煤储层有关。

30℃下平衡水煤样等温吸附实验测得SC1井主要煤层兰氏体积VL为10.85～20.98m3/t，兰氏压力PL为1.09～2.97MPa。结合各煤层实测含气量及试井获得的储层压力，计算SC1井主要煤层含气饱和度均大于70%，且12号、293号煤层含气饱和度大于100%，为过饱和煤层。井田煤层含气高-过饱和特征与黔西地区高地应力背景及煤储层超压现象有密切联系，煤层气井排采过程中更易于使煤层气解吸，因此总体上有利于煤层气的地面开发。

基于SC1井钻遇煤层真厚度与其含气量总体上呈正相关关系，即随着煤层厚度的增大，垂向上各煤层含气量呈增加的趋势，表明低渗煤储层的岩性自封闭作用对气体保存具有重要影响。从图4中数据点的分布来看，明显离散为两类：第Ⅰ类点主要为煤体结构较破碎的碎粒煤、糜棱煤，表现为随煤层厚度增大，含气量缓慢升高；第Ⅱ类点主要为煤体结构较完整的原生结构煤、碎裂煤，表现为随煤层厚度增大，含气量快速升高。

图4 煤层厚度与含气量的关系

若考虑煤体破碎程度对逸散气量推测误差的影响，井田内主要煤层含气量与煤层厚度具较好的正相关性，即煤层厚度是垂向上控制煤层气资源富集的关键地质因素。煤层厚度大，含气量相对高，煤层气资源丰度高，单井控制范围内煤层气地质资源量及可采资源量大，煤层气开发预期可获得更好的产气效果。因此，从提高煤层气井控制资源量的目标出发，应优先选择煤层厚度大且发育稳定的煤层进行开发。

3 基于煤层群含气性的开发方案研究

3.1 有利开采深度确定

煤层埋藏深度控制着平面上煤层气资源富集特征，并影响到煤层气开采难度及经济性。煤层气井开采深度过浅，单井控制范围内煤层气资源丰度低、资源量小，煤层气井产量及开发的经济性变差；开采深度过大，煤储层渗透性变差，单井控制范围变小，煤层气井施工的成本增加，同样不利于煤层气井的高产、稳产。因此，煤层气开发方案制定时需合理确定开采深度，以平衡控制资源量与开采难度的关系。

结合井田主要煤层瓦斯风化带深度及含气梯度的分析，当煤层埋深超过450m时，煤层含气量大于8m3/t，即满足煤层气开采的含气量条件。此外，由于松河井田地处黔西高地应力区，地应力高异常及煤储层超压明显，因此煤层气开采深度下限应适当上移。结合SC1井主要煤层注入/压降试井结果，认为开采深度下限应确定在800m左右，以避免高地应力及煤储层低渗透性对煤层气开发的不利影响。综上所述，综合考虑煤层群含气性及开采难度，研究区煤层气有利开采深度为450～800m。

3.2 合层开采层段选择

由于垂向上煤层含气量与厚度存在正相关性，厚度较大的煤层含气量亦较高，因此井田内可采煤层及大部分可采煤层是合层开发的主要备选煤层。从煤体结构来看，由于碎粒煤、糜棱煤储层原始渗透性差、可改造性差，且合层开发过程中易大量吐砂、吐粉，对其它产层造成伤害，因此井田内17号、18号等碎粒煤不宜合层开发。从多煤层合采可行性条件来看，井田龙潭煤系各煤层富水性弱，煤层均属低渗煤储层，且处于同一压力系统，煤储层压力梯度表现为正常压力-超压，因此具备合层开采的条件。

基于尽可能减小煤层气排采时层间干扰的原则，合层排采层段的选择还需考虑不同层段的层间距、储层压力梯度差、渗透率差异、临界解吸压力差及供液能力差异等。综合井田内煤层群垂向发育发储层特征，认为龙潭组1+3号～52号、9号～12号、13号～16号、291号～293号是合层开发的有利层段，可作为后续煤层气井分段压裂、合层开发的备选层段。

3.3 合层排采制度优化

由于井田煤储层含气饱和度高，且存在过饱和煤储层，因此随着排采初期动液面下降，套压可快速显现，从而影响到压裂液的返排及压降漏斗的有效扩展。为了避免排采初期气体大量解吸对压裂液返排的不利影响，应显著降低见套压前的动液面降幅。动液面降幅可控制在1.5～2.0m/d，以尽可能延长见套压前的排水时间，在套压显现前排出更多的压裂液。

煤储层超压、含气高-过饱和的特点还可导致憋压阶段见套压后套压持续升高，这一方面可引起近井地带气泡增多、变大，使煤储层产生严重的贾敏效应；另一方面，高套压可形成暴露上部产层的风险。因此，憋压排水阶段应严格控制憋压幅度，在最上部产层之上预留一段液柱，避免动液面下降过快而过早暴露上部产层，并产生严重的贾敏、压敏伤害。控压增产阶段，应密切关注低饱和度煤层的快速大量解吸，避免套压及动液面的快速大幅波动，可通过缓慢降压的排放方式逐步稳定日排水量及日产气量。

[1] 秦勇,高弟,吴财芳,等.贵州省煤层气资源潜力预测与评价[M].徐州:中国矿业大学出版社,2012.

[2] 易同生,张井,李新民.六盘水煤田盘关向斜煤层气开发地质评价[J].天然气工业,2007,27(5):29-31.

[3] 秦勇,熊孟辉,易同生,等.论多层叠置独立含煤层气系统[J].地质论评,2008,54(1):65-70.

[4] 陈本金,温春齐,曹盛远,等.六盘水地区煤层气开发利用前景[J].贵州地质,2008,25(4):270-275.

(责任编辑 桑逢云)

Gas-bearing Properties and Development Significance of Coal Measures in Songhe Mine Field of West Guizhou

ZHAO Xia1,2，SANG Shuxun3，JIN Jun1,2，ZHOU Xiaozhi3，AO Xianshu3，JIA Tong3

(1.Guizhou Engineering Technology Research Center of Coalbed Methane and Shale Gas,Guizhou 550008; 2. Coal Mine Exploration of Guizhou Province, Guizhou 550008;3. School of Resources and Geosciences, China University of Mining and Technology, Jiangsu 221116)

Based on the demonstration project of CBM development in Songhe field of Guizhou Province, this paper studies that the Longtan formation coal measures of Songhe Mine Field develop coal seams, the conditions of coal reservoir pressure compartment and roof and floor lithological enclosing cover are well, and the main coal reservoirs have high gas content and gas high-supersaturated, which demonstrate better reservoir forming and development conditions of CBM resources. The plane with CBM resources concentration in field is controlled by the buried depth of coal seam, roof and floor lithological and regional structure. The coal seam thickness controls the vertical gas-bearing properties. In the process of multi-layer drainage, the working fluid level amplitude reduction before the casing pressure appearing should be reduce as far as possible so as to increase the flow back rate of fracturing fluid, and the hold pressure amplitude should be control rigorously so as to avoid serious reservoir damage by the interlayer interference.

West Guizhou; Songhe Mine Field; CBM; gas-bearing properties; multi-layer development

国家自然科学基金资助(41272154、51204162)；贵州省科技重大专项资助(黔科合重大专项字[2014]6002号)；

赵霞，女，硕士，高级工程师，主要从事煤层气成藏及开发地质研究。