沁西北X区块煤层气富集高产主控因素分析

徐 猛

（中联煤层气有限责任公司，山西 太原 030000）

0 引言

煤层气作为缓解我国常规油气供应紧张状况的一种新型清洁能源，在改善煤矿安全生产、保护环境、促进国民经济可持续发展等方面都具有重要的社会意义和经济意义。

煤层气是一种自生自储于煤层中的非常规天然气，大量生产实践表明，煤层气富集区不一定高产，但高产区一定位于富集区，煤层气富集高产是煤层气地质理论评价的两个不同阶段。为此，通过研究煤层气富集、高产主控因素，尽快建立适合沁西北X区块煤层气富集高产的理论体系，以期有效指导后期勘探开发工作。

1 区块概况

X区块位于沁水盆地西北缘，主要构造格架为北东东向平行断裂。南北向褶皱贯穿整个中部和西部，构成东缓西陡的复式向斜煤盆地。北东东向断裂主要展布于西部，由燕山期西倾的逆断层和后期东倾的正断层组合而形成煤田边缘断裂带。

本区煤层埋深范围在300～900 m，是煤层气商业性开发最有利的埋深范围。以中高变质程度的焦瘦煤—贫煤、无烟煤为主。煤层平面展布规律总体上表现为由西北向东南煤层变厚的趋势，但就不同地区来说，地区间煤层厚度差异比较大。煤层埋深主要受地形与构造的双重控制，煤系地层总体为倾向西—南西西的复式向斜构造，地层倾角为5°～15°。

2 煤层气富集主控因素

2.1 煤系地层对煤层气储存富集的影响

煤层顶底板岩性与煤层封闭性密切相关，影响到煤层气保存条件。煤层气的不断生成使得煤层内部的压力逐渐增大，当其压力大于阻力时，就会向外部运移扩散。阻止煤层气向外部运移扩散的重要阻力就是煤层顶底板的排替压力。本区目的煤层顶底板以泥岩、砂质泥岩为主，孔隙直径小且孔隙度低，封盖条件好，煤层含气量高。裂缝或断层发育的煤层顶底板完整性受到破坏，其含气量远低于顶板裂缝或断层不发育的煤层。

煤层既是生气层又是储气层，因此煤层厚度控制着煤层气的生成量和储气容量。如图1所示，对X区块部分井的统计结果显示，煤层厚度越大，煤层气含量越高。因为煤层气的逸散以扩散方式为主，空间两点间浓度差是其扩散的主要动力，在其他初始条件相似的情况下，煤层厚度越大，煤层气向顶底板扩散的路径就越长，扩散阻力就越大，达到中值浓度或扩散终止所需要的时间就越长，对煤层气的保存就越为有利。

研究区煤层埋深在300～900 m，同一煤层随埋深增加，煤层含气量也随之增加（图2）。煤层整体呈现出从东部、西部盆地边缘的向中部倾斜，两翼埋深较深，中北部埋深较浅形态。浅部煤层因长期遭受氧化，煤储层裂隙发育，煤层气易解吸扩散，煤层含气量降低。随着煤层埋深的增加，煤的变质程度增高，原始地应力增高，煤层孔隙变小，煤层气运移难度增大，使得煤层气得以保存。该区某井解吸测试资料表明，煤层埋深为764～767 m，煤层气含量为8.48～12.96 m3／t；在煤层埋深685 m附近时，煤层气含量则偏低，为5 m3／t左右［1］。

图1 X区块煤层厚度与含气量关系图

图2 X区块煤层埋深与含气量关系图

2.2 构造对煤层气储存富集的影响

构造因素直接或间接控制着从含煤地层形成至煤层气生成聚集过程中的每个环节，是所有地质因素中最为重要而直接的控气因素。该研究区主体构造为三大向斜、两条断裂带、一个背斜。区块内受向斜的控制，向斜东部煤层倾向西、西部倾向东，形成一复式向斜含煤盆地，在向斜核部维持较高的地层压力系统。一般向斜核部断裂、裂隙不发育，煤层气被水动力溶解、冲洗作用弱；上覆地层厚度较大，利于维持地层压力，使得向斜核部区域煤层气含量比较高。同时，在向斜中段，即向斜轴部转向地区发育一些隆起带。受隆起带的控制，带内和边部煤层气井的产气效果差异明显，推测隆起带的形成直接导致煤层气逸散。在断裂带及背斜附近由于张性断裂为主，易造成煤层气逸散。

2.3 水文对煤层气储存富集的影响

水文地质是影响煤层气赋存的另一个重要因素，煤层气以吸附状态赋存于煤的孔隙中，地层压力通过煤中水分对煤层气起封闭作用。经研究本区水动力对煤层气主要起封闭控气、封堵控气作用。另外该区水文地质条件简单，煤层顶底板距离上下灰岩含水层远，裂隙水与岩溶水水力联系微弱，气井钻进和压裂施工不会波及到岩溶含水层。

3 富集区影响煤层气高产因素

从煤层气勘探区域寻求煤层气富集区域，在富集区域布置开发井进行煤层气规模开发，可以进一步提高经济效益，减少盲目打低产井的风险。X区块煤层气井高产区虽均分布在煤层气富集区内，但富集区煤层气排采井产气不一定都高产。进一步分析制约其高产的原因，为后续周边勘探区域转开发以及指导井位部署显得尤为重要［2-3］。

3.1 排采制度

由于8号和9号煤层间隔一般有25 m左右，层间干扰小，在排采制度上合排两煤层时，基本不用考虑是不是同一个压力系统的问题。目前该区产气井中，产气量大于500 m3／d的井均为合排“8号＋9号”煤层气井。处于煤层气富集带相邻距离的煤层气井（如图3中J23井），由于单排某一煤层，其产气量效果明显低于合排“8号＋9号”煤层气井。

合理的排采制度，如稳定降低井筒液面高度、避免强烈的井底压力扰动，有利于煤层气的稳定、平衡产出［4-5］。排量的大起大落易造成储层激动，吐砂、吐粉。煤层气井的连续稳定排采制度有利于煤层气产出，因此延长煤层气井的修井周期是排采工艺的核心。该区采用“抽油机+管式泵”排采工艺，目前排采时间比较短，偏磨的情况较少，但也出现约20口井由于出煤粉造成泵效降低的情况［6-7］。

3.2 排采时间及压降漏斗

煤层气的排采是一个“排水—降压—解吸—扩散—渗流”的过程，当煤层气井井底压力降低到临界解吸压力附近时，煤层气井才能规模产气。该区内部分井（如图3中J11井、J12井等）由于排采时间短或者独处一片区域，无法形成大的降压漏斗，致使产气效果不理想。

图3 X区块煤层气产气井于富集区分布图

3.3 工程因素

图3中的S2井于2014年11月14日投产，M1号煤层与M2号煤层均连通，投产时井底流压为3.76 MPa，临界解吸压力为2.219 MPa，临储比为0.59，资源条件较好，但后期产气效果不佳，根据分析可能是储层受钻井液污染。另外，部分井由于压裂效果差也会导致原本处于优势的煤层气井产气效果不理想。针对压裂过程中某一煤层随着裂缝延伸和裂缝端部受阻使得施工压力瞬间升高而造成施工困难的井，在以后的压裂施工中可以调整压裂方案，增加前置液量、降低加砂强度（如图3中J14井）；部分由于首次压裂效果不理想的井，根据研究适宜于二次压裂提高产量的，可实施二次压裂增产改造措施。

4 结论

1）综合分析勘探区煤系地层（煤层厚度、埋深、顶底板岩性及完整性）、构造因素、水文地质对煤层气富集的综合影响，优选煤层气富集区作为开发部署井位的重点区域。

2）在煤层气富集区域，为实现煤层气高产，应采取的排采策略包括：① 制定合理的排采制度，做到一井一策的精细化排采；② 综合高效提高煤层气产能，实施合排煤层策略；③ 排采工艺方面改进原有排采工艺、寻求新工艺试验（包括新型高分子聚乙烯防腐耐磨抽油杆扶正器、防腐耐磨油管、大斜度水平井泵、负压抽采工艺、杆式泵、柱塞泵洗井等）；④ 实施连片井组排采，实现规模集体降压，扩大降压漏斗；⑤ 钻井过程中，寻求改进工艺，尽量减少钻井液对储层的污染；⑥ 针对目前压裂经验分析，进行压裂总结，后续压裂时可以适当调整压裂方案，以提高煤层气产气效果；⑦ 部分产气效果不理想的井经研究有望通过二次压裂提产的，可采取二次压裂改造技术。

［1］孙粉锦，王勃，李梦溪.沁水盆地南部煤层气富集高产主控地质因素［J］.石油学报，2014，35（6）：1 070-1 079.

［2］李勇，汤达祯，许浩，等.柳林矿区煤层含气量主控因素研究［J］. 煤炭科学技术，2014，42（5）：95-97.

［3］熊先钺.韩城区块煤层气连续排采主控因素及控制措施研究［D］.北京：中国矿业大学，2014.

［4］刘大锰，李俊乾.我国煤层气分布赋存主控地质因素与富集模式［J］. 煤炭科学技术，2014，42（6）：19-24.

［5］周三栋，刘大锰，孙邵华，等.准噶尔盆地南缘硫磺沟煤层气富集主控地质因素及有利区优选［J］.现代地质，2015，29（1）：179-189.

［6］刘金融，林建东，刘群明，等.昭通褐煤盆地煤层气富集规律及主控地质因素［J］.中国煤炭地质，2016，28（3）：17-25.

［7］黄亮，胡奇，郭烨，等.沁水盆地寿阳区块煤层气藏多层合采可行性探讨［J］.天然气技术与经济，2017，11（2）：21-24.