阜新刘家区煤层气储层特征及产能分析

谢 石

辽宁省能源地质勘查开发研究院有限责任公司

0 引言

阜新刘家区煤层气开发较早，从1999年4月开始投入试采至今已有20年，现有煤层气生产井30余口，最早的井生产近20年，研究该区煤层气储层特征可进一步了解地层特征、构造特征、岩浆岩分布情况、煤层特征、煤储层封盖特征及含气性、煤储层等温吸附特征、煤储层孔隙度及渗透率、煤储层原始地层压力等对煤层气开发的影响，预测地质“甜点”，指导井位部署。

该区煤类为长焰煤，属低阶煤，目前国内低阶煤地区进行产能分析及采收率预测的较少，因此在该区进行煤层气储层特征研究及开发产能分析不仅对该区煤层气开发的井位部署、单井产能及生产年限预测、可采储量估算、采收率预测等具有重要的作用，而且对阜新及其他低阶煤地区煤层气开发进行综合评价、产能及采收率预测等均可提供借鉴和参考。

1 储层特征

1.1 地层

刘家区地层自下而上分别为白垩系下统沙海组(K1sh)、白垩系下统阜新组 (K1f)、白垩系上统孙家湾组 (K2s)及新生界第四系(Q)。主要可采煤层在阜新组[1]。

1.2 构造特征

刘家区构造上处于阜新煤田刘家—王营向斜部位，以北东向向斜构造形态为主，向斜西北翼略陡，倾角15°左右，东南翼较缓，倾角5°～12°，向斜轴部宽缓且较平坦[2]。

区内主要分布3条正断层。

平安F2号断层：该断层是一条较大的正断层，为王营子矿与刘家区边界断层。走向NW，倾向SW，倾角70°～75°，落差北大南小，30～210 m。区内长度约3 000 m。

刘家F1号断层：位于矿区西北部，走向NNE，倾向NW，倾角70°左右，落差20 m左右。区内长度1 000 m左右。

刘家F2断层：位于矿区西南部，是区内较大的1条断层。走向NE，倾向NW，倾角70°左右，落差20～55 m。区内长度2 100 m[3]（表1）。

表1 刘家区断层情况一览表

由于该区均为正断层，断裂带为煤层气提供良好的逸散通道，不利于煤层气储存[4]，因此在部署井位时要考虑断层因素。通过理论实验研究，结合生产实践，认为煤层气井与断层之间距离大于126 m为宜[2]。

1.3 岩浆岩

区内岩浆岩只有第三纪辉绿岩，为喜山期运动的产物。辉绿岩以多种形式产出，不但有岩墙、岩床，还有边缘相等。该区辉绿岩共分3期，对煤层气开发影响较大的为第2期，主要以东西向岩墙为代表，共有13带岩墙，即β1～β13带，对煤层有一定的破坏作用，尤其是β3带、β6带、β8带岩墙规模较大，因此部署井位时必须考虑岩浆岩对煤层气开发的影响。通过理论实验研究及对辉绿岩附近煤层气井产气量分析认为，刘家区布置井位时距离岩浆岩的最佳距离为80～100 m[2]。

1.4 煤层特征

该区煤层分布在阜新组，煤层气开发主要目的煤层有4层，自上而下分别为孙本煤层、中间煤层、太平上和太平下煤层。煤层埋深500～1 000 m，煤层厚度变化规律是沿向斜轴方向煤层增厚[5]，各层集中；以向斜轴为中心向西北各层间距增大，结构简单，煤厚逐渐变薄；向东南各煤层间距缩小，厚度急剧变薄或尖灭[6]。区内最大累计可采煤层厚度96.07 m，平均累计可采煤层厚度45.00 m[7]（表2）。

煤的物理性质：该区各煤层以黑色、褐黑色为主。光泽以暗淡、半亮的沥青光泽为主。镜煤具有玻璃光泽，条痕为褐色到褐黑色。断口多呈参差状和贝壳状。内生裂隙发育，多数充填有方解石或黄铁矿。煤层结构为条带状或线理状。

宏观煤岩组分：宏观煤岩组分以亮煤和暗煤为主。暗煤、亮煤多呈条带状交互出现。镜煤呈条带状、多线理透镜状，丝炭呈薄片状、纤维状。宏观煤岩类型为暗淡—半光亮型。

显微煤岩组分：显微组分中镜质组占83.33%～97.61%、惰质组占0.2%～11.76%、壳质组小于5%。无机组分（含矿物基）中，黏土含量在3%～10%之间。煤的原煤灰分较低，煤的镜煤最大反射率均在0.6左右，其变质程度较低。显微煤岩类型为微镜惰煤[2]。

表2 刘家区主要煤层情况一览表

该区煤类为长焰煤，各煤层煤质数据见表3。

1.5 煤储层封盖特征及煤层含气性

1.5.1 煤储层盖层特征

区内主要开采煤层为阜新组孙本、中间、太平上和太平下煤层，煤层顶板均为厚度10～40 m的泥岩夹泥质砂岩及粉砂岩段[8]，泥岩厚度大、质纯、致密坚硬，裂隙不发育，是良好的盖层[9]。根据钻孔煤层顶底板泥岩测试，渗透率为0.001 7 mD，扩散系数为5.03h10-5cm2/s[10]，可见孙本、中间、太平上和太平下煤层顶底板泥岩非常致密，具有较强的封闭作用，对煤层气的保存非常有利[11]。

1.5.2 煤层含气性

该区的煤层含气量在5.65～12.50 m3/t，平均8.50 m3/t，属于典型的低阶煤煤层气含气性特征。煤层含气饱和度较高，孙本煤层的含气饱和度为85%；中间煤层的含气饱和度为93%；太平煤层的含气饱和度为96%，有利于气体的产出[12]。

1.5.3 煤层气组分

该区煤层气成分主要以甲烷(CH4)为主，其中甲烷含量平均95.64%，氮气含量平均2.94%，二氧化碳含量平均0.67%，氧气含量平均0.75%，属于优质煤层气资源，具备工业开采价值。

1.6 煤储层等温吸附特征

本区煤层气进行了平衡水高压等温吸附测试，测得各煤层兰氏体积分别为孙本煤层21.59 m3/t、中间煤层18.81 m3/t、太平煤层33.71 m3/t。各煤层兰氏压力分别为：孙本煤层9.98 MPa、中间煤层6.74 MPa、太平煤层9.07 MPa。根据朗格缪尔方程计算出孙本、中间、太平煤层的理论含气量分别为8.72 m3/t、9.41 m3/t、10.17 m3/t[13]。

由等温吸附实验成果，利用朗格缪尔方程导出的临界解吸压力公式：

pC表示临界解吸压力，MPa；pL表示兰氏压力，MPa；V表示实测含气量，m3/t；VL表示兰氏体积，m3/t；

由实测数据计算，得出各储层实测临界解吸压力：

孙本层为5.0 MPa，实际含气饱和度85%；

中间层为6.0 MPa，实际含气饱和度93%；

太平层为6.6 MPa，实际含气饱和度96%。

由等温吸附曲线和理论含气量数据图解计算出，该区储层实测含气饱和度介于85%～96%，属于近饱和状态[14]，有利于煤层气降压解吸产出。

1.7 煤储层孔隙度及渗透率

1.7.1 孔隙度

本区煤层孔隙度最小值3.9%，最大5.5%，平均4.7%；天然焦孔隙度为7.4%，该区煤层的平均孔隙度属正常偏低。该区煤层孔隙度的变化在靠近火成岩和变质天然焦区增大，因天然焦有特殊的气孔发育特征，其孔隙度显著升高。随深度增加，孔隙度明显降低。随着煤层变质程度的增高，其孔隙度相应降低[15-16]。

1.7.2 渗透率

3个主要储层段的渗透率为：孙本煤层段渗透率为0.428 mD；中间煤层段渗透率为0.469 mD；太平煤层段渗透率为0.323 mD。根据测试结果，该区煤储层渗透率较高，有利于煤层整体排水降压，提高煤层气采收率[17]。

1.8 煤储层原始地层压力

孙本煤层的储层压力系数为0.91；中间煤层的储层压力系数为0.82 ；太平煤层的储层压力系数为0.98。可以看出，孙本煤层和中间煤层为欠压储层，孙本煤层欠压幅度约10%；中间煤层欠压幅度约18%；太平煤层基本为平衡压力储层。本区各煤层属于欠压—常压状态。孙本煤层的实测临界解吸压力与储层压力比值为0.74；中间煤层的临储压力比值为0.89；太平煤层的临储压力比值为0.80。该区储层的地应力梯度为0.013～0.013 6 kPa/m。

表3 刘家区主要煤层煤质数据表

2 产能分析

2.1 排采动态参数分析

产气特征：该区靠近断层和辉绿岩墙的煤层气井一般排采较长时间才能产气，如：LJ-8井处于平安F2号断层附近排采32个月才开始产气，远离断层和辉绿岩墙的煤层气井一般排采时间在15 d内开始产气。主要控制因素是该区储层压力基本处于平衡状态[18]，煤层气含气饱和度大于85%，饱和度高，远离断层和辉绿岩墙的煤层气井排采较短时间就能产气，产气量1 000～16 000 m3/d，稳定产气时间700 ～900 d，平均产气量3 000 m3/d左右。主要是由于该区地应力较弱，辉绿岩墙两侧裂隙宽度较大、断层均为张性，因此靠近断层和辉绿岩墙的煤层气井需要很长的排采时间才能产气[19]，产气量1 000～3 500 m3/d，稳定产气时间小于700 d，平均产气量2 200 m3/d左右。

产水特征：靠近断层和辉绿岩墙的煤层气井产水量较大，初期一般40～180 m3/d，产气后水量逐渐减低至20～120 m3/d；远离断层和辉绿岩墙的煤层气井产水量较小，初期一般在20～30 m3/d，产气后水量10～20 m3/d；稳产期过后产水量小于10 m3/d（图 1）。

图1 LJ-12井生产历时曲线图

动液面：随着排采的进行，液面下降，液面深度（液面距地面的距离）由小变大，液柱高度（液面距煤层的距离）逐渐减小。在没有产气的排采期，动液面的变化直接影响井底流压的变化[20]，初期排采相对较快，待井底流压接近煤层解吸压力时，排水速度降低，液面下降速度放缓，并持续较长时间[21]，区内试验井产气时动液面基本在距中间煤层顶板30 m左右。

经过前期的排采取得以下规律性认识：

1）该区孙本、中间、太平煤层分布稳定，煤层厚度大，层数多，含气量及含气饱和度较高，煤储层改造后渗透性好，通过压裂增产措施后，可以获得很好的煤层气工业气流。

2）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[22]。

3）大部分煤层中含水性较弱，压裂后返排量和排采产水量适中，有利于煤层气产出和排采水处理。

4）张性断裂带和火山岩侵入带附近，不利于煤层气保存，含水性较强，需要提高排采强度才能确保煤储层有效降压产气[23]。

5）随着排采时间延长，煤层中压降漏斗不断扩大，煤层气产量逐渐上升达到高峰[24]。后期地层能量衰减导致产气逐渐递减。由于本区低阶煤渗透率较高，递减速度相对较慢。

6）排采强度的剧烈变化易造成煤层扰动，吐砂吐煤粉，严重时造成卡泵修井影响产气量[25]，因此降液阶段和产气阶段确定合理的排采工作制度是非常必要的。

2.2 产气量及生产年限预测

刘家区煤层气开发多年，煤层气井大多已经进入缓慢衰减期，选择具有代表性的3口煤层气生产井，通过产量递减法分析，预测单井生产年限和最终累计产气量。以当前日产气量300 m3为经济下限值[2]计算。根据预测，LJ-12井（2006年投产）还可生产17.13 a，最终累计产气量为4 060.90h104m3；LJ-17井（2008年投产）还可生产9.73 a，最终累计产气量为981.06h104m3；LJ-22井（2012年投产）还可生产10.15 a，最终累计产气量：636.49h104m3。

通过3口典型井的生产数据拟合，得到LJ-12井、LJ-17井、LJ-22井产量趋势函数（图2、图3、图4）分别为：

图2 LJ-12井生产数据拟合预测趋势图

图3 LJ-17井生产数据拟合预测趋势图

图4 LJ-22井生产数据拟合预测趋势图

3口井产量递减方程分别为：

根据经济极限产气量300 m3/d，计算得到这3口井未来还可生产17.13 a、9.73 a、10.15 a，未来产气量分别为839.27h104m3、235.38h104m3、254.86h104m3，最终累计产气量（已产出量+未来预测量）依次为：4060.90h104m3、981.06h104m3、636.49h104m3。

通过上述3口煤层气生产井的产量递减法分析预测，刘家区煤层气开发单井平均累计产气量1 693h104m3，平均采收率63%，生产年限平均在20 a以上。

3 结论

1）阜新刘家区煤层气赋存条件较好，煤层气开发的主要目的煤层为阜新组的孙本、中间、太平上和太平下层，煤层顶板均为泥岩夹泥质砂岩及粉砂岩段，泥岩厚度大，裂隙不发育，是良好的盖层。

2）煤层含气量介于5.65～12.50 m3/t，煤层含气饱和度较高，有利于气体的产出。

3）刘家区煤层气开发单井平均累计产气量1 693h104m3，平均单井采收率63%，生产年限平均在20以上，具有较大的开发利用价值。