筠连煤层气气藏地质特征及产气规律

韩永胜 黄小青 尹开贵 梅 珏 艾静静

(中国石油浙江油田分公司,浙江 310023)

1 区块概况

筠连煤层气田构造位于扬子地块西部，川南煤田西段，东西两侧分别与川黔、川滇南北构造带相邻，北接新华夏系第三沉降带-四川盆地南缘，为盐津-威信东西构造带的组成部分。区块地理位置在四川省宜宾市筠连县境内，发育二叠系乐平组煤层,煤层平面连续性较好,具有高煤阶、高临储比的特点。2011年L1井试采取得成功，稳定日产气1600m3，2012年经过评价试采井组获取产能后，2013年至今实施了煤层气2×108m3产能建设,在煤层900m以浅的区域采用240m井距，定向井和大井组梅花型组合井网，C2+3和C7+8一套层系开发，目前主要大部分井已进入稳产阶段。

2 气藏地质特征

2.1 地层特征

区内含煤地层为二叠系乐平组，平均厚145.6m，根据岩性及含煤特征分上、下两段，含煤地层主要由砂岩、泥质岩及煤组成。 上段(含煤段)：平均厚45.3m，为泻湖潮坪相碎屑岩沉积，发育1、2、3、5、7、8、9号煤层。砂岩主要以粉砂岩为主，中、细砂岩次之。泥岩以灰黑色泥岩、根土岩、炭质泥岩、灰白色高岭石泥岩为主。碳酸盐多为深灰色生物碎屑泥晶灰岩，成分以方解石为主。下段(含矿段)：顶界为9号煤层之底，平均厚100.4m。为冲积平原环境陆源碎屑岩沉积，仅夹数层煤线及菱铁矿透镜体,岩性以粉砂岩为主，中、细砂岩次之。泥岩以灰色砂状水云母泥岩为主，次为灰绿色凝灰质泥岩，上部夹煤线，底部为绿灰色铝土质泥岩及紫红色含铁凝灰质泥岩。

2.2 构造特征

筠连煤层气田构造主要受控于MUAI西断层及MUAI北断层，2条断层沟通地表三叠系地层，为主要的控藏断层。PAIFANG西断层规模相对较小，后期受到燕山期及喜山期的水平挤压作用，多以逆断层为主，大断裂附近多伴生平行小断层，局部呈断阶构造。根据断裂的规模及气藏形成特点，筠连煤层气分为MUAI向斜、WUDE向斜和PAIFANG构造带。其中PAIFANG构造带为两条断层夹持的构造，埋深较浅，构造带两侧分别为MUAI向斜和WUDE向斜，埋深逐渐增加，主体介于500～1000m。

2.3 沉积特征

乐平组上段沉积期海平面上升，主要为潮坪相沉积，成煤的泥炭沼泽发育，测井响应解释表明，发育C2、C3、C7及C8等4套主力煤层。滨岸相潮坪亚相沉积环境，发育砂坪、砂泥坪、泥坪、泥炭沼泽沉积微相，其中煤层发育在泥炭沼泽微相沉积环境中，岩性以褐灰色、灰白色泥岩与褐灰色粉、细砂岩略等厚互层，局部夹黑色炭质泥岩。下段为曲流河沉积。

2.4 煤层展布特征

该区发育C2、C3、C7及C8等4套主力煤层(图1)，煤层发育稳定，厚度较厚，4套主力煤层累计厚度在7～10m，其中C7+8煤层厚度>5m，具有较好的物质基础。MUAI向斜中北部煤层的平面厚度较厚，平均为9.5m，南部厚度薄，平均7m，牌坊构造带平均煤层厚度7.5 m，整体具有向西变薄的特点。C2与C3煤间距2.4～10.2m，C3与C7煤间距16～21.5m，C7与C8煤间距2.6～5.9m。

图1 筠连煤层气田煤层对比图

2.5 吨煤含气量

煤层的吨煤含气量主要分布在12～18m3/t，筠连构造带中北部煤层含气量15～18m3/t，核心区南部12～15m3/t，核心区西分布范围为13～16 m3/t。4套主力煤层含气量主要在12～16m3/t，气体组分以甲烷为主， 百分含量为92.1%～98.30%，平均94.33%。

2.6 储层特征

煤岩镜质体反射率2.63%～3.4%，属于无烟煤3号，固定碳平均为60%，灰分含量15%～35%，具有中低灰分的特点，C2+3为暗淡煤-半暗煤，镜质组含量52.07%，惰质组含量47.93%，有机组分占74.99%,C7+8为暗淡煤-暗煤，镜质组含量54.09%，惰质组含量45.91%，有机组分占83.39%。煤岩割理宏观几何形态表明，割理裂隙发育，连通性较好，通过煤孔隙度实验测试数据，孔隙度平均5.34%，通过6口井C7+8煤层注入/压降试井表明，渗透率0.02～0.76mD。

2.7 温度压力系统

地层为常温常压系统，地温梯度主体介于1.92～2.59℃/100m，压力梯度介于0.95～1.19MPa/100m，深度与压力曲线线性相关性较好，储层具有统一的压力系统，连通性较好。

3 构造类型及产气规律

通过三维地震及井震结合资料，按照构造成因及形态特点，筠连煤层气田具有以下构造类型，主要以背斜、向斜及单斜为主(表1)。其中MUAI向斜为产气主体构造，PAIFANG构造是一个受到沐爱西断层，WUDE东断层夹持的构造单元，断层两盘的地层具有较好的继承性，具有先沉积，后断裂的地质特点，牌坊构造呈现出北部断鼻、南部背斜、中间局部隆起的构造特点,构造向西整体过渡为单斜构造，倾角由5°增加至20°以上，地层逐渐变陡。

表1 筠连煤层气构造形态统计表

3.1 MUAI向斜构造

MUAI向斜构造南部为煤矿露头剥蚀区，靠近煤层剥蚀区附近存在着部分甲烷气体逸散，导致吨煤含气量小于8m3/t, 距离剥蚀区2.5km以上的煤层气井实测吨煤含气量大于8m3/t，其中斜坡带上倾部分8～12m3/t；斜坡带中部的吨煤含气量为12～15m3/t：向斜核部为低解吸带，吨煤含气量较高>15m3/t。

区域内以MUAI向斜为主体构造，向斜南北向长轴L19-L3井地层倾角小于5°，两翼倾角逐渐增加，西翼倾角小于10°，东翼倾角5～20°，主要高产井组L204、L101、L216主要集中在MUAI向斜西翼缓坡构造(图2)。

图2 筠连煤层气田日产气等值线图

以L102井组为例，L102井组构造上位于MUAI向斜西部斜坡带，井组内生产井7口，井组内生产井构造高差最大为20m，水平距离490m，地层倾角2～3°，井组内生产井C2+3+7+8煤层厚度为8～11.3m，平均吨煤含气量为11.6～12.9m3/t，其中高产气井L102-4、L102-5井位于斜坡带构造高部位，日产气水平分别为2850 m3和2150 m3，井组平均单井日产气1700 m3，井组面积降压效果好，其中低部位L102-3日产气为1913 m3，日产水为2.3 m3，累产水7986 m3，占井组总产水的63%，具有低部位排水，高部位采气的特点。低部位的L102-6井日产气500m3，进入稳产期后产气量持续下降，而位于高部位的L102和L102-1井稳产期后产气曲线为逐渐上升型，L102-6井的部分解吸气属于输出型，高部位的L102及L102-4井属于输入型。

图3 MUAI向斜L102井组开发现状图

向斜核部为构造的下倾部位，在同一井组内具有较大的埋深，具有较高的地层压力，在地层宽缓、高差小的情况下井组内各排采井具有相近的地层压力及解吸压力，后期通过排采能够形成较好的面积降压井网(图3)。地层倾角过大时，井组内高差增加，各生产井的地层压力差异逐渐明显，后期排采时协同降压效果会受到影响。MUAI向斜地层倾角小于5°，构造的斜坡带具有较好的产气效果，具有低部位排水，高部位产气的特点。

3.2 PAIFANG构造中部

PAIFANG中部为宽缓背斜构造，顶部构造平缓，东西向水平距离1.6km，构造高差10m，地层倾角小于2°，顶部具有“桌”状构造的特点，向西地层倾角逐渐增加。以L907井组为例(图4)，井组内6口井的垂深范围为660～670m，C7+8煤层厚度为4.7～6.9m，吨煤含气量为10.7～12.9m3/t，排水期降压期采取流压降幅为10～35kPa/d的工作制度排水，投产初期产水较高，产水量受到抽汲制度的影响，井组内单井平均日产水0.56m3，井底流压下降至4.3MPa时气体开始解吸，采取憋套压的工作制度，憋压至1.8MPa后控压提产，随着储层压力的降低和水的相对渗透率降低，产水量开始逐渐下降，控压提产期流压降幅10～15kPa/d，后期见气提产后，由于储层内井底内压力低，井底为甲烷气体的产出通道，气井产气的过程抑制了部分产水，同时由于地层倾角小，储层内孔隙水的平面流动性变差，上气下水的的气水分布关系明显，部分地层水无法产出，稳产期后采取了间抽及稳压生产，目前生产6年返排率为23%，平均单井日产气为590m3，井组内L907井日产水0.1 m3，其它5口井不产水，采取了间抽生产制度。在生产过程中表现为低产水和不产水的特点。气井生产以自给型为主。

图4 L907井组生产示意图

3.3 PAIFANG构造西部

L1202井组位于PAIFANG向斜西部构造带，井组内生产井4口，西翼的构造倾角为20°，背斜顶部的地层倾角小于5°，具有斜坡陡，顶部缓的构造特点，C8煤层的垂深为537.8～602.6m，井组内生产井构造高差为64.8m,2015年9月井组内4口井同时投产(图5)。构造高部位井具有地层压力低，见气时间短的特点，从解吸压力情况可以看出，在同井组内，煤层性质相近，地层压力具有以下计算公式：

P3=P4+0.01h1；P1=P3+0.01h2；P1=P4+0.01(h1+h2)

图5 L1202井组生产示意图

井组内2井和4井位于构造高部位，在同等压力系数下，高部位的井由于埋深浅，地层压力较低，在相近的煤岩储层下能较早的达到解吸压力，具有见气天数少的特点，排采过程中井组内高部位的2井最先达到解吸压力，见气天数为137d，1井位于构造低部位，原始地层压力高于2井，解吸较晚，见气天数为173d。

表2 L1202井组投产后气井排采数据表

从累产水情况来看主要为构造低部位1井和3井产水，目前日产水0.1～0.2m3，累产水为411m3和335m3，而高部位生产井2井和4井在进入稳产期后，出现不产水的状况，采取间抽生产。井组内累产气情况主要为背斜顶部2井累产气1.30×106m3，占井组产气的40.1%，为产气主要贡献(表2)。整体具有低部位产水，高部位产气的特点明显，由于地层倾角大(20°)，井组内构造高差较大，高部位及低部位生产井存在着压力差，井组内协同降压效果受到影响。