雨旺区块煤层气水文地质特征及开发潜力评价

李洋阳

(山西燃气集团有限公司，山西 太原 030000)

滇东地区是我国南方重要的煤炭与煤层气资源赋存区，煤层发育以上二叠统为主，具有“煤层层数多而薄、应力高、弱富水、煤体结构复杂”的典型地质特征[1-2]。水文地质条件对煤层气的赋存、运移影响很大，对煤层气的开采至关重要。煤层气资源的生成、富集和运移等环节都与地层含水量、地层水离子成分等存在紧密联系。由于不同水文地质条件产生的作用不同，煤层气在生成、富集以及运移等方面存在本质的区别[3]。地层水通过地层压力对煤层气的吸附和聚集起到控制作用，通常情况下煤层气的排采需要通过排水降压来实现[4-5]，水头压力、被疏排含水层的富水性及渗透性能等均对煤层气的产能有着重要影响[6-8]，在“弱富水”地质条件下的地区更为明显。

在开发过程中发现，同时开采不同的层段会产生层间干扰，影响排水降压乃至煤层气资源量的释放。因此，为最大程度开发煤层气资源，关键要查清煤系地层内的水文地质特征及水动力条件，确定煤系地层煤层气开采的优选层段并进行有序开采。

1 地质概况

雨旺区块是滇东地区重要的煤层气开发有利区块，面积约82 km2。构造上属于云南老厂复背斜东翼，总体为一走向北东-南西、向南东倾的单斜(图1)。主体褶曲为S401向斜和B401背斜，内部有次一级的宽缓褶曲及稀少的走滑、斜交断层。断层以压扭性为主，断层破碎带宽度不大，且多被泥质充填或钙质胶结，导水性、富水性均较差，总体构造发育较为简单。

图1 雨旺区块构造纲要

区内出露地层由老到新有泥盆系、石炭系、二叠系、三叠系、第四系。含煤地层包括上二叠统龙潭组和长兴组，龙潭组为研究区煤层气勘探开发主要地层。上二叠统龙潭组厚341 m，含煤47 ～66层，一般为50层，含煤厚度37 ～ 47 m，一般为41 m，含煤系数为12%，含可采煤层17层，可采总厚11.68 m。长兴组厚度约为20.88 m，其中煤层较薄且结构较为单一，在研究区内仅局部可采。区块内的煤级主要为无烟煤。

2 区块水文地质特征

2.1 煤系地层富水性分析

研究区出露各含水层在浅部接受大气降水补给，由于地形切割和构造的影响，就近于河沟谷处以泉点形式排泄，具有雨季补给常年排泄的特点[9]。研究区北部为高势区，水位标高约1 940 m，南部为深部滞留区，水位标高约1 700 m(图2)，相差约200 m，受地下水自重效应，地下水流场方向为由西北至东南。

图2 地下水位标高等值线

基于区块抽水试验获得单位涌水量、渗透系数以及影响半径等水文数据(表1)。按照煤炭行业规范标准(MT/T 1091-2008)对含水层类型进行划分，区块煤系含(隔)水层组由上到下可分为4层：煤系地层上覆相对隔水层组、煤系地层上段弱裂隙含水层组、煤系地层中段相对隔水层组以及煤系地层下段及茅口组强岩溶含水层组。

表1 研究区抽水试验成果

卡以头组平均单位涌水量为0.003 575 L/(s·m)，富水类型为弱富水，平均渗透系数为0.003 066 m/d，属于极弱透水岩层。上段(P3c-P3l3)弱裂隙含水层组发育1～ 16号煤层，平均单位涌水量为0.016 3 L/(s·m)，平均渗透系数为0.009 m/d，属于弱富水类型。影响半径介于17.046 ～ 89.48 m之间，平均41.91 m。影响半径越大，指示相同抽采条件下的压降漏斗扩展能力越强[10]。中段(P3l2)相对隔水层组发育17～ 23号煤层，所测钻孔单位涌水量为0.006 L/(s·m)，渗透系数为0.007 4 m/d，属于弱富水类型。下段及茅口组(P2m-P3l1)基本不含煤，属于强岩溶含水层组，富水性较好。

研究区煤系地层的单位涌水量介于0.006 ～ 0.155 L/(s·m)之间，属于弱富水-中等富水类型；渗透系数介于0.003 6 ～ 0.017 5 m/d之间，属于极弱-微透水岩层类型，总体上富水性较弱，水动力条件较差。

2.2 水化学特征

煤层气井产出水的水化学特征在一定程度上反映含水层之间的水力联系及地下水动力学条件，其主要指标是离子组成和矿化度及其分布特征[11]。煤层气井产出水中常规阴阳离子是最容易获取的水文地球化学数据。世界各地的煤层气井产出水均具有相似的离子特征，即Na+、K+、Cl-和HCO3-浓度较高，Ca2+、Mg2+、SO42-含量较低。

图3 地层水阴、阳离子Piper

图4 地层水阴、阳离子Schoeller

煤层气井产出水矿化度是表征水动力活跃程度的重要指标，矿化度越高，封闭条件越好，越有利于煤层气的保存。随着地下水径流远离补给区以及滞留时间的增加，矿化度也随之增加。在此采用吴丛丛[12]修正后的评价地下水环境封闭性的水化学封闭指数F*(式1)：

(1)

地下水封闭指数与矿化有着良好的正相关关系(图5)，结合煤系地层中、上两段的水化学指标统计结果(表2)分析可知：煤系地层深部与浅部水化学类型的不同揭示了水动力条件的差异。垂向上，煤系地层上段封闭指数介于2.27 ～ 68.22之间，平均24.66，矿化度119.02 ～ 1 050.93 mg/L，平均437.18 mg/L，水质类型为HCO3-Na+K和HCO3-Ca型，显示出较弱的封闭性以及相对活跃的水动力条件；中段封闭指数159.87，矿化度2 761.32 mg/L，水质类型为HCO3-Na+K型，显示较强的封闭性以及相对较弱的水动力条件。在地下水汇流区形成滞留承压水环境，对煤层气形成水力封堵作用，有利于煤层气保存和富集[13-15]。因此中段有潜力成为煤层气开采的优选层段。同时，也反映出煤系地层在垂向上存在相互阻隔现象，层段之间流体联系交换相对独立。

表2 水化学指标统计结果

图5 地下水封闭指数与矿化度关系

2.3 煤系地层承压状态

煤层气生产过程中流体压力的传播主要受给水含水层的疏排类型和参数等级的影响[16]，煤系地层的承压状态能够直接反应储层能量的高低。压力系数为流体压力与同深度静水压力的比值，综合考虑了储层压力与埋深的影响，可反映地层压力状态。在此采用注入/压降试井数据来计算煤系地层压力系数，试井数据能够更为客观地反应煤系地层压力特征，以查明不同层段的煤系地层承压状态(表3)。

表3 煤系地层中上段流体压力状态计算

经计算，研究区煤系地层上段平均压力系数为0.99，属于正常压力状态；中段平均压力系数为0.88，则属于欠压状态。理论上，在同一流体压力系统内部各层段压力系数相对稳定，不同的含气系统压力系数则在垂向上表现出波动式变化，可以看出研究区煤系地层中、上两个层段不属于一个统一的流体压力系统，层段之间水力相互封闭，缺乏流体联系，形成了垂向上相对独立的含流体系统，与上述封闭性保持一致。同时发现，研究区主力煤层的平均含气量在垂向上随着层位的降低也同样呈现出波动式变化(表4)，上段平均含气量低于中段。

表4 研究区主力煤层平均含气量

3 含煤层段开发潜力评价

在查清研究区水文地质条件的基础上，综合选取与煤层气地质开发条件紧密相关的储层压力系数、含气量、封闭指数及涌水量4个参数，运用层次分析法评价煤系地层不同层段的储层能量大小，进一步对中、上两层段煤层气开发潜力作出合理的潜力预测。采用层次分析法可减少不同性质因素相互比较的困难，通过定性与定量相结合的方式确定权重，各参数对结果的影响都是量化的。根据评价指标选择及已获取的参数，构建出评价指标集为U={压力系数、含气量、封闭指数、涌水量}，压力系数是储层能量的直接体现，设为最重要因素，其余评价指标重要性依次递减。运用1～9判断矩阵标度法，结合各指标对储层能量的重要程度两两相互比较，建立判断矩阵求取特征向量，并进行归一化即得出各指标权重w=(0.438，0.313，0.188，0.072)。经计算出指标一致性比率CR=0.005 435<0.1，通过一致性检验，结果具备可信性。

为定量表征中、上两层段煤层气开发潜力，引入水文地质开发潜力指数β，首先将各参数进行均值标准化处理，使数据消除量纲和数量级的影响，然后结合权重指标，将各层段单参数归一化结果进行加权计算，结果值越大则表示开发潜力越大(表5)。通过计算结果来看，研究区煤系地层中段的水文地质开发潜力指数β较高，说明煤层气开发潜力较大，应首先进行重点开发。

表5 含煤层段各参数均值标准化结果与综合指数(无量纲)

结合研究区目前煤层气试验井的排采数据(表6)发现，YW-01井开发层位为7+8号/13号，开发层段仅为上段，最高日产气量336 m3，平均日产气量79 m3。而同开两层煤的YW-SR1、YW-SR4井开发层位均为7+8号/19号，开发层段中均包含了中段，最高日产气量分别达到了751 m3和1 864 m3，平均日产气量分别为150 m3和477.04 m3。现场排采数据也反映出煤系地层中段的开发潜力较大，应优先开发。

表6 研究区煤层气井排采数据

4 结 语

2) 深部与浅部水化学特征的不同，以及层段间的流体压力状态、封闭指数以及煤层含气量均存在差异，揭示了层段间水力联系较弱且存在相互阻隔，显示出在垂向上至少发育有两套相互独立的含煤层气系统。其中煤系地层中段封闭指数及矿化度较大，具备煤层气保存的良好条件。

3) 基于层次分析法，结合重要相关参数，引入水文地质开发潜力指数，定量评价出煤系地层中段的煤层气开发潜力较大，与现场排采数据较为吻合，为后期煤层气重点层段高效开发提供理论支撑。