延川南煤层气田富集稳产储层特征

曾凡武

(中国石化华东油气分公司石油勘探开发研究院，江苏 225007)

1 概况

延川南煤层气田地处鄂尔多斯盆地东南缘，晋西挠褶带和陕北斜坡的结合部，整体为一条走向为NE-NNE，倾向NW的单斜构造(图1)。气田勘探开发的目标煤层主要是二叠系山西组2号煤和石炭系太原组10号煤。东部煤层埋深800～1000m，西部煤层埋深1000～1700m。2号煤层厚度3.0～6.9m，10号煤层厚度1.6～3.5m。自2008年开始，气田已布设直井、定向井、V型井、U型井、水平井约1000口，直井产气量800～10000m3/d，总年产气量3.7×108m3。

图1 延川南煤层气田构造概要及井位分布图

2 生烃条件

2.1 煤岩组分

煤岩组分是生烃的母质，是影响煤层气生成量的首要因素。从岩石学的角度，煤是由有机显微组分和矿物质组成的。从生烃能力的角度，壳质组>镜质组>惰质组；高矿物含量使煤的吸附能力、含气量降低，不利于煤层气的赋存；延川南煤层气田2号煤镜质组含量为39.7%～81.6%，平均含量为62.2%。惰质组含量为9.2%～69.5%，平均含量为32.6%。壳质组含量为0%～4%，平均含量为0.2%。矿物含量为0.2%～17.6%，平均含量为5.1%。气田煤岩显微组分与含气量之间没有明显的对应关系，高含量的镜质组与低含量的矿物是气田的煤岩组分特征。

2.2 煤化程度

煤层气是岩石沉积过程中有机质经过漫长复杂的微生物降解，发生一系列物理、化学变化，释放出来以甲烷为主的可燃气体。不同变质程度的煤岩释放出的CH4量差别较大，低阶煤生成的热成因气以CO2为主，高阶煤生成的气体主要是CH4。RO≤0.7%的低阶煤在煤化过程中生成的甲烷较少，RO为1.8%左右的中高阶煤生成的CH4约占总生气量的70%。气田2号煤RO介于1.59%～3.08%，平均为2.35%，属于中高变质程度的瘦煤、贫煤、无烟煤三号，具有较好的生烃基础。如图2所示，RO为2.8%左右的储层区域含气量最高，区域内的煤岩RO与含气量呈正相关性。

图2 延川南煤层气田探井煤岩RO与含气量关系

2.3 含气量

含气量是快速评价区域煤层气资源和提交储量的重要参数。气田2号煤自然解吸时间基本都在72h左右，解吸气约占总气量的90%，含气量为5.5m3/t～20.4m3/t，平均为11.7m3/t(图3)。西部煤层含气量普遍高于东部， 2号煤层含气量和煤层厚度远高于10号煤层，西部2号煤层是气田开发的重点区域。

图3 延川南煤层气田探井煤岩含气量图

2.4 气体组分

有机质经泥炭化、成岩、变质作用可释放出烃类气体、N2、CO、CO2、H2、H4S、SO2。烃类气体、CO、H2、H4S属于可燃气体，CO、H4S属于剧毒气体，SO2属于污染环境气体，CO2属于温室气体。因此，煤层气的烃类气体和H2含量越高，品质就越好。大量检测结果显示，气田煤层气组分主要是CH4，含有少量的N2、CO2、C2H6。CH4含量约为96%，N2含量约为3%，组分持续稳定，适合长期开采。

3 储气条件

3.1 储层压力

煤层气以吸附、游离、溶解等状态储藏在煤层中，储层压力是控制吸附气量的关键因素。煤储层主要受外部岩层垂直方向主应力和水平方向两个正交的水平主应力综合作用。在温度等其他因素相同的条件下，甲烷吸附量随储层压力的增大而增大。储层压力受地质构造、水文地质条件、埋深、含气量等多种因素影响，压力过低不利于煤层气富集，压力过高不利于煤层气的排水降压和开采。根据试井测试结果，气田2号煤储层压力呈现东低西高的特征，东部区域储层压力在3.7MPa左右，西部区域储层压力在9.3MPa左右(图4)。气田煤储层埋深中值约为1200m，储层压力与埋深呈正相关性。

图4 延川南煤层气田探井储层压力与埋深关系

3.2 孔隙结构

煤储层具备宏观裂缝、显微裂缝、孔隙的三元孔隙结构，孔隙是煤层气的主要储集空间，宏观裂缝是煤层气运移的通道，显微裂缝是联通孔隙和宏观裂缝的管线。气田2号煤岩，宏观裂隙发育，近似垂直，呈网状分布，局部填充方解石。煤层气通过范德华力作用吸附在煤岩孔隙表面，孔隙越多，煤层吸附能力越强(图5)。通过扫描电镜观察到气田2号煤密布蜂窝状纳米级孔隙，各孔隙区域通过微米级显微裂缝相互联通。微孔隙主要以10～100nm的过渡孔为主，约占60%，含有少量小于10nm的微孔及大于100nm的大孔。孔隙形态以墨水瓶状孔和四边都开口的平行板状孔为主，多为开孔，连通性较好。

图5 延川南煤层气田煤样孔隙图

3.3 吸附特征

煤是一种多孔隙介质，煤层气主要以吸附状态赋存在煤层之中，吸附性能决定了煤层一部分的储集能力。煤储层的吸附能力取决于煤的孔隙率、变质程度、储层压力及温度等条件。含气饱和度是反映储层饱和状态和煤层气的附存状态的重要参数。含气饱和度<100%时，为欠饱和储层；含气饱和度=100%时，为气饱和储层；含气饱和度>100%时，为过饱和储层，储层中主要是游离态和水溶态气体。气田东西部区域2号煤层饱和含气量无明显差异，主要集中在21m3/t左右。含气饱和度则差距较大，东部区域约为32%，西部区域约为64%，都属于欠饱和储层，煤层气主要以气态形式吸附在煤层中。

3.4 顶底板物性

煤储层上部岩层称为顶板，下部岩层称为底板。煤层顶底板能有效控制煤层气的逸散，是影响煤层气保存的重要因素。同等条件下，顶底板岩性碎屑含量越少、颗粒越细、岩层越厚，煤层顶底板的封盖能力越强。例如砂岩、碳酸盐岩、泥岩、油页岩，封盖能力逐渐增强。气田2号煤顶板基本都属于灰黑色泥岩，厚度约为3.1m，杨氏模量约为6.5×104MPa，泊松比约为0.29；底板基本都属于深灰色泥质粉砂岩，厚度约为2.7m，杨氏模量约为4.9×104MPa，泊松比约为0.25。气田2号煤顶底板都属于泥质岩，杨氏模量和泊松比明显大于煤层，在构造演变过程中产生的裂缝较少。坚硬而富有韧性的外部岩层有效减少了构造演化形成的天然裂缝，控制了煤层气向外部岩层散失，对煤层气的保存有正向作用。

4 采气条件

4.1 煤体结构

煤体结构分为原生结构煤、碎裂煤、碎粉煤和糜棱煤四类，是煤层在构造应力长期作用下的形变产物。构造运动下煤层可能随上下岩层发生褶皱、断裂，煤层弯曲变形时还可能发生顺层滑动。由于作用位置和强度不同，煤层顶部、中部、底部都有可能形成不同类型的构造煤。原生结构煤和碎裂煤裂隙连通性较好，渗透率较高；粉碎煤和糜棱煤结构松软，裂隙方向杂乱，连通性较差，渗透率较低。气田2号煤以碎裂煤为主，局部含有少量糜棱煤。含有糜棱煤的煤层气井，压裂效果不佳。涌出的粉煤，堵塞压裂改造裂缝，堵塞采气管柱，修井频繁且成本较高，无持续产气能力。糜棱煤是气田煤层气开采的重大不利因素，后期采气过程中极力避开相关区域和井深段，取得了积极的成效。

4.2 渗透特征

煤层气开采前期需要排水降压，地层水经密集交织的多层级裂缝连通至相对低压的井口。随着地层水的排出，储层压力持续降低。当排水到一定程度，储层压力下降到临界解吸压力时，煤层气吸附平衡被破坏，逐渐解吸出来。逸出的煤层气经显微裂缝、宏观裂缝、井筒逐级扩散到井口。煤层气通过连通裂缝的难易程度主要靠渗透率来评价，储层渗透率是煤层气运移的关键参数，是制约煤层气开采的关键因素。通过测井显示东部区域储层渗透率约为0.17mD，西部区域储层渗透率约为0.30mD(表1)。气田2号煤层渗透率普遍较低，西部区域储层渗透率要明显优于东部区域。

表1 延川南煤层气田储层渗透率

续表

4.3 力学性质

力学参数主要包括抗压强度、抗拉强度、杨氏模量、泊松比等，主要是测试储层水平方向和垂直方向承受压力的极限能力及岩心破碎前纵向和横向的形变。煤层和顶底板的力学性质对储层压裂改造具有重要的指导意义。通过测井显示，气田2号煤储层杨氏模量都在2.35×104MPa左右，泊松比都在0.14左右。储层的弹性模量和泊松比明显低于顶底板，说明煤层承受压力能力更弱，脆性更强，有利于压裂改造。储层压裂时，煤储层的破裂压力<造缝压力<顶底板的破裂压力，确保在不破坏顶底板的前提下充分压裂煤储层，防止压裂顶底板造成煤层气逸散到其他区域和地层。气田在开发初期，施工缺乏煤层压裂作业经验，压穿了资源最好的Y3井煤层顶底板，煤层气运移到其他区域和岩层，该井产气量较低。

5 结论

(1)延川南煤层气田2号煤层煤岩组分以镜质组为主，含量约62.2%，RO在2.35%左右，属于中高变质程度的瘦煤、贫煤、无烟煤三号。平均含气量为11.7m3/t，甲烷含量约为96%。具有较好生烃条件，煤层气品质较高。

(2)气田煤储层密布10～100nm的过渡孔和显微裂隙，宏观裂隙发育，近似垂直，呈网状分布。煤层气主要以气态吸附在煤层孔隙中，属于欠饱和储层。顶板为3.1m左右的灰黑色泥岩，底板为2.7m左右的深灰色泥质粉砂岩。具备适当的储层压力、较好的储层吸附能力和封盖能力。

(3)气田2号煤层煤体结构主要是碎裂煤，局部存在的糜棱煤是煤层气开采的重要不利因素。煤储层杨氏模量约为2.35×104MPa，泊松比约为0.14，煤层破裂压力明显低于顶顶板，具有有利的压裂造缝条件。

(4)气田西部区域2号煤层含气量、含气饱和度、产气量明显高于东部区域，主要受煤化程度、储层压力、埋深等因素影响，具有更高的开发价值。