寿阳区块煤层气田的水文控藏模式及控产特征

杜丰丰，倪小明，张亚飞,2,，王文升，王 凯

（1.河南理工大学 能源科学与工程学院,河南 焦作 454000；2.中联煤层气有限责任公司,北京 100010；3.中海油能源发展股份有限公司 工程技术分公司,天津 300450）

0 引言

沁水盆地寿阳区块煤层气资源丰富，具有较大的产气潜力[1]。然而研究区内产气效果并不太理想，整体表现为产水量高、产气量低[2]。地面煤层气井主要通过排水降压实现产气[3]，水文地质条件对煤层含气量的富集、产出具有重要影响[4]。寿阳区块水文地质条件复杂，水文地质条件对煤层气的控藏作用方面的研究相对薄弱，对煤层气井的控产特征不清楚，导致目前煤层气井位布置存在较多问题，达产井相对少。

近年来，国内外研究者先后采用物理模拟[5]、数据统计的方法分析了水动力、水化学的控气作用，发现封闭缓慢的水动力条件有利于煤层气富集，即滞留区、弱径流区富气，补给区和强径流区贫气[6-8]，矿化度、钠氯系数、脱硫系数等水化学特征参数是反映煤层气富集程度的重要指标[9]；水力封堵和水力封闭作用有利于煤层气富集，水力逸散作用往往导致煤层含量较低[10]。学者们通过分析水化学参数与产能的关系，探讨了水文地质条件的控产规律。发现：水文地质条件除控气作用外，排采过程中对产水量和降压速度具有重要影响[11]；地下水流动缓慢的滞流区煤层气井多为高产水低产气[12]；提出了更具普适意义的地层水封闭性指数，中等封闭指数与Cl-返排率越高含量越大，煤层气井产气效果越好[13]；依据δD 和δ18O 与日产水、日产气的高相关性，建立了水化学产能预测公式[14]。通过探讨煤层气富集高产的水文控制规律，建立了富集高产区的水文指标，优选了煤层气富集高产区[15]。前人对寿阳松塔区块的水文地质条件进行了研究，探讨了水文控气作用[16]，通过综合分析寿阳区块煤层气井产水差异原因,提出了“避水采气”的有利区优选方法[17]；然而研究区的水文控藏模式、控产特征研究相对薄弱。为此，通过排采水离子测试，水化学特征和水动力分区划分了控藏模式；分析不同控藏模式下煤层气井的排采曲线形态，划分了控产类型，提出了相应的开发建议，以期为该区井位部署提供重要指导。

1 研究区地质与开发概况

寿阳地区位于沁水盆地北部斜坡区，松塔区块位于寿阳东部。区块整体为南倾的单斜构造，主要受东西向挤压而形成小型鼻状构造，发育小规模断层。主要煤层为山西组3 号、太原组9 号和15 号，其中15 号煤为目前开发的主力煤层。15 号煤层埋深介于769.2～1 467.3 m，总体北浅南深；15 号煤层厚度介于3～8.58 m，向南逐渐增厚。煤体结构以碎裂-碎粒煤为主，部分地区发育碎粒-糜棱煤。

目前，该区煤层气产气井共49 口。以平均日产水量＜5 m3/d、5～15 m3/d、≥15 m3/d 和平均日产气量＜300 m3/d、300～500 m3/d、≥500 m3/d 分别划分为低、中、高产井。主要表现出“高产水低产气、中产水低产气、高产水中产气、低产水低产气、低产水高产气”等5 种类型。研究区底板构造形迹及产气井类型分布如图1 所示。

图1 15 号煤底板标高等值线与生产特征分布Fig.1 Floor elevation contour and production characteristics distribution map of No.15 coal seams

2 基于“水化学+水动力”特征参数的控藏模式

大量研究表明：地下水动力强弱对煤层气的聚集与逸散具有控制作用。排采水的离子特征、矿化度、水化学参数反映了地下水动力强弱与煤层气富集关系[8-9]。本次首先分析排采水化学、水动力特征及其控气作用；然后通过水化学与水动力强弱相结合进行水动力分区；在此基础上划分控藏模式。

2.1 煤层气井排采水化学特征及控气作用

水化学特征间接反映了水动力的强弱。为此，对排采半年以上的煤层气井排采水进行常规离子测试，测试结果见表1。排采水离子与矿化度关系如图2 所示，排采水离子矿化度等值线如图3 所示。

表1 研究区15 号煤排采水离子测试结果Table 1 Study area No.15 coal drainage water ion test results

图2 离子浓度与矿化度关系Fig.2 Relationship between ion concentration and salinity

图3 15 号煤层矿化度等值线Fig.3 mineralization contours of No.15 coal seams

由测试结果可知：排采水离子以Na+、Cl-、为主，矿化度介于1 058.27～7 789.10 mg/L。阳离子以Na+离子为主，随着矿化度增加，阴离子由逐渐转变为Cl-。

矿化度整体由北向南逐渐增大，东北部矿化度最大，西南部次之，西北部最小。究其原因，局部水动力封闭作用是导致东北部矿化度大的主要原因；地下水流动缓慢及所处向斜核部导致西南部矿化度较大；西北部地下水动力作用较强，矿化度最小。

由苏林（1946）分类法知，排采水化学类型为CaCl2和NaHCO3。钠氯系数[r(Na+)/r(Cl-)]、变质系数[r(Cl--Na+)/r(Mg2+)]与碳酸盐平衡系数分别是反映地下水变质浓缩程度、变质和阴阳离子交换作用强弱、脱碳酸作用强弱的重要参数，常用来表征地下水活跃程度和地层封闭性的好坏[16]，r为离子当量，meq/L。钠氯系数、碳酸盐平衡系数越小，变质系数越大，表明地下水流动越缓慢，地层封闭性越好。通过实验测试获取煤层含气量。排采水化学参数与含气量关系如图4 所示。

由图4 可知矿化度、钠氯系数、变质系数、碳酸盐平衡系数与含气量的相关性较好。随着矿化度增加，含气量逐渐增加。当矿化度≥5 595 mg/L 时，含气量≥12 m3/t。钠氯系数、碳酸盐平衡系数越小，变质系数越大，含气量越大。当钠氯系数、变质系数、碳酸盐平衡系数分别≤1.13、≥-17.75、≤7.27 时，含气量≥12 m3/t；否则＜12 m3/t。

2.2 水动力特征及控气作用

地下水势能较清楚的反映出地下水动力的强弱[15]。分别用煤层底板标高与生产井初始动液面高度代替位置水头与压力水头，两者求和获取地下水势。研究区矿化度、储层压力等值线和地下水势等值线分别如图5 和6 所示。

从图5 和图6 可看出：研究区储层压力介于2.75～11.04 MPa，整体呈现北低南高的特征，中部部分区域储层压力较高。地下水势在-13～1 111 m，地下水整体由北向南流动。地下水势与含气量的关系如图7所示。

图7 地下水势与含气量关系Fig.7 Relationship between groundwater potential and gas content

从图7 可知：地下水势与含气量之间呈负线性相关性，相关性较高。当地下水势≥646 m 时，含气量≤12 m3/t。

2.3 水动力分区及水化学特征

根据水化学参数、地下水势与含气量的关系及其临界值，将研究区水动力划分为径流区、弱径流区和滞流区。划分结果如图8 所示。

图8 15 号煤水动力分区结果Fig.8 hydrodynamic division results of No.15 coal

不同水动力分区下排采水化学特征见表2。

表2 不同水动力分区下排采水化学特征Table 2 Chemical characteristics of drainage water in different hydrodynamic zones

由表2 可知：弱径流区和滞流区矿化度较大。随着水动力减弱，钠氯系数、碳酸盐平衡系数由大变小，变质系数由小变大，地层封闭性变好。

2.4 控藏模式

研究区含气量为1.75～18.04 m3/t，以含气量＜12 m3/t、12～16 m3/t、≥16 m3/t 分别划分为贫气区、较富集区、富集区，划分结果如图9 所示。

图9 煤层气富集区划分结果Fig.9 Division results of coalbed methane enrichment area

由图9 可知，煤层气富集区位于研究区东北部、西南部和中东部。

水文控气作用可分为水力逸散、封堵、封闭等三种[11]，控气作用机理及富集程度见表3。

表3 水文控气作用机理及富集程度Table 3 Mechanism and enrichment degree of hydrological gas control

根据研究区水动力分区和富集区带分布，沿剖面线A—A’和B—B’对控藏模式进行分析，如图10所示。

图10 研究区水动力控藏模式Fig.10 Hydrodynamic reservoir control model in the study area

剖面线A—A’由NW 至SE 控藏模式依次为水力逸散、封堵、封闭、逸散型。含气量表现为“先增加-波动-下降”的特征。北部SY-1 井周围水动力较强，水动力逸散作用明显，含气量小于12 m3/t；SY-1至SY-15 井周围为单斜构造区，水力封堵作用使煤层气富集，含气量≥12 m3/t；SY-4 至SY-14 周围地下水势较大，在水压下水力封闭使煤层气富集，含气量为13.01～17.2 m3/t；SY-14 井以西地下水势降低，水动力强，地下水向SW 汇集，水力逸散作用下导致含气量降低。

剖面线B—B’由NW 至SE 控藏模式依次为水力逸散、封堵、逸散、封堵型。含气量表现为“减小-增加-减小-增加”的变化规律。北部SY-3、SY-8 井周围地下水势较大，水动力较强，逸散作用导致煤层气含气量小于12 m3/t；SY-3 至SY-8 井周围为局部低洼处，处于弱径流区，水力封堵作用使煤层气相对富集，含气量大于12 m3/t；SY-21 井周围为地下水汇集处，水力封堵作用使煤层气富集，含气量为12.15 m3/t。

两条剖面线整体均为单斜构造，局部的低洼或平缓处成为煤层气富集区。A—A’的局部隆起，形成局部高点，在开发中可形成动态气藏，有利区煤层气富集、解吸[20]。

3 不同控藏模式下煤层气井的产气特征及开发建议

影响煤层气井产水产气的因素可分为地质、工程、排采工作制度[21]等，其中地质储层是基础，工程措施是关键，排采制度是保障。研究区不同控藏模式下煤层气井生产特征鲜明，其对煤层气井生产具有一定指示意义，为此对不同控藏模式煤层气井控产特征分析，确定产能主控因素，能为煤层气井开发建议的提出奠定基础。

3.1 不同控藏模式下煤层气井的产气特征

水动力控藏模式的差异对煤层气井产水、产气曲线形态具有较大影响。筛选并剔除工程、排采制度影响较大的生产数据，不同控产模式下煤层气井产水产气形态及成因机制见表4。

表4 不同控藏模式下煤层气井的产水产气类型及成因机制Table 4 Gas production types and formation mechanism of coalbed methane wells under different reservoir control modes

由表4 可知，强水动力对煤层含气量和供液能力影响大，结合储层渗透性形成了“高产水低产气、中产水低产气、高产水中产气、低产水低产气、低产水高产气” 5 种产水产气曲线类型对应典型井的产水产气曲线实例如图11 所示，排采曲线特征及成因见表5。

表5 不同控藏模式下典型井排采曲线特征及成因分析Table 5 Characteristics and cause analysis of drainage curve of typical wells under different reservoir control modes

图11 寿阳区块不同控藏模式下典型井排采曲线Fig.11 Typical well discharge and recovery curves in the Shouyang block under different reservoir control modes

由表5 可知，随着水动力增强，地下水供液能力增加，产气前累计产水量呈增加的趋势；随着供液能力与储层渗透率降低，见套压时间变晚。径流区水动力逸散作用导致含气量低,成为煤层气井高产的主控因素，地层供液能力、储层渗透性为次要因素；弱径流区水力封堵作用使煤层气富集的同时为煤层气井排采降压带来了困难，供液能力与储层渗透性成为煤层气高产的主控因素；滞流区水力封闭作用在富集煤层气的同时形成局部水势高点，有利于煤层气排水降压，储层渗透性成为煤层气井高产的主控因素。

3.2 开发建议

根据煤层气井开发特征，针对煤层气产能主控因素，提出了相应的开发建议，见表6。

表6 煤层气井开发措施建议Table 6 Suggestions on development measures of coalbed methane well

4 结论

1）通过水化学、水动力特征及其控气作用分析，进行了水动力分区与控藏模式划分。水动力越小，则钠氯系数、碳酸盐平衡系数越小，矿化度、变质系数越大，水化学类型由NaHCO3变为CaCl2型，含气量随之变大。径流区以水动力逸散作用控制煤层气逸散，主要在研究区北部及西北部；弱径流、滞流区以水动力封堵或水动力封闭作用控制煤层气成藏，水动力封堵主要分布在研究区西北与西南部，水动力封闭主要分布在研究区东北部。

2）根据水文地质条件控藏的供液能力与控气特点，叠加储层渗透性，划分了6 种控产类型。水动力逸散模式为含气量主控，容易形成高产水低产气井。水动力封堵模式下整体产水量较大，根据渗透性差异，容易形成中、高产水低产气井和高产水中产气井。水力封闭模式下储层渗透性的差异可形成高产气低产水或低产水低产气井。

3）针对煤层气开发产能主控因素，提出了相应的开发建议。含气量或供液能力主控下容易形成高产水低产气井，整体开发风险大；渗透性主控导致高、中产水低产气，应注意储层改造的有效性；排采主控型，开发时应注意排采的连续性，减少储层伤害。