沁水盆地安澤區塊煤層氣藏水文地質特征及其控氣作用

徐　銳湯達禎陶　樹耿昀光崔　義魏　寧.煤層氣開發利用國家工程研究中心煤儲層實驗室·中國地質大學 .中國華能集團公司.中國石油華北油田公司勘探開發研究院

徐銳等.沁水盆地安澤區塊煤層氣藏水文地質特征及其控氣作用.天然氣工業，2016,36(2):36-44.

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沁水盆地安澤區塊煤層氣藏水文地質特征及其控氣作用

徐銳1湯達禎1陶樹1耿昀光1崔義2魏寧3
1.煤層氣開發利用國家工程研究中心煤儲層實驗室·中國地質大學 2.中國華能集團公司3.中國石油華北油田公司勘探開發研究院

徐銳等.沁水盆地安澤區塊煤層氣藏水文地質特征及其控氣作用.天然氣工業，2016,36(2):36-44.

摘 要在我國華北地區，煤層氣藏的水文地質條件與煤層氣的運移、散失、保存、富集等關系密切，但過去很少有學者采取動態監測地下水特征的方式來分析其對煤層氣藏的影響。為此，以山西沁水盆地安澤區塊煤層氣藏為研究對象，在動態監測煤層氣產出水離子濃度、水質水型及礦化度變化的基礎上，結合該區煤層氣井開發實際與地下水動力場分布特征，討論了不同水文地質單元的產氣、產水情況，并利用微量元素檢測結果分析了合層排采的井間干擾。最后，結合構造、煤質特征探討了水文地質條件對煤層氣富集與產出的控制作用。結果表明：①該區主力煤層為下二疊統山西組3號煤和上石炭統太原組15號煤，煤層頂底板大部分為砂巖和泥質砂巖；②煤層氣產出水離子濃度和礦化度隨排采時間的增加不斷降低，水型以NaCl型和NaHCO3型為主；③將該區劃分為弱徑流區、徑流區和滯流區3個水文地質單元，其中徑流區產氣量最高，滯流區產氣量最低，合層排采井受15號煤的干擾較大。結論認為：該區煤層氣的富集主要受斷層及水動力條件的控制， 下一步應加大對煤層氣優勢富集區的開發力度。

關鍵詞山西沁水盆地安澤區塊煤層氣水文地質控氣作用礦化度微量元素有利區預測合層排采

煤層氣開采是通過排水降壓來完成的，產氣過程與煤層水文地質特征息息相關，煤層水不僅是煤層氣富集的重要影響因素，同時也作為客觀介質對煤層氣的產出具有重要的作用，直接影響煤層氣的解吸過程[1-2]。通過研究，葉建平[3]認為地下水系統主要通過地層壓力對煤層氣吸附聚集起控制作用，其控氣特征主要包括：水力逸散運移作用、水力封閉作用和水力封堵作用3種。秦勝飛[4]在2005年提出了滯流水控氣論，即在水動力不活躍或滯流水區域，煤層氣含氣量較高，瓦斯事故較多；2006年，劉洪林[5]研究得出高煤階煤層氣符合上述理論，而對于低煤階煤層氣，活躍、低礦化度的地層水更有利于煤層氣的生成。在我國華北地區，水力控氣作用分布廣泛，水文地質條件與煤層氣的運移、散失、保存、富集關系密切[6]，研究方式也多種多樣，但鮮有學者采取動態監測地下水特征的方式分析其對煤層氣藏的影響，并且針對沁水盆地安澤地區，水文地質條件與煤層氣產出關系的研究也尚不成熟。因此，筆者以安澤區塊為例，通過研究揭示該區煤儲層產水特征與地下水的動力環境及其控氣作用的相互關系，以期對該區煤儲層開發方案及排采制度的確定提供參考。

1　區域地質概況

安澤區塊位于山西省沁水盆地南部，區域地層走向北東，傾向南東[7]。依次出露古生界、中生界及新生界[8]。主力煤層為下二疊統山西組3號煤和上石炭統太原組15號煤，該地區物性參數較差，頂底板大部分為砂巖、泥質砂巖[9]。

安澤區塊山西組3號煤層和太原組15號煤層東西方向上厚度較厚，連續性較好，且在井的附近多發育一系列可采的薄煤層。南北方向上，山西組3號煤層連續發育但厚度變薄，15號煤層連續性較差，只在南部發育連續可采的煤層[10]。

地區存在3套含水層系：奧陶系碳酸鹽巖、石炭—二疊系砂巖和第四系松散沉積層。隔水層為上石炭統本溪組鋁質泥巖、太原組泥巖或煤層、山西組的泥巖和砂質泥巖等[11]。

2　煤層氣產出水水化學特征分析

2.1離子濃度檢測結果

為查明沁水盆地南部安澤區塊煤層氣產出水的化學類型、化學特征及時間上的演化規律，確定研究區地下水的補給、徑流和排泄區域，筆者分別在2014年3月、6月、9月采集12口煤層氣開發井水樣，動態監測水離子濃度及水質水型變化特征。其中7口井產層為3號煤層，4口井為15號煤層，另有1口井雙層合采（表1），南部井較多（圖1）。

表1　安澤區塊開發井統計表

圖1　安澤區塊開發井井位分布圖

針對所采水樣，開展了安澤區塊離子全分析、礦化度、水質水型等測試，得出區塊煤層水中主要含有Cl-、HCO3-、F-、SO42-等陰離子，陽離子以Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Li+為主，離子濃度和礦化度在3個周期共7個月內整體上呈現降低的趨勢，少數陽離子在9月份的檢測結果中出現了小幅度的增高（表2）。單井的礦化度主要受井位周圍水體環境及水的流動狀況所控制[12]，AZ-2井和AZ-8井礦化度較高，說明其處于相對封閉的水體環境，與外界水溝通較少并遠離補給區；AZ-9井礦化度較低，說明其與外界水流溝通頻繁，周圍斷層封閉性差[13]。

表2　離子濃度檢測表

2.2水型、水源分析

依據安澤區塊單井的離子濃度特征，應用stiff圖解[14]來觀察周期內水型的變化，得出：安澤地區煤層水的水型主要以NaCl型和NaHCO3型水為主，同時，隨著排采的進行，單井的水型也發生了轉變，如AZ-1井和AZ-7井的水型由NaCl型變成了NaHCO3型，AZ-9井的水型由NaHCO3型變成了NaCl型。由NaHCO3型水向NaCl型水的轉變原因主要有以下2點：①以HCO3-為主要成分的低礦化度水，在濃縮后由于碳酸鹽類溶解度小，首先沉淀出來，變為SO42-和Cl-—SO42-型中等礦化度的水，再進一步會濃縮變成以Cl-為主的高礦化度水[15]；②地下水化學成分演化過程中，在大量堆積蒸發礦物的地方，地下水由于蒸發礦物的不斷溶解產生高濃度的鹵水。由NaCl型水向NaHCO3型水的轉變主要由于脫硫酸作用使得地下水中SO42-減少至消失，HCO3-增加[16]。

通過piper圖解進一步分析水的來源（圖2），各口井的分布點與砂巖水較近，代表水的來源主要以砂巖水為主，隨著排采的不斷進行，煤層氣產出水在piper圖上的點位分布有逐漸向外擴散的趨勢，以AZ-1井和AZ-3井最為突出，表明產出水中碳酸鹽水的比重有所增加，而從其水型變化上得知，在排采過程中，其水型均由NaCl型水向NaHCO3型水變化，碳酸鹽水的注入增加了水中碳酸氫根的含量。因此也造成了水型的轉變[17]。

圖2　水樣piper圖

2.3微量元素檢測結果

油氣中眾多微量元素不僅可以用于判別油氣的形成環境（如V、Ni），而且對于天然氣的成因類型、烴源、成藏過程的研究具有重要作用[18]。

研究煤層氣井產出水來源標準模板方法有許多，其中水樣投點法最為直觀，主要包括：交匯法和蛛網法，前者利用兩兩微量元素質量濃度之間的相互分布關系，從單因素角度判識不同煤層來源產出水特征微量元素分布范圍；后者集合所有特征微量元素的信息，對合層排采煤層氣井產出水來源進行綜合判識[19]。

圖3　煤層氣井產出水特征微量元素分布范圍與標準交匯模板圖

考察安澤地區煤層水特征微量元素交匯分布特點，分析特征微量元素交匯情況得出：兩個主煤層產出水特征微量元素均存在程度不等的交際區域，其中，Li—Sr元素交際區域最大。合采井的位置在交匯區域之外，同15號煤的特征微量元素較接近，并在Li—V圖版中處于15號煤區域之中（圖3），說明其受15號煤層流體干擾較強。合采井產出水特征微量元素在蛛網模板上有3個樣點與15號煤十分接近（圖4），證實了其與15號煤水聯通較3號煤層強，水的來源主要以15號煤為主。

圖4　合層排采煤層氣井產出水來源蛛網判識圖

3　煤層氣產出水水動力場分析

結合生產實踐中井實測煤層氣井的地層壓力數據，利用折算水位計算公式[20]對安澤區塊的等折算水位進行計算：

其中，

式中S表示等折算水位，常用絕對標高表示，m；H1表示地層壓力測試點的絕對標高，m；H2表示基準面的絕對標高，m；pC表示折算壓力，Pa；p表示實測地層壓力，Pa；rrw表示地下水的相對密度，kg/m3；rrw(H)表示rrw隨深度變化的函數。

在對安澤區塊水樣的實際計算過程中，由于是以海平面作為基準面，H2=0，同時，安澤煤層氣井3號煤層埋深小于1 000 m，水的密度變化不大。據此可將公式（1）簡化為，計算結果如表3所示。

表3　安澤區塊折算水位數據表

在此基礎上繪制折算水位等值線圖，東西兩側為水勢的高值區，中間紅色部分為水勢的低值區，地下水流按照白色箭頭指示方向由高勢區向中間的低勢區匯聚。根據折算水位的高低變化趨勢以及水礦化度特征，將區塊分成兩側的徑流區，中部的滯流區和過渡地帶的弱徑流區[21]（圖5）。

圖5　安澤區塊折算水位圖（位置見圖1中綠色框）

不同水文地質單元由于構造、埋深和水動力條件的差異，造成煤層氣井的產能動態也不盡相同，結合區內實際開發井的產氣產水情況可知：在徑流區累計產氣量相對較高，相應的產水量較低，較少的產水量使得煤層氣在排采過程中很容易排水降壓到臨界解吸壓力之下致使煤層氣流連續產出，日產氣量相對較高。中部滯流區由于水的不斷匯聚使得氣井產水量很高，壓力無法降至臨界解吸壓力之下。因此產氣量大多很低甚至不產氣。

研究區內滯流區礦化度高、水勢小，并且水型以反應水體交替滯緩、易于成藏的NaHCO3型水為主，憑借穩定的水體環境，具有較高的含氣量[22]。結合地區地層剖面與實際生產井的產能動態和含氣量數據（圖6），發現安澤滯流區產水量過大，無法形成區域性的壓降漏斗，即使有較高的含氣量，產氣效果也并不理想。相反，水體較活躍的徑流區和弱徑流區則獲得了高產。筆者認為，需加強滯流區的排水工程，形成整體性的區域排水，加大壓降漏斗規模，方能形成高產。

圖6　安澤區塊氣井水文控制模式圖（位置見圖1中藍色線）

4　水文地質條件影響下的有利區預測

地下水動力場控制著煤層流體壓力、氣水成分及分布等。主要體現在“補給—徑流—排泄”水動力體系對煤層含氣性的作用上，包括兩個方面：煤層氣藏的水力破壞和水力保護。水力破壞作用會導致煤層氣的逸散，表現為水的運移對氣體的攜帶作用。水力保護作用包括水力逸散作用、水力封閉作用和水力封堵作用3種。通常，從含煤盆地邊緣到盆地中心，會依次出現水封堵控氣作用、水溶攜帶控氣作用、徑流逸散控氣作用和水力封閉控氣作用[23]。

水力逸散作用常出現在導水性強的構造發育區，水力封堵控氣則常見于不對稱向斜或單斜中。安澤區塊水文地質條件控氣作用主要體現在以上兩個方面，其控氣方式可以通過宏觀和微觀兩種角度進行判識，宏觀上考慮煤儲層邊界的物理性質，在煤儲層與地下水連通的基礎上分析斷層、巖性、地下水三者組合對煤層氣藏賦存所起的作用；微觀上則要考慮煤儲層流體的化學性質[24]。

水的流動匯聚方式決定了排采井礦化度的高低[25]，依據礦化度的檢測結果，AZ-2井離子濃度高，說明其處于一個相對閉塞的水體環境，而AZ-5井則恰恰相反。同時，由于安澤區塊周圍應力較強的位置集中在北部和東南部地區，北部高應力作用使得區塊北部地勢較高，地層逆沖推覆多產生逆斷層，而其與東南部主應力段的綜合作用，會在空間上產生錯動，對研究區東北部進行拉張，從而產生開放性的正斷層[26]。結合井周圍礦化度特征，推測AZ-2井周圍主要為封閉性斷層，AZ-5周邊為開放性斷層。綜合安澤地區的煤層展布特征，得出在單斜煤層分布下，西側由封閉性斷層進行封堵，東側開放性斷層水的不斷注入阻擋氣體逸散，底板泥巖是致密的屏障，頂板在含水砂巖中毛細管力的作用下會形成壓力封堵，使得煤層氣良好地保存在其中（圖7）。

圖7　水力封堵模型示意圖

利用煤層水化學特征及動力條件可以分析其控氣作用，預測煤層氣富集有利區。如鄭柏平[27]、田文廣[28]等從煤層水離子類型、礦化度變化及含氣量與水文地質單元的耦合關系出發，分別探討了鄂爾多斯盆地東部白額勘探區和保德地區水文地質控氣作用。研究區AZ-2井與AZ-5井之間，Mg2+、Ca2+的減少和HCO3

-的增加，說明其遠離補給區，有利于煤層氣的保存[29]。區塊內適中的礦化度和NaHCO3型的水質類型反應盆地處于半封閉到封閉的狀態，是水力封堵型煤層氣藏的微觀表征，更有利于水文控氣作用的形成。基于上述分析，推測二者的中間為煤層氣的富集有利區，即圖1中紅色陰影部分。

此外，安澤地區煤層的煤級較高，主要為貧煤—無煙煤，煤的宏觀煤巖類型以光亮煤和半亮煤為主，半暗煤和暗淡煤很少。煤層埋深與日產水量關系不大，研究區高產水井位十分集中，均分布在AZ-4井周邊，區域性的產水量過大說明安澤區塊煤層水的流動不僅受水頭控制，同時受斷層影響更加嚴重。進一步考慮煤層的水敏特征：沁南地區煤巖樣品水敏損害率介于5.6%～63.63%，平均值為23.69%，水敏損害程度以弱敏感為主，占總樣品的77.8%，其余22.2%的煤巖樣品水敏損害程度為中等偏強，未出現強水敏[30]。中等偏弱的敏感性使得煤層水的流動不會對滲透率造成過大的影響，對煤層氣的開發和保存十分有利。

5　結論

1）安澤區塊地層走向北東,傾向南東。依次出露古生界、中生界及新生界。主力煤層為下二疊統山西組3號煤和上石炭統太原組15號煤，煤層頂底板大部分為砂巖、泥質砂巖。

2）安澤區塊煤層水中主要含有Cl-、HCO3-、F-、SO4

2-等陰離子，陽離子主要為Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Li+等，水型以NaCl型和NaHCO3型為主。煤層水的礦化度隨排采的進行不斷降低，水型也發生變化。合采井受15號煤的影響相對較大。結合地下水流動情況劃分為弱徑流區、徑流區和滯流區3個水文地質單元，其中徑流區產氣最高，滯流區產氣最低。

3）從構造、水動力及水化學特征分析得出，水文地質條件是影響安澤區塊煤層氣富集條件的主要因素，應加大對煤層氣優勢富集區的開發力度，以獲得更高的效益。

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（修改回稿日期 2015-12-14 編輯 羅冬梅）

四川盆地中部天然氣儲量規模超1萬億立方米

日前從中國石油西南油氣田公司獲悉，該公司在四川盆地川中古隆起相繼發現9個氣藏，已獲天然氣探明儲量6 574.64×108m3，探明儲量、預測儲量、控制儲量之和超過1×1012m3，“十三五”末該區年產氣量要達到130×108m3，相當于一個原油年產量超過1千萬噸的大油田。

川中古隆起面積約為7 000 km2，位于四川盆地中部，主要包括高石梯區塊、磨溪區塊、龍女寺區塊。20世紀60年代中期，中石油在川中古隆起發現了一個天然氣聚集地——威遠區塊震旦系氣藏，獲天然氣探明儲量400×108m3。這是新中國發現的第一個大型氣藏，成都等地從此進入天然氣時代。

繼威遠氣田震旦系氣藏之后，研究人員的視線一直沒離開過川中古隆起。經過多輪攻關，發現“古今構造疊合區”為勘探有利區帶，并于2010年8月開始高石1井等探井的鉆井作業。2011年7月，高石1井完井，獲測試日產氣量138×104m3，發現高石梯區塊震旦系燈影組氣藏。2015年12月，高石梯區塊燈影組四段，勘探施工作業和研究完成，獲天然氣探明儲量2 170.81×108m3。

在勘探高石梯區塊過程中，高石6井發現高石梯區塊下寒武統龍王廟組氣藏，高石18井發現高石梯區塊下二疊統棲霞組氣藏。經過綜合研究，高石梯區塊龍王廟組氣藏、棲霞組氣藏勘探前景良好。

磨溪8井距高石1井約為30 km，2012年9月完井，測試日產氣量191×104m3，發現磨溪區塊龍王廟組氣藏、燈影組氣藏。2013年12月，磨溪區塊龍王廟組氣藏獲探明儲量4 403.83×108m3，為國內迄今為止最大的海相整裝氣藏。目前，這個氣藏正大規模開發，截至2016 年2月15日，已累計產氣105×108m3。

在磨溪區塊，磨溪42井發現了磨溪區塊棲霞組氣藏。

龍女寺區塊，以1976年8月鉆成國內第一口超過6 000 m的超深井而聞名于世。中國石油西南油氣田公司組織鉆探磨溪39井，發現龍女寺區塊下二疊統茅口組氣藏；鉆探磨溪23井，發現龍女寺區塊寒武系龍王廟組氣藏、洗象池組氣藏。

隨著川中古隆起不斷發現氣藏，中國石油西南油氣田公司對其開展了一系列綜合地質研究。初步成果表明，高石梯區塊龍王廟組、磨溪區塊燈影組等7個氣藏的天然氣控制儲量、預測儲量超過8 000×108m3。因此川中古隆起成為該公司“十三五”勘探開發的主戰場。

（天工 摘編自天然氣工業網）

Hydrogeological characteristics of CBM reservoirs and their controlling effects in Block Anze,Qinshui Basin

Xu Rui1,Tang Dazhen1,Tao Shu1,Geng Yunguang1,Cui Yi2,Wei Ning3
(1.Coal Reservoir Laboratory of National CBM Engineering Center,China University of Geosciences,Beijing 100083,China; 2.China Huaneng Group,Beijing 100031,China; 3.Exploration and Development Research Institute of Petro-China Huabei Oilfield Company,Renqiu,Hebei 062552,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.36-44，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:In North China,coalbed methane (CBM) reservoirs are hydrogeologically related with the CBM gas migration,dispersion,preservation and enrichment,but groundwater dynamic monitoring technology was seldom used to analyze the effects of hydrogeological conditions on CBM reservoirs.In this paper,the water produced from CBM reservoirs in Block Anze,Qinshui Basin,was monitored in terms of ion concentration,water quality and salinity.Then,combined with the actual production data of CBM wells and the hydrodynamic field distribution characteristics of the groundwater,gas and water production rates of different hydrogeological units were discussed.Well interference during commingled production was also analyzed by use of trace element test results.And finally,the controlling effects of hydrogeological conditions on CBM enrichment and production were probed in terms of reservoir structures and coal characteristics.Results show that the major coalbeds are No.3 coalbed of the Lower Permian Shanxi Fm and No.15 coalbed of the Upper Carboniferous Taiyuan Fm,with their roofs and bases mostly composed of sandstones and argillaceous sandstones.The water produced is mainly of NaCl and NaHCO3types and its ion concentration and salinity drop continuously with the proceeding of the production.This area is divided into three hydrogeological units,i.e.weak runoff zone,runoff zone and retaining zone.In particular,the runoff zone provides the highest gas production,while the retaining zone reveals the lowest.Commingled producing wells are mainly interfered by No.15 coalbed.It is concluded that CBM enrichment in this area is mainly controlled by faults and hydrodynamic conditions.So it is necessary to strengthen the development of CBM dominant enrichment zones.

Keywords:Shanxi; Qinshui Basin; Block Anze; CBM; Hydrogeology; Gas control; Salinity; Trace elements; Favorable zone prediction; Commingled production

作者簡介：徐銳，1990年生，碩士研究生；從事煤層氣產出水水文地質研究工作。地址：（100083）北京市海淀區學院路29號中國地質大學（北京）。ORCID:0000-0002-6789-7006。E-mail:362155603@qq.com

基金項目：國家科技重大專項子課題“山西沁水盆地煤層氣水平井開發示范工程”（編號：2011ZX05061）、國家自然科學基金項目“中高煤階煤儲層煤層氣產出的煤巖學控制機理研究——以沁南和韓城地區為例”（編號：41272175）、中國博士點基金項目“高煤階煤儲層物性綜合敏感性及產能響應”（編號：20130022110010）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.005