沁水盆地壽陽區塊煤層氣井產水差異性原因分析及有利區預測

王　金康永尚,2姜杉鈺張守仁葉建平吳　見張　兵郭明強

1. 中國石油大學(北京)地球科學學院 2. 油氣資源與探測國家重點實驗室3. 中海石油(中國)有限公司非常規油氣分公司 4. 中聯煤層氣有限責任公司

王金等.沁水盆地壽陽區塊煤層氣井產水差異性原因分析及有利區預測.天然氣工業,2016, 36(8): 52-59.

沁水盆地壽陽區塊煤層氣井產水差異性原因分析及有利區預測

王金1康永尚1,2姜杉鈺1張守仁3,4葉建平3,4吳見3,4張兵3,4郭明強3,4

1. 中國石油大學(北京)地球科學學院 2. 油氣資源與探測國家重點實驗室3. 中海石油(中國)有限公司非常規油氣分公司 4. 中聯煤層氣有限責任公司

王金等.沁水盆地壽陽區塊煤層氣井產水差異性原因分析及有利區預測.天然氣工業,2016, 36(8): 52-59.

沁水盆地壽陽區塊多數煤層氣井在排采過程中呈現出"高產水、低產氣"的特點,較高的產水量嚴重制約了煤層氣單井產能.為此,基于該區64口煤層氣井的排采動態資料和相關的地質、鉆井及壓裂資料,從斷裂構造、壓裂縫類型和煤層頂底板巖性組合三方面綜合分析了煤層氣井產水差異性的原因,并據此提出了"避水采氣"層次分析方法,預測了該區"避水采氣"的有利區.研究認為,該區煤層氣井產水差異性主要存在兩大原因:①部分煤層氣井位于斷層附近,斷層溝通了煤層頂底板的砂巖含水層,導致單井產水量較高;②區域地應力類型決定了該區煤層在壓裂過程中會產生垂直壓裂縫,其壓穿巖性組合類型較差的煤層頂底板,從而溝通含水層導致單井產水量較高.結論認為:①煤層氣生產過程中應進行"避水采氣"有利區預測,其層次分析步驟為"一看斷裂構造,二看應力類型,三看巖性組合";②該區塊西部、東北部和中北部為煤層氣開發的"避水采氣"有利區.

沁水盆地 壽陽區塊 煤層氣 產水差異性 斷裂構造 壓裂縫類型 巖性組合 有利區預測

沁水盆地是我國煤層氣賦存條件和開發條件優越的含煤盆地之一.壽陽煤層氣區塊位于沁水盆地北端,其石炭系-二疊系煤層埋深較淺、煤層滲透率和含氣量均較高,具備煤層氣開發的有利地質條件[1-2].然而排采動態資料表明,壽陽煤層氣區塊煤層氣井產水量差異較大,產氣量存在一定差異且普遍不高,出現了一些日產水量達45.0～146.5 m3的高產水、低產氣或不產氣井.煤層氣開采是通過排出煤層中的承壓水來降低煤儲層的壓力,致使煤層中的吸附氣解吸并運移至井筒產出的過程,排出承壓水降低儲層壓力是煤層氣開采的關鍵[3].因此,及早弄清煤層氣井產水差異性的原因以及產氣量與產水量之間的關系,避免打開高產水井層并培育高產氣井,成為該區煤層氣生產開發過程中亟待解決的問題.

筆者分析了壽陽區塊64口煤層氣井排采動態資料和相關的地質、鉆井及壓裂資料,在總結煤層氣井產水差異原因的基礎上提出規避高產水井層的"避水采氣"方法,從而為優選煤層氣排采井位、提高單井產能提供依據.

1　區域概況

壽陽區塊位于沁水盆地北端,太行山隆起西側,汾河地塹東側,陽曲-盂縣緯向構造帶南翼,其登記面積1 957 km2,研究區主要是位于壽陽區塊北部的勘探區,面積為271.815 km2.

壽陽地區自下而上發育太古界龍華河群,元古界漢高山群,古生界寒武系、奧陶系、石炭系和二疊系,中生界三疊系,新生界古近系-新近系和第四系.石炭系太原組和二疊系山西組發育煤系地層,其中3號、9號和15號煤層厚度較大,連續性好,是煤層氣勘探開發的主要目的煤層[4].3號煤層平均厚度為2.1 m,埋深介于294～1 008 m,含氣量介于2.09～22.23 m3/t,平均為13.34 m3/t,滲透率介于0.02～56.31 mD;9號煤層平均厚度為1.67 m,埋深在312～984 m,含氣量均大于10 m3/t,滲透率介于0.02～83.44 mD;15號煤層平均厚度為2.8 m,埋深在417～1 112 m,含氣量介于1.83～20.28 m3/t,平均為12.97 m3/t,滲透率為0.03～1.43 mD.3號、9號和15號3套煤層自上而下分布,均呈現埋深較淺、厚度略小、含氣量高和滲透率較高的特征.

2　煤層氣井產水量對產氣量的影響

煤層氣排采是一個相對復雜的過程,煤層氣開發規模、煤儲層地質條件以及排采作業方式等多重因素共同控制了單井產氣效果[5-9].一般認為,煤層氣井產水量過大不利于排水降壓,預示著存在外源水的補給[10-12].為了揭示壽陽區塊煤層氣井產水量對產氣量的影響,筆者借助"典型日產水量"和"典型日產氣量"這兩個排采動態典型指標定量分析單井產水量與產氣量的關系.

典型日產水量是指煤層氣井在氣水同產階段動液面較穩定期間的平均日產水量,單位為m3;典型日產氣量是指煤層氣井在氣水同產階段日產氣量連續15 d以上較穩定期間的平均日產氣量,單位為m3[13].利用這2個指標可以清晰地反映煤層氣井在生產過程中的產水量和產氣量的典型動態特征.

該區煤層氣井典型日產水量為1.7～146.5 m3,整體變化較大.筆者將典型日產水量累計頻率曲線中頻率為80%～100%對應的產水量定義為高產水,并由此確定研究區煤層氣井中典型日產水量大于45 m3的為高產水井,介于20～45 m3/d的為中產水井,低于20 m3/d的為低產水井(圖1).

圖1　煤層氣井典型日產水量頻率直方圖和累計曲線圖

資料統計顯示,勘探區內64口排采井中有高產水井13口,中產水井15口,低產水井36口.其中13口高產水井(X-01d、X-01d-2、X-03d-1、X-04d-1、X-05d-1、X-06d、X-10d、X-10d-1、X-10d-2、X-13d-1x、X-16d、X-16d-1x及X-20d-2)總體產水量介于45～146.5 m3/d,平均產水量為77.5 m3/d.

13口高產水井中有6口見氣,見氣井比例約為46%,產氣量介于41.5～161.2 m3/d;15口中產水井中僅6口見氣,見氣井比例約為40%,產氣量介于80.8～200 m3/d;36口低產水井中23口見氣,見氣井比例約為64%,產氣量介于54.5～1 052.4 m3/d.由此可以看出,高產水井和中產水井的見氣井比例和產氣量均較低,只有低產水井才可能出現較高的見氣井比例和較高的產氣量,煤層氣井產水量對產氣量有著顯著的影響.因此,分析產水量差異的原因,培育低產水高產氣井,是該區塊未來排采工作的重點.

3　煤層氣井產水差異原因

在系統分析研究區靜態地質資料和動態排采資料的基礎上,從斷裂、壓裂縫類型和煤層頂底板巖性組合3個方面來分析排采井產水量差異的原因.

3.1斷裂構造對煤層氣井產水量的影響

研究區13口高產水井中,X-10d、X-10d-1、X-10d-2井這3口井均位于斷層附近(圖2),X-10d和X-10d-1井均未見氣,X-10d-2井典型日產氣量為102.1 m3,3口井均呈現出不產氣或低產氣的特點.

圖2　X-10d井組附近煤層頂界斷裂構造圖

這3口井有水化學連續取樣分析資料,為從水化學變化角度認識斷層對產水的影響提供了可能.煤層氣井產出水的封閉系數是一個重要的水化學指標,其反映了煤層的封閉性,封閉系數越大,煤層的封閉性越差,反之亦然.封閉系數定義為r(SO42-)/ r(Cl-),即SO42-毫克當量與Cl-毫克當量的比值,毫克當量為離子毫摩爾量與其離子價的乘積,故封閉系數由(SO42-離子毫摩爾量X2)/(Cl-離子毫摩爾量X1)計算得出[14].從X-10d、X-10d-1、X-10d-2井這3口井的產出水封閉系數變化曲線(圖3)可以看出,這3口井的封閉系數分別在第4或第5次取樣之后發生突變,說明煤層外部地層中的水進入煤層,導致煤層氣井產出水的水化學特征發生變化,間接證明了斷層溝通煤層頂底板砂巖含水層是上述3口井高產水的主要原因.因研究區地震測網稀疏,無法對斷層進行詳細刻畫,其他高產水井也缺少連續水化學取樣分析資料,無法依據現有資料判斷高產水的原因,但煤儲層作為低孔隙度、低滲透率儲層,其自身儲水空間有限,排采過程中不可能長期處于高產水狀態[15].當煤層氣井出現高產水時,產出的水必然是煤層外的水,這就導致了煤層低效降壓,影響煤層氣井的產氣量和氣井的經濟價值.斷層尤其是正斷層,是煤層與鄰近含水層溝通的直接地質因素,可以推斷研究區高產水井主要受到斷層的影響.

圖3　X-10d井組封閉系數變化曲線圖

3.2水力壓裂縫類型和頂底板巖性組合對煤層氣井產水量的影響

水力壓裂改造是煤層氣井增產的主要手段之一,其施工過程是將壓裂液和支撐劑壓入煤層中,在煤層中產生人工壓裂縫,增大煤儲層滲透率,從而提高煤層氣單井產能[16-17].水力壓裂過程中產生的壓裂縫類型是由地應力類型決定的.當垂向主應力σz最小時,發育水平壓力縫;當最小水平主應力σh2最小時,發育垂直壓裂縫[18-19].在發育水平縫的情況下,壓裂縫一般不易壓穿頂底板隔層,而在發育垂直壓裂縫的情況下,壓裂縫能否壓穿頂底板隔層,還需要看頂底板隔層的厚度.下面,從壓裂縫類型和巖性組合類型兩個層次對中、低產水井產水量差異的原因開展分析.

根據地面垂直鉆孔水力壓裂測量地應力方法可計算出三向主應力大小,即

式中σh1表示最大水平主應力,MPa;pc表示閉合壓力, MPa;pf表示破裂壓力,MPa; T表示煤巖抗拉強度, MPa;σh2表示最小水平主應力,MPa;σz表示垂向主應力,MPa;ρ表示上覆地層密度,kg/m3;g表示重力加速度,m/s2;h表示煤層埋深,m;煤巖抗拉強度T在此定為常數,0.48 MPa;上覆地層密度ρ取2.7X103kg/m3.

根據上述式(1)～(3)計算獲得的研究區三向主應力與埋深關系散點圖(圖4)表明,垂向主應力介于8.40～27.54 MPa,最大水平主應力介于5.00～33.70 MPa,最小水平主應力介于4.65～21.11 MPa.整體上呈現垂向主應力最大、最大水平主應力居中和最小水平主應力最小的特征.因此該區不同深度的煤層在壓裂過程中理論上均發育垂直壓裂縫,但不排除個別位置因受其他特殊因素影響而發育水平壓裂縫的可能.馮晴等[20]對沁水盆地多個地區進行壓裂縫形態測量,結果表明沁水盆地內部煤層在壓裂過程中以發育垂直壓裂縫為主,也存在個別垂直縫和水平縫共生的情況,且壓裂縫均不同程度的延伸入煤層頂底板,間接地證實了上述結論.垂直壓裂縫能否穿透頂底板泥巖/石灰巖隔水層使煤層和砂巖含水層溝通,取決于煤層上下頂底板巖性組合情況.

根據國外在煤層氣井壓裂過程中的放射性同位素示蹤測試成果,壓裂縫在煤層頂底板中延伸的高度在6 m左右[21],筆者以頂底板隔層厚度6 m作為壓裂安全的標準,同時考慮頂底板相鄰的砂巖含水層的厚度,將煤層上下的巖性組合類型劃分為4類(表1),為了更加準確地分析巖性與產水的關系,選取頂板、底板巖性組合中較差的類型作為該煤層的巖性組合類型.

圖4　壽陽勘探區三向主應力與煤層埋深關系圖

表1　煤層頂底板巖性組合類型劃分標準表

根據以上煤層頂底板巖性組合類型劃分方案,分別對研究區高產水井、中產水井和低產水井進行巖性組合類型劃分.通過分析中產水井和低產水井的巖性組合發現(表2),12口井巖性組合為Ⅰ型,其中低產水井占66.7%,見氣井占58.3%;4口井巖性組合為Ⅰ+Ⅱ型或Ⅱ型,低產水井占100%,見氣井占25%;16口井巖性組合類型中含有Ⅲ型或Ⅳ型,低產水井占62.5%,見氣井占43.8%.由此可見,巖性組合類型好的井具有更高的低產水比例和更高的見氣井比例.

4　"避水采氣"層次分析及有利區預測

4.1"避水采氣"層次分析步驟

綜上所述,煤層氣井產水差異的原因包括以下兩個方面:①斷層溝通了煤層頂底板含水層;②人工壓裂過程中產生的垂直壓裂縫壓穿巖性組合類型較差的頂底板,溝通了含水層.在此基礎上,筆者提出"避水采氣"層次分析步驟.

1)首先分析研究區的斷裂構造特征,選取井位時應避開斷層(圖5-a).

2)其次確定水力壓裂縫類型.若發育水平壓裂縫,則煤層氣井不會出現高產水.若發育垂直壓裂縫,則需進一步分析頂底板巖性組合類型(圖5-b、c).

表2　中低產水井巖性組合類型及典型日產水量和典型日產氣量表

3)最后判斷巖性組合類型.當發育垂直壓裂縫時,若巖性組合類型好,不易壓穿頂底板;若巖性組合類型較差,則易壓穿頂底板,溝通含水層,造成煤層氣井高產水(圖5-d、e).

4.2"避水采氣"有利區預測

根據上述"避水采氣"層次分析步驟,筆者對壽陽區塊進行了有利區預測.該區煤層均發育垂直壓裂縫,在避開斷層的前提下,可將巖性組合為Ⅰ型和Ⅱ型的區域視為煤層氣開發"避水采氣"有利區.

圖5　"避水采氣"層次分析模式圖

圖6　研究區煤層氣開發"避水采氣"有利區分布圖

3號煤層頂板泥巖厚度介于0～67.2 m,底板泥巖厚度介于0～55.6 m,大部分井位頂底板泥巖厚度處于3～6 m,結合砂巖厚度可知,3號煤層巖性組合以Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型為主.研究區東北部和西部巖性組合類型較好,大部分區域可達Ⅰ型;中南部巖性組合為Ⅱ型,而中北部以Ⅲ型為主,局部地區可見Ⅳ型(圖6-a).

9號煤層頂板泥巖厚度介于0～36.1 m,底板泥巖厚度介于0～88.45 m,大部分井位頂底板泥巖厚度處于3～6 m,結合砂巖厚度可知,9號煤層的巖性組合以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主.在區塊的西部和中北部巖性組合類型好(Ⅰ型和Ⅱ型),南部、西北部和東北部巖性組合類型較差(Ⅲ型和Ⅳ型)(圖6-b).

15號煤層頂板泥巖厚度介于0～88.45 m,底板泥巖厚度介于0～41.2 m,大部分井位頂底板泥巖厚度處于3～6 m,結合砂巖厚度可知,15號煤層的巖性組合以Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型為主.在區塊的中北部和西部巖性組合類型好(Ⅰ型和Ⅱ型),南部、西北部和東北部巖性組合類型較差(組合類型為Ⅲ型),局部出現Ⅳ型巖性組合(圖6-c).

5　認識與建議

1)壽陽區塊煤層氣井產水量差異特征明顯,高產水量嚴重抑制了煤層氣井產能.煤層氣井產水量差異主要存在兩個方面的原因:①斷層溝通了煤層和臨近含水層,導致煤層外的水進入煤層中,從而出現煤層氣井高產水的情況;②在對煤層改造過程中,水力壓裂產生的垂直壓裂縫壓穿了巖性組合類型較差的頂底板,從而使含水層中的水通過壓裂縫進入煤層,導致煤層氣井高產水.

2)該區3號煤層的"避水采氣"有利區主要分布在西部和東北部,9號和15號煤層的"避水采氣"有利區主要分布在西部和中北部.西部地區適合3套煤層合層開采,中北部地區適合9號+15號煤層合采,而東北部僅適合單采3號煤層.

3)在煤層氣井位優選和有利區預測時,應遵循"一看斷裂構造;二看應力類型;三看巖性組合"的分析原則,即優先選擇無斷裂發育的煤層氣富集區,在此基礎上考慮區域地應力類型和不同位置的煤層頂底板巖性組合類型,最終選擇發育垂直壓裂縫且煤層頂底板巖性組合為Ⅰ型和Ⅱ型的位置作為目標井位.

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(修改回稿日期 2016-05-17 編 輯 羅冬梅)

Reasons for water production difference of CBM wells in Shouyang Block, Qinshui Basin, and prediction on favorable areas

Wang Jin1, Kang Yongshang1,2, Jiang Shanyu1, Zhang Shouren3,4, Ye Jianping3,4, Wu Jian3,4, Zhang Bing3,4, Guo Mingqiang3,4
(1. College of Geosciences, China Uniνersity of Petroleum 〈Beijing〉, Beijing 102249, China; 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249, China; 3. CNOOC Unconνentional Oil & Gas Branch, Beijing 100011, China; 4. China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.52-59, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

The CBM (coalbed methane) wells in Shouyang Block, Qinshui Basin, are mostly characterized by "high water yield but low gas output" in the process of drainage gas recovery. High water production restricts single-well CBM production. Therefore, 64 wells in Shouyang Block were investigated in terms of their dynamic production performance, geologic, drilling and fracturing data. Then the reasons for water production difference of CBM wells were comprehensively analyzed from the aspects of faulted structure, hydraulic fracture type and lithological combination types of coal roof and floor. Finally, the analytical hierarchy process of "water evading and gas producing" was accordingly put forward, and the favorable "water-evading and gas-producing" areas were predicted. It is shown that there are two key reasons for water production difference of CBM wells in Shouyang Block. First, some CBM wells are located near faults, which connect the sandstone aquifers between coal roof and floor, leading to higher single-well water production. And second, the regional ground stress in Shouyang Block determines that vertical hydraulic fractures will be generated in the process of coalbed fracturing in this block and they penetrate the coal roof and floor where lithological combinations are poor, so aquifers are connected and single-well water production is increased. It is recommended to predict favorable "water evading and gas producing" areas in the process of CBM production. And the analytical hierarchy process should be performed subsequently based on faulted structure, stress type and lithological combination. It is concluded that the favorable "water-evading and gas-producing" areas for CBM development are located in the western, northeastern andnorth central Shouyang Block.

Qinshui Basin; Shouyang Block; Coalbed methane; Water production difference; Faulted structure; Hydraulic fracture type; Lithological combination; Favorable area prediction

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.007

國家科技重大專項"深煤層煤層氣開發技術研究及裝備研制"(編號:2011ZX05042).

王金,女,1991年生,碩士研究生;主要從事煤層氣勘探開發方面的研究工作.地址:(102200)北京市昌平區府學路18號. ORCID:0000-0002-2561-2252.E-mail:1303534116@qq.com

康永尚,1964年生,教授,博士;主要從事非常規油氣勘探開發地質工程及海外油氣項目儲量、價值評估研究工作.地址: (102200)北京市昌平區府學路18號.E-mail: kangysh@sina.com