賀西井田煤儲層特征及煤層氣開發方式研究

武 波

（山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 晉城 048000）

1 基礎地質特征

賀西井田位于離柳礦區南部，構造形態為一走向北西、傾向南西的單斜構造。傾角3°～5°，最大11°，井田地質構造簡單，地面褶曲、斷層均不發育，井下小型褶曲起伏不大，延伸較短[1]。礦區含煤地層為二疊系下統山西組和石炭系上統太原組，井田內 3#、4#、8#、10#煤層為可采煤層[2]。

2 煤儲層特征

2.1 煤層發育特征

煤層氣是一種以吸附態為主，自生自儲的非常規能源，煤層是煤層氣生成與儲層的場所，煤層發育特征對煤層氣開采極為重要。該區煤層埋深均在365.64～659.64 m之間，目前煤層氣開發技術工藝能夠滿足該深度下煤層氣的開采。區內穩定發育的主要煤層是3#、4#、8#和10#煤層，也是煤層氣開采的主要目的煤層。除8#煤層頂板巖性為石灰巖，其他各煤層頂底板巖性均為泥巖、砂質泥巖，封蓋性及阻水性均較好。

山西組3#、4#煤層與太原組8#煤層平均厚度均在1.5 m以上，10#煤層厚度最大，平均厚度為4.65 m，3#+4#煤層平均厚度為3.57 m，8#+10#煤層平均厚度為6.33 m（見表1）。以8#+10#煤層為例，煤層厚度從東北向西南逐漸增大，最大處為井田西南區域，煤厚為8.65 m（見圖1），各單煤層及3#+4#煤層均有此特征。

3#與4#煤層平均間距為15.75 m，8#與10#煤層平均間距為12.52 m，二者間距均不大，在進行煤層氣開發時，將3#+4#、8#+10#分別作為兩套煤層進行開采。

2.2 煤體結構特征

煤體結構對滲透率、儲層改造效果均有影響，原生結構煤及碎裂結構煤具較高滲透性與抗傷害能力，有利于連續排采[3]。該井田煤層為中等變質煤，鏡質組最大反射率1.40%～1.66%，煤體結構以原生結構為主。通過顯微鏡從裂縫的寬度與形態兩方面觀察描述了煤巖裂隙發育情況。亮煤和暗煤中裂隙寬度較鏡煤大，鏡煤中裂隙寬度為2～15 μm，裂縫形態大多與層理面垂直，極少數以60°夾角與層理面斜交；亮煤和暗煤中裂隙寬度為8～45 μm，裂縫形態復雜，與層理面垂直或斜交。

表1 煤層發育情況一覽表

圖1 8#+10#煤層厚度等值線圖

2.3 煤巖特征

井田內宏觀煤巖類型以光亮型煤和半亮型煤為主，半暗型和暗淡型煤為輔。主要呈條帶狀，構造多呈層狀，也有塊狀。

該井田內各煤層顯微有機組分均以鏡質組最高，占69.7%～86.7%，其次為絲質組，占11.6%～25.30，半鏡質組含量較少，占1.7%～4.6%。從垂向上看，太原組8#、10#煤層鏡質組含量較山西組3#、4#高，其中，8#煤層最高，各煤層鏡質組含量以均質鏡質體、基質鏡質體為主，絲質組主要為半絲質體。

顯微組分含量不同，煤的孔隙特征及吸附能力也有所不同，從而導致煤層含氣量的差異，前人研究表明，相同煤階富鏡質組煤的吸附能力要大于富惰質組的煤[4]。

圖2 煤層有機組分含量圖

2.4 含氣性分布特征

煤層含氣量是煤層氣開采的物質基礎，是煤層氣富集高產的基本條件之一[5]。該區煤層含氣量較高，其中3#煤層含氣量為8.53～11.77m3/t，平均9.93m3/t，4#煤層為5.96～11.16m3/t，平均 8.91m3/t，8#煤層 8.25～14.14m3/t，平均 11.75m3/t，10#煤層7.43～17.56m3/t，平均12.31m3/t。平面上，以8#+10#煤層為例，煤層含氣量為15.68～31.19m3/t，平均24.88m3/t，從井田東北向西南逐漸增大（見圖3）。3#+4#煤層及各單煤層含氣量均具有上述特征。垂向上，該區煤層含氣量隨著層位降低而增加（見圖4）。

圖3 8+10#煤層含氣量等值線圖

圖4 煤層含氣量垂向關系圖

3 煤層氣開發方式選擇

煤層氣開發方式受地質條件、煤層發育特征、煤體結構、煤層氣含氣性特征及地理地貌等因素的制約，需針對不同條件，選擇適合該區煤層氣開發的工藝技術。

該區地質條件、煤儲層特征對煤層氣開采較有利，優選煤層厚度大，含氣量較高的井田西南區為煤層氣開發“甜點區”。該區屬低山丘陵區，大面積為黃土覆蓋，溝谷縱橫，侵蝕、沖刷劇烈，地形復雜，為井位選擇及井場布置帶來極大的困難。為充分利用地形，實現多層疊置下煤層群綜合開采，在該區采用叢式井開發方式，即一口垂直井為中心，3口定向井以一定角度從該井場向四周鉆進的布井方法，布置7組煤層氣開發井組，完井方式為套管完井，為試驗3#+4#與8#+9#兩套煤層分層開采及合層開采在該區的適用性，將HX-04井組、HX-05井組、HX-06井組、HX-07井組目的煤層設計為單采8#+10#煤層，HX-01、HX-02、HX-03采用3#+4#煤層與8#+10#煤層合采的方式進行排采。

在排采一段時間后，各井組煤層氣產量達到768～2040 m3/d,單采8#+10#煤層的4組煤層氣井產氣量高于合采井組，以塊斷東南部向西北部逐漸降低（見圖5），這與煤層氣含氣量分布趨勢并不一致，是各井組排采方式的不同造成的產氣量差異。這也表明，由于兩套煤層頂底板巖性、所處煤系水文地質條件不同[6]，造成產氣量、產水量存在差異，合層排采方式在該區并不適合。

圖5 煤層氣井組產量等值線圖

4 結論

（1）井田內除10#煤層厚度最大，平均厚度大于4 m，3#、4#與8#煤層平均厚度均在1.5 m以上。煤層厚度從東北向西南逐漸增大，煤層埋深較淺，有利于煤層氣開發。由于3#、4#煤層，8#、10#煤層間距均不大，在進行煤層氣開發時，可將其作為兩套煤層進行開采。

（2）該井田煤層變質程度中等，煤體結構主要為原生結構，煤層亮煤和暗煤中的顯微裂隙寬度大于鏡煤，且裂縫形態較復雜。宏觀煤巖類型主要為光亮型煤和半亮型煤，各煤層顯微有機組分均以鏡質組最高，絲質組次之。太原組8#、10#煤層鏡質組含量較山西組3#、4#煤層高，顯微組分含量及孔隙特征不同，導致煤層含氣量的差異。

（3）該區煤層含氣量較高，且隨著層位降低而增加。平面上，從井田東北向西南逐漸增大，各煤層含氣量均具有上述特征。

（4）優選煤層厚度大，含氣量較高的井田西南區域為煤層氣開發“甜點區”。采用叢式井開發方式，選取部分試驗井進行分采及合采試驗，結果表明，由于兩套煤層頂底板巖性、所處煤系水文地質條件不同，造成產氣量、產水量差異，該區不適合合層排采。