延川南深部煤層氣高產主控地質因素研究

高玉巧，李 鑫，何希鵬，陳貞龍，陳 剛

(1.中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司，江蘇 南京 210011；2.中國石油化工股份有限公司石油勘探開發研究院，北京 100083)

鄂爾多斯盆地東緣是目前國內已探明的千億方煤層氣田之一，煤儲層含氣量8～15 m3/t，煤層氣產量800～2 000 m3/d，目前已實現規?；虡I開發，主要局限埋深1 000 m以淺的區域。我國新一輪煤層氣資源評價研究發現，1 000～3 000 m的資源量約30萬億m3，深部煤層氣資源十分豐富，大量鉆井也揭示深部煤層氣氣測顯示活躍、含量高，但由于滲透率低、地應力高、鉆井成本高等不利因素，埋深大于1 000 m的深部煤層氣資源的研究和開發利用是一個亟待突破的領域[1-3]。

經過十余年的勘探開發實踐，延川南深部煤層氣取得積極進展[4-7]，23口勘探評價井獲突破，測試產量1 000～7 900 m3/d，平均單井測試產量2 230 m3/d。2013年啟動產能建設，投入生產井908口，2015年全面建成國內首個投入商業開發的深部煤層氣區塊，目前已連續3 a穩產3.5億m3。但區塊開發過程中仍然面臨氣藏非均質性強，氣井產能差異大的難題。

關于深部煤層氣產能影響因素，前人已開展大量研究工作，集中于孔滲動態變化、基質收縮效應、煤巖巖石力學特征、吸附能力等方面[8-11]，但運用生產數據、針對高產因素及低產低效原因分析[6,12]較少。為了更真實地揭示深部煤層氣生產規律，查明影響深部煤層氣富集高產主控因素，筆者在前人研究及認識的基礎上，以延川南區塊山西組2號煤層為研究對象，充分利用生產動態成果，分區分類逐項分析各項參數與產量的相關關系，進一步深化深部煤層氣富集機理認識，為深部煤層氣勘探開發提供借鑒。

1 地質特征

延川南區塊地處鄂爾多斯盆地東緣南部，位于晉西撓褶帶、渭北隆起和陜北斜坡的構造過渡地區，煤儲層埋深為1 000～1 350 m，為典型深部煤層氣藏。區塊地質構造較為簡單，總體構造形態為走向SN、向西傾斜的單斜構造，區內分布有NNE、NE和近SN向展布的斷層，主要為逆斷層，斷距小，延伸短，中部發育規模相對較大的西掌斷裂帶，將區塊分為譚坪構造帶和萬寶山構造帶(圖1)。生產建設區2號煤層埋深SE部淺、NW部深，煤層厚度為2.3～6.7 m，平均為4.5 m，橫向分布穩定且連續，煤層一般含1～2層夾矸，局部發育3層夾矸，夾矸總厚度為0～0.80 m，平均0.35 m；煤的鏡質體反射率為1.96%～3.22%，平均2.45%，處于貧煤、無煙煤變質階段；煤體結構主要為原生結構-碎裂煤，孔隙率為3%～6%，滲透率為(0.01～0.99)×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲層；煤層含氣量為6～20 m3/t，一般大于12 m3/t。

2 生產規律

延川南區塊自2015年生產建設完成至今，單井生產時間已經超過5 a，早期評價井生產時間已經達到7～8 a，氣井目前生產情況基本上可以代表該井的產能。本次統計了區塊908口井的生產情況，目前產氣井780口，平均單井日產氣量1 020 m3。單井日產氣量大于1 000 m3、500～1 000 m3、500 m3井數約各占30%，不產氣井90口，單井產能差異大(圖2)。從煤層氣產能平面分布情況來看，高產井主要集中在萬寶山南部以及譚坪中、南部，中產井位于萬寶山中北部以及譚坪北部，而低產井主要分布于靠近中部Ⅲ級斷層以及局部Ⅳ級斷層發育帶。區塊整體處于低產液水平，平均單井日產液1.4 m3，其中，日產液低于1 m3的井有701口，占比超過70%，萬寶山SW部低產液井成片發育。產液量大于5 m3/d的大液量井在緊鄰斷層發育區附近集中分布。

從生產井產氣、產液規律來看，區塊生產特征具有顯著的分區差異特征(表1)。萬寶山構造帶南部構造形態為微幅隆起，埋深為1 000～1 200 m，含氣量為12～20 m3/t，礦化度為(3～8)×104mg/L，生產特征表現為高產氣、低產液；西部為深部緩坡區，埋深為1 200～1 500 m，構造穩定，斷層不發育，礦化度達到8×104mg/L以上，生產特征表現為低產氣、低產液；北部緩坡帶發育小斷層，礦化度為(1.0～3.6)×104mg/L，生產特征表現為中等產氣、產液水平；東區靠近水侵區、大斷裂，礦化度低，一般小于0.5×104mg/L，該區產液量明顯增加，低產氣甚至不產氣。譚坪中部及南部為局部微幅隆起，埋深為800～950 m，礦化度為(0.6～1.0)×104mg/L，表現為中等產氣、產液水平；譚坪次凹帶，發育次級斷層，礦化度小于0.3×104mg/L，表現為低產氣、高產液。

圖1 延川南區塊2號煤構造Fig.1 Tectonic map of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

表1 延川南分區生產規律Table 1 Spatial statistical table of production law in Southern Yanchuan Block

3 高產主控地質因素

3.1 構造特征

構造是影響煤層氣成藏的關鍵因素，不同類型的地質構造在其形成過程決定了構造應力場特征和現今應力分布，導致煤儲層和封蓋層的產狀、結構、物性、裂隙發育狀況及地下水徑流條件等出現差異，進而影響煤層氣的聚集和保存[13-14]。區域構造演化及其構造發育特征對煤層氣成藏具有顯著的控制作用，構造演化控制了生烴作用，構造發育差異性控制了區域水文地質邊界及不同區域水文地質特征，進而影響煤層氣的保存[15]。

3.1.1 斷層對煤層氣賦存的影響

斷層對煤層氣成藏影響具有兩重性[16-17]，一方面斷層易導致煤層氣散失，對煤層氣成藏起到破壞作用，另一方面，斷層發育區，滲透率改善，對儲層物性有一定的改善作用。

延川南區塊發育斷層22條，以逆斷層為主。萬寶山構造帶NW部多發育延伸長度0.8～2.5 m、斷距小于20 m 的Ⅳ級斷層，對于深部儲層物性有所改善；而中部延伸長度10～30 m、斷距20～50 m的Ⅲ級斷層規模較大，溝通外來水造成水侵破壞成藏。另一方面構造形態上為次級低幅隆起的背斜構造，其軸部未受應力破壞，煤層氣相對富集，形成含氣量局部高值區。

斷層對煤層氣井產液產氣的影響也復雜化，較大規模的Ⅲ級斷裂易溝通外來水，產液量高，煤儲層無法有效降壓，Ⅳ級斷層附近微裂縫相對發育，滲透率高，利于煤層泄壓半徑擴展和氣水的產出，煤層氣易實現穩產、高產。

煤層氣井產量與斷層距離的規律性明顯，在距離斷層400 m范圍內產氣量極低，甚至不產氣，大于400 m的構造平緩區，產量總體趨于穩定(圖3)。

3.1.2 褶皺對滲透率的影響

煤層受順層擠壓力發生形變形成褶皺，背斜軸部附近受平行于彎曲面的拉伸引張力作用，厚度變厚、孔隙加大，或者脆性導致煤層發育楔狀張性裂面或折裂面，同時褶皺作用伴生的沿層理滑動也使煤層破碎，提高煤層透氣性，為煤層氣運移提供了有利通道。

圖3 延川南2號煤距斷層距離與產能關系Fig.3 Relationship between fault distance and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

延川南萬寶山構造帶延3井區、譚坪構造帶延5井區為微幅背斜構造，背斜軸部受張力作用影響表現為相對高滲的平面分布特征。而西南部由于構造活動弱，地層平緩，褶皺不發育，滲透率極低，表現為高閉合壓力、低聲波時差的特征，儲層改造難度大，進而影響煤層氣井產能。生產動態資料顯示，萬寶山西南部日產液一般低于0.5 m3，明顯低于東部及北部的1～2 m3，日產液量的平面分布特征非常顯著(圖2b)，進一步證實上述觀點。

從東西向構造剖面和氣井產能關系(圖4)可知，產能與構造位置的相關性明顯，高產井延6-6-26、延3-42-18井均分布在埋深1 200 m以淺、無斷層發育的局部隆起帶核部及翼部，延6-6-50井、延6-6-40井位于1 200 m以深的單斜帶，日產氣量均未達到500 m3。

3.2 水動力特征

對于煤系來說，不同強度的水動力環境對煤層氣成藏控制作用不同。延川南2號煤層礦化度差異很大，平面分布具有“東西分塊、南北成帶”的特征，總礦化度整體呈西高東低的趨勢，煤層氣保存環境存在差異性[18]。萬寶山構造帶礦化度高，在高濃度、高溫高壓及偏酸性-還原環境下，離子變得不穩定而逐漸消失，地層水以氯化鈣型(K++Na+、Ca2+、Cl-)為主；在譚坪構造帶礦化度較低，淺部滲入水富含O2及CO2，有利于形成及，地層水屬于碳酸氫鈉型(K++Na+、)。

圖4 延川南構造與產能關系剖面圖Fig.4 Profile of relationship between structure and production in Southern Yanchuan Block

圖5 延川南水文地質單元劃分Fig.5 Division of hydrographical geological units in Southern Yanchuan Block

結合構造特征分析，認為延川南2號煤層存在3種水動力條件(圖5)。受單斜構造及斷層的綜合影響，區塊東部譚坪構造帶2號煤層埋深較淺，礦化度偏低，水質呈弱堿性，為弱徑流區；西部萬寶山構造帶煤層埋藏較深，且白鶴、中垛兩條封閉性斷層阻斷了上部水層的滲入，地層礦化度急劇升高，pH值降低，為滯流環境；在工區中北部發育的斷層局部溝通了上下水層的聯系，存在垂直滲流現象，此處礦化度也較低且呈弱堿性，為垂直弱滲流區。

水動力特征通過影響煤層氣的保存條件，對煤層氣富集具有直接的控制作用。但是礦化度的高低對產能的影響并非呈單純的線性關系(圖6)。礦化度低于0.3×104mg/L時，氣井產能整體低于1 200 m3/d，處于低產低效水平，并隨著礦化度的下降，產能快速下降，直至不產氣；礦化度為(0.3～3)×104mg/L時，氣井產能隨著礦化度的增加緩慢上升至2 000 m3/d左右，礦化度為(3～4)×104mg/L，氣井產能快速上升至4 000 m3/d左右，并在礦化度1×105mg/L持續保持高產水平，但是礦化度大于1×105mg/L后，氣井產能急劇下降，直至低產低效。礦化度大于1×105mg/L區域位于靠近盆地中央的高壓封閉滯流區，儲層壓實作用強，地應力高，在與低應力區基本一致的儲層改造工藝技術以及排采速度控制條件下，儲層有效改造范圍以及泄流半徑擴展明顯受限，通過氣井動態儲量評價方法計算單井泄流半徑僅85 m，遠低于低應力區泄流半徑167 m，井間資源難以有效動用，從而導致低產低效，該區域需優化儲層改造工藝，擴大儲層動用面積，才能充分釋放氣井產能。

3.3 煤體結構

圖6 延川南2號煤地層水礦化度與產能關系Fig.6 Relationship between the degree of water mineralization and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

構造煤發育程度是制約煤層氣產能的重要因素，構造煤滲透性低，且不利于壓裂改造，影響煤層氣井產能[19-20]。煤體結構總體受構造活動以及成煤物質差異性的影響，根據其變形程度劃分為原生結構煤、碎裂結構煤、碎粒結構煤、糜棱結構煤，區塊原生結構煤與碎裂結構煤裂隙相對發育，利于產能釋放，碎粒結構煤與糜棱結構煤滲透率低，對產能的制約作用大[18]。延川南2號煤總體以原生-碎裂煤為主，碎粒-糜棱煤主要發育在斷裂帶附近，受斷層破壞作用明顯。在同一構造應力作用下，同時受沉積作用及成煤物質差異，構造應力在煤層中具有一定的“選擇性”，對煤體結構的破壞程度不同[20]。一般脆性較大的鏡煤、亮煤首先遭到破壞，應力-應變的總趨勢為：“強層”遭受的破壞程度小，“弱層”遭受的破壞程度大。但延川南整體成煤環境的差異性相對較小，構造對煤體結構的影響更為顯著。

分析原生-碎裂結構煤厚度與產能的相關性，呈正相關關系(圖7)，原生-碎裂煤厚度越大，單井產能越高，垂向厚度達到2.5 m是單井高產的前提條件，原生-碎裂煤厚度大于5 m，高產井占比82%。

圖7 延川南2號煤層原生-碎裂煤厚度與產能關系Fig.7 Relationship between the thickness of primary coal seam and cracked coal seam and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

3.4 高產主控地質因素再討論

延川南區塊深部煤層氣富集高產受“構造、水動力、煤體結構”三因素控制。其中，構造起決定作用，對煤層氣產能的影響具有兩重性，局部發育的褶皺和斷層對滲透性具有明顯改善作用，同時也會導致水動力條件增強，造成煤層氣逸散，區塊內褶皺分布范圍廣，對氣井影響大，在微幅背斜構造發育區，背斜軸部及翼部受張力作用影響表現為相對高滲的平面分布特征和煤層氣高產特征，而向斜構造軸部地區呈現出煤層氣逸散特征，產氣量低。煤層氣產量與斷層呈現良好的匹配性，靠近斷層400 m范圍內的井極易溝通外來水，造成煤層氣逸散和降壓困難，呈現出高產水低產氣甚至不產氣特征；水動力影響其次，地層水礦化度(3～10)×104mg/L是煤層氣高產的基礎，過高礦化度則反映儲層位于靠近盆地中央的高壓封閉滯流區，不利于儲層改造。煤體結構控制局部，制約儲層滲透性和可改造性，影響單井產能，原生-碎裂煤厚度越大，產能越高。

4 結論

a.延川南區塊2號煤產能平面差異大，具有高產集中分布、平面差異明顯的特征。高產井主要集中在埋深800～1 200 m的萬寶山南部、譚坪中南部地區；中產井位于埋深大于1 200 m的萬寶山中北部及埋深小于800 m的譚坪北部地區；低產井主要分布于靠近中部Ⅲ級斷層以及局部Ⅳ級斷層發育帶。

b.深部煤層氣產能受“構造、水動力、煤體結構”三因素控制，微幅隆起帶翼部及埋深800～1 200 m的構造平緩區、地層水礦化度(3～10)×104mg/L及原生-碎裂煤厚度大于2.5 m的區域煤層氣富集高產，日產氣量超過1 500 m3、日產水量小于0.9 m3；埋深低于800 m、局部凹陷區、斷裂發育區、礦化度低于0.3×104mg/L，垂向原生-碎裂煤厚度低于2.5 m的區域產量較低，日產氣量普遍低于600 m3、日產水量大于2.0 m3。

c.圍繞深部煤層氣高產主控地質因素分析，通過繼續深化區塊構造和水動力特征精細描述，建立煤體結構量化評價指標，厘清構造煤平面、縱向發育特征，以期劃分高產有利目標區，明確氣田開發方向。