李夢溪 張建國 胡秋嘉 劉國偉 余 巍

(中國石油華北油田煤層氣勘探開發(fā)分公司, 山西 048000)

山西沁水盆地是我國煤層研究與開發(fā)的熱點地區(qū)[1], 鄭莊區(qū)塊位于中石油沁水盆地鄭莊- 樊莊登記區(qū)塊西部, 是中石油煤層氣產(chǎn)能建設的主戰(zhàn)場之一。該區(qū)煤層氣勘探工作從1999 年開始, 目前已上交探明地質儲量約500×108m3。本文通過對該區(qū)地理環(huán)境、地質構造特征、資源概況、勘探現(xiàn)狀及試采情況進行論述, 著重對試采成果進行分析, 證實該區(qū)具有一定的煤層氣資源, 具備規(guī)模開發(fā)的條件。

1 地質概況

鄭莊區(qū)塊行政區(qū)劃位于沁水縣和陽城縣, 地表主要為丘陵山地, 海拔580～1300m, 溝谷發(fā)育。區(qū)塊構造位于沁水塊坳構造單元, 屬于沾尚- 武鄉(xiāng)- 陽城北北東向褶帶的南部, 以褶皺構造為特征。區(qū)內(nèi)最大斷層是寺頭正斷層和后城腰正斷層。整體構造背景北低南高, 東南部受寺頭和后城腰斷層的影響, 形成一個較深斷槽區(qū), 在區(qū)塊內(nèi)形成兩洼一“隆”的構造格局, 在此格局上又疊加了一系列北東向相間展布的背、向斜褶皺構造。區(qū)內(nèi)斷層、陷落柱發(fā)育, 目前地震勘探解釋的斷層162 條、疑似陷落柱119 個, 總體表現(xiàn)為東強西弱的特點, 分析認為主要受寺頭及后城腰斷層影響。

主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組、二疊系下統(tǒng)山西組, 目前主要勘探目的層為山西組3#煤層。其特點為：

(1) 煤層電性特征明顯, 縱向非均質性強。本區(qū)煤具有高電阻率、高聲波時差、低自然伽馬、低體積密度的特征, 煤層自上而下一般包括原生結構煤、夾矸與構造煤三段;

(2) 3#煤層厚度大、分布穩(wěn)定, 但埋藏普遍較深; 本區(qū)3#煤層厚度在3．0～7．81m 之間?？傮w上呈西北和東南厚、中間薄的特點; 3#煤層埋深在300～1400m 之間, 大部分區(qū)域埋藏深度在500～1100m 之間?？傮w呈現(xiàn)北深南淺的變化趨勢;

(3) 3#煤以半亮煤為主, 總體呈現(xiàn)熱演化程度高、鏡質組反射率高的特點。區(qū)內(nèi)3#煤層鏡質組最大反射率值介于2．5%～4．0%之間, 平均約為3．46%, 屬于無煙煤三號階段;

(4) 3#煤孔隙以微- 小孔為主, 割理較發(fā)育：區(qū)內(nèi)3#煤層孔隙度0．65%～10．54%, 平均5．2%,即以微、小孔占絕對優(yōu)勢, 大孔其次, 中孔的含量最少。割理主要存在兩組優(yōu)勢發(fā)育方向, 第一組的走向大致在N33°～66°E 之間, 該組割理發(fā)育, 密度為27～120 條/m, 屬面割理; 第二組割理的走向大致在N42°～54°W 之間, 該組割理發(fā)育相對較弱,密度為24～60 條/m, 割理密度較小, 屬端割理,其發(fā)育長度受控于面割理。面割理與端割理常近于直角相交, 割理面的傾角普遍大于70°。割理寬度雖介于幾微米至幾百微米之間, 但大多處于緊閉狀態(tài)為方解石所充填, 并不利于煤儲層的滲透性;

(5) 3#煤儲層力學性質具有高彈性模量、低泊松比、高抗壓強度和抗拉強度的特征。區(qū)內(nèi)3#煤儲層的抗壓強度 (飽和) 介于1．46～14．55MPa之間, 平均為6．63MPa, 抗壓強度 (干燥) 介于2．51～28．45MPa 之間, 平均為12．61MPa; 抗拉強度 (飽和) 介于0．06 ～1．20MPa 之間, 平均為0．37MPa, 抗拉強度 (干燥) 介于0．09～1．20MPa之間, 平均為0．61MPa; 彈性模量介于210 ～2330MPa 之間, 平均為1027．77MPa; 泊松比介于0．28～0．33 之間, 平均為0．32。與中、低階煤相比, 其基質收縮量相對較小, 但同時上覆靜巖壓力誘導的橫向應力和應變也相對小, 對煤儲層滲透率的影響是一個復雜過程;

(6) 儲層具有低壓低滲特征。試井結果顯示,本區(qū)3#煤地層壓力系數(shù)介于8．35～10．8KPa/m, 平均約為9．61KPa/m, 其值低于靜水壓力梯度9．79KPa/m[2], 與沁水盆地整體儲層壓力分布特征相一致[3], 即區(qū)塊內(nèi)大部分區(qū)域屬于低壓煤儲層,部分區(qū)域為常壓煤儲層。原始滲透率0．013～0．43×10-3μm2,, 平均0．112×10-3μm2, 屬于超低滲透率儲層;

(7) 煤層含氣量高、局部變化大： 本區(qū)3#煤含氣量值一般在 12m3/t 以上, 最高值達到37．64m3/t , 平均21．5m3/t , 局部受斷層、陷落柱等不利構造影響, 含氣量低。

2 勘探現(xiàn)狀

鄭莊區(qū)塊煤田勘探從1996 年開始, 主要以鉆探為主, 輔以二維淺層地震, 共完成煤田二維地震剖面16 條182．5km, 已鉆煤孔11 口, 孔距4 ～8km, 勘探程度為找煤- 普查, 煤炭儲量級別以D級為主; 煤層氣勘探工作從1999 年開始, 勘查面積982．764km2, 總體勘探歷程可分為四個階段：

(1) 1999～2005 年早期勘探階段： 中國石油煤層氣勘探項目經(jīng)理部鉆探晉試5、晉試6 兩口煤層氣探井, 試采獲工業(yè)氣流, 其中晉試5 井最高日產(chǎn)量3085m3, 晉試6 井2721m3。通過2 口井試采評價, 2002 年上交控制儲量911×108m3。

(2) 2006 年儲量評價階段： 中國石油廊坊分院鉆探晉試7、晉試8、晉試9、晉試11、晉試12、晉試13 等6 口評價井。通過試采, 晉試7、晉試8、晉試11 等3 口井獲得工業(yè)氣流, 探明面積74．14km2, 儲量107．21×108m3。

(3) 2007～2008 年試采評價階段, 中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司先后鉆探鄭試14、鄭試15、鄭試19、鄭試27、鄭試30、鄭試31、鄭試38、鄭試39 等8 口評價井, 以及晉試5 - 1 等8 口試采井組, 2008 年2 月獲得煤層氣采礦權135km2。

(4) 2008～2009 年儲量升級階段： 中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司在鄭莊區(qū)塊完成二維地震勘探958km, 并在位于區(qū)塊東部的東大井區(qū)新增評價井35 口, 對其中22 口井進行試采。通過試采,有16 口井獲得工業(yè)氣量, 探明煤層氣地質儲量384×108m3, 含氣面積229．36km2。

3 試采效果

截止到2010 年, 中石油在沁水盆地鄭莊區(qū)塊共試采評價井30 口, 主要分布在區(qū)塊的中部和東部, 試采層位主要為山西組3#煤, 試采深度486．80～1336．90m, 試采時間30～410 天。其中埋深小于1000m 的井21 口, 日產(chǎn)水量1．79～40．0m3,日產(chǎn)氣0～3583m3; 埋深大于1000m 的井9 口, 日產(chǎn)水量3．0～25．0m3, 日產(chǎn)氣0～3138m3, 整體試采效果較好。

3．1 埋深小于1000m 井試采分析

埋深小于1000m 的21 口井中, 有14 口井試采獲得工業(yè)氣流, 日產(chǎn)氣量1185～3583m3。該14 口井含氣量整體較高, 介于15 ～32．4m3/t , 平均25．04m3/t。其中鄭試27 井 (見圖1) 位于鄭莊區(qū)塊中南部, 埋深747．05m, 含氣量32．4m3/t , 采用活性水壓裂, 壓裂效果好, 試采天數(shù)408 天, 最高日產(chǎn)氣量3208m3, 穩(wěn)定日產(chǎn)氣量2300m3。

圖1 鄭試27 井生產(chǎn)曲線

未獲得工業(yè)氣流的7 口井中, 有4 口受含氣量低的影響, 3 口受排采控制差、儲層傷害影響。其中鄭試35、鄭試43 等2 口井 (表1) , 由于所處構造位置位于斷層附近, 氣藏遭到破壞, 保存條件差, 含氣量低 (3．86～8．985m3/t) , 導致產(chǎn)氣效果不理想。

表1 氣成分分析結果

鄭試32 井、晉試12 井含氣量分別為13．68m3/t 和6．35m3/t , 含氣量偏低的主要原因是鄭試32 井位于陷落柱附近, 煤體結構差 (表2) , 夾矸位于煤層中部, 下部煤層煤質差, 導致生產(chǎn)過程中, 煤層實際有效貢獻厚度小, 產(chǎn)氣效果不理想; 晉試12 井煤質分析結果顯示, 灰份含量28%, 按我國煤巖灰分等級劃分[4], 屬于中等灰分煤, 而本區(qū)3#煤灰分平均含量13．24%, 屬于低等灰分煤, 該井煤質較差。

鄭試25、晉試9、晉試13 等3 口井煤層厚度5．2～6．8m, 含氣量均大于15m3/t , 介于高變質煤最佳開采含氣量范圍[5], 具備獲得工業(yè)氣量的物質基礎, 但由于試采過程中, 排采控制不合理, 為達到早見氣、早高產(chǎn)的目的, 采取快速排采的工作制度排采, 導致井底流壓迅速下降, 地層發(fā)生應力突變, 產(chǎn)生大量煤粉, 堵塞通道, 產(chǎn)水減少 (表3) ,壓降漏斗得不到充分的擴展, 供氣源受到了嚴重的限制, 影響試采效果。由此說明, 地質優(yōu)選煤層氣富集區(qū)是獲得高產(chǎn)的基礎, 排采控制是獲得高產(chǎn)的手段。

表2 鄭試32 井測井解釋成果表

表3 鄭試25 等3 口井產(chǎn)水變化統(tǒng)計表

3．2 埋深大于1000m 直井試采分析

有學者認為埋深小于800m 是較為理想的煤層氣開發(fā)深度[6], 而當煤層深度大于1000m 時, 煤儲層的滲透性較差, 對煤層氣的開發(fā)不利[7]。在目前所采取壓力衰減法開發(fā)煤層氣過程中, 煤層氣開采深度很難突破1200m[8]。

2008～2009 年, 中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司在鄭莊北部埋深大于1000m 的位置, 試采評價井9 口, 有7 口井通過試采獲得工業(yè)氣量, 試采深度1006～1336．9m, 試采時間228～410 天, 日產(chǎn)氣量2097～3138m3, 日產(chǎn)水量3．0～10m3。

分析認為： 受埋深影響, 儲層壓力高, 氣藏保存條件好。獲得工業(yè)氣量的7 口井甲烷濃度96．8～98．09%, 含氣量24．53～35．19m3/t , 平均30．5m3/t , 高于本區(qū)14 口埋深小于1000m 獲得工業(yè)氣流井的平均含氣量。通過煤質分析及顯微組分測定, 7口井灰分含量平均11．8%, 低于本區(qū)平均的13．24%, 煤的密度平均1．52g/cm3, 低于本區(qū)平均的1．54g/cm3, 鏡質組含量平均79%, 高于本區(qū)平均的72%。由此來看, 7 口井所對應區(qū)域的煤層具有鏡質組含量高、灰分含量低、密度低的特點, 顯示了對應區(qū)域沉積時煤巖物質組成成煤物質及沉積環(huán)境非常穩(wěn)定, 為高質量的煤層發(fā)育提供了十分有利的條件, 同時煤中鏡質組含量高, 有利于煤層割理系統(tǒng)的發(fā)育, 使得對應區(qū)域煤層滲透性要好于相同埋藏深度的其它地區(qū), 從而具有了較高的煤層氣產(chǎn)出能力。其中鄭試54 井位于鄭莊區(qū)塊北部, 埋深1039m, 含氣量31．71m3/t。常規(guī)測井和核磁測井顯示： 頂?shù)装迳澳啾确謩e為0．57 和0．72, MPHE＜1%, 孔隙不發(fā)育, MPERM ＜0．0001, T2 譜單峰峰譜幅度低, 無可動水存在, 封堵性好 (見圖3) ?；灧治鰷y定顯示： 鄭試54 井灰分含量10．81%,揮發(fā)分含量6．63%, 甲烷濃度97．69%, 鏡質組含量97．9%, 煤巖煤質好; 采用活性水壓裂, 試采天數(shù)410 天, 最高日產(chǎn)氣量3138m3, 穩(wěn)定日產(chǎn)氣量2800m3(見圖4) 。

圖3 鄭試54 井核磁測井曲線

圖4 鄭試54 井生產(chǎn)曲線

4 結論與建議

(1) 沁水盆地鄭莊區(qū)塊探明程度高, 煤層氣資源基礎落實, 試采獲得工業(yè)氣量, 具備規(guī)模開發(fā)的地質基礎;

(2) 試采結果表明, 地質優(yōu)選煤層氣富集區(qū)是獲得高產(chǎn)的基礎, 排采控制是獲得高產(chǎn)的重要手段;

(3) 深層評價鉆探取得顯著成效, 7 口埋深大于1000m 的井獲得工業(yè)氣流, 拓寬開發(fā)區(qū)域, 但由于井數(shù)相對較少, 試采時間相對較短, 建議進一步加大對深層煤層氣潛力的勘探評價;

(4) 鄭莊區(qū)塊15#煤層成藏條件與3#煤基本相當, 同樣具有良好的開采價值, 只是15#煤層氣含硫比較高。因此, 建議把鄭莊區(qū)塊15#煤層氣的開發(fā)納入到統(tǒng)一規(guī)劃和部署實施當中;

(5) 開發(fā)實踐證明, 煤層氣的開發(fā)必須形成區(qū)域降壓后才可獲得較高產(chǎn)量, 目前鄭莊區(qū)塊主要以評價井為主, 井距大、井網(wǎng)稀, 若要進行規(guī)模開發(fā), 需對該區(qū)合理的井網(wǎng)、井距部署進行研究。

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[4] GB/T15224．1- 94, 煤炭灰分分級 [S] ．

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[6] 傅雪海, 秦勇, 張萬紅．高煤級煤基質力學效應與煤儲層滲透率藕合關系分析 [J] ．高校地質學報,2003, 9 (3) ： 373- 377．

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[8] 傅雪海, 秦勇, 姜波, 韋重韜．高煤級煤儲層煤層氣產(chǎn)能“瓶頸”問題研究 [J] ．地質評論, 50 (5) ：2004, 507- 513．