韓永勝 黃小青 尹開貴 梅 玨 艾靜靜

(中國石油浙江油田分公司,浙江 310023)

1 區(qū)塊概況

筠連煤層氣田構(gòu)造位于揚子地塊西部，川南煤田西段，東西兩側(cè)分別與川黔、川滇南北構(gòu)造帶相鄰，北接新華夏系第三沉降帶-四川盆地南緣，為鹽津-威信東西構(gòu)造帶的組成部分。區(qū)塊地理位置在四川省宜賓市筠連縣境內(nèi)，發(fā)育二疊系樂平組煤層,煤層平面連續(xù)性較好,具有高煤階、高臨儲比的特點。2011年L1井試采取得成功，穩(wěn)定日產(chǎn)氣1600m3，2012年經(jīng)過評價試采井組獲取產(chǎn)能后，2013年至今實施了煤層氣2×108m3產(chǎn)能建設(shè),在煤層900m以淺的區(qū)域采用240m井距，定向井和大井組梅花型組合井網(wǎng)，C2+3和C7+8一套層系開發(fā)，目前主要大部分井已進入穩(wěn)產(chǎn)階段。

2 氣藏地質(zhì)特征

2.1 地層特征

區(qū)內(nèi)含煤地層為二疊系樂平組，平均厚145.6m，根據(jù)巖性及含煤特征分上、下兩段，含煤地層主要由砂巖、泥質(zhì)巖及煤組成。 上段(含煤段)：平均厚45.3m，為瀉湖潮坪相碎屑巖沉積，發(fā)育1、2、3、5、7、8、9號煤層。砂巖主要以粉砂巖為主，中、細砂巖次之。泥巖以灰黑色泥巖、根土巖、炭質(zhì)泥巖、灰白色高嶺石泥巖為主。碳酸鹽多為深灰色生物碎屑泥晶灰?guī)r，成分以方解石為主。下段(含礦段)：頂界為9號煤層之底，平均厚100.4m。為沖積平原環(huán)境陸源碎屑巖沉積，僅夾數(shù)層煤線及菱鐵礦透鏡體,巖性以粉砂巖為主，中、細砂巖次之。泥巖以灰色砂狀水云母泥巖為主，次為灰綠色凝灰質(zhì)泥巖，上部夾煤線，底部為綠灰色鋁土質(zhì)泥巖及紫紅色含鐵凝灰質(zhì)泥巖。

2.2 構(gòu)造特征

筠連煤層氣田構(gòu)造主要受控于MUAI西斷層及MUAI北斷層，2條斷層溝通地表三疊系地層，為主要的控藏斷層。PAIFANG西斷層規(guī)模相對較小，后期受到燕山期及喜山期的水平擠壓作用，多以逆斷層為主，大斷裂附近多伴生平行小斷層，局部呈斷階構(gòu)造。根據(jù)斷裂的規(guī)模及氣藏形成特點，筠連煤層氣分為MUAI向斜、WUDE向斜和PAIFANG構(gòu)造帶。其中PAIFANG構(gòu)造帶為兩條斷層夾持的構(gòu)造，埋深較淺，構(gòu)造帶兩側(cè)分別為MUAI向斜和WUDE向斜，埋深逐漸增加，主體介于500～1000m。

2.3 沉積特征

樂平組上段沉積期海平面上升，主要為潮坪相沉積，成煤的泥炭沼澤發(fā)育，測井響應(yīng)解釋表明，發(fā)育C2、C3、C7及C8等4套主力煤層。濱岸相潮坪亞相沉積環(huán)境，發(fā)育砂坪、砂泥坪、泥坪、泥炭沼澤沉積微相，其中煤層發(fā)育在泥炭沼澤微相沉積環(huán)境中，巖性以褐灰色、灰白色泥巖與褐灰色粉、細砂巖略等厚互層，局部夾黑色炭質(zhì)泥巖。下段為曲流河沉積。

2.4 煤層展布特征

該區(qū)發(fā)育C2、C3、C7及C8等4套主力煤層(圖1)，煤層發(fā)育穩(wěn)定，厚度較厚，4套主力煤層累計厚度在7～10m，其中C7+8煤層厚度>5m，具有較好的物質(zhì)基礎(chǔ)。MUAI向斜中北部煤層的平面厚度較厚，平均為9.5m，南部厚度薄，平均7m，牌坊構(gòu)造帶平均煤層厚度7.5 m，整體具有向西變薄的特點。C2與C3煤間距2.4～10.2m，C3與C7煤間距16～21.5m，C7與C8煤間距2.6～5.9m。

圖1 筠連煤層氣田煤層對比圖

2.5 噸煤含氣量

煤層的噸煤含氣量主要分布在12～18m3/t，筠連構(gòu)造帶中北部煤層含氣量15～18m3/t，核心區(qū)南部12～15m3/t，核心區(qū)西分布范圍為13～16 m3/t。4套主力煤層含氣量主要在12～16m3/t，氣體組分以甲烷為主， 百分含量為92.1%～98.30%，平均94.33%。

2.6 儲層特征

煤巖鏡質(zhì)體反射率2.63%～3.4%，屬于無煙煤3號，固定碳平均為60%，灰分含量15%～35%，具有中低灰分的特點，C2+3為暗淡煤-半暗煤，鏡質(zhì)組含量52.07%，惰質(zhì)組含量47.93%，有機組分占74.99%,C7+8為暗淡煤-暗煤，鏡質(zhì)組含量54.09%，惰質(zhì)組含量45.91%，有機組分占83.39%。煤巖割理宏觀幾何形態(tài)表明，割理裂隙發(fā)育，連通性較好，通過煤孔隙度實驗測試數(shù)據(jù)，孔隙度平均5.34%，通過6口井C7+8煤層注入/壓降試井表明，滲透率0.02～0.76mD。

2.7 溫度壓力系統(tǒng)

地層為常溫常壓系統(tǒng)，地溫梯度主體介于1.92～2.59℃/100m，壓力梯度介于0.95～1.19MPa/100m，深度與壓力曲線線性相關(guān)性較好，儲層具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)，連通性較好。

3 構(gòu)造類型及產(chǎn)氣規(guī)律

通過三維地震及井震結(jié)合資料，按照構(gòu)造成因及形態(tài)特點，筠連煤層氣田具有以下構(gòu)造類型，主要以背斜、向斜及單斜為主(表1)。其中MUAI向斜為產(chǎn)氣主體構(gòu)造，PAIFANG構(gòu)造是一個受到沐愛西斷層，WUDE東斷層夾持的構(gòu)造單元，斷層兩盤的地層具有較好的繼承性，具有先沉積，后斷裂的地質(zhì)特點，牌坊構(gòu)造呈現(xiàn)出北部斷鼻、南部背斜、中間局部隆起的構(gòu)造特點,構(gòu)造向西整體過渡為單斜構(gòu)造，傾角由5°增加至20°以上，地層逐漸變陡。

表1 筠連煤層氣構(gòu)造形態(tài)統(tǒng)計表

3.1 MUAI向斜構(gòu)造

MUAI向斜構(gòu)造南部為煤礦露頭剝蝕區(qū)，靠近煤層剝蝕區(qū)附近存在著部分甲烷氣體逸散，導(dǎo)致噸煤含氣量小于8m3/t, 距離剝蝕區(qū)2.5km以上的煤層氣井實測噸煤含氣量大于8m3/t，其中斜坡帶上傾部分8～12m3/t；斜坡帶中部的噸煤含氣量為12～15m3/t：向斜核部為低解吸帶，噸煤含氣量較高>15m3/t。

區(qū)域內(nèi)以MUAI向斜為主體構(gòu)造，向斜南北向長軸L19-L3井地層傾角小于5°，兩翼傾角逐漸增加，西翼傾角小于10°，東翼傾角5～20°，主要高產(chǎn)井組L204、L101、L216主要集中在MUAI向斜西翼緩坡構(gòu)造(圖2)。

圖2 筠連煤層氣田日產(chǎn)氣等值線圖

以L102井組為例，L102井組構(gòu)造上位于MUAI向斜西部斜坡帶，井組內(nèi)生產(chǎn)井7口，井組內(nèi)生產(chǎn)井構(gòu)造高差最大為20m，水平距離490m，地層傾角2～3°，井組內(nèi)生產(chǎn)井C2+3+7+8煤層厚度為8～11.3m，平均噸煤含氣量為11.6～12.9m3/t，其中高產(chǎn)氣井L102-4、L102-5井位于斜坡帶構(gòu)造高部位，日產(chǎn)氣水平分別為2850 m3和2150 m3，井組平均單井日產(chǎn)氣1700 m3，井組面積降壓效果好，其中低部位L102-3日產(chǎn)氣為1913 m3，日產(chǎn)水為2.3 m3，累產(chǎn)水7986 m3，占井組總產(chǎn)水的63%，具有低部位排水，高部位采氣的特點。低部位的L102-6井日產(chǎn)氣500m3，進入穩(wěn)產(chǎn)期后產(chǎn)氣量持續(xù)下降，而位于高部位的L102和L102-1井穩(wěn)產(chǎn)期后產(chǎn)氣曲線為逐漸上升型，L102-6井的部分解吸氣屬于輸出型，高部位的L102及L102-4井屬于輸入型。

圖3 MUAI向斜L102井組開發(fā)現(xiàn)狀圖

向斜核部為構(gòu)造的下傾部位，在同一井組內(nèi)具有較大的埋深，具有較高的地層壓力，在地層寬緩、高差小的情況下井組內(nèi)各排采井具有相近的地層壓力及解吸壓力，后期通過排采能夠形成較好的面積降壓井網(wǎng)(圖3)。地層傾角過大時，井組內(nèi)高差增加，各生產(chǎn)井的地層壓力差異逐漸明顯，后期排采時協(xié)同降壓效果會受到影響。MUAI向斜地層傾角小于5°，構(gòu)造的斜坡帶具有較好的產(chǎn)氣效果，具有低部位排水，高部位產(chǎn)氣的特點。

3.2 PAIFANG構(gòu)造中部

PAIFANG中部為寬緩背斜構(gòu)造，頂部構(gòu)造平緩，東西向水平距離1.6km，構(gòu)造高差10m，地層傾角小于2°，頂部具有“桌”狀構(gòu)造的特點，向西地層傾角逐漸增加。以L907井組為例(圖4)，井組內(nèi)6口井的垂深范圍為660～670m，C7+8煤層厚度為4.7～6.9m，噸煤含氣量為10.7～12.9m3/t，排水期降壓期采取流壓降幅為10～35kPa/d的工作制度排水，投產(chǎn)初期產(chǎn)水較高，產(chǎn)水量受到抽汲制度的影響，井組內(nèi)單井平均日產(chǎn)水0.56m3，井底流壓下降至4.3MPa時氣體開始解吸，采取憋套壓的工作制度，憋壓至1.8MPa后控壓提產(chǎn)，隨著儲層壓力的降低和水的相對滲透率降低，產(chǎn)水量開始逐漸下降，控壓提產(chǎn)期流壓降幅10～15kPa/d，后期見氣提產(chǎn)后，由于儲層內(nèi)井底內(nèi)壓力低，井底為甲烷氣體的產(chǎn)出通道，氣井產(chǎn)氣的過程抑制了部分產(chǎn)水，同時由于地層傾角小，儲層內(nèi)孔隙水的平面流動性變差，上氣下水的的氣水分布關(guān)系明顯，部分地層水無法產(chǎn)出，穩(wěn)產(chǎn)期后采取了間抽及穩(wěn)壓生產(chǎn)，目前生產(chǎn)6年返排率為23%，平均單井日產(chǎn)氣為590m3，井組內(nèi)L907井日產(chǎn)水0.1 m3，其它5口井不產(chǎn)水，采取了間抽生產(chǎn)制度。在生產(chǎn)過程中表現(xiàn)為低產(chǎn)水和不產(chǎn)水的特點。氣井生產(chǎn)以自給型為主。

圖4 L907井組生產(chǎn)示意圖

3.3 PAIFANG構(gòu)造西部

L1202井組位于PAIFANG向斜西部構(gòu)造帶，井組內(nèi)生產(chǎn)井4口，西翼的構(gòu)造傾角為20°，背斜頂部的地層傾角小于5°，具有斜坡陡，頂部緩的構(gòu)造特點，C8煤層的垂深為537.8～602.6m，井組內(nèi)生產(chǎn)井構(gòu)造高差為64.8m,2015年9月井組內(nèi)4口井同時投產(chǎn)(圖5)。構(gòu)造高部位井具有地層壓力低，見氣時間短的特點，從解吸壓力情況可以看出，在同井組內(nèi)，煤層性質(zhì)相近，地層壓力具有以下計算公式：

P3=P4+0.01h1；P1=P3+0.01h2；P1=P4+0.01(h1+h2)

圖5 L1202井組生產(chǎn)示意圖

井組內(nèi)2井和4井位于構(gòu)造高部位，在同等壓力系數(shù)下，高部位的井由于埋深淺，地層壓力較低，在相近的煤巖儲層下能較早的達到解吸壓力，具有見氣天數(shù)少的特點，排采過程中井組內(nèi)高部位的2井最先達到解吸壓力，見氣天數(shù)為137d，1井位于構(gòu)造低部位，原始地層壓力高于2井，解吸較晚，見氣天數(shù)為173d。

表2 L1202井組投產(chǎn)后氣井排采數(shù)據(jù)表

從累產(chǎn)水情況來看主要為構(gòu)造低部位1井和3井產(chǎn)水，目前日產(chǎn)水0.1～0.2m3，累產(chǎn)水為411m3和335m3，而高部位生產(chǎn)井2井和4井在進入穩(wěn)產(chǎn)期后，出現(xiàn)不產(chǎn)水的狀況，采取間抽生產(chǎn)。井組內(nèi)累產(chǎn)氣情況主要為背斜頂部2井累產(chǎn)氣1.30×106m3，占井組產(chǎn)氣的40.1%，為產(chǎn)氣主要貢獻(表2)。整體具有低部位產(chǎn)水，高部位產(chǎn)氣的特點明顯，由于地層傾角大(20°)，井組內(nèi)構(gòu)造高差較大，高部位及低部位生產(chǎn)井存在著壓力差，井組內(nèi)協(xié)同降壓效果受到影響。