摘要：为有效支撑中国石油天然气股份有限公司煤层气业务的发展，持续开展了沁水盆地南部高煤阶煤层气富集及高产控制因素研究，总结了阶段成果和煤层气开发实践经验。结论认为：沁水盆地高煤阶煤层具有低压力、低渗透率、非均质性强的特征；煤层气开采难度大，其富集成藏主要受煤质、煤层埋深、顶底板封盖性、构造、水动力条件等的控制；地下水滞留区构造翼部是富集高产的有利区域；面积降压、合理井型是实现煤层气井高产的必要条件。该成果为规模高效开发该煤层气田打下了坚实基础。
关键词：沁水盆地南部；高煤阶；煤成气；富集；高产；有利区域；控制因素
1 煤层气富集的控制因素
沁水盆地南部高煤阶煤层具备良好的生、储气条件。
首先具有较好的煤层气生成物质基础。
下二叠统山西组为河控三角洲沉积体系，3#煤层主要形成于三角洲平原亚相的泥炭沼泽中，下三角洲、三角洲间湾活水泥炭沼泽相以及上三角洲森林泥炭沼泽相成因的煤岩一般具有较低的灰分，有机组分中镜质组发育，易形成相对有利的孔隙、割理系统；过渡泥炭浅水沼泽易形成软煤和夹矸，有机组分中惰质组含量高，孔隙、割理不发育。煤层孔隙以微-小孔为主，微-小孔所占比例一般在80%以上，保证了储层具有很高的聚气能力。
在三角洲平原沼泽环境中沉积形成了厚度较大的3#煤层，厚度介于4～7m，煤层分布稳定连续。据对3#煤层煤岩显微组分、煤质组分的分析，显微组分以镜质组为主，镜质组含量为53.9%～92.3%，平均76.9%，惰质组含量为7.7%～46.1%，平均23.9%，壳质组因煤变质程度高而观察不到，表明该区煤岩显微组分以镜质组为主。富含镜质组的煤比富含其他煤岩成分的煤具有更强的生气能力、更大的储气潜力以及更好的渗透性[1]。
同时，煤层顶底板泥岩封盖能力强，具有有利的封盖层条件，3#煤层的顶板主要是分流间湾沉积环境，沉积物颗粒较细，泥质含量较高；3#煤层的底板为湖泊相沉积环境，泥岩沉积发育，颗粒较细，泥质含量较高。由于顶底板岩性较细，对煤层气的封闭性较好，山西组3#煤层气藏之上直接盖层为厚达52m的深灰、灰黑色泥岩、碳质泥岩组合，泥岩厚度大、质纯、致密坚硬，岩心未见裂缝，其泥岩突破压力为8～15MPa，煤层气逸散难，有效保存了煤层气，是一套非常好的封盖层，使得3#煤层成为较好的煤层气储集层[2～3]。
从构造向斜翼部到轴部，煤层埋深及上覆地层厚度增大，离煤层风化带较远，有效阻止了煤层气垂向散失，另外向斜部位上覆地层厚度相对较大，储层压力相对较高，有利于煤层气的吸附、富集。
沁水盆地南部含煤地层水动力条件微弱，具有独立的水封闭系统，不仅有利于排水降压，而且可形成承压水封堵型气藏，对煤层气的保存极为有利。从水动力条件看，地下水条件对沁水盆地南部向斜构造的煤层气富集有重要意义。该向斜地下水接受来自东部和南部大气降水补给，以及北部和西部分水岭水源补给，水体向水位低等势面部位汇流；水质由HC03·S04-Ca型向HC03·S04-K·Na和HC03·S04-Ca·Mg型转化，矿化度最低为600mg/L，最高超过2600mg/L。向斜部位矿化度一般大于1000mg/L，显示出地下水滞流的特征，有利于保存煤层气，形成含气量高值区，含气量在15m3/t以上。
在樊庄区块东部补给区矿化度小于600mg/L，反映了浅部地下水接受补给，地下水径流交替条件好，深部径流缓慢使其呈滞流状态。
樊庄区块南部为露头区，接受大气降雨补给，地下水由东向西、由南向北径流。西侧，地下水在西南部接受露头降水补给，一部分地下水通过西部边界寺头断层向西排泄，另一部分通过北东向分水岭作用使地下水由南西向北东径流。这样便形成了向中深部樊庄一带汇流之势。浅部地下水交替活跃，径流强度大，东侧地下水水位为720 m。向深部随着侧向径流距离的延伸，东流强度逐渐减弱。在端氏等地区的等势面低地，地下水径流条件最弱，地下水水位为550m。从东侧露头到中深部，水位差达170m。东部的水力坡度相对较大。
樊庄区块的北部地下水基本为单向流动。东南部的地下水位为720～730m，西北部的地下水位为620m。地下水从东部露头区接受大气降水补给，向西部径流。浅部是煤层气逸散带，含气量低。到深部，地下水径流强度减弱，径流缓慢，有利于煤层气的富集、保存。
由此可见，樊庄-郑庄区块地下水自东南向西北径流，形成地下水汇流区，是含气量富集的动因。
因此，沁水南部具承压水封堵成藏模式，地下水沿煤层、含水层露头补给，向深部运移，径流强度由强变弱，并在空间上依次形成了补给区-径流带-滞流带。在浅部补给区是煤层气逸散带，含气量低；深部滞流带地下水径流缓慢，是煤层气的有利聚集区[4]。
2 煤层气高产有利区及单井产量控制因素
2.1 煤层气富集是煤层气井高产的基础
含气性差异是产量相差较大的主要原因，在构造溢散边界(断层、“陷落柱”)附近、地下水补给边界附近，其煤层气富集条件较差，开发效果较差。低产井区位于构造溢散边界，也是地下水补给边界附近，煤层气含量低，其富集较差。樊庄区块东部井区煤层气井处于大气降水补给边界，含气量一般介于5～17m3/t，含气饱和度低于80%，直井平均产量不足500m3/d。图1为樊庄区块东部1口井的排采曲线，该井排采2年多累计产气量仅25×104m3，最高日产气量还达不到1000m3。该井区多数井生产情况与这口井相似，樊庄区块东部井区单井产量普遍较低的主要原因是含气量、含气饱和度低，因此开发效果较西部差。
断层(“陷落柱”)的作用一是对附近煤层气有解吸作用，封堵性差可造成煤层含气量低，但解吸范围有限，例如郑试39井位于断裂带内(图2)，含气量仅2.5m3/t，主要由于断层、“陷落柱”煤层气很快逸散，造成含气量低；二是近断层地带裂缝发育，通过压裂易与断层、地层水或地表水沟通，煤层气沿裂缝逸散，排采井可能产水量大、产气量较小或不产气[5]。
煤层气富集同样控制着水平井的产能，根据实际地质条件，进行不同含气量的数值模拟计算，以含气量为25m3/t、15m3/t的计算结果为例，除含气量参数不同外，其他条件同等的情况下，高峰产气量分别为1.5×104m3和0.6×104m3，10年累计产气量相差4倍。结果表明，煤层气富集是气井产能高的关键控制因素。
2.2 地下水滞留区构造翼部是煤层气高产有利区域
高产井一般位于地下水滞留富集区的构造翼部，储层受力均匀，顶底板比较完好，气藏未被水破坏，深部解吸气源运移补给，煤储层连通性好，易于降压解吸排水采气过程中，压降漏斗影响范围大，可形力重叠，是主要产气区。
目前，超过2000m3/d的井一般都分布在滞留-弱径流区域的局部构造翼部。图3是樊庄区块构造翼部1口直井的排采曲线，该井投入排采近5年，3年稳产日产气量为4000m3，目前已累计产气超过600×104m3，采出程度为48%，开发效果很好。
樊庄区块水平井实际排采资料结果显示，日产气量在2×104m3以上的水平井，所处构造相对简单，基本处于构造宽缓的翼部，含气量在20m3/t左右，水平段沿煤层上倾方向钻进，没有钻遇断层或很少钻遇断层，构造翼部是产气有利部位。煤层气富集区构造翼部的水平井的日产气量最高达到6×104m3，有的单井的累计产气量已经达到3500×104m3。
2.3 水平井分支产状是控制单井产量的关键因素
通过跟踪分析水平井的排采情况，从地质和井型优化结果对比的角度，分析水平井产气的影响因素，认为地质构造仍是水平井排采效果好坏的决定性因素，而水平井钻井方位和水平井分支产状等因素也是影响其产能的重要原因[6]。
实际资料统计结果表明，水平井主分支结构合理的井型，其主分支间距、主分支夹角、主分支数量与理想模型接近，整体产气水平较高。
FZP4井组共部署水平井的水平段长度介于4399～5179m不等，从井型参数分析，主分支长度、主分支间距、主分支夹角和主支夹角与数模确定的理想模型接近，井型结构比较合理，分支上倾。从排采情况看，FZP4井组整体产气水平较高，单井日产气水平最低为6000m3，最高达到45000m3。
因此面积降压是实现煤层气高产的必要条件，水平井的面积降压能力更强。但是，水平井所处部位地质构造复杂，钻井事故导致煤层坍塌，煤层钻遇率低，达不到钻探设计要求，总体表现为分支结构不合理，资源利用程度低，将影响开发效果。
数值模拟计算及实际资料表明，水平段延伸方向与主裂缝发育方向相交，沟通的裂缝越多，越有利于产气。
郑庄一樊庄区块以NE65°～85°、NW20°～50°方位裂缝最发育，排采井水平段延伸方向与两组裂缝呈正交状态，即水平分支走向为北北东和北北西的水平井大都产气情况比较好。
F23井是2010年部署实施的1口水平井，该井井型结构合理，能够形成有效的面积压降，所处区域含气量达21m3/t；主分支所处地层产状上倾幅度很大，有40～80m，有利于排水降压；大部分水平分支与主应力方向相交角度NE70°～80°，具备这些条件对水平井获得高产非常有利，排采6个月日产气量已达1.8×104m3，从生产曲线可以看出日产气量上升趋势明显。
樊庄区块水平井产气情况与构造位置、水平井井型相关，研究地质构造、优选水平井井位及钻井轨迹是非常关键的环节。
3 结论
笔者从地质角度总结了煤层气富集高产的控制因素，认为煤层气富集主要受煤质、煤层埋深、顶底板封盖性、构造、水动力条件等控制，煤层气富集是煤层气井高产的基础，地下水滞留区构造翼部是煤层气富集高产的有利区域，水平井更有利于面积降压，水平井合理井型是实现煤层气井高产的必要条件。
参考文献
[1] 叶建平，吴建光，房超，等.沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响[J].天然气工业，2011，31(5)：16-20.
[2] 洪峰，宋岩，赵孟军，等.沁水盆地盖层对煤层气富集的影响[J].天然气工业，2005，25(12)：34-36.
[3] 石书灿，林晓英，李玉魁.沁水盆地南部煤层气藏特征[J].西南石油大学学报，2007，29(2)：54-56.
[4] 李贵中，王红岩，吴立新，等.煤层气向斜控气论[J].天然气工业，2005，25(1)：26-28.
[5] 孟庆春，左银卿，魏强，等.沁水煤层气田樊庄区块产能影响因素分析[J].中国煤层气，2010，17(6)：10-19.
[6] 左银卿，孟庆春，周睿，等.水平井油田开发技术文集[C].北京：石油工业出版社，2010：614-618.
(本文作者：左银卿1 孟庆春1 任严2 焦双志1 崔丽华1 1.中国石油华北油田公司勘探开发研究院；2.中国石油渤海钻探工程公司井下作业公司)
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