黔西松河井田煤層群含氣性及其開發意義

趙 霞 桑樹勛 金 軍 周效志 敖顯書 賈 彤

(1. 貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 550008；2. 貴州省煤田地質局，貴州 550008；3. 中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇 221116)

黔西松河井田煤層群含氣性及其開發意義

趙 霞1,2桑樹勛3金 軍1,2周效志3敖顯書3賈 彤3

(1. 貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 550008；2. 貴州省煤田地質局，貴州 550008；3. 中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇 221116)

基于黔西煤層氣勘查開發示范工程，分析研究表明井田煤儲層壓力封存與頂底板巖性封蓋條件好，主要煤層含氣量高、含氣高-過飽和，具良好的成藏及開發條件。井田煤層氣資源富集平面上受煤層埋藏深度、頂底板巖性及井田構造等因素共同控制，垂向上主要受煤層厚度控制。合層排采過程中，應盡可能降低見套壓前的動液面降幅，以提高壓裂液返排率；并嚴格控制憋壓幅度，避免層間干擾帶來嚴重的儲層傷害。

黔西；松河井田；煤層氣；含氣性；合層開發

1 研究區地質條件

1.1 井田地質背景

松河井田隸屬于黔西六盤水煤田盤江礦區，大地構造位于滇黔桂臺向斜黔西南臺凹，區內褶皺發育，且大致分為NW、NE向兩組。井田位于NW向的土城向斜北翼，整體為一單斜構造。

井田出露地層由老至新為峨眉山玄武巖組(P3β)、龍潭組(P3l)、飛仙關組(T1f)、永寧鎮組(T1yn)、第四系(Q)。含煤地層為上二疊統龍潭組與峨眉山玄武巖組第二段，其中龍潭組為主要含煤地層，巖性主要為細砂巖、粉砂巖、泥質粉砂巖、粉砂質泥巖、泥巖和煤層。

1.2 煤層發育條件

井田龍潭組均厚341m，含煤47～66層，一般為50層。含煤累計厚度37～47m，一般為41m，含煤系數12%，主要煤層平均厚度0.78～2.74m。龍潭組含可采煤層18層，其中：1+3號、4號、9號、12號、15號、16號、17號為全井田可采，其總厚11.68m。除17號、18號煤外，多數煤層煤體結構較完整，多呈塊狀、碎塊狀。煤層頂底板巖性穩定，裂隙少量發育或不發育，見少量黃鐵礦及植物碎片化石。

在垂向上，井田龍潭組可劃分為三段：上段由1號煤層頂板至12號煤層頂板，厚94.0～132.0m，平均115.0m；中段由12號煤層頂至24號煤層頂板，厚135.0～182.0m，平均143.0m；下段以24號煤層頂界為其上界，厚67.0～109.0m，平均83.0m。

1.3 煤儲層物性

受泥巖、煤層熱導率低及煤系隔水性好、富水性弱的共同影響，井田龍潭組地溫梯度達3.57～4.65℃/hm，表現為明顯的地溫梯度正異常。總體來看，井田龍潭組各煤層儲層壓力隨埋藏深度的增加而增大，井田煤儲層壓力梯度在1.05～1.35MPa/100m，均高于正常值，屬超壓儲層。9號煤以上，儲層壓力隨埋深增加緩慢增大，儲層壓力梯度近于正常值；9號煤以下，儲層壓力隨埋深增加快速增大，儲層壓力梯度最高達1.35MPa/100m，儲層超壓明顯。

井田主要發育中變質程度的焦、瘦煤，壓汞法測得各煤層孔隙度為2.52%～5.16%，比表面積為4.80～6.22m2/g，總孔容為0.022～0.029mL/g，均相對較低；煤層發育孔隙以0～10nm的微孔為主，過渡孔、中孔、大孔比例均低于22.0%。井田主要煤層滲透率在0.0112～0.3516mD，屬低滲煤儲層。其中，12號、16號煤滲透性相對較好，滲透率均高于0.2mD；17號、21號煤滲透性較差，滲透率均低于0.05mD。

2 煤層群含氣性及其地質控制

2.1 含氣性平面變化

研究區煤層形成于海陸過渡相三角洲沉積環境，煤層頂底板巖性主要為泥質粉砂巖、粉砂質泥巖及泥巖等，區域高地應力背景下壓力封存及巖性封蓋作用較好的阻隔了氣體逸散，因此總體上有利于煤層氣保存。區內1+3號、12號、15號、17號煤層含氣量與埋深關系如圖1所示。

圖1 松河井田主要煤層含氣量與埋深關系

由圖1可見：隨著煤層埋藏深度的增加，主要煤層含氣量逐漸升高，井田淺部煤層含氣量與埋深呈線性正相關關系，表明埋藏深度是平面上控制煤層氣富集的關鍵地質因素。

隨著煤層埋深增大，區內煤體結構較完整的1+3號、12號、15號煤含氣量快速增加，空氣干燥基含氣梯度為3.5～4.1m3/t/hm，略高于煤體結構破碎的17號煤。受瓦斯風化帶深度及含氣梯度差異的共同影響，區內相同埋深條件下各煤層含氣量亦存在較大差異，表明區域構造對煤層群平面含氣性也具有控制作用。在斷層帶及褶曲軸部，由于地應力場發生改變，致使裂隙帶、斷裂帶附近的煤層封蓋性變差，導致煤層氣向上擴散運移。

2.2 含氣性垂向變化

基于區內煤層氣參數井SC1井含氣量測試結果，分析垂向上主要煤層含氣量及組成特征如圖2所示。

圖2 SC1井主要煤層含氣量及組成特征

由圖2可見：SC1井鉆遇主要煤層含氣量存在較大差異，空氣干燥基含氣量為6.62～20.99m3/t，且垂向上不同含氣量與埋深無明顯聯系。從含氣量的組成來看，各煤層損失氣及解吸氣比例較大，殘余氣比例較小，因此有利于氣體的解吸與產出。

SC1井各煤層賦存氣體以CH4、C2H6為主，兩者之和占氣體總體積的78.4%～99.3%(圖3)。此外，煤層中還賦存少量的CO2和N2。

圖3 SC1井主要煤層氣體成分變化

SC1井各煤層賦存氣體中N2含量變化較大，在0.42%～21.16%的范圍。垂向上，構造煤較發育的中煤組煤層N2含量明顯偏高，這可能與構造煤頂底板產生滑移并部分被揉碎，頂底板巖性封蓋條件變差，N2由空氣中進入并賦存于構造煤儲層有關。

30℃下平衡水煤樣等溫吸附實驗測得SC1井主要煤層蘭氏體積VL為10.85～20.98m3/t，蘭氏壓力PL為1.09～2.97MPa。結合各煤層實測含氣量及試井獲得的儲層壓力，計算SC1井主要煤層含氣飽和度均大于70%，且12號、293號煤層含氣飽和度大于100%，為過飽和煤層。井田煤層含氣高-過飽和特征與黔西地區高地應力背景及煤儲層超壓現象有密切聯系，煤層氣井排采過程中更易于使煤層氣解吸，因此總體上有利于煤層氣的地面開發。

基于SC1井鉆遇煤層真厚度與其含氣量總體上呈正相關關系，即隨著煤層厚度的增大，垂向上各煤層含氣量呈增加的趨勢，表明低滲煤儲層的巖性自封閉作用對氣體保存具有重要影響。從圖4中數據點的分布來看，明顯離散為兩類：第Ⅰ類點主要為煤體結構較破碎的碎粒煤、糜棱煤，表現為隨煤層厚度增大，含氣量緩慢升高；第Ⅱ類點主要為煤體結構較完整的原生結構煤、碎裂煤，表現為隨煤層厚度增大，含氣量快速升高。

圖4 煤層厚度與含氣量的關系

若考慮煤體破碎程度對逸散氣量推測誤差的影響，井田內主要煤層含氣量與煤層厚度具較好的正相關性，即煤層厚度是垂向上控制煤層氣資源富集的關鍵地質因素。煤層厚度大，含氣量相對高，煤層氣資源豐度高，單井控制范圍內煤層氣地質資源量及可采資源量大，煤層氣開發預期可獲得更好的產氣效果。因此，從提高煤層氣井控制資源量的目標出發，應優先選擇煤層厚度大且發育穩定的煤層進行開發。

3 基于煤層群含氣性的開發方案研究

3.1 有利開采深度確定

煤層埋藏深度控制著平面上煤層氣資源富集特征，并影響到煤層氣開采難度及經濟性。煤層氣井開采深度過淺，單井控制范圍內煤層氣資源豐度低、資源量小，煤層氣井產量及開發的經濟性變差；開采深度過大，煤儲層滲透性變差，單井控制范圍變小，煤層氣井施工的成本增加，同樣不利于煤層氣井的高產、穩產。因此，煤層氣開發方案制定時需合理確定開采深度，以平衡控制資源量與開采難度的關系。

結合井田主要煤層瓦斯風化帶深度及含氣梯度的分析，當煤層埋深超過450m時，煤層含氣量大于8m3/t，即滿足煤層氣開采的含氣量條件。此外，由于松河井田地處黔西高地應力區，地應力高異常及煤儲層超壓明顯，因此煤層氣開采深度下限應適當上移。結合SC1井主要煤層注入/壓降試井結果，認為開采深度下限應確定在800m左右，以避免高地應力及煤儲層低滲透性對煤層氣開發的不利影響。綜上所述，綜合考慮煤層群含氣性及開采難度，研究區煤層氣有利開采深度為450～800m。

3.2 合層開采層段選擇

由于垂向上煤層含氣量與厚度存在正相關性，厚度較大的煤層含氣量亦較高，因此井田內可采煤層及大部分可采煤層是合層開發的主要備選煤層。從煤體結構來看，由于碎粒煤、糜棱煤儲層原始滲透性差、可改造性差，且合層開發過程中易大量吐砂、吐粉，對其它產層造成傷害，因此井田內17號、18號等碎粒煤不宜合層開發。從多煤層合采可行性條件來看，井田龍潭煤系各煤層富水性弱，煤層均屬低滲煤儲層，且處于同一壓力系統，煤儲層壓力梯度表現為正常壓力-超壓，因此具備合層開采的條件。

基于盡可能減小煤層氣排采時層間干擾的原則，合層排采層段的選擇還需考慮不同層段的層間距、儲層壓力梯度差、滲透率差異、臨界解吸壓力差及供液能力差異等。綜合井田內煤層群垂向發育發儲層特征，認為龍潭組1+3號～52號、9號～12號、13號～16號、291號～293號是合層開發的有利層段，可作為后續煤層氣井分段壓裂、合層開發的備選層段。

3.3 合層排采制度優化

由于井田煤儲層含氣飽和度高，且存在過飽和煤儲層，因此隨著排采初期動液面下降，套壓可快速顯現，從而影響到壓裂液的返排及壓降漏斗的有效擴展。為了避免排采初期氣體大量解吸對壓裂液返排的不利影響，應顯著降低見套壓前的動液面降幅。動液面降幅可控制在1.5～2.0m/d，以盡可能延長見套壓前的排水時間，在套壓顯現前排出更多的壓裂液。

煤儲層超壓、含氣高-過飽和的特點還可導致憋壓階段見套壓后套壓持續升高，這一方面可引起近井地帶氣泡增多、變大，使煤儲層產生嚴重的賈敏效應；另一方面，高套壓可形成暴露上部產層的風險。因此，憋壓排水階段應嚴格控制憋壓幅度，在最上部產層之上預留一段液柱，避免動液面下降過快而過早暴露上部產層，并產生嚴重的賈敏、壓敏傷害。控壓增產階段，應密切關注低飽和度煤層的快速大量解吸，避免套壓及動液面的快速大幅波動，可通過緩慢降壓的排放方式逐步穩定日排水量及日產氣量。

[1] 秦勇,高弟,吳財芳,等.貴州省煤層氣資源潛力預測與評價[M].徐州:中國礦業大學出版社,2012.

[2] 易同生,張井,李新民.六盤水煤田盤關向斜煤層氣開發地質評價[J].天然氣工業,2007,27(5):29-31.

[3] 秦勇,熊孟輝,易同生,等.論多層疊置獨立含煤層氣系統[J].地質論評,2008,54(1):65-70.

[4] 陳本金,溫春齊,曹盛遠,等.六盤水地區煤層氣開發利用前景[J].貴州地質,2008,25(4):270-275.

(責任編輯 桑逢云)

Gas-bearing Properties and Development Significance of Coal Measures in Songhe Mine Field of West Guizhou

ZHAO Xia1,2，SANG Shuxun3，JIN Jun1,2，ZHOU Xiaozhi3，AO Xianshu3，JIA Tong3

(1.Guizhou Engineering Technology Research Center of Coalbed Methane and Shale Gas,Guizhou 550008; 2. Coal Mine Exploration of Guizhou Province, Guizhou 550008;3. School of Resources and Geosciences, China University of Mining and Technology, Jiangsu 221116)

Based on the demonstration project of CBM development in Songhe field of Guizhou Province, this paper studies that the Longtan formation coal measures of Songhe Mine Field develop coal seams, the conditions of coal reservoir pressure compartment and roof and floor lithological enclosing cover are well, and the main coal reservoirs have high gas content and gas high-supersaturated, which demonstrate better reservoir forming and development conditions of CBM resources. The plane with CBM resources concentration in field is controlled by the buried depth of coal seam, roof and floor lithological and regional structure. The coal seam thickness controls the vertical gas-bearing properties. In the process of multi-layer drainage, the working fluid level amplitude reduction before the casing pressure appearing should be reduce as far as possible so as to increase the flow back rate of fracturing fluid, and the hold pressure amplitude should be control rigorously so as to avoid serious reservoir damage by the interlayer interference.

West Guizhou; Songhe Mine Field; CBM; gas-bearing properties; multi-layer development

國家自然科學基金資助(41272154、51204162)；貴州省科技重大專項資助(黔科合重大專項字[2014]6002號)；

趙霞，女，碩士，高級工程師，主要從事煤層氣成藏及開發地質研究。