沁南煤儲層地質條件對煤層氣井產能的影響

袁夢然

摘 要：本文分析了影響煤層氣井產能的主要地質因素。研究發現，地層構造條件、煤層厚度、煤儲層滲透率、含氣量以及煤儲層壓力和臨界解吸壓力是控制沁南煤層氣井產能的主要地質因素;研究認為：煤儲層地質條件在背斜軸部，煤層厚度大、含氣量高、臨界解吸壓力大且滲透率在0.2md～4.0md之間的區域為本區煤層氣開采的有利區域。

關鍵詞：煤層氣;煤層氣井;煤儲層;產氣量;主控因素

中圖分類號：TE332 文獻標識碼：A 文章編號：1671-2064（2020）01-0150-02

本文通過分析沁南地區大量煤層氣井的產量差異，研究氣井的產能控制因素，以本區主采煤層為主要研究對象，分析和比較在不同的地質條件下煤層氣井的產能特征，闡明地質條件對煤層氣井產能的影響作用，為本區煤層氣勘探開發及靶區優選提供參考依據。

1 沁南地區主要地質條件分析

1.1 地質構造

沁水盆地南部的地質構造大致是一些寬緩的褶皺，這些構造在某種程度上反映了在燕山期的一系列擠壓作用。本區無巖漿活動且斷層稀少，褶皺主要呈舒緩波狀，是構造相對簡單的地區。由于本區主要位于一些向西傾斜或向北傾斜的一些坡帶區域，所以在盆地內部儲氣和氣藏的中心部位容易形成烴類運移指向，這為此區成為煤層氣開發的高產富集區提供了基礎和有力保障。

1.2 煤層厚度

本區的主要含煤地層是下二疊統的山西組以及上石炭統的太原組。含煤地層的總厚度在118.96～145.74m，平均厚度在135.52m左右。本區的3#煤層層位穩定且煤層厚度大，純煤厚度為4.11～6.96m，平均煤厚為5.57m，為本區的主要目的煤層，故本文將以3#煤層為例進行重點分析。

1.3 3#煤層含氣量

對于用來預測產能和計算資源量來說，煤層含氣量是非常重要的參考數據，3#煤層為區內煤層氣開發的主要目標煤層之一。根據對樊莊區塊進行的含氣量測試的數據來看，晉試1井3#煤層平均含氣量為24.82m3/t;晉試2井3#煤層平均含氣量為22.84m3/t;晉試3井3#煤層平均含氣量為15.23m3/t;晉試4井的3#煤層平均含氣量可達25.48m3/t;晉試5井的3#煤層氣的含氣量在18.31m3/t左右，如圖1所示。

1.4 煤儲層滲透率

以樊莊區塊為例，在樊莊區塊通過取煤樣進行孔隙特征分析，得出樊莊區塊的煤儲層微孔較少且基質致密，主要為裂隙型且滲透率普遍較低，如圖2所示。

1.5 儲層壓力

沁水盆地南部多數為較低的儲層壓力，低儲層壓力的范圍占總共測試范圍的96%左右，只有很少的一部分地區儲層壓力呈現為較高的狀況。本區有非常多數量的氣井，通過對挑選出來的55口氣井進行注水/降壓，本區煤層氣的儲層壓力的范圍在0.17～8.75MPa之間，平均儲層壓力2.59MPa，而煤層的儲層壓力梯度一般為0.43～10.48kPa/m。

2 主要地質條件與煤層氣井產能的關系

煤層氣井產量的控制因素極多，本文僅重點研究其主要的地質影響因素。由于沁水盆地面積大，所在的煤層氣公司多，區塊多，所以各個區域，不管是從開采時間，開發方式等各個方面都不盡相同，所以選取合適且具有代表性的氣井對于分析的客觀性和準確性十分重要。因此，本文僅采用具有代表性和穩定性的氣井來進行研究，這些井大多生產時間以及開采方式一致，鉆井施工等產生的影響相對較少。本文主要通過分析該區氣井的大量生產數據來研究影響煤層氣井產氣能力的主要地質因素。

一般而言，我們將日產氣量大于3000m3的煤層氣井稱為高產井，將日產氣量不足1000m3的煤層氣井稱為低產氣井。

2.1 地質構造與煤層氣井產能的關系

根據對中聯公司在潘河地區建立的氣井生產數據加以分析并通過統計不同級別氣井的分布比例，可以得出構造對氣井產能的影響關系。總體上表現為在背斜軸部的高產井數量要高于其他構造區[1]。經統計，在所有研究的煤層氣井中，背斜軸部的煤層氣井全部為產量較高的高產煤層氣井，高產井比例達到100%，而在向斜部位分布的煤層氣井中，高產井只占到所有向斜部位井總數的75%，在翼部的煤層氣井中，高產煤層氣井只占到所有翼部煤層氣井總數的59%[2]。

樊莊區塊的煤層氣井生產數據也大致與以上的結論相吻合，即在褶皺的軸部以及背斜點的高產井所占的比例相對較高。陳振宏等在對樊莊區塊的生產數據做分析研究時也指出，背斜區高產氣井比例一般較高，為42.9%，而向斜區的高產氣井比例則普遍較低，僅為6.7%。所以由此可以得出，在不考慮其他地質因素的前提下，背斜軸部等構造高點區域一般產氣量較高，是煤層氣勘探開發的有利地區。

2.2 煤層厚度與煤層氣井產能的關系

圖3為煤層厚度與氣井產氣量關系圖。圖中，煤層厚度在5.8米之前，高產井分布較少，隨著煤層厚度的逐漸增大，高產井數量逐漸增多，占比逐漸增大，但各井的產量差異也開始逐漸變大。所以總體來看，煤層厚度對煤層氣井產能的影響并不十分明顯。

2.3 煤儲層含氣量與煤層氣井產能的關系

沁南地區的潘莊區塊，含氣量普遍較高，平均可達15m3/t，通過資料數據顯示該區塊的高產能井也相對較多，而位于寺河西區一帶的煤層氣井產能相對較低，經測其含氣量同樣相對較低，平均為9m3/t左右。從圖4中可以看出，隨著煤層含氣量的不斷增高，高產能井開始逐漸增多，所占總井數比重不斷增大。煤層氣含氣量對氣井產能的影響明顯，故煤層含氣量為煤層氣井產能的主控地質因素。

2.4 煤儲層滲透率與煤層氣井產能的關系

由于沁水盆地區域廣泛且氣井數量多，所以測試的煤儲層滲透率的差異也較為明顯，滲透率的總體范圍在0.01× 10-3um2～3.61×10-3um2，其值的大小多數均為1×10-3um2左右[3]。

滲透率是煤層氣井產能的主控地質因素。美國在很早以前的一份生產報告中就已經表明，滲透率對煤層氣井的產氣量影響明顯。當煤層的滲透率很小時（0.02md），單井的日產氣量極小甚至為零，在滲透率為0.02～0.2md范圍內時日產氣量明顯升高，當滲透率達到0.2～2md范圍內時，煤層氣井普遍產氣量較高，日產氣量一般可以達到2500m3以上;當煤層的滲透率繼續升高到2md以上時，各井的產量差異又開始逐漸變大，多數氣井的產氣量開始下降（圖5）。這是因為當滲透率很高的時候（大于2md），某些產能較低的氣井有可能處在構造的向斜區，致使氣井處在一個匯水區域，導致在排水降壓的時候變得非常困難，從而導致煤層氣井產量的下降。

從圖5中可以看出，煤層氣的產氣量隨著滲透率的逐漸增大呈現出先增大后減小的趨勢。大量的煤層氣高產能井普遍位于滲透率在0.2×10-3um2～4.0×10-3um2范圍內的區域。

2.5 煤儲層壓力與煤層氣井產能的關系

通過大量的測試數據顯示，本區內的煤儲層壓力多大在3Mpa以上，而臨界解吸壓力則均低于此值。由于儲層壓力與臨界解吸壓力越接近越有利于氣井產氣，故對于本區而言，臨界解吸壓力越大，對煤層氣井的產能越有利。

3 結論

（1）通過研究分析認為影響沁水盆地南部地區煤層氣井產能的主控地質因素為地層構造條件、煤層厚度、煤儲層滲透率、含氣量以及煤儲層壓力和臨界解吸壓力。（2）煤儲層地質條件在背斜軸部，煤層厚度大、含氣量高、臨界解吸壓力大且滲透率在0.2md～4.0md之間的區域為本區煤層氣開采的有利區域。（3）在進行煤層氣井的產能研究時，應在多種主控因素綜合分析的基礎上，分析單一主控因素與其他因素對煤層氣井產氣量的影響程度。

參考文獻

[1] 陳振宏，王一兵，楊焦生，等.影響煤層氣井產量的關鍵因素分析：以沁水盆地南部樊莊區塊為例[J].石油學報，2009，30（3）：409-412.

[2] 王國強.影響煤層氣井生產特征的關鍵因素分析：以沁水盆地南部潘河地區為例[C].煤層氣學術研討會.北京：地質出版社，2008.

[3] 張培河.基于生產數據分析的沁水南部煤層滲透性研究[J].天然氣地球科學，2010，21（3）：503-507.