沁水盆地南部郑庄区块15号煤与3号煤储层物性及产气差异研究

沁水盆地南部郑庄区块15号煤与3号煤储层物性及产气差异研究

张聪，李梦溪，冯树仁，胡秋嘉，乔茂坡，吴定泉，于家盛，李可心(中国石油天然气股份有限公司山西煤层气勘探开发分公司，山西长治046000)沁水盆地南部是我国煤层气勘探开发投入工程量最多、研究程度最高、产量最大的盆地[1-6]，也是我国煤层气勘探开发最有潜力的盆地之一。郑庄区块是沁水盆地南部的重点开发区块，也是近年来沁水盆地南部主要的上产区块。山西组3号煤与太原组15号煤是本区主力产层，但15号煤层由于煤层厚度薄，且区域展布变化大，早期试采产水量高、效果差等原因[7]，影响了其勘探开发进程。2016年在郑庄西南部投产4口双层(3号、15号煤层)合采井，单井产量达到4000m3/d[6]，明显高于周边单采3号煤层的单井平均日产气1500m3，表明3号、15号煤层合采是未来本区块内煤层气开发的重要方式[6,8]。通过精细构造解释、优化储层评价及工艺技术进步，2019年，郑庄区块西南部一口15号煤套管压裂水平井产气量突破10000m3/d，表明15号煤层作为郑庄区块开发接替目的层是可行的。因此，基于3号煤层特征的基础上开展15号煤储层特征的研究，对于下步勘探开发选区具有理论意义。笔者在前人对沁水盆地南部15号煤层研究的基础上[9-16]，重点从煤层厚度、含气性、渗透率及煤体结构等方面进行15号煤层与3号煤层对比分析，找出其分布差异和原因，并划分15号煤煤层气的勘探开发有利区，将对郑庄区块15号煤煤层气勘探开发实践提供指导，也为相似区块的煤层气勘探开发提供借鉴。1地质概况郑庄区块主体位于山西省沁水县境内，构造上位于沁水盆地南部，整体为向西北倾斜的马蹄形构造。区内断层以高角度正断层为主，逆断层零星分布。寺头断层位于区块东部，是研究区内最大的断层，为一高角度正断层，断层方向自东向西方向由SN向NE向发生偏转；后城腰断层位于区块东南部，是研究区内第二大断层，认为该断层是寺头断层的伴生断层，方向为NE−SW。区内地层倾角5º～15º，褶皱构造方向以NE为主；西南部构造简单，褶皱不发育，断层以大断层为主；向北褶皱逐渐发育，主要以挤压型构造为主；再向东北方向断层发育较多，构造复杂。研究区主要含煤地层为上石炭统–下二叠统太原组及下二叠统山西组，山西组沉积属于陆表海浅水三角洲沉积体系，主要沉积微相为分流河道、分流间湾和沼泽；太原组沉积环境变化相对较大，可分为三角洲相、障壁海岸相及碳酸盐台地相[17-19]。2煤储层特征对比分析2.1厚度3号煤层全区横向展布稳定，厚度为5～8m，平均6m，平面变化不大。15号煤层厚度介于2～9m，平均不足4m，厚度分布不稳定；南部厚度较薄，基本在2～3.5m；往北厚度逐渐增加，最厚处达到9.2m，但平面厚度变化较大(图1)。图1郑庄区块3号、15号煤层厚度叠合Fig.1SuperpositiondiagramofNo.3andNo.15coalthicknessinZhengzhuangBlock2.2含气量3号煤层含气量一般在13～31m3/t，由南向北逐渐增加，局部受到复杂构造、断层影响，含气量低于10m3/t。15号煤层含气量一般在10～29m3/t，平面分布与3号煤层有相似的分布特点，随埋深增加由南向北逐渐增加。对比而言，在研究区南部，15号煤层含气量高于3号煤，而北部15号煤层含气量变化较大(图2)。图2郑庄区块3号、15号煤层含气量叠合Fig.2SuperpositionmapofNo.3andNo.15coalgascontentinZhengzhuangBlock2.3煤岩煤质、煤体结构特征从宏观煤岩结构来看，3号、15号煤层的宏观煤岩组分都以亮煤为主，其次为暗煤，镜煤和丝炭较少。从显微组分来看，15号煤层镜质组分体积分数在65.4%～94.7%，平均为81.2%，惰质组分体积分数在5.3%～34.6%，平均为18.8%；3号煤层镜质组分体积分数在60.8%～92.7%，平均为71.8%，惰质组分体积分数在7.3%～39.2%，平均为28.3%；比较来讲15号煤层镜质组分含量较高。从工业分析来看，15号煤层灰分质量分数8.18%～22.98%，平均为15.6%，水分质量分数0.66%～1.7%，平均为1.09%，挥发分质量分数5.70%～9.32%，平均为7.16%；3号煤层灰分9.23%～28.72%，平均为14.05%，水分0.8%～1.87%，平均为1.24%，挥发分5.44%～10.84%，平均为7.45%；两煤层相差不大。从煤体结构来讲，3号、15号煤层的煤体结构均以原生−碎裂煤为主，仅在断裂发育区碎粒煤发育，糜棱煤基本不发育。2.4吸附性煤对甲烷吸附性通常采用Langmuir方程来描述。煤的吸附特征在计算煤层气的临界解吸压力、含气饱和度及煤层气开发难易程度等方面应用较广[13]。统计结果发现，15号煤层的Langmuir体积为35.7～47.2m3/t，平均为41.3m3/t，Langmuir压力为1.9～3.7MPa，平均为2.6MPa，3号煤层的Langmuir体积为26.6～48.5m3/t，平均为36.5m3/t，Langmuir压力为1.97～3.93MPa，平均为2.87MPa。15号、3号煤层的Langmuir体积和压力值相近且都比较大，表明两煤层均具有强的吸附能力。3号煤层吸附时间在1.8～27d，平均为12d，15号煤吸附时间为2.3～14.2d，平均6d，相比较而言，15号煤层更容易解吸。孟艳军等[20]定义解吸速率，反映煤层解吸效率的快慢，研究区15号煤解吸效率普遍高于3号煤。2.5孔渗特征2.5.1孔裂隙性压汞测试孔隙率结果显示，沁水盆地南部15号煤层孔隙率为2.25%～10.9%，平均5.17%，与3号煤层孔隙率3.08%～8.8%，平均为4.53%，基本相当[10]。煤层裂隙特别是煤层割理的发育情况对储层渗透性影响较大，后期的矿物充填对煤储层渗透性产生严重的负面影响[21-22]。借助宏观观察及光学显微镜观察，15号煤层面割理密度平均为12条/5cm，端割理为5.8条/5cm，3号煤层面割理密度为9条/5cm，端割理为5.9条/5cm；15号煤层显微裂隙密度为4.3～12条/cm，平均7.1条/cm，3号煤层为2～9.5条/cm，平均为6.2条/cm；对比来讲15号煤层宏观割理裂隙、显微裂隙整体较3号煤层发育。进一步扫描电镜观察(图3)，15号煤层显微裂隙次生裂隙发育，局部多见充填物，裂隙闭合度较高，以方解石为主，黏土矿物次之。图3郑庄区块3号、15号煤层扫描电镜Fig.3ScanningelectronmicroscopeimagesofNo.3andNo.15coalrocksinZhengzhuangBlock2.5.2渗透性渗透率是衡量煤层气开发的重要指标之一。通过对研究区19口井试井渗透率数据统计研究发现：3号煤层的渗透率(0.011～0.43)×10−3μm2，平均为0.1×10−3μm2；15号煤层的渗透率为(0.012～3.13)×10−3μm2，平均为0.79×10−3μm2。从平面上看，15号煤层在西南部、中北部存在局部高渗区域(图4)。图4郑庄区块3号、15号煤储层渗透率叠合Fig.4SuperpositiondiagramofNo.3andNo.15coalpermeabilityinZhengzhuangBlock2.6顶底板岩性根据钻井、测井资料，3号煤层顶底板多以粉砂质泥岩为主，顶底板封盖性较好；15号煤层顶板以K2灰岩覆盖，底板以粉砂质泥岩为主，封盖性较好，但顶板灰岩局部含水[7,23]。统计发现，研究区电性特征可以指征顶板灰岩的含水性，电阻率越小，含水性越强；自然电位负异常越大，含水性越强，如图5所示。图515号煤层顶板灰岩电阻率、自然电位负异常与日产水关系Fig.5Relationshipbetweenresistivity,negativespontaneouspotentialanomalyanddailywaterproductionofNo.15coalrooflimestone利用顶板灰岩自然电位负异常值、电阻率值及自然伽马值与含水性关系进行综合判断，15号煤层顶板灰岩富水程度如图6所示。图6郑庄区块15号煤层顶板灰岩富水程度分布Fig.6DistributionofwaterabandunceofNo.15coalrooflimestoneinZhengzhuangBlock3储层差异特征分析以往研究发现[24-26]，沁水盆地南部决定3号煤层富集高产的主控因素有煤层厚度、含气量、渗透性、煤体结构、埋深等。对比研究区3号、15号煤储层发现，煤层厚度、含气量、渗透性、吸附特征及顶底板含水性存在一定程度的差异，造成储层差异的主因是沉积环境和构造影响程度。3.1影响因素3.1.1沉积环境山西组3号煤层和太原组15号煤层沉积环境相差较大[17-19]。3号煤层形成于靠陆地一侧，为下三角洲平原分流间湾环境，泥炭堆积速率与可容空间增长速率较快，因此，3号煤层厚度较大且相对稳定分布；同时由于在弱还原环境下形成，3号煤层中镜质组含量相对较低，惰质组含量相对较高。15号煤层则形成于靠海一侧，为障壁−潟湖成煤环境，泥炭堆积速率与可容空间增加速率较慢，再加上水体较深，不利于泥炭沼泽的发育，造成15号煤层厚度平面分布差异较大[15]；此外，较深水体下的强还原环境，造成15号煤层镜质组含量高于3号煤层，相应的惰质组相对较低。灰分产率是煤中矿物质含量的指示，也与矿物种类有关。统计发现，如图7所示，15号煤吸附时间与灰分产率呈明显负相关，而3号煤层该相关性不明显。滨海平原环境下形成的15号煤层顶板以灰岩为主，受到滨海相沉积环境及灰岩顶板淋滤共同作用，导致15号煤层中矿物含量较多；矿物的大量存在会降低煤储层的吸附性能[27]。图73号、15号煤层吸附时间与灰分产率关系Fig.7RelationshipbetweenadsorptiontimeandashyieldofNo.3andNo.15coal3.1.2地质构造地质构造对煤储层的影响主要表现在对含气量和渗透性的影响。全区来讲，3号、15号煤层所在的区域构造具有一定的继承性，即3号煤层构造与15号煤层相似，整体呈现马蹄形，向北靠近盆地中心，含气量由南向北呈上升趋势，如图2所示。局部地层受到后期构造作用造成强烈变形，导致断层发育，破坏煤层气的保存条件，造成含气量下降；由于后期断裂构造对15号煤层的破坏程度较3号煤层更严重，造成3号煤层和15号煤层含气量局部规律的差异。图8中AA是一条贯穿郑庄区块南北的地震剖面，A—A剖面上对应井的3号和15号煤层含气量分布。从图中可以看出，南部15号煤层含气量高于3号煤层，但是在区块中北部出现15号煤层含气量低于3号煤层。这是由于南部构造相对简单，随着埋深的增加，煤层含气量逐渐增加，15号煤层较3号煤层深100m左右，因此，15号煤层含气量相对较高；中北部受到强烈的构造变形，15号煤层附近断层发育，但该类断层断距较小，未影响至3号煤层，造成15号煤层保存条件变差，含气量下降，而3号煤层未受影响。图8AA地震剖面及对应位置含气量Fig.8AAseismicprofileandgascontentatthecorrespondinglocation通常来讲，构造变形会引起局部裂隙相对发育，尤其断层发育区裂隙通常极发育。研究区东部临近寺头断层、后城腰断层，次级断层发育，同样的裂隙也较为发育。中北部构造形态复杂，曲率较大，裂隙较南部发育。3.2储层差异对开发影响15号煤层厚度较薄(通常2～5m)，但含气量较高，具备高产资源基础。研究区15号煤层厚度变化较大，南部煤层厚度2～4m，但含气量最高可达29m3/t，弥补了因厚度不足造成难以持续高产的资源基础问题；北部煤层厚度逐渐增厚，最厚处可达9.2m，除局部保存条件变差外，含气量普遍大于24m3/t。15号煤层埋深较大，但镜质组含量高，微裂隙更发育，渗透性反而变好。一般来讲，15号煤层相比较3号煤层埋深增加100m左右，受到压实作用渗透性会变差；但15号煤层镜质组含量高，微裂隙更加发育，储层物性变好(图4)。煤层纵向非均质性较强[10]，本文将纵向上镜质组含量高、煤质好、灰分低的煤岩分层定义为优质层；优质层厚度越大，表明储层的生气潜力和物性越好。自然伽马测井响应值与煤层的灰分、黏土含量都具有正相关关系，可定量表征优质层的煤质特征；研究区生产实践表明，自然伽马值低于60API，单采15号煤层产量具备日产气量1000m3以上产气能力。局部顶板灰岩水动力变强，影响15号煤层排水降压。生产实践表明，15号煤层顶板灰岩含水性整体较弱，有利于煤层排水降压；局部区域受到断裂构造影响沟通含水层，顶板强富水性增强，煤层降压难度增加，产水差异大成为影响15号煤煤层气开发的重要因素。415号煤层的煤层气有利区及产气特征4.1有利区划分根据15号煤储层发育分布规律，结合含气性、渗透性、煤体结构等参数，采用层次分析法、地质综合评价技术[25,28]，划分郑庄区块15号煤煤层气开发有利区，如图9所示。图9郑庄区块15号煤层气开发有利区划分Fig.9FavorableareadivisionofNo.15CBMdevelopmentinZhengzhuangBlockI类单元含气量大于18m3/t，渗透率大于0.2×10−3μm2，原生−碎裂结构煤发育，优质层厚度普遍大于2m，顶板灰岩含水性弱，主要分布在区内西南部、东南部局部以及中北部零星分布；其中西南部15号煤层厚度虽然较薄(厚度2～3m)，但含气性、渗透性较好，煤体结构以原生结构煤为主，是该区15号煤层气开发“甜点区”。Ⅱ类单元含气量大于18m3/t，渗透率(0.01～0.4)×10−3μm2，原生−碎裂结构煤发育，优质层厚度0.5～2m，顶板灰岩含水性中等，主要分布在研究区中、北部。Ⅲ类单元含气量小于18m3/t，渗透率多小于0.1×10−3μm2，局部渗透率极大，超过2×10−3μm2，以碎粒煤为主，局部可见糜棱煤，优质层不发育，顶板灰岩含水性普遍较强，主要分布于寺头断层带以及北部断层发育区。4.2开发效果研究区15号煤层整体具备较好资源基础，局部储层非均质性变强。根据储层发育分布规律部署试采井，优化工程技术适应15号煤煤层气开发[6]，生产应用效果显著，有效提高了单井产量。1)Ⅰ类单元15号煤层含气量较高，储层物性较好，直井合采、压裂水平井均可获得效益开发。Z139井位于构造平缓位置，2012年投产时单采3号煤，解吸压力2.9MPa，最高日产气1300m3，日产水0.5m3，稳产64d后产量缓慢递减。2019年8月暂封3号煤，压裂15号煤，投产时同时打开3号、15号煤进行合采，如图10a所示，解吸压力3.8MPa，较3号煤单采时解吸压力明显上升；单井产量明显提升，最高日产气达到3400m3，产量翻倍，稳产气量3000m3/d。图10单井排采曲线Fig.10Singlewelldrainageproductioncurve由于该类型15号煤层厚度较薄，易受到煤层起伏及倾角变化影响导致水平井钻进极易钻出层，成井难度变大；再加上煤层埋深较浅(600～800m)，钻至水平段后钻具摩阻大、扭矩高、托压严重，造成井眼调整困难[6,23,29]，常规地质导向钻井精度不够，难以满足15号煤层气开发需要。研究区研发适用于煤层气井的近钻头成像伽马方位技术，通过在钻头与螺杆之间增加近钻头测量短节并配备无线接收短节等工具，使得近钻头伽马测量点距离钻头顶部达到0.5m距离，满足了快速追踪煤层的造斜率要求，使得钻头在2～3m厚的煤层中水平井成功率100%，煤层钻遇率接近90%，为薄煤层的高效开发提供技术支撑。Z76井组共8口井，位于构造平缓区，其中3号煤水平井3口，15号煤水平井4口。根据生产数据(表1)，3号煤层埋深在460m左右，解吸压力2.0MPa，稳产气量平均5600m3/d，稳产期180d左右，井底流压0.1MPa；4口15号煤水平井，煤层埋深超过540m，解吸压力2.9MPa，稳产气量平均10000m3/d，截至2021年12月30日，4口井的井底流压平均1.35MPa，仍具备较强的稳产能力。表1Z76水平井组生产数据汇总Table1SummaryofproductiondataofZ76horizontalwellgroup整体来说，Ⅰ类单元内15号煤产气特征总体表现为“见套压快、上产速度快、日产水量小”的特点。直井单采15号煤层气产能2000m3/d，套管压裂水平井产能大于10000m3/d。2)Ⅱ类单元套管压裂水平井获得高产早期Ⅱ类单元15号煤层直井试采单井最高日产气量500m3，产水量相对较高，部分生产井日产水量超过20m3，试采效果差异大。2017年，在研究区北部投产3个直井合采井组，最高日产气量可达2000m3，但产量快速下降至1000m3/d以下，无稳产期，