宁武盆地南部煤层气富集的主控因素

田文广汤达祯孙斌任源锋

1.中国地质大学(北京) 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业公司

宁武盆地南部煤层气富集的主控因素

田文广1,2汤达祯1孙斌2任源锋3

1.中国地质大学(北京) 2.中国石油勘探开发研究院廊坊分院 3.中国石油渤海钻探工程有限公司井下作业公司

田文广等.宁武盆地南部煤层气富集的主控因素.天然气工业,2010,30(6):22-25.

宁武盆地是我国典型的中煤阶构造残余盆地,勘探证实其南部具有很好的煤层气勘探潜力,但煤层气富集的主控因素尚不清楚。为此,分析了盆地南部主要含煤地层的沉积环境、煤质特征、热演化程度与煤阶分布、煤储层物性等地质特征,通过构造特征、地应力分布特征、封盖条件分析,结合前期勘探成果,综合研究后认为:宁武盆地南部煤层气的富集受构造部位、应力场以及煤层顶底板封闭条件控制,构造上斜坡带煤层气富集高产,构造应力场低值区煤层渗透性好,封闭条件好的地区煤层气保存条件好。进而预测出W02井以东、W04井以南地区具有获得高产煤层气井的有利条件,是有利的煤层气富集区。

宁武盆地 煤层气 富集 斜坡带 地应力场低值区 主控因素 有利区 封盖层

宁武盆地位于山西省西北部,西侧为吕梁山隆起和芦芽山复背斜,东侧为五台山隆起带,是晚古生代成煤期后受构造运动挤压抬升形成的小型山间构造盆地[1-2]。南北长约130km,宽20～30km,面积约3120km2(图1)。目前已有3口煤层气井最高日产气超过1000m3(W01、W04、W05井),均分布于南部斜坡带,证实宁武盆地南部具有很好的煤层气勘探潜力。但宁武盆地南部煤层气富集主控因素尚不清楚,需要深入研究,笔者通过对该区构造特征、地应力分布特征、封盖条件等方面的研究,分析了宁武盆地南部煤层气富集主控因素,指出了煤层气有利富集区。

1 南部地区煤层气地质特征

1.1 主要含煤地层及沉积环境

宁武盆地发育石炭—二叠系、侏罗系2套含煤岩系[3]。其中下二叠统山西组(P1s)底部4#煤和上石炭统太原组(C3t)下部9#煤单层厚度大,全盆地稳定分布,是煤层气勘探的主要目的层。侏罗系含煤性差,分布范围小,为次要勘探目的层。

本区在晚古生代太原期为海退背景下滨、浅海三角洲平原亚相的低位沼泽,物源主要来自大同以北古陆。早期植物生长繁盛,泥炭堆积厚度大,在太原组下部沉积了9#煤,厚4.36～24.62m,平均厚度超过11m。中、后期海水向南退出,成煤环境变差,在太原组中上部仅发育一些分布不连续的薄煤层和滨—浅海相泥岩—泥灰岩;本区山西期海水退出,初期沉积环境较稳定,处于河流亚相的沼泽沉积微相区,形成了山西组下段较厚的4#煤,厚0.37～13.15m,一般为2～4m。中、后期沼泽相带收缩,成煤条件变差,沉积了1～3层横向分布不稳定的薄煤层,单层厚0～1.95m。

1.2 煤岩、煤质特征

宁武盆地南部太原组9#煤煤岩特征总体上以半暗—半亮型和半亮—光亮型煤为主。显微组分中镜质组含量一般大于60%,惰性组含量一般小于30%。煤层以中低灰分煤为主,灰分含量一般小于15%(表1)。

4#煤煤岩特征总体上以半暗型为主。有机显微组分中镜质组一般在50%左右,惰性组含量一般为40%左右。煤层以中灰分为主,灰分含量一般为14.2%～22.7%。

图1 宁武盆地太原组9#煤顶面埋深等值线图

1.3 热演化程度与煤阶分布

宁武盆地浅部已知煤阶为低—中变质的气、肥煤, W01井9煤Ro为0.95%～1.10%(表1)。随着埋藏加深,煤变质程度加深,煤阶增高,推测盆地腹部为肥、焦煤,已进入热解生气高峰,可为煤层气富集提供充足的气源[4-5]。山西组4#煤演化程度略低于太原组9#

煤,煤阶分布规律与太原组9#煤相同。

1.4 煤储层物性

宁武盆地南部煤层岩心压汞资料表明,该区煤层孔隙以微孔为主,发育了少量的中孔和大孔,孔隙度为3.97%～5.2%,孔隙中值半径为0.1～63μm,镜质组反射率为0.85%～1.12%。

煤层渗透率是影响煤层气高产的主要因素之一, W05井煤岩实测渗透率为0.41mD,根据注入/压降法测试结果(表2),压裂前煤层渗透率一般为0.01～0.86mD。

煤心观察表明,该区煤层割理发育,割理密度为3～5条/cm,缝宽4～7μm。构造裂缝多垂直煤层发育,呈不规则分布,裂缝未充填,疏通了煤层孔隙,改善了煤储层性能。

2 煤层气富集的主控因素

2.1 构造上斜坡带煤层气富集高产

宁武盆地成煤期后主要经历了燕山期和喜山期构造运动[6]。现今构造形态为NNE向展布的复向斜,两翼陡,地层倾角25°～40°,南北两端构造较平缓,地层倾角6°～12°。

宁武盆地南部构造斜坡带,煤层埋深主要受构造和地形起伏控制,变化规律较简单,W04井以南煤层埋深一般小于1500m,处于上斜坡带,向腹部煤层迅速加深,腹部最深约2700m。宁武盆地南部上斜坡带3口井日产气超过1000m3,煤层气富集高产主要有以下几方面原因。

表1 宁武盆地南部太原组9#煤岩特征表1)%

表2 太原组9#煤层渗透率测试结果表 mD

2.1.1 上斜坡带为低势区,是烃类运移指向区

上斜坡带煤层早期煤层埋藏深,生气条件好,煤层后期抬升幅度大,形成低势区,与盆地腹部埋深超过2000m的生气中心衔接,成为烃类运移指向区,配合区域性分布稳定的直接盖层,易于形成高含气、高饱和煤层气藏。

2.1.2 上斜坡带割理发育,煤层渗透性好

上斜坡带处于盆地后期构造幅度大,煤层埋藏相对较浅,处于地应力相对低值区,张性裂隙发育,煤层渗透性好,利于煤层气井高产。

2.1.3 上斜坡在整体降压情况下煤层气井具有输入型的产气特征

在整体降压情况下,高部位容易优先形成面积降压,处于构造高部位的排采井,煤层气井具有输入型的产气特征,一般产水量小,产气量大,初期本井周围降压解吸,后期构造下倾部位解吸气又运移到本井产出;煤层气井产水特征:日产水递减—微产水或不产水。

2.2 构造地应力场低值区煤层渗透性好

影响煤储层渗透率的因素十分复杂,地质构造、应力状态、煤层埋深、煤体结构、煤岩煤质特征、煤变质程度和天然裂隙系统等都不同程度地影响着煤储层渗透率[7-8],煤储层渗透率是多因素综合作用的结果,但其中构造应力场是控制煤层渗透率的最主要因素[9-10],煤层渗透率与地应力增加呈指数关系降低[11-13]。

构造应力场中的低应力分布区往往是裂缝高密度分布带[14-16],宁武盆地构造应力场低应力分布区是裂缝高密度分布带,高应力分布区煤层割理不发育。盆地南部高应力分布区位于西部W02—W03井区,该地区临近大断层或断裂,而低应力分布区位于W01—W04—W05井区,是高密度裂缝分布带[6]。

通过W01井和W02井煤样品的显微构造照片对比,可清楚地观察到两口钻孔岩心显微构造的明显差异。W01井所处的构造位置是应力场低值分布区,煤岩割理裂隙十分发育。图2-a显示出在大约100μm长度范围内分布有条微裂隙,裂缝明显地具有张剪性力学特性;而W02井由于处应力场高值分布区,煤岩裂缝分布密度低且为闭合(图2-b)。

2.3 封盖层控制煤层气保存

煤层顶底板封闭性直接控制煤层气的保存条件,主要体现在控制煤层含气量,同时封隔煤层上下含水层,有利于煤层气井排水降压。

泥岩顶板无疑是最有效的封盖层。泥灰岩顶板稍逊于泥岩顶板,而优于石灰岩顶板,亦能有效发挥封闭作用。宁武盆地南部山西组4#煤直接顶板以泥页岩、砂岩、粉砂岩为主,太原组9#煤顶板绝大部分为泥灰岩、泥岩,有少量石灰岩和砂岩。太原组9#煤泥岩、泥灰岩顶板主要发育于南部W01—W04—W05井区,泥灰岩、泥岩顶板厚度2～18.0m,石灰岩顶板厚度1～6.14m。在西部W02—W03井区太原组盖层9#煤层之上盖层主要为富水性较强的中砂岩为主,煤层气保存条件差。总体上太原组9#煤顶板封盖能力好于4#煤,这是9#煤含气量高于4#煤的主要原因。

图2 W01井与W02井太原组9#煤显微构造照片对比图[6]

山西组4#煤底板以砂岩为主,次为泥岩、粉砂岩。太原组9#煤底板以泥岩、泥灰岩为主,局部为砂岩及粉砂岩、石灰岩。下伏本溪组发育一套厚度介于5～15m的铝土质泥岩,全区稳定分布,底衬封闭作用良好。

总体上,宁武盆地南部W01—W04—W05井区顶底板封闭性好,煤层含气量一般大于10m3/t,最高达到20m3/t,而西部W02—W03井区煤层顶板主要以砂岩为主,封盖条件差,煤层含气量较低,W02井最高含气量只有4.9m3/t。

煤层顶板封盖层同时还是很好的隔水层,煤层上部地层泥岩、泥灰岩发育能够很好地封隔上部地层水的网络状渗滤,同时煤层上部地层泥岩发育使该区含水层不发育,富水性差,有利于煤层气的保存,同时煤层气井排采产水量小,煤层易降压解吸,对煤层气开发极为有利。W05井顶板泥岩发育,厚度超过15m,煤层气井产水量一般低于15m3/t,地层水矿化度超过5000mg/L(表3),说明处于地下水弱径流—滞留区,保存条件好,煤层产气效果较好,而W03井区顶板以砂岩为主,富水性强,断层发育,断层沟通含水层,使得该区水文地质条件复杂,W03井试气水矿化度985mg/L(表3),而该区煤系地层水矿化度一般超过2500mg/L,说明该区有地表水混入,处于地下水径流区,同时煤层气井产水量大,产水量超过100m3/d,煤层难以降压解吸,不利于煤层气开发。

表3 宁武盆地试气井9#煤层产出水分析化验数据表 mg/L

3 宁武盆地南部煤层气富集区预测

综合以上研究,构造部位、地应力、封盖层共同控制煤层气的富集与保存,是宁武盆地南部煤层气富集的主控因素,W02井以东、W04井以南地区太原组9#煤埋深小于1500m,处于应力场低值区,煤层渗透性好、煤层顶底板封盖条件好,同时处于构造上斜坡带,利于煤层气井高产,是煤层气富集高产有利地区。

宁武盆地南部有利区内太原组9#煤原煤含气量最高为20.61m3/t,平均为10.61m3/t,总体呈北高南低、东高西低的趋势。解吸气甲烷含量为91.3%～95.1%,平均含气饱和度超过85%(表1),证实本区处于饱和吸附带,煤层气开发潜力较大。预测太原组9#煤1500m以浅煤层气有利勘探面积为138km,煤层气地质资源量为221×108m3。

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DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.006

Tian Wenguang,engineer,born in1979,is studying for a Ph.D degree at China University of Geosciences.He is mainly engaged in research of CBM geology and development.

Add:No.Ding11,Xueyuan Rd.,Haidian District,Beijing100083,P.R.China

Tel:+86-10-69213106 Mobile:+86-13731609120 E-mail:tianwg69@petrochina.com.cn

Major controlling factors of coalbed methane enrichment in the southern Ningwu Basin

Tian Wenguang1,2,Tang Dazhen1,Sun Bin2,Ren Yuanfeng3
(1.China University of Geosciences,Beijing100083,China;2.L angf ang B ranch,Petroleum Ex ploration& Development Research Institute,PetroChina,L angf ang,Hebei065007,China;3.Downhole Service Com pany,Bohai Drilling and Ex ploration Engineering Co.,L td.,CN PC,L angf ang,Hebei065007,China)

The Ningwu Basin is a typical relic structural basin containing coals with moderate coal rank.Although exploration has proved the coalbed methane(CBM)potential in its southern part,the major controlling factors of CBM enrichment are still unclear. For this reason,we analyzed various geologic features of coal-bearing strata in the southern part of this basin,such as sedimentary environment,coal quality,thermal maturity,coal-rank distribution and physical properties of coal reservoirs.Based on analysis of the structural features,earth stress distribution features and sealing conditions and in combination with previous exploration results, the following conclusions are obtained.The enrichment of CBM in the southern Ningwu Basin is controlled by structural location, stress field and sealing conditions of the top and bottom coal-seam.The upside structural slope is prolific.Coal layer permeability is relatively high in low-value area of the tectonic stress field.Coal layers in the area with good sealing conditions are favorable for the preservation of CBM.It is predicted that a CBM play exists in the area to the east of the well WO2and to the south of the well WO4,where conditions are favorable for CBM enrichment.

Ningwu Basin,coalbed methane,enrichment,slope,low-value area of earth stress field,major controlling factor

book=22,ebook=261

10.3787/j.issn.1000-0976.2010.06.006

2010-03-24 编辑 罗冬梅)

国家科技重大专项项目“煤层气富集规律研究及有利区块预测评价”(编号:ZX05033)。

田文广,1979年生,工程师;毕业于中国石油大学(北京),获硕士学位,现为中国地质大学博士研究生;从事煤层气地质与开发研究工作,曾获省部级科技进步奖1项及多项局级科技进步奖。地址:(065007)河北省廊坊市万庄44号信箱煤层气勘探开发研究所。电话:(010)69213106,13731609120。E-mail:tianwg69@petrochina.com.cn

NATUR.GAS IND.VOLUME30,ISSUE6,pp.22-25,6/25/2010.(ISSN1000-0976;In Chinese)