气测录井在松河井田煤层气勘探开发中的应用

2014-10-18周效志易同生桑树勋孙宏达

特种油气藏 2014年4期

金军，周效志，易同生，桑树勋，孙宏达

(1.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州贵阳 550009;2.中国矿业大学，江苏徐州 221116;3.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏徐州 221008)

1 地质与工程背景

1.1 井田地质条件

松河井田位于贵州省六盘水市盘县特区北部，总面积为32.6 km2。井田出露地层由老至新依次为峨眉山玄武岩组(P3β)、龙潭组(P3l)、飞仙关组(T1f)、永宁镇组(T1y)、第四系(Q)。松河井田位于土城向斜北翼中段，为一单斜构造，地层走向为NW60°，倾向西南。井田内共查出断层108条，以斜向高度正断层为主，走向以NE—NEE为主，倾角一般为45～80°。

含煤地层为龙潭组与峨眉山玄武岩组第二段，且龙潭组为区域煤成气勘探开发的主要目的层段。松河井田龙潭组厚度为341 m，含煤47～66层，一般为50层。含煤厚度37～47 m，一般为41 m，含煤系数为12%。岩性以灰色、深灰、浅灰粉砂岩、细砂岩为主，夹高岭石泥岩，局部含黄铁矿。

井田内可采煤层18层，全井田可采或基本可采煤层有 1+3、4、9、12、15、16、17 号，可采总厚度为 11.68 m;大部分可采煤层有 51、62、18、272、292、293、32号，可采总厚度为8.85 m;局部可采煤层有10、11、271、291 号，可采总厚度为4.49 m。

1.2 煤成气勘探开发工程

为了推动贵州省煤层气资源评价及勘探开发工作，贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心联合国内工程单位于松河井田内设计施工一个煤层气勘探开发丛式井井组。该井组由5口定向井组成，截至目前，已完成GP－1、GP－2井的固井工作。由于定向井钻井取心难度大，煤岩心采取率低，因此采用随钻气测录井的方式判断地层的含气性，并结合气测资料来优选煤层气开发层位[1－5]。

气测录井采用上海中油石油仪器制造有限公司开发的CPS3000型综合录井仪。仪器所获取的气测数据包括全烃、烃组分和非烃组分。气相色谱仪连续分析全烃，烃类及非烃组分分析周期为35 s，记录频率为1点/m，含气层段加密记录。气相色谱录井前用标准混合气样及甲烷气分别对组分和全烃标定，全井标定3次。

2 气测成果与分析

2.1 含气层段

GP－2井先后钻遇飞仙关组、龙潭组地层，至峨眉山玄武岩组完钻。气测录井资料显示:煤系上覆飞仙关组未发现气测异常段，龙潭组煤系中共发现44个气测异常段，表现为全烃及甲烷含量明显升高。结合钻时及后期地球物理测井资料分析，确定上述44个气测异常段由24个有编号煤层、11个无编号煤层、9个粉砂—细砂岩层组成。GP－2井典型含气层气测曲线特征如图1所示。

图1 GP－2井典型含气层气测曲线特征

与无编号煤层相比，有编号煤层厚度较大，气测曲线全烃及甲烷含量异常峰常呈阶梯状、宽单尖峰状，且峰值较高;无编号煤层较薄，气测异常峰常呈窄单尖峰状，且峰值较低。与煤层相比，粉砂岩、细砂岩含气层厚度大，气测异常峰常呈箱状、锯齿状，气测全烃及甲烷含量峰值较低。

2.2 气体组成特征

GP－2井含气层气体干度指标如图2所示。

由图2可以看出:煤层及非煤含气层气体中重烃含量普遍偏高，气体干度指标偏低。尤其是中部13～16号煤层段，气体干度低至75.2%，为特别湿的气体。此外，粉砂岩、细砂岩含气层中烃组分及干度指标与邻近煤层相应指标具有较好的一致性，表明粉砂岩、细砂岩含气层中气体为邻近煤层产生气体运移、赋存的结果，且粉砂岩、细砂岩含气层气体中重烃含量更高。

煤层气的化学组成与煤的变质程度有关。长焰煤至焦煤阶段，煤中有机质热解所产生烃类气体中重烃比重快速增加，至肥、焦煤时重烃可达10%～20%[6]。井田内煤的变质程度自上而下逐渐升高，主要为焦煤及少量肥煤、瘦煤。由于肥煤、焦煤等中变质烟煤处于主要的生油阶段，且研究区各煤层中壳质组含量普遍偏高，因此，所产生、保存及逸散的煤成气中重烃含量较高，以致出现GP－2井煤层及非煤含气层气体干度低的现象。

图2 GP－2井含气层气体干度指标

2.3 含气层性质与评价

气测录井资料的三角形图解法是油气层评价的重要方法之一。何宏等研究了三角形图解法的数学关系式，并通过计算Q值及M点坐标来判断含气层内流体性质及开发价值[7]。根据该方法计算GP－2井各含气层Q值分布结果如图3所示。

图3 GP－2井含气层三角形图解法Q值分布

由图3可见:含气层Q值主要分布于0.40～0.85，构成“中正三角形”或“大正三角形”，含气性性质解释为气层，与实际情况相符。12～16号煤含气层气体中乙烷为主的重烃含量明显升高，导致Q值为负，解释为油层。分析认为:由于13～16号煤正处于产油高峰，导致煤层及邻近砂岩层中重烃含量过高，因此并不采用13～16号煤之间存在油层的解释结果，这也反映出三角图解法在解释处于产油高峰期中变质烟煤及其邻近含气层性质上的局限性。因此，可采用三角形图版法对GP－2井含气层生产价值进行评价，结果如图4所示。

图4 GP－2井含气层生产价值评价

由图4可见:4号煤层M点由于气测丙烷含量偏高位于S价值区外，其他煤层及非煤含气层M点都在价值区内，说明GP－2井绝大多数含气层气体组分符合正常的地球化学指标，从烃组分上判断含气层具有一定的生产价值。由于煤成气开发的经济性、可行性亦受资源丰度、可采性等因素的共同影响，因此含气层厚度、含气性特征、储层物性等就成为影响该区煤成气开发的控制性因素。

2.4 含气层分类与含气段划分

由于气测录井过程中未对泥浆中气体进行全脱分析，以此难以定量解释不同含气层段的含气量[8－9]。但通过与井场内邻近煤层气参数井煤样现场解吸资料的对比，发现钻时校正后气测全烃含量峰值与现场解吸气量具有较好的正相关性[10]。因此，根据校正后气测全烃含量峰值的大小，可将GP－2井有编号煤层划分为优选层、备选层、避选层3种类型(图5)。

由图5可见:煤层厚度与钻时校正后的全烃值存在一定的相关性。煤层厚度越大，气测全烃值越高;反之，气测全烃值越低。从松河井田复合煤层群煤层气合层开采的角度考虑，GP－2井煤层垂向上存在3个主要含气段，所含气体性质为煤层气。1+3～62号煤层埋藏深度小于500 m，煤层累积厚度大，气测全烃值高，反映煤层含气性好、资源丰度高，是该区煤层气开发的最有利层段。15～18号煤层厚度大，气测全烃值高，埋深小于600 m，是该区煤层气开发的有利层段。271～293号煤层累积厚度大，气测全烃值高，具备煤层气开发的资源条件，但由于煤层埋深超过700 m，因此预测该段煤层气资源开发难度较大。

图5 GP－2井含气层分类及含气段划分

尽管18～271号煤层之间煤层厚度小，气测全烃值低，但层间存在多个粉砂岩、细砂岩含气层。从研究区煤层气与煤层之间砂岩气共采的角度考虑，18～271号煤层间地层形成一个特殊的含气段，所含气体性质为煤成气。由于气测录井指示的粉砂岩、细砂岩含气层厚度不大，因此该含气段虽具备煤层气与煤层之间砂岩气共采的资源条件，但资源开发的经济性与可行性问题尚待进一步研究。

3 基于气测录井的勘探开发方案优化

3.1 煤层气勘探开发层段优选

研究区单煤层厚度小、资源厚度低，要获得较高的煤层气井产量，就需要进行多煤层合层开发。气测资料分析表明，煤层气资源主要赋存于3个含气段中，考虑到271～293号煤层含气段深度大、储层物性差，因此暂不对该含气段进行资源开发，仅对293号煤层开展试井工作，以获取煤储层评价的相关参数。

1+3～62号煤层含气段、15～18号煤层含气段埋深适中，适合开展煤层气勘探开发工作，但由于1+3～62号煤层含气段厚度超过50 m，15～18号煤层含气段中17号煤为煤层气开发难度较大的构造煤，因此在上述2个含气段中优选厚度小于30 m的地层开展煤层段射孔压裂改造及煤层气开发工作。如选择1+3～52号煤层作为GP－2井第1压裂段，13～16号煤层作为GP－2井第3压裂段。

3.2 煤层气与煤层之间砂岩气兼探共采

研究区煤系粉砂岩、细砂岩含气层的发现，对于合理评价及开发非常规天然气资源具有重要的指导意义。粉砂岩、细砂岩含气层与邻近煤层气体组成特征及其变化的一致性，表明上述非煤储层中的气体是煤层气运移、赋存的结果，在气体性质上属于煤成气。特别是气测资料显示，18～271号煤层之间存在多个粉砂岩、细砂岩含气层，该含气段存在煤层气与煤层之间砂岩气共同开发的资源条件。从煤层气与煤层之间砂岩气兼探共采的角度出发，设计于该含气段中优选厚度小于30m的地层开展煤层及邻近砂岩含气层射孔压裂改造及煤成气开发工作。如选择21、22号煤层及邻近含气砂岩作为GP－1井第3压裂段。

3.3 排采方案设计与产能贡献率研究

由于气测录井资料显示不同压裂层段所含气体成分存在较大差异，特别是13～16号煤层段以乙烷为主的重烃含量高达25%，因此对于排采阶段的划分，一方面可通过长期监测排采过程中动液面、日产气量及套压的变化判断，同时还要配合气体组成的分析来确定不同压裂层段的产气时间，并据此定量研究不同压裂层段的产能贡献率，为松河井田后续规模化煤层气资源开发层段优选提供科学依据。