沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用

徐　锐汤达祯陶　树耿昀光崔　义魏　宁.煤层气开发利用国家工程研究中心煤储层实验室·中国地质大学 .中国华能集团公司.中国石油华北油田公司勘探开发研究院

徐锐等.沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用.天然气工业，2016,36(2):36-44.



沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用

徐锐1汤达祯1陶树1耿昀光1崔义2魏宁3
1.煤层气开发利用国家工程研究中心煤储层实验室·中国地质大学 2.中国华能集团公司3.中国石油华北油田公司勘探开发研究院

徐锐等.沁水盆地安泽区块煤层气藏水文地质特征及其控气作用.天然气工业，2016,36(2):36-44.

摘 要在我国华北地区，煤层气藏的水文地质条件与煤层气的运移、散失、保存、富集等关系密切，但过去很少有学者采取动态监测地下水特征的方式来分析其对煤层气藏的影响。为此，以山西沁水盆地安泽区块煤层气藏为研究对象，在动态监测煤层气产出水离子浓度、水质水型及矿化度变化的基础上，结合该区煤层气井开发实际与地下水动力场分布特征，讨论了不同水文地质单元的产气、产水情况，并利用微量元素检测结果分析了合层排采的井间干扰。最后，结合构造、煤质特征探讨了水文地质条件对煤层气富集与产出的控制作用。结果表明：①该区主力煤层为下二叠统山西组3号煤和上石炭统太原组15号煤，煤层顶底板大部分为砂岩和泥质砂岩；②煤层气产出水离子浓度和矿化度随排采时间的增加不断降低，水型以NaCl型和NaHCO3型为主；③将该区划分为弱径流区、径流区和滞流区3个水文地质单元，其中径流区产气量最高，滞流区产气量最低，合层排采井受15号煤的干扰较大。结论认为：该区煤层气的富集主要受断层及水动力条件的控制， 下一步应加大对煤层气优势富集区的开发力度。

关键词山西沁水盆地安泽区块煤层气水文地质控气作用矿化度微量元素有利区预测合层排采

煤层气开采是通过排水降压来完成的，产气过程与煤层水文地质特征息息相关，煤层水不仅是煤层气富集的重要影响因素，同时也作为客观介质对煤层气的产出具有重要的作用，直接影响煤层气的解吸过程[1-2]。通过研究，叶建平[3]认为地下水系统主要通过地层压力对煤层气吸附聚集起控制作用，其控气特征主要包括：水力逸散运移作用、水力封闭作用和水力封堵作用3种。秦胜飞[4]在2005年提出了滞流水控气论，即在水动力不活跃或滞流水区域，煤层气含气量较高，瓦斯事故较多；2006年，刘洪林[5]研究得出高煤阶煤层气符合上述理论，而对于低煤阶煤层气，活跃、低矿化度的地层水更有利于煤层气的生成。在我国华北地区，水力控气作用分布广泛，水文地质条件与煤层气的运移、散失、保存、富集关系密切[6]，研究方式也多种多样，但鲜有学者采取动态监测地下水特征的方式分析其对煤层气藏的影响，并且针对沁水盆地安泽地区，水文地质条件与煤层气产出关系的研究也尚不成熟。因此，笔者以安泽区块为例，通过研究揭示该区煤储层产水特征与地下水的动力环境及其控气作用的相互关系，以期对该区煤储层开发方案及排采制度的确定提供参考。

1　区域地质概况

安泽区块位于山西省沁水盆地南部，区域地层走向北东，倾向南东[7]。依次出露古生界、中生界及新生界[8]。主力煤层为下二叠统山西组3号煤和上石炭统太原组15号煤，该地区物性参数较差，顶底板大部分为砂岩、泥质砂岩[9]。

安泽区块山西组3号煤层和太原组15号煤层东西方向上厚度较厚，连续性较好，且在井的附近多发育一系列可采的薄煤层。南北方向上，山西组3号煤层连续发育但厚度变薄，15号煤层连续性较差，只在南部发育连续可采的煤层[10]。

地区存在3套含水层系：奥陶系碳酸盐岩、石炭—二叠系砂岩和第四系松散沉积层。隔水层为上石炭统本溪组铝质泥岩、太原组泥岩或煤层、山西组的泥岩和砂质泥岩等[11]。

2　煤层气产出水水化学特征分析

2.1离子浓度检测结果

为查明沁水盆地南部安泽区块煤层气产出水的化学类型、化学特征及时间上的演化规律，确定研究区地下水的补给、径流和排泄区域，笔者分别在2014年3月、6月、9月采集12口煤层气开发井水样，动态监测水离子浓度及水质水型变化特征。其中7口井产层为3号煤层，4口井为15号煤层，另有1口井双层合采（表1），南部井较多（图1）。

表1　安泽区块开发井统计表

图1　安泽区块开发井井位分布图

针对所采水样，开展了安泽区块离子全分析、矿化度、水质水型等测试，得出区块煤层水中主要含有Cl-、HCO3-、F-、SO42-等阴离子，阳离子以Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Li+为主，离子浓度和矿化度在3个周期共7个月内整体上呈现降低的趋势，少数阳离子在9月份的检测结果中出现了小幅度的增高（表2）。单井的矿化度主要受井位周围水体环境及水的流动状况所控制[12]，AZ-2井和AZ-8井矿化度较高，说明其处于相对封闭的水体环境，与外界水沟通较少并远离补给区；AZ-9井矿化度较低，说明其与外界水流沟通频繁，周围断层封闭性差[13]。

表2　离子浓度检测表

2.2水型、水源分析

依据安泽区块单井的离子浓度特征，应用stiff图解[14]来观察周期内水型的变化，得出：安泽地区煤层水的水型主要以NaCl型和NaHCO3型水为主，同时，随着排采的进行，单井的水型也发生了转变，如AZ-1井和AZ-7井的水型由NaCl型变成了NaHCO3型，AZ-9井的水型由NaHCO3型变成了NaCl型。由NaHCO3型水向NaCl型水的转变原因主要有以下2点：①以HCO3-为主要成分的低矿化度水，在浓缩后由于碳酸盐类溶解度小，首先沉淀出来，变为SO42-和Cl-—SO42-型中等矿化度的水，再进一步会浓缩变成以Cl-为主的高矿化度水[15]；②地下水化学成分演化过程中，在大量堆积蒸发矿物的地方，地下水由于蒸发矿物的不断溶解产生高浓度的卤水。由NaCl型水向NaHCO3型水的转变主要由于脱硫酸作用使得地下水中SO42-减少至消失，HCO3-增加[16]。

通过piper图解进一步分析水的来源（图2），各口井的分布点与砂岩水较近，代表水的来源主要以砂岩水为主，随着排采的不断进行，煤层气产出水在piper图上的点位分布有逐渐向外扩散的趋势，以AZ-1井和AZ-3井最为突出，表明产出水中碳酸盐水的比重有所增加，而从其水型变化上得知，在排采过程中，其水型均由NaCl型水向NaHCO3型水变化，碳酸盐水的注入增加了水中碳酸氢根的含量。因此也造成了水型的转变[17]。

图2　水样piper图

2.3微量元素检测结果

油气中众多微量元素不仅可以用于判别油气的形成环境（如V、Ni），而且对于天然气的成因类型、烃源、成藏过程的研究具有重要作用[18]。

研究煤层气井产出水来源标准模板方法有许多，其中水样投点法最为直观，主要包括：交汇法和蛛网法，前者利用两两微量元素质量浓度之间的相互分布关系，从单因素角度判识不同煤层来源产出水特征微量元素分布范围；后者集合所有特征微量元素的信息，对合层排采煤层气井产出水来源进行综合判识[19]。

图3　煤层气井产出水特征微量元素分布范围与标准交汇模板图

考察安泽地区煤层水特征微量元素交汇分布特点，分析特征微量元素交汇情况得出：两个主煤层产出水特征微量元素均存在程度不等的交际区域，其中，Li—Sr元素交际区域最大。合采井的位置在交汇区域之外，同15号煤的特征微量元素较接近，并在Li—V图版中处于15号煤区域之中（图3），说明其受15号煤层流体干扰较强。合采井产出水特征微量元素在蛛网模板上有3个样点与15号煤十分接近（图4），证实了其与15号煤水联通较3号煤层强，水的来源主要以15号煤为主。

图4　合层排采煤层气井产出水来源蛛网判识图

3　煤层气产出水水动力场分析

结合生产实践中井实测煤层气井的地层压力数据，利用折算水位计算公式[20]对安泽区块的等折算水位进行计算：

其中，

式中S表示等折算水位，常用绝对标高表示，m；H1表示地层压力测试点的绝对标高，m；H2表示基准面的绝对标高，m；pC表示折算压力，Pa；p表示实测地层压力，Pa；rrw表示地下水的相对密度，kg/m3；rrw(H)表示rrw随深度变化的函数。

在对安泽区块水样的实际计算过程中，由于是以海平面作为基准面，H2=0，同时，安泽煤层气井3号煤层埋深小于1 000 m，水的密度变化不大。据此可将公式（1）简化为，计算结果如表3所示。

表3　安泽区块折算水位数据表

在此基础上绘制折算水位等值线图，东西两侧为水势的高值区，中间红色部分为水势的低值区，地下水流按照白色箭头指示方向由高势区向中间的低势区汇聚。根据折算水位的高低变化趋势以及水矿化度特征，将区块分成两侧的径流区，中部的滞流区和过渡地带的弱径流区[21]（图5）。

图5　安泽区块折算水位图（位置见图1中绿色框）

不同水文地质单元由于构造、埋深和水动力条件的差异，造成煤层气井的产能动态也不尽相同，结合区内实际开发井的产气产水情况可知：在径流区累计产气量相对较高，相应的产水量较低，较少的产水量使得煤层气在排采过程中很容易排水降压到临界解吸压力之下致使煤层气流连续产出，日产气量相对较高。中部滞流区由于水的不断汇聚使得气井产水量很高，压力无法降至临界解吸压力之下。因此产气量大多很低甚至不产气。

研究区内滞流区矿化度高、水势小，并且水型以反应水体交替滞缓、易于成藏的NaHCO3型水为主，凭借稳定的水体环境，具有较高的含气量[22]。结合地区地层剖面与实际生产井的产能动态和含气量数据（图6），发现安泽滞流区产水量过大，无法形成区域性的压降漏斗，即使有较高的含气量，产气效果也并不理想。相反，水体较活跃的径流区和弱径流区则获得了高产。笔者认为，需加强滞流区的排水工程，形成整体性的区域排水，加大压降漏斗规模，方能形成高产。

图6　安泽区块气井水文控制模式图（位置见图1中蓝色线）

4　水文地质条件影响下的有利区预测

地下水动力场控制着煤层流体压力、气水成分及分布等。主要体现在“补给—径流—排泄”水动力体系对煤层含气性的作用上，包括两个方面：煤层气藏的水力破坏和水力保护。水力破坏作用会导致煤层气的逸散，表现为水的运移对气体的携带作用。水力保护作用包括水力逸散作用、水力封闭作用和水力封堵作用3种。通常，从含煤盆地边缘到盆地中心，会依次出现水封堵控气作用、水溶携带控气作用、径流逸散控气作用和水力封闭控气作用[23]。

水力逸散作用常出现在导水性强的构造发育区，水力封堵控气则常见于不对称向斜或单斜中。安泽区块水文地质条件控气作用主要体现在以上两个方面，其控气方式可以通过宏观和微观两种角度进行判识，宏观上考虑煤储层边界的物理性质，在煤储层与地下水连通的基础上分析断层、岩性、地下水三者组合对煤层气藏赋存所起的作用；微观上则要考虑煤储层流体的化学性质[24]。

水的流动汇聚方式决定了排采井矿化度的高低[25]，依据矿化度的检测结果，AZ-2井离子浓度高，说明其处于一个相对闭塞的水体环境，而AZ-5井则恰恰相反。同时，由于安泽区块周围应力较强的位置集中在北部和东南部地区，北部高应力作用使得区块北部地势较高，地层逆冲推覆多产生逆断层，而其与东南部主应力段的综合作用，会在空间上产生错动，对研究区东北部进行拉张，从而产生开放性的正断层[26]。结合井周围矿化度特征，推测AZ-2井周围主要为封闭性断层，AZ-5周边为开放性断层。综合安泽地区的煤层展布特征，得出在单斜煤层分布下，西侧由封闭性断层进行封堵，东侧开放性断层水的不断注入阻挡气体逸散，底板泥岩是致密的屏障，顶板在含水砂岩中毛细管力的作用下会形成压力封堵，使得煤层气良好地保存在其中（图7）。

图7　水力封堵模型示意图

利用煤层水化学特征及动力条件可以分析其控气作用，预测煤层气富集有利区。如郑柏平[27]、田文广[28]等从煤层水离子类型、矿化度变化及含气量与水文地质单元的耦合关系出发，分别探讨了鄂尔多斯盆地东部白额勘探区和保德地区水文地质控气作用。研究区AZ-2井与AZ-5井之间，Mg2+、Ca2+的减少和HCO3

-的增加，说明其远离补给区，有利于煤层气的保存[29]。区块内适中的矿化度和NaHCO3型的水质类型反应盆地处于半封闭到封闭的状态，是水力封堵型煤层气藏的微观表征，更有利于水文控气作用的形成。基于上述分析，推测二者的中间为煤层气的富集有利区，即图1中红色阴影部分。

此外，安泽地区煤层的煤级较高，主要为贫煤—无烟煤，煤的宏观煤岩类型以光亮煤和半亮煤为主，半暗煤和暗淡煤很少。煤层埋深与日产水量关系不大，研究区高产水井位十分集中，均分布在AZ-4井周边，区域性的产水量过大说明安泽区块煤层水的流动不仅受水头控制，同时受断层影响更加严重。进一步考虑煤层的水敏特征：沁南地区煤岩样品水敏损害率介于5.6%～63.63%，平均值为23.69%，水敏损害程度以弱敏感为主，占总样品的77.8%，其余22.2%的煤岩样品水敏损害程度为中等偏强，未出现强水敏[30]。中等偏弱的敏感性使得煤层水的流动不会对渗透率造成过大的影响，对煤层气的开发和保存十分有利。

5　结论

1）安泽区块地层走向北东,倾向南东。依次出露古生界、中生界及新生界。主力煤层为下二叠统山西组3号煤和上石炭统太原组15号煤，煤层顶底板大部分为砂岩、泥质砂岩。

2）安泽区块煤层水中主要含有Cl-、HCO3-、F-、SO4

2-等阴离子，阳离子主要为Na+、K+、Mg2+、Ca2+、Li+等，水型以NaCl型和NaHCO3型为主。煤层水的矿化度随排采的进行不断降低，水型也发生变化。合采井受15号煤的影响相对较大。结合地下水流动情况划分为弱径流区、径流区和滞流区3个水文地质单元，其中径流区产气最高，滞流区产气最低。

3）从构造、水动力及水化学特征分析得出，水文地质条件是影响安泽区块煤层气富集条件的主要因素，应加大对煤层气优势富集区的开发力度，以获得更高的效益。

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（修改回稿日期 2015-12-14 编辑 罗冬梅）

四川盆地中部天然气储量规模超1万亿立方米

日前从中国石油西南油气田公司获悉，该公司在四川盆地川中古隆起相继发现9个气藏，已获天然气探明储量6 574.64×108m3，探明储量、预测储量、控制储量之和超过1×1012m3，“十三五”末该区年产气量要达到130×108m3，相当于一个原油年产量超过1千万吨的大油田。

川中古隆起面积约为7 000 km2，位于四川盆地中部，主要包括高石梯区块、磨溪区块、龙女寺区块。20世纪60年代中期，中石油在川中古隆起发现了一个天然气聚集地——威远区块震旦系气藏，获天然气探明储量400×108m3。这是新中国发现的第一个大型气藏，成都等地从此进入天然气时代。

继威远气田震旦系气藏之后，研究人员的视线一直没离开过川中古隆起。经过多轮攻关，发现“古今构造叠合区”为勘探有利区带，并于2010年8月开始高石1井等探井的钻井作业。2011年7月，高石1井完井，获测试日产气量138×104m3，发现高石梯区块震旦系灯影组气藏。2015年12月，高石梯区块灯影组四段，勘探施工作业和研究完成，获天然气探明储量2 170.81×108m3。

在勘探高石梯区块过程中，高石6井发现高石梯区块下寒武统龙王庙组气藏，高石18井发现高石梯区块下二叠统栖霞组气藏。经过综合研究，高石梯区块龙王庙组气藏、栖霞组气藏勘探前景良好。

磨溪8井距高石1井约为30 km，2012年9月完井，测试日产气量191×104m3，发现磨溪区块龙王庙组气藏、灯影组气藏。2013年12月，磨溪区块龙王庙组气藏获探明储量4 403.83×108m3，为国内迄今为止最大的海相整装气藏。目前，这个气藏正大规模开发，截至2016 年2月15日，已累计产气105×108m3。

在磨溪区块，磨溪42井发现了磨溪区块栖霞组气藏。

龙女寺区块，以1976年8月钻成国内第一口超过6 000 m的超深井而闻名于世。中国石油西南油气田公司组织钻探磨溪39井，发现龙女寺区块下二叠统茅口组气藏；钻探磨溪23井，发现龙女寺区块寒武系龙王庙组气藏、洗象池组气藏。

随着川中古隆起不断发现气藏，中国石油西南油气田公司对其开展了一系列综合地质研究。初步成果表明，高石梯区块龙王庙组、磨溪区块灯影组等7个气藏的天然气控制储量、预测储量超过8 000×108m3。因此川中古隆起成为该公司“十三五”勘探开发的主战场。

（天工 摘编自天然气工业网）

Hydrogeological characteristics of CBM reservoirs and their controlling effects in Block Anze,Qinshui Basin

Xu Rui1,Tang Dazhen1,Tao Shu1,Geng Yunguang1,Cui Yi2,Wei Ning3
(1.Coal Reservoir Laboratory of National CBM Engineering Center,China University of Geosciences,Beijing 100083,China; 2.China Huaneng Group,Beijing 100031,China; 3.Exploration and Development Research Institute of Petro-China Huabei Oilfield Company,Renqiu,Hebei 062552,China)

NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 2，pp.36-44，2/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:In North China,coalbed methane (CBM) reservoirs are hydrogeologically related with the CBM gas migration,dispersion,preservation and enrichment,but groundwater dynamic monitoring technology was seldom used to analyze the effects of hydrogeological conditions on CBM reservoirs.In this paper,the water produced from CBM reservoirs in Block Anze,Qinshui Basin,was monitored in terms of ion concentration,water quality and salinity.Then,combined with the actual production data of CBM wells and the hydrodynamic field distribution characteristics of the groundwater,gas and water production rates of different hydrogeological units were discussed.Well interference during commingled production was also analyzed by use of trace element test results.And finally,the controlling effects of hydrogeological conditions on CBM enrichment and production were probed in terms of reservoir structures and coal characteristics.Results show that the major coalbeds are No.3 coalbed of the Lower Permian Shanxi Fm and No.15 coalbed of the Upper Carboniferous Taiyuan Fm,with their roofs and bases mostly composed of sandstones and argillaceous sandstones.The water produced is mainly of NaCl and NaHCO3types and its ion concentration and salinity drop continuously with the proceeding of the production.This area is divided into three hydrogeological units,i.e.weak runoff zone,runoff zone and retaining zone.In particular,the runoff zone provides the highest gas production,while the retaining zone reveals the lowest.Commingled producing wells are mainly interfered by No.15 coalbed.It is concluded that CBM enrichment in this area is mainly controlled by faults and hydrodynamic conditions.So it is necessary to strengthen the development of CBM dominant enrichment zones.

Keywords:Shanxi; Qinshui Basin; Block Anze; CBM; Hydrogeology; Gas control; Salinity; Trace elements; Favorable zone prediction; Commingled production

作者简介：徐锐，1990年生，硕士研究生；从事煤层气产出水水文地质研究工作。地址：（100083）北京市海淀区学院路29号中国地质大学（北京）。ORCID:0000-0002-6789-7006。E-mail:362155603@qq.com

基金项目：国家科技重大专项子课题“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”（编号：2011ZX05061）、国家自然科学基金项目“中高煤阶煤储层煤层气产出的煤岩学控制机理研究——以沁南和韩城地区为例”（编号：41272175）、中国博士点基金项目“高煤阶煤储层物性综合敏感性及产能响应”（编号：20130022110010）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.02.005