樊庄区块煤层渗透率模拟评价及地质控制分析

桑浩田，桑树勋

（山西省煤炭地质114勘查院，山西长治046000）

煤储层渗透率是进行煤层气渗流分析的主要参数，在煤层气资源已查明的前提条件下，煤储层渗透率又是制约我国煤层气资源地面开发成败的关键因素之一。因此开展煤储层渗透率预测、动态变化规律和煤储层气、水两相介质的渗流机理显得迫切重要[1]。

1 樊庄区块煤层气基础地质

沁水盆地南部煤层气田樊庄区块位于沁水盆地南部晋城地区，主体部分位于山西省沁水县境内，寺头断层西侧为郑庄区块，东侧为樊庄区块[4]。区块内构造简单，主要构造类型为一系列北北东向的宽缓褶曲，主要构造形态（断层走向与褶曲轴向）仍呈NNE向展布，地层基本连续完整且平缓，除西部边界的寺头正断层有局部影响之外，地层倾角一般为5°～10°，如图1所示。

研究区发育石炭纪—二叠纪煤系，煤层气地质条件优越，可采性好。含煤地层为太原组和山西组，山西组含煤1～5层，其中，3号煤层是煤层气勘探开发的主要目标煤层，也是本文研究主要的模拟评价对象，3#煤厚度，全区内比较稳定，煤厚主要变化于6.0～7.0m且由WS向NE方向呈缓慢递增的趋势。

3#煤在大部分地区埋深介于500～700m之间，小于500m的区域主要位于区内的西北角，大于700m的区域则呈块状零星散布于区内。

2 樊庄区块煤储层物性特征

研究区内3#煤镜质组最大反射率值介于3.2%～4.0%之间，平均约为3.7%，煤的变质程度属于无烟煤三号阶段，区块内3#煤整体属于无烟煤阶段，无明显的区域变化趋势。

区内煤层含气量一般介于8～25.7cm3/g之间，含气量大于20cm3/g的区域位于区块的中部及东北部，含气量小于10cm3/g的区域仅零星分布；含气量变化与地质构造呈现出明显相关性，含气量高值区主要发育于区块内NNE向复式向斜中的次级背斜和次级向斜两翼，低值区则发育于张性断层附近。同时，根据朗格缪尔方程，结合自然解吸实测的含气量和室内等温吸附实验所得数据，对区内煤储层的含气（甲烷）饱和度进行了计算，区内3#煤储层含气饱和度介于28%～99%之间，平均值约为67%。总体上处于欠饱和状态，部分区域接近饱和状态。

渗透率的大小直接影响到煤层气开发的难易程度，其值一般主要是通过试井的方法获得。沁南地区樊庄区块的钻井测试结果表明，除个别局部情况外，该区煤层渗透率总体来看都比较高[5-6]。本区煤储层试井渗透率介于0.01～5.7mD之间，一般不超过2mD。

从研究区实际钻探获取的资料来看，该区煤储层压力具有偏低的特点，一般情况下，3号煤储层压力为0.08～3.36MPa，压力系数多小于0.8（苏现波，2002），属于欠压储层，个别地区存在正常压力，异常高压罕见，储层压力具有随煤层埋藏深度增加而增加的趋势。压力梯度为8.35～10.80kPa/m，平均约为9.61kPa/m，其值低于静水压力梯度9.78kPa/m（傅雪海，2003），故研究区大部分区域属于低压煤储层，部分区域为常压煤储层，少数区域为超压状态。

甲烷等温吸附实验结果表明，在30℃的条件下，本区煤的吸附性变化较大。3#煤层Langmuir体积VL变化于27.61～44.91m3/t之间，平均为37.03m3/t；Lang⁃muir压力PL为3.28～3.93MPa，平均3.40MPa。

煤的力学性质一般包括弹性模量、泊松比、抗压强度和抗拉强度等，由表1可知：区内3#煤储层的抗压强度（饱和）介于1.46～14.55MPa之间，平均为6.63MPa，抗压强度（干燥）介于2.51～28.45MPa之间，平均为12.61MPa；抗拉强度（饱和）介于0.06～1.20MPa之间，平均为0.37MPa，抗拉强度（干燥）介于0.09～1.20MPa之间，平均为0.61MPa；弹性模量介于210～2330MPa之间，平均为1027.77MPa；泊松比介于0.28～0.33之间，平均为0.32。

3 煤储层渗透率模拟评价过程

以研究区的地质背景为基础，结合20口具有代表性的煤层气井的排采历史资料，运用COMET3软件，采用单井与井组生产历史与数值模拟结合的方法，进行煤层气井排采数据的反演和模型重要参数的获取。对于井组历史拟合，由于实际的煤层气开发方式多采用井网开采，周围煤层气井的排采会对中心的单井产生干扰效应，进而影响对储层模型的修正精度，因此选取小井组历史拟合准确度要高于单井历史拟合。

需要模拟的20口煤层气井排采状态不一，根据历史拟合方法的适用性条件，采用单井历史拟合与井组历史拟合相结合的手段进行储层模拟评价，选择研究区的QN03井和QN04井作为小井组模拟的研究实例，对QN03井2007年6月17号至2009年3月2号和QN04井2007年6月29号至2009年3月2号的排采资料进行历史拟合计算，两井位置相距约360m，模拟区域为以两井为中心的760m×400m的长方形区域（图2），模拟所需储层参数见表1，参照实际排采数据制定相应的排采工作制度。

经过参数多方面的合理调整，QN03井和QN04井的模拟产气量与实际产气量接近，能够正确描述煤层气的产出机理；井组水产量的模拟结果与实际产水量拟合效果一般，尤其对排水初期对水产量的模拟均低于实际产水量，分析原因可能是由于地层部分压裂液被排出，影响对日产水量的拟合效果，累积产水量的拟合结果正好反映了这种现象。

采用井组进行储层模拟能够更好地反映实际情况下的煤层气井在受到周围井排采干扰后的储层压力动态变化规律，从图3～图6可以看出，井组通过排水降压促进煤层气的解吸，储层压力均衡降低并不断向井筒周围传递，当排采到128d时，两井压降漏斗边界开始相接，QN04井的压力传播速度明显快于QN03井，其压力传播面积与压降漏斗体积均大于QN03井，这得益于QN04井储层较高的导流能力，利于气水的运移产出，促进储层压力的降低。随着抽水的进行，当排采到700d时，压降漏斗在水平方向不在扩展，而在垂直方向上加深，且储层压力降低很快，气体大量解吸，提高了井组整体的采收率。

通过以上分析可以得出：结合实际煤层气开发情况，采用井组历史拟合方法进行储层模拟评价，提高了获取储层参数值的准确程度，相较单井的历史拟合，井组模拟评价的过程更符合储层参数的动态变化规律，排采过程中井组内部产生的井间干扰效应这是单井模拟所不能实现的。因此，井组模拟评价降低了不确定性，并且，所模拟的井数越多，则更能接近实际井网开采煤层气的排水产气过程，模拟结果具有一定的可靠性，经过修正后的储层参数能够正确评价煤储层的物性条件（表1），对于储层的渗透性，QN03井储层初始渗透率为，渗透性一般；QN04井的渗透率为，渗透性较好。

表1 井组模拟所需储层参数与历史拟合参数

对樊庄区块的20口煤层气井进行模拟研究，结合地质背景与开发条件，采用合适的拟合方法对储层渗透率进行模拟评价，也就是利用单井历史拟合与井组历史拟合的相结合的方法进行渗透率评价，区块20口煤层气井模拟评价所得到的储层渗透率见表2。

4 煤储层渗透率地质控制分析

煤储层渗透率受控于多种复杂地质条件，如地质构造、应力状态、煤体结构、煤层埋深、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。有时是某一因素起主要作用，有时是多因素综合作用的结果。笔者主要依据樊庄区块20口煤层气井的煤储层渗透率模拟评价结果，结合现有的地质资料，探讨区域地质构造、应力状态、煤层埋深、煤体结构和煤变质程度等对煤储层渗透率的控制机理，定量评价各地质因素对煤储层渗透率的控制程度。

4.1 构造应力场

古构造应力控制了割理样式，是控制割理发育程度的主控因素。成煤期后构造活动是产生煤层构造裂缝的主要因素，对煤储层的渗透性既有建设性作用，也有破坏性作用。研究区目前承受NW—SE向拉张应力场，也就是在NE—SW向的挤压。在该期应力场作用下，原先的NE向节理处于拉张状态而表现为渗透性较好，NW向节理则在新的应力场下而处于挤压环境，节理相对闭合而不利于煤层气的渗透。

樊庄区块试井主应力与煤层渗透率的关系研究表明，煤层面割理渗透率随最小主应力的增大而减小，与最小主应力成指数关系：y=103.42exp（-0.5981x），存在一定的负相关性，也就是说最小主应力值越大，煤层面割理渗透率越小、其煤层气渗透性越差。当最小主应力小于9.5MPa时，面割理渗透率分布范围为0.2～1.8mD，主要集中0.5mD，当最小主应力大于9.5MPa时，面割理渗透率分布范围为0.06～0.5mD，主要集中在0.1mD以下，渗透性较差。

对比地应力差与煤层渗透率各向异性程度发现：地应力差增大，煤层各向异性程度增加，两者之间的关系式为：y=0.1847exp（0.5043x），地应力差主要影响煤层割理裂隙壁距的大小，说明了研究区构造应力场的最大主应力方向与面割理方向一致，最大主应力和最小主应力之差越大，对煤层面割理裂隙的拉张力就越强，越有利于面割理的渗透率增大；而对端割理裂隙的挤压力就越大，端割理渗透率越小，从而煤层各向异性程度越大。因此，现今地压力状态直接影响了节理或煤层割理的开合度，从而控制了煤层的渗透率和储层的各向异性程度。

4.2 煤层埋深

对煤层埋深与试井地应力资料的研究关系表明：煤层埋藏深度与相应地层的的最小主应力存在较高的线性正相关性，关系式为：y=0.0179x-1.4661，拟合系数R2=0.952，拟合度较高，随着煤层埋藏深度的增加，最小主应力呈现逐渐增大的趋势。研究煤层埋深与面割理渗透率和平均渗透率的统计分析结果表明，面割理渗透率和平均渗透率随埋深的增加成指数降低的趋势，且埋深对平均渗透率的控制程度好于面割理渗透率，但最小主应力对面割理渗透率的控制程度又高于埋深对平均渗透率的控制程度。

综合以上分析，不同深度条件下煤储层的地应力不同，地应力随深度的增加而明显增大，煤层渗透率随地应力的增大而降低，这反映了煤层渗透率与埋深的关系，其实质是地应力对渗透率的控制。

4.3 煤体结构

煤体结构是指煤层经过构造变动所形成的结构特征。适度的构造作用能增加煤中的裂缝，有益于煤层渗透性的改善，但构造应力过强把煤层破碎为非常细小的颗粒时，煤中的裂缝系统遭到破坏和充填，煤层渗透性会显著变差。

在应力（或其它力）作用下，煤体会发生不同程度的变形，煤体变形导致煤的正常结构被破坏，使煤体结构由原生结构变为碎裂结构、碎粒结构或糜棱结构等。煤体变形使得煤作为煤层气储层的非均质性更为强烈，从原生结构到糜棱结构，煤层的破裂程度增强，对煤层气开发来说，以原生结构和碎裂结构为最好。

樊庄区块3#煤层主要为原生结构煤和碎裂煤，原生结构煤占50%，原生—碎裂结构煤占46%，局部地区为碎粒煤或糜棱煤，占4%，这些煤体结构会对煤的孔渗性产生重要的影响。研究区块FZ04、FZ02和FZ09井经过拟合后的煤层平均渗透率均低于0.05mD，渗透率较低，通过对这3口井煤样品的破碎程度解剖研究，发现煤体结构多为碎粒—糜棱结构煤，煤层渗透性较差；FZ06井煤层平均渗透率为0.76mD，煤层渗透率较高，对煤样品的破碎程度解剖发现，煤体结构多为原生—碎裂结构煤，裂隙系统完整，渗透性较好。

4.4 构造形式

煤层构造的基本类型包括褶皱构造和断裂构造2大类。褶皱构造是指煤层及其岩层在应力作用下形成的波状弯曲，但仍然保持着它们的连续性和完整性，包括背斜和向斜两种构造形式。断裂构造是在岩层受力后，作用力超过岩层强度时所产生的破坏。当断裂后，两侧岩层沿断裂面没有发生显著位移，或仅有微量位移的断裂称为裂隙；岩层沿断裂面发生显著位移则称为断层。不同构造样式所处的边界条件、岩石力学性质、受力方式不同，因而必然对煤储层渗透率呈现出不同的控制作用。

（1）向斜轴部：研究区向斜轴部煤层气井拟合数据不多，向向斜轴部延伸，煤储层埋深增大，煤层埋深普遍大于700m，根据埋深与最小主应力和煤储层面割理渗透率的经验公式，可以推断出：在向斜轴部煤层深处，最小主应力大于11MPa，较为显著，煤层渗透率普遍低于0.07mD，如FZ01井，平均渗透率为0.038mD，煤层渗透性较差。

（2）背斜轴部：地层在形成背斜过程中，背斜轴部受到拉张应力会形成各种类型的裂隙，有利于裂隙壁距的增大和煤层渗透率的提高，煤中的裂隙的发育特征关系到煤储层渗透率的大小和最大渗透率的方向。如FZ06和FZ12井处在区块背斜轴部，FZ06井煤层拟合面割理渗透率为1.8mD，平均渗透率为0.761mD，煤层渗透性较好，最大方向渗透率较高；FZ12煤层拟合面割理渗透率为0.72mD，平均渗透率为0.379mD，相较FZ06井，由于煤层埋藏深度增加，煤层渗透性和最大方向渗透率略差。

（3）断层带：断裂构造在研究区并不十分发育，在野外实际观测中也见有几条断层，多为正断层，断层的规模相对较小。在正断层影响带范围内，地层应力释放，煤层及其顶板岩层产状变化明显，裂隙增多，煤储层渗透率在断层带相对较大，如FZ20井，煤层面割理渗透率为0.65mD，平均渗透率为0.46mD，最大方向渗透率较高，煤层渗透性较好；远离断层，应力作用降低，相应煤层孔裂隙变形也较弱，储层渗透率降低，如FZ17井，煤层面割理方向渗透率为0.15mD，平均渗透率只有0.058mD，煤层渗透性较差。

5 结论

通过对樊庄区块煤层气井模拟研究发现：相较单井的历史拟合，采用井组历史拟合方法进行储层模拟评价，获取储层渗透率的准确程度更高，模拟过程更符合储层参数的动态变化规律，经过修正后的储层参数能够正确评价煤储层的物性条件。

依据研究区煤层渗透率模拟预测结果分析认为：构造应力直接影响了节理或煤层割理的开合度，从而控制了煤层的渗透率和储层的各向异性程度；埋深对渗透率的控制，其实质是地应力对渗透率的控制；煤体的正常结构的破坏导致煤层渗透性的改变，对煤层气开发来说，以原生结构和碎裂结构为最好；不同构造样式必然对煤储层渗透率呈现出不同的控制作用，其中以背斜轴部和正断层附近部位的煤层渗透性较好，向斜轴部位的煤层渗透性较差。