贺西井田煤储层特征及煤层气开发方式研究

武 波

（山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048000）

1 基础地质特征

贺西井田位于离柳矿区南部，构造形态为一走向北西、倾向南西的单斜构造。倾角3°～5°，最大11°，井田地质构造简单，地面褶曲、断层均不发育，井下小型褶曲起伏不大，延伸较短[1]。矿区含煤地层为二叠系下统山西组和石炭系上统太原组，井田内 3#、4#、8#、10#煤层为可采煤层[2]。

2 煤储层特征

2.1 煤层发育特征

煤层气是一种以吸附态为主，自生自储的非常规能源，煤层是煤层气生成与储层的场所，煤层发育特征对煤层气开采极为重要。该区煤层埋深均在365.64～659.64 m之间，目前煤层气开发技术工艺能够满足该深度下煤层气的开采。区内稳定发育的主要煤层是3#、4#、8#和10#煤层，也是煤层气开采的主要目的煤层。除8#煤层顶板岩性为石灰岩，其他各煤层顶底板岩性均为泥岩、砂质泥岩，封盖性及阻水性均较好。

山西组3#、4#煤层与太原组8#煤层平均厚度均在1.5 m以上，10#煤层厚度最大，平均厚度为4.65 m，3#+4#煤层平均厚度为3.57 m，8#+10#煤层平均厚度为6.33 m（见表1）。以8#+10#煤层为例，煤层厚度从东北向西南逐渐增大，最大处为井田西南区域，煤厚为8.65 m（见图1），各单煤层及3#+4#煤层均有此特征。

3#与4#煤层平均间距为15.75 m，8#与10#煤层平均间距为12.52 m，二者间距均不大，在进行煤层气开发时，将3#+4#、8#+10#分别作为两套煤层进行开采。

2.2 煤体结构特征

煤体结构对渗透率、储层改造效果均有影响，原生结构煤及碎裂结构煤具较高渗透性与抗伤害能力，有利于连续排采[3]。该井田煤层为中等变质煤，镜质组最大反射率1.40%～1.66%，煤体结构以原生结构为主。通过显微镜从裂缝的宽度与形态两方面观察描述了煤岩裂隙发育情况。亮煤和暗煤中裂隙宽度较镜煤大，镜煤中裂隙宽度为2～15 μm，裂缝形态大多与层理面垂直，极少数以60°夹角与层理面斜交；亮煤和暗煤中裂隙宽度为8～45 μm，裂缝形态复杂，与层理面垂直或斜交。

表1 煤层发育情况一览表

图1 8#+10#煤层厚度等值线图

2.3 煤岩特征

井田内宏观煤岩类型以光亮型煤和半亮型煤为主，半暗型和暗淡型煤为辅。主要呈条带状，构造多呈层状，也有块状。

该井田内各煤层显微有机组分均以镜质组最高，占69.7%～86.7%，其次为丝质组，占11.6%～25.30，半镜质组含量较少，占1.7%～4.6%。从垂向上看，太原组8#、10#煤层镜质组含量较山西组3#、4#高，其中，8#煤层最高，各煤层镜质组含量以均质镜质体、基质镜质体为主，丝质组主要为半丝质体。

显微组分含量不同，煤的孔隙特征及吸附能力也有所不同，从而导致煤层含气量的差异，前人研究表明，相同煤阶富镜质组煤的吸附能力要大于富惰质组的煤[4]。

图2 煤层有机组分含量图

2.4 含气性分布特征

煤层含气量是煤层气开采的物质基础，是煤层气富集高产的基本条件之一[5]。该区煤层含气量较高，其中3#煤层含气量为8.53～11.77m3/t，平均9.93m3/t，4#煤层为5.96～11.16m3/t，平均 8.91m3/t，8#煤层 8.25～14.14m3/t，平均 11.75m3/t，10#煤层7.43～17.56m3/t，平均12.31m3/t。平面上，以8#+10#煤层为例，煤层含气量为15.68～31.19m3/t，平均24.88m3/t，从井田东北向西南逐渐增大（见图3）。3#+4#煤层及各单煤层含气量均具有上述特征。垂向上，该区煤层含气量随着层位降低而增加（见图4）。

图3 8+10#煤层含气量等值线图

图4 煤层含气量垂向关系图

3 煤层气开发方式选择

煤层气开发方式受地质条件、煤层发育特征、煤体结构、煤层气含气性特征及地理地貌等因素的制约，需针对不同条件，选择适合该区煤层气开发的工艺技术。

该区地质条件、煤储层特征对煤层气开采较有利，优选煤层厚度大，含气量较高的井田西南区为煤层气开发“甜点区”。该区属低山丘陵区，大面积为黄土覆盖，沟谷纵横，侵蚀、冲刷剧烈，地形复杂，为井位选择及井场布置带来极大的困难。为充分利用地形，实现多层叠置下煤层群综合开采，在该区采用丛式井开发方式，即一口垂直井为中心，3口定向井以一定角度从该井场向四周钻进的布井方法，布置7组煤层气开发井组，完井方式为套管完井，为试验3#+4#与8#+9#两套煤层分层开采及合层开采在该区的适用性，将HX-04井组、HX-05井组、HX-06井组、HX-07井组目的煤层设计为单采8#+10#煤层，HX-01、HX-02、HX-03采用3#+4#煤层与8#+10#煤层合采的方式进行排采。

在排采一段时间后，各井组煤层气产量达到768～2040 m3/d,单采8#+10#煤层的4组煤层气井产气量高于合采井组，以块断东南部向西北部逐渐降低（见图5），这与煤层气含气量分布趋势并不一致，是各井组排采方式的不同造成的产气量差异。这也表明，由于两套煤层顶底板岩性、所处煤系水文地质条件不同[6]，造成产气量、产水量存在差异，合层排采方式在该区并不适合。

图5 煤层气井组产量等值线图

4 结论

（1）井田内除10#煤层厚度最大，平均厚度大于4 m，3#、4#与8#煤层平均厚度均在1.5 m以上。煤层厚度从东北向西南逐渐增大，煤层埋深较浅，有利于煤层气开发。由于3#、4#煤层，8#、10#煤层间距均不大，在进行煤层气开发时，可将其作为两套煤层进行开采。

（2）该井田煤层变质程度中等，煤体结构主要为原生结构，煤层亮煤和暗煤中的显微裂隙宽度大于镜煤，且裂缝形态较复杂。宏观煤岩类型主要为光亮型煤和半亮型煤，各煤层显微有机组分均以镜质组最高，丝质组次之。太原组8#、10#煤层镜质组含量较山西组3#、4#煤层高，显微组分含量及孔隙特征不同，导致煤层含气量的差异。

（3）该区煤层含气量较高，且随着层位降低而增加。平面上，从井田东北向西南逐渐增大，各煤层含气量均具有上述特征。

（4）优选煤层厚度大，含气量较高的井田西南区域为煤层气开发“甜点区”。采用丛式井开发方式，选取部分试验井进行分采及合采试验，结果表明，由于两套煤层顶底板岩性、所处煤系水文地质条件不同，造成产气量、产水量差异，该区不适合合层排采。