长平井田3号煤层气储层物性及特征研究

2020-03-23宋诚

煤 2020年3期

宋诚

(山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西晋城 048012)

1 研究区概况

长平井田为晋城无烟煤矿业集团有限责任公司旗下一座现代化大型生产矿井，位于沁水盆地南缘高平市西北17 km处，隶属高平市寺庄镇管辖。井田地理坐标范围为东经112°44′54.4″～112°50′51.9″，北纬35°51′02.4″～35°55′11.7″，井田面积50.8 km2，批准开采山西组3号煤层，矿井设计产能300万t/a。

长平井田含煤地层主要为石炭系上统太原组与二叠系下统山西组，共含煤14层，自上而下依次为1、2、3、5、6、7、8、9、10、11、13、14、15、16号煤层，其中，1～3号煤层发育于山西组，5～16号煤层发育于太原组。3号、15号煤层为全井田发育稳定且可采煤层，8号煤层为发育不稳定的局部可采煤层，9号、14号、16号煤层为发育不稳定的零星可采煤层。批采的 3号煤层厚度一般为3.17～6.37 m，属于中-厚煤层。由于该煤层具有良好的生气、储气、盖层条件[1]，致使煤层含气量高、矿井瓦斯涌出量大且具有煤与瓦斯突出危险性，极大威胁着矿井的安全高效生产[2]。为解决矿井瓦斯难题和高效利用煤层气资源，在其井田范围内开展了地面煤层气抽采工程，并获得了部分煤层气储层物性参数测定资料。煤层气储层物性参数是井上下瓦斯抽采技术研究的关键内容，影响着井上下瓦斯抽采的成效[3-4]，当前长平井田尚未开展该方面的研究工作。为此，本文基于长平井田3号煤层气储层物性参数，采用煤层气地质理论和数理统计分析方法等，系统开展了煤层气储层物性特征研究。研究成果以期对矿井瓦斯防治提供技术支撑。

2 研究区3号煤层气储层物性及特征

2.1 煤层及煤岩特征

2.2.1 煤层发育特征

长平井田3号煤层属于山西组含煤地层，位于该组下部，上距下石盒子组标志层K8砂岩30.30～46.07 m；下距山西组标志层K7砂岩5.63～11.81 m，平均8.97 m。据勘探、采矿和煤层气钻井揭露资料显示，井田内3号煤层属于全井田稳定赋存可采煤层，厚度一般为3.17～6.37 m，平均5.53 m，按照“生产矿井煤炭资源回采率暂行管理办法”，3号煤层属于中厚-厚煤层。煤层结构相对简单，含0～2层炭质泥岩、泥岩夹矸。顶板岩性主要是砂质泥岩、泥岩，次为粉砂岩及局部少量中、细粒砂岩或粉砂岩。底板岩性主要为砂质泥岩、黑色泥岩、粉砂岩。可见，长平井田3号煤层赋存稳定且含煤性较好，为井田煤炭开采和煤层气开发提供了良好对象。

2.1.2 煤岩特征

1) 宏观煤岩特征。长平井田3号煤层新鲜煤体呈黑色，条痕为黑色，参差状、贝壳状断口，金刚、玻璃光泽，煤变质程度较高(R0,max=2.449%～3.04%，平均2.777%)、内生裂隙较发育。宏观煤岩类型主要为光亮-半光亮型，宏观煤岩组分以亮煤为主，次为暗煤，煤中可见夹镜煤条带。细-中条带状结构，层状构造。

2) 显微煤岩特征。长平井田3号煤层的显微组分由有机显微组分和无机显微组分组成，有机显微组分在显微组分中占绝对优势，无机显微组分少量。其中，有机显微组分以基质镜质体为主，均质镜质体次之，有部分碎屑体；丝质组多为氧化丝质体，火焚丝质体少见。有少量的粗粒体和碎屑体，组分界线不清。镜质组含量变化在75.3%～93.1%之间，平均87.2%，惰质组含量6.9%～24.7%，平均12.8%。无机显微组分主要为黏土类矿物，少量碳酸盐类。黏土类矿物含量一般为1.7%～7.9%之间，平均5.8%，呈分散状和浸染状分布，部分充填状，少见脉状方解石。

2.2 煤层气含量

煤层气是赋存于煤层中的气态地质体，其形成贯穿于整个煤化过程。为了定量表征煤层中赋存的煤层气量多少，常用单位质量的煤炭中含有的煤层气赋存量表示，单位有m3/t或mL/g。煤层气含量是煤层气开发储层评价及优选、开发潜力、煤层气储量计算及矿井瓦斯涌出量估算的一项关键技术参数[5-6]。长平井田在地面煤层气井抽采3号煤层气过程中，利用钻井取芯和采用解吸法对煤层气含量进行了测定，得到了一批3号煤层气含量测试参数。井田内3号煤层气含量为4.13～18.85 m3/t，平均10.64 m3/t(表1)。可见，研究区3号煤层气含量整体较高，受煤层气地质条件(煤层气生气、储气和盖层条件)差异性影响煤层气赋存具有一定差异，两极值差异显著。井田内高煤层气含量，可为煤层气地面开发或抽采提供充裕的气源保障，但加大了矿井瓦斯防治难度和成本。

表1 长平井田3号煤层含气量测定结果

2.3 煤层孔渗性

2.3.1 煤的孔隙度

煤的孔隙度系指煤中能有效储集煤层气的那一部分孔隙体积(即“有效体积”)与测试煤样总体积之比值，单位为“%”。理论和实践表明，煤的孔隙度特征对煤层气吸附-解吸、煤层渗透率及煤层气井产能具有重要影响，是煤层气地质理论研究的一项重要技术参数[7-9]。煤的孔隙度发育特征与煤的变质程度、煤中水分含量、煤岩特征及煤中孔裂隙连通性密切相关[10]，在长期的煤田勘探、煤层气勘探开发过程中形成了诸如密度法、压汞法、地震属性预测法、脉冲法等多种煤的孔隙度测试方法。为获得长平井田3号煤的孔隙度参数，为井上下煤层气抽采提供技术参数，通过井下采集3号煤层新鲜大块煤样，采用PoroPDP-200 全自动覆压孔渗仪(脉冲法)对井田内3号煤的孔隙度进行了测定。结果显示，长平井田3号煤的孔隙度普遍较低，其值一般为4.052%～6.73%，平均5.24%(表2)，为典型的低孔煤储层[11]。

表2 长平井田3号煤层孔隙度测定结果

2.3.2 煤层渗透性

煤层渗透性系指煤层气在一定压差条件下，煤层允许其通过的性质(即煤层传到煤层气的能力)，为了定量描述和表征煤层渗透性，煤层气开发过程中引入“渗透率”概念，煤层气和地下水同属于流体且共存于煤层中，显示中煤层渗透率系指有效渗透率。煤层渗透性优劣(或渗透率高低)影响着煤层气的开发潜力、可开发性和储层改造工艺的选择等[12]。长平井田3号煤层整体破坏相对严重，未见原生结构煤，煤体结构类型为碎裂煤、碎粒煤及糜棱煤。碎粒煤和糜棱煤发育地带煤中裂隙破坏变形以至消失，碎裂煤中的裂隙结构及构造保存相对完整。采用PoroPDP-200 全自动覆压孔渗仪(脉冲法)和煤层气注入/压降试井法对长平井田3号煤层渗透率进行了测定(表3)，因井田内3号煤层破坏严重，煤层渗透性差、渗透率普遍较低，渗透率为0.021 397 4～0.23 mD，平均0.099 031 mD，为典型的低渗煤储层[13]。煤层的低渗特征，表明煤层气渗流的“通道”通畅性差，煤层气产出困难，不利于煤层气井高产。

2.4 煤储层压力

煤层气属于流体范畴，煤微孔隙中的煤层气受到一定压力作用而主要以吸附态赋存，这种压力谓之煤储层压力。理论和实践表明，煤储层压力值高低对煤层气井产能和采收率具有重要影响，亦反映了含煤地层的能力大小[14]。为了定量表征不同埋深下煤储层压力，丰富煤层气开发理论，引入了煤储层压力梯度概念，系指单位埋深内煤储层压力的增量值，单位为MPa/100 m或kPa/m。在长期的煤层气开发中，学者们依据煤储层压力大小和对煤层气井产能贡献程度将其划分为超(高)压煤储层(煤储层压力梯度大于1.0 MPa/100 m或10 kPa/m)、正常压力煤储层(煤储层压力梯度一般为0.95～1.0 MPa/100 m或9.5～10 kPa/m)及低(欠)压煤储层(煤储层压力梯度小于0.95 MPa/100 m或9.5 kPa/m)三种类型[15]。煤储层压力梯度值越高，煤系地层能量越强，越有利于煤层气高效产出、煤层气井高产和提高煤层气采收，反之亦然[14]。

表3 长平井田3号煤层渗透率测定结果

长平井田在地面煤层气抽采过程中，采用试井法对井田内3号煤储层压力进行了测定，测定过程参照“煤层气井注入/压降试井方法(GB/T 24504-2009)”执行。据测定资料显示(表4)，在3号煤层埋深457.6～531.38 m测定范围内，煤储层压力一般为2.95～3.37 MPa，平均3.22 MPa；煤储层压力梯度值一般为5.58～7.28 kPa/m，平均6.4 kPa/m。由上述可知，长平井田3号煤储层压力属于低(欠)压煤储层且普遍较低[15]，显示了井田3号煤储层的地层能量较弱，不利于煤层气高效开发。

表4 长平井田3号煤储层压力及压力梯度值测定结果

2.5 煤层气吸附特性

煤层中煤层气的赋存状态有游离态、溶解态和吸附态等三种类型，并以吸附态为主赋存于煤基质的微孔隙中[16]。煤层气在煤基质孔隙中的吸附特性对煤层的含气性(煤层气含量、含气饱和度及资源丰度)、煤层气产能及采收率等具有控制作用[17]，基于等温吸附试验曲线和参数，可以实现煤层储气能力的评价和采收率的估算等。有关煤层气吸附方面的研究甚多，多采用Langmuir(朗格缪尔)单分子吸附模型来描述和表征煤层气的吸附过程[18]，其表达式如下：

(1)

式中：V为吸附压力下的吸附量，cm3/g；P为吸附压力，MPa；VL为Langmuir体积(极限吸附量)，cm3/g；PL为Langmuir压力，MPa。

据长平井田3号煤的等温吸附试验资料可知(表5)：在Langmuir压力(PL)为1.60～1.77 MPa，平均1.69 MPa条件下，空气干燥基Langmuir体积(VL)为30.69～32.84 m3/t；干燥无灰基Langmuir体积(VL)为35.24～36.42 m3/t，平均35.83 m3/t。由上述可知，长平井田3号煤在试验压力下，空气干燥基和干燥无灰基的极限吸附量均较高，显示了煤层具有很强的吸附能力和储存煤层气的空间[19]。