基于地质主控因素的阜康示范区煤层气富集高产特征研究

2021-08-17马婷

中国煤层气 2021年3期

关键词：煤体气量煤层气

马婷

(新疆煤田地质局一五六煤田地质勘探队，新疆 830009)

1 研究区基本概况

研究区总体构造为地层南倾的单斜构造，走向为近东西向，倾角范围为30°～58°，平均为46°，示范区为简单构造类型。主要含煤地层为八道湾组下段，它们是煤层气勘探主要目标层，煤层深在500～1200m。

八道湾组是示范区内目标含煤层，通过钻井资料的取心结果和测井解释结果分析可知，39号、41号、42号煤层厚度较大，分布稳定，为示范区的目标煤层。三层主力煤层镜煤最大反射率为0.6%～1.01%，均属于气煤。

研究区目标煤层39号、41号、42号埋深在500～1200m之间，埋深总体为南深北浅，东南埋藏最深，西北埋藏最浅。

研究区内目标煤层39号煤顶板大部分为砂质泥岩，局部为砂岩，41、42号煤的顶底板均为含水性和渗透性弱的泥岩或者砂质泥岩，有利于煤层气的富集、成藏和保存，同时也有利于煤层气的抽采，具备很好的封盖条件。

2 煤储层含气性及物性特征

2.1 含气量

研究区煤层气排采为三层合采，取芯解吸实测含气量是分层测试的，39号煤层实测含气量区间值为8.71～15.24m3/t，41号煤层含气量区间含气量值为13.81～19.74m3/t，42号煤层实测含量区间值为11.2～18.58m3/t，实测含气量总体较高。

以往对煤层含气量的评价和预测方法主要有钻孔岩心实测含气量法、煤层含气梯度法、基于朗格缪尔方程的煤层含气量预测方法和地质统计分析法等，近年来国内外研究学者通过地球物理测井的方法实现对含气量的预测。研究区取芯井较少，为预测示范区煤层气甜点区，需得到单井含气量的分布，本文利用测井参数多元拟合实现研究区含气量的全区预测，估算含气量值分布在7.67～14.04 m3/t，含气量相对较高。

2.2 煤体结构

通过岩心观测，研究区取心井39号煤层煤体结构分布有碎裂-碎粒煤、碎粒煤及碎粒-碎粒煤，整体煤层较破碎，41号煤层分布有原生-碎裂煤、碎裂-碎粒煤及碎粒-糜棱煤，煤体结构相对较碎裂，42号煤层有碎裂煤、碎裂-碎粒煤、碎粒-糜棱煤及糜棱煤，各种程度的破碎煤均有分布。钻孔煤心描述是最直接获取煤体结构的方法，但对未取芯井的资料无法获取，煤体结构是决定煤储层渗透率关键的因素，故煤体结构的分布预测至关重要，本论将煤体结构量化为表征值，采用测井参数建立煤体结构解释模型，以获得煤体结构在研究区的分布预测。

研究区较完整煤，即原生结构煤、原生-碎裂煤、碎裂煤的厚度在4.95～49m，分布于研究区的西部及东部，中部破碎煤厚度较大，煤体结构较完整的煤层渗透率高且改造性强，有利于煤层气的保存和运移，而破碎煤渗透率极差且不利于煤层气的保存。

2.3 储层渗透性

根据注入/压降测试的结果，39号煤层的渗透率在0.03～4.23mD之间，平均渗透率为1.54mD；41号煤层的渗透率在0.0045～0.25mD之间，平均渗透率为0.12mD；42号煤层渗透率在0.01～0.18mD之间，平均渗透率为0.073mD。

研究区的目标煤层不同程度地有较完整煤和破碎煤，破碎煤厚度比例介于23%～86%，且在研究区均有较大的差异，详见表1，渗透率介于 0.06～0.14mD，属于低渗到中渗储层。

表1 破碎煤厚度比与渗透率分布表

2.4 煤层孔隙度

采用煤岩压汞、氦密度法、密度法和测井等手段来获取煤层孔隙度。前者所测试的煤岩孔隙多为裂隙孔隙度，在压力较小时，汞不能进入煤岩基质孔隙，从而使孔隙度测定值普遍较低；氦密度测定法数据虽然精确，但受试验环境、手段和经济条件等因素的制约；而密度法和测井孔隙度数据目标来自生产，所获得的孔隙度具有数据相对准确、易获取的特点。

研究区实测煤层的孔隙度不高，39号煤层孔隙度区间为2.8%～8.5%，41号煤层孔隙度在 3.6%～9.4%之间，42号煤层孔隙度在3.2%～7.7%之间，均小于10%，煤层取芯井实测孔隙度表明，区块内目标煤层的孔隙度不高，属于低孔隙度储层。另外利用煤样化验测试，获取煤的真密度和视密度，其差值可以估计煤储层的孔隙度。本区共利用了4口井的煤样分析资料，通过统计，目标煤层39号煤的孔隙度在2.5%～13.3%，平均约7.6%；目标煤层41号煤的孔隙度在2.8%～14.5%，平均约8.3%；目标煤层42号煤的孔隙度在3.2%～10.8%，平均约6.9%。

由于两种方法的原理不同，且在测试过程中，受设备等条件的影响，因此，两种方法测试的结果有一定的差距。但无论哪种方法，主力煤层的孔隙度最大为14.5%，属于低孔隙储层。

由于实测孔隙度的值不能整个覆盖研究区，因此为获取研究区孔隙度的分布，依据煤储层孔隙度的测井响应机理分析，选取在理论上具有一定相关性的测井曲线，根据所选取的测井曲线在研究区空间以及单井上的展布特征，进行测井参数表征形式的变化使得到的测井参数所组成的参数矩阵具有较稳定、较小波动的分布特征。从而建立适合于研究区的孔隙度测井回归计算模型，而后进行多元拟合分析，获取系数的参数，表征解释模型，而后进行解释成果的验证，最终得出适合于研究区的孔隙度解释模型。

3 煤层气富集高产地质评价体系的建立及富集高产特征研究

3.1 煤层气富集高产的地质影响因素

煤层气井的开发是将赋存在煤层中的甲烷气体通过一系列的工程技术手段将其产出，能否形成较高的商业价值目标取决于达到规模性产量的开采有效性。不论何种开采工艺，较好的产气效果均需要煤储层具有一定的资源量，而能否将这些丰富煤层气资源产出则需要煤层气具有较好的解吸能力，煤层也需要具有较好的渗透、流动通道，即较高的煤层气运移能力。同时，煤储层赋存的构造环境的强弱、煤体结构的好坏等也影响着开发工程的有效、顺利实施。

(1)资源量

在一定的煤储层赋存环境下，煤层气的资源量即富集是煤层气井获得高产的必要条件。通过研究区沉积相与煤相的研究发现，在煤层纵向展布中，煤层的形成环境存在一定差异，使得煤质演化程度不同，从而在纵向展布上并非是均质唯一的，煤层气井的开发涉及到了各工程地质条件在煤层纵向各段中的有效匹配性，而含气量这种纵向非均质性必然会到各种因素匹配的有效性降低，所以煤储层的资源量同样也需要考虑煤层气纵向展布的均一性。

(2)渗透性

煤层渗透率反映着气、水在煤层中运移能力，是煤体固相基质、孔隙以及流体三者共同作用的直接反应，较低的煤层渗透率难以形成有效连续的气水流动，同时还容易受到开采动态过程的影响而产生较大的敏感性，直接制约着煤层气的开采效果，较高的煤层渗透率是形成煤层气富集高产的保障。同时，如煤层含气性在纵向空间中的展布差异一样，由于煤层煤相的差异使得煤体自身发育的原始孔渗结构不同，使渗透率的展布出现差异，同时煤相的差异还影响煤层煤质、结构，使其在受到后期地质演化活动作用时的响应不同，作用煤体后期的渗透率变化不同，综合原始孔渗结构的差异，煤体渗透率在煤层段纵向空间中也表现出了一定的非均质性，也会使得各工程地质参数间匹配的有效性降低而制约煤层气的富集高产。

(3)解吸能力

煤层中的甲烷目标以吸附状态赋存在煤层之中，甲烷的产出需首先排采煤层中水以降低煤层孔隙中的流体压力，当压力降低至甲烷气体的临界解吸压力以下时即发生解吸转化为游离态，才可在压差的驱动下运移产出煤层，从而煤层气解吸的难易程度就制约着煤层气开采效果的好坏。临储比是煤层甲烷气体临界解吸压力与储层压力间的比值，可直接反映煤层气排水降压的难易程度，临储比越低，排水降压的幅度越大，难度增加，工程量变大，敏感度煤层气储层受到的影响越大，越不利于煤层气的高效产出。

(4)煤体结构

可依据破坏程度主要划分为原生结构、原生-碎裂、碎裂结构、碎裂-碎粒、碎粒结构、碎粒-糜棱以及糜棱结构。煤体结构的差异一方面影响着煤层渗透率的大小，另一方面在区域上产生了较大非均质性，影响着煤层气的压裂、排采工程实施从而制约着煤层气井的产能。

(5)围岩条件

研究区中南部目标煤层顶底板目标分布着泥岩、砂岩以及部分灰岩，基于研究区目标含煤段沉积相的研究可知，泥岩间的煤层大都稳定，煤质较纯，灰分含量较低，保存较好的结构，从而泥岩对煤层的封盖效果较好。而砂岩由于孔隙空间相对较大而不利于煤层气的聚集。灰岩则由于常含有较大的溶蚀空间，也会造成甲烷气体的逸散，同时灰岩含水量较大，易与煤层发生水动力联系而影响开采效率降低产气效果。

(6)水文地质条件

煤层气吸附在煤层孔隙中，受到了来自周围岩层以及水流的封堵作用，地下水的滞区对煤层有较好的封闭作用，有利于煤层气的富集，而径流区由于地下水流动性强，会增强煤层气的逸散，不利于煤层气的富集。区域构造环境的复杂与否目标反映了应力作用对煤层气富集的影响，其在一定程度上反映着地质演化作用的强烈程度，影响区域上煤体结构破坏程度、煤层顶底板对煤层气的封存好坏，从而对煤层渗透率与含气量有着一定影响，同时还决定着开发工程实施等方便性从而影响煤层井的富集开发。