库拜煤田阿艾矿区煤储层地应力特征及其对储层物性的制约∗

2022-02-01魏永恒王文峰琚宜文田继军

新疆大学学报(自然科学版)（中英文） 2022年6期

李鑫，魏永恒，王文峰，琚宜文，田继军，吴斌，冯烁

(1.新疆大学新疆中亚造山带大陆动力学与成矿预测自治区重点实验室，新疆乌鲁木齐 830017；2.中国科学院计算地球动力学重点实验室，北京 100049；3.中国科学院大学地球与行星科学学院，北京 100049；4.新疆维吾尔自治区煤田地质局一六一地质勘探队，新疆乌鲁木齐 830002)

0 引言

煤层气作为一种可替代天然气的清洁能源，可以有效缓解天然气供能不足的局面[1−2]．我国煤层气资源量位居世界第三位[3]，其中埋深2 000 m以浅煤层气可采资源量为12.5×1012m3[4]．地应力是影响煤层气开发的基本因素，可影响煤储层渗透率、储层压力、储层含气性、压裂裂缝形态和扩展方向等[5]．地应力主要由重力应力、构造应力、热应力和残余应力等耦合而成[6]；古构造应力场影响孔隙和天然裂缝的发育，进而制约储层原始渗透率；现今地应力是在古构造应力场形成基础上的叠加，其分布直接决定了煤储层孔隙和裂缝的开闭[7]；中国浅-中深部煤储层地应力以中-高应力区为主[8]．我国不同盆地煤储层最大水平主应力与垂直主应力的转换深度不同，如沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地柳林地区和黔西六盘水煤田转换深度分别为650 m、850 m和600 m[9−11]．随埋深增加，我国不同盆地煤储层吸附气含量临界转换深度亦存在差异，如沁水盆地南部范庄-郑庄区块吸附气含量临界转换深度为825 m[12]，而鄂尔多斯盆地东部吸附气含量转换深度则在900∼1 600 m范围内波动[13]．

近年新疆南天山挠曲盆地库车坳陷煤层气的勘探开发进展迅速，库拜煤田是其中重点勘探开发的地区之一．受山前强烈构造挤压抬升的影响，库拜煤田多套煤层气储层地应力特征及其影响下储层物性特征可能与我国中东部煤田相应特征不同．前人对挠曲盆地煤储层地应力研究较薄弱，此类地质条件下地应力分布特征及其地应力状态对煤储层物性的影响尚不清晰，对挠曲盆地构造背景制约下储层地应力特征的讨论较为欠缺．针对上述不足，本文分析了南天山挠曲盆地库车坳陷阿艾矿区多套煤层气储层地应力分布特征及其对煤储层渗透率的制约，揭示了地应力对煤储层压力和吸附气含量的影响，并结合构造演化对煤储层现今应力场的影响，探讨了挠曲盆地构造演化背景下煤储层地应力特征及其对储层物性的制约机理，研究结果对指导库拜煤田煤层气乃至南疆地区煤层气进一步勘探开采具有重要的现实意义．

1 区域地质背景与特征

库拜煤田位于南天山山前挠曲盆地[14]库车坳陷北部，阿艾矿区处于库拜煤田东部．阿艾矿区东西走向长约39 km，南北宽约1.7 km，面积约63.53 km2；矿区总体走向为近东西向，局部地段为北东走向，形态展布不规则；矿区内褶皱较为发育，由北向南依次发育有捷斯德里克向斜、捷斯德里克背斜、夏阔坦向斜、比尤勒包谷孜背斜[15]，区内西部发育F1逆断层（图1）．不同褶皱构造复杂程度差异性较大，倾角介于8∼80˚之间；阿艾矿区内分布的地层主要有三叠系、侏罗系、白垩系、第三系和第四系；含煤地层主要有侏罗系下统阳霞组、塔里奇克组和侏罗系中统克孜努尔组（图2），其中塔里奇克组是主要含煤地层，共含煤14层，主要煤层为下5和下12煤层，可采煤层累计平均厚度在20 m左右．

图1 （a）库车凹陷构造单元图；（b）阿艾矿区构造纲要图；（c）阿艾矿区煤层气井位分布图

图2 阿艾矿区煤系地层柱状图

2 样品采集与测试方法

根据国家标准GB/T 24504―2009和行业标准DB/T 14―2000对阿艾矿区14口井/29个层开展注入/压降试井和原地应力测试，以获取储层渗透率、储层温度、储层压力、破裂压力、闭合压力、重张压力等参数．最小水平主应力、最大水平主应力和垂直应力分别根据煤储层闭合压力、破裂压力、岩石抗张强度及岩体容重之间的关系进行计算[16−17]．

含气量测定根据国家标准GB/T 19559―2008进行．将密封后煤样（来自阿艾矿区14口煤层气井）在恒温装置的储层温度下进行解吸，自然解吸量连续7天、平均每天小于或等于10 mL时结束解吸．将自然解吸后的样品破碎2∼4 h后放入恒温装置，待恢复储层温度后观测气体逸出量，连续解吸7天、平均每天小于或等于10 mL时结束残余量测定[18]，并根据煤样暴露时间计算采样过程中气体损失量．解吸气量、残余气量加损失气量即为煤样含气量．

3 挠曲盆地煤储层储层压力和地应力特征

3.1 储层压力特征

表1为阿艾矿区注入/压降试井和地应力试验结果．阿艾矿区试井煤层埋深363.23∼1 149.06 m，均值为750.64 m；煤储层压力为3.26∼10.70 MPa，均值为6.60 MPa；储层压力梯度为0.72∼1.27 MPa/100 m，均值为0.89 MPa/100 m．据储层压力分类：小于0.9 MPa/100 m为欠压储层，0.9∼1.00 MPa/100 m为正常压储层，大于1.00 MPa/100 m为高压储层，可知阿艾矿区总体呈欠压状态，但也存在局部超压储层．阿艾矿区有效应力随埋深的增加而增大，有效垂直主应力随埋深增大速率>有效最小水平主应力随埋深增大速率>有效最大水平主应力；随埋深增大速率，有效最大水平主应力和埋深相关性大于有效最小水平主应力和埋深相关性（图3）．储层压力梯度随埋深的增加基本呈略缓慢减小趋势（图4(a)）．破裂压力、闭合压力和储层压力随埋深呈线性增大趋势，且三者与埋深的相关性均较高（图4(b)），其中闭合压力和破裂压力之间的相关性可达90%（图4(c)）．

图3 （a）阿艾矿区煤储层（最大水平主应力-储层压力）和埋深关系；（b）（最小水平主应力-储层压力）和埋深关系；（c）（垂直主应力-储层压力）和埋深关系

图4 （a）阿艾矿区最大水平主应力梯度、最小水平主应力梯度、储层压力梯度和埋深关系；（b）煤储层破裂压力、闭合压力、储层压力和埋深关系；（c）煤储层闭合压力和破裂压力的关系

表1 研究区注入/压降试验及地应力测量试验参数

3.2 地应力状态随埋深的变化

阿艾矿区最大水平主应力为5.56∼28.02 MPa，均值为18.11 MPa；最大水平主应力梯度为1.44∼4.29 MPa/100 m，均值为2.51 MPa/100 m；最小水平主应力为5.10∼18.90 MPa，均值为12.67 MPa；最小水平主应力梯度为1.11∼2.58 MPa/100 m，均值为1.76 MPa/100 m；垂直主应力为9.81∼30.43 MPa，均值为19.61 MPa．Kang等[19]根据最大水平主应力对超高应力区（>30 MPa）、高应力区（18∼30 MPa）、中等应力区（10∼18 MPa）和低应力区（0∼10 MPa）进行分类．统计可知阿艾矿区52%的最大水平主应力处于18∼30 MPa，该矿区处于高应力水平．

根据Zhao等[6]对地应力场状态的划分，阿艾矿区σv>σH>σh、σH>σv>σh、σH≈σv>σh应力场分别对应正常应力场状态、走滑断层应力场和应力场过渡状态．阿艾矿区煤储层埋深处于350∼500 m时，地应力类型为σH>σv>σh，煤储层处于走滑断层应力场，为挤压状态；埋深处于500∼900 m时，地应力类型逐渐转为σH≈σv>σh，煤储层处于应力场过渡状态；埋深大于900 m时，地应力类型逐渐转为σv>σH>σh（图5(a)），垂直主应力占据主导地位，煤储层处于正常应力场状态，为压缩状态．

侧压力系数（λ）定义为平均水平主应力与垂直主应力的比值、是反映地应力状态的重要参数[20]，λ用下列公式表示：

图5（b）为阿艾矿区λ和深度的关系．由图5（b）可知，数值点基本都位于中国应力内外包络线范围内，也同时位于Hoek-Brown应力内外包络线范围内．煤储层埋深350∼500 m范围，侧压力系数为0.54∼1.27，均值为0.95；煤储层埋深500∼900 m范围，侧压力系数为0.48∼1.00，均值为0.77；煤储层埋深900∼1 200 m范围，侧压力系数为0.62∼0.79，均值为0.74．埋深处于350∼500 m时，水平主应力占主导地位；埋深处于500∼900 m时，垂直主应力的作用开始增大，此段λ变小；埋深处于900∼1 200 m时，最大水平主应力、最小水平主应力和垂直主应力随深度增加而增大，此段λ值趋于收敛．

图5 （a）阿艾矿区的储层最大水平主应力、最小水平主应力、储层压力、垂直主应力和静水压力和储层埋深关系；（b）侧压力系数和储层埋深的关系

4 挠曲盆地煤储层地应力对煤层气可采性的制约

4.1 地应力对煤储层渗透率的制约

渗透率反映煤储层的渗流能力，决定煤储层中气液运移的难易程度，进而影响气体的产量[21−22]．制约煤储层渗透率的因素多样，包括应力状态、煤体结构、天然裂隙等因素[23]．中国的地质构造背景复杂，煤储层渗透率一般低于美国、澳大利亚等，原地应力对煤储层渗透率的影响更加显著[24−26]．阿艾矿区渗透率随最大水平主应力、最小水平主应力和垂直主应力增加呈减小趋势（图6），阿艾矿区渗透率随有效地应力的增大亦呈减小趋势（图7）．有效地应力随埋深增加呈增大趋势（图3），而渗透率随有效地应力的增加呈减小趋势，这主要是因为随有效应力增大，孔隙闭合，裂缝宽度减小，煤体发生弹塑性变形，煤储层渗流空间减小，导致煤储层渗透率减小．

图6 （a）阿艾矿区最大水平主应力和渗透率关系；（b）最小水平主应力和渗透率关系；（c）垂直主应力和渗透率关系

图7 （a）阿艾矿区煤储层（最大水平主应力-储层压力）和渗透率关系；（b）（最小水平主应力-储层压力）和渗透率关系；（c）（垂直主应力-储层压力）和渗透率关系

图8为阿艾矿区渗透率和储层埋深的关系．储层埋深350∼500 m，两个渗透率数据点分别为2.23 mD和0.23 mD，一定程度上说明此埋深范围渗透率值较大；储层埋深500∼900 m，渗透率范围为0.01∼2.31 mD，均值为0.46 mD，数值大于0.25 mD的渗透率数据点占一半左右，此深度范围渗透率较大但总体随埋深增加不断减小，主要在于此段地应力类型为σH≈σv>σh，垂直应力随埋深增大速率逐渐大于水平应力，煤储层裂隙随深度增大而逐渐闭合，渗透率逐渐减小；储层埋深900∼1 200 m，渗透率范围为0.08∼0.35 mD，均值为0.19 mD，此段渗透率较低，4个数据点数值均小于0.25 mD，仅1个数据点数值大于0.25 mD，主要在于埋深大于900 m后，最大水平主应力、最小水平主应力和垂直主应力值均较大，且垂直主应力增大速度大于水平主应力，垂直主应力为主后对水平渗透率的影响更大，致使此段渗透率均较低．埋深900 m处既是渗透率趋势变化点，也是垂直主应力和最大水平主应力的转换点，暗示了地应力对渗透率的制约作用．

图8 阿艾矿区渗透率和储层埋深关系

4.2 地应力对储层压力的制约

煤层气的开发是一个排水、降压和促进气体解吸的过程[27−28]，储层压力直接决定了煤层气的吸附、脱附和渗流能力，对煤层气的开发具有重要制约作用．由图9可知，煤储层压力随着地应力的增加而增大，两者呈线性正相关，相关系数达0.696 9．地应力是影响煤储层压力的主要因素，随着地应力的增加，煤储层孔隙体积被挤压，煤储层中气、水介质压力增大，促使煤储层压力增大[29]．

图9 阿艾矿区最小水平主应力和煤储层压力关系

4.3 地应力对吸附气含量的影响

影响吸附气含量的因素有储层压力和温度等因素[30]．其中储层压力对煤的吸附能力具有正效应，温度对煤的吸附能力具有负效应，正效应和负效应之间相互作用导致存在煤层气含气量临界深度[31]．由上述分析可知，埋深900 m为地应力状态转换点，是垂直主应力和最大水平主应力的转换点，亦是侧压力系数1.0深度处．由图10可知，总体上阿艾矿区下5和下10煤储层吸附气含量在300∼900 m的范围内随埋深增加而趋于增大、在大于1 000 m时随埋深增加而趋于减小，可知阿艾矿区下5和下10煤储层吸附气含量转换深度在900∼1 000 m附近．当侧压力系数1.0深度小于含气量反转深度时，埋深较深的界线为临界深度[2]，亦证明阿艾矿区吸附气含量临界深度在900∼1 000 m附近．当埋深小于900∼1 000 m时，最大水平主应力、最小水平主应力和储层压力随埋深增加速率大于相应值在埋深大于1 000 m时的增大速率（图5(a)），因此，埋深900∼1 000 m以浅地应力制约下的储层压力起主导作用，吸附气含量随埋深增加而增大；当埋深大于900∼1 000 m时，储层压力正效应小于温度负效应，吸附气含量随埋深增加转为下降．

图10 （a）阿艾矿区下5煤储层吸附气含量和埋深关系；（b）下10煤储层吸附气含量和埋深关系

4.4 地应力对煤层气井产量的影响

地应力对煤层气的勘探开采不仅具有正效应亦具有负效应．一方面，地应力越大，储层压力越大，有利于保持煤储层压力并形成高临储比储层，容易排水降压，有利于煤层气的开发；另一方面，随着地应力增加，渗透率往往减小，抑制煤储层的排水降压以及煤层气的解吸、运移和产出[16]．煤层气可采性是煤层气勘探开采的先决条件，而临储比和渗透率是衡量煤层气可采性的关键地质因素[32]．由上文分析可知，地应力对渗透率具有负效应；同时地应力通过对储层压力的正效应而对临储比产生正效应．目前，阿艾矿区大部分煤层气井排采时间较短（多处于排水段尚未产气），因此，分析了阿艾矿区邻区铁列克矿区煤储层地应力与煤层气井典型日产气量[33]的关系，发现最小水平主应力和典型日产气量呈负相关（图11），典型日产气量随着最小水平主应力的增加而逐渐减小．由此可知，地应力对渗透率造成的负效应大于地应力对煤储层压力和临储比造成的正效应，高地应区可能面临煤层气井低产风险．

图11 铁列克矿区最小水平主应力和典型日产气量关系

5 挠曲盆地煤系构造演化及其对煤储层地应力的制约作用

5.1 构造演化对现今煤储层应力场的制约

阿艾矿区地层走向近EW向，发育NS向平行排列一系列宽缓短轴状褶皱[34]．矿区地层倾角跨度大，随褶皱不同而不同，矿区最南部比尤勒包谷孜背斜南翼地层近直立，向北地层倾角依次变缓，直至矿区北部捷斯德里克向斜倾角8∼30˚．南天山挠曲盆地库车坳陷北部构造带主要经历燕山期和喜马拉雅期构造运动，燕山期和喜山期构造应力的方向分别为NW-SE向和近NS向[35]，燕山期和喜山期构造运动最大有效古应力分别为27.4∼60.0 MPa和55.7∼100.0 MPa，燕山期最大有效古应力小于喜山期，且北部构造带在燕山期和喜山期各经过一次构造抬升（图12）．阿艾矿区主要开采煤层位于北部构造带北部埋深小于1 500 m的位置，其所经历的构造历程与北部构造带一致．据此推测第一次挤压构造抬升过程阿艾矿区煤储层受燕山期构造运动影响发生轻微褶皱，形成山前宽缓褶皱雏形；第二次强烈挤压抬升过程阿艾矿区煤储层受喜山期新构造运动影响部分煤储层急剧抬升形成陡倾斜紧闭背斜煤储层，且存在不同褶皱间高角度逆冲断层制约下断块间做差异性升降运动现象[36]．煤储层在燕山晚期先抬升，其中浅部煤储层（小于500 m）会伴随应力释放形成碎裂煤，然后煤储层在喜山期的构造挤压作用下发育一系列高角度逆冲推覆断层，形成现今走滑断层应力场状态（σH>σv>σh，图5(a)）又将裂隙压实闭合，导致渗透率减小．受喜山期浅部煤储层（小于500 m）逆冲推覆影响，中深部（埋深500∼1 200 m）煤储层现今应力场侧压力系数明显小于浅部，同时古NS向构造挤压应力部分释放后渗透率回弹，该位置储层含气量较高，较有利于煤层气的开发．

图12 库车坳陷北部构造带煤储层埋藏史（据文献[35]修改）

5.2 挠曲盆地山前褶皱带地应力场分异特征

库车坳陷库拜煤田主要经历燕山期和喜马拉雅期构造运动后形成了基本平行于天山的东西向的山前二级褶皱单元[37]，同时受到南东东、北西西向扭应力作用，产生了次一级的波状起伏，其中就包括阿艾矿区的夏阔坦向斜和比尤勒包谷孜背斜，而南北向的挤压应力程度不同和垂向上的升降运动可导致位于矿区中部的夏阔坦向斜和矿区南部的比尤勒包谷孜背斜的地应力特征不同．由图13可知，夏阔坦向斜中最小水平主应力和最大水平主应力随埋深增大的速率大于比尤勒包谷孜背斜中最小水平主应力和最大水平主应力随埋深增大的速率，即同一埋深夏阔坦向斜水平主应力大于比尤勒包谷孜背斜水平主应力．受此影响，夏阔坦向斜和比尤勒包谷孜背斜煤储层渗透率和埋深关系亦产生分异（图14），地应力较大的夏阔坦向斜渗透率值（0.01∼0.61 mD，均值为0.22 mD）小于比尤勒包谷孜背斜渗透率值（0.11∼2.23 mD，均值为0.60 mD）（表2），可知夏阔坦向斜垂直方向所受构造挤压应力较大，煤储层裂隙收缩，造成此处渗透率较小，而比尤勒包谷孜背斜所受构造挤压应力较小，造成此处渗透率相对较大，更利于煤层气的开发．

表2 夏阔坦向斜和比尤勒包谷孜背斜地应力数据

图13 夏阔坦向斜和比尤勒包谷孜背斜中最大水平主应力（a）、最小水平主应力（b）与埋深关系

图14 夏阔坦向斜和比尤勒包谷孜背斜中渗透率和埋深关系

由图5可知，埋深350∼1 200 m范围内阿艾矿区σH>σv>σh类型占总地应力场类型的10.7%，无σH>σh>σv类型，σH≈σv>σh类型占总地应力场类型的53.6%，且σv>σH>σh类型随着埋深的增加而增多．鄂尔多斯盆地东缘埋深488∼1 289.5 m范围内σH>σv>σh、σH>σh>σv、σv>σH>σh地应力场类型分别占总地应力场类型的54.7%、4%、41.3%．可知鄂尔多斯盆地东缘σH>σv>σh类型地应力场占比远大于阿艾矿区σH>σv>σh类型占比；阿艾矿区不含σH>σh>σv，而鄂尔多斯盆地东缘含有少量σH>σh>σv类型．推测上述不同产生的原因是阿艾矿区煤层抬升至近地表急倾斜后水平应力释放，导致水平应力减小，进而导致σH>σv>σh类型地应力场向σH≈σv>σh类型转换所致．最终导致σH>σv>σh类型占比减小而σH≈σv>σh类型地应力场占比较大．