气测录井在低煤阶煤层气勘探中的应用

于东方 姚海鹏，2 林海涛 李 玲

（1.内蒙古煤勘非常规能源有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010000；2.中国矿业大学煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221116）

0 引言

气测录井是油气勘探中发现并评价油气层的重要技术手段。因此，气测录井分析方法直接关系到油气层综合解释符合率，也是国内外录井技术领域研究的热点。总体来看，气测录井分析主要包括气测数据影响因素分析、定性或定量解释两个层面。单元伟、王江涛［1-2］从地质和工程因素阐述了气测资料的影响因素；赵洪权［3］通过模拟实验建立了井口和泥浆槽钻井液与全脱分析数据之间的关系；曹凤俊［4］指出气测主要受钻头直径、钻头类型、钻压、转盘转速等工程因素的影响，并提出了钻头直径和钻时影响的校正方法；王刚［5］等分析了钻井液密度和黏度对气测全烃值的影响规律；常凌霄［6］从钻井工程和设备等方面提出了减少影响气测数据的措施；纪伟［7］等根据气测曲线形态划分了4种类型的储集层；李祖遥［8］等利用三角形图解法、皮克斯勒法进行气测录井解释；赵陈［9］等根据气测组分资料建立了油气层识别图版；董国富［10］等利用甲烷指数、全烃异常指数、烃组分指数等进行油气定量解释；范金花、赵南［11-12］等优选出油气敏感参数，建立解释模型进行油气识别和评价。上述气测分析方法主要是用于常规油气层，常规油气层储层为砂岩，而对于煤储层，尤其是低煤阶煤储层，由于煤储层和砂岩储层在物理性质上的极大差异，并不完全适用。近年来，煤层气勘探热点由以高煤阶为主逐步向中低煤阶过渡，勘探区域也由山西省扩展到内蒙古、新疆等地区。为了提高低煤阶煤层气的勘探开发效率，降低勘探风险，开展煤储层气测录井分析方法及其应用的研究十分必要。

1 地质概况

二连盆地巴彦花凹陷是低煤阶煤—褐煤发育的典型代表区，该地区煤层气的勘探开发工作具有重要的示范意义。

1.1 地质条件

巴彦花凹陷行政隶属于内蒙古自治区西乌珠穆沁旗白音花镇，面积为710.24 km2；位于乌尼特断陷带，总体为北东走向的向斜构造，发育次一级构造，有一个向斜、一个背斜，规模均较小；区内断层较发育，以平行于向斜轴走向的NE向断层为主，有10条可靠断层、11条较可靠断层，均为正断层（图1）。区内出露的地层由老至新主要有上侏罗统（J3）、下白垩统大磨拐河组（K1d）、古近系（E3）、新近系（N2）及第四系（Q）。上侏罗统构成含煤岩系基底。

图1 巴彦花凹陷构造纲要图

含煤岩系为下白垩统大磨拐河组（K1d），地层厚度介于76.20～909.10 m，平均为440.90 m，该组为一套陆相碎屑沉积，岩性组合以灰、灰白、深灰色粉砂岩、泥岩为主，次为浅灰、灰绿色砂岩、砂砾岩，上部含主要煤层，含大量植物化石，但大部分保存不完整，呈碎片状，且已炭化。煤层主要发育于中段和上段。研究区大磨拐河组（K1d）整体含煤性好，共发育7个煤组、24层煤，煤层累计厚度平均值为34.70 m。可采煤层13层，其中大部可采煤层为5-1、5-2、6-1、6-4、6-7煤层，局部可采煤层为5-3、5-4、5-5、6-2、6-3、6-5、6-6、6-8煤层，可采煤层累计厚度平均值为22.53 m。区内煤变质程度较低，最大镜质组反射率介于0.37%～0.59%，为褐煤和长焰煤。

1.2 煤层气勘探部署情况

为了推动内蒙古低煤阶煤层气的勘探开发进程，内蒙古地质勘查基金项目管理中心牵头组织科研技术团队，初步优选了巴彦花凹陷煤层气资源目标区，并联合内蒙古非常规天然气工程技术研究中心，部署施工了煤层气X探井。该井钻穿所有煤层，按照规范和设计要求进行了综合录井和测井，采用套管完井，截至目前，已经围绕该井部署了小井组，准备进行排采试验。X探井气测录井采用上海神开石油化工装备股份有限公司生产的SK3000综合录井仪器，获取的气测参数主要包括全烃值、烃组分、非烃组分。气相色谱仪分析周期设置为35 s，记录频率为1点/m，含气性异常段进行加密。在开工前，用标准混合气体样和甲烷标准气样分别对烃组分和全烃值标定2次，误差小于3%，且在施工过程中，每一次接单根做一次仪器测量井深校正，满足录井规范要求［13-14］。

2 气测录井分析

气测资料解释是录井分析工作的核心，选用适宜的参数和方法，总结气测响应规律，发现气层并优选排序，为选层压裂等后续工作提供地质依据。

2.1 含气层段气测一般响应特征

X探井钻遇地层自上而下为第四系、新近系、古近系和下白垩统大磨拐河组，其中大磨拐河组为含煤地层，共钻遇36层煤，累计厚度达到了78.85 m。气测录井显示非含煤地层未发生气测异常，大磨拐河组共发现了气测异常层段20个，主要表现为全烃值和CH4含量呈现明显升高，6-3煤层（井深621 m处）全烃值和CH4含量最大，分别为11.85%、10.08%。综合钻时、岩心岩屑、测井等资料，确定了上述20个气测异常层段相对应的岩性及其深度，包括煤层段15个、非煤层段5个。X探井典型含气层段气测异常响应特征如图2所示，从图2可知，煤层气测异常峰值一般高于非煤层，厚煤层的气测曲线多呈箱形、阶梯形，而薄煤层的气测曲线常见尖峰状，结构复杂、含多层夹矸的煤层气测曲线常以“耳朵状”为特征。非煤层段含气层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，且位于煤层附近。

图2 X井含气层段气测异常响应特征图

2.2 烃组分特征

煤层气组分特征与煤阶紧密相关，但无论是哪个煤阶，有机质热解生成的烃类气体气成分均以CH4为主，只是重烃含量会有不同程度的变化。在褐煤至长焰煤阶段，重烃含量小于4%，在长焰煤至焦煤阶段，重烃含量较高，可占10%～20%。巴彦花凹陷煤层变质程度受埋深影响较大，自上而下由低变质褐煤演化为长焰煤，处于有机质热解演化的贫气阶段，生成的烃类气体中CH4占绝对优势，气测和气体组分测试分别得出的CH4含量均在95%以上，但气测数据计算出的气体干度总体偏小（图3），且受钻井液、工程、录井仪等因素影响，波动较大，这也是气测在组分分析方面的局限性，仅供参考。

图3 X井气体干度指标分布图

2.3 含气层段评价

1）计算“Q”值解释

三角形图解法是录井资料评价油气层的重要方法之一，何宏［15］等通过研究三角形图解法的数学关系，简化了计算过程，只需要计算Q值即可判断储集层的流体性质。X井各气测异常段“Q”值分布情况如图4所示，从图4可以看出，各气测异常层段Q值均介于0.75～1.00，落在图解法中的“大正三角形”内，流体性质解释为气层，取煤样解吸，含气量确实较高，这种解释方法得到的结果与实际情况相符合。

图4 X井气测异常层段“Q”值分布特征图

2）气测参数解释

目前油气层解释常用的气测参数主要有全烃增量和烃基比，即录井直接得到的全烃值经钻时、钻井液、排量等因素矫正之后［16-18］，分别与气测背景值的差和比。X井各含气煤层全烃增量、烃基比与含气量关系如图5所示，从图5可知，全烃增量变化较大，介于1.90%～8.60%，平均为3.78%；烃基比变化也较大，介于3.62～14.20，而实测含气量波动较小，并且其变化趋势与烃基比、全烃增量均不一致，没有明显的正相关性，这与常规油气解释的结果不同。因此，单纯的全烃值和烃基比值不能像在常规油气解释一样地应用在低煤阶煤层气勘探中，不能仅因为全烃值异常程度高或烃基比大而认为其含气性更好，但可以把全烃值异常或烃基比作为具有指示意义的重要参数。

图5 X井各含气煤层全烃增量、烃基比与含气量关系图

3）含气层段分类

全烃和烃基比尽管不能完全说明含气性的强弱，但气测响应依然是含气性的重要指标［19］，而储层厚度则在一定程度上影响了煤层气资源量的大小。因此，综合气测全烃值、实测含气量及储层厚度（图6）将15个含煤气层划分为煤层气资源目标层、有利层及远景层。将全烃值大于4%，实测含气量大于2 m3/t，厚度大于5 m的5-2煤、5-5煤、6-7煤、6-8煤划为目标层，把全烃值大于2%且小于4%，实测含气量大于2 m3/t，厚度大于2 m且小于5 m的5-3煤、6-1煤、6-3煤、6-5煤及6-6-2煤划为有利层，其他含气层划为远景层。

图6 X井各含气煤层实测含气量、全烃值、厚度分布图

X井发现的5个非煤含气层段编号分别为1号、2号、3号、4号、5号层，其岩性组合、气测等特征如表1所示。非煤含气层段均未进行含气量实测，但全烃值异常高，其中2号、3号和5号层段均邻近煤层，1号和4号层段夹有薄煤层，各层段厚度均不大，平均为2.28 m，埋深介于930～1 040 m，其岩性为细砂岩、砂质泥岩、碳质泥岩、泥岩，一般为顶底的薄煤层包围，呈“三明治”型，或者夹有薄煤层。总体来说，具备一定的煤系砂岩气资源条件，但受限于储层厚度，其资源规模有限，若单独开发煤系气，其经济可行性有待进一步研究，因此均划为远景层。2号层段与目标含煤气层5-5邻近，可以考虑煤系砂岩气与煤层气合采，需要进一步结合岩石力学、储层压力及含水性等数据支持。

表1 X井非煤含气层段特征表

2.4 基于气测成果的勘探开发方案

1）开发层段优选

巴彦花凹陷气测录井成果显示，煤层气资源主要富集于5-2、5-3、5-5、6-1、6-3、6-7、6-8煤层中。但经济性是煤层气勘探开发最重要的考虑因素之一，埋深越大，对经济技术上的要求越高。根据煤层气资源规范［20］，1 000 m以浅，地质储量要求单井产能在1 000 m3以上，随着埋深的增加，地质储量计算下限标准也提升，1 000 m以浅层段的煤层气开发是更有经济意义的选择。5-2、5-3、5-5煤层埋深介于903～973 m。因此优先考虑将5-2、5-3、5-5煤层作为开发层段。

2）开发方式

巴彦花凹陷煤层单层厚度薄，为了最大可能地获得煤层气单井产能，就需要在开发地质条件允许的前提下尽可能采用多煤层合采的方式。5-2、5-3煤层的间距为3.5 m，层间为碳质泥岩、砂岩、泥岩，这两个含气层段可以考虑合层开采，为了使两层有效连通，5-3、5-2煤层底板、5-2煤层中部和顶部进行射孔压裂施工。5-4煤层与5-5煤层的间距为2.9 m，层间以泥岩为主，对5-5煤层中部和顶板进行射孔压裂，使5-4、5-5煤层连通，当然这种合层开采的方式还需要进一步结合压力系数、煤岩力学、煤体结构变化等参数的具体研究支持。5-3煤层与5-4煤层间距超过20 m，且5-4煤层与5-3煤层之间为砂岩层，测井解释含水性较强。因此不宜将5-4、5-3煤层合层开发。

3 结论

1）X井气测发现20个含气层段，包括15个含煤气层和5个非煤气层。气测曲线形态与储层岩性、厚度有关，煤层气测异常峰值一般高于非煤层，厚煤层的气测曲线多呈箱形、阶梯形，薄煤层的气测曲线常见尖峰状，结构复杂、含多层夹矸的煤层气测曲线常以“耳朵状”为特征，非煤含气层岩性以粉砂岩、细砂岩为主，且位于煤层附近。

2）研究区总体煤变质程度较低，含气层中的气体组分以CH4为主，气测显示气体干度指标在95%以上。

3）X井气测的全烃增量和烃基比与实测含气量均没有明显的正相关关系，但运用三角形图解法或者“Q”值计算法进行流体性质评价是有效而符合实际情况的，因此，常规油气气测解释方法应用在低煤阶煤层气勘探中时未必有效，需要进行综合判断。

4）综合考虑全烃、含气量及气层厚度等因素，对20个含气层进行了优选排序，选出煤层气资源条件好的目标层为5-2、5-5、6-7和6-8煤层，但是基于气测成果和经济效益最大化的考虑，提出将1 000 m以浅的5-2、5-3煤层合层改造，5-4、5-5煤层合层压裂的开发方案。