大河边向斜中深部煤层气排采井地球化学特征研究

王少雷 赵福平 郑鹏宇

摘  要：本研究以大河边向斜中深部煤层气为研究对象，深入剖析该区块资源潜力，探索合层排采精细化管理方法。运用煤层气地球化学分析方法对排采全过程进行跟踪分析，包括气体组成、气体中CH4碳氢同位素、水质全分析及水中氢氧同位素等。通过跟踪分析，为探明演化成因、地下水补给、隐伏断层、通道结垢消除以及压裂液矿化度等问题提供清晰认识和改进思路，最终论证该跟踪分析方法是煤层气高产稳产的重要手段，有望进一步完善并规范化后广泛应用。

关键词：煤层气排采；地球化学分析方法；高产稳产

1.项目概况

根据贵州省地勘资金项目安排，于2021年在贵州省六盘水市钟山区大河镇大河边向斜空白区块部署了涉及3口参数井的一组丛式井井组。该项目旨在系统探究该区块内煤层气资源赋存规律及资源量，并深入开展多产层高效合层排采管控技术研究及工程实践等关键技术攻关。本研究区煤层段埋深800至950m之间，主力层段为11#煤，上部包括1#、7#煤层，或者下部煤层包括12#、13#、14#、17#煤层。大丛1井组3口井采用光套管活性水压裂工艺开展10个层段的压裂施工，选用石英砂和陶粒作为裂缝支撑剂，活性水压裂液施工排量7至10m3/min，累积注入压裂液量9602m3，支撑剂量420m3。

为做好精细化排采管控，将大丛1井组排采过程划分为8个阶段，即试抽阶段Ⅰ、控（流）压排液阶段Ⅱ、缓慢降（流）压阶段Ⅲ、控（套）压产气阶段Ⅳ、降（流）压提产阶段Ⅴ、控（流）压稳产阶段Ⅵ、产气衰减阶段Ⅶ和暴露（产层）提产阶段Ⅷ。利用煤层气地球化学分析方法对排采全过程进行跟踪分析，定期采集和化验分析煤层气井产出的气、水样品，开展气体组成（烃类及组成、非烃类气体）、气体中CH4碳氢同位素、水质全分析（常量阳离子、阴离子、总硬度、总矿化度、总碱度、微量阳离子等）及水中氢氧同位素等分析。

2.采样与测试

2.1水样采集

本研究对大河边向斜区域大气降水、配压裂液用水、压裂液、井下煤层顶板淋水、中央水仓水、放溢流水及煤层气井排采水进行采样测试。

（1）实验室测试采样

采集压裂前煤层水、压裂过程中压裂液和压裂液注入完成后、正常排采阶段及放溢流过程中排采水每种6瓶（每口参数井各取两瓶），测定常规离子、微量元素、溶解无机碳稳定同位素及水中氢氧同位素；压裂液注入完成后需考虑阳离子交替吸附作用在返排初期交换作用强烈，分别在返排初期的第1、2、3、4、5、14天进行各参数口井取样，进行常规离子测试，压裂液返排正常排采阶段，采样测试为排采前期一个月进行1次，后期两个月到三个月1次。

（2） 现场水质测试采样

现场水质测试频率为一天两次，本研究现场测试选用C-600便携式多功能水质检测仪、WGZ-1S浊度仪、PXS-CL氯离子计，进行水质pH、EC、TDS、盐度、ORP指标、S.G、浊度、Cl-测试。室内测试选用戴安ICS-90型检测阴离子，美国Vista MPX电感耦合等离子体－发射光谱仪检测阳离子，NexION300电感耦合等离子体质谱仪素检测微量元，MAT253同位素质谱仪检测氢氧同位素仪器以及MAT253稳定同位素气体质谱仪检测溶解无机碳。

2.2气样采集

本研究在放溢流时涌出气、排采初期游离气以及煤层气井产气三阶段进行参数井采气，各参数井分别采集3袋气体，使用Agilen 7890B气相色谱仪、Thermo Scientific MAT 253气体稳定同位素比质谱仪——气相色谱及DI-MAT252气体同位素质谱仪分别进行气体组分、甲烷碳氢同位素以及气体二氧化碳同位素测定。

3 .样品采集及分析成果

（1）pH值

pH值是一种标志溶液酸碱度的单位，中性溶液pH值为7，大于7为偏碱性，小于7为偏酸性。大丛1井组合层排采过程中，各井产出水pH值变化如图3所示。各井产出液pH值主要介于6.5—8.2之间。从各井情况对比来看，大丛1-3井煤储层压裂过程中施工压力持续较低或存在施工压力突降，判断压裂过程中与断裂构造带沟通，因此在排采过程中有较强的偏碱性的滞留地下水补给，导致大丛1-3井产出液pH值明显偏高；随着排采进行，一方面滞留地下水不断被排出，使地表水间接补给作用增强，另一方面煤储层中CO2气体解吸溶于产出液，导致产出液pH值快速下降。

（2）ORP值

ORP指氧化还原电位，用来反映水溶液中所有物质表现出来的宏观氧化还原性。氧化还原电位越高，氧化性越强，氧化还原电位越低，还原性越强。电位为正表示溶液显示出一定的氧化性，为负则表示溶液显示出一定的还原性。大丛1井组合层排采过程中，各井产出水ORP值变化如图4所示。

从各井情况来看，大丛1-1井压裂施工未明显沟通导水断层，产出水ORP值相对较高；相比之下，大丛1-2井（影响较弱）、大丛1-3井（影响较强）均不同程度地受到临近断裂构造带导水的影响，产出水ORP值降低，随着排采进行，断裂带附近滞留地下水不断被排出，使具氧化性的（高ORP值）地表水间接补给作用增强，导致大丛1-3井产出液ORP值快速升高，且明显高于大丛1-2井、大丛1-3井。

（3）TDS值

TDS是常规离子在水中长期积累的综合反应，排采井经过长期的排采，其产出水矿化度基本能代表原始地下水信息。TDS值越高，表示水中含有的溶解物越多。大丛1井组合层排采过程中，各井产出水TDS值变化如图5所示。从各井情况来看，大丛1-1井并未明显受到导水断层影响，因此排采前期产出水以压裂液为主，导致产出水中TDS值较高；相比之下，大丛1-2井、大丛1-3井受到导水断层不同程度的影响及低TDS地层水的混入，因此产出水TDS值相对较低。

（4）盐度值

盐度表示每千克水中所含的溶解的盐类物质的量（单位mg/L或ppm）。盐度越高，表示水中所溶解的盐类物质越多。大丛1井组合层排采过程中，各井产出液盐度变化如图6所示。各井产出液盐度与TDS值及其变化趋势一致。分析认为，各井产出液中所溶解的物质以盐类为主，包括压裂过程中加入的KCl、阳离子交换作用置换出的NaCl、地层水中的NaHCO3等，且在排采初期产出水以KCl为主，排采一段时间后以NaCl为主，随着煤层气解吸及地层水补给增强，NaHCO3比例逐渐升高。从各井对比情况来看，大丛1-1井基本无地层水补给，以压裂液为主要成分的排采产出液盐度值较高；大丛1-3井受地层水补给强烈，因此产出液稀释后盐度值较低。

3.2水中常量离子浓度差异

（1）Ca2+

各井产出液中Ca2+浓度主要介于150.7至641.7 mg/L之间，且排采过程中各井Ca2+浓度均整体呈现缓慢下降的趋势。从各井对比情况来看：大丛1井组各井产出液Ca2+浓度差别较大，大丛1-1井浓度最高，且2023年5月12日后Ca2+浓度突然下降，当前产出液Ca2+浓度与大丛1-2井、大丛1-3井相当，如图7所示。分析认为：产出液中Ca2+浓度与压裂施工压力存在一定关系，当压裂施工压力高时，压裂液与煤层中无机矿物在高压条件下发生的阳离子交替吸附作用更强，阳离子交换程度高，导致K+与Na+、Ca2+、Mg2+发生的离子交换作用更彻底，因此大丛1-1井产出液中Ca2+浓度明显升高；此外，大丛1-1井产出液中Ca2+浓度高还可能与地层水补给弱，未发生明显的稀释作用有关。

（2）Mg2+

各井产出液中Mg2+浓度主要介于13.2至87.6 mg/L之间，且排采过程中各井Mg2+浓度均整体呈现缓慢下降的趋势。从各井对比情况来看：大丛1-1井浓度最高，且2023年2月17日后Mg2+浓度产生大幅波动，当前产出液Ca2+浓度与大丛1-2井相当，如图8所示。分析认为：产出液中Mg2+浓度与压裂施工压力存在一定关系，当压裂施工压力高时，压裂液与煤层中无机矿物在高压条件下发生的阳离子交替吸附作用更强，阳离子交换程度高，导致K+与Na+、Ca2+、Mg2+发生的离子交换作用更彻底，因此大丛1-1井产出液中Mg2+浓度明显升高。此外，大丛1-1井产出液中Mg2+浓度高还可能与地层水补给弱，未发生明显的稀释作用有关。

（3）HCO3-

各井产出液中HCO3-浓度主要介于45至882 mg/L之间，且排采过程中各井HCO3-浓度均整体呈现缓慢上升趋势，如图9所示。从各井对比情况来看：大丛1-3井浓度明显低于大丛1-1井、大丛1-2井。大丛1-2井HCO3-浓度在排采过程中显著升高，推测与地层水补给、煤层中CO2解吸溶解作用有关；大丛1-1井地层水补给弱，因此排采过程中HCO3-浓度升高幅度较小；大丛1-3井地层水补给主要为断裂带水而非煤系滞留态水，且解吸气中CO2含量极低，因此排采过程中产出液HCO3-浓度无明显升高。

（4）Cl-

各井产出液中Cl-浓度主要介于2473至8105 mg/L之间，且排采过程中各井Cl-浓度均整体呈现逐渐下降趋势，如图10所示。从各井对比情况来看：大丛1井组各井产出液Cl-浓度差别较大，大丛1-1井浓度最高，大丛1-2井浓度次之，大丛1-3井浓度最低。分析认为：大丛1-1井产出液中Cl-浓度高与地层水补给弱，压裂液高浓度Cl-基本未被稀释有关；与之相比，大丛1-2、大丛1-3井均不同程度受断裂构造导水的影响，导致压裂液被稀释及Cl-浓度相对较低。

3.3 产出液稳定同位素特征差异

（1）氢稳定同位素

各井产出液中δDV-smow主要介于-45.32至-23.53‰之间，且排采过程中各井产出液δDV-smow均呈现先变大、后变小的趋势，如图11所示。对比各井情况分析来看：大丛1-1井压裂过程中施工压力较高，压裂液与煤中有机组分、无机矿物之间的同位素交换作用强，而且煤系地层水（低δDV-smow值）的补给、稀释作用较弱，因此导致大丛1-1井排采过程中产出液δDV-smow值较大。

（2）氢氧稳定同位素比值

氢氧同位素组成研究方法通常采用我国的大气降水线方程δD=7.9δ18O+8.2，我国煤层气井产出水氢氧同位素均分布在大气降水线附近。各井产出液中δDV-smow/δ18OV-smow在排采初期主要位于贵州大气降雨线上侧；随着排采进行δDV-smow/δ18OV-smow移动至贵州大气降雨线下侧，大丛1-1井偏离贵州大气降雨线较远，如图12所示，反映排采产出液基本不受大气降水补给的影响；大丛1-2井、大丛1-3井与贵州大气降雨线靠近（特别是大丛1-3井），反映煤层气井产液受大气降水的间接补给作用。

3.4 大丛1井组产出气特征差异

煤层气组成差异很大， 主要包含CH4， 重烃气 （C2+） ， CO2， N2等， 另外还含有一些微量组分：CO，H2S， He， Ar， Hg等。图13所示，各井产出气成分以CH4为主，含有少量的重烃（C2+）、N2、CO2、He等气体。

总体来看，各井产出气中CH4含量变化不明显，主要受气体中N2含量变化的控制。各井解吸气中重烃（C2+）相对稳定，在排采过程中重烃（C2+）含量未观察到大幅度变化。各井解吸气中N2含量存在较大波动，且整体上大丛1-1井N2含量呈下降趋势，这与井筒附近煤储层初期N2解吸量大、深度解压时N2解吸量减少有关；分析认为，大丛1-3井受断裂构造影响，排采过程中压降漏斗扩展范围大，导致断裂构造带附近活动的地下水携带少量N2持续补给，大丛1-1井受周围断裂构造的影响弱，气体保存条件良好，因此煤层及顶底板中存在相对较多的不吸附呈游离状态存在的He，导致大丛1-1井He含量偏高。

3.5甲烷稳定同位素特征差异

结合Whiticar煤层气成因分类图版分析大丛1井组各井煤层气成因，如图14所示，碳氢稳定同位素比值大丛1-1井、大丛1-2井产出CH4 δ13C1/δD聚集且交叠，在图版中被判识为热成因气，煤层中解吸的CH4为煤中有机质在热降解、热裂解作用下产生。大丛1-3井产出CH4 δ13C1/δD比值点主要位于混合成因气范围，大丛1-3井煤层解吸甲烷来源于煤中有机质热降解、热裂解成因及次生生物成因（断裂构造导水条件下产甲烷微生物活动成因）。此外，结合大丛1-3井重烃（C2+）、N2及CO2含量低的特征，大丛1-3井部分CH4为厌氧微生物消耗重烃（C2+）、CO2等气体所产生。

4 .结论

该分析方法在大丛1井组取得成功应用，为煤层气演化成因、地下水补给、隐伏断层、通道结垢消除、压裂液配伍性等提供了清晰认识和改进思路，为排采现象认识提供了判断依据，是煤层气高产稳产必要手段，可以进一步完善后规范化推广应用。

水质监测pH、TDS、盐度、ORP，离子浓度K+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、SO42-、NO3-、Cl-，水氢氧稳定同位素δD‰、δ18O‰，气样成分CH4、C2+、N2、CO2、He、CH4碳氢稳定同位素δ13C1‰、δD‰等指导意义较大，可进一步完善分析方法，为地质和工程认识提供更有效手段。

作者单位：贵州省油气勘查开发工程研究院