阜新盆地刘家区煤层气主要地质因素分析
(东北煤田地质局107勘探队阜新123000)
作者简介:陈昭山，男，1960年6月出生，教授级高级工程师，物探，煤层气，邮箱:czschenzhaoshan @ 163.com。
本文结合六甲地区煤层气开发实践，对其主要地质因素进行了综合分析，并对单井控制的煤层气可采资源量、构造发育、岩浆活动、水文地质、综合渗透率、临界解吸压力和盖层条件进行了探讨。提出了该区煤层气开发的布井原则和有利区块。认为该区煤储层内外裂缝的发育有利于煤层气储层的产出。靠近辉绿岩墙和基岩的煤层煤阶高，煤层气含量高，外部裂隙极其发育，容易转化为高渗透区，有利于煤层气的开发。煤层气井位应靠近裂缝发育带，但应避开主裂缝带；向斜翼或煤储层附近形成的破碎带是最理想的布井区块。
煤层气；主要地质因素；单井控制；煤层气可采资源量；渗透率；临界解吸压力；采收率
阜新盆地刘佳矿区煤层气主要地质控制因素分析
陈兆山、王志刚
(东北煤田地质局107队，阜新123000)
文摘:结合刘佳矿区煤层气开发实践，综合分析了煤层气的主要地质控制因素，探讨了单井控制的煤层气可采资源量、构造发育、岩浆活动、水文地质、煤储层改造后的综合渗透率、临界解吸压力和盖层。提出了钻井布局原则和煤层气有利开发区域。认为该区内、外成型割理非常发育，有利于煤层气的产出；煤阶和含气量高，辉绿岩墙和岩片附近外割理非常发育，容易转化为高渗区，有利于煤层气的开发。煤层气井应位于煤层发育的区域附近，远离主煤层方向。向斜的侧翼和煤层同时形成的割理带是布置钻孔的最理想位置。
关键词:煤层气；主要地质控制因素；可开采资源；渗透性；临界解吸压力；恢复
介绍
阜新盆地是我国煤炭勘探和煤层气开发最早的盆地之一，大部分矿井都是高瓦斯矿井，导致了多起煤矿灾难性事故。在1995 ~ 1997期间，阜新矿务局和中美煤层气公司在六甲区打了两口煤层气预探井，但因施工技术问题均告失败。近年来，东北煤田107勘探队和阜新市在该区进行了大量的煤层气地面勘探开发，取得了满意的效果。该区域于2002年6月开始商业运营，日供气量为16000 ~ 25000 m3。其交通位置见图65，438+0。自1999以来，已施工11煤层气地面开发井，每口井产气量均达到工业气流，产气量1000 ~ 8500m3/d，LJ-1井实测煤层气含量6.3 ~ 10.37m3/。实测渗透率为0.323×10-3 ~ 0.469×10-3 μm 2，压后综合渗透率为21.5610-3μm2。这一结果表明，该地区不同位置的煤层气井产能差异很大；煤储层改造前后渗透率变化较大。为了获得理想的煤层气产能，本文结合近年来煤层气开发的实践，综合分析了煤层气的主要地质因素，力求提出今后煤层气井位选择的原则，可为其他煤层气开发区块提供借鉴。
图1阜新煤田交通位置图
1主控因素
近年来，刘家区煤层气开发实践证明，辉绿岩墙和基岩附近的煤层受到侵入体的烘烤，使煤变质程度增加，煤层气含量大，内外裂隙极其发育。是煤层气开发的理想地区，如LJ-5、LJ-6井日产气4500m3，LJ-3井日产气6500m3。与目标煤层几乎同时的张性破碎带也是煤层气开发的理想区域，如:LJ-10井日产气8500m3；同时发现向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如LJ-1井(轴部)产气量低于LJ-3井(翼部)。
煤层气井的产能与煤储层有重要关系的因素有哪些？如何选择煤层气井位以取得合理的经济效益，主要取决于研究区单井控制的煤层气资源量、构造发育、岩浆侵入因素、水文控制因素、改造后的综合渗透率、临界解吸压力及其盖层条件。
1.1单井控制的煤层气资源量
单井控制的煤层气资源量主要取决于煤层厚度、采收率、煤层含气量和单井控制面积。研究区主要由白垩系地层组成，全区共发育5个煤层。其中，三大煤层群，自上而下依次为孙本煤层群、中煤煤层群和太平煤层群。这三大煤层群也是研究区煤层气地面开发的目的层。最大累计可采煤层厚度86.53m(7001井)，平均累计可采煤层厚度42.96m，详见表1。
表1刘家井田主要可采煤层统计表
在模拟地层温度的条件下，煤层每天自然解吸量小于10mL。LJ-1井孙本煤层(原煤下)煤层气含量测试结果为6.3 ~ 7.51 m3/t；中间煤层(原煤下)7.69 ~ 10.14m 3/t；太平煤层(原煤下)9.52 ~ 10.37 m3/t；LJ-1井远离辉绿岩侵入体，位于向斜轴部。研究区实测煤层气含量较低，其他地区煤层气含量会较高。实际产出的煤层气甲烷浓度大于97%，其他成分主要是氮气。
单井控制的煤层气资源量:G井= A H D C。
g-单井控制的煤层气资源量(m3)，A-单井控制的面积(m2)，H-单井控制的煤层平均厚度(m)，D-煤层容重(t/m3)，C-单井控制的煤层气含量(m3/t)。
单井控制煤层气可采资源量:G罐=G井采收率。
区块不同部位煤层瓦斯含量不同，但变化不会很大；同一井型、同一区块的单井控制面积不会发生大的变化；因此，单井控制的煤层气可采资源量主要由煤层厚度和采收率决定。采收率主要取决于钻井技术和储层改造方法。如直井控制半径约150m，采收率40%，而羽状水平井控制范围约1km2，采收率80%(来自美国相关数据；中国可能更小)。该区煤层含气量相对稳定，钻井工艺以直井为主，储层改造方式为清水加砂压裂，因此煤层厚度成为井位选择的主要因素。陆相盆地结构复杂，煤层厚度变化大。如果井位选择不当，单井控制的煤层气可采资源量就会过小，直接影响经济效益。
以刘家地区为例，阐述了井位设计中如何考虑单井对煤层气可采资源量控制的影响；
根据辽宁省阜新市六甲区煤层气普查地质报告结论数据，煤层气生产井服务年限13.2年，控制半径150m，煤层气含量9.21 m3/t，采收率40%，煤层气销售价格1.20元/m3(直井)。
该区煤层气生产井总体工程造价250万元/井(直井)，排采气工程造价30万元/年，税费等其他费用50万元/井；一口煤层气生产井从头到尾需要投资696万元(贷款利率省略)。需要生产580×104m3煤层气才能实现收支平衡，这需要1450×104m3的单井控制储量作为保障。因此，该区煤层气井的厚度应大于16.15m..
1.2构造发育
阜新盆地位于新华夏第三沉降带、天山-阴山东西向复合构造带和赤峰-铁岭断隆带的结合部。属于中生代大陆裂谷沉积盆地，具有东西分带、南北分块的构造格局。白垩纪以后，由于地层的南北向挤压，形成了刘佳和王英姿的北北东向宽缓向斜构造，随后应力场逐渐由挤压体系向右旋拉扭转变，使原应力场中的北北东向和NEE向两组外源裂缝处于拉剪或拉伸状态，导致该区煤层劈理和外源裂缝体系极其发育，煤储层容易转化为高渗透储层。参见图2。与煤储层同时形成的断裂带或穿过煤储层并向上短时间延伸而不破坏盖层的断裂带，不仅可以形成煤层气的良好通道，也为煤层气的储存提供了有利条件。这类区块是最理想的煤层气开发带，如位于八带岩壁的LJ-5、LJ-6井，位于刘佳二号断层的LJ-10井，均形成良好产能；后期形成的破碎带为煤层气提供了良好的逸出通道，不利于煤层气的赋存，降低了煤储层的含气量和临界解吸压力，还可能与上部含水层连通造成产水过多，不适宜排水。如LJ-7井位于后期生成的平安2号断层附近，煤层气通过该断层逸出，水量大，产能低(200m3/d)。
1.3摇桨活动
由于晚白垩世地应力场的变化，研究区内形成了多条正断层，煤层中裂隙系统发育。因此，第三纪辉绿岩沿断层、裂隙侵入形成侵入体，多数以基岩、岩脉形式产出。本区辉绿岩分为三期，第一期主要以NE向岩墙和主基岩为代表，* * *有6个岩墙，即NE1-NE6。该阶段岩脉规模较小，仅轻微影响西北和太平煤层中部。第二期辉绿岩主要以东西向岩脉为代表，有一条岩脉带13，即B1-B13带。从西部的王莹矿到刘家区，对煤层有一定的破坏作用。特别是三带、六带、八带岩壁规模较大。第三阶段为最新的辉绿岩活动，活动最为频繁。* * *、NNE1-NNE4带共4带，其中NNE3带最大，对煤层的破坏作用也很大。但该岩壁分布在六甲区西北边缘，主要对浅部五龙矿影响较大，对六甲区中部及太平煤层有一定影响。但同时，它对煤层气藏的形成也起到了非常积极的作用，特别是在武隆和刘佳地区。在距辉绿岩侵入体一定范围内，煤的变质程度随距侵入体距离的减小而增大，甚至变质为天然焦，因此辉绿岩侵入体附近的煤层瓦斯含量高。
辉绿岩的侵入使煤层解理系统进一步发育，其附近的外源性裂隙也比远离构造带的裂隙更发育。因此，由于辉绿岩的侵入，煤储层的渗透率得到改善，如LJ-5和LJ-6井的渗透率高于其他井。天然焦主要是游离气和高渗透地层，与侵入体直接接触，容易造成煤层气沿断裂带逸出，因此天然焦区不是理想的煤层气开发区块。
1.4水文地质条件
阜新煤田水文地质条件较为简单，其含水层多为弱含水层，水量少，含水层自上而下为第四系含水层。阜新组水泉煤层顶板砾岩和砂岩含水层被封闭，厚度为180 ~ 254m；阜新组水泉至孙本煤层之间的砾石层为弱含水层，厚40.00 ~ 68.00米；阜新组中煤裂隙承压弱含水层:辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水带；断裂构造含水带内，区内主要有两条断层:平安F2和刘佳F1，均为张性断层，导水性好，钻井时有漏水现象。
(1)第一含水层:位于孙家湾组底界、水泉煤层群顶界，为灰色砾岩，砂岩夹粉砂岩、泥岩、薄煤，厚180 ~ 254m。该段裂缝较多，钻井漏水量为0.5 ~ 14m3/h。
图2刘佳煤层气调查区块划分示意图
(2)第二含水层:位于水泉煤层底界-孙本煤层顶界，主要由松散砂砾岩组成，厚度40 ~ 68m。渗透系数为0.29×10-4m/d，单位涌水量为0.11×10-14l/s . m，在该井段钻进时，经常出现裂缝，经常出现严重的漏水现象，漏速为1 ~ 25m3/h
(3)第三含水层:位于中煤组以下的砂砾岩、粗砂岩、中砂岩，主要为承压水。
(4)辉绿岩与围岩接触蚀变裂隙含水层:渗透系数为1.95×10-4m/d，单位涌水量为0.52× 10-4l/s.m..
(5)断裂构造含水带:主要有两条断层，平安2号断层和刘佳F1断层。根据钻探施工，平安2号断层西边界破碎带有漏水现象，西北侧刘佳F1为张性断层，导水性好。在该破碎带钻孔时，渗漏较多，渗漏速率为8 ~ 12m3/h，该区充水因素分析主要有:辉绿岩及其围岩接触破碎带、向斜构造破碎带、断层构造破碎带。
综上所述，该区水文地质条件分析表明，属于中等，含煤含水层不多，单位涌水量很小，煤层本身含水较弱。笔者认为，第二含水层和第三含水层以承压水状态充注于孙本煤层中部及上下地层，形成二次圈闭，有效抑制了煤层气的逸出。煤层水是煤储层降压产气的介质，也是煤层气高产的必要条件。同一区块含水量高的地区煤层气产量高。如LJ-5和LJ-6井。
由于晚白垩世地应力场的变化，产生了许多正断层和断裂系统，使断裂带附近的煤层与含水层连通或与其他砂岩层连通，使煤层气向上运移，导致附近煤储层的含气饱和度和临界解吸压力降低。如LJ-9井煤储层通过三带岩壁与上覆含水层相连，使井的水量很大，导致水位无法下降到预定深度，无法形成产能。因此，煤层气井位布设时，离充水带的距离应大于压裂半径。
1.5煤层的渗透性
该区煤层气勘探阶段，通过参数井LJ-1裸眼试井，测得主要储层段的渗透率数据。
孙本煤层渗透率为0.428×10-3 μm 2；
中间煤层渗透率为0.469×10-3 μm 2；
太平煤层段渗透率为0.323×10-3μm2。
辽河油田井下作业公司测试大队采用DST裸眼井测试技术测得孙本煤层段渗透率值，测试段厚度为27m (730 ~ 757m)。中国煤田地质总局第一勘查局煤层气勘探开发研究所采用裸眼注入压降法测定了中煤和太平煤的渗透率值。中煤段测试厚度为17.98米(818.82 ~ 836.80米)；太平煤层试验段厚度为59.59m(841.61 ~ 901.20m)。
孙本煤层、中煤和太平煤层均经过清水加砂压裂改造；LJ-1井孙本煤层、中煤和太平煤层的综合渗透率通过瓦斯抽放试验中的日排量、稳定水位深度和积液抽放参数计算为21×10-3μm2。认为裂缝是在张应力场中形成的，处于拉伸状态，容易发生转化，形成高渗透率。LJ-1井离破碎带很远，而且，可以想象它就在破碎带附近。如LJ-5的综合渗透率为44.3×10-3μm2。
作者认为煤储层的原始渗透率很低，张性断层对煤层气的伤害范围较小，建议煤层气井设计时井位应远离张性断层150m。如LJ-12井距九区和十区岩壁100m，该井产能为1600 ~ 2000 m3/d，LJ-1井控制范围内无辉绿岩侵入，产能为2200 ~ 2500 m3/d。
1.6临界解吸压力
LJ-1井孙本煤层、中煤和太平煤层的储层压力分别为6.74MPa、6.75MPa和8.24MPa分别是。孙本煤层计算的储层压力梯度为0.907MPa/hm，中煤为0.82MPa/hm，太平煤层为0.98MPa/hm，属于负压地层，煤层的吸附能力有所降低。根据Langmuri方程和煤层气解吸总量，计算出三个目的层的临界解吸压力为:孙本煤储层4MPa，中煤储层6MPa，太平煤储层5.8MPa，临界解吸压力之高在国内罕见，为煤层气生产提供了强大的驱动力；这口井的排采试验也证明了这一点。其他井均为生产井，未获得上述参数，但在排采测试中，我们发现初始产气时各井的储层压力差异较大。其规律为:LJ-7井在平安2号断层附近水位下降到750m时(目标煤储层顶板深度为827.01m)，LJ-4井目标煤储层大部分因辉绿岩侵入变质为天然焦，初始产气水位为650m(目标煤储层顶板深度为709.66m)；远离构造带或煤储层附近破碎带附近的煤层气井初始水位深度与LJ-1井一致；临界解吸压力高的井产气量大，反之产气量小。
1.7盖层
煤储层盖层对煤层气的保存和富集具有重要意义。良好的盖层可以减少煤层气向外渗流运移和扩散，维持较高的地层压力，维持最大吸附量，减弱地层水渗流对煤层气的损失。如果盖层良好，即使低变质煤也能获得理想的产能。例如，LJ-3井和LJ-1井。
虽然该区盖层条件较好，但局部地区存在较大的张裂缝，会促使瓦斯沿断层面向上运移，导致煤层气逸出，从而使煤层含气性很差，降低产气量、含气饱和度、临界解吸压力和产气量。如LJ-7井、LJ-8井位于平安2号断层(一条开断层)附近，产气量小，产水量特别大，水位不易下降到产气深度范围。
本区孙本煤层群顶板岩石为5m左右的泥岩，砂砾岩、细砂岩、中砂岩及灰色泥质岩胶结的砂砾岩含孔隙水，结构松散，钻孔岩心RQD值一般为64% ~ 86%。笔者认为该层顶板泥岩虽然很薄，但上覆砂岩粒径小，驱替能力强，因此该层的封堵性能较好，例如LJ-65438。RQD值(大于10 c·m的岩芯段之和与岩芯段长度之比)在辉绿岩发育区为30% ~ 60%，在断裂带附近为20% ~ 50%。该层虽然封闭性能较好，但断裂带附近的煤层与含水层沟通，使煤层气向上运移，导致附近煤储层含气饱和度和临界解吸压力降低。如LJ-9井煤储层通过三带岩壁与上覆含水层相连，使得井水量非常大，导致水位没有降到预定深度，产能没有形成。
中煤组顶板(也是孙本煤层组的底板)的岩性是一套砂砾岩、细砂岩和粉砂岩。钻孔岩心的RQD值为84% ~ 98%，由于辉绿岩的侵入和断裂，RQD值为50% ~ 70%。盖层顶具有较强的排替阻力，含气饱和度为95%(LJ-1井)。
太平煤组顶板(也是中煤组底板)岩性为粉砂岩、中砂岩、砂砾岩，RQD值为84% ~ 98%，底板岩性为粉砂岩、细砂岩、中砂岩，RQD值约为78%。辉绿岩侵入区RQD值为30% ~ 60%，形成了良好的封闭能力和相对稳定的性能。
2结论和建议
(1)该区煤层气主要地质因素为单井控制可采资源量、构造发育、岩浆侵入、水文地质因素、改造后综合渗透率、临界解吸压力及其盖层条件。只有综合分析以上主控因素，才能优化煤层气井的井位，有效保证煤层气生产井的合理产能和经济效益。
(2)煤储层内外裂缝的发育有利于煤层气的产出。靠近辉绿岩墙和基岩的煤层，煤阶高，煤层气含量高，外源裂隙极其发育，是煤层气开发的理想区块。如LJ-3井日产气6500m3，建议在该区块布井。
(3)LJ-1、LJ-2、LJ-3和LJ-4的排水试验证明，研究区外源裂缝发育不均匀，如LJ-1、LJ-3产水3 ~ 5m3/d，LJ-2和LJ-4产水6544。对于产水量大、携砂能力强、易淤积的井，煤层气井位应靠近裂缝发育带，但应避开主裂缝带。
(4)天然焦形成于辉绿岩侵入体附近的煤层中，煤层气含量高，煤层气多以游离状态存在，产气衰减快，高产期短，容易影响煤层气井的服务年限。建议不要在天然焦里打井。
(5)研究区向斜轴部煤层气井产气量低于向斜翼部，如LJ-1井(轴部)产气量低于LJ-3井(翼部)。建议煤层气井布置在向斜的翼部。
(6)与煤储层同时形成的破碎带或短时间向上延伸穿过煤储层而不破坏盖层的断裂带是最理想的煤层气开发带；例如，LJ-10井的日产气量为8500m3。建议在煤储层同期附近形成的破碎带或短时间向上延伸穿过煤储层且不破坏盖层的断裂带附近布井。
(7)本区煤层气开发的有利区块应在I区和II区:面积约6km2，平均煤厚54m，可采煤层储量2.54×108t，占全区总储量的66%(详见附图2)。该地区具有良好的发展潜力，主要表现在地理位置优越，距市中心仅5公里，2002年建成刘佳煤层气管网，2003年6月165438+10月建成CN G主站，可向周边城市用户和汽车供气，用户范围广。
(8)空气和泡沫等欠平衡钻井技术可以最大限度地减少对煤储层的污染。