影响沁南—中南煤层气井解吸压力的地质因素及其作用机制

朱庆忠, 张小东, 杨延辉, 胡修凤, 张永平, 杨艳磊, 陈龙伟

(1.中国石油华北油田分公司勘探开发研究院,河北任丘 062552; 2.河南理工大学能源科学与工程学院,河南焦作 454000; 3.中原经济区煤层气(页岩气)协同创新中心,河南焦作 454000)

煤层气主要以吸附态形式存在于煤的孔隙内[1],采动过程中气体必须通过解吸的方式脱离煤体运移产出,因此气体发生解吸是煤层气开发的先决条件。解吸压力是煤层气井产能预测和采收率计算的关键参数,对煤层气井早期排采管控具有重要的指导作用[2-4]。对于不饱和的煤储层,在排水降压初期,随着煤层水的不断排出,储层压力降至一定压力时,气体分子开始解吸脱离煤体直至流向井筒,此时对应的井底流压即为实际解吸压力(pad),而临界解吸压力(pcd)则通过等温吸附曲线计算得到。以往研究表明,由于含气性、吸附实验测试或混液柱计算误差,以及气体运移过程中受到井筒、水的沿程阻力等因素的影响,煤层气井实际排采过程中得到的实际解吸压力与理论计算得到的临界解吸压力往往不一致[5-9]。华北油田煤层气分公司在沁水盆地中南部的煤层气开发实践中发现,盆地南部的郑庄、樊庄区块与中南部的长治、安泽区块实际解吸压力差异较大,即使同一区块的不同构造部位,气井间的实际解吸压力也明显不同。笔者以沁水盆地南部的郑庄和樊庄、中南部的长治和安泽区块为研究区,基于煤层气地质背景和排采实践,对不同区块煤层气井解吸压力的分布规律及其差异,以及影响各区块煤层气井解吸压力的主要因素进行研究,以期为研究区煤层气勘探开发提供借鉴。

1 地质概况

1.1 地质构造

沁水盆地位于山西省东南部,是在古生界基底的基础上形成的残留型构造盆地,整体上为一轴向为NNE向的大型复式向斜,盆地内构造总体比较简单,内部次级褶皱发育,多呈NNE或近SN走向,局部近EW、NE或弧形走向;断裂构造多以NE、NNE、NEE向的高角度正断层为主,主要分布在盆地西北部、西南部及东南部边缘[10]。

沁水盆地中南部是目前中国煤层气勘探开发最具前景的地区之一,北以沁县为界,东南西以盆地边缘为界,面积约为15 000 km2[11]。其中,樊庄-郑庄区块位于沁水复向斜南部的翘起端,区内构造相对简单,主要断裂为寺头断层、后城腰断层和一些与两者伴生的次一级断层,表现为NE—近EW向,均为高角度的正断层。低缓、平行的褶皱较发育,褶皱面积较小且起伏较平缓,延伸距离一般小于10 km,走向近SN和NE向[12]。长治-安泽区块位于沁水盆地的中南部,区内小断裂非常发育,主要有二岗山等大型断裂带,发育有较小幅度的背、向斜构造,构造较为复杂。研究区地质构造及区块位置见图1。

图1 沁水盆地地质构造特征Fig.1 Geological structure of Qinshui Basin

1.2 水文地质

沁水盆地四面环山,石炭二叠系煤层在盆地边缘出露,因此沁水盆地为一汇水盆地。沁水盆地含水层主要由新生界松散孔隙含水层、裂隙含水层、溶岩裂隙含水层3部分组成,主要含水层为中奥陶统灰岩,3套含水层系在垂向上联系较弱。

沁水盆地中—南部地下水动力条件复杂,主要分水岭有西北部的霍山隆起,东部的晋获断裂带,南部的寺头断层,以及在盆地中部发育的沾尚-武乡近南北向褶皱带。沁水盆地地下水流向如图1所示,盆地中南部的长治、安泽区块三面水势较高,一面水势较低,但是水势低的一面地表露头有水源补给,径流受到封阻,地下水流动缓慢,等势面呈箕状;盆地南部的寺头断层为一阻水封闭断层,寺头断层西部的郑庄区块地下水自北向南汇流,在寺头断层西侧遇阻,等势面呈扇状;寺头断层东部的樊庄区块地下水自西向东、自北向南流动,在樊庄区块南部形成滞水带,等势面明显呈“洼地”形态[13-14],有利于煤层气的富集保存。

1.3 煤层赋存特征

区内煤层赋存于石炭—二叠系,主要可采煤层为上石炭统太原组15#煤层和下二叠统山西组3#煤层,其中3#煤层为区内煤层气开发的主要目的层。3#煤层埋深为200～2 000 m,镜质体最大反射率Romax为1.3%～4.2%,呈现由北向南逐渐增大的趋势。含气量变化较大,为0.02～41.48 cm3/g,平均呈现南高北低、中部高东西两端低,由浅部向深部逐渐增加的分布规律。4个区块3#煤层参数见表1。

由表1可知,南部的樊庄、郑庄区块煤的变质程度较高,煤类为无烟煤,吸附能力较强,长治、安泽区块煤类为贫煤,吸附能力相对较弱。相比而言,樊庄、郑庄区块煤体破坏程度较弱,多为原生结构煤(Ⅰ类煤)和碎裂煤(Ⅱ类煤),仅在断裂带附近局部发育碎粒煤(Ⅲ类煤)和糜棱煤(Ⅳ类煤)。中南部的长治、安泽区块构造较为发育,煤体破坏强烈,多为碎裂煤和碎粒煤,原生结构煤分布较少。樊庄区块煤层埋深最小;其余3个区块煤层埋藏较大。郑庄、安泽区块储层压力明显大于长治、樊庄区块。樊庄、郑庄区块煤层平均含气量大于19 cm3/g,明显高于长治、安泽区块。根据区内煤层气试井资料,4个区块均属于低渗储层。其中,樊庄区块试井渗透性最好,其次为安泽、郑庄,长治区块最小。沁中南的长治、安泽区块3#煤层灰分含量明显高于沁南的郑庄、樊庄区块。

表1 各区块的3#煤层参数

2 解吸压力特征

煤层气井在初期排采过程中,实际解吸压力可由初始见气时的井底压力计读数来读取,也可通过套压、气柱压力与混气液柱压力三者之和求取。而临界解吸压力由煤心样等温吸附实验测试结果,结合下式计算得

(1)

式中,pcd为临界解吸压力,MPa;pL为Langmuir压力,MPa;VL为Langmuir体积(空气干燥基),cm3/g;V实为实测含气量,cm3/g。

研究区解吸压力计算结果见表2,解吸压力分布见图2、3。

表2 研究区解吸压力数据

图2 郑庄-樊庄区块解吸压力分布Fig.2 Distribution of desorption pressure in Zhengzhuang-Fanzhuang block

图3 长治-安泽区块解吸压力分布Fig.3 Distribution of desorption pressure in Changzhi-Anze block

由表2、图2、3可知,4个区块的实际解吸压力呈现如下的分布特征:

(1)随着埋深增加,各区块煤层气井的解吸压力均呈增大趋势。

(2)不同区块的实际解吸压力分布差异明显,即郑庄-樊庄区块,西、北部实际解吸压力明显高于东南部和中部;安泽-长治区块,解吸压力总体呈东西两翼低中部高的条带状展布。

(3)各区块实际解吸压力与临界解吸压力呈正相关,但不同区块两者的对比关系不同,即郑庄-樊庄区块,实际解吸压力与临界解吸压力呈较好的正相关性,且实际解吸压力一般低于临界解吸压力;长治-安泽区块,实际解吸压力与临界解吸压力的对应关系较复杂。

研究认为,不同区块实际解吸压力与临界解吸压力的对比关系不同,主要是由于区块间煤的变质程度和煤体结构的不同引起的。相对于长治-安泽区块,盆地南部的郑庄-樊庄煤的变质程度更高,煤体较为完整(表1),微孔含量更高,对气体的吸附能力强,大、中孔较少,不利于气体的解吸,解吸滞后效应显著[15];而长治-安泽区块煤的变质程度较低,埋深较大,构造更为复杂,煤体破碎,煤的大、中孔含量相对较高,吸附能力相对较弱,有利于解吸的进行[16],同时由于煤体破碎,解吸速度较快[17],致使现场含气量测试中逸散气量偏低,实测含气量偏低,进而导致由等温吸附曲线计算得到的临界解吸压力偏低。

3 解吸压力的控制因素及其作用机制

煤层气井实际解吸压力受到诸多因素的影响,其中地质、储层因素是影响其分布的关键因素,包括地质构造,埋深,煤级,含气性,孔裂隙性,渗透性以及储层温度和压力等。

3.1 地质因素

3.1.1 地质构造

地质构造对解吸压力的影响,是通过改变煤层气的保存条件,以及孔裂隙性和渗透性来实现的。工程实践揭示,不同构造部位的气井的实际解吸压力相差较大(表3),表现为:①断裂带附近解吸压力往往较低。如郑庄-樊庄区块内,在后城腰断层,寺头断层及F1断层等张性断裂带及其两侧影响区域,实际解吸压力普遍较低;②断层尖灭端解吸压力普遍偏大,高于断裂带两侧地段。如郑庄-樊庄区块内,F1断层的尖灭端两口井的实际解吸压力为3.3～4.7 MPa,普遍高于断裂两侧的2.1 MPa;③向斜轴部解吸压力较高,背斜轴部较低。如W38—W23,W48—W53两条向斜的轴部实际解吸压力为3.4 MPa,明显高于两翼的2.2 MPa,位于背斜轴部W31、W32井的实际解吸压力为2.03 MPa,低于两翼的3.5 MPa。

不同构造部位解吸压力的差异,主要是由于含气性、渗透性的不同而引起的:①区内断裂多为开放性的正断裂,断裂带内胶结程度较差,且断裂的错位,使得煤层多与透气性较好的砂岩层接触,不利于气体的保存,含气量小、含气饱和度低,因此气体解吸困难;②断裂尖灭端及其附近,地应力往往较大,煤体破碎,一方面气体逸散通道变差,利于气体的保存,游离气含量相对较高,气井的实际解吸压力较高;另一方面,储层渗透性降低,不利于压降传播,进而影响气体解吸;③在向斜的轴部或背斜翼部等部位,由于构造的挤压作用,煤层裂隙趋于闭合,有利于气体的保存,含气饱和度增加,游离气相对含量增大,因此气井的实际解吸压力增大;对于背斜的轴部或向斜翼部,由于拉张应力作用,开放性裂隙发育,气体逸散条件较好,含气性(含气量、含气饱和度)往往较差,游离气含量较小,因此气体解吸难度增大,对应部位的气井实际解吸压力往往较小。

相比而言,沁中南的长治-安泽区块地质构造与解吸压力的关系不明显,原因在于,沁中南地质构造发育,但区域性分布相对均一,构造对气井解吸压力的影响也相对均衡,因此地质构造不是引起长治-安泽区块煤层气井间解吸压力差异的主要原因。

表3 不同构造部位实际解吸压力数据Table 3 Data of actual desorption pressure in different structural positions

3.1.2 埋 深

煤层埋深对解吸压力的影响是通过其对储层温度、压力及渗透性的作用来实现的,表现为随煤层埋深的增加,储层温度、储层压力增大,进而引起煤层内气体的吸附/解吸性、裂隙性发生变化,影响解吸压力。

从图2、3中可以看出,煤层埋深与实际解吸压力呈正相关关系。原因在于随埋深的增加,一是储层温度、压力增大,温度的增加使得气体分子活性增强,利于气体的解吸。储层压力的增加有利于煤层的排水降压,即在相对高压下气体即可解吸。二是上覆岩层厚度增大,煤层所受的垂向应力增大,引起部分裂隙闭合,且气体垂向逸散距离变长,利于气体的保存,因此含气饱和度增大,排水降压过程中在较高压力下即可解吸。然而,埋深增大的同时,自重应力增大,促使煤层部分裂隙闭合,渗透性降低,不利于压降的传播,需要在较大的压降条件下才能促使气体解吸,对气体的解吸具有负作用。

3.1.3 地应力

地应力主要通过储层压力、渗透性等因素来影响煤储层含气性,进而影响实际解吸压力。

地层条件下,煤层处于一定的应力场环境,地应力是储层压力的主要来源之一。一般随着地应力的增大,储层压力增大,渗透率呈指数降低[18]。高地应力区往往是煤层气富集区,特别是一定应力条件下形成的压力封闭,极有利于储层超压的形成及气体的保存,解吸压力往往较高。但同时高应力引起的储层裂隙闭合,渗透性降低,也在一定程度上对气体解吸起到负向作用。

安泽区块试井地应力测试结果显示,最小水平地应力与实际解吸压力有良好的正相关性(图4)。由此可以推测,地应力是影响安泽区块煤层气井实际解吸压力的主控因素之一。

总之,构造相对较复杂但区域分布平均的长治-安泽区块,埋深与实际解吸压力的相关性明显好于郑庄-樊庄区块。原因在于郑庄-樊庄构造相对简单,仅在寺头断层、后城腰断层等附近发育,构造的非均一性强,是引起区块内煤层气井解吸性变化的主要因素;而安泽-长治区块内构造较为发育,且分布有一定的均一性,而区内煤层埋深变化范围大。研究认为,对于安泽-长治区块,地质构造对煤层气解吸压力的影响是区域性的,但不是区块内部局部变化的主要因素。

3.2 储层因素

3.2.1 煤 级

成煤过程中,受地层温压作用,在生成气体的同时,煤的组成与结构也发生改变,从而影响煤的含气性和吸附/解吸性,进而对气井的实际解吸压力产生一定的影响。一般而言,随着变质程度的增加,煤体内大、中孔含量减小,微孔含量增大,比表面积增大,煤的吸附能力显著增强,不利于气体的解吸[19]。

图4 安泽区块实际解吸压力与地应力分布Fig.4 Distribution of in-situ stress and actual desorption pressure of coal seam in Anze block

沁中南的长治-安泽区块煤类主要为贫煤,另有少量的瘦煤,其变质程度低于沁南的郑庄-樊庄(表1)。研究发现,含气量相近的前提下,沁中南气井的实际解吸压力高于南部气井(图8)。原因在于,相比于沁水盆地南部区块,盆地中部煤的变质程度较弱,微孔含量较低,吸附能力较弱,同时煤体破碎,大、中孔含量相对较高,有利于解吸的进行,因此实际解吸压力较高。由此可以推断,变质程度的差异是引起沁南、中南部实际解吸压力差异的主因之一。

进一步研究发现,解吸压力接近程度(实际解吸压力与临界解吸压力比值)随着煤级呈现规律性的变化:当Romax<2.4%时,实际解吸压力一般大于临界解吸压力;当2.4%2.7%时,实际解吸压力一般小于临界解吸压力(图5)。这种对应关系主要是煤级变化引起的孔隙性改变而引起的[20]。延川南、铁法区块煤层气井实际解吸压力与临界解吸压力对比关系亦印证了这一规律[6,9,21]。

图5 镜质组反射率与解吸压力接近程度关系Fig.5 Relationship between Romax and closeness of desorption pressure

3.2.2 储层压力

储层压力是促使煤层气吸附乃至成藏的关键,而排水降压过程中,储层压力的下降是引起煤层气解吸的前提,实际解吸压力与储层压力的比值决定了煤层气排水降压的难易程度及气体采收率。一般储层压力越高,气体解吸压力亦越大。

总体上,随储层压力增大,研究区煤层气井的实际解吸压力有增大的趋势(图6)。相比而言,长治-安泽区块储层压力对实际解吸压力的影响更为显著,而郑庄-樊庄相对不明显。原因为郑庄-樊庄区块构造分布的非均质性强,弱化了储层压力对解吸压力的影响,而长治-安泽区块构造发育的均一性较好,其影响较弱,储层压力的影响相对显现。由此可以推断,储层压力是影响长治、安泽区块煤层气井实际解吸压力差异的主因。

图6 储层压力与实际解吸压力关系Fig.6 Relationship between reservoir pressure and actual desorption pressure

3.2.3 灰 分

煤中的灰分主要通过占据煤基质表面的吸附空位,堵塞微孔等影响煤层气的吸附/解吸性[22],进而影响解吸压力。

当含气量相近的条件下,沁中南安泽、长治区块的煤层气井的解吸压力一般大于沁南的郑庄和樊庄区块。其中,灰分含量的差异是其重要原因,其影响实质为:灰分与饱和吸附量明显负相关,安泽、长治的煤中灰分含量明显大于郑庄和樊庄(图7)。因此,兰氏体积小,在含气量相近的情况下,含气饱和度高,解吸压力大。

图7 不同区块灰分与VL对比关系Fig.7 Contrasting relationship between ash content and VL in different blocks

3.2.4 含气性

含气性包括含气量和含气饱和度,是影响煤层气井解吸压力的根本原因。由式(1)可知,对于同一区块的煤层,总体上含气量越大,含气饱和度越高。排水降压过程中,相对较小的压降下即可发生解吸,因此实际解吸压力往往较高。

图8 含气性与实际解吸压力关系Fig.8 Relationship between coal seam gas-bearing property and actual desorption pressure

图8为含气性与实际解吸压力关系。由图8可以看出,研究区内煤层的含气量、含气饱和度与实际解吸压力正相关。其中,樊庄-郑庄区块含气量、含气饱和度与解吸压力为指数关系,而长治-安泽区块的相关性较差,主要是埋深变化大、煤体结构非均一性强所致。

4 结 论

(1)沁水盆地南部、中南部煤层气井的解吸压力呈不同的平面展布特征。南部的郑庄、樊庄区块表现为西部和北部高、东南部和中部低,而中南部的安泽、长治区块煤层气井的解吸压力条带状展布,具有东西两翼低、中部高的分布特征。

(2)研究区煤层气井的实际解吸压力和临界解吸压力的对应关系受煤化程度的影响,当Romax<2.4%时,实际解吸压力一般大于临界解吸压力;2.4%2.7%时,实际解吸压力一般小于临界解吸压力。

(3)含气性、储层压力、吸附性是影响煤层气井解吸压力变化的根本原因,煤化程度、地质构造、埋深、应力以及灰分、水分通过对含气性、储层压力、吸附性和孔隙结构的影响而间接地影响解吸压力。

(4)煤级、灰分和煤体结构是沁水盆地南部与中南部煤层气井解吸压力差异的主要原因。地质构造、埋深是沁水南部煤层气井解吸压力局部性变化的主要因素,但对于沁水中南部的长治-安泽区块,埋深和地应力是影响解吸压力区内差异的主要地质因素。

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