延川南深部煤层气高产主控地质因素研究

高玉巧，李 鑫，何希鹏，陈贞龙，陈 刚

(1.中国石油化工股份有限公司华东油气分公司，江苏 南京 210011；2.中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083)

鄂尔多斯盆地东缘是目前国内已探明的千亿方煤层气田之一，煤储层含气量8～15 m3/t，煤层气产量800～2 000 m3/d，目前已实现规模化商业开发，主要局限埋深1 000 m以浅的区域。我国新一轮煤层气资源评价研究发现，1 000～3 000 m的资源量约30万亿m3，深部煤层气资源十分丰富，大量钻井也揭示深部煤层气气测显示活跃、含量高，但由于渗透率低、地应力高、钻井成本高等不利因素，埋深大于1 000 m的深部煤层气资源的研究和开发利用是一个亟待突破的领域[1-3]。

经过十余年的勘探开发实践，延川南深部煤层气取得积极进展[4-7]，23口勘探评价井获突破，测试产量1 000～7 900 m3/d，平均单井测试产量2 230 m3/d。2013年启动产能建设，投入生产井908口，2015年全面建成国内首个投入商业开发的深部煤层气区块，目前已连续3 a稳产3.5亿m3。但区块开发过程中仍然面临气藏非均质性强，气井产能差异大的难题。

关于深部煤层气产能影响因素，前人已开展大量研究工作，集中于孔渗动态变化、基质收缩效应、煤岩岩石力学特征、吸附能力等方面[8-11]，但运用生产数据、针对高产因素及低产低效原因分析[6,12]较少。为了更真实地揭示深部煤层气生产规律，查明影响深部煤层气富集高产主控因素，笔者在前人研究及认识的基础上，以延川南区块山西组2号煤层为研究对象，充分利用生产动态成果，分区分类逐项分析各项参数与产量的相关关系，进一步深化深部煤层气富集机理认识，为深部煤层气勘探开发提供借鉴。

1 地质特征

延川南区块地处鄂尔多斯盆地东缘南部，位于晋西挠褶带、渭北隆起和陕北斜坡的构造过渡地区，煤储层埋深为1 000～1 350 m，为典型深部煤层气藏。区块地质构造较为简单，总体构造形态为走向SN、向西倾斜的单斜构造，区内分布有NNE、NE和近SN向展布的断层，主要为逆断层，断距小，延伸短，中部发育规模相对较大的西掌断裂带，将区块分为谭坪构造带和万宝山构造带(图1)。生产建设区2号煤层埋深SE部浅、NW部深，煤层厚度为2.3～6.7 m，平均为4.5 m，横向分布稳定且连续，煤层一般含1～2层夹矸，局部发育3层夹矸，夹矸总厚度为0～0.80 m，平均0.35 m；煤的镜质体反射率为1.96%～3.22%，平均2.45%，处于贫煤、无烟煤变质阶段；煤体结构主要为原生结构-碎裂煤，孔隙率为3%～6%，渗透率为(0.01～0.99)×10-3μm2，属于特低孔、特低渗储层；煤层含气量为6～20 m3/t，一般大于12 m3/t。

2 生产规律

延川南区块自2015年生产建设完成至今，单井生产时间已经超过5 a，早期评价井生产时间已经达到7～8 a，气井目前生产情况基本上可以代表该井的产能。本次统计了区块908口井的生产情况，目前产气井780口，平均单井日产气量1 020 m3。单井日产气量大于1 000 m3、500～1 000 m3、500 m3井数约各占30%，不产气井90口，单井产能差异大(图2)。从煤层气产能平面分布情况来看，高产井主要集中在万宝山南部以及谭坪中、南部，中产井位于万宝山中北部以及谭坪北部，而低产井主要分布于靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育带。区块整体处于低产液水平，平均单井日产液1.4 m3，其中，日产液低于1 m3的井有701口，占比超过70%，万宝山SW部低产液井成片发育。产液量大于5 m3/d的大液量井在紧邻断层发育区附近集中分布。

从生产井产气、产液规律来看，区块生产特征具有显著的分区差异特征(表1)。万宝山构造带南部构造形态为微幅隆起，埋深为1 000～1 200 m，含气量为12～20 m3/t，矿化度为(3～8)×104mg/L，生产特征表现为高产气、低产液；西部为深部缓坡区，埋深为1 200～1 500 m，构造稳定，断层不发育，矿化度达到8×104mg/L以上，生产特征表现为低产气、低产液；北部缓坡带发育小断层，矿化度为(1.0～3.6)×104mg/L，生产特征表现为中等产气、产液水平；东区靠近水侵区、大断裂，矿化度低，一般小于0.5×104mg/L，该区产液量明显增加，低产气甚至不产气。谭坪中部及南部为局部微幅隆起，埋深为800～950 m，矿化度为(0.6～1.0)×104mg/L，表现为中等产气、产液水平；谭坪次凹带，发育次级断层，矿化度小于0.3×104mg/L，表现为低产气、高产液。

图1 延川南区块2号煤构造Fig.1 Tectonic map of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

表1 延川南分区生产规律Table 1 Spatial statistical table of production law in Southern Yanchuan Block

3 高产主控地质因素

3.1 构造特征

构造是影响煤层气成藏的关键因素，不同类型的地质构造在其形成过程决定了构造应力场特征和现今应力分布，导致煤储层和封盖层的产状、结构、物性、裂隙发育状况及地下水径流条件等出现差异，进而影响煤层气的聚集和保存[13-14]。区域构造演化及其构造发育特征对煤层气成藏具有显著的控制作用，构造演化控制了生烃作用，构造发育差异性控制了区域水文地质边界及不同区域水文地质特征，进而影响煤层气的保存[15]。

3.1.1 断层对煤层气赋存的影响

断层对煤层气成藏影响具有两重性[16-17]，一方面断层易导致煤层气散失，对煤层气成藏起到破坏作用，另一方面，断层发育区，渗透率改善，对储层物性有一定的改善作用。

延川南区块发育断层22条，以逆断层为主。万宝山构造带NW部多发育延伸长度0.8～2.5 m、断距小于20 m 的Ⅳ级断层，对于深部储层物性有所改善；而中部延伸长度10～30 m、断距20～50 m的Ⅲ级断层规模较大，沟通外来水造成水侵破坏成藏。另一方面构造形态上为次级低幅隆起的背斜构造，其轴部未受应力破坏，煤层气相对富集，形成含气量局部高值区。

断层对煤层气井产液产气的影响也复杂化，较大规模的Ⅲ级断裂易沟通外来水，产液量高，煤储层无法有效降压，Ⅳ级断层附近微裂缝相对发育，渗透率高，利于煤层泄压半径扩展和气水的产出，煤层气易实现稳产、高产。

煤层气井产量与断层距离的规律性明显，在距离断层400 m范围内产气量极低，甚至不产气，大于400 m的构造平缓区，产量总体趋于稳定(图3)。

3.1.2 褶皱对渗透率的影响

煤层受顺层挤压力发生形变形成褶皱，背斜轴部附近受平行于弯曲面的拉伸引张力作用，厚度变厚、孔隙加大，或者脆性导致煤层发育楔状张性裂面或折裂面，同时褶皱作用伴生的沿层理滑动也使煤层破碎，提高煤层透气性，为煤层气运移提供了有利通道。

图3 延川南2号煤距断层距离与产能关系Fig.3 Relationship between fault distance and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

延川南万宝山构造带延3井区、谭坪构造带延5井区为微幅背斜构造，背斜轴部受张力作用影响表现为相对高渗的平面分布特征。而西南部由于构造活动弱，地层平缓，褶皱不发育，渗透率极低，表现为高闭合压力、低声波时差的特征，储层改造难度大，进而影响煤层气井产能。生产动态资料显示，万宝山西南部日产液一般低于0.5 m3，明显低于东部及北部的1～2 m3，日产液量的平面分布特征非常显著(图2b)，进一步证实上述观点。

从东西向构造剖面和气井产能关系(图4)可知，产能与构造位置的相关性明显，高产井延6-6-26、延3-42-18井均分布在埋深1 200 m以浅、无断层发育的局部隆起带核部及翼部，延6-6-50井、延6-6-40井位于1 200 m以深的单斜带，日产气量均未达到500 m3。

3.2 水动力特征

对于煤系来说，不同强度的水动力环境对煤层气成藏控制作用不同。延川南2号煤层矿化度差异很大，平面分布具有“东西分块、南北成带”的特征，总矿化度整体呈西高东低的趋势，煤层气保存环境存在差异性[18]。万宝山构造带矿化度高，在高浓度、高温高压及偏酸性-还原环境下，离子变得不稳定而逐渐消失，地层水以氯化钙型(K++Na+、Ca2+、Cl-)为主；在谭坪构造带矿化度较低，浅部渗入水富含O2及CO2，有利于形成及，地层水属于碳酸氢钠型(K++Na+、)。

图4 延川南构造与产能关系剖面图Fig.4 Profile of relationship between structure and production in Southern Yanchuan Block

图5 延川南水文地质单元划分Fig.5 Division of hydrographical geological units in Southern Yanchuan Block

结合构造特征分析，认为延川南2号煤层存在3种水动力条件(图5)。受单斜构造及断层的综合影响，区块东部谭坪构造带2号煤层埋深较浅，矿化度偏低，水质呈弱碱性，为弱径流区；西部万宝山构造带煤层埋藏较深，且白鹤、中垛两条封闭性断层阻断了上部水层的渗入，地层矿化度急剧升高，pH值降低，为滞流环境；在工区中北部发育的断层局部沟通了上下水层的联系，存在垂直渗流现象，此处矿化度也较低且呈弱碱性，为垂直弱渗流区。

水动力特征通过影响煤层气的保存条件，对煤层气富集具有直接的控制作用。但是矿化度的高低对产能的影响并非呈单纯的线性关系(图6)。矿化度低于0.3×104mg/L时，气井产能整体低于1 200 m3/d，处于低产低效水平，并随着矿化度的下降，产能快速下降，直至不产气；矿化度为(0.3～3)×104mg/L时，气井产能随着矿化度的增加缓慢上升至2 000 m3/d左右，矿化度为(3～4)×104mg/L，气井产能快速上升至4 000 m3/d左右，并在矿化度1×105mg/L持续保持高产水平，但是矿化度大于1×105mg/L后，气井产能急剧下降，直至低产低效。矿化度大于1×105mg/L区域位于靠近盆地中央的高压封闭滞流区，储层压实作用强，地应力高，在与低应力区基本一致的储层改造工艺技术以及排采速度控制条件下，储层有效改造范围以及泄流半径扩展明显受限，通过气井动态储量评价方法计算单井泄流半径仅85 m，远低于低应力区泄流半径167 m，井间资源难以有效动用，从而导致低产低效，该区域需优化储层改造工艺，扩大储层动用面积，才能充分释放气井产能。

3.3 煤体结构

图6 延川南2号煤地层水矿化度与产能关系Fig.6 Relationship between the degree of water mineralization and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

构造煤发育程度是制约煤层气产能的重要因素，构造煤渗透性低，且不利于压裂改造，影响煤层气井产能[19-20]。煤体结构总体受构造活动以及成煤物质差异性的影响，根据其变形程度划分为原生结构煤、碎裂结构煤、碎粒结构煤、糜棱结构煤，区块原生结构煤与碎裂结构煤裂隙相对发育，利于产能释放，碎粒结构煤与糜棱结构煤渗透率低，对产能的制约作用大[18]。延川南2号煤总体以原生-碎裂煤为主，碎粒-糜棱煤主要发育在断裂带附近，受断层破坏作用明显。在同一构造应力作用下，同时受沉积作用及成煤物质差异，构造应力在煤层中具有一定的“选择性”，对煤体结构的破坏程度不同[20]。一般脆性较大的镜煤、亮煤首先遭到破坏，应力-应变的总趋势为：“强层”遭受的破坏程度小，“弱层”遭受的破坏程度大。但延川南整体成煤环境的差异性相对较小，构造对煤体结构的影响更为显著。

分析原生-碎裂结构煤厚度与产能的相关性，呈正相关关系(图7)，原生-碎裂煤厚度越大，单井产能越高，垂向厚度达到2.5 m是单井高产的前提条件，原生-碎裂煤厚度大于5 m，高产井占比82%。

图7 延川南2号煤层原生-碎裂煤厚度与产能关系Fig.7 Relationship between the thickness of primary coal seam and cracked coal seam and production of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

3.4 高产主控地质因素再讨论

延川南区块深部煤层气富集高产受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制。其中，构造起决定作用，对煤层气产能的影响具有两重性，局部发育的褶皱和断层对渗透性具有明显改善作用，同时也会导致水动力条件增强，造成煤层气逸散，区块内褶皱分布范围广，对气井影响大，在微幅背斜构造发育区，背斜轴部及翼部受张力作用影响表现为相对高渗的平面分布特征和煤层气高产特征，而向斜构造轴部地区呈现出煤层气逸散特征，产气量低。煤层气产量与断层呈现良好的匹配性，靠近断层400 m范围内的井极易沟通外来水，造成煤层气逸散和降压困难，呈现出高产水低产气甚至不产气特征；水动力影响其次，地层水矿化度(3～10)×104mg/L是煤层气高产的基础，过高矿化度则反映储层位于靠近盆地中央的高压封闭滞流区，不利于储层改造。煤体结构控制局部，制约储层渗透性和可改造性，影响单井产能，原生-碎裂煤厚度越大，产能越高。

4 结论

a.延川南区块2号煤产能平面差异大，具有高产集中分布、平面差异明显的特征。高产井主要集中在埋深800～1 200 m的万宝山南部、谭坪中南部地区；中产井位于埋深大于1 200 m的万宝山中北部及埋深小于800 m的谭坪北部地区；低产井主要分布于靠近中部Ⅲ级断层以及局部Ⅳ级断层发育带。

b.深部煤层气产能受“构造、水动力、煤体结构”三因素控制，微幅隆起带翼部及埋深800～1 200 m的构造平缓区、地层水矿化度(3～10)×104mg/L及原生-碎裂煤厚度大于2.5 m的区域煤层气富集高产，日产气量超过1 500 m3、日产水量小于0.9 m3；埋深低于800 m、局部凹陷区、断裂发育区、矿化度低于0.3×104mg/L，垂向原生-碎裂煤厚度低于2.5 m的区域产量较低，日产气量普遍低于600 m3、日产水量大于2.0 m3。

c.围绕深部煤层气高产主控地质因素分析，通过继续深化区块构造和水动力特征精细描述，建立煤体结构量化评价指标，厘清构造煤平面、纵向发育特征，以期划分高产有利目标区，明确气田开发方向。