氣測錄井在松河井田煤層氣勘探開發(fā)中的應用

金 軍，周效志，易同生，桑樹勛，孫宏達

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽 550009;2.中國礦業(yè)大學，江蘇 徐州 221116;3.煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221008)

1 地質與工程背景

1.1 井田地質條件

松河井田位于貴州省六盤水市盤縣特區(qū)北部，總面積為32.6 km2。井田出露地層由老至新依次為峨眉山玄武巖組(P3β)、龍?zhí)督M(P3l)、飛仙關組(T1f)、永寧鎮(zhèn)組(T1y)、第四系(Q)。松河井田位于土城向斜北翼中段，為一單斜構造，地層走向為NW60°，傾向西南。井田內共查出斷層108條，以斜向高度正斷層為主，走向以NE—NEE為主，傾角一般為45～80°。

含煤地層為龍?zhí)督M與峨眉山玄武巖組第二段，且龍?zhí)督M為區(qū)域煤成氣勘探開發(fā)的主要目的層段。松河井田龍?zhí)督M厚度為341 m，含煤47～66層，一般為50層。含煤厚度37～47 m，一般為41 m，含煤系數為12%。巖性以灰色、深灰、淺灰粉砂巖、細砂巖為主，夾高嶺石泥巖，局部含黃鐵礦。

井田內可采煤層18層，全井田可采或基本可采煤層有 1+3、4、9、12、15、16、17 號，可采總厚度為 11.68 m;大部分可采煤層有 51、62、18、272、292、293、32號，可采總厚度為8.85 m;局部可采煤層有10、11、271、291 號，可采總厚度為4.49 m。

1.2 煤成氣勘探開發(fā)工程

為了推動貴州省煤層氣資源評價及勘探開發(fā)工作，貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心聯(lián)合國內工程單位于松河井田內設計施工一個煤層氣勘探開發(fā)叢式井井組。該井組由5口定向井組成，截至目前，已完成GP－1、GP－2井的固井工作。由于定向井鉆井取心難度大，煤巖心采取率低，因此采用隨鉆氣測錄井的方式判斷地層的含氣性，并結合氣測資料來優(yōu)選煤層氣開發(fā)層位[1－5]。

氣測錄井采用上海中油石油儀器制造有限公司開發(fā)的CPS3000型綜合錄井儀。儀器所獲取的氣測數據包括全烴、烴組分和非烴組分。氣相色譜儀連續(xù)分析全烴，烴類及非烴組分分析周期為35 s，記錄頻率為1點/m，含氣層段加密記錄。氣相色譜錄井前用標準混合氣樣及甲烷氣分別對組分和全烴標定，全井標定3次。

2 氣測成果與分析

2.1 含氣層段

GP－2井先后鉆遇飛仙關組、龍?zhí)督M地層，至峨眉山玄武巖組完鉆。氣測錄井資料顯示:煤系上覆飛仙關組未發(fā)現氣測異常段，龍?zhí)督M煤系中共發(fā)現44個氣測異常段，表現為全烴及甲烷含量明顯升高。結合鉆時及后期地球物理測井資料分析，確定上述44個氣測異常段由24個有編號煤層、11個無編號煤層、9個粉砂—細砂巖層組成。GP－2井典型含氣層氣測曲線特征如圖1所示。

圖1 GP－2井典型含氣層氣測曲線特征

與無編號煤層相比，有編號煤層厚度較大，氣測曲線全烴及甲烷含量異常峰常呈階梯狀、寬單尖峰狀，且峰值較高;無編號煤層較薄，氣測異常峰常呈窄單尖峰狀，且峰值較低。與煤層相比，粉砂巖、細砂巖含氣層厚度大，氣測異常峰常呈箱狀、鋸齒狀，氣測全烴及甲烷含量峰值較低。

2.2 氣體組成特征

GP－2井含氣層氣體干度指標如圖2所示。

由圖2可以看出:煤層及非煤含氣層氣體中重烴含量普遍偏高，氣體干度指標偏低。尤其是中部13～16號煤層段，氣體干度低至75.2%，為特別濕的氣體。此外，粉砂巖、細砂巖含氣層中烴組分及干度指標與鄰近煤層相應指標具有較好的一致性，表明粉砂巖、細砂巖含氣層中氣體為鄰近煤層產生氣體運移、賦存的結果，且粉砂巖、細砂巖含氣層氣體中重烴含量更高。

煤層氣的化學組成與煤的變質程度有關。長焰煤至焦煤階段，煤中有機質熱解所產生烴類氣體中重烴比重快速增加，至肥、焦煤時重烴可達10%～20%[6]。井田內煤的變質程度自上而下逐漸升高，主要為焦煤及少量肥煤、瘦煤。由于肥煤、焦煤等中變質煙煤處于主要的生油階段，且研究區(qū)各煤層中殼質組含量普遍偏高，因此，所產生、保存及逸散的煤成氣中重烴含量較高，以致出現GP－2井煤層及非煤含氣層氣體干度低的現象。

圖2 GP－2井含氣層氣體干度指標

2.3 含氣層性質與評價

氣測錄井資料的三角形圖解法是油氣層評價的重要方法之一。何宏等研究了三角形圖解法的數學關系式，并通過計算Q值及M點坐標來判斷含氣層內流體性質及開發(fā)價值[7]。根據該方法計算GP－2井各含氣層Q值分布結果如圖3所示。

圖3 GP－2井含氣層三角形圖解法Q值分布

由圖3可見:含氣層Q值主要分布于0.40～0.85，構成“中正三角形”或“大正三角形”，含氣性性質解釋為氣層，與實際情況相符。12～16號煤含氣層氣體中乙烷為主的重烴含量明顯升高，導致Q值為負，解釋為油層。分析認為:由于13～16號煤正處于產油高峰，導致煤層及鄰近砂巖層中重烴含量過高，因此并不采用13～16號煤之間存在油層的解釋結果，這也反映出三角圖解法在解釋處于產油高峰期中變質煙煤及其鄰近含氣層性質上的局限性。因此，可采用三角形圖版法對GP－2井含氣層生產價值進行評價，結果如圖4所示。

圖4 GP－2井含氣層生產價值評價

由圖4可見:4號煤層M點由于氣測丙烷含量偏高位于S價值區(qū)外，其他煤層及非煤含氣層M點都在價值區(qū)內，說明GP－2井絕大多數含氣層氣體組分符合正常的地球化學指標，從烴組分上判斷含氣層具有一定的生產價值。由于煤成氣開發(fā)的經濟性、可行性亦受資源豐度、可采性等因素的共同影響，因此含氣層厚度、含氣性特征、儲層物性等就成為影響該區(qū)煤成氣開發(fā)的控制性因素。

2.4 含氣層分類與含氣段劃分

由于氣測錄井過程中未對泥漿中氣體進行全脫分析，以此難以定量解釋不同含氣層段的含氣量[8－9]。但通過與井場內鄰近煤層氣參數井煤樣現場解吸資料的對比，發(fā)現鉆時校正后氣測全烴含量峰值與現場解吸氣量具有較好的正相關性[10]。因此，根據校正后氣測全烴含量峰值的大小，可將GP－2井有編號煤層劃分為優(yōu)選層、備選層、避選層3種類型(圖5)。

由圖5可見:煤層厚度與鉆時校正后的全烴值存在一定的相關性。煤層厚度越大，氣測全烴值越高;反之，氣測全烴值越低。從松河井田復合煤層群煤層氣合層開采的角度考慮，GP－2井煤層垂向上存在3個主要含氣段，所含氣體性質為煤層氣。1+3～62號煤層埋藏深度小于500 m，煤層累積厚度大，氣測全烴值高，反映煤層含氣性好、資源豐度高，是該區(qū)煤層氣開發(fā)的最有利層段。15～18號煤層厚度大，氣測全烴值高，埋深小于600 m，是該區(qū)煤層氣開發(fā)的有利層段。271～293號煤層累積厚度大，氣測全烴值高，具備煤層氣開發(fā)的資源條件，但由于煤層埋深超過700 m，因此預測該段煤層氣資源開發(fā)難度較大。

圖5 GP－2井含氣層分類及含氣段劃分

盡管18～271號煤層之間煤層厚度小，氣測全烴值低，但層間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層。從研究區(qū)煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的角度考慮，18～271號煤層間地層形成一個特殊的含氣段，所含氣體性質為煤成氣。由于氣測錄井指示的粉砂巖、細砂巖含氣層厚度不大，因此該含氣段雖具備煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的資源條件，但資源開發(fā)的經濟性與可行性問題尚待進一步研究。

3 基于氣測錄井的勘探開發(fā)方案優(yōu)化

3.1 煤層氣勘探開發(fā)層段優(yōu)選

研究區(qū)單煤層厚度小、資源厚度低，要獲得較高的煤層氣井產量，就需要進行多煤層合層開發(fā)。氣測資料分析表明，煤層氣資源主要賦存于3個含氣段中，考慮到271～293號煤層含氣段深度大、儲層物性差，因此暫不對該含氣段進行資源開發(fā)，僅對293號煤層開展試井工作，以獲取煤儲層評價的相關參數。

1+3～62號煤層含氣段、15～18號煤層含氣段埋深適中，適合開展煤層氣勘探開發(fā)工作，但由于1+3～62號煤層含氣段厚度超過50 m，15～18號煤層含氣段中17號煤為煤層氣開發(fā)難度較大的構造煤，因此在上述2個含氣段中優(yōu)選厚度小于30 m的地層開展煤層段射孔壓裂改造及煤層氣開發(fā)工作。如選擇1+3～52號煤層作為GP－2井第1壓裂段，13～16號煤層作為GP－2井第3壓裂段。

3.2 煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采

研究區(qū)煤系粉砂巖、細砂巖含氣層的發(fā)現，對于合理評價及開發(fā)非常規(guī)天然氣資源具有重要的指導意義。粉砂巖、細砂巖含氣層與鄰近煤層氣體組成特征及其變化的一致性，表明上述非煤儲層中的氣體是煤層氣運移、賦存的結果，在氣體性質上屬于煤成氣。特別是氣測資料顯示，18～271號煤層之間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層，該含氣段存在煤層氣與煤層之間砂巖氣共同開發(fā)的資源條件。從煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采的角度出發(fā)，設計于該含氣段中優(yōu)選厚度小于30m的地層開展煤層及鄰近砂巖含氣層射孔壓裂改造及煤成氣開發(fā)工作。如選擇21、22號煤層及鄰近含氣砂巖作為GP－1井第3壓裂段。

3.3 排采方案設計與產能貢獻率研究

由于氣測錄井資料顯示不同壓裂層段所含氣體成分存在較大差異，特別是13～16號煤層段以乙烷為主的重烴含量高達25%，因此對于排采階段的劃分，一方面可通過長期監(jiān)測排采過程中動液面、日產氣量及套壓的變化判斷，同時還要配合氣體組成的分析來確定不同壓裂層段的產氣時間，并據此定量研究不同壓裂層段的產能貢獻率，為松河井田后續(xù)規(guī)?；簩託赓Y源開發(fā)層段優(yōu)選提供科學依據。

4 結論

(1)GP－2井煤系中共發(fā)現44個氣測異常段。受儲層厚度及性質的影響，有編號煤層氣測曲線常呈階梯狀、寬單尖峰狀，且峰值較高;無編號煤層常呈窄單尖峰狀，且峰值較低;粉砂巖、細砂巖含氣層常呈箱狀、鋸齒狀。

(2)由于研究區(qū)中變質煙煤處于主要的生油階段，且殼質組含量較高，因此GP－2井煤層及非煤含氣層氣體中重烴含量普遍偏高。特別是煤系中部13～16號煤層段氣體濕度高達25%，氣層表現出明顯的重烴異常。

(3)利用三角形圖解法從烴組分上判斷GP－2井絕大多數含氣層具有一定的生產價值，煤成氣資源開發(fā)的經濟性及可行性主要受含氣層厚度、含氣性特征及儲層物性等的控制。

(4)GP－2井煤層垂向上存在3個主要含氣段，其中1+3～62號煤層段、15～18號煤層段含氣性好，資源豐度高，埋深適中，是煤層氣開發(fā)的有利層段。18～271號煤層之間存在多個粉砂巖、細砂巖含氣層，但由于含氣層厚度不大，因此該段煤層氣與煤層之間砂巖氣共采的可行性尚待進一步研究。

(5)氣測錄井成果為松河井田煤層氣勘探開發(fā)層段優(yōu)選，煤層氣與煤層之間砂巖氣兼探共采方案制訂，氣井排采方案設計及壓裂段產能貢獻率研究提供了科學依據，對區(qū)域煤成氣資源勘探開發(fā)具有重要的指導意義。

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