賀西井田煤儲層特征及煤層氣開發(fā)方式研究

武 波

（山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 晉城 048000）

1 基礎(chǔ)地質(zhì)特征

賀西井田位于離柳礦區(qū)南部，構(gòu)造形態(tài)為一走向北西、傾向南西的單斜構(gòu)造。傾角3°～5°，最大11°，井田地質(zhì)構(gòu)造簡單，地面褶曲、斷層均不發(fā)育，井下小型褶曲起伏不大，延伸較短[1]。礦區(qū)含煤地層為二疊系下統(tǒng)山西組和石炭系上統(tǒng)太原組，井田內(nèi) 3#、4#、8#、10#煤層為可采煤層[2]。

2 煤儲層特征

2.1 煤層發(fā)育特征

煤層氣是一種以吸附態(tài)為主，自生自儲的非常規(guī)能源，煤層是煤層氣生成與儲層的場所，煤層發(fā)育特征對煤層氣開采極為重要。該區(qū)煤層埋深均在365.64～659.64 m之間，目前煤層氣開發(fā)技術(shù)工藝能夠滿足該深度下煤層氣的開采。區(qū)內(nèi)穩(wěn)定發(fā)育的主要煤層是3#、4#、8#和10#煤層，也是煤層氣開采的主要目的煤層。除8#煤層頂板巖性為石灰?guī)r，其他各煤層頂?shù)装鍘r性均為泥巖、砂質(zhì)泥巖，封蓋性及阻水性均較好。

山西組3#、4#煤層與太原組8#煤層平均厚度均在1.5 m以上，10#煤層厚度最大，平均厚度為4.65 m，3#+4#煤層平均厚度為3.57 m，8#+10#煤層平均厚度為6.33 m（見表1）。以8#+10#煤層為例，煤層厚度從東北向西南逐漸增大，最大處為井田西南區(qū)域，煤厚為8.65 m（見圖1），各單煤層及3#+4#煤層均有此特征。

3#與4#煤層平均間距為15.75 m，8#與10#煤層平均間距為12.52 m，二者間距均不大，在進行煤層氣開發(fā)時，將3#+4#、8#+10#分別作為兩套煤層進行開采。

2.2 煤體結(jié)構(gòu)特征

煤體結(jié)構(gòu)對滲透率、儲層改造效果均有影響，原生結(jié)構(gòu)煤及碎裂結(jié)構(gòu)煤具較高滲透性與抗傷害能力，有利于連續(xù)排采[3]。該井田煤層為中等變質(zhì)煤，鏡質(zhì)組最大反射率1.40%～1.66%，煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)為主。通過顯微鏡從裂縫的寬度與形態(tài)兩方面觀察描述了煤巖裂隙發(fā)育情況。亮煤和暗煤中裂隙寬度較鏡煤大，鏡煤中裂隙寬度為2～15 μm，裂縫形態(tài)大多與層理面垂直，極少數(shù)以60°夾角與層理面斜交；亮煤和暗煤中裂隙寬度為8～45 μm，裂縫形態(tài)復(fù)雜，與層理面垂直或斜交。

表1 煤層發(fā)育情況一覽表

圖1 8#+10#煤層厚度等值線圖

2.3 煤巖特征

井田內(nèi)宏觀煤巖類型以光亮型煤和半亮型煤為主，半暗型和暗淡型煤為輔。主要呈條帶狀，構(gòu)造多呈層狀，也有塊狀。

該井田內(nèi)各煤層顯微有機組分均以鏡質(zhì)組最高，占69.7%～86.7%，其次為絲質(zhì)組，占11.6%～25.30，半鏡質(zhì)組含量較少，占1.7%～4.6%。從垂向上看，太原組8#、10#煤層鏡質(zhì)組含量較山西組3#、4#高，其中，8#煤層最高，各煤層鏡質(zhì)組含量以均質(zhì)鏡質(zhì)體、基質(zhì)鏡質(zhì)體為主，絲質(zhì)組主要為半絲質(zhì)體。

顯微組分含量不同，煤的孔隙特征及吸附能力也有所不同，從而導(dǎo)致煤層含氣量的差異，前人研究表明，相同煤階富鏡質(zhì)組煤的吸附能力要大于富惰質(zhì)組的煤[4]。

圖2 煤層有機組分含量圖

2.4 含氣性分布特征

煤層含氣量是煤層氣開采的物質(zhì)基礎(chǔ)，是煤層氣富集高產(chǎn)的基本條件之一[5]。該區(qū)煤層含氣量較高，其中3#煤層含氣量為8.53～11.77m3/t，平均9.93m3/t，4#煤層為5.96～11.16m3/t，平均 8.91m3/t，8#煤層 8.25～14.14m3/t，平均 11.75m3/t，10#煤層7.43～17.56m3/t，平均12.31m3/t。平面上，以8#+10#煤層為例，煤層含氣量為15.68～31.19m3/t，平均24.88m3/t，從井田東北向西南逐漸增大（見圖3）。3#+4#煤層及各單煤層含氣量均具有上述特征。垂向上，該區(qū)煤層含氣量隨著層位降低而增加（見圖4）。

圖3 8+10#煤層含氣量等值線圖

圖4 煤層含氣量垂向關(guān)系圖

3 煤層氣開發(fā)方式選擇

煤層氣開發(fā)方式受地質(zhì)條件、煤層發(fā)育特征、煤體結(jié)構(gòu)、煤層氣含氣性特征及地理地貌等因素的制約，需針對不同條件，選擇適合該區(qū)煤層氣開發(fā)的工藝技術(shù)。

該區(qū)地質(zhì)條件、煤儲層特征對煤層氣開采較有利，優(yōu)選煤層厚度大，含氣量較高的井田西南區(qū)為煤層氣開發(fā)“甜點區(qū)”。該區(qū)屬低山丘陵區(qū)，大面積為黃土覆蓋，溝谷縱橫，侵蝕、沖刷劇烈，地形復(fù)雜，為井位選擇及井場布置帶來極大的困難。為充分利用地形，實現(xiàn)多層疊置下煤層群綜合開采，在該區(qū)采用叢式井開發(fā)方式，即一口垂直井為中心，3口定向井以一定角度從該井場向四周鉆進的布井方法，布置7組煤層氣開發(fā)井組，完井方式為套管完井，為試驗3#+4#與8#+9#兩套煤層分層開采及合層開采在該區(qū)的適用性，將HX-04井組、HX-05井組、HX-06井組、HX-07井組目的煤層設(shè)計為單采8#+10#煤層，HX-01、HX-02、HX-03采用3#+4#煤層與8#+10#煤層合采的方式進行排采。

在排采一段時間后，各井組煤層氣產(chǎn)量達到768～2040 m3/d,單采8#+10#煤層的4組煤層氣井產(chǎn)氣量高于合采井組，以塊斷東南部向西北部逐漸降低（見圖5），這與煤層氣含氣量分布趨勢并不一致，是各井組排采方式的不同造成的產(chǎn)氣量差異。這也表明，由于兩套煤層頂?shù)装鍘r性、所處煤系水文地質(zhì)條件不同[6]，造成產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量存在差異，合層排采方式在該區(qū)并不適合。

圖5 煤層氣井組產(chǎn)量等值線圖

4 結(jié)論

（1）井田內(nèi)除10#煤層厚度最大，平均厚度大于4 m，3#、4#與8#煤層平均厚度均在1.5 m以上。煤層厚度從東北向西南逐漸增大，煤層埋深較淺，有利于煤層氣開發(fā)。由于3#、4#煤層，8#、10#煤層間距均不大，在進行煤層氣開發(fā)時，可將其作為兩套煤層進行開采。

（2）該井田煤層變質(zhì)程度中等，煤體結(jié)構(gòu)主要為原生結(jié)構(gòu)，煤層亮煤和暗煤中的顯微裂隙寬度大于鏡煤，且裂縫形態(tài)較復(fù)雜。宏觀煤巖類型主要為光亮型煤和半亮型煤，各煤層顯微有機組分均以鏡質(zhì)組最高，絲質(zhì)組次之。太原組8#、10#煤層鏡質(zhì)組含量較山西組3#、4#煤層高，顯微組分含量及孔隙特征不同，導(dǎo)致煤層含氣量的差異。

（3）該區(qū)煤層含氣量較高，且隨著層位降低而增加。平面上，從井田東北向西南逐漸增大，各煤層含氣量均具有上述特征。

（4）優(yōu)選煤層厚度大，含氣量較高的井田西南區(qū)域為煤層氣開發(fā)“甜點區(qū)”。采用叢式井開發(fā)方式，選取部分試驗井進行分采及合采試驗，結(jié)果表明，由于兩套煤層頂?shù)装鍘r性、所處煤系水文地質(zhì)條件不同，造成產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量差異，該區(qū)不適合合層排采。