沁水盆地煤层气赋存区域地质背景

3.1 3 储层吸附能力及含气量

根据3#煤吸附等温曲线，确定3#煤气藏临界解吸压力为4.4MPa，原始储层压力 5.24MPa，地解压差为0.84MPa，地解压差接近，有利于排水降压采气[13]。区块内煤层气储集层煤的吸附能力及储层压力表现为,3#煤原煤兰氏体积为27.61～39.91m3/t,平均35.032m3/t,兰氏压力3.282～3.505MPa，平均3.401Mpa。

煤层含气量是资源评价中的一个重要指标，较高的含气量是资源丰度大，气藏储量富集，煤层气高产的物质基础。樊庄区块3#煤层圈定探明储量含气面积135.6km2，煤层权衡厚度5.6m，平均密度1.465t/m3，面积权衡法平均含气量20.42 m3/t，由容积法求得探明储量为227.16×108m3(135.6×108×5.6×1.465×20.42)。探明可采储量按探明储量的50%测算，沁水盆地樊庄区块山西组3#煤层的探明可采储量煤层气可采储量为113.28×108 m3。根据煤层气探井和开发井测试数据分析，开发井、樊井、测井解释结果表明：3#煤层平均含气量24.15m3/t；综合开发井含气量解释平均值：3#煤层平均含气量24.065 m3/t，说明各井变化不大。即区块内煤层气储集层含气量特征为：3#煤原煤含气量11.54～35.70m3/t,平均24.1075m3/t,含气饱和度69.65%～95.11%。开发井气量煤心测试、开发井测井解释分析结果，绘制了樊庄区块主要目标煤层3#煤层含气量等值线图见图6[14]。

本区在燕山运动中期抬升缓慢，经历了该期的异常热事件后形成了高煤阶煤。在喜马拉雅运动晚期，沁水盆地南部开始稳步抬升，煤层在逸散带中停留时间较短，煤层气保存条件好，煤层含气量较高[22]。

序号 井群 3号煤层含气量/（m3.t-1） 24.145 24.026 24.007 24.313 24.310 23.588 15号煤层含气量/（m3.t-1） 17.187 17.546 18.900 18.747 — — 1 2 3 4 5 6 樊井 固井 蒲井 蒲南井 华蒲井 华尧、华固、华溪井 第9页 共54页

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7 晋试1-5井 22.152 22.235 8 晋试7-13井 22.124 20.633 表5 3号煤层与15号煤层平均含气量

图6 3#煤层气含气量等值线图

3.1 4 煤层气采收率及产气量

煤层气采收率是一个不确定的参数，主要受煤层气地质特征、开发技术条件及经济因素等控制。采收率的确定方法有解吸实验法、类比法、等温吸附曲线法[23]。采用等温吸附曲线预测本区3#煤层气采收率最大为63%，平均53.23%。区块内开发井日产气量最高为5052m3，平均日产气量为1418.56m3，说明本区块内具备一定的煤层气高产条件，适合于煤层气规模开发。 3.1.5煤的变质程度对孔渗性的影响

煤的变质程度对于孔隙度和渗透率有很大的影响，不同变质程度的煤的空隙结构特征、孔隙度、渗透率等有所不同。同时煤在高变质程度和低变质程度对于孔渗性的影响也是不同的由此可见；煤的变质程度与其孔渗性之间存在着密切的联系。R0在2.4%左右是煤岩孔渗变化的重要转折点，变质程度低于此点时，其孔渗性随着变质程度的增加而降低；当变质程度高于此点时，其孔渗性则随着变质程度的增加而升高。

沁水盆地樊庄区块3#煤变质程度较高，属于无烟煤阶段（即硬煤），煤级呈

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现由N向S明显递增的趋势。3#煤宏观煤岩类型主要以半亮煤为主，其次为光亮煤，局部也夹有暗淡煤分层；显微组分以镜质组为主，常见基质镜质体，其次为惰质组，壳质组少见。3#煤灰分平均约为12.98%，属于低灰煤，挥发份(Vdaf)平均约为7.08%；水分(Mad)平均约1.34%。

3.2 3#煤层煤层气目前开采特征

煤层气的赋存介质和赋存方式均与常规天然气不同，煤层气是自生自储在煤岩中，煤由基质和割理系统组成。煤层气主要以吸附方式赋存于煤岩基质中，少部分以游离形式，或以溶解状态赋存于煤层割理、裂缝的煤层水中。由于煤层气的赋存介质和赋存方式的同，煤层气开采方式也与常规气藏不同，主要利用井组面积法排水降压采气。通过大面积排水降压，使煤层压力降到临界解吸压力以下，使得煤层气从基质中解吸出来，延割理或裂缝系统流入井筒而被采出。随着临界解吸压力波及范围越来越大，并口产气量也越来越大。煤层气井的生产一般有三个阶段(见图7)：

1)降压解吸阶段：主要产水，随着压力降到煤层临界解吸压力以下，气体饱和度增加，气相渗透率提高，井口开始产气并逐渐上升。时间可能几天或数月，图中I阶段。2)稳定生产阶段：产气量相对稳定，产水量逐渐下降，为高峰产气阶段，图中II阶段。3)产量递减阶段：随着压力下降，产气量下降，并产出少量或微量的水。时间一般十年以上，图中Ⅲ阶段。

图7 煤层气井三个生产阶段

沁水煤层气田地质特点与国内常规油气田和国外煤层气田不同，属高煤阶

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储层，演化程度较高、割理不发育，煤层的渗透率极低，储层非均质性严重[28]。沁水盆地南部煤层气开发的主要目的层二叠系山西组3#煤，煤阶为无烟煤Ⅲ号，是特低孔特低渗储层，孔隙度变化范围为2%～7%，孔隙结构中微孔、小孔比例过大，是制约该区煤层气产出的“瓶颈”问题[25]。渗透率变化范围为0.025mD~0.51mD，平均为0.486mD。樊庄煤层具有埋藏(350~750m)、低压低温，煤岩解吸附特征以及产水量普遍较少(0.3~55m3/d)的特点，产出介质为含气、含煤粉或压裂砂等固体颗粒的煤层水；在供采关系上，煤层气田保持动液面连续稳定下降，替代了常规油气田维持供采平衡的方式；在运行控制上，以小沉没度、小排量、长期连续稳定的精确控制为主。

模拟实验与开发实践表明，与国内外的低煤阶储层相比，高煤阶煤层气的开采更强调排采过程中对储层渗透率的保护。直井开发中，由于高阶煤储层的低渗性质，直井仅能在近井地带形成压力降，压降漏斗范围小，延伸有限，难以形成较高产量[26]，直井压裂改造后产气量一般为1000～2000m3/d[27]。目前的煤层气排采是地质技术人员进行动态分析，依据单井排水、起压等不同阶段的水量、压力与产气量的关系，对每口井制定不同的排采制度，不定时地进行人工现场调参。这种非智能化的管理方法具有局限性并受时间和气候限制，不能实现对储层环境变化的快速排采反应，导致不同程度的储层伤害，解吸过程受限制，排采效果降低。

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