三交区块主要开发山西组3+4+5号煤和太原组8+9号煤,目前区内3+4+5号煤层气开发进展顺利,工程部署进度与产气量符合ODP,但8+9号煤生产井的产能特征却呈现“产水量大、产气量小”的特征。前期资源勘查表明,8+9号煤的煤层气储量占比较高(58.7%),因此,如何有效开发8+9号煤的煤层气资源成为三交区块亟待解决的问题。
为查明3+4+5号煤和8+9号煤的煤层气井产能差异原因,前人分别从储层物性特征、水文地质条件及其控气控产作用、钻完井类型、压裂工艺、排采特征等多方面开展了丰富的工作,取得了丰硕的成果[1-14]。通过前期研究,逐渐认识到水文地质条件是造成煤层气井产能差异的根本原因。3+4+5号和8+9号煤储层之间的地质条件差异较大:山西组煤储层所处的水文地质环境整体稳定,地下水矿化度较高,水动力活动较弱,为煤层气的富集与高产提供了保障,因此煤层气井可保持正常稳定排采;相比而言,太原组煤储层水文地质条件复杂,多套含水层通过裂隙/断层与煤层之间发生水力联系,使产水量大而储层降压缓慢,并且外来水侵入导致8+9号煤层含气量和含气饱度低,最终导致8+9号煤层气井产能较差[3-9]。含水层的越流补给不仅干扰了煤层的降压效果,同时大量的产出水在严格的环保政策下也会产生过高的处理成本,严重影响了开发的经济性[15]。因此厘清8+9号煤储层的水文地质条件是有效开发煤层气资源的前提。
由于区块内水文地质条件复杂,煤层气井抽采水源可能来自不同的水文系统,因此需要开展煤层气井产出水的水源判识。目前煤层气井产出水源判识方法的研究主要集中于以下几个方面:1) 通过耦合区域水动力场、能量场、地应力场以及与煤层气井产能的关系,判别产出水来源[16];2) 通过结合水化学、水动力场特征,划分水文地质条件的控气、控产类型[17];3) 近年来数值模拟技术也用在含水层越流补给水源评价以及对煤层气井产能影响的研究[18-19]。然而,当前水化学数据在水源判识方面的利用多停留在定性层面,缺乏定量化的指导。因此本次研究采用在煤矿突水水源判识中已广泛应用的Fisher线性判别法,开展煤层气井抽采水源的定量判识[20-22]。通过在水样数据与各地层水化学标准之间开展多元统计分析,标定水样数据与各地层水化学标准的关联度,进一步结合各水文系统的空间架构、导水通道系统的地震识别等信息,力争获取煤层气井抽采水源的可靠判识。
综上所述,本次研究充分采用水文勘查资源分析、测井资料解释等手段,查明太原组地层水文地质条件,明确产水来源及含水层位,为三交区块8+9号煤层气资源的高效动用提供理论支撑。
1 地质背景
1.1 地质条件
三交煤层气区块位于鄂尔多斯盆地东缘边界的晋西挠褶带与山西河东煤田地质区的中间,面积282 km2.整体呈东南高、西北低的单斜斜坡构造,见图1.含煤地层主要是石炭系太原组和二叠系山西组,共包含16个煤层[12]见图2.太原组8+9号煤层厚度1.30～11.60 m,平均5.41 m.中北部镜质体反射率约为0.9%,主要为气煤,南部镜质体反射率为1.02%～1.44%,平均1.18%,属于肥煤和焦煤。储层初始压力和临界解吸压力与埋深具有明显的正相关,即随着埋深的增加,压力也随之增加,具体见图3.
图1 三交区块位置及8号煤顶板标高图
Fig.1 Location of Sanjiao Block and elevation of coal seam 8#roof
图2 研究区综合地质柱状图
Fig.2 Comprehensive geological histogram in the study area
图3 储层压力和临界解吸压力区域分布图
Fig.3 Regional distribution of reservoir pressure and critical desorption pressure
区内与煤层气开发直接相关的含水层主要有三层,分别是山西组碎屑岩类含水层、太原组碎屑岩夹碳酸盐岩类含水层以及奥陶系中统岩溶裂隙水含水岩。山西组含水层主要以细、中、粗粒砂岩为主,中间夹杂泥岩、砂质泥岩隔水层,具有含水层、隔水层相互叠置的特征。由于隔层较厚,且在埋深较深的区域裂隙不发育,与地表水力联系微弱,因此富水性较差。太原组含水层包括几层生物碎屑灰岩以及粉、细、中、粗粒砂岩,赋存裂隙潜水—承压水。其中生物碎屑灰岩具体可以分为5层(L1-L5):通常8号煤顶板直接发育L1庙沟灰岩,L1与7号煤之间发育L2-L3毛儿沟灰岩,7号煤顶板发育L4斜道灰岩,6号煤顶板发育L5东大窑灰岩。灰岩单层厚度一般为1～8 m,累计厚度16～22 m.太原组各灰岩含水层岩溶、裂隙一般不太发育,但局部富水性强,给煤层气排采造成困难。受地形因素的影响奥陶系中统岩溶裂隙水含水层非均质性强,东部埋深较浅的区域地层局部出露,且受剥蚀作用影响,岩溶裂隙发育,富水性和渗透性较强,具有强烈的径流和越流补给能力;西部埋深较深的区域岩溶裂隙不发育且多被充填,多为滞留区。
1.2 生产特征
三交区块以太原组8+9号煤层为主力层系的生产井共22口,包括10口水平井、9口直井以及3口合采井。生产井的生产周期整体较长,大部分已投产超过2 000 d,甚至达到4 000 d[10],见图4.但停井时间占总生产时间的一半以上,原因主要包括两方面:一是过高的产水量和过低的产气量导致生产井较低的投入/产出比,丧失经济效益,因此在生产一段时间后将井关停处理;二是非正常的产能特征导致生产设备损坏现象频发,需要频繁进行停机修井,不利于长期、稳定的排水降压[19]。
图4 8+9号煤层气井生产时间柱状图
Fig.4 Production time histogram of 8+9#CBM wells
煤层气井投产以来产气相对较高的区域位于区块的西部以及中北部,产水量全区整体较高,煤层气井平均日产水量可达50 m3/d以上,其中产水最高的区域位于区块南部,主要受聚财塔断层的影响导致奥陶系灰岩水侵入[3],中西部埋深较深的位置产水量相对较低,如图5所示。生产井产能差、产能增长差、高产稳产持续时间短,对研究区产能提高有一定制约。
图5 8+9号煤层气井产能分布图
Fig.5 Production capacity distribution of 8+9#CBM wells
2 产水来源判识
本区地形呈东高西低,区块东部地层存在出露,因此地下水的补给主要是大气降水、河水及其它地表水的渗漏补给。外缘水径流方向是沿着地层构造坡降方向向西部埋深区流动,通过地层岩石孔裂隙、岩溶通道、断层、采矿地裂缝、煤层气井水力压裂缝等渗流通道,最终以潜流的形式流出区外[4-6]。
通过水化学分析可以精确判识产水来源[15],搜集整理山西组、石盒子组、石千峰组砂岩水样(砂岩水)72组,太原组灰岩水样(太灰水)5组,奥陶系灰岩水样(奥灰水)2组,绘制各地层系水化学指标见图6.砂岩水受
和Cl-影响很大,是含量最高的两种阴离子,决定了水样点的分布位置集中于四边形的右侧,水化学类型主体是
型和
型,矿化度一般大于1 g/L,TDS值最高可达4 579.09 mg/L.
图6 三交区块各地层系水化学指标
Fig.6 Hydre chemical indicators of each stratum in Sanjiao Block
太灰水样分布较为集中,绝大多数水样点位于四边形的右下角,且与二叠系砂岩水样接近或重叠,表明太灰水与二叠系砂岩裂隙水具有一定的水力关联性,水化学类型主要为
值最高为1 276.76 mg/L.奥灰水样数据少,水化学类型为
型,TDS值最高为2 512.92 mg/L.
收集整理区内2013-2018年各抽采井水化学数据,绘制8+9号煤12口抽采井的水化学Piper图见图7.阳离子中Na++K+离子所占比例极大,达到95%以上,并以Na+为主,而Ca2+和Mg2+两种离子所占比例较小,两者和约为5%.阴离子中,
所占比例大,约60%～90%,并以
为主,其次是Cl-,约占
含量最低,小于5%.因此抽采井水化学类型一般为HCO3—Na+型和
型。
图7 水化学特征Piper图
Fig.7 Piper diagram of hydrochemical characteristics
采用多元统计分析方法——Fisher线性判别法投影降维思想和最小方差分析理念[20-23],对8+9号煤层气井产出水水源进行识别。通过判别函数的特征提取,不同类型水源水样在判别空间中被明显区别开来,根据最短距离判别原则,精细判识抽采井水源。具体实现步骤为:
1) 收集并整理地层水样数据及12口抽采井水化学数据,剔除异常数据。
2) 根据各地层水化学特征的分析,选取
和TDS(x8)8项参数作为水源判别的指标[13],通过Fisher判别计算,获得两个判别函数。
y1=1.013x1-1.526x2-0.141x3+2.47x4+
2.13x5+1.096x6+2.927x7-2.217x8.
(1)
y2=0.719x1+0.273x2+1.223x3-0.61x4+
0.67x5+0.185x6+1.131x7-1.854x8.
(2)
3) 运用SPSS软件开展5次水源判别,综合分析12口抽采井取水层位,并得到水源判别结果。
判识结果表明8+9号煤12口抽采井中大部分水化学特征显示为典型的太原组灰岩水,但也有少量井的水化学特征显示为混合水如表1所示,各抽采井的分布位置及水源判识结果如图8所示。结合二维地震剖面可得,SJ9-V1井附近发育一条张性走滑断层,该走滑断层具有一定的导水能力,是造成山西组砂岩水越流补给的重要原因(图9).区块走滑断层的识别与前人在鄂尔多斯盆地东缘研究成果保持一致[24-25]。产水来源判识研究表明,太原组灰岩含水层作为8号煤直接顶板含水层,与煤层气井的关联程度最强,煤层气井主要受太原组灰岩含水层影响[7],因此开展太原组灰岩含水层的精确识别是指导后期开发部署的关键步骤。
表1 Fisher水源判别结果
Table 1 Water source discrimination results by Fisher theory
水源判识结果煤层气井水化学特征太灰水SJT3、SJ17-V1、SJ17-V2、SJ17-V3、SJ18-V1、SJT14-D3、SJT5、SJT18-2、SJT10、SJT17-2阴离子HCO-3为主,但Cl-浓度约占阴离子30%;水化学类型为HCO3·Cl-Na型混合水SJ9-V1、SJT18阴离子中HCO-3、Cl-浓度不确定,各有高低;水化学类型为HCO3·Cl-Na和Cl·HCO3-Na型
图8 8+9号煤各抽采井分布位置及水源判识结果分布图
Fig.8 Distribution map of the positions and water source identification results of 8+9#CBM wells
图9 SJ9-V1二维地震剖面成果图
Fig.9 2D seismic section results for SJ9-V1 well
3 含水层及含水性识别
针对含水层的研究本次采用测井解释方法,分为以下两个步骤。一是通过测井曲线的组合特征结合录井岩性来定性识别岩性,二是在岩性判别的基础上通过各种储层参数(孔隙度、渗透率、流体饱和度、泥质含量等)计算来评价储层的流体性质。区内山西组、太原组、本溪组地层岩性为砂泥岩、灰岩和煤层组合岩性,流体性质为气(煤层气、致密气)和水(砂岩水、灰岩水)。
3.1 岩性识别
通过自然伽马、电阻率、密度、井径曲线等能反映岩性的多条曲线组合,对煤层、灰岩、泥岩、砂岩进行定性识别[26]。煤层在测井资料上显示出“三高二低”特征,“三高”指电阻率中高值、声波时差高值、补偿中子高值,“二低”指低体积密度、低自然伽马;灰岩同样具有低自然伽马特点,但其具有高密度、低声波时差、相对高电阻率值的特点,如表2所示。
表2 太原组地层参数表
Table 2 Formation parameters of Taiyuan formation
岩性AC/(μs·m-1)CNL/%DEN(g·cm-3)砂岩182-1.52.65煤450451.32灰岩15602.71
58口井的测井数据结果显示见表3。太原组灰岩是区域性含水层,在煤层顶板广泛发育,平均厚度21.7 m,而砂岩平均厚度7.8 m.大部分区域8号煤层顶板直接接触L1灰岩,仅在东北部区域煤层直接顶板发育较薄的泥岩夹层。不同灰岩层与8号煤层的间距存在明显差异,L1-L3规律比较相似,L4-L5规律比较相似。灰岩发育总体比较稳定,局部存在分叉合并现象,北部明显减薄见图10.区域最北部和中部一小部分发育两到三层灰岩,大部分区域发育四层到五层灰岩,且较连续具体发育情况见图11.目标煤层与奥陶系含水层之间距离约50 m,层间多为泥岩、砂质泥岩隔水层,具有一定的封堵作用,因此在无大型断层/裂隙的前提下一般不易与奥灰水沟通。
表3 测井解释岩性响应特征数据
Table 3 Logging interpretation of lithology response characteristic data
岩层电阻率/(Ω·m-1)自然伽马(API)补偿密度/(g·cm-3)声波时差/(μs·m-1)补偿中子/%自然电位砂岩25～1 000/16015～110/642.20～2.65/2.50180～295/24010～35/19平直-负异常幅度3+4+5号87～6 000/1 30024～161/721.30～1.77/1.52328～544/40824～65/43平直-负异常幅度8+9号110～3 500/1 00010～125/601.31～1.76/1.48326～526/40724～60/42平直-负异常幅度灰岩125～10 000/5 30020～90/472.50～2.77/2.63158～246/1963～25/10平直-负异常幅度泥岩10～200/35>100/2.60/261-平直
图10 北东-南西方向连井剖面图
Fig.10 Well profile in NE-SW direction
图11 8号顶板灰岩层数发育情况
Fig.11 Development of limestone layers on coal seam 8#roof
3.2 含水性识别
基于地层岩性的测井识别进一步判识岩层含水性。致密纯灰岩层具有高密度(接近骨架值2.71 g/cm3)、低声波时差(接近156 μs/m)、高电阻(可超过10 000 Ω·m)及低自然伽马值(20～40API)的特点。随着灰岩泥质含量增大,测井自然伽马增大,电阻率数值降低,测井三孔隙度有差异。同样如果灰岩含水,总体上地层水矿化度越高,电阻率越低;孔隙度越大,渗透性越好,电阻率越低。
本次研究含水层的划分主要依据三孔隙度曲线及电阻率的变化。地层含水的情况下测井数据就会出现声波时差值变大(156↑220 μs/m左右)、体积密度值降低(2.71↓2.60 g/cm3左右)、补偿中子值增加(0↑20%左右)、电阻率降低(5 000 Ω·m以下)、井径曲线平直到略微扩径、自然电位呈现负异常幅度的现象,如表4所示。依据上述基础原理,利用测井数据厘定太原组5套灰岩层的含水性如表5所示。图12为单井测井识别岩性及其含水性解释结果,L1灰岩作为8号煤的直顶板,总体岩性纯、电阻高,从测井特征综合分析含水相对低;L2和L3灰岩层伽马低密度高岩性纯、电阻低,为主要灰岩含水层;L4灰岩层位于7号煤顶板,厚度可达9.6 m,其厚度较大,为主要灰岩含水层;L5灰岩层位于6号煤顶板,为主要灰岩含水层。
表4 测井解释标准
Table 4 Logging interpretation standards
测井响应岩性电阻率/(Ω·m)声波时差/(μs·m-1)自然电位/mV测井计算泥质含量/%砂岩(含水层)<100>220负异常幅度大<25灰岩(含水层)<5 000170～220负异常幅度大<25
表5 太原组灰岩测井响应特征数据表
Table 5 Logging response characteristic data of limestone in the Taiyuan formation
灰岩编号平均值项层厚/m深侧向/(Ω·m)体积密度/(g·cm-3)声波时差/(μs·m-1)补偿中子/%自然伽马(API)L53.51 807.02.631859.239.5L49.61 732.02.5819710.242.5L32.12 296.32.6018910.843.8L23.71 179.52.5620612.747.0L13.16 188.82.5819410.345.1
图12 SH17-V2井含水层及含水性测井解释
Fig.12 Logging interpretation of aquifer and water content for SH17-V2 well
基于58口井的判识结果,建立5套灰岩的独立模型,为每层灰岩含水区分布划分提供基础架构,见图13-15.各灰岩层的含水性具有明显的非均质性:L1灰岩的含水区主要分布在区块北部和中南部;L2灰岩的含水区主要分布在区块北部的深浅两侧和中南部;L3灰岩的含水区主要分布在区块中部偏深区域,南部分布范围相对较小;L4灰岩含水区分布范围较广,北部基本全覆盖,中部和南部部分区域发育;L5灰岩的含水区全区零散分布,含水区与不含水区交互发育,中部井区附近不含水。鉴于5套灰岩的含水性及地层岩性组合关系,可以进行分类讨论。由于煤层本身为致密层,具有隔水能力,且L4灰岩为厚层含水灰岩,含水量较大,因此以L4灰岩底的7号煤层为界,将5套灰岩划分为近缘含水层(L1-L3)和远缘含水层(L4-L5).
上述研究成果可为区块后期开发策略的制定提供指导。大部分区域8+9号煤主要受8号煤上方5套灰岩含水层越流补给的影响,因此在井网部署时需尽量避开灰岩层发育且富水性较强的区域。具体依据灰岩层及富水性差异特征,制定针对性的开发策略。若5套灰岩均不发育或富水性均较差时,可以采用差异化同步压裂、多分支水平井等手段进行常规开发;若近缘灰岩层不发育或富水性较差而远缘灰岩层发育且富水性较强时,应着重判断隔水层的封闭性,采用小规模压裂或多分支水平井等方式开发,谨防大规模压裂缝沟通远缘含水层;若近缘灰岩层发育且富水性较强,而远缘灰岩层不发育或富水性较差时,可以采用L型水平井或丛式井组工艺,这种情况下外缘水补给有限,经过一段时间排水后可以实现有效的排水降压;若近缘/远缘灰岩层均发育且富水性都强时,几乎没有开发潜力,钻井应当尽量避开此区域。
4 结论
本次研究从实际生产数据、水化学数据和测井数据出发,开展水源判识及含水层、富水性标定研究,厘清了三交煤层气区块的水文地质条件,并获得以下成果及认识:
1) 基于水化学特征判别外来水来源。收集山西组砂岩、太原组灰岩以及奥陶系灰岩的水化学数据,对不同层系的水化学特征进行标定。采用多元统计分析方法——Fisher判别理论进行水源判识,并结合地震数据进行矫正。结果表明8+9号煤12口抽采井的水样主要为太灰水,局部显示为太灰、砂岩混合水。混合水是由煤层气井附近张性走滑断层沟通其他含水系统导致的。
图13 L1灰岩和L2灰岩含水区平面分布
Fig.13 Distribution of water-bearing areas in L1 limestone and L2 limestone
图14 L3灰岩和L4灰岩含水区平面分布
Fig.14 Distribution of water-bearing areas in L3 limestone and L4 limestone
图15 L5灰岩含水区平面分布
Fig.15 Distribution of water-bearing areas in L5 limestone
2) 利用测井对太原组含水层及其含水性进行研究。8号顶板发育L1-L5共5套灰岩层,灰岩发育总体比较稳定,局部存在分叉合并现象,北部明显减薄。5套灰岩的富水性在垂向上和平面上存在明显的非均质性,导致煤层气井的产出水量也存在差异。
3) 由于煤层为致密层,具有一定的隔水能力,因此以L4灰岩底的7号煤层为界,将8号煤顶板5套灰岩划分为近缘含水层(L1-L3)和远缘含水层(L4-L5).针对灰岩不同发育程度和富水性强弱的区域,应采用相对应的开发策略,以保证煤层气井的高效开发。
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