张兵

（中联煤层气有限责任公司，北京 100011）

寿阳地区煤层气井产水来源识别及有利区块预测

张兵

（中联煤层气有限责任公司，北京 100011）

沁水盆地寿阳区块含煤地层主要是山西组和太原组，山西组3#煤层和太原组9#、15#煤层在全区分布较稳定，含气量高，适合进行煤层气开采。利用钻井、测井资料和煤层气排采动态资料，开展了煤系含水层的精细划分，认为影响煤层气排采的含水层主要有K1、K2′、K5、K7和K7′等5个砂岩层；太原组薄层灰岩因岩性致密，含水弱或不含水，对煤层气排采影响有限；K2下之上含水砂岩层可能是主要出水层。研究认为，该区煤层气井产水量受煤层与其上下岩性组合的控制，岩性组合类型平面分布特征对煤层气排采具有指导作用；区内15#煤层开发最有利，东北部该煤层排采可能较西南部好；3#煤层次之，南部地区较北部地区有利；9#煤层分布不稳定且上下均有较厚含水层，开发最为不利。

煤层气开发；含水层分析；水文地球化学；产水量；岩性组合类型；有利区块；寿阳区块

寿阳区块位于山西省中部、沁水盆地北部，区内发育3#、9#和15#煤层，其中15#煤层是煤层气开发的主力煤层。该地区经过十几年的勘探开发，在水文地质方面做了大量的研究，明确了含水层层位，但部分煤层气井产水量大，水的来源问题较难判断[1]，其主要原因是煤层气井压裂裂缝向上下延伸高度较大，煤层顶底板岩性和厚度不同，排采过程中非煤层水的贡献很难判断。

通过对寿阳区块排出水的地球化学特征分析与煤系含水层的精细划分与识别，初步判定煤层气井产出水的来源；将岩性组合与典型产水量建立关系，对“避水采气”有利区进行了预测。

1　煤系含水层精细划分

寿阳区块位于北北东向新华夏系第三隆起带太行山隆起西侧，汾河地堑东侧，阳曲—盂县纬向构造带南翼。总体形态呈现走向东西、向南倾斜的单斜构造。区内构造较简单，地层平缓，倾角在10°左右。局部发育不同方向的次一级褶曲、断裂及岩溶陷落柱[2-3]。

区内地层由老到新为太古界龙华河群，元古界汉高山群，古生界寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系，中生界三叠系，新生界古近系、新近系和第四系。其中，石炭系和二叠系为含煤岩系。

奥陶系顶面至15#煤层底板间岩层为泥灰岩，厚81.53～115.22 m，平均95.45 m，具有良好的隔水性能，对奥灰岩水进入煤系能起到阻挡作用，成为石灰岩含水层与可采煤层之间的最主要隔水层[4-5]。影响煤层气排采的含水层主要是煤系内与煤层相邻的砂岩或者灰岩含水层。

通过煤层气井单井日产水量与岩性关系分析以及对研究区砂体展布的研究，结合层序地层，对影响区内3#、9#、15#煤层的含水层进行了精细划分（图1）。由图1可知，主要是含水层K1、K2′、K5、K7和K7′等5个砂岩层。煤系主要发育两套含水层组及多层隔水层。

图1　主要含水层划分示意Figure 1 A schematic diagram of main aquifers

1.1石炭系上统太原组砂岩含水层组

石炭系上统太原组下部K1砂岩含水层局部与15#煤层接触，是15#煤层之下的主要含水层[6]。太原组中上部含K2、K3、K4三层灰岩，因其岩性致密，含水性弱，对15#煤层的排采不产生影响。15#煤层之上发育砂岩透镜体K2′，厚度变化较大，局部较厚，该砂岩层对15#煤层产水的影响较大，是15#煤层之上的主要含水层。

太原组9#煤层之下发育的K5砂岩，是影响9#煤层排采的含水层。在含水层之间夹有数层泥岩、粉砂岩等塑性岩层组成的隔水层，将各层含水层分割成呈层状分布的含水层，相互间水力联系微弱。地下水的流向总体受地层产状的制约，沿着倾向运动。

1.2二叠系下统山西组砂岩含水层组

该含水层由山西组底部K7砂岩和3#煤层之上的K7′砂岩组成。K7砂岩层厚度较大，在区内大面积分布，连续性较好，是影响3#煤层和9#煤层排采的主要含水层。K7′砂岩含水层对3#煤层的排采亦有影响。

2　煤系水文地球化学背景分析

研究区煤系产出水中含有多种无机离子，其中阳离以子K+和Na+为主，阴离子以HCO3-和Cl-为主。

根据2013年10月至2014年2月采集水样分析（采样测试单位：中国石油大学（北京）），水化学Pip⁃er图（图2）中K+、Na+含量在阳离子中占有绝对优势，Ca2+、Mg2+含量很低，水质类型主要是Na--HCO3·Cl型和Na--HCO3型水，此种类型地层水在沁水盆地普遍分布[7-8]。

图2　排采区水化学Piper图Figure 2 Drainage area hydrochemical Piper diagram

2.1纵向变化规律

3#、9#和15#煤层单层排采时，统计其水化学指标，包括K+、Na+、Ca2+、Mg2+、CO3与HCO3含量、总矿化度与封闭系数r（SO42-）/r（Cl-）。排采3#煤层与15#煤层时水化学指标整体差异不大，只有在尹灵芝区15#煤层单采时，CO3与HCO3含量偏高，封闭系数偏高。原始煤系水Ca2+、Mg2+含量明显少于K+、Na+，造成这种现象的原因主要是阳离子交换作用。野外地质调查表明尹灵芝区（图3南部C区）有河流经过，表明该区可能存在断裂带，加强了煤层与上覆地层的沟通，导致煤层封闭性变差，封闭系数较大。

图3　初始矿化度等值线Figure 3 Isogram of initial degree of mineralization

2.2平面变化规律

研究区地下水矿化度展现出盆地周缘低，向盆内增高总体态势（图3）。在此矿化度总体分布格局的背景下，研究区内西南部和东北部发育了两个高矿度中心。第一个高矿化度中心出现在A区，地下水矿化度高达7043 mg/L，水化学类型为Na-HCO3·Cl型和Na-HCO3型。第二个高矿化度中心出现在B区，地下水矿化度高达4876 mg/L，水化学类型同样为Na-HCO3·Cl型和Na-HCO3型。这些高矿度中心地带的存在，是地下水缓流或滞留的反映。

封闭系数r（SO42-）/r（Cl-）是反映地层水所处环境封闭性大小的一个指标，即封闭系数越大，地层封闭性越差，封闭系数越小，地层封闭性越好[9-10]。寿阳区块地层水封闭系数从盆地边缘向盆地中心逐渐变小，封闭性逐渐增大，在研究区内西南部和东北部发育了两个封闭系数低点，分别位于A区（封闭系数为0.0036）和B区（封闭系数为0.002 5）。说明高矿度中心的地下水缓流或滞留区域封闭性也较好。盆地深部滞水“洼地”、水体径流微弱，为Na-HCO3弱碱型高矿度区，有利于煤层气富集。

3　煤层气井生产特征

本文将煤层气井排采动态划分为见气前和见气后两个重要阶段，分别称为初始排水阶段和气水同产阶段，按两个阶段对产水动态、液面动态、产气动态进行典型指标的提取。气水同产阶段伴随着动液面的波动递降，日产水量和日产气量出现波动现象，动液面稳定期对应的平均日产水量相对较好地反映煤层气井的产水能力，而日产气量相对稳定期的平均日产气量相对较好地反映煤层气井的产气能力。

对区块内23口产气煤层井初始排水阶段特征进行分析，统计排采时间为2012年5月至2014年2月，排采煤层为3#、9#和15#煤层。统计表明（图4）：初始累计产水量最大为16393.4 m3、最小为119.9 m3、平均为3659.2 m3，主要集中在1000～2000 m3，初始动液面最高为468 m、最低为104 m、平均初始动液面为317 m；日产水量最大为146.5 m3/d，最小为3.2 m3/d，主要集中在10～20 m3/d。产气状态较好井相对于产气状态较差井初始累计产水量与日产水量均较低，前者平均初始累计产水量为849.8 m3，平均日产水量为18.7 m3/d，而后者这两项指标分别高达6774.4 m3和59.6 m3/d。

4　岩性组合与典型日产水量关系分析

山西组主要为中细粒砂岩、砂质泥岩、泥岩和煤层；太原组主要为砂岩、砂质泥岩、泥岩、灰岩和煤层。一般情况下，泥岩含水少，砂岩含水量大，太原组灰岩未遭受淋滤、溶蚀，岩性致密，含水量弱甚至不含水。故煤系中的砂岩可能对煤层气井排水采气有影响。对煤层气井排采产水影响最大的是煤层上下距离最近的砂岩含水层，因此，对煤层气井日产水量与岩性关系研究，主要分析煤层上下邻近厚层砂岩层。

图4　产气井初始累计产水量和日产水量统计Figure 4 Statistics of CBM wells initial cumulative water yield and daily water output

典型日产水量和典型日产气量是两个可直接提取的典型指标。典型日产水量，为煤层气井在气水同产阶段动液面较稳定期间的平均日产水量。典型日产气量，为煤层气井在气水同产阶段日产气量连续15 d以上较稳定期间的平均日产气量。以下对单采煤层排采、两层煤层合采及三层煤合采煤层气井日产水量与煤层上下岩性关系进行分析。

4.1 15#煤层单独开采

（1）ZL-SY-11井（图5a）初始见气时间为42 d，日产水量为3.2 m3/d。该井15#煤层上部紧邻K2下灰岩。K2下灰岩之上为一套厚泥岩，中间夹有薄煤层；煤层下部紧邻厚层泥岩，底部发育K1砂岩。若煤层上部紧邻灰岩中含有水，则其对煤层水产出的影响较大，使煤层气井的日产水量增大。而排采资料表明，该井的日产水量较低，仅为3.2 m3/d，因此，煤层之上的灰岩含水弱或不含水，对该井煤层产水量没有影响。

图5　钻井柱状Figure 5 Borehole columnar section

（2）ZL-SY-12井（图5b）初始见气时间为39 d，日产水量为3.9 m3/d。该井15#煤层邻近煤层的岩性自上而下分别是：砂岩、K2下灰岩、15#煤层、泥岩、砂岩。K2下灰岩与15#煤层直接接触，若灰岩中含有水，则其将导致煤层大量产水，但该井日产水量较低，仅为3.9 m3/d，灰岩上部有厚达6 m的砂岩，因此，煤层之上的灰岩对该井煤层产水量影响不大，并且在一定程度上起到隔离上部厚砂岩含水的作用。

由ZL-SY-11、ZL-SY-12井可以初步推断，煤层与含水层之间有泥岩作为隔水层，煤层气井产水量较小。另外，太原组灰岩与上覆地层之间为连续沉积，太原组灰岩未遭受风化和淋滤，岩性致密，灰岩中含水量较小，对煤层排水产气的影响不大。

4.2两层煤合采井

（1）3#与9#煤层合采井，以ZL-SY-16井为例（图5c）。从图上可以看出，3#煤层上部与厚砂岩距离较近，下部紧邻砂岩，9#煤层下部亦紧邻砂岩层，直接接触的砂岩层增大了该井的产水量，日产水量高达27.4 m3/d。

（2）3#与15#煤层合采井的日产水量变化较大，在3.7～120.3 m3/d。选取ZL-SY-17井进行分析（图5d），该井日产水量为120.3 m3/d。从图上可以看出：15#煤层上下砂岩厚度不大，3#煤层上部有厚砂岩，与泥岩间隔较近，对煤层产水量影响较大，使其日产水量较大。

4.3三层煤合采井

ZL-SY-19井为3#、9#、15#煤层合采井，日产水量为113.1 m3/d（图5e）。从图上可以看出：3#、9#煤层下部均与厚层砂岩直接接触（图5），增大了煤层产水量。

通过以上分析，对该区煤层气井排采有影响主要是煤层上下邻近砂岩层。煤层与砂岩之间间距越小即泥岩隔层厚度较小，则砂岩层对煤层气井产水影响越大，导致该井产水量较大；砂岩厚度与煤层气井产水量有一定正相关性，一般情况下，砂岩厚度越大，煤层气井产水量越大；若砂岩层与煤层直接接触，则该种类型排采井日产水量均显示较高特征。

5　排采过程中水化学动态变化规律

通过对已有井水化学指标进行连续观测，研究了矿化度、封闭系数、HCO3-+CO32-含量、Ca2+、Mg2+含量等四个水化学指标随排采时间的变化规律。重点分析其中一口井，其它井均有类似规律。

ZL-SY-11井开采层位为15#煤层，2012年7月17日至2013年1月5日进行连续观测水样5次。该井产出水的矿化度、Ca2+、Mg2+呈逐渐降低趋势；初始矿化度为4 876 mg/L，矿化度减少了61.16%；封闭系数、HCO3-+CO32-含量逐渐上升，封闭系数由2.534×10-3升高为2.561×10-2，增大了9.11倍，变化幅度较大；HCO3-+CO32-含量由初始的502.45 mg/L升高为886.32 mg/L，增大了76.40%（图6）。

图6　ZL-SY-1井水化学指标变化曲线Figure 6 ZL-ST-1 well hydrochemical indices variation curves

由于灰岩水中Ca2+、Mg2+离子含量相对较高，若灰岩中含有水，则该井产出水Ca2+、Mg2+离子含量应显示增加趋势，但实际测试Ca2+、Mg2+含量呈逐渐下降趋势，即由16.9 mg/L降为5.21 mg/L。结合该井日产水量（3.2 m3/d）特点，证实15#煤层之上的灰岩中含水量极少，为致密灰岩，对煤层气井排水采气的影响较小。

通过对其它井进行统计分析表明，该区域矿化度呈现降低趋势，封闭系数随时间稳步上升，HCO3-+CO32-含量逐步升高，初始Ca2+、Mg2+含量较低，整体呈现降低趋势，表明该区域15#煤层上部灰岩为致密灰岩，未遭受溶蚀，灰岩水极少，可以视为隔水层，对煤层气排采影响不大，个别井封闭系数突然增大或减小可能是受局部断裂影响。

6　“避水采气”有利区预测

为了更加直观地表示煤层与含水层的关系，有必要对煤层顶底板的岩性组合进行分类。

岩性在一定程度上决定着含水量的大小。砂质泥岩、泥岩中含水量较少，视为隔水层，粉砂岩、细砂岩、中粗粒砂岩、砂岩中含水量较大，视为含水层。上文已证实太原组灰岩因其厚度小，不连续，岩溶、裂隙不发育或者较发育且被方解石充填，含水性弱，对15#煤层的排采影响不大，因此，在岩性划分中可以将灰岩视为隔水层。煤层中含水量较少，因此，泥岩或砂岩之间所夹的煤层亦可视为隔水层。对于厚度小于0.5 m的泥岩或砂岩薄夹层，由于厚度较小，可忽略其隔水性或含水性，忽略不计。

综上所述，划分为隔水层的岩性包括：泥岩、砂质泥岩、灰岩、煤层，在以下岩性统计中，隔水层中的各类岩性统一用“泥岩”代替；划分为含水层的岩性包括：砂岩、中粗粒砂岩、细砂岩、粉砂岩，在以下岩性统计中含水层的各类岩性均以“砂岩”代替。

划分岩性组合类型主要依据煤层顶底板与含水层、隔水层的接触关系。煤层上方含水层对煤层产水量的影响主要是含水砂岩层，亦即煤层上部第一个“砂岩层”，因此，煤层上部岩性统计到该煤层上部第一个“砂层”为止。煤层下部的岩性统计与上部相似，统计到煤层下部第一个“砂岩层”为止。

对3#、9#、15#煤层及其顶板砂岩、顶板泥岩、底板泥岩、底板砂岩统计如表1所示。

下面以3#煤层为例划分为例对煤层上、下岩性组合类型及煤层岩性组合类型划分进行说明。

（1）煤层、泥岩厚度越大，砂岩厚度越小对煤层气排水产气越有利。如表1所示。当某口井3#煤层厚度大于3#煤层均厚时，划分为Ⅰ型，小于时，划分为Ⅱ型；当某口井3#煤层顶板泥岩厚度大于其3#煤层均厚时，划分为Ⅰ型，小于时，划分为Ⅱ型；当某口井3#煤层顶板砂岩厚度大于其3#煤层均厚时，划分为Ⅱ型，而小于时，划分为Ⅰ型。底板泥岩、底板砂岩与以上划分方法相同。

表1　 3#、9#和15#煤层及其上下砂泥岩厚度Table 1 Thicknesses of coal seams and sandstone,mudstone above and below of coal Nos.3,9 and 15

（2）当煤层、顶板砂岩、顶板泥岩中3个同时划分为Ⅰ型时，3#煤层顶板岩性组合划分为a型；当煤层、顶板砂岩、顶板泥岩中有2个划分为Ⅰ型时，3#煤层底板岩性组合划分为b型；当煤层、顶板砂岩、顶板泥岩中只有1个划分为Ⅰ型，其他两个为Ⅱ型时，3#煤层上岩性组合划分为c型；当煤层、顶板砂岩、顶板泥岩中均为Ⅱ型时，3#煤层上岩性组合划分为d型。3#煤层底板岩性组合划分方法相同与此相同。

（3）为了更加严格地分析岩性与产水的关系，对于3#煤层岩性组合的划分选取3#煤层顶、底板岩性组合最差的类型作为3#煤层的最差岩性组合类型。

3#煤层顶、底板及该煤层的岩性组合类型均表现为在区北部以c型、d型居多，南部地区岩性组合类型较好，以b型为主，岩性组合类型较好的区域煤层排采相对较好，因此，3#煤层排采时，南部地区较北部地区有利。

9#煤层在勘探区西南区域煤层缺失，东北部发育不稳定，北西至南东方向煤层分布相对稳定，此区中煤层顶底板及该煤层的岩性组合类型以c型为主，故该煤层需谨慎排采。

15#煤层在区东北部地区岩性组合类型较好，以a型、b型为主，西南部井的煤层顶、底板岩性组合类型为b型或c型，因此，东北部该煤层排采可能较西南部好（图7）。

图7　 15#煤层避水采气有利区平面分区Figure 7 Coal No.15 plane divisional map of favorable area to CBM production keep away from water

7　结论和建议

通过对区内煤系含水层精细划分、水文地球化学背景分析、煤层气排采井产水量与岩性关系和水化学动态变化规律的研究，主要结论如下：

（1）影响本区内煤层气开采主要含水层是K1、K2′、K5、K7和K7′等5个砂岩层。

（2）15#煤层之上灰岩含水性弱、厚度小、分布不连续，对排采影响较小，单采15#煤层时产水量较低，K2下之上含水砂岩层可能是主要出水层。

（3）研究区内15#煤层开发最有利，3#煤层次之，9#煤层分布不稳定且上下均有较厚含水层开发最为不利。

建议下一步开展煤系沉积相研究，预测砂体的展布，对可能产水和避水的有利区进行研究。

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CBM Well Produced Water Source Identification and Favorable Block Prediction in Shouyang Area

Zhang Bing
(China United Coalbed Methane Corporation Ltd.,Beijing 100011)

Coal-bearing strata are mainly Shanxi and Taiyuan formations in the Shouyang area,Qinshui Basin.The coal No.3 in Shanxi Formation and coal Nos.9,15 in Taiyuan Formation are steadily distributed in whole area with high methane content,thus propitious to CBM exploitation.Through drilling,logging data and CBM drainage data carried out fine partitioning of aquifers in coal measures,con⁃sidered that CBM drainage impacting aquifers mainly have K1,K2′,K5,K7and K7′five sandstone aquifers.Because of lithological com⁃pact,the thin limestone layers in Taiyuan Formation are weakly water containing or without water,impact on CBM drainage is limited; while water-bearing sandstone above K2L is main water-yielding stratum.The study considered that water yield of CBM wells in the ar⁃ea is controlled by coal seams and lithological associations above and below,the planar distribution features of lithological associations have guiding significance to CBM drainage.Coal No.15 in the area has most advantageous to CBM exploitation,it is better in the north⁃eastern part than in southwestern part;the coal No.3 is the second,southern part is better than northern part;coal No.9 is unsteadily dis⁃tributed and thicker aquifers above and below,thus most unfavorable to exploit.

CBM exploitation;aquifer analysis;hydrogeochemistry;water yield;lithological association type;favorable block;Shouyang area

P641

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.11.13

1674-1803(2016)11-0067-07

国家科技重大专项项目422011ZX05042

张兵（1982—），男，主要从事煤层气勘探开发技术研究工作。

2016-04-19

责任编辑：樊小舟