刘天授

(中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

1 煤层气储层特征

柳林区块构造简单，断层稀少，地层轻缓，倾角小，煤系发育，水文地质条件简单，煤层气勘探开发具有比较优越的地质条件。区内共含煤14层，可采煤层7层，其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层，太原组的6、8+9、10号煤为主要可采煤层，可采煤层均厚10.49m。

煤岩宏观类型主要为光亮煤、半亮煤，显微组分主要为镜质组，无机物含量低，煤质主要为中-低灰分，因此，煤层具备形成原生割理裂隙的物质基础，保证了煤层气良好的解吸通道和导流能力。煤体结构主要为碎裂结构、原生结构，煤层裂隙发育，煤层具备较好的渗透性。3+4号煤层渗透率为0.02～3.44mD，5号煤层渗透率为0.02～2.26mD，8+9号煤层渗透率为0.01～24.8mD。煤层渗透率西部因埋深较大，渗透率相对较低，北部与南部的东中地区渗透率较高，总体上，研究区块煤层的渗透率相对较高。

煤层气含量及含气饱和度高、气质好、资源丰度高、 资源量大。 平均气含量为8.64～10.98m3/t，最高达23.45m3/t；煤层含气饱和度为12.62%～100%，平均为63.59%；单煤层资源丰度较高，3+4+5号煤层为0.2×108～1.4×108m3/km2，8+9号煤层为0.3×108～1.9×108m3/km2。

各含水层富水性较弱，煤层水矿化度大，煤层处于弱迳流环境，有利于煤层气富集。山西组3+4、5号煤层顶板或底板属弱含水层，对煤层供水有限，煤层产水量一般不大；太原组8煤层顶板为灰岩岩溶裂隙含水层，北部地区对煤层供水较为充足，煤层产水量大，气井排水降压困难；南部地区对煤层供水较弱，煤层产水量小，适于煤层气开发。

2 排采特征

在勘探阶段初期，由于太原组8+9号煤分布稳定、厚度大，所以将8+9号煤设定为目的煤层。但从先期位于不同位置几口井的排采数据看，产水量普遍较大，产气量较低。后续针对8+9号煤的水平井也呈现出如此特征。将目的层设定为山西组3+4号和5号煤后，产水和产气状况都发生了很大的转变，产水量普遍较小，产气量较高。

XX1井位于区块北部的中部，是一口压裂直井，对8+9号煤层进行排采，整体表现为产水量高、产气量低。平均日产水量125m3/d，最高产水量271m3/d；平均日产气量32m3/d，最高产气量177m3/d。用水泥封固8+9号煤，上返压裂3+4、5号煤后进行排采，与8+9号煤相比，整体表现为产水量较小、 产气量较高。 平均日产水量42m3/d，最高产水量109m3/d；平均日产气量830m3/d，最高产气量1157m3/d。井底流压的变化范围为2.52～4.94MPa，套压在0～0.45MPa之间。

XX2井位于区块西北角，是一口针对8+9+10号煤的多分支水平井，煤层进尺2420m，整体表现为产水量高、产气量低。平均日产水量265m3/d，最高产水量476m3/d；平均日产气量131m3/d，最高产气量432m3/d。由于产水量高，为了能够有效的降低井底压力，更换多种类型的泵，但井底压力最低也只是降低到了2.8MPa，后来由于实在无法再有效的降低井底压力，该井停止排采。

经过对柳林区块排采井数据分析，可以看出，针对太原组8+9号煤煤层气井的产水量普遍较大，产气量普遍较低，而针对山西组3+4号和5号煤层气井的产水量普遍较小，产气量普遍较高。

3 产量主控因素

根据该区煤层气地质及储层条件的分析，结合该区煤层气勘探井的产气状况的研究认为，煤层发育程度、气含量、渗透性、水文地质条件等对煤层气井产能影响较大，是影响煤层气高产富集的关键因素，这与国内外众多学者关于煤层气高产富集控制因素研究的结论相吻合。

3.1 煤层发育程度

煤层厚度是煤层气资源富集的基本参数，目的层层数、厚度及结构对煤层气开发产能有重要影响，也是煤层气井高产的主控因素。一般情况下，煤层层数越多，结构越简单、厚度越大，煤层气资源量和资源丰度就越高，气井高产的概率越高。对区内煤层气井目的层厚度和产气量关系进行统计发现，目的层厚度与产气量基本呈现正相关关系。

3.2 煤层含气量

煤层含气量是关系煤层气资源量及资源丰度的关键参数。一般情况下，煤层含气量越高，煤层气资源量及资源丰度就越大，煤层单井产量高，煤层气井产气潜力也越大。对区内煤层气井目的层含气量和产气量关系进行统计发现，目的层含气量与产气量基本呈现正相关关系。

影响煤层含气量的因素众多，比较直接的有构造条件、煤的变质程度、围岩保存条件、埋藏深度等。区内构造简单，全区断层和褶曲构造不发育，构造对煤层气富集的影响较弱；区内煤的变质程度基本一致，煤的变质程度对气含量的影响较小和煤层气富集高产影响较弱；区内除8+9号煤层顶板为石灰岩或泥灰岩外，其他主力目的层顶底板均以细碎屑岩为主，对煤层气的保存整体较好，煤层气资源丰度较高。研究区为自东北向西南倾的单斜形态，煤层埋深和储层压力表现为自东北向西南增大，致使煤层气含量和煤层气资源丰度也基本表现出相似的变化趋势。

3.3 煤层渗透性

渗透率决定着煤层气的运移和产出，它是煤储层物性评价中最直接的指标。在同等开发条件下，渗透率越高，气井产能越大，不仅高峰产量高，而且后期产气能力强；反之，气井产能差，不仅高峰产量低，而且后期产气能力弱。

区内东北部煤层埋藏浅，煤层渗透率高，煤层气勘探试验气井产气量也较高。如XX3井5号煤层埋深495m，测试3+4、5号煤层渗透率为2.44mD，气井最大产气量为1157m3/d；XX4井5号煤层埋深883m，测试4、5号煤层渗透率为0.76mD，气井最大产气量为103m3/d。

多年的研究和煤层气勘探开发的实践表明，影响煤层渗透性的主要地质因素是煤体结构状况、煤层埋藏深度、地应力等。区内煤层煤体结构优越，大多为原生结构和碎裂结构；煤层埋藏浅，多小于1000m，地应力低。

3.4 水文地质特征

水文地质条件对煤层气具有水力封闭和水力驱替～运移双重作用。水力封闭作用有利于煤层气的保存，而水力驱替～运移作用则引起煤层气的逸散。煤层气勘探开发的实践表明，水文地质条件简单，煤层气开发效果好，反之则差。

区内水文地质条件简单，自东向西地下水径流逐渐缓慢，水文地质条件对煤层气保存变好，煤层气资源丰度增高。部分地区部分层段水文地质条件复杂，气井产能影响较大。区内围岩含水层是煤层水的主要来源，其强弱决定了煤层的含水程度。8+9号煤层在含水性、水活跃程度和产水量方面均强于3+4和5号煤层。总体看来，在纵向上，3+4和 5号煤层的煤层气富集条件优于8+9号煤层；在横向上，西部区域煤层气富集条件优于东部地区。

4 结论

(1)柳林区块为一西倾的单斜构造，断层发育数量少，水文地质条件简单，煤层气地质条件、储层条件优越。

(2)煤层气排采呈现太原组8+9号煤煤层气井的产水量普遍较大，产气量普遍较低，而针对山西组3+4号和5号煤层气井的产水量普遍较小，产气量普遍较高的特征。

(3)根据该区煤层气地质及储层条件的分析，结合该区煤层气勘探井的产气状况的研究认为，煤层发育程度、气含量、渗透性、水文地质条件等对煤层气井产能影响较大，是影响煤层气高产富集的关键因素。