于東方 姚海鵬，2 林海濤 李 玲

（1.內(nèi)蒙古煤勘非常規(guī)能源有限責任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010000；2.中國礦業(yè)大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221116）

0 引言

氣測錄井是油氣勘探中發(fā)現(xiàn)并評價油氣層的重要技術手段。因此，氣測錄井分析方法直接關系到油氣層綜合解釋符合率，也是國內(nèi)外錄井技術領域研究的熱點。總體來看，氣測錄井分析主要包括氣測數(shù)據(jù)影響因素分析、定性或定量解釋兩個層面。單元偉、王江濤［1-2］從地質(zhì)和工程因素闡述了氣測資料的影響因素；趙洪權［3］通過模擬實驗建立了井口和泥漿槽鉆井液與全脫分析數(shù)據(jù)之間的關系；曹鳳?。?］指出氣測主要受鉆頭直徑、鉆頭類型、鉆壓、轉盤轉速等工程因素的影響，并提出了鉆頭直徑和鉆時影響的校正方法；王剛［5］等分析了鉆井液密度和黏度對氣測全烴值的影響規(guī)律；常凌霄［6］從鉆井工程和設備等方面提出了減少影響氣測數(shù)據(jù)的措施；紀偉［7］等根據(jù)氣測曲線形態(tài)劃分了4種類型的儲集層；李祖遙［8］等利用三角形圖解法、皮克斯勒法進行氣測錄井解釋；趙陳［9］等根據(jù)氣測組分資料建立了油氣層識別圖版；董國富［10］等利用甲烷指數(shù)、全烴異常指數(shù)、烴組分指數(shù)等進行油氣定量解釋；范金花、趙南［11-12］等優(yōu)選出油氣敏感參數(shù)，建立解釋模型進行油氣識別和評價。上述氣測分析方法主要是用于常規(guī)油氣層，常規(guī)油氣層儲層為砂巖，而對于煤儲層，尤其是低煤階煤儲層，由于煤儲層和砂巖儲層在物理性質(zhì)上的極大差異，并不完全適用。近年來，煤層氣勘探熱點由以高煤階為主逐步向中低煤階過渡，勘探區(qū)域也由山西省擴展到內(nèi)蒙古、新疆等地區(qū)。為了提高低煤階煤層氣的勘探開發(fā)效率，降低勘探風險，開展煤儲層氣測錄井分析方法及其應用的研究十分必要。

1 地質(zhì)概況

二連盆地巴彥花凹陷是低煤階煤—褐煤發(fā)育的典型代表區(qū)，該地區(qū)煤層氣的勘探開發(fā)工作具有重要的示范意義。

1.1 地質(zhì)條件

巴彥花凹陷行政隸屬于內(nèi)蒙古自治區(qū)西烏珠穆沁旗白音花鎮(zhèn)，面積為710.24 km2；位于烏尼特斷陷帶，總體為北東走向的向斜構造，發(fā)育次一級構造，有一個向斜、一個背斜，規(guī)模均較小；區(qū)內(nèi)斷層較發(fā)育，以平行于向斜軸走向的NE向斷層為主，有10條可靠斷層、11條較可靠斷層，均為正斷層（圖1）。區(qū)內(nèi)出露的地層由老至新主要有上侏羅統(tǒng)（J3）、下白堊統(tǒng)大磨拐河組（K1d）、古近系（E3）、新近系（N2）及第四系（Q）。上侏羅統(tǒng)構成含煤巖系基底。

圖1 巴彥花凹陷構造綱要圖

含煤巖系為下白堊統(tǒng)大磨拐河組（K1d），地層厚度介于76.20～909.10 m，平均為440.90 m，該組為一套陸相碎屑沉積，巖性組合以灰、灰白、深灰色粉砂巖、泥巖為主，次為淺灰、灰綠色砂巖、砂礫巖，上部含主要煤層，含大量植物化石，但大部分保存不完整，呈碎片狀，且已炭化。煤層主要發(fā)育于中段和上段。研究區(qū)大磨拐河組（K1d）整體含煤性好，共發(fā)育7個煤組、24層煤，煤層累計厚度平均值為34.70 m。可采煤層13層，其中大部可采煤層為5-1、5-2、6-1、6-4、6-7煤層，局部可采煤層為5-3、5-4、5-5、6-2、6-3、6-5、6-6、6-8煤層，可采煤層累計厚度平均值為22.53 m。區(qū)內(nèi)煤變質(zhì)程度較低，最大鏡質(zhì)組反射率介于0.37%～0.59%，為褐煤和長焰煤。

1.2 煤層氣勘探部署情況

為了推動內(nèi)蒙古低煤階煤層氣的勘探開發(fā)進程，內(nèi)蒙古地質(zhì)勘查基金項目管理中心牽頭組織科研技術團隊，初步優(yōu)選了巴彥花凹陷煤層氣資源目標區(qū)，并聯(lián)合內(nèi)蒙古非常規(guī)天然氣工程技術研究中心，部署施工了煤層氣X探井。該井鉆穿所有煤層，按照規(guī)范和設計要求進行了綜合錄井和測井，采用套管完井，截至目前，已經(jīng)圍繞該井部署了小井組，準備進行排采試驗。X探井氣測錄井采用上海神開石油化工裝備股份有限公司生產(chǎn)的SK3000綜合錄井儀器，獲取的氣測參數(shù)主要包括全烴值、烴組分、非烴組分。氣相色譜儀分析周期設置為35 s，記錄頻率為1點/m，含氣性異常段進行加密。在開工前，用標準混合氣體樣和甲烷標準氣樣分別對烴組分和全烴值標定2次，誤差小于3%，且在施工過程中，每一次接單根做一次儀器測量井深校正，滿足錄井規(guī)范要求［13-14］。

2 氣測錄井分析

氣測資料解釋是錄井分析工作的核心，選用適宜的參數(shù)和方法，總結氣測響應規(guī)律，發(fā)現(xiàn)氣層并優(yōu)選排序，為選層壓裂等后續(xù)工作提供地質(zhì)依據(jù)。

2.1 含氣層段氣測一般響應特征

X探井鉆遇地層自上而下為第四系、新近系、古近系和下白堊統(tǒng)大磨拐河組，其中大磨拐河組為含煤地層，共鉆遇36層煤，累計厚度達到了78.85 m。氣測錄井顯示非含煤地層未發(fā)生氣測異常，大磨拐河組共發(fā)現(xiàn)了氣測異常層段20個，主要表現(xiàn)為全烴值和CH4含量呈現(xiàn)明顯升高，6-3煤層（井深621 m處）全烴值和CH4含量最大，分別為11.85%、10.08%。綜合鉆時、巖心巖屑、測井等資料，確定了上述20個氣測異常層段相對應的巖性及其深度，包括煤層段15個、非煤層段5個。X探井典型含氣層段氣測異常響應特征如圖2所示，從圖2可知，煤層氣測異常峰值一般高于非煤層，厚煤層的氣測曲線多呈箱形、階梯形，而薄煤層的氣測曲線常見尖峰狀，結構復雜、含多層夾矸的煤層氣測曲線常以“耳朵狀”為特征。非煤層段含氣層巖性以粉砂巖、細砂巖為主，且位于煤層附近。

圖2 X井含氣層段氣測異常響應特征圖

2.2 烴組分特征

煤層氣組分特征與煤階緊密相關，但無論是哪個煤階，有機質(zhì)熱解生成的烴類氣體氣成分均以CH4為主，只是重烴含量會有不同程度的變化。在褐煤至長焰煤階段，重烴含量小于4%，在長焰煤至焦煤階段，重烴含量較高，可占10%～20%。巴彥花凹陷煤層變質(zhì)程度受埋深影響較大，自上而下由低變質(zhì)褐煤演化為長焰煤，處于有機質(zhì)熱解演化的貧氣階段，生成的烴類氣體中CH4占絕對優(yōu)勢，氣測和氣體組分測試分別得出的CH4含量均在95%以上，但氣測數(shù)據(jù)計算出的氣體干度總體偏小（圖3），且受鉆井液、工程、錄井儀等因素影響，波動較大，這也是氣測在組分分析方面的局限性，僅供參考。

圖3 X井氣體干度指標分布圖

2.3 含氣層段評價

1）計算“Q”值解釋

三角形圖解法是錄井資料評價油氣層的重要方法之一，何宏［15］等通過研究三角形圖解法的數(shù)學關系，簡化了計算過程，只需要計算Q值即可判斷儲集層的流體性質(zhì)。X井各氣測異常段“Q”值分布情況如圖4所示，從圖4可以看出，各氣測異常層段Q值均介于0.75～1.00，落在圖解法中的“大正三角形”內(nèi)，流體性質(zhì)解釋為氣層，取煤樣解吸，含氣量確實較高，這種解釋方法得到的結果與實際情況相符合。

圖4 X井氣測異常層段“Q”值分布特征圖

2）氣測參數(shù)解釋

目前油氣層解釋常用的氣測參數(shù)主要有全烴增量和烴基比，即錄井直接得到的全烴值經(jīng)鉆時、鉆井液、排量等因素矯正之后［16-18］，分別與氣測背景值的差和比。X井各含氣煤層全烴增量、烴基比與含氣量關系如圖5所示，從圖5可知，全烴增量變化較大，介于1.90%～8.60%，平均為3.78%；烴基比變化也較大，介于3.62～14.20，而實測含氣量波動較小，并且其變化趨勢與烴基比、全烴增量均不一致，沒有明顯的正相關性，這與常規(guī)油氣解釋的結果不同。因此，單純的全烴值和烴基比值不能像在常規(guī)油氣解釋一樣地應用在低煤階煤層氣勘探中，不能僅因為全烴值異常程度高或烴基比大而認為其含氣性更好，但可以把全烴值異常或烴基比作為具有指示意義的重要參數(shù)。

圖5 X井各含氣煤層全烴增量、烴基比與含氣量關系圖

3）含氣層段分類

全烴和烴基比盡管不能完全說明含氣性的強弱，但氣測響應依然是含氣性的重要指標［19］，而儲層厚度則在一定程度上影響了煤層氣資源量的大小。因此，綜合氣測全烴值、實測含氣量及儲層厚度（圖6）將15個含煤氣層劃分為煤層氣資源目標層、有利層及遠景層。將全烴值大于4%，實測含氣量大于2 m3/t，厚度大于5 m的5-2煤、5-5煤、6-7煤、6-8煤劃為目標層，把全烴值大于2%且小于4%，實測含氣量大于2 m3/t，厚度大于2 m且小于5 m的5-3煤、6-1煤、6-3煤、6-5煤及6-6-2煤劃為有利層，其他含氣層劃為遠景層。

圖6 X井各含氣煤層實測含氣量、全烴值、厚度分布圖

X井發(fā)現(xiàn)的5個非煤含氣層段編號分別為1號、2號、3號、4號、5號層，其巖性組合、氣測等特征如表1所示。非煤含氣層段均未進行含氣量實測，但全烴值異常高，其中2號、3號和5號層段均鄰近煤層，1號和4號層段夾有薄煤層，各層段厚度均不大，平均為2.28 m，埋深介于930～1 040 m，其巖性為細砂巖、砂質(zhì)泥巖、碳質(zhì)泥巖、泥巖，一般為頂?shù)椎谋∶簩影鼑?，呈“三明治”型，或者夾有薄煤層。總體來說，具備一定的煤系砂巖氣資源條件，但受限于儲層厚度，其資源規(guī)模有限，若單獨開發(fā)煤系氣，其經(jīng)濟可行性有待進一步研究，因此均劃為遠景層。2號層段與目標含煤氣層5-5鄰近，可以考慮煤系砂巖氣與煤層氣合采，需要進一步結合巖石力學、儲層壓力及含水性等數(shù)據(jù)支持。

表1 X井非煤含氣層段特征表

2.4 基于氣測成果的勘探開發(fā)方案

1）開發(fā)層段優(yōu)選

巴彥花凹陷氣測錄井成果顯示，煤層氣資源主要富集于5-2、5-3、5-5、6-1、6-3、6-7、6-8煤層中。但經(jīng)濟性是煤層氣勘探開發(fā)最重要的考慮因素之一，埋深越大，對經(jīng)濟技術上的要求越高。根據(jù)煤層氣資源規(guī)范［20］，1 000 m以淺，地質(zhì)儲量要求單井產(chǎn)能在1 000 m3以上，隨著埋深的增加，地質(zhì)儲量計算下限標準也提升，1 000 m以淺層段的煤層氣開發(fā)是更有經(jīng)濟意義的選擇。5-2、5-3、5-5煤層埋深介于903～973 m。因此優(yōu)先考慮將5-2、5-3、5-5煤層作為開發(fā)層段。

2）開發(fā)方式

巴彥花凹陷煤層單層厚度薄，為了最大可能地獲得煤層氣單井產(chǎn)能，就需要在開發(fā)地質(zhì)條件允許的前提下盡可能采用多煤層合采的方式。5-2、5-3煤層的間距為3.5 m，層間為碳質(zhì)泥巖、砂巖、泥巖，這兩個含氣層段可以考慮合層開采，為了使兩層有效連通，5-3、5-2煤層底板、5-2煤層中部和頂部進行射孔壓裂施工。5-4煤層與5-5煤層的間距為2.9 m，層間以泥巖為主，對5-5煤層中部和頂板進行射孔壓裂，使5-4、5-5煤層連通，當然這種合層開采的方式還需要進一步結合壓力系數(shù)、煤巖力學、煤體結構變化等參數(shù)的具體研究支持。5-3煤層與5-4煤層間距超過20 m，且5-4煤層與5-3煤層之間為砂巖層，測井解釋含水性較強。因此不宜將5-4、5-3煤層合層開發(fā)。

3 結論

1）X井氣測發(fā)現(xiàn)20個含氣層段，包括15個含煤氣層和5個非煤氣層。氣測曲線形態(tài)與儲層巖性、厚度有關，煤層氣測異常峰值一般高于非煤層，厚煤層的氣測曲線多呈箱形、階梯形，薄煤層的氣測曲線常見尖峰狀，結構復雜、含多層夾矸的煤層氣測曲線常以“耳朵狀”為特征，非煤含氣層巖性以粉砂巖、細砂巖為主，且位于煤層附近。

2）研究區(qū)總體煤變質(zhì)程度較低，含氣層中的氣體組分以CH4為主，氣測顯示氣體干度指標在95%以上。

3）X井氣測的全烴增量和烴基比與實測含氣量均沒有明顯的正相關關系，但運用三角形圖解法或者“Q”值計算法進行流體性質(zhì)評價是有效而符合實際情況的，因此，常規(guī)油氣氣測解釋方法應用在低煤階煤層氣勘探中時未必有效，需要進行綜合判斷。

4）綜合考慮全烴、含氣量及氣層厚度等因素，對20個含氣層進行了優(yōu)選排序，選出煤層氣資源條件好的目標層為5-2、5-5、6-7和6-8煤層，但是基于氣測成果和經(jīng)濟效益最大化的考慮，提出將1 000 m以淺的5-2、5-3煤層合層改造，5-4、5-5煤層合層壓裂的開發(fā)方案。