井田北、东、西三面均以玄武岩为限, 南端近WE向左旋压扭性断层的存在, 构成了构造阻水边界, 并使得红梅井田与相邻的肥一、肥三井田分属不同的水文地质单元。大气降水为地下水主要补给源, 切割强烈的山区地形为地下水排泄提供了有利条件。井田内主要含水层和隔水层分布及发育特征如表1所示。

表1

Table 1

表1(Table 1)

表1 红梅井田的含水层与隔水层 Table 1 Aquifers and aquifuges in Hongmei well field 含水层类型 组别 含水层性质 主要岩性 水质及矿化度 强含水层 飞仙关组二段、四段 岩溶裂隙承压含水层 灰岩、泥灰岩 HCO3-Ca+Mg, 0.121-0.167 g/L 茅口组 灰岩、白云岩 HCO3-SO4-Ca+Mg, 0.122~0.166 g/L 中等含水层 第四系 孔隙含水层 坡积、残积物 HCO3-SO4-Ca, 0.161~0.168 g/L 飞仙关组三段、五段 岩溶裂隙承压含水层 灰岩、泥灰岩 HCO3-Ca, HCO3-Ca+Mg, 0.13-0.18 g/L 长兴组 粉砂岩、硅质灰岩 HCO3-Ca, 0.098~0.112 g/L 弱含水层 龙潭组 层间裂隙含水层 碎屑岩夹海相灰岩 HCO3- CO3-K+Na、 SO4- HCO3-Ca+Mg, 0.160-0.626 g/L 隔水层 飞仙关组一段 浅部含风化裂隙水, 深部具隔水作用 粉砂岩、钙质泥岩 HCO3-SO4-Ca, 0.098~0.120 g/L 飞仙关组六段 - 粉砂岩、钙质泥岩 - 峨眉山玄武岩组 - 玄武岩、凝灰岩 -

表1 红梅井田的含水层与隔水层 Table 1 Aquifers and aquifuges in Hongmei well field

由表1可见, 龙潭组弱含水层与上覆以及下伏含水层的水化学特征具有明显差异。龙潭组水质类型以HCO₃^-- CO₃^2--K⁺+Na⁺为主, 上覆强含水层、中等含水层以HCO₃^--SO₄^2--Ca²⁺+Mg²⁺为主, 水质类型的不同反映了含水层水动力条件的差异。强含水层径流条件好, 受大气降水、地表水的补给较强, 水质类型与大气降水相似, 大气降水及地表水通常为HCO₃^--Ca²⁺型水, 同时水文环境氧化性强, 偏酸性, 有利于SO₄^2-_, Ca²⁺、Mg²⁺的溶解; Ca²⁺, Mg²⁺是碳酸盐岩溶裂隙含水层的主要阳离子。同时岩石中易溶成份(如K⁺, Na⁺)被流动性较强的地下水大量溶滤带走, 使地下水中缺乏K⁺, Na⁺离子。弱含水层径流条件差, 较为封闭, 加之含煤地层丰富的有机质有利于形成还原环境, 在脱硫细菌等微生物的参与下易发生脱硫酸作用, 使地下水中SO₄^2-显著降低, HCO₃^-增加, 同时使地下水碱性增强, 而偏碱性环境有利于CO₃^2-的形成。Ca²⁺、Mg²⁺在封闭、还原、有较多HCO₃^-、CO₃^2-的水化学环境中易于沉淀, 加之煤颗粒对Ca²⁺, Mg²⁺的吸附能力大于Na⁺, K⁺, 导致在长期的水岩作用中, 煤层水中Ca²⁺、Mg²⁺大量损耗, 而K⁺, Na⁺得以富集、保存, Na⁺是高矿化度水的主要阳离子^[9]。矿化度龙潭组要显著大于其他含水层, 也表明龙潭组径流条件较差。

另外, 含煤地层下伏峨眉山玄武岩组和上覆飞仙关组一段隔水层的存在, 导致含煤地层与下伏茅口组和上覆飞仙关组强含水层之间一般不存在水力联系, 水化学类型也表明龙潭组处于相对封闭的地球化学环境, 影响煤层气开发的水文地质因素取决于含煤地层本身的水动力条件。

龙潭组由泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩以及煤层、泥灰岩、灰岩、菱铁质岩等组成, 总体富水性极弱, 显著的沉积旋回结构导致含水层、隔水层交替产出, 但层间水力联系不明显, 造成不同层段之间流体联系不畅。据勘探资料, 长兴组、龙潭组内部发育4个裂隙含水带, 从上至下分别为2~6号煤层间裂隙含水带、6~16号煤层间裂隙含水带、16~30号煤层间裂隙含水带和底部层间裂隙含水带(表2)。

表2

Table 2

表2(Table 2)

表2 含煤地层内部各含水带发育特征 Table 2 Characteristic of each water-bearing interval in coal-bearing strata 含水带 含水层厚度(m)/总厚度(m) 主要含水层 单位涌水量(L/(s· m))/渗透系数(m/d) 水质类型及矿化度 水动力条件 2~6煤 7.6/38 标1、标2、标3 - HCO3-Ca, HCO3-SO4-Ca, 0.166-0.198 g/l 较好 6~16煤 42/128 标4、标5、12~14煤层与15~16煤层间细砂岩 0.013824~0.29676 /0.01024~0.190897 浅部：SO4- HCO3-Ca+Mg, 0.161-0.198 g/l 深部：HCO3- CO3-K+Na, 0.402-0.451 g/l 差 16~30煤 21.9/94 标7、标9、标7~25煤层间含水砂岩 0.00522~0.1746/ 0.00823~0.1915 浅部：SO4- HCO3-Ca, 0.160-0.194 g/l 深部：HCO3- K+ Na, 0.617-0.626 g/l 差 底部 17.5/60 标10、标11、 标12、标13 0.00933 /0.03826 HCO3-CO3-K+Na, CO3-HCO3-K+Na, 0.538-0.553 g/l 差

表2 含煤地层内部各含水带发育特征 Table 2 Characteristic of each water-bearing interval in coal-bearing strata

综合分析钻孔单位涌水量、渗透系数、水质类型及矿化度, 在含煤地层内部随着层位的降低, 地下水富水性和径流能力呈总体减弱的趋势, 但16~30号含煤段地下水矿化度相对较高, 揭示其地下水动力条件相对较弱(表2)。深部与浅部水化学类型的不同, 同样揭示了水动力条件的差异。浅部径流较为活跃的含水层以SO₄^2--HCO₃^--Ca²⁺型水为主, 矿化度较低; 深部径流条件变差, 以HCO₃^--CO₃^2--K⁺+ Na⁺型水为主, 矿化度较高。总体来看, 含煤地层内部各含水层之间相互封闭, 阻隔了煤层(段)之间的流体联系和物质交换, 为独立含气系统的形成奠定了水文基础。

29口钻孔简易水文观测数据显示, 4个含水带水位标高等值线分布趋势大体相似, 呈北高南底、两翼高轴部低, 地下水总体呈现为由北向南、由两翼向轴部流动的趋势, 表明含煤地层地下水的补给区位于北部, 排泄区位于南部, 这与井田北高南低的地形特征相吻合(图3), 同时两翼煤层露头区接受大气降水补给, 地下水顺层缓慢向深部流动, 并且随侧向距离的延长以及埋深增加, 径流强度逐渐减弱, 进而在向斜轴地下水汇流区形成滞留承压水环境, 对煤层气形成水力封堵作用, 有利于气体保存和排水降压。2~6号煤层含水带水位等值线形态较为简单, 表明含煤地层上部地下水动力场相对简单; 随着层位的加深, 等值线形态趋于复杂, 指示地下水径流方向和强度的非均质性增强。

图3

Fig.3

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图3 红梅井田含煤地层内部各含水带水位标高等值线图Fig.3 Water level contour map of each water-bearing interval in coal-bearing strata of Hongmei well field

随着层位的降低, 含煤地层内部含水带厚度呈现变薄的趋势(图4)。6~16号煤层段含水带厚度显著较大, 这与其沉积环境有关, 该段形成于晚二叠世最大海退期的下三角洲平原环境, 沉积物源供应充足, 砂泥比较其他层段明显偏高, 砂岩含水层相对发育^{[10, 11]}。鉴于本区含煤地层富水性较弱的特点, 井位设计时应优先考虑在含水层厚度较大的区域布井, 以利于排水降压, 井田南东翼含水层厚度大于北西翼, 暗示南东翼开发水动力条件较好。

图4

Fig.4

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图4 红梅井田含煤地层内部各含水带厚度等值线图Fig.4 Thickness contour map of each water-bearing interval in coal-bearing strata of Hongmei well field

钻孔抽水试验可提供测试层段的精确水头高度、富水性、渗透性等水文地质信息, 压力水头(液柱高度)与静水压力梯度之积可表征地层流体压力, 称之为视储层压力^[12]。红梅井田内含煤地层钻孔抽水试验成果见表3。

表3

Table 3

表3(Table 3)

表3 红梅井田钻孔抽水试验成果统计 Table 3 Statistics of drill pumping test data in Hongmei well field 含煤段 钻孔 试验煤组 埋深/m 单位涌水量/(L/(s· m)) 影响半径 /m 渗透系数/(m/d) 视储层压力/MP 压力系数 上段 411 6~16煤 86.00 0.296760 35.00 0.190897 0.76 0.66 4306 6~16煤 146.64 0.013824 69.00 0.010240 0.50 1206 标5~16煤 51.95 0.152280 17.00 0.106200 0.57 平均 94.86 0.154288 40.33 0.102446 0.61 中段 1206 17~30煤 119.52 0.174600 74.33 0.191500 1.57 1.11 410 17~30煤 155.40 0.007211 124.00 0.012740 1.52 413 17~30煤 159.86 0.005220 149.00 0.008230 1.65 平均 144.93 0.062344 115.78 0.070823 1.58 下段 3602 30煤~底部 154.05 0.009330 73.00 0.038260 0.25 0.16 其他 3206 标4~标12 122.03 0.025920 191.00 0.024220 1.31 1.10 202 8煤~标13 125.10 0.030096 57.00 0.177500 1.36 1.11

表3 红梅井田钻孔抽水试验成果统计 Table 3 Statistics of drill pumping test data in Hongmei well field

压力系数的定义为储层实测压力与同深度静水压力之比值, 综合考虑了储层压力与埋深的影响, 可反映地层压力状态。在此压力系数采用各段平均视储层压力与平均埋深进行计算。同一含煤段中视储层压力相对稳定, 变化不大, 而不同含煤段间视储层压力与压力系数则呈现出较强烈的波动变化(表3)。如下部的30号煤层至底部段的视储层压力和压力系数显著低于上部测试层段, 呈现严重欠压状态, 指示下部地层与中~上部地层不属于一个含流体压力系统。理论上, 在同一个流体压力系统内, 各层段压力系数应相对稳定。红梅井田6~16号煤层段平均压力系数为0.66, 呈欠压状态; 17~30号煤层段平均压力系数为1.11, 达到超压状态; 30号煤层至底部段压力系数又下降为严重欠压状态。也就是说, 井田含煤地层3个层段不属于一个统一的流体压力系统, 上、中、下3段之间水力相互封闭, 缺乏流体联系, 形成了垂向上独立或相对独立的含流体系统。

无独有偶, 各煤层含气量梯度在垂向上同样呈现波动性变化, 在17号和30号煤层附近存在突变(表4)。根据本区层序地层研究成果, 17号与30号煤层位于三级层序边界^[13]。层序地层结构限定了独立含气系统的发育^{[6, 12]}, 17号、30号煤层异常高的含气量梯度与附近层序界面的封闭性有关, 压力系数、含气量梯度的垂向波动与层序地层格架的高度耦合揭示井田内每个三级层序单元可能构成一个独立含气系统。

表4

Table 4

表4(Table 4)

表4 红梅井田主煤层平均含气量梯度 Table 4 Average methane content gradient of major coal seams in Hongmei well field 含煤段 煤层 含气量梯度/(m3/(t· 100m)) 含煤段 煤层 含气量梯度/(m3/(t· 100m)) 上段 7 4.48 中段 23 3.35 14 4.26 30 4.93 16 3.15 均值 5.78 均值 3.96 下段 32 1.24 中段 17 12.73 35 1.80 21 2.12 均值 1.52

表4 红梅井田主煤层平均含气量梯度 Table 4 Average methane content gradient of major coal seams in Hongmei well field

进一步分析, 超压现象在红梅井田较为普遍, 超压层位占总测试层位的一半以上, 显示出对煤层气开发有利的储层能量条件(表3)。特别是17~30号煤层段超压显著发育, 而该含煤段的地下水矿化度、含气量梯度也高于其他层段(表2, 4), 揭示了水动力场、水化学场与煤层气富集的耦合关系：即地下水在浅部接受补给后向深部运移, 运移过程中滞留程度不断增加, 矿化度增高, 单位涌水量和渗透系数逐渐降低(图5), 同时对浮力作用下向上逸散的煤层气形成水力封堵, 使得煤层气在深部聚集, 并促使压力提升。进一步而言, 17~30号煤层段主体沉积于泻湖-潮坪体系, 岩性以泥岩、泥质粉砂岩等细碎屑岩为主, 含水层相对不发育, 流体系统封闭、滞留, 有利于超压形成和煤层气富集; 6~16号含煤段形成于三角洲体系, 含水层发育, 加之埋藏较浅, 地下水径流较活跃, 对压力体系和煤层气保存不利, 呈现低压状态; 30号煤层以下含煤段位于含煤地层底部, 补给不足, 流体能量无法聚集, 呈现异常低压状态。不同压力体系的垂向叠置导致各段含气量梯度呈现相应变化, 即平均压力系数与平均含气量梯度变化趋势一致(图6)。

图5

Fig.5

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图5 单位涌水量、渗透系数与埋深关系图Fig.5 Relationship between unit water inflow, permeability coefficient and depth

值得注意的是, 当抽水层段边界包括灰岩层时, 均显示为超压状态, 如标4、标5、标12、标13灰岩(表3)。这些灰岩含水层的水动力条件、与煤层之间的水力联系、排采过程中的动态响应等问题值得深入研究, 在本区含煤地层总体贫水的背景下尤为重要。

红梅井田含煤地层各层段富水性均很弱, 给煤层气井排水降压带来很大难度(表3)。但是, 若地层渗透能力较强, 则可在一定程度上弥补这一不足。钻孔抽水试验得到的渗透系数及影响半径, 可以在一定程度上反映钻孔排水压降的传播效果^[14]。

图6

Fig.6

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图6 不同含煤段压力系数、含气量梯度、矿化度平均值分布Fig.6 Average pressure coefficient, methane content gradient and salinity of different coal-bearing intervals

根据渗透系数(K), 可将含水层透水能力分为5类：强透水岩层, K> 10m/d; 透水岩层, K=1~10 m/d; 微透水岩层, 0.01~1 m/d; 极弱透水岩层, K=0.001~0.01 m/d; 不透水岩层, K< 0.001 m/d^[15]。红梅井田含煤地层总体上为微透水地层, 仅413孔测试17~30号煤层段为极弱透水岩层。钻孔单位涌水量(Q)、渗透系数(K)随着测试层位降低均呈现降低趋势, 且同一层段浅部优于深部, 这与浅部与深部地层水化学特征的差异相吻合(表2, 3)。17~30号煤层段的影响半径(R)最大, 指示相同抽采条件下的压降漏斗扩展能力最强。

多层叠置独立含煤层气系统的存在, 造成含气系统之间储层能势的差异, 可能导致严重的系统(层)间干扰, 进而制约煤层气开发效果。这种情况, 在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘的山西组与太原组煤层气共采实践中并非鲜见^{[16, 17]}, 在织纳煤田前期有限的煤层气井中同样存在。为此, 需要研究在多煤层条件下不同含气系统的储层能量及其传播特性, 以指导煤层气的有序开发。

在煤层气勘探与开发试验阶段, 可用的实测资料有限。基于这一前提, 可利用煤田勘探阶段的钻孔抽水试验资料, 综合考虑视储层压力系数(β )、钻孔单位涌水量(Q)、渗透系数(K)、影响半径(R)、含气量梯度(V_grad)5个因素, 初步评价不同层段的煤层气开发水文地质条件并进行定量化, 进而对合理开发顺序进行初步预测。

由于上述5个参数对储层能量的影响程度不一, 评价过程中其权重必然存在差异, 为此本文采用灰色关联分析的方法来确定各评价参数的权重值^[18]。视储层压力系数是储层能量的直接体现, 将其设为主因素, 将单位涌水量、渗透系数、影响半径、含气量梯度看做子因素, 计算各子因素对主因素的关联度, 以间接反映出对储层能量的影响。仅凭红梅井田有限数据无法完成关联度计算, 在此联合珠藏向斜其他井田水文地质数据对关联度进行计算(表5)：

表5

Table 5

表5(Table 5)

表5 珠藏向斜水文地质参数汇总 Table 5 Statistics of hydrogeological parameters in Zhucang syncline 井田 主因素 子因素 β Q(L/(s· m)) R/m K/(m/d) Vgra/(m3/(t· 100m)) 肥一 0.93 0.000458 27.30 0.001133 4.81 0.52 0.001477 26.50 0.001965 8.95 0.73 0.000863 8.64 0.001060 4.30 肥二 0.88 0.002370 49.64 0.005680 7.08 0.79 0.067067 51.20 0.110530 6.27 0.89 0.008353 58.34 0.014337 4.14 肥三 1.04 0.004890 79.00 0.017374 3.81 0.67 0.042700 43.42 0.058580 4.52 0.82 0.001280 64.00 0.002260 3.73 红梅 0.66 0.154288 40.33 0.102446 3.96 1.11 0.062344 115.78 0.070823 5.78 0.16 0.009330 73.00 0.038260 1.52

表5 珠藏向斜水文地质参数汇总 Table 5 Statistics of hydrogeological parameters in Zhucang syncline

由于各因素量纲不同且存在显著数量级差异, 难以直接进行比较, 计算关联度之前需对原始数据进行处理以消除量纲和数量级的影响, 转换为可比较的数据序列。在此对上述原始数据进行均值化变换, 即分别求出各参数序列的平均值, 再用平均值去除对应序列中的各个原始数据, 获得新的数列, 新数列量纲为1 (表6)：

在此基础上, 分别计算各子因素对主因素的关联度, 计算在DPS数据处理平台上完成, 分辨系数设为0.1, 结果为：

r=(1.0000 0.3473 0.6423 0.3154 0.6536)

然后归一化处理, 即以各因素关联度除以所有因素关联度之和, 作为各因素的权重值：

m=(0.3380 0.1174 0.2171 0.1066 0.2209)

上述分析显示, 各子因素与主因素的关联序为：含气量梯度、影响半径、单位涌水量、渗透系数, 相应其权值依次降低。基于此, 本文提出了煤层气开发水文地质条件综合影响因子(a)的概念。首先将各单因素数据进行最大值标准化处理, 即以单项参数值除以同类参数的最大值, 以使所有数据介于0~1之间, 便于综合分析。最后, 根据各参数所分配权值, 将各层段单因素标准化结果进行加权计算, 以得到综合影响因子a。显然, 影响因子越大, 含煤层段的储层能量及其传播能力就越强, 越适合优先抽采。

表6

Table 6

表6(Table 6)

表6 珠藏向斜水文地质参数均值化结果 Table 6 Equalization of hydrogeological parameters in Zhucang syncline 井田 主因素 子因素 β Q R K Vgra 肥一 1.2098 0.0155 0.5142 0.0320 0.9805 0.6831 0.0499 0.4991 0.0556 1.8244 0.9478 0.0291 0.1627 0.0300 0.8765 肥二 1.1519 0.0800 0.9349 0.1606 1.4432 1.0340 2.2644 0.9643 3.1249 1.2781 1.1624 0.2820 1.0988 0.4053 0.8439 肥三 1.3563 0.1651 1.4879 0.4912 0.7766 0.8735 1.4417 0.8177 1.6562 0.9214 1.0635 0.0432 1.2054 0.0639 0.7603 红梅 0.8609 5.2092 0.7596 2.8964 0.8072 1.4480 2.1049 2.1806 2.0023 1.1782 0.2087 0.3150 1.3749 1.0817 0.3098

表6 珠藏向斜水文地质参数均值化结果 Table 6 Equalization of hydrogeological parameters in Zhucang syncline

表7

Table 7

表7(Table 7)

表7 各层段单因素标准化结果和综合影响因子 Table 7 Single factor’ s normalization and comprehensive influencing factor of each interval 含煤段 β Q/(L/(s· m)) K/(m/d) R/m Vgra/(m3(t· 100m)) a 原值 标准化 原值 标准化 原值 标准化 原值 标准化 原值 标准化 6~16煤 0.66 0.60 0.154288 1 0.102446 1 40.33 0.35 3.96 0.69 0.66 17~30煤 1.11 1 0.062344 0.40 0.070823 0.69 115.78 1 5.78 1 0.90 30煤以下 0.16 0.14 0.009330 0.06 0.038260 0.37 73.00 0.63 1.52 0.26 0.29

表7 各层段单因素标准化结果和综合影响因子 Table 7 Single factor’ s normalization and comprehensive influencing factor of each interval

根据计算结果, 中段(17~30号煤层段)煤层气开发水文条件最为有利, 其次为上段, 下段水动力条件相对较差(表7)。进一步依据上述五个评价参数的标准化结果绘制蛛网图, 显示中段和上段的蛛网明显大于下段, 其中制约煤层气排采效果的三大因素即物质基础、储层能量、有效排采半径可分别由Vgra、β 、R 3个参数表征, 而中段的这三个参数显著较大, 显示了最为优越的煤层气开发条件(图7)。为此, 红梅井田上二叠统含煤地层垂向有序开发顺序依次为：中段(17~30号煤层段)→ 上段(6~16号煤层段)→ 下段(30号煤层以下)。

图7

Fig.7

	Figure Option ViewDownloadNew Window
	图7 红梅井田煤层气开发水文地质条件蛛网图Fig.7 Spider diagram of hydrogeological conditions for CBM development in Hongmei well field

织纳煤田前期煤层气试验井实际排采情况对上述结论有所验证。如珠藏向斜ZN-2井先对20号和23号煤层进行合层排采, 日均稳定产气量达1 500 m³/d以上, 最高达2802 m³/d; 然后又对6-1, 7, 8, 10, 12, 14, 17号煤层进行了分段压裂与跨含气系统合层排采, 日均产气量降至400~500 m³/d。可见当合采层位仅位于17~30号煤层段, 产期效果较为理想, 而当合采煤层延伸至6~16号煤层段, 虽然生产层位增多, 产气水平却大幅衰减; 位于黔西向斜的ZN-1井, 分段压裂后合采9, 10, 23, 24号煤层, 产能长期维持于300~500 m³/d水平; 位于三塘向斜的ZN-3井合层排采14, 16号煤层, 日均产气达1 100 m³/d, 产层位于一个含气系统内, 产能效果较好。可见跨系统开发容易引发层间干扰进而限制产能, 验证了依据垂向水动力条件差异分系统有序开发的必要性。ZN-5井合采层位包括16, 17, 20, 23, 27号煤层, 关井前日均产量超过1 000 m³/d; ZN-4井合采层位包括6, 7, 17, 20, 23, 27, 30号煤层, 关井前日均产量在2 000 m³/d左右。ZN-4, ZN-5井的合采煤层主体位于本文所评价的开发条件最为优越的17~30号煤层段, 产能情况在尚处于煤层气勘探与开发试验阶段、远未形成井网规模的黔西地区已属良好。

上述认识尽管相对粗略, 但其思路对煤层气勘探和开发试验阶段是有意义的尝试, 随着煤层气开发实践的不断扩展和认识的不断深入, 评价方法也将不断完善。