图1 比德-三塘盆地构造纲要
Fig.1 Tectonic outline of Bide-Santang Basin
煤储层压力指煤层孔隙中的流体压力(包括气压和水压)，直接控制着煤层含气量、含气饱和度、气体赋存状态，影响着煤层气井排采过程和产能，是煤层气勘探开发的重要参数之一。异常压力是煤层气成藏和破坏的重要影响因素之一，对煤储层异常压力的形成机理、控制因素研究不仅可以为煤层气成藏机理、勘探选区提供理论依据，而且对后续煤层气开发工艺选择、开发效果评价具有重要支撑。众多学者根据煤田勘探资料和煤层气勘探开发过程中获取的大量煤储层压力测试资料对储层异常压力的影响因素和形成机制进行了研究。
员争荣[1]认为储层压力往往同地壳构造应力密切相关，受局部构造应力场控制，构造应力场的性质和方向决定了储层压力的相对大小；吴财芳等[2]通过对沁水盆地南部有效压力系统的研究发现其影响因素有构造应力、地下水水头高度以及地下水矿化度；景兴鹏等[3]通过利用注入/压降法和水力致裂获得的储层压力和地应力储层参数，研究了沁水盆地南部储层压力的分布规律和控制因素，认为构造应力、埋深、地应力及地下水矿化度是控制储层压力的主要因素；孟召平等[4]对鄂尔多斯盆地南缘地应力与煤储层压力进行耦合研究，显示煤储层压力与地应力呈正相关关系。储层温度降低[5]、生烃作用停止[6]、构造抬升[7]，水文地质条件简单和地应力低[8]是造成煤层气大量逸散从而导致异常低压的主要原因；苏现波等[9]将异常储层高压的形成机制分为地下水动力封闭型和自封闭型2种；李仲东等[10]进一步将煤储层异常压力表现特征划分为水动力封闭型、自封闭型、弱开启型、强开启型等4种类型。
在黔西地区，许浩等[11]对煤储层压力的分布特征及影响因素进行了探讨，认为储层渗透性、地应力、生气能力是储层压力差异发育的主要原因；吴丛丛等[12]对土城向斜松河区块煤系流体压力特征进行了系统分析，从构造条件及地应力、顶底板岩性、地下水动力场和“三史”演化方面探讨了压力成因机制。针对比德-三塘盆地，王聪等[13]对储层压力的横向和纵向分布规律进行了研究；吴财芳等[14]在此基础上对异常高压形成机制进行了探讨，认为构造作用、生烃作用和顶板泥岩封闭性是储层异常高压形成的主要因素。但他们仅利用了根据水头高度换算出的等效储层压力以及等效压力系数，具有一定的局限性。为此，笔者依据研究区煤田地质勘探资料和煤层气井资料，获取水头高度、试井数据、瓦斯压力数据，系统查明盆地内煤储层压力分布规律，探讨其差异发育的主要地质成因，期望为该区后期煤层气勘探开发提供依据。
比德-三塘盆地是织纳煤田的主体部分，为一复式向斜残留盆地[15](图1)。盆地内主要发育NE和NW向2组构造，NE向短轴式褶皱，以三塘向斜、阿弓向斜、珠藏向斜为代表，NW向隔挡式褶皱，以比德向斜、水公河向斜为代表。NE、NW向中小型断层在盆地内分布广泛，发育条数多，延伸距离短。NW向构造形成时期早于NE向构造[16]。在构造演化上具有多期发展、强烈分异、定型较晚的特征，在沉积发展上存在海陆交互、平面分异、垂变频繁等特点。
图1 比德-三塘盆地构造纲要
Fig.1 Tectonic outline of Bide-Santang Basin
区内主要含煤地层为上二叠统龙潭组(P3l)，主要由灰、灰黄色细砂岩、粉砂岩、粉砂质泥岩和泥岩组成。含煤地层埋深小于2 000 m，一般小于300 m，厚度为259～414 m，发育煤层25～57层，煤层总厚度为20.4～54.68 m，含煤系数为6.2%～13.6%；可采煤层4～17层，可采煤层总厚度为8.28～23.55 m，可采系数2.2%～6.4%。其中6煤、16煤、27煤为主要可采煤层，6煤相对较厚，3.0 m，可采厚度为1.5～3.0 m；16煤为全区较稳定的煤层，厚度为1.5～2.8 m，可采厚度为1.3～2.0 m；27煤厚度为0～6.06 m，大部分地区可采，厚度为1.0～2.0 m。区内以半亮煤为主，显微组分以镜质组为主，镜质组最大反射率Ro,max=1.56%～3.60%，无烟煤为主，在盆地西缘比德向斜贫煤和瘦煤呈NW向条带状分布[17]。煤层含气量7.54～23.13 m3/t，平均17.82m3/t，不同向斜主力煤层含气量差异明显，但整体含气性变化规律不明显。总体而言，研究区具有“一弱、两多、三高、四大”的煤层气地质条件[18]。
主要依据视储层压力法、注入/压降试井法获得的煤储层压力进行计算和分析。根据前人研究结果[19]，煤储层压力类型划分方案见表1。
表1 储层压力类型划分方案
Table 1 Reservoir pressure classification scheme
编号储层压力类型压力系数1低压储层<0.92正常压力储层0.9～1.13高压储层>1.1
2.1.1 视储层压力法
煤储层压力通常通过注入/压降试井测试所得，但在研究区试井资料不充足的情况下，也可根据区内水文资料中的压力水头高度求得。煤储层压力用压力水头和静水压力梯度之积表示，又称为视储层压力。根据压力水头高度求取视储层压力Pw和视储层压力系数Cw的表达式为
Pw=hwgradpw;Cw=hw/H
式中：Pw为视储层压力，kPa；hw为水头高度，m；gradpw为静水压力梯度，取9.8 kPa/m；Cw为视储层压力系数；H为埋深，m。
2.1.2 注入/压降试井法
煤层气注入/压降试井适用于高、中、低压煤层气储层，是目前煤层气储层参数测试中最常见的一种试井方法。它是以稳定排量及低于煤层破裂压力的注入压力将水连续注入煤层一段时间后，关井进行压力恢复测试，将测得的压力外推到无限关井时间，使得压力与原始储层压力趋于平衡的方法，是一种单井压力瞬变测试。储层压力通常是由数小时的注入和长时间的关井阶段构成，依据井底压力与时间的函数，运用相关试井解释软件，根据霍纳方程求出煤层压力数值。
对盆地内10多个勘探区的120多个水文钻孔水头高度换算的视储层压力及视储层压力系数进行统计，结果显示：统计层段埋深为29.00～571.28 m，平均为161.59 m；视储层压力为0.11～4.90 MPa，平均为1.41 MPa；视储层压力系数介于0.08～1.94，平均为0.90(表2)。
表2 比德-三塘盆地视储层压力统计
Table 2 Visualized reservoir pressure statistics in Bide-Santang Basin
勘探区埋深/m视储层压力/MPa视储层压力系数层数高压段正常段低压段文家坝南段54.62～240.120.25～2.320.23～1.505123中岭井田80.26～257.300.53～2.030.60～0.81003黑塘-化乐29.00～226.860.13～1.850.30～0.84006王家营青利37.50～207.130.24～1.950.73～0.96035开田冲70.01～303.140.54～3.120.49～1.08053五轮山31.98～571.280.18～4.900.58～1.25263肥二70.52～239.360.34～2.200.50～1.16305肥三78.00～350.550.37～2.360.27～1.36126肥一74.10～257.550.81～2.600.36～1.39374红梅51.95～159.560.25～1.650.16～1.34232阿弓37.50～305.000.11～3.110.08～1.94756大冲头93.47～232.280.77～2.290.60～1.02046总计29.00～571.280.11～4.900.08～1.94234752
研究区煤储层中低压层～高压层均有分布，其中，高压层(Cw>1.1)有23层次，占统计层次的18.9%；正常压力层(0.9<Cw<1.1)有47层次，占统计层次的38.5%；低压层(Cw<0.9)有52层次，占统计层次的42.6%。总体上，区内主要煤储层处于正常-低压的储层压力状态，高压储层主要分布在水公河向斜、阿弓珠藏向斜的部分勘探区。随着地层埋藏深度的增加，视储层压力线性增大，两者线性关系显著，离散性较小(图2)。
由煤层埋深与视储层压力系数的关系可知，视储层压力系数在垂向上差异明显(图2)。280 m以浅，视储层压力系数变化较大，介于0.1～1.9，平均0.91，3种压力状态均有出现，以常压-低压储层为主，高压储层出现次数较多；280 m以深，视储层压力系数基本稳定在0.9～1.1，表现为正常压力。
图2 比德-三塘盆地视储层压力、压力系数与埋深关系
Fig.2 Relationships between visualized reservoir pressure,visualized reservoir pressure coefficient with buried depth
统计分析了比德-三塘盆地的11口煤层气井，具体的煤层气井位置[20]如图3所示，22层的煤储层注入/压降测试资料见表3。
该矿的主要煤层埋深为135.9～1 054.8 m，平均值为475.78 m；试井压力为0.78～11.59 MPa ，平均值为4.08 MPa；试井压力系数为0.48～1.16 ，平均值为0.82，低压-高压储层均存在(表3)。其中高压层有2层，占统计层数的9.1%；正常压力层有7层，占统计层数的31.8%；低压层13层，占统计层数的59.1%。总的来看，比德-三塘盆地煤储层以低压-正常压力为主，分布普遍，高压层次也有出现。这和依据水头高度换算的视储层压力系数的统计结果一致(表2)。
图3 比德-三塘盆地内涌水孔、漏水孔和试井分布
Fig.3 Locations of inflow points, leak points and testing wells in Bide-Santang Basin
表3 比德-三塘盆地试井压力系数统计
Table 3 Statistics of well testing pressure coefficient in Bide-Santang Basin
构造部位煤层埋深/m储层压力/MPa压力系数低压层数正常层数高压层数比德向斜135.90～1054.800.78～11.590.56～1.16441三塘向斜220.77～736.981.04～6.860.48～1.08220阿弓向斜244.86～543.931.91～4.770.62～0.91510珠藏向斜380.95～510.452.95～5.530.72～1.11201
储层压力与埋深之间的离散性较小，线性关系显著，两者呈明显的线性正相关关系(图2、图4)，说明煤层埋深对储层压力具有重要的控制作用，是其主要影响因素之一。视储层压力在280 m以浅，以常压-低压储层为主，高压储层出现次数较多(图2)；试井储层压力在埋深为500～600 m处煤储层压力系数最大，出现高压储层(图4)。
图4 比德-三塘盆地煤储层压力、压力系数与埋深的关系
Fig.4 Relationship between reservoir pressure, pressure coefficient and buried depth
不同构造部位和构造形态对储层压力可造成不同的影响。在抬升地块或逆掩超覆以压扭作用为主的构造部位，构造应力是影响煤储层压力变化的主要因素，常产生低压或高压储层。区内高压层位主要集中在比德向斜和珠藏向斜。比德向斜北东翼的Z8井3-1煤，煤层埋深为1 018.6 m，试井储层压力为11.59 MPa，压力系数为1.16；珠藏向斜北西翼的Z4井27煤，煤层埋深为510.45 m，试井储层压力为5.53 MPa，压力系数为1.11。
盆地内煤层气井水力压裂资料统计表明：最大水平主应力为7.18～17.85 MPa，平均12.85 MPa；最小水平主应力为4.78～15.21 MPa，平均9.89 MPa，最小水平主应力梯度为1.24～2.67 MPa/hm，平均1.97 MPa/hm；15个层位中最大主应力为10～18 MPa的层位有13个。根据相关判定标准[21,22]，盆地整体属于中应力区，分布压力主导型应力气藏，与华北沁水盆地南部及鄂尔多斯东缘的煤层气类型相当，流体能量以压降传递为主，适合地面开发。
比德-三塘盆地处于由紫云-亚都断裂、潘家庄断裂和纳雍断裂围成的一个三角形块体内部，盆地内的褶皱轴迹方向和三角块体的三边走向基本一致。应力在三角块体的三个顶角处集中，作用强度较大，使顶角处断裂密集发育，为煤层中流体活动提供了有利空间。当断距较大时，就有可能导通多个煤层，形成开放空间，使煤层中的流体外溢，大大降低了煤储层压力，出现低压地层，如盆地西部比德向斜的化乐、黑塘、比德勘探区。而在三角块体内部，应力作用较弱，断裂较少，形成了较好的圈闭条件，有利于煤层气的富集储存，使储层压力增大，甚至出现高压储层，如珠藏向斜、阿弓向斜及五轮山、补祚、开田冲勘探区。
瓦斯压力作为煤层内部流体压力的气压部分，对煤储层压力具有重要控制作用。中岭、坪山、红梅井田的实测瓦斯数据显示，盆地内瓦斯压力较高，多大于0.74 MPa，煤矿均为高瓦斯矿井，具有瓦斯突出危险。瓦斯压力随煤层埋深的增加有增大的趋势(图5)。
图5 瓦斯压力与煤层埋深关系
Fig.5 Relationship between gas pressure and coal buried depth
煤层瓦斯压力系数0.10～0.62，平均值为0.37，红梅井田瓦斯压力系数较中岭、坪山井田高(图6)。瓦斯压力系数随煤层埋深具有一定的波动性，浅部较大的瓦斯压力可能是浅部视储层压力系数较高的主要原因。研究区在煤田地质勘探过程中出现多次井喷瓦斯，如水公河向斜五轮山井田1610孔，阿弓向斜2051孔、1003孔、1036孔、1509孔，三塘向斜2003孔、3202孔。钻孔试验单位涌水量虽小，但在瓦斯压力作用下却发生了孔内涌气现象。较大的瓦斯压力势必会导致储层压力的增大，甚至可以造成储层异常高压。
图6 瓦斯压力系数与煤层埋深的关系
Fig.6 Relationships between gas pressure coefficient and coal buried depth
渗透率是表征煤层内流体渗透性的参数，它反映了煤层内流体与外部流体的沟通能力。盆地内现有11口煤层气井22层位的试井渗透率为0.000 164～1.562 1×10-3μm2，平均为0.218 2×10-3μm2。除比德向斜个别层位的渗透率较大外，其它向斜渗透率均小于0.1×10-3μm2。整个盆地渗透率普遍较低，大部分地区的煤层属于低渗层。比德向斜北部ZK1602煤层气井中，压力系数与渗透率呈现负相关关系(图7)，说明煤层的渗透性在一定程度上也影响着其储层压力状态。
图7 试井压力系数与渗透率关系
Fig.7 Relationships of well testing pressure coefficient and permeability
较低的渗透率使得煤层与外界的连通性变差，在煤层孔隙特征以微孔和小孔占优的情况下，更有利于煤层气的吸附，在局部应力集中的地段就会出现异常高压层位。试井压力系数较大的层位，其渗透率往往较低(图7)，说明煤储层渗透性是造成盆地煤储层异常高压的原因之一。
不同的水动力条件严重影响着储层压力和压力系数，在封闭、滞流、地下水排泄条件较差的高矿化度地下水分布区段，往往会出现异常高压储层；相反，在开放、径流、地下水排泄较好的区段，易出现低压储层。研究区水质类型主要为HCO3-Ca、HCO3·SO4-Ca、HCO3·SO4-Ca·K等。矿化度和水头高度显示，地下水由西北部经中部补作、五轮山和化乐勘探区向东部的阿弓、珠藏向斜径流[23]。钻孔水文资料表明，盆地内钻孔涌水点多发生在强透水性、中等富水的阿弓向斜和珠藏向斜的部分勘探区以及五轮山井田，漏水钻孔多分布在比德向斜和珠藏向斜煤层埋深较浅处(图3)。断层为封闭性时，不具有导水导气能力，气、水在此处汇集，形成了高压区域，如五轮山井田的14-6钻孔14号煤层的涌水现象。珠藏向斜北西翼形成了承压水封闭，在断层带附近和向斜轴部，大部分钻孔表现为涌水现象，形成高压储层；煤层埋藏较浅，易于接受大气降水的补给，径流条件较好的珠藏向斜南东翼多为漏水钻孔。阿弓向斜两翼较窄，局部地层发生倒转，具有有利的补给、排泄条件，局部地区峨眉山玄武岩缺失，含煤地层与含水性较强的茅口组灰岩直接接触，相互发生水力联系，在向斜两翼的断层附近和向斜轴部多发生涌水现象，表现为高压状态。
1)依据视储层压力法、注入/压降试井法获取了主要煤储层储层压力。分析发现，研究区处于正常～低压的储层压力状态，高压储层主要分布在中部的水公河向斜和东部的阿弓、珠藏向斜的部分勘探区，低压储层主要分布在西部的比德向斜和北部的白泥箐向斜。
2)煤储层视储层压力在浅部以常压-低压为主，但高压出现频次较多，深部表现为正常压力；浅部地层地下水流动较为活跃且影响因素复杂，导致了视储层压力状态多变。
3)造成盆地储层压力差异的主要因素有煤层埋深、构造条件与地应力、储层渗透性、瓦斯压力、水动力条件，构造条件与地应力主要因素。比德-三塘盆地内部，应力作用较弱，断裂较少，容易形成较好的煤层气圈闭条件，导致高压储层出现；而在三角块体的顶角和边部，应力集中，断裂发育密集，形成开放空间，有利于煤层中流体外溢，大幅降低煤层压力，可出现低压储层。断层或向斜轴部的水动力封闭作用可形成高压储层，径流条件较好、矿化度低的向斜两翼多为低压储层。
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