煤系天然气类型多样、资源丰富，共同开发受到国内外学者高度关注[1-7]。然而，煤系多类型储层层数众多、储层(产层)/盖层薄且、频繁互层叠置发育，造成内部多套压力系统共存，系统间兼容性程度控制了合层开发效果[8-9]。因此，含气系统划分及其兼容性评价对于煤系多类型产层合采、储量动用及稳产高产具有重要意义。在含气系统划分研究方面，尽管学者提出了综合地质、地层压力系数、流体地球化学特征差异、井间干扰试井、生产动态等分析方法[10-14]，但是尚未有任何一种方法是证明独立含气系统的充分必要条件。基于地质地球化学及数值模拟原理，学者进一步探索了含气系统兼容性评价方法以及合采开发技术，为解放煤系多类型天然气资源奠定了一定基础[15-17]。临兴区块煤系三气合采示范工程煤系气开发实践表明，叠置含气系统及其兼容性程度不同造成产层组合产能差异极为显著。因此，查明区内含气系统分布及兼容性是当前合采工程示范迫切需要解决的问题。本次研究拟通过综合分析地层压力、天然气地球化学及生产曲线，探讨区块含气系统发育特征及其合采兼容性，以期为本区煤系气合采提供指导。
1 研究区地质概况
临兴区块地处山西省兴县南部和临县北部，盆地区划属于鄂尔多斯盆地东缘。区内构造以中东部紫金山岩体为中心，由内至外，划分为底辟构造隆起带、环形沟槽带、低幅背斜带等次级构造单元。
目标地层为晚古生代上石炭统至上二叠统的本溪组、太原组、山西组、石盒子组、石千峰组。本溪组为区内主要含煤地层之一，厚51～70 m，含煤1～4层，主要可采煤层8,9号煤，岩性以铝土质泥岩、砂质泥岩、粉砂岩、细砂岩及粗粒石英砂岩为主，沉积环境以碳酸盐潮坪-障壁砂坝-潟湖体系沉积为特征。本溪组划分为本2与本1段，其中本2段底界为铁铝岩层底、顶界为K1砂岩底，本1段顶界为8+9号煤顶面(表1)。太原组厚32～100 m，由一套灰黑色泥岩、粉砂岩、细-粗砂岩、生物碎屑灰岩及煤层组成，沉积环境以海陆交互的三角洲—碳酸盐台地—潟湖潮坪为特征。太原组分为两段，其中太2段为8+9号煤顶面至斜道灰岩(L4灰岩)底面一套岩层，太1段顶界为北岔沟砂岩底面(表1)。山西组，本区另一主要含煤层组，厚87～130 m，含煤2～5层，主采煤层为4,5号煤层，岩性主要为细-粗粒砂岩、粉砂岩、砂质泥岩及煤层，沉积环境以浅水三角洲沉积为特征。山西组亦划分为两段，山2段为北岔沟砂岩底至铁磨沟砂岩底面的一套岩性组合，山1段顶界为骆驼脖子砂岩(K4砂岩)底面(表1)。下石盒子组，厚120～208 m，岩性由浅灰色含砾粗砂岩、灰白色中粗粒砂岩及灰绿色岩屑质石英砂岩夹灰绿色砂质泥岩、粉砂岩组成，沉积环境为河流沉积。依据岩性组合和沉积旋回特征，将下石盒子组自上而下可划分为盒5、盒6、盒7和盒8等4个气层组(表1)。上石盒子组，厚178～343 m，岩性由灰绿色、灰紫色、暗紫色和紫红色泥岩夹灰绿色、暗紫色中-细粒长石石英砂岩、岩屑砂岩、长石岩屑砂岩。自上而下将上石盒子组划分为盒1、盒2、盒3和盒4等段(表1)。石千峰组，厚173～286 m，岩性主要为紫红色含砾粗粒砂岩夹紫红色-灰绿色砂质泥岩呈不等厚互层组成。进一步亦将石千峰组自上而下划分为千1、千2、千3、千4和千5等段(表1)。
表1 各段地层压力梯度特征
Table 1 Reservoir pressure gradient for different interval
2 含气系统显现特征
2.1 含气系统原始地层压力显示
储层流体能量影响天然气产出能力，其垂向分布以含气系统为单元，垂向分布特点决定了含气系统的发育特征。多类型储层在垂向上往往叠置发育多套含气系统，每个含气系统具有独立的压力系统[8-9]。以研究区实测地层压力数据为约束，通过常用地层压力系数预测等效深度、地震与测井预测、经验公式等方法计算结果对比显示[18-21]，Eaton法结果最为可靠，与实测结果误差低于5%。因此，本次研究采用此法对研究区目标层段地层压力进行计算。
见表1，自上而下，临兴区块千1段地层压力梯度介于0.96～1.10 MPa/hm，平均为1.00 MPa/hm;千2段地层压力梯度介于0.95～1.12 MPa/hm，平均为1.02 MPa/hm;千3段地层压力梯度介于0.95～1.14 MPa/hm，平均为1.01 MPa/hm;千4段地层压力梯度介于0.94～1.10 MPa/hm，平均为1.00 MPa/hm;千5段地层压力梯度介于0.91～1.08 MPa/hm，平均为0.98 MPa/hm;盒1段地层压力梯度介于0.57～1.09 MPa/hm，平均为0.93 MPa/hm;盒2段地层压力梯度介于0.75～1.09 MPa/hm，平均为0.93 MPa/hm;盒3段地层压力梯度介于0.61～1.11 MPa/hm，平均为 0.93 MPa/hm;盒4段地层压力梯度介于0.82～1.13 MPa/hm，平均为0.94 MPa/hm;盒5段地层压力梯度介于0.74～1.04 MPa/hm，平均为0.90 MPa/hm;盒6段地层压力梯度介于0.73～1.11 MPa/hm，平均为0.91 MPa/hm;盒7段地层压力梯度介于0.69～1.10 MPa/hm，平均为0.92 MPa/hm;盒8段地层压力梯度介于0.60～1.11 MPa/hm，平均为0.92 MPa/hm;山1段地层压力梯度介于0.86～1.11 MPa/hm，平均为0.97 MPa/hm;山2段地层压力梯度介于0.67～1.12 MPa/hm，平均为0.96 MPa/hm;太1段地层压力梯度介于0.79～1.13 MPa/hm，平均为0.96 MPa/hm;太2段地层压力梯度介于0.87～1.10 MPa/hm，平均为0.96 MPa/hm;本1段地层压力梯度介于0.80～1.10 MPa/hm，平均为 0.93 MPa/hm;本2段地层压力梯度介于0.62～1.17 MPa/hm，平均为0.90 MPa/hm(图1)。
图1 地层压力梯度箱形分布
Fig.1 Box chart of the reservoir pressure gradient
按同一含气系统划分基本原理，即单一相态条件下等压力梯度或气水共存下压力系数递减模式。按此两个充分条件，将临兴区块目标层段自上而下划分为7套独立压力系统，包括千1～4段、千5段、盒1～4段、盒5～8段、山1～太2段、本1段及本2段(图1)。
2.2 含气系统地球化学显示
通过研究区22口井8个产层组合类型的天然气中甲烷同位素测试结果显示:盒3段δ13C1为-39.3‰、盒6段为-38‰、盒7段介于-38.5‰～-37.2‰(平均为37.9‰)、盒8段在-38.8‰～-35.5‰(平均为37.6‰)、盒1+4+7段介于-35.8～34.6‰(平均为-35.3‰)、山1+山2+盒8段在-42.1‰～-41.5‰(平均为-41.8‰)、太2段在-42.2‰～33.2‰(平均为-40.4‰)。
图2 临兴区块天然气井甲烷碳同位素分布
Fig.2 Methane isotope of natural gas in Linxin Block
图2显示，盒6，7，8段同位素差异较小，彼此层系间可能连通。盒8段与下伏盒8+山1+山2同位素相比较，下伏产层同位素显著偏重，显然该组合天然气产能贡献主要来自于山1与山2段，且山1与山2段同位素偏轻，与下伏太2段同位素接近。由此，石盒子组与山西组两者可能未沟通。盒1+4+7产层同位素较盒7段显著偏重，那么盒1段或者盒4段或者两段甲烷碳同位素皆偏重，由此在盒3段到盒6段之间可能存在封隔层阻挡了上覆和下伏地层的连通。此外，山1+山2+盒8段与太2段同位素差异显著，太2段值偏轻且变化范围明显较前者变化幅度宽。因此，根据同位素分布特征，由图2至少可以判断出盒3、盒6～盒8、山1～山2、太2段为4套未连通的层段组合，即可能至少存在4套独立系统。
2.3 含气系统生产曲线显示
由图3可知，研究区生产曲线可划分为3种类型:第1类，游离为主衰减型，初始生产产量高，随生产进行，天然气井产量呈指数式衰减，与典型常规游离气藏生产机制相同，如盒1+4、盒6、盒8段;第2类，解吸为主似对数正态分布型，初始产气量处于低位状态，随排采进行天然气产量有逐步增加趋势，达到峰值后呈逐渐降低趋势，与煤层气等吸附型气藏生产机制相似，如太2段生产曲线;第3类，解吸-游离混合型，呈多峰态分布，表现出解吸、游离气双重形态，受其对产量贡献差异，解吸与游离气在生产曲线形态表现侧重有所不同，如山1+山2+盒8、太2+山1+盒8段、太2+盒7段合采曲线。因此，基于不同含气系统生产曲线差异这一分析基础，结合有限的层系组合天然气生产数据，太原组、山西组与石盒子组生产曲线差异显著，因此至少可判定山西组与石盒子组为两套独立含气系统。
图3 不同层段天然气产量曲线特征
Fig.3 Curves from different commingle Production members
3 含气系统兼容性评价
3.1 含气系统特征
基于上述煤系地层压力梯度、天然气中甲烷同位素及生产曲线差异分析，研究区目标层段自上而下至少可划分为千1～4段、千5段、盒1～4段、盒5～8段、山1～太1段、太1～2段、本1段与本2段等8套独立含气系统。
自上而下统计研究区各含气系统气层资料显示(本2段无气层，故其含气系统特征未作统计)，平均地层压力梯度分别为1.06,1.01,0.95,0.95,0.84,0.83和0.69 MPa/hm;平均产层厚度分别为2.14,3.50,3.82,3.08,2.35,3.53和6.13 m;平均渗透率分别为0.43×10-15,0.79×10-15,1.23×10-15,0.84×10-15,0.15×10-15,0.38×10-15和0.15×10-15m2;基于核磁共振平均可动水量分别为0.010,0.025,0.022,0.018,0.010,0.023和0.012(表2)。
3.2 影响含气系统兼容性因素
叠置含气系统的客观存在，且受其产层厚度、物性、含水性等其他条件差异作用，导致开采条件下系统之间的流体原始能量、输入输出速率及量差异。该差异大小是反映含气系统兼容程度进而影响合采可行性的直接地质原因。首先，在合采情况下，不同压力系数条件下，一旦井眼贯通不同的叠置含气系统，必将导致流体流体自高势含气系统向低势含气系统转移,进而造成“产量抑制”甚至“倒灌”，其影响程度与其差异呈正相关关系。其二，叠置含气系统产层厚度和渗流能力差异，其可能造成统一含气系统物质传递能量速率不同，进而导致弱传输能力储层产量受抑制。其三，不同系统能量构成的气、水贡献比例，贯通诱导气水井筒2次分配，可能导致水锁效应，亦可造成多套叠置含气系统合采产气能力抑制。由此可见，压力梯度、产层厚度、渗透率及可动水量是影响含气系统兼容性的关键因素，其差异大小直接控制了叠置独立含气系统天然气合采效果。
表2 含气系统特征
Table 2 Properties of gas-bearing system
3.3 含气系统兼容性评价
由于煤系复杂叠置系统及其气水互动机制复杂性，目前仅确定了影响合采兼容性关键要素，而尚未取得合采兼容性影响定量数理函数。在此背景下，为了满足合采工程实施，针对影响合采兼容性四关键因素，以相近程度判断含气系统间合采兼容性是目前较为可行方法之一。因此，本次研究采用最优分割法对其进行分类。该方法基本原理通过研究对象之间的相近程度(距离或相似系数)，将性质相近的对象聚为一类[22]。
基于地层压力梯度、产层厚度、渗透率及可动水量等4个参数作为含气系统合采兼容评价的特征参数(表1)，将临兴区块叠置含气系统进行了最优分割法聚类。具体步骤包括:① 建立4个特征参数矩阵;② 标准化数据;③ 计算层间距离，两产层相似程度用P维空间两点距离来度量，距离小的产层即划分为一类[22]。
如图4所示，叠置含气系统兼容性由弱至强包含2～6种类型。基于距离系数和不一致系数综合分析，在4与5类间出现显著拐点，即最优聚类数为5-6类。换言之，千5、盒1～4、盒5～8这3套含气系统之间储层参数差异较小，合采兼容性较好;而其他系统间分属于不同类型，显示含气系统间差异显著，合采兼容性较差。
图4 叠置含气系统兼容性
Fig.4 Compatibility of superposing gas-bearing system
4 结 论
(1)临兴区块垂向叠置千1～4段、千5段、盒1～4段、盒5～8段、山1～太1段、太1～2段、本1段与本2段等8套含气系统。
(2)提取了地层压力梯度、产层厚度、渗透率及可动水量等含气系统兼容评价关键参数，采用最优分割法确定了叠置含气系统兼容性。
(3)指出研究区含气系统兼容性最佳分类数为5～6类，千5段、盒1～4段、盒5～8段等3套叠置含气系统合采兼容性较好。
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