趙興龍，湯達禎，張 巖

(1.中國石油化工股份有限公司 華東油氣分公司臨汾煤層氣分公司，山西 臨汾 041000；2.中國地質大學(北京) 能源學院，北京 100083)

0 引 言

自20世紀90年代中國煤層氣產業(yè)起步以來，從開發(fā)效果來看，淺部高煤階煤層氣藏最為成功。在排采制度研究方面，很多學者取得了豐富的認識與成果[1-8]。李清等[9]定量探索延川南工區(qū)煤層氣井流壓降幅與煤層埋深之間的關系，進而總結出煤層氣井不同階段的排采規(guī)律。伊永祥等[10]將沁水盆地柿莊南區(qū)塊煤層氣井儲層壓降分為快速下降型、中期穩(wěn)定型及緩慢下降型3種類型，認為快速下降型井更有利于煤層氣高產穩(wěn)產。胡秋嘉等[11]將沁南煤層氣井降壓產氣過程依據儲層壓力(Pc)、臨界解吸壓力(Pde)、見氣壓力(Pjq)與井底流壓(Pjd)的關系劃分為4個階段，認為Pc

目前，由于國內深部煤層氣藏開發(fā)起步較晚，一系列技術還不成熟，尤其排采技術方面，大部分還是沿用或模仿淺部高煤階煤層氣藏，具有一定的局限性和不適應性?；诖?深入對比延川南煤層氣田深部煤層氣藏與沁水盆地南部煤層氣地質差異性，在此基礎上提出適應于深部煤層氣藏的排采制度，為國內深部煤層氣藏的勘探開發(fā)提供借鑒意義。

1 地質背景

延川南煤層氣田位于山西省鄉(xiāng)寧縣和吉縣境內，構造位置處于鄂爾多斯盆地東緣南段河東煤田的南部。東與晉西隆起帶相連，西接韓城礦區(qū)(圖1)。區(qū)塊內發(fā)育的4條二級斷層，將該氣田劃分為2個主要的二級構造單元(譚坪構造帶和萬寶山構造帶)。相比萬寶山構造帶，譚坪構造帶主力煤層2號煤埋深較淺，800～1 000 m，萬寶山構造帶2號煤層埋深為1 000～1 500 m。

圖1 延川南煤層氣田構造位置Fig.1 Structural position of South Yanchuan CBM field

2 延川南煤層氣田煤層氣地質特征

通過試驗數據及現場壓裂施工數據統(tǒng)計分析，深入研究延川南煤層氣田煤層孔隙性發(fā)育特征、地應力特征和煤巖力學性質，并且主要與沁水盆地南部高煤階淺部煤層氣藏地質特征進行對比分析，為延川南煤層氣田深部煤層氣藏排采制度的建立與優(yōu)化提供指示意義。

2.1 孔隙性發(fā)育特征

研究的樣品主要采集于中國華北、華南地區(qū)的部分煤礦，另有延川南煤層氣田鉆井取心煤樣3塊。共取煤樣66塊，其中包括高煤階樣品22塊和中、低煤階樣品44塊。對采集的57塊煤樣分別進行鏡質組反射率測定和壓汞試驗，來獲得各煤樣的煤化作用程度、壓汞孔隙度，這些煤樣采自于沁水盆地的晉城-陽城、潞安、陽泉-壽陽和沁源等礦區(qū)；鄂爾多斯盆地東緣的韓城、澄合、蒲城、柳林、河曲、保德和府谷等礦區(qū)，以及延川南區(qū)塊。對剩余9塊樣品進行鏡質組反射率測定和核磁共振測試，以得到各煤樣的Ro值、核磁共振譜圖特征，以及樣品的可動流體孔隙度等信息，煤樣分別取自于沁水盆地侯村煤礦(樣品號：HC-4、HC-7)、端氏煤礦(樣品號：DS-2、DS-5)和高河煤礦(樣品號：GH-A)，鄂爾多斯盆地東緣延川南區(qū)塊(樣品號：YCN-1、YCN-2)，以及貴州的喜樂慶煤礦(樣品號：XLQ)和青山煤礦(樣品號：QS)。

2.1.1 壓汞試驗數據分析

經鏡質體反射率測試得到57塊煤樣的Ro為0.60%～3.43%，由壓汞試驗得到這些樣品的孔隙度為1.0%～8.5%。其中，延川南煤層氣田2塊樣品鏡質體反射率為2.24%和2.60%，壓汞孔隙度分別為2.0%和2.7%。通過研究得到煤的孔隙度隨煤階的升高呈現高—低—高的變化規(guī)律(圖2)，當Ro為2.5%左右時，孔隙度達到極小值[12]。

圖2 壓汞孔隙度與煤階的關系Fig.2 Relationship between mercury porosities and coal rank

延川南煤層氣田2塊煤樣的鏡質體反射率在2.5%左右，孔隙度處于所有煤階中的最低水平。而沁水盆地南部煤樣鏡質體反射率3.20%～3.43%，孔隙度2.5%～6.6%。延川南煤層氣田主力煤層孔隙度明顯低于沁水盆地南部3號煤層。

2.1.2 核磁共振試驗數據分析

對取自延川南煤層氣田、沁水盆地等的9塊煤樣進行了核磁共振試驗(圖3)，Ro為0.87%～3.10%，同時結合其他學者的核磁共振試驗結果(表1)研究了煤變質作用對孔隙系統(tǒng)的影響[13-17]。

圖3 煤樣的核磁共振T2譜特征Fig.3 T2 NMR characteristics of coal samples

1)核磁共振孔裂隙識別。筆者按照ХOДOT[18]的孔隙結構分類方案，將煤中孔隙劃分為大孔(r>1 000 nm)、中孔(100 nm

T2弛豫時間大小對應煤中孔裂隙大小，T2弛豫時間小于10 ms時對應微小孔，T2弛豫時間為10～100 ms時對應大中孔，T2弛豫時間大于100 ms時對應裂隙。在中低煤階，核磁共振T2譜主波峰在T2高值區(qū)，隨著煤階的升高，核磁共振T2譜主波峰不斷向T2低值區(qū)移動。這說明，隨著煤階的升高，煤層中的裂隙及大中孔比例不斷減少，微小孔比例不斷增加。由圖3可知，氣煤煤樣XLQ的T2譜呈連續(xù)的雙峰分布且靠近T2高值區(qū)，說明該樣各級孔裂隙系統(tǒng)均有效發(fā)育，且連通性較好，主峰位于T2>100 ms處，該煤樣主要以大中孔和裂隙為主。焦煤煤樣GH-A的T2譜有2個波峰，1個主波峰和1個副波峰，主波峰位于T2<10 ms處，副波峰位于16 ms

通過以上分析和論述，中低煤階煤樣的T2譜含有1個主波峰，含有至少1個副波峰，且主波峰與副波峰之間連續(xù)性較好；中高煤階煤樣的T2譜含有1個主波峰，僅有1個或者沒有副波峰，主波峰遠高于副波峰，且主波峰與副波峰之間彼此孤立，連續(xù)性很差(圖3)。由此可知，中低煤階煤各級別孔裂隙之間連通性較好，對煤層滲透性較為有利，而中高煤階各級別孔裂隙之間連通性較差，對煤層滲透性不利。

2)可動流體孔隙度。由于核磁共振技術能夠利用弛豫時間來反映流體與巖石孔隙固體表面間作用力的強弱，因此核磁共振技術能夠檢測可動流體和束縛流體，基于核磁共振測試結果可進一步將孔隙度劃分為可動流體孔隙度和束縛流體孔隙度[13]，可動流體孔隙度是反映滲透率的重要指標。

結合之前學者[13]的煤樣核磁共振試驗數據(表1)，研究得出可動流體孔隙度隨著煤階的升高呈現出先降低后升高的趨勢，在Ro=2.5%左右時達到最低值，位于煙煤與無煙煤交界處附近，與煤樣壓汞孔隙度與煤階之間的關系基本一致(圖4)。延川南煤層氣田2塊煤樣的鏡質體反射率在2.5%左右，可動流體孔隙度處于所有煤階中的最低水平，平均可動流體孔隙度0.36%。而沁水盆地南部煤樣鏡質體反射率2.95%～3.10%，可動流體孔隙度平均0.42%。延川南煤層氣田主力煤層可動流體孔隙度低于沁水盆地南部3號煤層。

表1 煤樣的核磁共振測試數據分析統(tǒng)計Table 1 Analysis and statistics of nuclear magnetic resonance test data of coal samples

圖4 可動流體孔隙度與煤階的關系Fig.4 Relationship between movable fluid porosity and coal rank

2.2 地應力特征

在低滲透地層中，瞬時停泵壓力和裂縫閉合壓力近似相等，而裂縫閉合壓力與最小水平主應力又近似相等，所以停泵壓力和裂縫閉合壓力基本上能反映出地層的地應力特征。通過統(tǒng)計延川南煤層氣田2號煤層水力壓裂時的停泵壓力發(fā)現，隨著埋深的增加，停泵壓力有增大趨勢，說明隨著埋深的增大，地應力不斷增加，符合一般規(guī)律。在譚坪構造帶，停泵壓力在9.2～14.1 MPa，平均12.1 MPa；萬寶山構造帶，停泵壓力11.2～33.1 MPa，平均23.3 MPa。從破裂壓力來看，譚坪構造帶，破裂壓力8.0～47.3 MPa，平均28.7 MPa；萬寶山構造帶，破裂壓力10.2～58.8 MPa，平均35.1 MPa。

根據地面垂直鉆孔水力壓裂測量地應力方法可知，閉合壓力即最小水平主應力σh，min， 即

σh，min=Pc

(1)

最大水平主應力σh，max為

σh，max=3Pc-Pf-Po+T

(2)

式中：Pc為閉合壓力，MPa；Pf為破裂壓力，MPa；Po為煤儲層壓力，MPa；T為煤或巖石的抗拉強度，MPa。

垂直應力σv按文獻[19]給出的關系估算，即

σv=0.027h

(3)

式中：h為儲層垂深，m。

通過公式(1)—(3)計算，可以得出延川南煤層氣田主力煤層的最小水平主應力、最大水平主應力和垂直應力，具體數據見表2。

表2 延川南煤層氣田和沁水盆地南部主力煤層地應力對比統(tǒng)計[20]Table 2 Statistics of geostress of main coal seam in South Yanchuan coalbed methane field and South Qinshui Basin

由表2知，延川南煤層氣田與沁水盆地南部相比，具有高地應力特點，最小水平主應力、最大水平主應力和垂直主應力均明顯較高。另外，從沁水盆地南部水力壓裂試驗資料來看，主力煤層山西組3號煤層的閉合壓力在3.3～26.4 MPa，平均10.51 MPa，煤層破裂壓力6.44～27.74 MPa，平均為12.21 MPa，明顯低于延川南煤層氣田，也反映出沁水盆地3號煤層地應力明顯低于延川南煤層氣田2號煤層。

2.3 煤巖力學性質

對比延川南和沁南的煤巖力學試驗數據可知，兩區(qū)塊的煤巖力學性質差別不大，具有煤樣較脆，低彈性模量、高泊松比，抗壓強度較低的共性(表3)[21]，說明在有效應力迅速增大的情況下，孔裂隙很容易被壓實，而造成滲透率大幅降低，對煤層氣井的高產、穩(wěn)產影響很大。

表3 延川南煤層氣田與沁水盆地南部煤巖力學性質試驗數據對比Table 3 Comparison of coal rock mechanical properties between South Yanchuan CBM filed and South Qinshui Basin

3 延川南煤層氣田煤層氣排采制度

與沁水盆地南部相比，延川南煤層氣田煤儲層孔隙度和可動流體孔隙度更低，導致煤儲層的滲透率極低，加之主力煤層埋深較大、地應力較高，另外煤巖本身抗壓強度低，所以在排采控制過程中要采取比沁水盆地南部或其他區(qū)塊更為緩慢的排采制度。主要原因：①滲透率極低，壓降漏斗延伸阻力大，排采過快容易導致卸壓面積有限，后期無法長期高產、穩(wěn)產；②地應力高，且煤巖抗壓強度低，非常容易造成壓敏效應，導致滲透率進一步降低，對氣井產能造成極大影響。

通過上述理論分析研究，并且結合現場氣井排采規(guī)律和效果，將延川南煤層氣井的排采過程劃分為5個階段(圖5)，分別是井底流壓高于儲層壓力時的快速降壓階段、井底流壓從儲層壓力降至臨界解吸壓力的穩(wěn)定降壓階段、臨界解吸壓力至蘭氏壓力的上產階段、蘭氏壓力至穩(wěn)產壓力的產量波動階段和產量趨于穩(wěn)定的穩(wěn)產階段。

通過對譚坪構造帶(Y11P2、Y13)和萬寶山構造帶(Y16、Y22)地質和工程施工條件差異不大的高產井與高產穩(wěn)產效果差的井進行排采過程參數(表4、表5)控制對比發(fā)現，在快速降壓階段，井底流壓的快速下降對后期產量影響不大，主要區(qū)別在于穩(wěn)定降壓階段、上產階段和產量波動階段，在這3個階段應該采取更為緩慢、精細化的排采制度和控制。其中，穩(wěn)定降壓階段，要盡量多排水提高返排率，為后期高產穩(wěn)產打下基礎；上產階段，井底流壓波動較大，要盡量放緩排采速率保證產氣量穩(wěn)步上漲；產量波動階段，在氣量達到峰值之后會出現小幅下降或波動的現象，這個階段要堅持緩慢排采的原則，避免流壓下降過快導致儲層傷害。

表4 譚坪構造帶高產井和低產井各排采階段參數控制對比情況統(tǒng)計Table 4 Comparison on parameters control during different drainage stages of high yield wells and low yield wells in Tanping structural belt

表5 萬寶山構造帶高產井和低產井各排采階段參數控制對比情況統(tǒng)計Table 5 Comparison on the parameter control during different drainage stages of high yield wells and low yield wells in Wanbaoshan structural belt

根據以上分析并結合現場氣井生產參數，認為在延川南煤層氣田，譚坪構造帶內的井快速降壓階段日降流壓控制0.1 MPa左右，不會對后期產氣效果造成明顯影響。在穩(wěn)定降壓階段和上產階段的排采控制非常關鍵，要以控制井底流壓為核心，采取較為緩慢的排采制度。Y13井在這2個排采階段日降流壓均達到0.01 MPa左右，排采速率較快，該井雖然達到了日產千方的峰值產量，但沒有形成穩(wěn)產，產量迅速下降，雖然在產量波動階段排采速率放緩，但由于前2個階段排采控制較差，因此造成該井產氣效果不佳。從Y11P2井較好的高產穩(wěn)產效果分析排采參數控制，認為這2個階段的日降流壓要小于0.005 MPa，產量波動階段日降流壓要控制在0.003 MPa左右。在萬寶山構造帶，同樣快速降壓階段日降流壓控制0.1 MPa左右，不會對后期產氣效果造成明顯影響。穩(wěn)定降壓階段、上產階段和產量波動階段的排采控制要采取較為緩慢的排采制度，通過研究發(fā)現Y22井在這3個排采階段日降流壓均超過0.01 MPa，排采速率較快，造成后期產氣效果較差，未能形成穩(wěn)產。相比之下，Y16井在這3個階段日降井底流壓控制均較為緩慢，產氣效果較好。

Ⅰ—Ⅴ為排采階段圖5 延川南煤層氣田高產井與低產井生產曲線及排采階段劃分對比Fig.5 Comparison of production curves and drainage stage division between high yield wells and low yield wells in South Yanchuan CBM field

4 結 論

1)煤的壓汞孔隙度和可動流體孔隙度隨著煤階的升高呈現出先降低后升高的趨勢，在Ro=2.5%左右達到最低值，位于煙煤與無煙煤交界處附近；延川南煤層氣田煤巖的Ro在2.5%左右，煤儲層壓汞孔隙度和可動流體孔隙度在所有煤階中處于最低水平，且孔隙系統(tǒng)以微小孔為主，各級別孔隙間連通性差，對煤層滲透性極為不利。

2)與沁水盆地南部相比，延川南煤儲層具有孔滲性差、地應力高的特點，加之煤巖本身抗壓強度低，所以在排采控制過程中要采取比沁水盆地南部更為緩慢的排采制度。主要原因：①孔滲性極差，壓降漏斗延伸阻力大，排采過快容易導致泄壓面積受限；②地應力高，且煤巖抗壓強度低，排采過快極易造成壓敏效應，對氣井產能造成極大影響。

3)在煤層氣地質條件對比分析基礎上，結合現場排采規(guī)律和效果，將延川南深部煤層氣井的排采過程劃分為5個階段，分別是快速降壓階段、穩(wěn)定降壓階段、上產階段、產量波動階段和穩(wěn)產階段。在快速降壓階段日降井底流壓控制在0.100 MPa左右；穩(wěn)定降壓階段，日降井底流壓要控制在0.003 MPa左右；上產階段日降井底流壓0.005 MPa左右；產量波動階段合理的日降井底流壓在0.003 MPa左右；穩(wěn)產階段井底流壓和產量均趨于平穩(wěn)，在此階段可通過微調井底流壓保持產量穩(wěn)定即可。