劉天授

(中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100016)

地面煤層氣的開發(fā)過程非常復(fù)雜，除了受儲層特征影響外，排采制度和工程屬性特征很大程度上影響氣井的產(chǎn)量。煤層氣井日均產(chǎn)氣量及產(chǎn)氣總量受多因素影響，國內(nèi)外一些學(xué)者主要從煤層氣藏流體模型和數(shù)據(jù)統(tǒng)計兩個方面研究其影響因素，結(jié)果顯示：煤層氣井產(chǎn)氣量受到多因素共同影響。

不同的盆地煤層氣井產(chǎn)量的主控因素差異也很大，甚至是同一盆地各個不同區(qū)塊間影響因素差異也很大。Kaiser 等(1994)等研究發(fā)現(xiàn)，控制 Sandvoss盆地盆地內(nèi)煤層氣井產(chǎn)量的主要因素是含氣量、滲透率、煤級及地下水的流動狀態(tài)。Boreham 等(1998)針對 Bowen 盆地的研究發(fā)現(xiàn)煤巖的變質(zhì)演化程度、有機(jī)質(zhì)類型和豐度對產(chǎn)氣量具有重要影響。隨著煤層氣鉆采工藝的進(jìn)步和基礎(chǔ)地質(zhì)理論的發(fā)展，煤層氣的開發(fā)逐漸由單層排采到多層合采。

根據(jù)已有煤層氣井的排采效果，分析煤層氣井產(chǎn)能特征，從地質(zhì)條件、工程屬性、排采措施等方面入手，定性分析影響該區(qū)煤層氣井產(chǎn)氣量主要因素，為下步煤層氣開發(fā)提供指導(dǎo)意義。

1 地質(zhì)背景

沁北古交區(qū)塊的主要構(gòu)造格架為北東-北東東向斷裂，斷層發(fā)育較少，地質(zhì)構(gòu)造屬簡單構(gòu)造。煤系地層總體為傾向西-南西西的復(fù)向斜構(gòu)造，地層傾角5°～14°。區(qū)內(nèi)發(fā)育少量陷落柱，未見巖漿巖侵入。

山西組2號煤層、太原組8號和9號煤層厚度相對較大，是主力開發(fā)煤層。2號煤平均埋深560m平均厚度1.65m，8號煤平均埋深645m，平均厚度2.75m，9號煤平均埋深653m，平均厚度2.8m，平均埋深644m。主要煤儲層滲透率一般在0.1×10-3μm2左右，整體相對較低。2號煤層平均含氣量9.75m3/t，平均含氣飽和度53.8%左右；8號煤層平均含氣量9.4m3/t，平均含氣飽和度90.1%；9號煤層平均含氣量10.2m3/t，平均含氣飽和度95.5%。儲層壓力梯度0.25～0.64MPa/100m。

總之，研究區(qū)構(gòu)造簡單，煤儲層具有多煤層、單層薄、低飽和度、低滲透性、含氣量中等、欠壓的特征。

2 產(chǎn)能特征

古交區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)能具有以下兩個特征：(1)煤層氣單井平均日產(chǎn)氣量低，平均單井產(chǎn)量只有650m3/d，且小于500m3/d井?dāng)?shù)占比多，占比45%；(2)產(chǎn)能差異大，表現(xiàn)在不同區(qū)域間的煤層氣井產(chǎn)能差異較大，特別是在向斜軸部與翼部的氣井之間產(chǎn)能差異很大。另外，即使處于同一區(qū)域內(nèi)部，相鄰井之間產(chǎn)能也存在差異。

3 產(chǎn)能主控因素

3.1 煤儲層非均質(zhì)性特征對產(chǎn)能影響

為分析煤儲層非均質(zhì)性特征對氣井產(chǎn)能的影響，選擇西部獅子溝-馬蘭向斜翼部與軸部控制范圍內(nèi)的若干口煤層氣井進(jìn)行統(tǒng)計分析，為了消除其他方面的影響，選擇鉆完井施工情況、排采措施等方面差異不大煤層氣井進(jìn)行對比分析。

在西部獅子溝-馬蘭向斜控制范圍內(nèi)，受構(gòu)造事件影響，地層變形嚴(yán)重，同一區(qū)域不同鄰井產(chǎn)氣量差異很大，特別是處于不同構(gòu)造位置的氣井產(chǎn)能差異明顯。為了分析影響煤層氣井產(chǎn)量的主要因素，論文選擇馬蘭向斜軸部和翼部控制范圍內(nèi)的23口井進(jìn)行對比分析，這些井施工情況差異不大，排采強(qiáng)度較為相似。20口井位于獅子溝-馬蘭向斜的東翼，總體產(chǎn)氣效果較好，同時產(chǎn)氣量差異也比較大，高產(chǎn)井與低產(chǎn)井相間分布，與國內(nèi)其他煤層氣區(qū)塊的產(chǎn)氣特征類似。靠近向斜核部局部地區(qū)產(chǎn)氣效果較差。

3.2 壓裂效果對產(chǎn)能影響

和常規(guī)油氣儲層對比，煤層氣的儲層具有滲透率較低、非均質(zhì)性強(qiáng)的特征。在煤層氣開發(fā)的過程中，須進(jìn)行必要的增產(chǎn)措施來提高煤層氣的產(chǎn)量。目前，煤層氣井的增產(chǎn)改造方式主要是水力壓裂。

研究區(qū)煤層氣井雖然均進(jìn)行了水力壓裂改造，但經(jīng)過壓裂改造后的產(chǎn)氣效果差異較大，整體上表現(xiàn)為主力煤層壓裂效果越好，產(chǎn)氣量越高(表1)。經(jīng)過壓裂改造成功后的煤儲層，形成具有一定導(dǎo)流能力的裂縫，壓裂改造形成的裂縫和煤儲層中天然裂縫有效得到有效溝通聯(lián)系。壓裂改造不成功的煤層氣井，只在井筒附近形成有效裂縫，未能溝通遠(yuǎn)端煤層中的天然裂縫，解吸面積局限在井筒附近，出現(xiàn)一個短暫的產(chǎn)氣高峰后，產(chǎn)氣量緩慢下降。

表1 壓裂效果與產(chǎn)氣量統(tǒng)計表

續(xù)表

3.3 合層排采對產(chǎn)能影響

煤層氣井合層排采的控制機(jī)理就是能夠通過調(diào)整工作制度來使多層煤中的壓力能夠平穩(wěn)傳遞下降。

古交區(qū)塊8號、9號煤層優(yōu)于2號煤層，其煤層厚度大、分布穩(wěn)定、含氣量高、地解壓差小、煤體結(jié)構(gòu)好、天然氣組分中不含硫化物、探明儲量高、試氣產(chǎn)量高。且8號煤層與9號煤層間距在10m左右，臨界解吸壓力相差0.04～0.09MPa，通過排采試驗井及井組排采效果，認(rèn)為8號煤層與9號煤層合采具有技術(shù)可行性。2號煤厚度小，單獨開采沒有經(jīng)濟(jì)價值，且2號煤到8號煤距離絕大部分為60～80m，不能作為一個開發(fā)層系進(jìn)行開發(fā)。研究區(qū)進(jìn)行2號、8號合層排采試驗，排采效果不明顯(圖1)。

XX1煤層氣井2號煤埋深范圍在826.56～827.53m，8號煤901.45～903.70m，2號、8號煤層間距74.89m，均采用活性水壓裂方式，壓裂改造成功。由于該井2號煤層與8號煤層相距較遠(yuǎn)，2號煤層開始解吸產(chǎn)氣后，見氣時間短，產(chǎn)氣量小，日均產(chǎn)氣量50m3/d，隨著排采繼續(xù)進(jìn)行，動液面下降到2號煤層以下，2號煤無法有效泄壓，解吸面積有限。受2號煤氣體的影響，8號煤層有效滲透率降低，形成層間干擾。該井自2016年9月11日投產(chǎn)以來，最高產(chǎn)氣量為150m3/d。

在煤層氣排水降壓過程中，太原組8號、9號煤層由于滲透率低、供液能力強(qiáng)、產(chǎn)水量、氣井見氣時間及流體的流速均要高于山西組2號煤層。流體流速增加可將裂縫中的支撐劑帶出，裂縫堵塞，儲層滲透率降低；另外，也導(dǎo)致壓降漏斗難以延伸到遠(yuǎn)處，單井泄壓面積小，出現(xiàn)產(chǎn)氣時間短、產(chǎn)氣量低的特點(圖1)。

圖1 合層排采壓降傳播示意圖

3.4 排采工程對產(chǎn)能影響

煤層氣排采堅持連緩慢降壓、平穩(wěn)調(diào)節(jié)的原則，控制好套壓和井底流壓，動液面及防止煤粉遷移，以達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)期長、采收率高的目的。遵守連續(xù)平穩(wěn)降低井底壓力的原則，禁止井底壓力大幅度波動，防止造成產(chǎn)層傷害，保障滲流通道暢通。古交區(qū)塊，目前受排采工程影響，排采強(qiáng)度過大、排采不連續(xù)等導(dǎo)致產(chǎn)氣效果不理想井占比23%。

煤層氣開采需要長期、連續(xù)、穩(wěn)定的排水降壓，當(dāng)排采強(qiáng)度過大時會造成：①井底流壓下降幅度過大，裂縫內(nèi)流體壓力迅速下降；②裂縫內(nèi)流體流速過快，流體將煤粉源內(nèi)的煤粉攜帶至裂縫系統(tǒng)內(nèi)堵塞通道或?qū)ε挪晒苤斐蓳p傷；③兩相流階段壓降傳遞困難解吸范圍較小和兩相流不連續(xù)造成氣鎖效應(yīng)。

煤層氣的產(chǎn)出要求煤層氣井的排采過程連續(xù)進(jìn)行，使動液面和儲層壓力緩慢穩(wěn)定的下降。如果因關(guān)井、動力設(shè)備故障、卡泵修井、工農(nóng)關(guān)系等造成排采過程中斷，給排采帶來一些負(fù)面的效果：①地層壓力回升，甲烷氣體重新被煤層吸附，產(chǎn)生氣鎖；②煤粉沉降堵塞裂縫通道和卡泵；③修井外來物質(zhì)對敏感性儲層造成傷害，井的產(chǎn)氣能力下降；④回壓造成壓力波及范圍有限，泄壓面積受限，壓降漏斗擴(kuò)展受到影響。古交區(qū)塊約有20%的井存在因工農(nóng)關(guān)系、卡泵、設(shè)備故障等情況導(dǎo)致的停機(jī)現(xiàn)象。這類井大部分解吸壓力在2MPa以上、地層含氣性好、地質(zhì)條件不錯，但受工農(nóng)關(guān)系、設(shè)備故障、卡泵修井等原因造成排采不連續(xù)，導(dǎo)致裂縫通道堵塞，泄壓面積有限，產(chǎn)氣效果不理想。針對該類井可以采取針對性的措施提高產(chǎn)氣量，例如煤粉沖洗、二次增產(chǎn)改造等。

4 結(jié)論

(1)研究區(qū)內(nèi)含煤地層為下二疊統(tǒng)山西組和上石炭-下二疊統(tǒng)太原組，山西組2號煤層、太原組8號和9號煤層厚度相對較大，較穩(wěn)定-穩(wěn)定發(fā)育，是煤層氣商業(yè)性開發(fā)最有利的埋深范圍，通過適當(dāng)?shù)膲毫言霎a(chǎn)措施和工藝，可以獲得良好的產(chǎn)氣量。

(2)古交煤層氣井產(chǎn)能具有以下特點：單井平均日產(chǎn)氣量低，不同區(qū)域間的產(chǎn)能存在較大的差異，尤其是向斜軸部的產(chǎn)氣量和翼部存在很大差距，處在同一區(qū)域內(nèi)的相鄰井間產(chǎn)氣量差異也較大。

(3)影響煤層氣井產(chǎn)能的主控因素有：儲層的非均質(zhì)性特征，壓裂改造措施，合層開采方式及排采工程特征。