Bowen盆地北部M煤層氣田水平井生產差異特征與主控因素分析

崔澤宏，王建俊，劉玲莉，夏朝輝，張 銘，楊 勇，段利江

(中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

Bowen盆地是澳大利亞東部重要的含煤沉積盆地，其中盆地上二疊統Blackwater群蘊藏豐富的煤炭、煤層氣資源[1-2]。M煤層氣田位于Bowen盆地北部西翼斜坡帶上，隸屬于中石油與殼牌合作開發區塊的一部分，煤層屬于中煤階，平均鏡質體反射率為1.0%。氣田自2004年投入開發，取得了良好的開發效果，但氣田內部開發井產能及生產特征差異顯著，一直缺少系統性認識和規律總結。為此，筆者基于M氣田多年的工作，以實際生產數據為基礎，綜合動靜態資料分析，對M氣田各開發井生產特征進行系統分析和總結，厘清影響氣田產能差異特征主控因素，為氣田周邊開發選區和新區高效開發提供借鑒。

1 M煤層氣田概況

M煤層氣田處于Bowen盆地北部東傾單斜構造，氣田已開發面積約180 km2。氣田產層位于MCM煤層組，目前已有3套開發煤層，開發煤層自上而下分別為Q，P和GM三個煤層(圖1)。GM煤層為氣田主力產層，對氣田產量貢獻大，占氣田總產量70%左右。該煤層構造為西高東低，構造海拔為-300～50 m，埋深為100～600 m，煤層厚度為3.0～6.0 m，煤層含氣量為7～12 m3/t，煤層滲透率主要介于0.1×10-15～180×10-15m2。

氣田采用U型水平井開發，分單支和雙支2類，以雙支U型水平井開發為主導(圖2)。雙支U型水平井由2口水平井和1口直井構成，2口水平井井段沿地下目標煤層鉆進，與遠端直井的目標煤層段實施精準對接，2口水平井通過共用1口直井進行排水采氣。該井型技術成熟，其優勢在于:① 雙支水平井增加了煤層中進尺長度，擴大了煤層解吸面積，利于提高產氣量;② 2口水平井水平段以30°～60°相交，一定程度上保證與煤層割理直交或斜交可能，以實現產量提升;③ 水平井采用割縫襯管完井技術，保障了井眼穩定性，提高開發井穩定生產時率;④ U型水平井便于洗井作業，水平段如遇煤粉堵塞，可通過水平井與直井循環注水清洗，提高作業效率。

雙支U型水平井為氣田開發主導井型，占據總開發井數80%，貢獻氣田總產量95%。為分析氣田生產差異特征、產氣變化規律及其主控因素，僅對GM煤層107組雙支U型水平井生產特征作重點論述。

2 開發井高峰產氣量與產氣模式

2.1 M煤層氣田開發井高峰產氣量

氣田于2004年投入開發，絕大多數開發井已進入開發中后期遞減階段。煤層氣開發通過排水降壓后，大都經歷產氣爬坡、穩定生產和產氣遞減3個階段，但由于氣田各開發井投產時間不同，所處排采階段不同，因此目前各開發井產氣量還不能合理反映各開發井實際的單井產能。為了分析氣田內部各開發井產能差異特征，厘清主控因素，通常將煤層氣井的高峰產氣量作為衡量產能差異變化重要指標[3-4]。為此，筆者針對氣田排產5 a以上的107個雙支U型水平井開發井組高峰產氣量進行統計和分析，為避免生產數據非合理性異常值，以選取連續高產氣為10 d的平均日產氣量作為高峰產氣量來統計。由于氣田開發井的工作制度采用控液面生產，即液面基本控制在開發煤層底部，因此不存在各開發井工作制度不同而導致高峰產氣量差異。

基于各開發井排產曲線與統計數據，將得到的各開發井高峰產氣量制作泡泡圖(圖2)。由圖2可知，產氣井高峰產氣量平面差異顯著，高峰產氣量2 000～72 000 m3/d均有分布。其中高峰產氣量>4萬m3/d的開發井占比15%，高峰產氣量介于2萬～4萬m3/d的開發井占比26%，高峰產氣量介于1萬～2萬m3/d的開發井占比23%，高峰產氣量低于1萬m3/d的開發井占比36%。

圖2 M煤層氣田GM層開發井組高峰產氣量泡泡分布Fig.2 Bubble map of peak gas rate of development wells of GM seam in M CBM field

2.2 M煤層氣田產氣模式

為清晰表征氣田內部各開發井排采差異變化特征，在開發井組生產數據分析基礎上，基于各產氣井高峰產氣量及排采曲線變化特征，結合具體實例，總結了M煤層氣田開發井如下4種類型產氣模式。

(1)Ⅰ型產氣模式:高峰產氣量高，產氣陡升—陡降—平緩遞減型。

Ⅰ型產氣模式高峰產氣量>4萬m3/d，有16個開發井組，占比15%。該產氣模式大體可細分為4個排采階段:第1階段為排水、產氣爬坡階段，初期排水降壓快,5～7 d達到產水高峰，高峰產水量為50～78 m3/d，排水7～15 d后產水迅速下降并開始進入產氣爬坡階段;爬坡階段早期產氣快，后期緩慢，通常爬坡8～14個月進入高峰產氣階段，此時排水處于下降速度拐點期，標志著大規模排水階段基本結束;第2階段進入產氣高峰穩產期，產氣高峰穩產期短暫，一般為3～7個月，此時排水進入緩慢遞減階段，產水量小，日產水量<10 m3;第3階段進入產氣快速遞減期，產氣快速遞減期為2～3 a，年遞減速度30%～35%，此階段產水量低且趨于穩定;第4階段進入產氣平緩遞減期，產氣量主要介于0.5萬～1.0萬m3/d，產氣年遞減率平均18%，產水很低或幾乎不產水。

以14井組為例(圖3)，該井組位于氣田的西部構造高部位(圖2)，煤層厚度4.5 m，水平段煤層垂深250～340 m。該井組排產初期產水量快速上升，排采第6 d，達到產水高峰(圖3(a))，高峰產水量53 m3/d;排采第8天，液面下降至煤層底部，進入產氣爬升階段，隨著產氣逐步攀升，排水開始逐漸降低。

圖3 M煤層氣田GM層14水平井組排采曲線Fig.3 Production curve of horizontal well 14 of GM seam in M CBM field

由于14井組附近煤儲層孔隙水支撐地層壓力逐漸降低，井筒附近煤層吸附氣通過快速解吸、擴散并流入井筒，地層壓力隨之迅速恢復倒逼套壓回升，推動產氣穩步上升，采水逐漸降低，排采14個月達到產氣高峰(圖3(b))，高峰產氣量為6.9萬m3/d，高峰產氣穩產期為4個月左右，產水<2 m3/d;高峰穩產期后進入產氣快速遞減階段，該階段產水量<1 m3/d，快速遞減期歷經3.6 a，平均年遞減速度為30%，快速遞減期末產氣量為1.3萬m3/d;快速遞減期后，產氣步入平緩遞減期，產氣年遞減速度<8%，產氣相對平穩，平緩遞減5 a后，產氣量仍達0.6萬m3/d左右。

(2)Ⅱ型產氣模式:高峰產氣量較高，產氣陡升-平緩遞減型。

Ⅱ型產氣模式高峰產氣量介于2萬～4萬m3/d，有28個開發井組，占比26%。該產氣模式可劃分3個排采階段:第1階段排水降壓25～35 a后達到產水高峰，隨后進入產氣快速爬坡階段，爬坡階段經歷6～8個月;第2階段進入產氣高峰穩產期，高峰產氣穩產期為10～12個月;第3階段進入產氣緩慢的遞減階段，產氣年遞減率8%～10%，產氣遞減階段產水量較低，產水量基本<5 m3/d。與Ⅰ型產氣模式不同的是，產氣達到高峰穩產期間，產氣井仍處于主要排水期。

以39井組為例(圖4)，該井組位于氣田的中部(圖2)，煤層厚度6.4 m，水平段煤層垂深360～390 m。該井組排采第27天，進入產水高峰，高峰產水量41 m3/d(圖4(a));高峰產水10 d后，即排采第37天后，液面下降至煤層底部，排水緩慢下降，開始進入產氣逐漸爬升階段。

圖4 M煤層氣田GM層39水平井組排采曲線Fig.4 Production curve of horizontal well 39 of GM seamin M CBM field

該井組排采6個月后進入產氣高峰(圖4(b))，高峰產氣量平均為3.6萬m3/d，高峰產氣歷經14個月，進入產氣緩慢遞減階段，產氣平均年遞減速度8%，緩慢遞減9 a后產氣量仍達1.2萬m3/d。

(3)Ⅲ型產氣模式:高峰產氣量較低，產氣緩升—后期平穩型。

Ⅲ型產氣模式高峰產氣量主要<2萬m3/d，有38個開發井組，占比36%。該產氣模式高峰產氣量相對較低，但后期產氣平穩。

以105井組為例(圖5)，該井組位于氣田的北部(圖2)，煤層厚度6.2 m，水平段煤層垂深390～410 m。該井組初期排采第30天，液面降至接近煤層底部，進入早期低產氣階段(圖5(a));隨著排水量增加，套壓逐步降低，排采第77天達到產水高峰，高峰產水量達36 m3/d，此后產氣量略有提升，平穩維持在3 000 m3/d左右。

該井組排產7個月后達到產氣高峰(圖5(b))，高峰產氣量1.4萬m3/d，高峰產氣相對穩產期持續24個月，產水量介于3～7 m3/d;之后進入產氣相對平穩期，幾乎無明顯產氣遞減期，排采9 a后產氣量仍達1.1萬m3/d。

圖5 M煤層氣田GM層105水平井組排采曲線Fig.5 Production curve of horizontal well 105 of GM seam in M CBM field

(4)Ⅳ型產氣模式:低產，不連續。

Ⅳ型產氣模式高峰產氣量低于1萬m3/d，有25個開發井組，占比23%。該產氣模式產液不穩定，產氣量低且不連續。

以117井組為例(圖6)，該井組位于氣田東部(圖2)，煤層厚度6.8 m，水平段煤層垂深520～590 m。

該井組初期排采第68天，液面降至煤層底部，套壓急劇降低，開始進入產氣階段(圖6(a))，排采初期最高產氣僅為0.14萬m3/d。

該井組生產期內產氣極其不平穩(圖6(b))，最高產氣量僅0.16萬m3/d，相對穩產期也僅維持在500 m3/d左右;排采期最高產水量僅為4.6 m3/d，產氣期間平均產水量總體低于0.6 m3/d。可見煤層攜液量低，產氣差，可能主要與煤層低滲透有關。

圖6 M煤層氣田GM層117水平井組排采曲線Fig.6 Production curve of horizontal well 117 of GM seam in M CBM field

3 煤層氣田產氣差異主控因素分析

相對常規油氣藏而言，煤層氣藏產能影響因素復雜，為指導優質開發選區，國內外學者從不同角度開展煤儲層產氣能力分析[5-9]。

由圖2和4類產氣模式可以看出，氣田內部產能差異大，而且不同產氣模式排采特征存在明顯的差異。基于鉆井、完井、地質和動態資料綜合分析認為，煤層埋深、低幅微構造、煤層頂板封蓋性、煤層分叉及煤層內部夾矸程度是影響氣田雙支U型水平井生產差異特征主要因素，而鉆、完井技術、水平井長度、井網井距對開發井的產能影響甚微。

3.1 煤層埋深的影響

M煤層氣田開發主要依靠煤儲層本身物性遞減衰竭式開發，因此，煤層滲透性對于煤層氣田開發井的產能影響效果尤為顯著[10-15]。滲透率對煤層氣產量影響很大，煤層滲透率高，排水降壓快、壓力傳導范圍大、氣體解吸速度快、解吸氣量多，故產氣量及采出程度相對較高[16]。煤層氣田開發生產實踐表明，在地勢平坦且未發生構造反轉的區域，煤層的埋深對煤層滲透性影響較大[10-14]。

基于M煤層氣田評價井鉆桿測試獲得的壓力數據，再通過試井解釋得到GM煤層滲透率。根據分析結果表明，隨煤層埋深增加，煤層滲透率逐漸減小;反之，隨煤層埋深變淺，煤層滲透性逐漸增大(圖7)。所以，煤層埋深不僅控制不同部位開發井高峰產氣量差異，而且同樣也影響各開發井排采曲線形態。

圖7 M煤層氣田GM煤層滲透率與埋深Fig.7 Map of permeability and depth of seam GM in M CBM field

由圖2可知，氣田中西部即GM煤層埋深<350 m區域，產氣井高峰產氣量均>4萬m3/d，部分井高峰產氣量最高達到6萬m3/d以上，所屬區域主要代表產氣模式為Ⅰ型的開發井。這些區域煤層埋藏淺、滲透性高，構造高、煤層內部水動力弱，所以在排采期間，淺埋藏、高構造區域構成了近井及遠井地帶氣體快速解吸、擴散和運聚的優勢方向。在排采初期，由于斜坡高部位煤層內部水體小，同時優越的煤儲層物性導致煤層快速排水，井筒液面快速下降，短暫產水高峰過后產水量迅速降低;在構造勢能控制和氣體濃度差的影響下，近井及遠井地帶氣體通過解吸并快速流入井筒，導致產氣快速爬升、形成較高的高峰產氣量平臺;隨著近井地帶氣體大量產出，近井地帶氣資源供給不足，遠井地帶又得不到及時補充，導致短暫產氣高峰過后，產氣速度快速降低，年遞減速度達30%以上;隨著排采中后期，壓降漏斗范圍逐步擴大，遠源氣體開始逐步解吸并補充供給，產氣遞減速度逐步放緩，即使排采10 a產氣井，末期產氣量也達到5 000 m3/d。總之，受淺埋藏、高構造部位控制的Ⅰ型產氣模式井，其高峰產氣量高，穩產平臺短，遞減階段早期遞減快，后期緩慢。

在埋深350～500 m的區域，主要代表Ⅱ型產氣井，高峰產氣量介于2萬～4萬m3/d，高峰期產氣量明顯<Ⅰ型產氣井，由于埋藏相對較深，煤層滲透性有所降低，致使氣體解吸后擴散導流慢，遞減階段遞減速度明顯變緩。相對埋深<350 m區域，該區域埋深中等，煤層滲透性和含氣量相對適中，致使高峰穩產期相對較長，遞減階段遞減速度相對緩慢。

在煤層埋深>500 m的區域，受煤層上覆應力增大的影響，煤層的滲透性急劇降低，煤層滲透率總體<1×10-15m2，產氣井的產量明顯降低，產氣不連續，大多數井幾乎達不到自然產氣的能力。代表該區域產氣模式主要為Ⅳ型產氣井。

可見，M煤層氣田埋藏淺的區域，煤層表現出較高的滲透性，開發井高峰產氣量大;隨煤層埋深增加，煤層滲透率逐漸變小，開發井高峰產氣量逐漸減小;當煤層埋深超過500 m，煤層滲透率急劇降低，滲透率總體<1×10-15m2，氣井產氣量低或幾乎無自然產能。

3.2 局部微構造影響

基于稀少二維地震資料和鉆井數據，M煤層氣田構造整體表現為向東傾斜單斜。通過開發井組水平井鉆井軌跡和隨鉆伽馬數據剖析，可判斷煤層氣田內部發育受區域構造擠壓所形成局部低幅微構造。低幅微構造對煤層氣開發是非常有利的，受構造運動形成的褶皺或低幅微構造可誘導煤層構造縫的發育[17-20]，改善煤層滲透性，大幅提升產氣量。經實鉆井資料證實，氣田東部局部區域存在低幅微構造，低幅微構造部位5組開發井高峰產氣量均>2萬m3/d。以81井組為例(圖8)，該井組位于氣田東部(圖2)，煤層埋深455 m，通過鉆井軌跡和隨鉆測井解釋，81井組水平井鉆遇煤層段正處于撓曲微凸起構造部位，微凸起構造可誘導煤層構造縫發育，一定程度上改善煤層滲透性，該井高峰產氣量4.1萬m3/d，生產10 a后產氣量仍為1.8萬m3/d。

圖8 M煤層氣田81井組A水平井段鉆遇軌跡Fig.8 Well trajectory for the horizontal section of well group 81 in M gas field

可以看出，雖然煤層氣田81井組井區煤層埋藏較深，煤層上覆地層應力較大，但因微構造發育的誘導裂縫改善煤層滲透性，大大提高產氣井的產量。從排采曲線形態上看，發育于局部低幅微構造控制的開發井組主要屬于Ⅰ型和Ⅱ型產氣模式。

3.3 煤層頂板巖性的影響

煤層頂底板封蓋性能影響煤層氣的保存，煤層氣縱向逸散因受到頂底板封蓋性能的強弱而不同[21-24]。根據煤層頂底板巖性測井解釋，GM煤層頂板主要有泥質、粉砂質泥巖和砂巖，煤層氣田區域GM煤層頂部主要以泥質和粉砂質沉積為主，僅氣田北部GM煤層頂部發育較厚砂體，導致煤層與砂體直接接觸。煤層頂板為砂巖時，煤層氣封蓋條件差，煤層含氣量降低，進而導致開發井產氣效果相對較差。如圖9所示(連井線如圖2所示)，氣田北部各產氣井GM層頂部砂巖厚度為18～35 m不等，頂板砂巖厚度自北向南逐漸減薄直至尖滅，對應高峰產氣量也呈現隨頂板砂巖厚度減薄而有略微增高的趨勢。氣田最北部4口井(110，108，74和73井)GM層頂部砂巖厚度28～32 m，高峰產氣量低，最高僅為0.66萬m3/d;向南過渡的71井煤層頂板砂巖厚度為18 m，開發井高峰產氣量為2.23萬m3/d;70井頂板無砂體，氣井高峰產氣量達4.50萬m3/d。

圖9 M煤層氣田北部GM煤層與頂板巖性連井對比剖面Fig.9 Lithological profile of seam GM and caprock in northern M CBM field

可見，煤層頂板存在砂巖以及砂巖厚度規模不同時，對開發井產氣量均有不同程度的影響。氣田北部煤層上覆蓋層封蓋性較弱，雖然高峰產氣量較低，但開發井產氣量還是相對比較平穩、連續。

3.4 煤層分叉變薄與煤層內部夾矸的影響

煤層厚度大、分布連續且煤質較純，對煤層水平井開發是有益的;反之，煤層厚度變薄、多夾矸，不但降低了開發地質儲量，影響開發效果，同樣也不利于提高水平井煤層段鉆遇率。通常，平緩、穩定的構造利于煤炭沼澤持續發育，易于煤炭連續沉積，形成厚度大、質純的煤層，若沉積環境短暫有水體動蕩的影響，會造成煤炭沉積間斷，出現分叉煤層和夾矸煤層[25-26]。當泥炭沼澤某一局部區域有外來沉積供給時，形成較厚的隔夾層(>0.5 m)，橫向上便形成1個煤層被分隔成2個或多個相互獨立的單煤層，被稱之為分叉煤層[25]，分叉后的單煤層厚度有所減薄;當泥炭沼澤某一局部區域頻繁且短暫遭受水體動蕩的影響，所形成的煤層中會含有若干個夾層，則被稱為夾矸煤層[26]，單個夾矸層的厚度一般<0.5 m，夾矸層摻入煤體中，會使原煤質量大大降低。因此，煤層合并、分叉和夾矸是煤沉積一種普遍現象和表現形式，也是影響煤層厚度平面變化和煤層內部非均質變化的直接原因[27]。

Bowen盆地北部古構造沉積環境表明，晚二疊世煤系地層沉積期，盆地北部發育自北向南進積河流-三角洲沉積體系，形成巨厚煤系地層[28]。基于氣田內部煤層精細對比分析表明，氣田北部、中部GM煤層厚度分布連續，煤層厚度大，氣田南部可能處于古構造低位的沉積體系末端，聚煤期沉積環境穩定性較差。M煤層氣田中部向南部過渡區域為煤層分叉區(圖2)，煤層分叉導致單煤層厚度變薄，在一定程度上影響開發井產量，但產氣比較平穩、連續，主要為Ⅲ型產氣模式;氣田南部為煤層分叉夾矸區(圖2)，煤層不但分叉變薄，而且分叉煤層煤質較差，夾矸嚴重，煤層品質差直接導致開發井產氣量低，產氣不穩定、不連續，屬于Ⅳ型產氣模式。

如圖10所示(連井線如圖2所示)，中部40，158井GM層厚度為5.2 m，高峰產氣量均在2.0萬m3/d以上;向南部GM煤層分叉變薄，如21井區GM煤層分叉的煤層厚度為3.4 m，高峰產氣量1.2萬m3/d;47，52井區煤層分叉減薄，而且分叉的煤層夾矸嚴重，扣除夾矸后煤層有效厚度僅為3.1 m，這2組開發井高峰產氣量僅在0.7萬m3/d以下。

圖10 M煤層氣田中、南部GM煤層分叉與夾矸發育剖面Fig.10 Profile of the split and interburden of seam GM in the middle and south of M CBM field

4 結 論

(1)Bowen區塊M煤層氣田主要采用雙支U型水平井開發，煤層氣田內部產能差異大，高峰產氣量介于2 000～70 000 m3/d。其中高峰產氣量>4萬m3/d的開發井占比15%，高峰產氣量介于2萬～4萬m3/d的開發井占比26%，高峰產氣量介于1萬～2萬m3/d的開發井占比23%，高峰產氣量低于1萬m3/d的開發井占比36%。

(2)M煤層氣田按高峰產氣量大小和產氣曲線形態劃分4類產氣模式:Ⅰ型產氣模式高峰產氣量高，穩產平臺短，遞減階段早期遞減速度快，后期緩慢;Ⅱ型產氣模式高峰產氣量中等，高峰穩產期相對較長，遞減階段遞減速度相對緩慢;Ⅲ型產氣模式高峰產氣量相對較低，高峰穩產期長，排采后期產氣平穩，幾乎無明顯遞減期;Ⅳ型產氣模式高峰產氣量最低，產氣不穩定、不連續，產氣差或幾乎無自然產能。

(3)煤層埋深、構造、煤層頂板巖性與煤層分叉、夾矸是影響M煤層氣田高峰產氣量和排采曲線形態的主控因素。控制煤層滲透性變化的煤層埋深、構造是影響開發井產能關鍵性地質參數，無其他影響因素條件下，煤層埋深<350 m為高滲透、高構造區域，是煤層氣解吸、擴散、運聚有利區域，有利于實現煤層氣高產，其次為埋深350～500 m斜坡構造區域，埋深>500 m東部斜坡低部位或凹陷區域煤層滲透性差，產量低或達不到自然產能。氣田局部低幅微構造區域可誘導微裂縫發育，改善煤層滲透性，有利于煤層氣井高產;氣田北部煤層頂板封蓋性差以及南部煤層分叉變薄、內部夾矸則是影響產氣井產能較低的直接原因。

(4)鑒于礦權區塊基本覆蓋Bowen盆地北部，因此在現有開發技術和政策條件下，Bowen盆地北部淺埋藏、高構造斜坡區域仍是新區優先開發的有利區域，但須優化淺層開發井網、井距，制定合理排采制度，避免產氣大起大落，力求實現高產與穩產趨勢均衡。平面上，仍須加強Bowen盆地北部主力煤層分叉、合并和煤層頂底板巖性沉積變化規律研究，在煤層埋深、構造有利條件基礎上，進一步篩選優質開發區;縱向上，鑒于煤層埋深>500 m區域，煤層氣資源量大，須開展煤層壓裂改造增產技術攻關，力爭突破較深層低滲煤層氣資源開發。