沁水盆地北部古交區塊煤層氣產能控制因素分析

劉天授

(中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016)

地面煤層氣的開發過程非常復雜，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量。煤層氣井日均產氣量及產氣總量受多因素影響，國內外一些學者主要從煤層氣藏流體模型和數據統計兩個方面研究其影響因素，結果顯示：煤層氣井產氣量受到多因素共同影響。

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

根據已有煤層氣井的排采效果，分析煤層氣井產能特征，從地質條件、工程屬性、排采措施等方面入手，定性分析影響該區煤層氣井產氣量主要因素，為下步煤層氣開發提供指導意義。

1 地質背景

沁北古交區塊的主要構造格架為北東-北東東向斷裂，斷層發育較少，地質構造屬簡單構造。煤系地層總體為傾向西-南西西的復向斜構造，地層傾角5°～14°。區內發育少量陷落柱，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，研究區構造簡單，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 產能特征

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

3 產能主控因素

3.1 煤儲層非均質性特征對產能影響

為分析煤儲層非均質性特征對氣井產能的影響，選擇西部獅子溝-馬蘭向斜翼部與軸部控制范圍內的若干口煤層氣井進行統計分析，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行對比分析。

在西部獅子溝-馬蘭向斜控制范圍內，受構造事件影響，地層變形嚴重，同一區域不同鄰井產氣量差異很大，特別是處于不同構造位置的氣井產能差異明顯。為了分析影響煤層氣井產量的主要因素，論文選擇馬蘭向斜軸部和翼部控制范圍內的23口井進行對比分析，這些井施工情況差異不大，排采強度較為相似。20口井位于獅子溝-馬蘭向斜的東翼，總體產氣效果較好，同時產氣量差異也比較大，高產井與低產井相間分布，與國內其他煤層氣區塊的產氣特征類似?？拷蛐焙瞬烤植康貐^產氣效果較差。

3.2 壓裂效果對產能影響

和常規油氣儲層對比，煤層氣的儲層具有滲透率較低、非均質性強的特征。在煤層氣開發的過程中，須進行必要的增產措施來提高煤層氣的產量。目前，煤層氣井的增產改造方式主要是水力壓裂。

研究區煤層氣井雖然均進行了水力壓裂改造，但經過壓裂改造后的產氣效果差異較大，整體上表現為主力煤層壓裂效果越好，產氣量越高(表1)。經過壓裂改造成功后的煤儲層，形成具有一定導流能力的裂縫，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，未能溝通遠端煤層中的天然裂縫，解吸面積局限在井筒附近，出現一個短暫的產氣高峰后，產氣量緩慢下降。

表1 壓裂效果與產氣量統計表

續表

3.3 合層排采對產能影響

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

古交區塊8號、9號煤層優于2號煤層，其煤層厚度大、分布穩定、含氣量高、地解壓差小、煤體結構好、天然氣組分中不含硫化物、探明儲量高、試氣產量高。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，認為8號煤層與9號煤層合采具有技術可行性。2號煤厚度小，單獨開采沒有經濟價值，且2號煤到8號煤距離絕大部分為60～80m，不能作為一個開發層系進行開發。研究區進行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，2號煤層開始解吸產氣后，見氣時間短，產氣量小，日均產氣量50m3/d，隨著排采繼續進行，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日投產以來，最高產氣量為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、產水量、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，也導致壓降漏斗難以延伸到遠處，單井泄壓面積小，出現產氣時間短、產氣量低的特點(圖1)。

圖1 合層排采壓降傳播示意圖

3.4 排采工程對產能影響

煤層氣排采堅持連緩慢降壓、平穩調節的原則，控制好套壓和井底流壓，動液面及防止煤粉遷移，以達到穩產期長、采收率高的目的。遵守連續平穩降低井底壓力的原則，禁止井底壓力大幅度波動，防止造成產層傷害，保障滲流通道暢通。古交區塊，目前受排采工程影響，排采強度過大、排采不連續等導致產氣效果不理想井占比23%。

煤層氣開采需要長期、連續、穩定的排水降壓，當排采強度過大時會造成：①井底流壓下降幅度過大，裂縫內流體壓力迅速下降；②裂縫內流體流速過快，流體將煤粉源內的煤粉攜帶至裂縫系統內堵塞通道或對排采管柱造成損傷；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造成氣鎖效應。

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

4 結論

(1)研究區內含煤地層為下二疊統山西組和上石炭-下二疊統太原組，山西組2號煤層、太原組8號和9號煤層厚度相對較大，較穩定-穩定發育，是煤層氣商業性開發最有利的埋深范圍，通過適當的壓裂增產措施和工藝，可以獲得良好的產氣量。

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

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