和順區塊煤層氣井排采影響因素分析

王 寧 周芊芊 陳貞龍 謝學恒 郝春明

(中石化華東分公司石油勘探開發研究院，江蘇 210011)

1 構造的影響

和順區塊位于沁水盆地東北翼，構造上位于壽陽-陽泉單斜帶、東部單斜帶和榆社-武鄉構造帶交會地區。

區內構造以逆斷層為主，局部伴生正斷層;斷距較小，小斷層特別發育。斷層的影響是把“雙刃劍”。從正面分析認為其促使煤層產生更多的裂隙，提高甲烷氣的吸附量;從相反的角度分析認為斷層對煤層氣的保存十分不利，特別是張性斷層，其構成了煤層氣逸散的通道。在后續的壓裂增產措施中，極易造成壓裂裂縫與斷層溝通，造成井組排采井壓竄等問題。和順區塊已投入排采的Q2井，因壓裂裂縫與小斷層溝通導致該井與Q2-A井壓竄，造成兩口井排采過程中均出現產液量突然增大，產氣量不斷下降的現象。同時該區小斷層較為發育也反映其地應力復雜，對排采過程中煤層滲透率的影響十分顯著。

2 資源條件的影響

一定的資源豐度與規模是進行煤層氣排采的有力保障。資源豐度由資源量和含氣面積決定，資源量與煤層的含氣量和煤層厚度有關。

和順區塊太原組15#煤層含氣量較高 (5．64～20．54m3/t)，煤層較厚 (3．0 ～10．0m)，煤層氣資源量為800×108m3以上，且一類和二類有利目標區含氣面積達600km2，資源豐度平均為1．7m3/km2，具有很好的資源開發潛力。較好煤層的含氣量及厚度是煤層氣井排水采氣的基礎。

3 儲層特征的影響

煤儲層的滲透能力是煤層中流體導流能力的反映，它關系到甲烷氣體在煤中的賦存狀態和排采的難易程度。煤層氣存在煤的雙孔隙系統中，即基質孔隙和裂縫孔隙。基質孔隙是煤層氣賦存的空間，裂隙孔隙不僅是儲氣空間，還是煤層氣運移的通道。

解吸能力的大小將直接影響煤層氣的開采難易程度及采收率。飽和度越大，煤層氣運移潛勢越大，煤層的產氣潛勢越高。試驗研究表明，臨儲壓力比越低越不利于煤層氣的解吸。

和順區塊15#煤層試井測試滲透率在0．017～0．14 × 10-3μm2變化，平均為 0．045 × 10-3μm2。滲透率較低，割理及裂隙發育程度低，滲流能力差，雖經儲層改造但由于煤儲層的特殊性，其滲透率在排采過程中受有效應力、基質收縮等多重因素影響，極為敏感。排采過程中，特別是快速降壓的初期，煤層承壓水過快的產出，對滲透率影響更大(圖1)，滲透率減小得更快，自然影響到解吸氣的產出。15#煤以貧煤為主，屬中高階煤，從圖2可以看出沁水盆地高階煤隨著壓力的降低，滲透率一直下降，基質收縮對于煤儲層滲透率的改善不明顯，在該區主要表現為有效應力對儲層滲透率的作用，基于此對于該區煤層氣井排采流壓控制應當緩慢，避免較大生產壓差導致滲透率急劇下降。

圖2 不同煤階滲透率隨壓力的變化

制約和順區塊煤層氣排采另外一個地質因素主要是該區15#煤儲層壓力低，解吸壓力更低，地解壓差大，臨儲壓力比不高 (表1)，煤層氣排采降壓的空間很小。盡管該區煤層氣含氣量高，吸附飽和度高，但壓降的空間很小，煤層承壓水不能及時排出，產氣量低，降低開采價值。

表1 和順區塊部分井臨界解吸壓力及吸附飽和度對比表

4 煤層埋深的影響

一般來說，煤儲層埋深越深，儲層壓力越高，產氣量與產液量也越大。煤層氣排采正式基于對煤儲層承壓水的抽排，使煤層得到有效壓降，煤層氣開始解吸。因而產液量的大小一定程度上反映了煤層泄壓的程度。煤層滲透能力差，流體流動能力小，儲層含水性差，間接影響到排采降壓的過程。

和順區塊主力生產煤層15#煤層埋深主要在500～900m變化，局部在1000m以深。如圖3可以看出該區塊產液量普遍較低，平均為1．2m3。埋深小于650m，氣井的產液量集中在1m3以下，埋深超過800m后產液量相比增大。該區塊平均埋深范圍內，滲透率普遍在0．02mD左右，滲透性較差。

圖3 和順區塊煤層埋深與產水量、滲透率的關系

因而，該區煤層埋深淺，產液量低，儲層滲透性差，導致排采過程儲層未得到有效壓降，最終影響產氣量。同時區塊東南部陡坡帶15#煤儲層處于地下水的弱徑流區，煤層含水較少，氣水滲流較弱也是不利于排采的一個主要原因。

5 壓裂效果的影響

煤層壓裂效果的優劣直接關系到煤層氣井的排采效果。良好的壓裂效果是有效改善煤層流動通道，提高煤層導流能力，利于煤層排水降壓，產氣量提高。不利的壓裂效果，在煤層氣排采中往往是壓裂裂縫與區域不明含水層組溝通，致使排采過程煤層產液量較大，阻斷煤層氣滲流通道，產氣量降低。

該區塊Q2-D井壓裂采用活性水壓裂液體系，壓后水質監測情況反映HCO-3(2356mg/L)及礦化度值 (3．3g/L)較同批壓裂井明顯偏大，接近上部區域性灰巖弱含水層特征值 (294～2384mg/L，水型HCO-3Ca·Na)，證實煤層壓裂裂縫與上部含水灰巖層壓通。圖4顯示煤層與灰巖層壓竄后該井排采過程中日產水量較高，產氣量不足百方。

圖4 Q2-D井排采曲線

煤層氣井單井的排采要獲得最大限度的產氣量，就必須要使井筒與儲層所形成的壓降漏斗盡可能加深擴展，這樣壓力所波及的范圍更廣，才會有更多的甲烷氣解吸出來。壓裂施工結果使煤層與上覆灰巖含水層裂縫溝通，使煤層在排采的過程中存在越流補給。而煤層在存在越流補給時壓降漏斗在煤層中的延伸會受到限制，且隨著壓力進一步下降，壓降漏斗只在頂底板、灰巖層中延伸。

分析認為該井在排采初期壓降漏斗首先在煤層中形成，隨著排采的進行，井底壓力傳遞半徑不斷增加，井底壓力梯度減小，煤層中壓力傳遞很緩慢，甚至停止，僅在頂板巖層中傳遞;繼續排采在煤層直接的壓力降為零，僅當頂板巖層的壓力與煤層的壓力差小于煤層的解吸壓力時，煤層將繼續解吸 (圖5)。

當灰巖層與煤層裂縫溝通時，隨著壓力降落，壓降漏斗主要在灰巖層擴展，在煤層中壓力波及的范圍只是近井地帶，所以微弱的氣顯示也僅是近井地帶壓力所波及的煤層區域解吸的煤層氣，繼續降壓排采，灰巖層中的水滲入煤層，抑制煤層氣的解吸，影響煤層氣的產能。

為此優化射孔和壓裂工藝參數，控制壓裂規模，避開可疑含水層，優選壓裂液以及壓裂工藝的程序等影響煤層氣井排采的因素顯得尤為重要。

圖5 存在灰巖含水層時壓力傳遞剖面圖

6 排采控制的影響

合理的排采工藝是煤層氣突破的保障。煤層氣的生產可劃分三個階段:排水降壓階段、穩定生產階段和產氣量下降階段。合理的排水降壓，延長降壓時間，減緩滲透率下降的幅度，有利于擴大壓降漏斗的體積，提高煤層氣單井產量。如果排采速率過快，動液面下降速度加快，會使有潛力的煤層氣排采半徑縮短、發生速敏效應、支撐劑鑲嵌煤層、裂縫較快閉合、滲透率迅速降低，進而造成單井氣產量低。

和順區塊早期投產的試驗井組中，若干口井均遇到排采初期，排采速率較快，井底流壓下降幅度很大，初期日產液量高，排采一段時間后日產氣量不斷下降，甚至部分井幾乎不出液，致使排采停止觀察。

Q2-C井15號煤層于2010年1月5號投入機抽排采，2010年2月23號見氣，見氣時井底流壓為0．88MPa，最高產氣量499m3，日均產氣161m3，日均產水0．62m3，圖6顯示該井獲得較高產氣量，但無穩產期，8月份以后產氣產水量均降低。

圖6 Q2-C井排采曲線

Q6井15號煤層于2010年10月31號投入機抽排采，2011年1月22號見氣，見氣時井底流壓為2．42MPa，最高產氣量 1519m3，日均產氣404m3，日均產水3．5m3，圖7顯示該井見氣前套壓憋至2．09MPa，產氣量不斷上升，表現出很好的產氣趨勢。

圖7 Q6井排采曲線

相比之下，Q6井在排采見氣前，緩慢控制流壓，使壓力傳遞緩慢延伸到儲層遠端，擴大了煤層解吸范圍，產氣量提高。同時該井采用新工藝“憋套壓”排采理念 (套壓一般高于1MPa)，這種排采控制方法一方面可避免放套產氣造成流動通道被氣體占據，遠端水向井筒流動困難，另一方面易形成煤層水的連續滲流，避免承壓水突然減少，導致有效應力增大，降低滲透率，影響排采效果。

和順區塊煤儲層構造復雜、埋深淺、解吸壓力低、滲透性差、產液量很低這是客觀的地質因素。因此對于該區排采的主觀影響主要表現在合理的排采控制上。煤層在排水泄壓的過程，應盡可能放緩流壓的下降，實現逐級降壓;排采見氣前穩定排水，延長見氣時間，使煤層水更多的抽排出來，擴大泄壓的面積，從而提高單井產氣量。同時提高壓裂效果對于煤層氣排采也是十分必要的。

和順區塊后期實施的幾口井，采用了多級排采控制和憋套壓理念，生產過程中取到了較好的效果。

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