深部煤層氣井排采特征及產能控制因素分析

吳 雙，湯達禎，許 浩，李 松，孟艷軍

（1.中國地質大學（北京）能源學院，北京100083； 2.中國地質大學（北京）煤層氣國家工程中心煤儲層實驗室，北京100083）

0 引言

當今能源界，煤層氣作為一種重要的非常規能源日益受到廣泛關注.在我國陸上2km以淺的煤層氣資源總量中，1km以深的煤層氣資源量達22.53×1012m3，占總量的61.2%[1].關于對深部煤層氣的研究，多集中在深部煤層氣的資源特征[2－3]、地質學特征[4]、富集成藏效應[5－6]、深部煤層的含氣性預測[7－8]、高溫高壓平衡水條件下煤層氣的吸附解吸行為[9]，以及建立煤層氣滲流數學模型、數值模擬煤層氣生產井周圍的壓力分布和產量狀況[10－11].對實際深部煤層氣生產井的排采特征及引起產能低下的控制因素研究甚少，缺乏指導現場深井開發生產的具體措施，導致理論研究與現場脫節.

鄂爾多斯盆地東緣作為我國煤層氣的主力產區，其深部煤層氣資源豐度極高[12].筆者收集鄂東某區塊部分深部煤層氣生產井的各項測試數據，分析氣井在排采初期的氣水產出特點及其產能主要控制因素；同時，結合現場實際排采情況，針對研究區塊深部煤層氣提出開發建議，以在一定程度上優化深井排采制度、改善產能效果，為相鄰區塊深部煤層氣開發提供一定參考.

1 排采特征

深部煤層氣資源量大，具有良好的勘探開發前景.文中研究區塊內深部煤層氣井處于開發初期階段，由于每口井的投產時間早晚不同，所經歷的排采時間長短各異，因此，應當在相同排采時間條件下，對比和區分深部煤層氣井的生產特征.采用2a作為煤層氣井產能大小和變化趨勢在時間軸上變化的對比基準，其排采分析結果見表1.

1.1 產氣

由表1可知，研究區深部煤層氣井在2a的排采初期階段整體產氣水平較低，平均產氣量很少突破1 km3／d井，然而，單井之間在排采特征上存在明顯差異，產氣特征主要體現在2個方面.

（1）產氣量有高有低.盡管所統計的深部煤層氣井在排采初期總體產量不高，但通過分析單井的產氣量大小可以明確每口井的產氣潛力.雖然J14井的產氣曲線波動起伏較大，但其最高產氣量達970.0 m3／d.同樣，J15井在排采初期產氣量雖有下降，但是最高產氣量為816.0m3／d，說明該類深部煤層氣井具有較好的產氣潛力，在排采過程中工作制度控制合理，氣井有望高產.J11、J13、J16井的產氣量時有時無，產氣強度非常小，根據初期的產氣狀況，可以認定該類深部煤層氣井不具備高產潛力.

表1 深部煤層氣井排采分析結果Table 1 Statistics of drainage analysis of deep CBM wells m3·d－1

（2）產氣曲線形態各異.理想的煤層氣生產井在排采初期的產氣曲線一般呈持續上升的趨勢，而實際生產條件下由于受地質、工程及人為等因素干擾，產氣曲線形態復雜多變[13－14].統計的深部煤層氣井中，J1、J5井的產氣曲線最接近理想煤層氣井，大致呈現上升的形態，雖然J1井在排采400d和600d時出現局部波動，但不影響產氣量整體增加的變化趨勢；J15井見氣后產氣量迅速增大，排采330d后產氣量又迅速減小，產氣曲線表現為駝峰狀，J9、J17井與它類似；J6、J8井的產氣曲線形態先經歷上升，后過渡為水平，水平段出現小范圍落差是由氣井的工作制度改變引起的，不影響氣井總體的產氣趨勢；以J2、J3井為代表的部分深部煤層氣井見氣后，產氣量始終很低，產氣曲線在低水平保持相對穩定；其余深部煤層氣井，短時間內出現產氣信號，接下來很長一段時間又停止產氣，如J13、J16井，在2a的排采期產氣很少或幾乎不產氣.

1.2 產水

研究區深部煤層氣井普遍產水適中，排采初期階段產水量大多在20.0m3／d以下，僅個別氣井在短期內產水量過高，產水特征主要體現在2個方面.

（1）單相水排采時間有長有短.單相水排采時間是指煤層氣井開井排采后，在排水不產氣階段所經歷的時間長短.大多數深部煤層氣井在經歷150～300d的單相水排采時間后開始見氣；少數氣井的單相水排采時間長短差異大，如J14井的單相水排采時間極短，不到15d就開始產氣且產氣量迅速增大；J7井經歷1a多的單相水排采期，直到投產462d后才有氣產出.

（2）產水量波動小，產水曲線平穩.深部煤層氣井的產水曲線在形態上多表現為平穩類型，即使有上升或下降趨勢，其變化速度也很緩慢且幅度較小.

1.3 氣水產出關系

對比深部煤層氣井的氣水產量，產氣量大的氣井，產水量普遍偏低；產氣量小的氣井，產水量較大，J14井在排采初期的平均產氣量為263.2m3／d，平均產水量為1.0m3／d；J13井平均產氣量為48.0m3／d，產水高達12.0m3／d.這一規律可用氣水相對滲透率原理解釋，產氣量大且產水量小是由于氣相在儲層中的滲流能力占優勢，水相相對滲透率受到氣相抑制；產氣量小且產水量大是由水相相對滲透率高于氣相相對滲透率引起的.

2 產能控制

煤層氣井的排采效果由諸多因素綜合決定，地質因素作為先天條件，從本身屬性上決定該區塊是否具備產氣潛能；工程因素作為后天作用，為提高煤層氣井產能提供一定發展空間[15－17]；兩者相輔相成，共同決定氣井的最終產氣效果.

2.1 地質因素

煤巖類型、煤體結構及顯微組分含量，孔—裂隙發育，滲透性，煤層厚度，原始儲層壓力及最小主應力等是影響深部煤層氣井產能效果的地質因素，但在區塊范圍內總體變化不明顯，構造部位、煤層埋深及含氣量、地層水動力條件對研究區深部煤層氣的產氣效果影響顯著.

2.1.1 構造部位

研究區的煤層構造形式總體表現為斷裂和褶皺并存.J14、J15井位于斷層附近（見圖1（a）），由于斷裂活動形成良好的側向封堵（封閉性斷層）使煤層氣得以保存，J14、J15井的初期平均產氣量相對較大，分別為263.2、164.6m3／d；斷裂活動使封蓋層產生裂隙或使其斷開而形成流體運移通道（開放性斷層），煤層氣沿運移通道逸散而無法保存下來[18]，體現在J16井的生產特征上.該井排采初期幾乎不產氣，而流體運移通道的發育使得產水量相對較大，平均為10.8m3／d.位于背斜構造高部位煤層氣井見氣時間短，產氣量高，如J18、J19、J20井（見圖1（b）），初期平均產氣量分別高達1 160.0、866.7、700.0m3／d.位于背斜翼部斜坡帶的深部煤層氣井產氣效果總體要差于構造高部位井的，其產氣規律不一致.統計有13口井打在斜坡帶上，產氣效果較好的有J1井，平均產氣量為313.7m3／d；產氣效果一般的有J5、J6井，平均產氣量在220.0m3／d左右；效果較差的井有J3、J13井，平均產氣量為45.0m3／d.

圖1 深部煤層氣井在地震剖面上構造位置Fig.1 The tectonic position of deep CBM wells on seismic profile

2.1.2 煤層埋深及含氣量

隨著煤層埋深的增加，上覆蓋層厚度增大且裂隙發育程度變差，地下水的流動越來越緩慢，煤層氣的保存狀況越來越好[19]，因此理論上深部煤層氣井的產氣潛力應該高于淺部煤層氣井的；在深部煤層氣實際開發過程中，由于深部煤儲層具有高溫高壓、低孔低滲、致密層薄等特征[20]，煤層氣排水降壓解吸困難，氣井產能普遍較低.5＃深部煤層氣井氣水產量與煤層埋深及含氣量的關系見圖2和圖3.由圖2可知，當煤層埋深超過900m后，產氣量隨埋深的變化趨勢不再像淺部一般隨埋深增大而減小，兩者之間相關性不明顯；數據點的聚集方式上，埋深小于1 050m的煤層氣井初期平均產氣量均小于170.0m3／d，埋深大于1 050m的煤層氣井盡管有一部分產氣量小于170.0m3／d，但也出現另一部分產氣量高于170.0m3／d的情況；產水特征上，埋深大于1 050m的氣井初期平均產水量低于4.0m3／d，而產水量高于4.0m3／d的氣井集中在埋深小于1 050m區域.研究區1 050m以深的一部分深部煤層氣井具有初期產氣量高且產水量低的產能效果，開發潛力較好；這是由于深部地層溫度高，具有促進煤層氣體解吸的作用，高溫解吸效應與開發時的降壓解吸效應相疊加，共同提高煤層氣井產能.

圖2 5＃深部煤層氣井產氣、產水量與埋深的關系Fig.2 The relationship between gas／water output and depth of coal seam in the 5＃deep CBM well

圖3 5＃深部煤層氣井產氣、產水量與含氣量的關系Fig.3 The relationship between gas／water output and gas content of coal seam in the 5＃deep CBM well

由圖3可知，深部煤層氣井初期平均產氣量整體隨煤層含氣量的升高而增大.當煤層含氣量超過15.0 m3／t時產氣量均高于100.0m3／d.產水特征上，氣井初期平均產水量整體隨含氣量的升高而減小，以15.0 m3／t含氣量為界線，當煤層含氣量低于該值時氣井產水較大，普遍超過6.0m3／d；高于該值時氣井產水偏低，均不超過4.0m3／d.煤層含氣量越大則含氣飽和度越高，儲層中氣水兩相流動時氣相相對滲透率增大，所以引起氣井產氣量增大且產水量減小.

2.1.3 水動力條件

研究區的水文地質單元包含一套完整的供水區→強徑流區→弱徑流區→承壓區.由于承壓水能夠將氣體憋在煤層中，承壓區的煤層氣成藏條件好，含氣量平均為16.6m3／t，J14井和J18井位于承壓區，初期平均產氣量分別為263.2、1 160.0m3／d.弱徑流區的煤層氣側向和垂向上產生微弱運移，局部地區也可富集成藏，平均含氣量為12.8m3／t，低于承壓區含氣量.處于弱徑流區的深部煤層氣井生產差異較大，初期氣水產量高低不一.供水—強徑流區的地下水流動作用較強，一般不利于煤層氣的保存[21]，煤層氣成藏條件較差，平均含氣量為8.0m3／t，位于該區內的煤層氣井數較少，且產水量大，產氣效果差.

2.2 工程因素

鉆完井方式、井型、井網部署、增產措施、排采制度等工程因素影響深部煤層氣井的產能效果.統計的深部煤層氣井為直井、套管完井、煤層射孔壓裂開采，壓裂改造、煤層開采層數及抽采制度對研究區深部煤層氣的產氣效果影響顯著.

2.2.1 壓裂參數

煤儲層低孔低滲的特征決定煤層氣井在投產前必須進行壓裂改造，壓裂過程的施工控制參數是影響氣井產氣效果的重要工程因素.在尚無裂縫大小和三維形態監測數據的前提下，采用壓裂液平均排量和加砂量分析壓裂施工對深部煤層氣井產能的影響.

2.2.1.1 平均排量

一定注入時間內，壓裂液平均排量越大，形成裂縫規模越大，有利于煤層氣井形成較高的產能.深部煤層氣井氣水產量與壓裂參數的關系見圖4和圖5.由圖4可知，隨排量的增大，氣井排采初期平均產氣量整體增大.平均排量低于7.75m3／min的壓裂井的平均產氣量低于170.0m3／d；產氣量高于170.0m3／d的井的平均排量高于7.75m3／min.產水方面，當平均排量低于7.75m3／min時，壓裂井的初期平均產水量隨排量升高而增大；當平均排量高于7.75m3／min時，產水量又隨排量的升高而減小.當壓裂平均排量過小時，煤儲層難以形成高導流能力的裂縫，排采過程中壓降漏斗擴展困難，氣體難以解吸，導致氣井產能低下[22]，初期排采時的大量產水主要來自返排壓裂液；平均排量適當增大，有利于形成足夠長的導流裂縫，壓降漏斗充分延展，泄流半徑大，有利于氣井高產，產氣量的增高必然引起產水量的降低.

2.2.1.2 加砂量

針對埋深較淺的煤儲層或常規砂巖儲層，通常壓裂施工過程中加砂量越大，壓裂縫的延伸范圍越大，油氣井有效滲流面積越大而生產效果越好[23].由圖5可知，在深部煤層氣井壓裂施工過程中，煤層單層加砂量越大，排采初期的平均產氣量越小，平均產水量越大.這是由于研究區的深埋藏煤層煤質較軟，大量支撐劑進入煤層后不僅沒有起到支撐裂縫的作用，反而鑲嵌入煤層內部，被煤粉包裹.由于難以形成延伸距離較長的有效裂縫，加砂量繼續增多導致大量的砂子聚集在近井地帶，堵塞氣體滲流通道，造成產氣效果變差.

壓裂液平均排量和加砂量是煤層氣井壓裂施工的2個重要參數.為獲得最為理想的產能效果，研究區深部煤層氣井的壓裂液平均排量應控制在7.75m3／min以上，單層加砂量控制在30～40m3內.

2.2.2 開采層數

研究區部分煤層氣井因單層厚度薄達不到開采標準而通常射開2～3層合采.區塊單層生產井（山西組5＃煤層）的排采初期單井平均產氣量為460.7m3／d，兩層合采井（山西組5＃和太原組8＃煤層）為430.4m3／d，三層合采井（山西組5＃，太原組8＃、9＃煤層）為91.2m3／d，表明合采時存在產層受到抑制現象.多層合采的目的是使縱向原本不連通的各煤層在共用的井筒內連通，壓降傳播速度同步，整體均衡降壓解吸，提高單井產量，延長穩產期.若有產層受到抑制或干擾，影響氣體的解吸產出，即失去合層排采的效果和意義[24].多項常規油氣資料顯示，層間干擾是由于不同儲層之間滲透性和壓力差等地質方面存在差異，導致層與層之間產氣不同步，甚至出現倒灌回流現象，影響合層采氣效果[25－26].

圖4 5＃深部煤層氣井產氣、產水量與壓裂排量的關系Fig.4 The relationship between gas／water output and fracturing fluid＇s average discharge of coal seam in the 5＃deep CBM well

圖5 5＃深部煤層氣井產氣、產水量與壓裂加砂量的關系Fig.5 The relationship between gas／water output and fracture amount of sand of coal seam in the 5＃deep CBM well

2.2.3 抽采制度

合理的抽采制度是保證煤層氣井穩產高產的關鍵，需遵循“連續、平穩、緩慢”的基本原則.煤層氣井生產中，井底流壓的變化與產氣趨勢直接關聯，通過控制井底流壓降低速率在一定程度上可提高氣井產能（見圖6）.

由圖6可知，J1井的井底流壓平均降低速率為0.009MPa／d，低于J15井的0.025MPa／d.當流壓降速較低時，地層壓降漏斗緩慢擴展，氣源供給穩定持續，煤層氣井的產氣量穩定上升；如果流壓降速過快，煤儲層發生嚴重的應力敏感而被壓實，滲透率大幅下降，從而降低氣體在煤儲層中的流動能力[27]，氣井產氣增長緩慢，甚至產氣量在達到高峰后，由于氣源供應不足而很快下降，穩產時間較短.

圖6 深部煤層氣井產氣量、井底流壓與排采時間的關系Fig.6 The relationship between gas output／flowing bottom hole pressure and production time in the deep CBM well

現場上，一般通過調節沖次控制氣井的抽采速度.研究區深部煤層氣井的沖次大多從0.20～0.50次／min增長，增長程度因井而異，J11、J12井的最大沖次為7.00次／min，平均產氣量分別為61.3、91.7m3／d；J15井的最大沖次為4.30次／min，平均產氣量為164.6m3／d；J6井的最大沖次為0.70次／min，平均產氣量為238.4m3／d.因此，在氣井排采生產時沖次不宜調節過高，一般以0.40～1.05次／min為沖次調節的最高上限.

研究區將氣井采出水樣渾濁程度劃分成3個等級：一級，水質清、不含煤粉；二級，水質灰、含少量煤粉；三級，水質黑、含大量煤粉.正常產氣情況下，水質在一級和二級之間.當水質處于三級程度時，說明該井抽采速度過快，引起儲層產生速敏效應，過多的煤粉產出將阻礙氣水流動，引起產氣量下降，將導致卡泵事故，應適當降低抽采速度，調小泵沖次，而泵沖次調小的程度要合理，調節量過大將引起抽采設施工作失穩，一般以0.05次／min的降幅為宜.

3 結論

（1）研究區深部煤層氣井排采初期階段產氣量整體偏低，單井之間產氣量存在差異且產氣曲線形態各異；產水適中且產水曲線普遍形態平穩，而單相水排采時間長短不一；深部煤層氣井的總體氣水產出規律滿足氣水相對滲透率原理.

（2）深部煤層氣井的產能大小取決于地質和工程因素控制.地層構造、煤層埋深、煤層含氣量及地層水動力條件等地質條件在屬性上決定產能效果；儲層地質屬性明確后，氣井產能在很大程度上受控于工程因素，投產前的儲層壓裂改造、煤層開采層數及氣井的整體抽采制度與產能大小有密切關系.

（3）部署井位首選構造高部位及斜坡帶，煤層埋深超過1 050m，含氣量大于15m3／t，水動力條件為承壓區或弱徑流區的區域，斷裂帶附近不宜打井.氣井單層壓裂時壓裂液排量控制在7.75m3／min以上，加砂量保持在30～40m3之間；合層開采時射孔層數一般不要超過2層，層間井段距離不要太長，最好為同一壓力系統；在排采初期可逐漸增大沖次、提高抽采速度，最大沖次保持在0.40～1.05次／min之間，產氣量下降時適當減小沖次，降幅不超過0.05次／min；要實時監測套壓和動液面的變化，控制井底流壓穩定緩慢下降.

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