沁水盆地南部煤層氣單井產量影響因素敏感性分析

周 叡 楊經棟 汪 勇 陳小琴 臧曉華 張國偉

(華北油田公司勘探開發研究院， 河北 062552)

沁水盆地南部煤層氣單井產量影響因素敏感性分析

周 叡 楊經棟 汪 勇 陳小琴 臧曉華 張國偉

(華北油田公司勘探開發研究院， 河北 062552)

沁水盆地南部是我國煤層氣研究與開發的熱點地區，煤階屬于中～高階煤，影響其煤層氣井產氣能力的主要地質因素有煤層厚度、含氣量、滲透性、含氣飽和度、構造條件和煤層的壓裂改造效果等。本文在多年煤層氣勘探開發取得的成果基礎上，運用數值模擬技術，量化研究煤層氣單井產氣量對各項地質參數在沁水盆地南部煤層常見的分布范圍內的敏感程度，在開發生產實踐和開發方案編制中，可以其作為煤層氣開發單元劃分和高產富集區優選的參考依據。

沁水盆地南部 煤層氣 數值模擬 敏感性分析 高產富集區優選

沁水盆地南部煤階屬于中～高階煤，影響中～高階煤煤層氣生產能力的儲層因素主要有煤層滲透率、煤層分布狀況(煤層厚度)、煤階、含氣量、沉積環境、構造應力以及水動力條件等，目前針對這些煤層氣高產富集因素進行的相關研究較多，但是并沒有形成定量的認識。本文在多年煤層氣勘探開發取得的成果基礎上，研究討論煤層厚度、含氣量、煤層滲透性、埋深、含氣飽和度、煤層的壓裂改造和構造位置對煤層氣井產量的影響，在沁水盆地南部煤層氣各項地質參數常見的分布范圍內，通過數值模擬技術對不同地質參數條件下煤層氣單井產氣量進行計算，從而對開發效果的影響程度進行敏感性分析和評估，為煤層氣開發單元劃分和高產富集區優選提供參考和依據。

本文中主要使用的數值模擬軟件為專業油藏數值模擬軟件Eclipse的煤層氣CBM模塊以及專業力學數值模擬軟件PFC2D。

1 煤層氣資源量影響

煤層氣資源量富集程度是煤層氣井獲得高產的基本因素，目前采用儲量豐度(代表煤層氣單位面積內的地質儲量)作為煤層氣富集程度的主要指標。具有一定的儲量豐度是進行煤層氣規模開發的前提條件，其大小是由煤層厚度和含氣量決定的，但是這兩個參數對煤層氣產氣量的影響程度也有所不同，在這里對煤層厚度和含氣量分別進行敏感性分析。

(1)煤層厚度影響

沁水盆地南部煤層厚度大多介于4～10m之間，在其他參數一致的情況下，只改變煤層厚度進行數值模擬計算，從計算結果可以看出，煤層厚度對煤層氣單井產氣量影響較大，煤層厚度為4m時，高峰日產氣量307m3,10年累積產氣85×104m3,煤層厚度為10m時，高峰日產氣量766m3,10年累積產氣214×104m3, 高峰日產氣量和累積產氣都為煤層厚度為4m時的2.5倍(見表1)。可見隨著煤層有效厚度的增加，煤層氣產氣量呈等比例正比遞增趨勢。

表1 不同煤層厚度單井產氣量對比表

(2)煤層含氣量影響

沁水盆地南部已開發區塊的含氣量大多介于12～22m3/t之間,煤層含氣量低于12m3/t時一般認為沒有開發價值。在其他參數一致的情況下，只改變煤儲層含氣量進行數值模擬計算，從計算結果可以看出，含氣量為12m3/t時，10年累積產氣28.3×104m3,含氣量為22m3/t時，10年累積產氣185.2×104m3,累積產氣量增加了6.5倍(見表2)。隨著煤層含氣量的增加，單井累積產氣量呈冪函數式遞增趨勢，其影響程度較煤層厚度更大。

表2 不同煤層含氣量單井產氣量對比表

2 煤儲層物性影響

煤儲層原始滲透性是生產井獲得高產的關鍵因素，而目前煤層氣直井都經過水力壓裂才投入排采，儲層物性壓裂改善效果的好壞直接關系到產氣量的高低，所以在進行煤儲層物性評價時，壓裂效果也是其中一項重要的因素。

(1)煤層原始滲透率主要影響開發中后期產氣量

試井測試資料顯示，沁水盆地南部已開發區塊煤層原始滲透率大多介于0.02～1mD之間。在不考慮壓裂效果的情況下，煤層氣產氣量普遍較低，在儲層原始滲透率為0.02mD時，高峰日產氣量215m3，10年累積產氣17×104m3，隨著儲層滲透率的增加，高峰日產氣量和累積產氣相應上升，在儲層原始滲透率為1mD時，高峰日產氣量327m3，10年累積產氣89.7×104m3，分別是滲透率0.02mD時的1.5和5.3倍(見表3)?？梢娫紳B透率對初期產氣量有一定影響，對中后期產氣量影響更大，原始滲透率越高，產氣曲線下滑趨勢越緩，原因是在理想狀態下，井筒附近儲層受鉆完井影響，滲透性都會有一定改善，但是改善范圍很小，對于滲透率非常低的儲層，井筒附近的煤層氣解吸后，儲層解吸氣量供給不及，產氣量很快出現下降。

表3 不同原始滲透率產氣量對比表

(2)煤體的破壞程度越大，壓裂效果越差

根據煤體破壞程度把煤體結構劃分為四種類型,即:原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤。其中原生結構煤、碎裂煤為非突出煤，碎粒煤和糜棱煤屬瓦斯突出煤,也就是構造煤。

從結構上看,這四類煤體的破壞程度逐漸加大,結構逐漸松散,空隙增多,因此造成了煤巖本身的宏觀力學性質(彈性模量、泊松比、抗拉強度等)呈遞減趨勢。

煤層水力壓裂包括煤體裂縫起裂和煤體裂縫延伸兩個方面，裂縫的起裂和擴展與煤巖內在本質因素如力學性質有很大關系。通過力學數值模擬軟件PFC2D進行煤巖力學性質與水力壓裂效果相關性的物理力學試驗數值模擬，并對結果進行研究分析得到以下結論:

① 壓裂半徑主要受煤巖的彈性模量、泊松比的影響，且呈非線性關系，隨著彈性模量、泊松比的增加壓裂半徑逐漸增加(見圖1、2)；

圖1 壓裂半徑與彈性模量關系的擬合

圖2 壓裂半徑與泊松比關系的擬合

② 裂紋的開度主要受煤巖的彈性模量、泊松比影響，且呈非線性關系，隨著彈性模量、泊松比的增加裂紋開度逐漸降低(見圖3、4)；

圖3 裂紋開度與彈性模量關系的擬合

圖4 裂紋開度與泊松比關系的擬合

③ 裂紋數目主要受抗拉強度大小的影響，二者之間成反比例關系，隨著抗拉強度的增加裂紋數目逐漸減少(見圖5)。

圖5 裂紋數目與抗拉強度關系的擬合

綜合上述結論可以看出，煤體結構破壞程度越小，水力壓裂越易形成細、長縫，破壞程度越大，水力壓裂越易形成寬、短縫。通過數值模擬計算對比水力壓裂細長縫和寬短縫的產氣量差異，計算結果顯示，寬短縫雖然在小范圍內改造效果較好，但是由于壓裂范圍較小，控制儲量過少，產氣量較低，10年累積產氣347×104m3，細長縫壓裂波及范圍大，控制儲量較高，10年累積產氣535×104m3，產氣量是寬、短縫的1.54倍(見表4)，此外破壞程度較大的煤巖在開發過程中更容易產生煤粉堵塞裂縫，導致壓裂效果進一步變差。

表4 水力壓裂效果參數對比表

3 煤層含氣飽和度影響

煤層含氣飽和度是指實際的含氣量與理論含氣量之比，為煤層含氣量、等溫吸附曲線(蘭氏體積、壓力)和煤儲層壓力三個基本因素的派生因素，沁水盆地南部煤層含氣飽和度大多介于70%～90%。由于實際含氣量已作為一個單獨因素進行分析，在這里主要研究煤層等溫吸附曲線和煤儲層壓力對煤層氣產量的影響。

(1)儲層壓力引起的含氣飽和度變化對產氣能力影響小

在煤層含氣量、等溫吸附曲線不變的情況下，改變煤儲層壓力對含氣飽和度進行調整。通過數值模擬計算，含氣飽和度70%時投產60天見氣，10年累積產氣185.8×104m3，含氣飽和度90%時投產8天見氣，10年累積產氣188.9×104m3，可見原始儲層壓力影響煤層氣見氣時間，但是對產氣量影響很小(見表5)。

表5 含氣飽和度開發效果對比表

(2)煤巖性質本身等溫吸附曲線引起的飽和度變化對產氣能力影響大

蘭氏體積越大，煤巖本身吸附能力越強，蘭氏壓力越高，煤巖吸附氣體越容易解吸。統一地層壓力、含氣量，改變蘭氏體積與蘭氏壓力調整等溫吸附曲線改變飽和度，當含氣飽和度90%時，10年累產達到283萬m3，為含氣飽和度70%時產氣量的5.45倍(見表6)?？梢姾瑲饬恳欢ǖ那闆r下，等溫吸附性質改變引起的含氣飽和度變化對單井產氣能力影響較大。

表6 含氣飽和度開發效果對比表

4 構造位置影響

為了研究褶區構造位置對單井產氣量的影響，通過地質建模技術，分別制作了地層傾角為2°、6°、12°時的地質模型。構造位置與儲層物性、含氣量都具有一定相關性，但是目前沒有形成相關性的定量認識，在這里主要考慮的是水動力因素影響。

(1)在背斜構造頂部和翼部，開發效果較好

W1、W2、W3分別處于構造向斜、翼部、背斜。由于水動力作用的影響，背斜軸部位單井產氣量最大，產水量最小，向斜軸部位單井產氣量最小，產水量最大，地層傾角2°時背斜產氣量為向斜的1.2倍，差距隨著地層傾角增加而增大，地層傾角為12°時，背斜產氣量為向斜的1.55倍(見表7)。但是同時考慮到一般情況下構造翼部含氣量和滲透性條件較為適中，背斜構造頂部和翼部應該都屬于開發有利區。

表7 構造位置對產氣產水量的影響關系

(2)距斷層大約半個井距的排采井普遍產水量大、產氣量較小或不產氣

斷層附近裂縫發育，通過壓裂易與斷層、地層水或地表水溝通，煤層氣沿裂縫散逸，排采井可能產水量大、產氣量較小或不產氣。統計斷層附近的目前生產井的生產情況，數據變化受地質構造的控制，大部分井產水量在10m3以上，見套壓時間相對晚，產氣量小。

表8 煤層氣開發效果地質因素敏感程度表

5 結論

數值模擬計算結果顯示，在沁水盆地南部煤層常見地質參數范圍之內，煤層含氣量、滲透性、埋深、飽和度等因素引起的單井產氣倍數差距在4.5～6.5倍之間，這些地質參數對煤層氣產氣量影響較大，在高產富集區優選中應該放在首位重點考慮，而煤層厚度、壓裂效果差異等因素引起的單井產氣倍數差距在1.5～2.5倍之間，影響程度稍小，在高產富集區優選中屬于次重點考慮的因素。

結合煤層氣開發生產實際經驗，根據數值模擬計算形成的定量認識得到了以下的煤層氣開發效果地質因素敏感程度分析表(表8)，在開發生產實踐和開發方案編制中，可以作為開發單元劃分和高產富集區優選的參考。

[1] 劉世奇,桑樹勛,李夢溪,等.樊莊區塊煤層氣井產能差異的關鍵地質影響因素及其控制機理[J].煤炭學報,38(2):279-283.

[2] 葉建平，吳建光，房超，等. 沁南潘河煤層氣田區域地質特征與煤儲層特征及其對產能的影響[J].天然氣工業，2011,31(5):16-20.

[3] 李輝,李濤,王福忠，等.煤體結構類型判斷的超聲波探測系統研究 [J]. 中州煤炭, 2006, 143(5).

[4] 左銀卿,孟慶春,任嚴沁,等.沁水盆地高煤階煤層氣富集高產控制因素[J].天然氣工業, 2011,31(11).

(責任編輯 劉 馨)

Sensitivity Analysis on Influencing Factors of CBM Single Well Production in South Qinshui Basin

ZHOU Rui，YANG Jindong，WANG Yong，CHEN Xiaoqin，ZANG Xiaohua， ZHANG Guowei

(Exploration and Development Research Insitute of Huabei Oilfield, PetroChina, Hebei 062552)

South Qinshui Basin is a hotspot region of CBM research and development in China. The coal rank in this region is middle to high rank coal. The main geological factors influencing the production capacity includes coal thickness, gas content, permeability, gas saturation, structural conditions and fracturing efficacy of coal seam. Based on the achievements over years on CBM exploration and development, the paper makes use of numerical simulation techniques to quantify and research the productivity sensitivity of CBM single well to various types of geological factors, which could provide a reference for classification of CBM development unit and selection of enrichment areas with high productivity in the development and production practices and the development of programming.

South Qinshui Basin; CBM; numerical simulation; sensitivity analysis; selection of enrichment area with high productivity

周叡，男，工程師，碩士，現從事煤層氣開發研究工作。