壽陽區塊煤層氣井排采影響因素分析

韓軍昌

(中聯煤層氣有限責任公司，北京 100011)

1 引言

煤層氣在煤層中的賦存主要依賴于吸附作用，煤儲層既是生層又是儲層，具有低滲、低壓的特點，滲透率隨儲層改造及排采過程而變化，煤層氣在儲層中的運移經歷解吸、擴散、滲流三個階段。目前國內煤層氣大規模開發主要受鉆井、壓裂、地面工程及區域地質差異以及排采理念、排采方式等因素的影響。

2 構造的影響

壽陽煤層氣區塊位于山西省中部、沁水盆地北端，構造上處于太行山隆起西側，太原東山背斜之東南翼，地勢西高東低，北高南低，地形以丘陵為主。區內構造較簡單，地層平緩，傾角一般在10度左右，斷裂以北北東-北東向為主。

區內構造以逆斷層為主，局部伴生正斷層；斷距較小，小斷層發育。斷層的影響是把“雙刃劍”。正面分析認為其促使煤層產生更多的裂隙，提高甲烷的吸附量；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。在水平井鉆井及壓裂等增產措施中，極易造成裂縫或水平段與斷層溝通，一是造成產液量大幅增加，加大排采難度；二是形成泄壓通道，導致壓力無法在煤層中進行有效傳遞，無法形成降壓漏斗。壽陽區塊已投入排采的井，如直井壓裂井ZL-SY-10d-1井，因壓裂裂縫與小斷層溝通導致該井在排采期間多次換泵，最高日產水量達433m3/d，無法降壓；水平井QYN1-12V井水平段施工過程遇到斷層，導致該井產水量大幅度增加，產氣后產量下降等現象。

3 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。

壽陽區塊太原組15號煤煤層含氣量較高(5.64～20.54m3/t)，煤層較厚(3.0～10.0m)，煤層氣資源量為800×108m3以上，資源豐度平均為1.7m3/km2,具有很好的資源開發潛力。

4 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，它關系到甲烷氣在煤層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，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，煤層氣運移能力越大，煤層氣產氣潛力越高。試驗研究表明，臨儲比越低越不利于煤層氣的解吸。

壽陽區塊15號煤層試井測試滲透率在0.01～0.2×10-3μm2之間，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)，滲透率減小的更快，影響煤層氣的解吸。15號煤以無煙煤為主，屬中高階煤，從圖2可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的作用，基于此對于該區煤層氣排采流壓控制應當緩慢，避免較大的生產壓差導致滲透率的急劇下降。

圖1 不同煤階有效應力與滲透率的關系

圖2 沁水盆地有效應力與滲透率變化

制約壽陽區塊煤層氣排采的另外一個地質因素主要是該區15號煤儲層壓力低，解析壓力更低，地解壓差大，臨儲比低(表1)煤層氣排采降壓的空間很小。盡管該區煤層氣含氣量較高，飽和度偏低低，但主要因素為壓降的空間小，煤層承壓水不能及時排出，導致產氣量低。

表1 壽陽區塊部分井臨儲比對比表

5 工程效果的影響

煤層增產措施效果的優劣直接關系到煤層氣的排采效果，壽陽區塊主要采取的是直井壓裂及水平井兩種措施。良好的壓裂效果能有效改善煤層流動通道，提高煤層導流能力，有利于煤層的排水降壓。不利的壓裂效果，往往是壓裂裂縫與區域不明含水層溝通，導致排采過程中產水量增加，阻斷煤層氣滲流通道，影響產氣。水平井水平段與裂縫相同，良好的水平段能大幅度的增加泄壓面積及溝通流動通道，但一旦與不明含水層溝通，則影響壓力在煤層中的有效擴散，影響產氣。

圖3 ZL-SY-10d-1排采曲線

煤層氣井單井的排采要獲得理想的產氣量，就必須使井筒及儲層所形成的壓降漏斗盡可能加深加寬，使得壓力波及的范圍更廣，才能使更多的煤層氣解吸出來。

該井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，煤層中的壓力傳遞很緩慢，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解吸壓力時，煤層將繼續解吸(圖4)。

圖4 存在灰巖含水層時壓力傳遞

當溝通巖層與煤層溝通時，隨著壓力降低，壓降漏斗主要在溝通的巖層中擴展，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，溝通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。

6 排采工藝的影響

合理的排采工藝是煤層氣突破的保障。煤層氣的生產大體可分為五個階段：排水降液階段、臨界產氣階段、降壓提產階段、穩產階段及氣量下降階段。合理的排水降壓，延長降壓時間，減緩滲透率下降的幅度，有利于擴大降壓漏斗的擴散。如果排采速度過快，液面下降加快，會發生速敏效應、滲透率快速降低、煤粉的大量產出影響排采設備等狀況，影響單井產量。

壽陽區塊已投產的井中，若干口均遇到排采初期排采速度較快，井底流壓下降幅度過大，初期降壓較快，見氣時間較短，但當因過快引起排采中斷后氣量下降明顯，甚至出現停止產氣的情況。

SYYL-114X井于2013年1月3日投入排采，開抽流壓3.5MPa，2013年4月8日見氣，見氣流壓0.5MPa，見氣前平均降幅達5m/d，解析后很快氣量就達到最高值90m3，之后開始緩慢下降，2013年7月21日停機恢復后，氣量未得到恢復。

SYNY-118井于2016年5月19日投入排采，開抽流壓4.11MPa，2016年10月3日見氣，見氣流壓1.34MPa，見氣前平均降幅達3m/d，且解吸前中斷兩次，解吸后很快氣量就達到最高值120m3/d，之后穩定在110～130m3/d，2017年4月10日停機恢復后，氣量降至0且未得到恢復。

圖5 SYYL-114X井排采曲線

圖6 SYNY-118井排采曲線

而地質、工程條件相近的情況下，排采控制相對穩定的井，排采效果相對較好。

SYYL-102井于2012年8月15日投入排采，開抽流壓2.05MPa，2013年10月17日見氣前，緩慢控制流壓降幅，對滲透率影響相對較小，使壓力傳遞延伸到遠端，擴大了煤層解析范圍，見氣流壓0.2MPa，見氣前平均降幅為1.5m/d，見氣后氣量緩慢增加，最高達到212m3/d，截止目前一直穩產氣量在180m3/d約200d。

SYNY-128井于2015年4月9日投入排采，開抽流壓2.66MPa，2016年4月9日見氣前，緩慢控制流壓降幅，對滲透率影響相對較小，使壓力傳遞延伸到遠端，擴大了煤層解析范圍，見氣流壓1.47MPa，見氣前平均降幅為0.3m/d，見氣后氣量緩慢增加，最高達到550m3/d，截止目前一直穩產氣量在350m3/d約500d。

圖7 SYYL-102井排采曲線

圖8 SYNY-128井排采曲線

參 考 文 獻

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