高階煤煤層氣井產量遞減規律及影響因素

賈慧敏，胡秋嘉，毛建偉，毛崇昊，劉春春，張 慶，劉昌平

高階煤煤層氣井產量遞減規律及影響因素

賈慧敏，胡秋嘉，毛建偉，毛崇昊，劉春春，張 慶，劉昌平

(中國石油華北油田公司，山西 長治 046000)

為揭示高階煤煤層氣井產量遞減規律，基于沁水盆地南部樊莊區塊10余年的開發數據，通過數值模擬、統計分析等方法，對現有開發技術條件下高階煤煤層氣井產量遞減點(即煤層氣井產量開始遞減時的煤層氣采出程度)、遞減類型及影響因素進行分析。結果表明：樊莊區塊煤層氣井產量遞減點平均為25%，單井平均遞減點為21%，大部分井在排采4 a后開始遞減；煤層氣井遞減點由基質滲透率和裂縫半長決定，基質滲透率和裂縫半長越大，單井有效控制半徑越大、有效控制儲量越多，遞減點越大；基質滲透率越高，裂縫半長增加引起的遞減點增幅越大。由此可知，滲透率是煤層氣井遞減類型的主控因素，滲透率越高，遞減指數越小，遞減速度越慢。隨著滲透率增加，遞減類型依次為線性遞減、指數遞減和雙曲遞減。綜合分析認為，儲層平均孔隙半徑越大，煤的應力敏感性越弱，煤基質收縮對滲透率的改善程度越大，導致儲層動態滲透率越高，遞減速度越慢。該研究為合理控制高階煤煤層氣井產量遞減具有指導意義。

高階煤；煤層氣產量；遞減規律；遞減點；主控因素；樊莊區塊；沁水盆地

我國煤層氣儲層滲透率低、孔隙率低和含氣飽和度低，煤層氣井存在單井產量低、井間產量差異大的問題[1]。煤層氣井遞減規律研究對預測煤層氣井產量變化和最終采出程度具有重要作用，Arps產量遞減分析方法仍然是重要的分析方法[2]，C. L. Jordan等[3]認為Arps產量遞減分析方法需要數據量少、現場適用性強，應該充分利用。部分學者采用傳統的Arps產量遞減分析方法對煤層氣井遞減規律進行了研究，苗耀等[4]采用Arps產量遞減分析方法對樊莊區塊煤層氣高產井遞減類型及遞減率分布規律進行研究，認為該區塊遞減符合指數遞減規律；劉剛[5]研究了樊莊區塊高階煤煤層氣井生產規律，重點就該區塊煤層氣井遞減率和遞減類型進行分析，認為煤層氣井初期遞減速度相對較快，呈指數遞減，后期遞減速度減緩，表現雙曲遞減特征；王彩鳳等[6]對晉城、韓城區塊煤層氣井產量遞減類型及影響因素進行了研究，認為研究區煤層氣井產量具有5種遞減類型，并對其影響因素進行了研究；K. E. Okuszko等[7]認為煤層氣井遞減一般遵循雙曲遞減，遞減指數為0~0.5；K. Morad等[8]研究認為儲層壓力下降、煤基質壓縮和煤粉運移導致滲透率下降是導致煤層氣產量遞減的主要因素；K. Aminian等[9]通過數值模擬調研了氣藏關鍵參數對煤層氣井產量遞減的影響，認為裂縫孔滲特征、吸附時間、表皮因子、含氣量等因素對煤層氣井遞減規律具有影響。少數學者引進現代產量遞減分析方法對儲層參數進行了評價，肖翠[10]、王江順等[11]應用現代產量遞減分析圖版定量評價了儲層滲透率、有效裂縫半長和泄流半徑，分析了滲透率和壓裂參數對煤層氣井產量遞減的影響。基于前人的研究分析認為，目前針對煤層氣井產量遞減類型分析研究較多，但對于開始遞減時煤層氣采出程度(遞減點)和影響因素，及遞減類型的影響因素等研究較少，筆者基于沁水盆地南部樊莊區塊10余年的開發實踐數據，重點就煤層氣井遞減點和遞減類型及其影響因素進行統計分析和數值模擬，以期更深入地認識煤層氣井遞減規律。

1 研究區概況

沁水盆地位于山西省東南部，為一近SN向的大型復式向斜，盆地內次級褶曲發育(圖1)，斷層以NE、NNE向高角度正斷層為主[12]。樊莊區塊位于沁水盆地東南部，其含煤層系經歷了海西期、印支期、燕山期和喜馬拉雅期４期構造演化[13]。二疊系山西組3號煤層和石炭–二疊系太原組15號煤層是該區塊煤層氣開發主力煤層。區塊3號煤層埋深整體由SE向NW逐漸增加，15號煤層與3號煤層具有相似的構造形態。3號煤層埋深一般為370~800 m，埋深整體相對較淺；3號煤層全區穩定發育，厚度為5~7 m，底部常見一層厚度約0.5 m的夾矸[14]；3號煤層鏡質體最大反射率(max)為3.3%~4.1%，為高階煤煤層氣儲層；含氣量相對較高，為11~25 m3/t，含氣飽和度為76%~93%，屬于欠飽和儲層；試井測試滲透率為(0.01~1.92)×10–3μm2，滲透率差異較大；煤體結構一般以原生結構煤為主，碎粒煤和糜棱煤主要發育在煤層頂底板和夾矸附近；煤層彈性模量一般為0.6~2.5 GPa，最大水平主應力為NE向，最大、最小水平主應力分別為13~42 MPa和9~26 MPa[15]。

圖1 樊莊區塊3號煤層頂面構造及井位

樊莊區塊從2006年開始規模建產，陸續投產1 000余口井，動用儲量100億m3，開發時間較長，部分井已經具備煤層氣井全生命周期的開發特征，具備研究煤層氣井遞減規律的研究基礎。

2 煤層氣井產量遞減點及影響因素

煤層氣井產量遞減點即煤層氣井產量開始遞減時的煤層氣采出程度，遞減點表征了煤層氣井產量開始遞減的時機。

2.1 樊莊區塊及單井遞減點

以樊莊區塊1 000余口煤層氣生產老井為例，其日產氣量從2014年開始出現遞減，遞減時整個區塊累計產氣量為25億m3，遞減時煤層氣采出程度為25%(圖2)。

從單井來看，部分單井從2009年開始出現遞減，不同井出現遞減時各參數間差異較大，總體具有幾個特征：① 遞減點差異大，遞減井的遞減點分布在5%~65%，平均21%，相鄰井的遞減點也存在較大差異(圖3a)；②開始遞減時累計排采時間差異大，為227~3 034 d，平均1 282 d，大部分井在排采4 a以后開始遞減(圖3b)；③各井開始遞減時累計產氣量、產水量差異大，遞減時累計產氣量分布在75~3 800萬m3，平均430萬m3(圖3c)，某直井最高日產氣量達到1.6萬m3，遞減時累計產氣量達到3 800萬m3，遠遠超過其他直井，遞減時累計產水量為159~6 973 m3，平均1 646 m3(圖3d)；④各井遞減時日產氣量、日產水量差異大，但日產氣量總體較高，日產水量相對較低。該區塊遞減井遞減時日產氣量為600~16 500 m3，平均5 000 m3(圖3e)，日產水量為0~3 m3，平均0.3 m3(圖3f)。

圖2 樊莊區塊日產氣量與累計產氣量曲線

圖3 煤層氣井開始遞減時主要參數分布

2.2 遞減點影響因素

2.2.1 含氣量

將樊莊區塊遞減井的含氣量與遞減點作散點圖(圖4)，由圖4可知，含氣量與遞減點離散度非常高，表明在含氣量整體較高的樊莊區塊，含氣量并非遞減點的主控因素，含氣量高低對遞減點大小沒有必然影響。這主要是由于煤層氣富集主控因素與高產主控因素不同，煤層氣井產量受控于含氣量、儲層物性等地質條件的好壞及儲層改造工藝與其是否匹配等因素。

2.2.2 儲層滲透率

由圖5可知，遞減點隨著儲層滲透率的增加而增加，二者成冪指數關系，且二者相關性較好，表明儲層滲透率對遞減點有重要影響。當滲透率小于0.1×10–3μm2時，遞減井遞減點小于25%，遞減時采出程度較低；當滲透率在1.0×10–3μm2左右時，遞減點為30%~70%，遞減時采出程度較高。分析認為，儲層滲透率越高，滲流半徑越大，單井有效控制儲量越多，遞減時煤層氣采出程度越高。該區域單井壓裂前試井結果表明，隨著滲透率增加，試井調查半徑增加(圖6)，表明滲透率越高，儲層壓降擴展范圍越大，單井控制半徑越大。

圖4 含氣量對遞減點的影響

圖5 儲層滲透率對遞減點影響

圖6 不同滲透率儲層試井邊界

2.2.3 裂縫半長

大多數煤層氣井必須經過大規模壓裂改造才能產氣，因此，裂縫半長是影響單井有效控制范圍的另一個重要參數。通過四維向量對該區塊壓裂裂縫進行監測，結果表明，該區塊裂縫半長主要分布在80~120 m。通過數值模擬方法模擬了不同基質滲透率條件下，裂縫半長對遞減點的影響，結果如圖7所示。

圖7 不同滲透率儲層壓裂裂縫半長對遞減點影響

圖7表明，滲透率相同時，裂縫半長越長，遞減點越大。滲透率越高，裂縫半長增加引起的遞減點增幅越大。如滲透率為0.01×10–3μm2時，裂縫半長為80~120 m時對遞減點影響程度很小，裂縫半長為80 m時遞減點為6.5%，而裂縫半長為120 m時遞減點為9.7%，僅增加3.2%；而當滲透率為1.0×10–3μm2時，裂縫半長由80 m增加至120 m時，遞減點由35.5%增加至52.5%，增量為17%，遠大于滲透率為0.01×10–3μm2時對應的增量。

3 煤層氣井產量遞減類型

Arps遞減分析法是目前常用的遞減分析方法，Arps提出產量與遞減率的關系式[16]：

式中：i為開始遞減時日產氣量；為遞減某時刻產氣量；為任意時刻遞減率；i為開始遞減時的瞬間遞減率；為遞減指數，可確定遞減類型。

無載氧體時，熱解揮發氣中H2含量較高，為51.1%，H2/CO相對較高，但氣體收率低，為1.16 Nm3/kgbiomass，生物質碳轉化率僅為62.8%。Fe2O3引入的晶格氧促進了生物質氣化反應，當Fe2O3/C為0.13時，生物質碳轉化率提高到 90.9%。進一步提高 Fe2O3量到Fe2O3/C為0.5，可將生物質完全氣化。帶入燃料反應器的晶格氧量的增加，促進了固體焦炭轉化為氣體成分，因此合成氣收率和 CO含量提高，這也降低了H2/CO比，約為0.83。合成氣收率和合成氣的H2及CO收率為1.48 Nm3/kgbiomass和1.16 Nm3/kgbiomass。

當=0時，為調和遞減；當=1時，為指數遞減；當0＜＜1時，為雙曲線遞減，越大遞減越快[17]。陳元千等[18]在Arps遞減基礎上提出線性遞減概念，認為=2時為線性遞減。

3.1 樊莊區塊單井遞減類型

對樊莊區塊遞減井生產曲線分析表明，該區塊遞減類型以線性遞減、指數遞減和雙曲線遞減為主，如圖8所示。

圖8 樊莊區塊煤層氣井產量遞減類型典型曲線

生產實踐表明，不同滲透率條件下，遞減類型存在差異，隨滲透率增加，遞減類型依次為線性遞減、指數遞減和雙曲遞減。當滲透率小于0.1×10–3μm2時，遞減類型以線性遞減、指數遞減為主，雙曲遞減較少；當滲透率為(0.1~1.0)×10–3μm2時，遞減類型為指數遞減為主；當滲透率大于1.0×10–3μm2時，遞減類型以雙曲線遞減為主，指數遞減較少。3種遞減類型的遞減指數和遞減速度由大到小依次為線性遞減、指數遞減和雙曲遞減(表1)表明，對于整體低滲的煤層氣儲層，滲透率越高，遞減指數越小，遞減速度越慢。

表1 3種遞減類型煤層氣井關鍵參數對比

3.2 單井遞減類型差異主控因素

3.2.1 不同滲透率煤孔隙結構分布

大量統計結果也表明，具有相當多厚度與含氣量大的低滲透煤儲層，其產量卻很低，而厚度和含氣量較小、滲透率較高的煤儲層，產量卻較高[19]。可見，煤儲層滲透率對產量大小和產量遞減類型起著決定性作用。選取樊莊區塊不同滲透率(0.01×10–3、0.5×10–3、2.0×10–3μm2)的天然煤樣，在室溫20℃條件下開展高壓壓汞實驗，得到不同滲透率條件下煤樣孔隙半徑分布圖(圖9)。

圖9表明，當煤體滲透率為0.01×10–3μm2時，煤中主要發育小于10 nm的小孔，比例高達40%；當煤體滲透率為0.5×10–3μm2時，主要發育小于90~ 500 nm的中孔，比例高達70%以上；當煤體滲透率為2.0×10–3μm2時，主要發育大于1 000 nm的大孔和微裂隙，比例高達50%以上。因此，儲層滲透率越高，孔隙半徑越大。

圖9 樊莊區塊不同滲透率煤層孔隙半徑分布

3.2.2 儲層原始滲透率對動態滲透率影響

煤層氣井排水降壓過程中，儲層中流體壓力、有效應力不斷變化，導致煤儲層滲透率不斷變化[20]。煤層氣產量遞減階段，有效應力持續增加導致滲透率持續下降，吸附態甲烷持續解吸引起基質收縮導致煤層滲透率持續增加，因此，煤層應力敏感性與基質收縮耦合控制滲透率動態變化。

圖10中，煤樣1—煤樣3滲透率為(0.01~0.03)× 10–3μm2，煤樣4—煤樣6滲透率為(0.5~5.0)×10–3μm2。有效應力低于2 MPa時，高滲煤樣應力敏感性強，滲透率降低幅度較大，低滲煤樣應力敏感性較弱，滲透率下降幅度較小，說明排采初期，高滲煤層應力敏感性強。有效應力大于2 MPa后，高滲煤樣的滲透率基本不變，應力敏感性遠遠小于低滲煤樣，這表明在排采后期，儲層滲透率較低的煤層氣井的應力敏感性較強，對滲透率變化具有決定作用。分析可知，在遞減階段，煤的應力敏感性隨煤體滲透率降低而逐漸增強。

圖10 不同滲透率煤應力敏感性差異

3.2.3 儲層動態滲透率對遞減類型的影響

對于低滲煤儲層(小于0.1×10–3μm2)，應力敏感性較強，基質收縮作用較小，壓降漏斗延展速度慢、范圍小，解吸氣量少，煤層氣井產量低，進入遞減期后，壓降漏斗擴展速度幾乎停止，產量下降速度快，以線性遞減和指數遞減為主。而在高滲透區域(大于1.0×10–3μm2)，煤層應力敏感性較弱，基質收縮作用較強，滲透率大幅恢復，壓降漏斗快速穩定向遠處延展，供氣面積大，產氣量高，進入遞減期后，壓降漏斗緩慢延伸，進一步擴大解吸范圍，且低壓條件下較多煤體積中煤層氣解吸產出，產量遞減速度緩慢，以雙曲線遞減類型為主。滲透率介于低滲和高滲之間時，表現為應力敏感性與基質收縮作用的平衡，此時遞減率基本不變。

4 結論

a. 煤層氣井遞減點是煤層氣井產量開始遞減時的采出程度，樊莊區塊煤層氣井產量遞減點平均為25%，大部分井在排采4 a后開始遞減，單井開始遞減時平均日產氣量為5 000 m3，平均累計產氣量為430萬m3。遞減點概念的提出完善了煤層氣井遞減評價指標，為判斷煤層氣井非自然遞減及增產措施的制定提供了依據。

b.煤層氣井遞減點主要受儲層滲透率和裂縫半長影響，儲層滲透率越高，單井有效控制半徑越大、有效控制儲量越多，遞減點越大；儲層滲透率相同時，裂縫半長越長，遞減點越大；且儲層滲透率越高，裂縫半長增加引起的遞減點增幅越大。

c. 滲透率是煤層氣井遞減類型差異的主控因素，隨著滲透率增加，遞減類型依次為線性遞減、指數遞減和雙曲遞減。滲透率越高，遞減指數越小，遞減速度越慢。這主要是由于在遞減階段，儲層滲透率越低，煤體應力敏感性越強，煤基質收縮引起的煤層滲透率增加程度越小，儲層動態滲透率越低，遞減速度越快。儲層滲透率與遞減指數的對應關系應進一步細化研究，為判斷非自然遞減提供明確的依據。

d. 煤基質滲透率和壓裂裂縫滲透率對煤層氣井遞減點和遞減類型具有決定性影響，因此，煤層氣井排采過程中應最大限度地保護和改善儲層滲透率，高效排采管控是遏制煤層氣井產量遞減的重要措施。

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Production decline law and influencing factors of high-rank coal CBM wells

JIA Huimin, HU Qiujia, MAO Jianwei, MAO Chonghao, LIU Chunchun, ZHANG Qing, LIU Changping

(PetroChina Huabei Oilfield Company, Changzhi 046000, China)

In order to reveal the production decline law of high-rank coal CBM wells, based on the development data of Fanzhuang block in southern Qinshui basin for more than 10 years, this paper studies the decline point, decline type and influencing factors of high-rank coal CBM wells by means of numerical simulation and statistical analysis. The results show that the decline point of the Fanzhuang block is 25% and the average decline point of the single well is 21%. Most wells begin to decline after drainage of 4 years. The decline point of CBM well is determined by matrix permeability and half length of fracture. The higher the matrix permeability is, the larger the effective control radius of single well is, the more effective control reserves are, and the larger the decline point is. The higher the matrix permeability, the greater the growth of decrease point caused by the increase of half length of fracture. Permeability is the main controlling factor of CBM well decline type. The higher the permeability is, the smaller the decline index is, and the slower the decline rate is. With the increase of permeability, the decline types are linear decline, exponential decline and hyperbolic decline successively. The reason is that for formation with high permeability, the average pore radius is large, which results in much weaker stress sensitivity and much greater permeability by shrinkage of the coal and rock, leading to much higher dynamic permeability and much slower decline rate.

high-rank coal; coalbed methane production; decline law; decline point; main controlling factors; Fanzhuang block; Qinshui basin

TE328

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2020.03.009

1001-1986(2020)03-0059-06

2019-11-25；

2020-02-08

國家科技重大專項項目(2017ZX05064)；中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項項目(2017E-1405)

National Science and Technology Major Project(2017ZX05064)；Science and Technology Major Project of PetroChina Company Limited(2017E-1405)

賈慧敏，1989年生，男，河北井陘人，碩士，工程師，從事煤層氣勘探開發及排采管理研究. E-mail：jiahuimin1108@sina.com

賈慧敏，胡秋嘉，毛建偉，等. 高階煤煤層氣井產量遞減規律及影響因素[J]. 煤田地質與勘探，2020，48(3)：59–64.

JIA Huimin，HU Qiujia，MAO Jianwei，et al. Production decline law and influencing factors of high-rank coal CBM wells[J]. Coal Geology & Exploration，2020，48(3)：59–64.

(責任編輯 范章群)