六盤水地區煤層氣井合層排采實踐與認識

劉 江，桑樹勛，周效志，畢彩琴，金 軍，單衍勝

六盤水地區煤層氣井合層排采實踐與認識

劉 江1，桑樹勛1，周效志1，畢彩琴2，金 軍3，單衍勝2

(1. 中國礦業大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116；2. 中國地質調查局油氣資源調查中心，北京 100089；3. 貴州省煤田地質局，貴州 貴陽 550009)

為了提高煤層氣井合層排采效果，需要合理劃分排采階段并制定與之對應的管控措施。基于貴州六盤水地區以往煤層氣勘查與試采工作，分析該區二疊系龍潭組煤層氣地質條件和煤儲層特征，對比分析兩口煤層氣井合層排采管控制度及其效果。結果表明：研究區具有煤層層數多、單層厚度薄、含氣量高、儲層壓力大、煤層滲透率低、局部構造煤發育等煤層氣地質特點，使煤層氣井排采過程中壓敏效應和賈敏效應較明顯，儲層傷害較嚴重，煤層氣井高產時間較短，產氣量較低。應該優選厚度較大、含氣性好的原生結構煤層或煤組進行射孔壓裂。在合層排采過程中，對排采階段進行合理劃分，并根據排采階段控制流壓、套壓、流壓降幅、套壓降幅和液面高度等參數，可有效減小壓敏效應、賈敏效應、速敏效應等儲層傷害。合理的合層排采管控有助于實現控制產氣量穩定平穩上升、煤層氣井長期穩產與高產的目標。

煤層氣；多層段開發；合層排采；排采控制；貴州六盤水

我國煤層氣開發技術不斷取得進展，為降低開發成本、提高單井產量，煤層氣合層排采技術得到應用。合層排采過程中流壓和日產水量影響總產氣量[1]，合層排采過程中要控制動液面和排采速率，降低儲層傷害[2]；“低速–低套–階梯式降壓”的排采控制措施，可提高單井排采效益[3]。貴州六盤水地區煤儲層總體具有低滲、高壓、煤體結構復雜、弱含水的地質特征[1]，合層排采過程中儲層傷害問題未能有效解決，排采階段劃分與排采控制措施不明確、不合理，導致煤層氣井出現高產時間短、效益低等問題。基于此，筆者根據六盤水地區煤層氣井開發實踐和2口排采井的實際資料，基于研究區煤儲層地質條件及煤層氣井排采動態，分析煤層氣產量和排采效果的影響因素，探討不同排采階段的排采控壓技術措施，以期提高煤層氣開發效果。

1 煤層氣地質條件與煤層氣井排采現狀

1.1 煤層氣地質條件

貴州省六盤水地區區域地質構造以隔檔式褶皺為主，正斷層較發育[4-5]，可采煤層常沿背斜軸或翼部分布(圖1)，且東西差異較大，地質條件復雜。研究區內出露的最老地層為志留系中統馬龍群，最新地層為第四系，缺失上志留統、下泥盆統、上侏羅統及白堊系，大面積出露地層為石炭系、二疊系及三疊系[5]。含煤地層主要為上二疊統龍潭組，煤層埋深500~1000 m，可采煤層9~84層[6]，煤層總厚31.1~54.2 m(圖2)，煤儲層具有單煤層厚度小、滲透率低、儲層壓力大的總體特征(表1)。區內龍潭組以裂隙充水含水層為主，含水性弱，下伏峨眉山玄武巖具有良好的隔水性，含煤地層與下二疊統茅口組灰巖巖溶含水層之間水力聯系弱[7]。

圖1 六盤水地區構造綱要[6]

區內上二疊統龍潭組煤層宏觀煤巖類型以半暗煤為主，半亮煤、光亮煤次之；顯微煤巖類型主要為微暗煤、微鏡惰煤、微亮煤和微三合煤；顯微煤巖組分中，鏡質組體積分數為49.2%~93.7%，惰質組為8.3%~31.1%，殼質組0~22.7%；煤的鏡質體最大反射率(max)介于1.59%~2.03%[8]，煤的變質程度一般由西向東呈帶狀逐漸增高。煤體結構以條帶狀、線理狀為主，次為均一狀等；煤的構造多為塊狀、粒狀、鱗片狀，塊狀煤內生裂隙發育且易碎，構造煤相對發育[9-10]。煤的總有機碳質量分數為71.76%~ 92.09%；原煤干燥基灰分質量分數為2.06%~ 41.08%，原煤干燥無灰基揮發分產率為5.43%~ 45.87%[11]，多數賦煤向斜1 000 m以淺煤層平均含氣量在13 m3/t以上，部分煤層含氣量超過30 m3/t，煤層含氣飽和度普遍高于80%，部分煤層含氣飽和度達到150%。

1.2 研究區煤層氣井開發現狀

據不完全統計，目前六盤水地區開發的煤層氣參數井與試驗井共有68口，大多數煤層氣井采用的是單層開采方式，開采效率低下，近年來隨著合層排采技術的使用，煤層氣井開采效率大幅上升，部分參數井日產氣量能夠達到3 000 m3/d[12-14]，但受到復雜的地質條件和煤儲層條件的影響，總體產氣效果不佳。研究區Th1井和Th2井作為合層排采的先導性試驗井(圖1)，對合層排采效果評價及技術分析具有借鑒意義。兩口井均位于土城向斜，井間距200 m，井深均超過900 m，主要鉆遇層位為下三疊統飛仙關組、上二疊統長興組、龍潭組和玄武巖組，鉆遇22層煤(圖2)。Th1為三段壓裂方式，第一段：5、6、9號煤層組，累計煤層厚度11 m；第二段：10、12、13號+15號煤層組，累計煤層厚度12 m；第三段：16、291、292、293號煤層組，累計煤層厚度9 m。Th2井也是三段壓裂方式，第一段：1+3、5號煤層組，累計煤層厚度10 m；第二段：9、10、11號煤層組，累計煤層厚度13 m；第三段：13、15、16號煤層組，累計煤層厚度11 m。

表1 六盤水地區局部構造儲層特征

圖2 六盤水地區上二疊統地層綜合柱狀[5]

2 煤層氣井合層排采效果評價

2.1 排采曲線分析

Th1和Th2井目標煤儲層特征相近，排采時間均超過500 d，并且在前期均獲得較高產氣量，其中，Th1井最高日產氣量1 200 m3(圖3)，但其高產時間共有120 d；而Th2井最高日產氣量達到2 850 m3(圖4)，但其高產時間明顯低于Th1井。

根據兩口井排采曲線分析，排采控制制度不同，是造成排采效果具有明顯差異的主要原因。由于較高的儲層壓力和含氣飽和度，兩口井套壓出現時間偏早，Th1井在套壓顯現后液柱高度以16 m/d的速度迅速下降，在第39天降到最低值14.98 m，與此同時，套壓也上升到最大值3.71 MPa，較高的憋壓上限與過快的動液面下降速率導致煤儲層有效應力迅速增加，產生較為嚴重的應力敏感性傷害[13]，嚴重影響產氣效果。在控壓增產階段后期，Th1井由于產氣量、套壓和流壓的驟變產生了嚴重的儲層激蕩[14]，大量煤粉運移到近井地帶，最終導致卡泵停機檢修，進一步造成儲層傷害。Th2井在套壓顯現后，液柱高度下降速度明顯低于Th1井，憋壓階段套壓最大值僅為2.8 MPa，動液面高度保持在170 m，應力敏感性傷害較小，所以其產氣量最大值高于Th1井。但由于Th2井在排水降壓階段日產水量過低(5 m3以下)，壓裂液反排率極低，在控壓增產階段，流壓降幅與套壓降幅過大導致產水量與產氣量的劇烈波動，出現了短暫的高產峰值(圖4)，賈敏效應嚴重，產氣效果不佳。

2.2 合層排采效果影響因素

a.煤層發育特征 六盤水地區上二疊統薄至中厚煤層群發育，煤層層數多、總厚度大，但單煤層厚度小，煤層氣資源密度低，煤層間距變化大、煤層不穩定，這是影響合層排采效果的重要因素[15-16]。由于單煤層厚度小且存在較大差異，各煤層含氣量、供液能力也具有較大差異，難以控制單產層的排采強度。排采過程中，產層間距過大和煤層穩定性較差，會加重儲層傷害，影響壓裂液的返排，影響煤層氣井產氣量。

b. 煤儲層含氣性 六盤水地區部分煤層具有高含氣量、高含氣飽和度的特點，煤儲層中存在大量的游離氣，煤層氣井見氣后產氣量會迅速上升，液面高度快速下降，容易暴露上部產層，產生較為嚴重的儲層傷害，對上部煤層滲透率產生不可恢復的影響[17-18]。產氣初期大量的游離氣會沖刷流體運移通道，產生較多的煤粉，堵塞排采設備，影響產氣效果。在產氣中期，隨著煤層氣大量解吸、運移，煤層中含氣飽和度突變，產氣量與產水量容易發生劇烈波動，產生賈敏效應，影響煤層氣井的高產產量與高產時間。

圖3 六盤水地區Th1井排采曲線

圖4 六盤水地區Th2井排采曲線

c. 煤儲層滲透率與煤體結構 滲透率是衡量煤層滲流能力的主要參數，在煤層氣資源條件明確的條件下，煤儲層滲透率是決定煤層氣開發成敗的關鍵因素[19-20]。六盤水地區煤儲層滲透率為(0.012~ 3.5) ×10–3μm2，屬于中低等滲透率煤儲層(表1)。較低的滲透率限制了壓降漏斗的有效傳播，降低了煤層氣井的井控范圍，影響產氣量。為了增加煤層滲透率，必須進行儲層改造，而大量研究表明，煤體結構不僅影響煤層的滲透率，也是制約儲層改造技術的重要因素。在煤層氣開采過程中應該盡量選擇煤體結構完整，煤體強度高的原生結構或碎裂結構煤層(組)進行合層排采。

d. 合層排采的控制措施 合層排采控制措施是決定煤層氣井能否長期高產與穩產的重要因素。排采初期，隨著液體的排出，地層壓力降低，有效應力增加，煤層裂縫容易閉合，導致滲透率降低，所以，必須控制排采初期產水量與流壓降幅，減小壓敏效應和賈敏效應的影響；排采中期，應控制流壓降幅與套壓降幅，使產氣量穩定上升，避免出現劇烈波動和短暫的高峰產氣量(圖4)；排采后期，需要穩定流壓與套壓，從而降低產氣量衰減速度，延長產氣時間。

3 煤層氣井合層排采技術

3.1 分層控壓合層排采技術原則

六盤水地區煤層單層薄、層數多，生產井段長，且該含煤地層上覆致密的砂巖與泥巖，不存在較厚的含水層，下伏隔水性較好的峨眉山玄武巖，沒有溝通外源強含水層，產層段含水性弱；較大的煤層埋深間距和復雜的地質條件使部分煤層之間存在較大的壓差，適合分壓合采。該區域大部分煤層以原生結構煤和碎裂煤為主，煤層氣可采性較強，但部分煤層以碎粒煤和糜棱煤為主，在煤層氣井開采時應盡量選擇厚度適中的原生結構煤，避開煤體破碎的糜棱煤和碎粒煤；壓裂層段盡量選取高鏡質組含量、低灰分、高含氣量的半亮型或光亮型煤；增強儲層改造效果，同時減少水力壓裂過程產生的煤粉含量和排采設備的堵塞機率。

合層開采時應該盡量選擇儲層壓力梯度接近，含氣量與含氣飽和度相對接近的煤層；對于部分煤層氣測試顯示好的砂巖氣也可射孔壓裂，與煤層氣共同開發；合理劃分已實施單層射孔的壓裂層段，原則上每個壓裂段有效壓裂厚度不超過15 m，盡量減小同一壓裂段因煤儲層特性差異過大而造成的儲層傷害，增加煤層氣井開采效益。

3.2 排采控制階段劃分

六盤水地區地質條件復雜，煤層氣開采難度大，需要對排采階段進行精確劃分(圖3)。經煤層氣地質特征分析和煤層氣井開發動態分析，排采實踐中將排采過程分為排水降壓、憋壓控產、控壓增產、控壓穩產、緩慢降壓產量平穩遞減5個階段。在儲層壓力降至臨界解吸壓力前為排水降壓階段，主要排出壓裂液與地層水，降低有效應力；憋壓控產階段，緩慢降低流壓，控制套壓快速升高，控制游離氣的產出，減小壓敏效應和賈敏效應[11]；控壓增產階段，近井地帶是不穩定的氣水兩相流，降低流壓與套壓降幅，使產氣量緩慢逐步增長，避免出現產氣量的陡增；控壓穩產階段，近井地帶為以水為主的兩相流，保持低套壓、低流壓，保持產水量和產氣量的穩定，延長高產時間；緩慢降壓產量平穩遞減階段，近井地帶煤層含氣量降低，儲層壓力和氣體流動性降低，產氣量下降，此時需要進一步降低流壓與套壓降幅，并將之穩定在較低水平以減緩產氣量衰減速度，使產氣量平穩階梯狀遞減[12]，釋放儲層產氣潛力，增加煤層氣井生產效益。

3.3 合層排采各階段控制措施

a. 排水降壓階段 此階段需要排出地層中的壓裂液，擴大滲流半徑，使井筒內流壓達到臨界解吸壓力以下[16]，促使煤層氣解吸。但由于較高的含氣飽和度與儲層壓力，壓裂液返排率低，應力敏感性強，需要穩定流壓來控制產水量的增長幅度，防止產生壓敏效應，影響降壓漏斗的擴展。在此階段，控制流壓降幅小于0.05 MPa/d(圖5)，使產水量穩定上升，排出壓裂液。

圖5 六盤水地區Th1井流壓降幅與產氣量關系

b. 憋壓控產階段 隨著承壓水的排出，液面高度迅速下降(圖3)，需要增加并保持低套壓，適當減小產層流體壓差。此階段應注意控制套壓最大值和動液面降幅，套壓增幅不大于0.03 MPa/d(圖6)，確保液面高度始終大于產層高度，避免儲層過早暴露。

c.控壓增產階段 隨著井底流壓的降低，解吸范圍不斷擴大，需要控制流壓和套壓日降幅，確保產氣量穩定上升。此階段，近井地帶是不穩定的氣水兩相流，流體壓力大，容易沖蝕滲流通道而生產大量煤粉。需要通過降低流壓，階梯式降低套壓來穩定流體壓力，確保產氣量的穩定上升，同時減小因有效應力增大而導致的壓敏效應和賈敏效應。套壓降幅控制在0.2~0.5 MPa/d以內(圖6)，流壓降幅控制在0.02 MPa/d以內(圖5)，避免產氣量、流壓和套壓的大幅波動而造成儲層傷害。

圖6 六盤水地區Th1井套壓日降幅與產氣量關系

d. 控壓穩產階段 此階段近井地帶是以水為主的穩定兩相流，需要控制井底流壓和套壓，延長高產時間。隨著液面高度下降，上部產層開始暴露，煤層的排液能力降低(圖3)，流體壓力幾乎全部由氣體承擔，容易再次產生壓敏效應。此階段，套壓降幅應小于0.2 MPa/d，套壓最小值大于0.8 MPa(圖6)，維持較高的流體壓力，確保液面高度始終大于主要產氣煤層深度。產氣過程中避免產氣量和產水量劇烈波動而產生短暫的產氣量峰值(圖4)，流壓降幅低于0.05 MPa/d(圖5)，維持液面高度和產氣量的相對穩定，實現長期穩產與高產。

e. 緩慢降壓產量平穩遞減階段 隨著煤層氣不斷解吸，近井地帶解吸區域不斷擴大，有效解吸范圍越來越小，需要控制流壓和套壓減小產氣量衰減速度。隨著井底流壓逐漸降低到1.2 MPa以下，部分煤層暴露在液面以上，煤層氣井產氣量會逐漸衰減到工業氣流以下。產氣量降低過程中，需要控制流壓降幅低于0.01 MPa/d，套壓降幅低于0.005 MPa/d，當產氣量低于500 m3/d后，維持流壓0.55 MPa，套壓0.5 MPa，釋放儲層產氣潛力。

4 結論

a. 六盤水地區煤層以薄–中厚煤層群為主，單層厚度小，煤層氣資源密度低，適宜進行合層開發，但排采過程中煤儲層受弱含水、高儲層壓力、低滲透率的影響，煤層氣井見套壓早、壓裂液反排率低、產氣量波動幅度大、儲層傷害嚴重，容易造成產氣效果欠佳。

b. 合層排采過程中優選性質接近、厚度適中、含氣量高的原生結構與碎裂結構煤層進行合采，避開糜棱煤和碎粒煤等構造煤層段。煤層間距一般控制在15 m以下。

c. 研究區煤層氣井合層排采可劃分為排水降壓、憋壓控產、控壓增產、控壓穩產、緩慢降壓產量平穩遞減5個階段。排水降壓階段流壓降幅應小于0.05 MPa/d，穩定排液，減小壓敏效應；憋壓控產階段要控制套壓上限和液面高度，避免上部產層過早暴露；控壓增產階段避免產氣量、流壓和套壓的大幅波動，階梯式降低套壓，減弱儲層傷害，使產氣量穩定上升；控壓穩產階段流壓降幅低于0.05 MPa/d，套壓降幅應小于0.2 MPa，套壓最小值大于0.8 MPa，控制套壓維持流體壓力，控制液面高度，實現長期穩產與高產；緩慢降壓產量平穩遞減階段緩慢降低流壓與套壓，減緩產氣衰減速度，釋放儲層產氣潛力。

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Practice and understanding of multi-layer drainage of CBM wells in Liupanshui area

LIU Jiang1, SANG Shuxun1, ZHOU Xiaozhi1, BI Caiqin2, JIN Jun3, SHAN Yansheng2

(1. School of Resources and Geosciences, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221116, China; 2. Oil and Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 100089, China; 3. Coal Geological Bureau of Guizhou, Guiyang 550009, China)

To improve the effect of drainage and extraction of coalbed methane wells, it is necessary to divide the drainage and production stages reasonably and formulate corresponding control measures. Based on the previous exploration and trial production of coalbed methane in Liupanshui area, this paper analyzed the geological characteristics of coalbed methane and the development characteristics of coal reservoirs in the area, and studied the drainage effect of the combined layers of two wells comparatively. The research shows that the area has several basic characteristics, including many coal seams, thin single-layer thickness, high gas content, high reservoir pressure, low coal seam permeability, and local developed tectonic coal, which leads to the pressure-sensitive effect and obvious Jiamin effect in the drainage process, so it caused serious reservoir damage, short production time and low production of coalbed gas wells. Therefore, it is preferable to perform perforating fracturing for a native structure with excellent media and good gas-bearing properties. During the combined mining and drainage process, the phases of combined mining and drainage was clearly divided, and it was pointed out that according to the drainage and mining stage, the flow pressure, casing pressure, flow pressure drop, sleeve pressure drop and liquid height should be controlled to reduce reservoir damage such as pressure sensitivity effect, Jiamin benefit, and speed sensitivity effect; The steady rise in gas production should be controlled, and long-term stable production and high production of coalbed gas wells should be achieved.

CBM; development of multi-layer section; multi-layer drainage; drainage control; Liupanshui area in Guizhou

P618.13

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2020.03.014

1001-1986(2020)03-0093-07

2019-12-26；

2020-04-22

國家重點研發計劃項目(2018YFB0605600)；中國地質調查局地質調查二級項目(DD20160186)；貴州省地勘基金項目(208-9912-JBN-UTS0)

National Key R&D Program of China(2018YFB0605600)；Geological Survey Project of China Geological Survey(DD20160186)；Geological Exploration Foundation of Guizhou Province(208-9912-JBN-UTS0)

劉江，1995年生，男，湖北十堰人，碩士研究生，從事煤層氣地質與開發工藝研究與應用工作. E-mail：jiangcumt@yeah.net

桑樹勛，1967年生，男，河北唐山人，博士，教授，博士生導師，從事煤層氣地質與開發技術研究工作. E-mail：shxsang@cumt.edu.cn

劉江，桑樹勛，周效志，等.六盤水地區煤層氣井合層排采實踐與認識[J]. 煤田地質與勘探，2020，48(3)：93–99.

LIU Jiang，SANG Shuxun，ZHOU Xiaozhi，et al.Practice and understanding of multi-layer drainage of CBM wells in Liupanshui area[J]. Coal Geology & Exploration，2020，48(3)：93–99.

(責任編輯 范章群)