大寧-吉縣區塊深層煤層氣生產特征與開發技術對策

聶志宏，時小松，孫 偉，閆 霞，黃紅星，劉 瑩，馮延青

(1.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028)

我國煤層氣資源豐富，埋深在2 000 m 以淺煤層氣資源為29.82×1012m3，埋深在2 000～3 000 m 的煤層氣資源為18.4×1012m3[1-3]，中淺層煤層氣已在鄂爾多斯盆地東緣和沁水盆地實現規模開發[4-6]。深層煤層氣勘探工作較少，主要是由于鉆探成本高、滲透性差等可能的不利因素導致深層煤層氣開發存在較大風險，勘探進程也比較緩慢，前期國內深層煤層氣勘探取得了一定的成果，對深層煤層氣儲層特征、開發工藝開展了一些研究，尚未形成較為系統的開發技術對策。鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊是開展深層煤層氣技術攻關較早的地區，通過利用致密氣低效井開展深層煤層氣工程工藝技術試驗，取得了一定效果，具有壓裂后即產氣、穩產時間差異大的特點。為此，通過對大寧-吉縣區塊深層煤層氣開展煤儲層氣藏特征、生產特征及產氣效果影響因素分析，以探索適用于深層煤層氣的開發技術對策，為深層煤層氣規模效益開發提供借鑒。

1 深層煤層氣氣藏地質特征

1.1 基本地質條件

鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區塊發育致密氣、煤層氣等多種近源或源內氣藏[7-9]，目前致密氣已進行了規模開發，深層煤層氣處于攻關探索階段，主要是利用致密氣低效井進行深層煤層氣工藝試驗。大寧-吉縣區塊橫跨伊陜斜坡帶和晉西撓褶帶，受中部桃園斷裂影響，形成“一隆一凹兩斜坡”的構造格局，深層煤層氣勘探區位于西部斜坡帶上，地層平緩，傾角小于2.5°，表現為一大型寬緩斜坡，斷層不發育(圖1)。區塊內主要發育二疊系太原組8 號煤層和山西組5 號煤層，主體埋深在2 000～2 400 m；5 號煤層厚度較薄，1～3 m，8 號煤層厚度較大，為5～12 m，為深層煤層氣主要勘探目的層；煤體結構以原生結構煤為主；煤演化程度高，以貧煤、無煙煤為主；孔隙率為5.95%～7.45%，平均6.69%，按天然氣藏分類屬于低孔氣藏；煤層頂板巖性為灰巖，底板巖性為泥巖，封蓋條件好，水動力弱，整體處于承壓區。

圖1 大寧-吉縣區塊構造帶分布Fig.1 Distribution map of the structural belt of Daning-Jixian Block

1.2 含氣性

常規取心樣品含氣量測試顯示，8 號煤含氣量在未計算損失氣的情況下，為19.76～29.59 m3/t，平均23.26 m3/t，根據取心井測試的儲層壓力和各樣品的Langmuir 體積和Langmuir 壓力，利用下式，計算各樣品含氣飽和度為87.07%～100%，平均97.26%(表1)，表明深層煤層氣含氣性好、含氣飽和度高。

表1 大寧-吉縣地區深層8 號煤等溫吸附測試數據Table 1 Isothermal adsorption test data of the No.8 deep coal seam in Daning-Jixian Block

式中：Va為理論含氣量，m3/t；VL為Langmuir 體積，m3/t；p為儲層壓力，MPa；pL為Langmuir 壓力，MPa；Vm為實測含氣量，m3/t；r0為含氣飽和度，%。

深層煤層在常規取心過程中，巖心提取時間較長，損失氣量大，這部分損失氣無法用USBM 法估算，因此，在P20 井8 號煤層采用了常規和保壓2 種取心方式，但因保壓取心桶接口堵塞部分損失氣未能計算，常規取心樣品測試含氣量為19.76 m3/t，而保壓取心樣品測試含氣量為22.87～29.89 m3/t，相比常規取心高了3.11～10.13 m3/t，從含氣飽和度來看，P20-Y2 樣品含氣飽和度達到109.89%，表明深層煤層氣為“超飽和型”氣藏，以吸附氣為主，富含游離氣。因此，深部煤層含氣量主要由飽和吸附氣和孔隙內游離氣組成。游離氣含量根據樣品質量、密度、體積、孔隙率、含水飽和度、原始天然氣體積系數，利用容積法測算。根據下方的關系式計算得到，P20 井游離氣含量為10.47～12.13 m3/t，總含氣量為34.21～35.58 m3/t(表2)。由于實測含氣量未計算損失氣，數值偏低。

表2 大寧-吉縣地區深層8 號煤總含氣數據Table 2 Total gas content data of the No.8 deep coal seam in Daning Jixian Block

式中：Vt為煤層總含氣量，m3/t；Vf為游離氣含量，m3/t；Vm為實測含氣量，m3/t；Gf為游離氣量，cm3；M為樣品質量，g；ρ為樣品視密度，g/cm3；φ為孔隙率，%；Sw為孔隙含水飽和度，%；Bg為原始天然氣體積系數。

1.3 滲透率

2 口注入壓降試井解釋8 號煤層滲透率為(0.053～0.054)×10-3μm2，10 口井12 樣次實驗測試滲透率為(0.004～1.749)×10-3μm2(表3)，裂隙發育的樣品滲透性較好，平均滲透率為1.153×10-3μm2，裂隙不發育的平均滲透率為0.047×10-3μm2，表明割理裂隙發育區儲層滲透性相對較好，從天然氣藏分類角度來看裂隙發育區為低滲氣藏，裂隙不發育區為特低滲致密氣藏。

表3 8 號煤滲透率測試結果Table 3 Permeability test results for the No.8 coal seam

1.4 吸附特征及潛力評價

根據各樣品的Langmuir 體積和Langmuir 壓力，利用式(1)測算不同壓力條件下各樣品的吸附氣量，再根據不同壓力下的平均吸附氣量擬合概化出一條具有代表性的等溫吸附曲線，利用生產井實測資料計算對應的臨界解吸壓力、臨儲壓差，再根據擬定的廢氣含氣量，計算臨界解吸壓力與廢棄壓力的壓差和有效解吸量[10-13]，定量預測深層煤層氣采收率，評價其開發潛力。

擬合的大寧-吉縣區塊8 號煤層等溫吸附曲線形態較陡，低壓區解吸氣量較大，生產井平均臨界解吸壓力19.1 MPa，臨界解吸壓力對應的理論含氣量為26.1 m3/t(圖2)。目前國內對煤層氣廢棄壓力取值存在較大差異，普遍為0.2～1.0 MPa，常用數值為0.7 MPa[13-14]，對應廢棄含氣量為5.57 m3/t，有效解吸量高達18.28 m3/t，但廢棄壓力與儲層滲透率和埋深有密切關系[14-15]，即埋藏越深，滲透性越差，廢棄壓力越高，如果將深煤層廢棄壓力確定為2 MPa，對應廢氣含氣量為12.1 m3/t，臨廢壓差17.1 MPa，有效解吸量14.0 m3/t，理論采收率為53.6%，具有很好的產氣潛力。

圖2 8 號煤層等溫吸附曲線Fig.2 Isothermal adsorption curve of the No.8 coal seam

2 深層煤層氣生產規律

2.1 生產特征

深層煤層氣具有滲透性差的特征，必須經過壓裂改造實現基質孔隙、裂隙與人造縫網溝通，獲得工業氣流。不同的資源富集和壓裂改造規模，深層煤層氣生產特征也不一。

截至2021 年11 月底區塊已有17 口井投入生產，將生產井生產時間進行歸一化，通過求取平均日產氣、平均井底壓力等生產曲線，反映深層煤層氣生產特征(圖3)，深層煤層氣儲層壓力高，平均19.7 MPa，臨界解吸壓力高，平均19.1 MPa，上產時間短，平均76.5 d，穩產時間短，平均162 d。17 口井均按中淺層煤層氣生產程序實施，壓裂后直接放噴返排，待返排到一定階段后才投入生產，其中有8 口井開井投產即見套壓產氣，表明深層煤層氣高含氣飽和度和富含游離氣使深層煤層氣生產特征有別于中淺層煤層氣，即深層煤層氣具有見氣早、上產速度快的特點。但深層煤層氣穩產差異較大，在產量相對穩定的穩產期單井平均產量在(738～5 190) m3/d，穩產時間在39～503 d，穩產期累產氣(18.4～184.8)×104m3，表明深層煤層氣供氣能力差異較大。

圖3 大寧-吉縣區塊深層煤層氣平均生產曲線Fig.3 Average production curve of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

2.2 資源富集對產氣效果影響分析

對比分析生產時間在1 年以上的8 口井穩產期累產氣與厚度、含氣量和資源豐度的關系(圖4)，深層煤層氣產量與煤層厚度和含氣量單一因素相關性較差，與資源豐度具有一定正相關性，即豐度越高穩產期累產氣量越高，但從煤層氣高產角度分析(圖5)，深層煤層氣高產與煤層氣資源豐度相關性不明顯，表明資源富集是影響單井累產量的先天性因素，但不是影響單井高產的主控因素。而基于微構造對煤層氣高產控制因素分析[7,16]，認為正向微構造發育區張性裂隙發育，滲透性相對較好，對深層煤層氣高產具有較好的控制作用。因此，資源富集、微構造發育可作為深層煤層氣有利區優選的重要評價因素。

圖4 深層煤層氣穩產期累產氣量與煤層厚度、含氣量及資源豐度的關系Fig.4 Relationship between cumulative gas production and coal seam thickness,gas content and resource abundance during stable production period of deep coalbed methane

圖5 深層煤層氣日產氣量與資源豐度的關系Fig.5 Relationship between daily gas production and resource abundance of deep coalbed methane

2.3 儲層改造對產氣效果影響分析

針對深部煤層低孔低滲的儲層特點，壓裂是深層煤層氣經濟效益開發、資源有效動用的關鍵技術，增大復雜縫網延伸范圍和有效支撐面積，縮短氣體從基質向裂縫的滲流距離，改善儲層滲流能力，提高深層煤層氣開發效果[17-20]。

從微地震裂縫監測結果可知，前期深層煤層氣壓裂裂縫縫長310～350 m，平均322.5 m，縫寬80～160 m，平均120 m，裂縫長短軸之比為3∶1，平均改造面積為30 458 m2(表4)。對5 口產量遞減井進行擬合，采用Arps 遞減法預測單井最終可采儲量(EUR) 為(84～817)×104m3，平均單井EUR 為395×104m3(表5)，按前文分析的采收率推算單井平均泄流面積為27 294 m2，與裂縫監測結果相當。由于深層煤層氣單井投資成本相對更高，按目前單井EUR 進行經濟評價，深層煤層氣不能實現效益開發。因此，要實現效益開發，除了降低開發成本外，還需大幅擴大泄流面積，提高單井產量和EUR。

表4 深層煤層氣井壓裂裂縫監測結果Table 4 Monitoring results of fracturing fractures in deep coalbed methane wells

表5 深層煤層氣井EUR 預測Table 5 EUR prediction of deep coalbed methane wells

將加液強度和加砂強度2 項壓裂參數進行產量影響因素分析，加液強度與日產氣具有一定正相關關系(圖6)，表明泵入地層液量越多，改造范圍越大，泄流面積相應越大，更有利于煤層氣的運移，可獲得較高的日產氣量。加砂強度與日產氣量同樣為正相關關系(圖7)，表明泵入地層砂量越多，有效支撐范圍越大，有效泄流面積越大。加砂強度與日產氣量相關性高于加液強度與日產氣相關性，表明壓裂施工中泵入支撐劑的總量是影響深層煤層氣效益開發的關鍵因素，如表3 和表4 中D52 井和D3-7X2 井，從裂縫監測結果來看，D52 井改造面積是D3-7X2 井的1.9 倍，但加砂量僅是D3-7X2 井的0.6 倍，預測的單井EUR 僅為D3-7X2 井的0.86 倍。因此，深層煤層氣為取得更好開發效果，需提高支撐劑加入量，形成更大規模的有效支撐面積。

圖6 加液強度與日產氣量散點圖Fig.6 Scatter plot of liquid addition intensity and daily gas production

圖7 加砂強度與日產氣量散點圖Fig.7 Scatter plot of sand strength and daily gas

2.4 生產階段劃分

深層煤層與頁巖儲層具有一定相似性，具有低孔低滲的特點，同樣賦存游離氣和吸附氣。頁巖氣生產特征大致可劃分為5 個階段：第一階段只產液不產氣；第二階段產液量快速上升至最高，游離氣產出，產氣量逐漸上升，氣液比逐漸增大；第三階段產液量快速下降，游離氣快速產出，產氣量快速上升至最高，氣液比增加；第四階段產液量緩慢下降，產氣量保持穩定或緩慢下降；第五階段為以基質解吸氣為主的低壓低產階段[21-24]。從深層煤層氣井叢式井D3-7X2 和水平井D6-7P1 返排及生產曲線來看(圖8、圖9)，生產初期曲線特征與頁巖氣相類似，同樣具有初期只產液不產氣；產液快速上升至最高，產氣量逐漸上升，氣液比緩慢增加；產液量快速下降后產氣量快速上升，氣液比快速上升3 個階段，同頁巖氣前期產氣特征類似。

圖8 D3-7X2 井返排及生產曲線Fig.8 D3-7X2 well flowback and production curves

圖9 D6-7P1 井返排及生產曲線Fig.9 D6-7P1 well flowback and production curves

四川頁巖氣總含氣量在1.3～6.3 m3/t，游離氣占總含氣量的60%～80%，游離氣含量決定了初期產量的高低，且累產中游離氣占比超過50%[25]。深層煤層氣雖然游離氣比例相對較低，但隨著儲層壓力下降，吸附氣大量解吸，在生產中會表現出較長的穩產期(圖10)。

圖10 深層煤層氣井預測典型生產曲線Fig.10 Prediction of typical production curves for deep coalbed methane wells

通過對深層煤層氣儲層物性及生產特征綜合分析，并對比頁巖氣產氣機理及動態特征，認為深層煤層氣生產階段劃分為高產期、穩產及遞減期和低產期3 個階段。高產期由于人工縫網內壓力較高，返排后液體從壓裂裂縫內回流至井筒，產液量不斷增加，隨著主裂縫內壓裂液大量產出，產液量增大至最高之后迅速降低，游離氣隨之大量產出，隨著裂縫內壓裂液持續返排，裂縫內壓力與地層壓力相當，此時產液量持續降低，氣液比持續增大，隨著儲層壓力降低，部分吸附氣開始解吸，此階段產氣以游離氣為主。穩產及遞減期隨著壓裂液不斷返排，壓裂縫網附近地層壓力持續降低，游離氣不斷減少而吸附氣大量解吸，該階段前期裂縫近端煤層吸附氣開始解吸產出，在某一產量維持穩定生產，產液量較低且趨于穩定，氣液比相對穩定，該階段后期，由于低滲導致氣體從基質孔隙向裂縫運移時間較長，裂縫近端解吸氣減少，裂縫遠端游離氣和吸附氣供給不足，產氣量逐漸下降。低產期隨著地層壓力持續降低，以裂縫遠端吸附氣解吸為主，該階段產量較低，但遞減相對較慢。

3 開發技術對策

在大寧-吉縣區塊深層煤層氣生產特征和產能影響因素分析的基礎上，提出了深層煤層氣效益開發的技術對策。

3.1 有利區優選

要實現深層煤層氣規模有效開發，資源富集是產氣的先天條件，前期生產井也證實累產氣與資源豐度有一定相關性，深層煤層氣部署區建議優選資源豐度高于2.5×108m3/km2的資源富集區，微構造對煤層氣高產具有明顯控制作用。因此，在井位部署時，應采用“先肥后瘦”的動態部署策略，優先動用資源富集和正向微構造發育的有利區。

3.2 鉆井工藝優選

深層煤層氣為低孔低滲型氣藏，水平井可以通過擴大煤層接觸面積，最大限度改善氣水在井筒與儲層間的流通效果，又可有效解決煤層氣非均質性強的難題，提高資源動用率，提高單井產量和氣田開發效益，目前工區內試驗了叢式井和水平井兩種井型，對比分析叢式井D3-7X2 井(圖8) 與水平井D6-7P1 井(圖9)的產氣效果，水平井產量是叢式井的10 倍以上，從生產效果和資源有效動用角度來看，水平井具有較好的投入產出比[26]。

3.3 壓裂工藝優選

前期深層煤層氣井壓裂工藝試驗結果顯示產量與加液強度和加砂強度相關性較好。為提高深層煤層氣開發效果，在資源富集和微構造發育區部署實施了D6-7P1 水平井，試驗密切割、超大規模極限壓裂工藝，該井水平段長1 000 m，壓裂11級，累計入井液量31 892 m3，砂量3 823.5 m3，測試產量超9 萬m3，相比前期試驗井產量大幅提高，取得了較好的增產效果。因此，提高深層煤層氣生產效果，建議采用“密切割、大規模、大砂量”水平井分段壓裂工藝技術，后續還需繼續開展超大規模極限加砂研究，在充分造縫的同時進一步提高有效支撐裂縫的范圍，進一步提高深層煤層氣開發效果。

4 結論

a.深層煤層氣具有“低孔低滲、高含氣量”的儲層特征，常規取心和保壓取心實測含氣量差異較大，深層煤層含氣飽和度高，以吸附氣為主，富含游離氣。基于等溫吸附特征研究，深層煤層氣有效解吸量高，開發潛力大。

b.基于生產資料分析認為，大寧-吉縣區塊深層煤層氣產能主要受資源富集、儲層改造規模的影響，影響有效泄流面積的參數包括壓裂加液強度和加砂強度，其中加砂強度對深層煤層氣產能影響更為明顯。

c.通過對比深層煤層氣與頁巖氣賦存狀態和生產特征，認為深層煤層氣前期產氣特征與頁巖氣相似，由于深層煤層氣具有可觀的解吸氣量，生產中會表現出較長穩產期。因此，將深層煤層氣劃分為以游離氣產出為主的初期高產期、游離氣和吸附氣共同產出的穩產及遞減期和以吸附氣產出為主的低產期三段式產出特征。

d.根據產能影響因素分析，提出了深層煤層氣開發技術對策，建議在微構造發育的資源富集區，采用水平井+大規模分段壓裂工藝技術，以提高深層煤層氣開發效果。優化部署實施的D6-7P1 井采用“密切割、大規模、大砂量”水平井分段壓裂工藝技術，生產效果較好，初始日產超9 萬m3。