鄂爾多斯盆地東緣柳林煤層氣區(qū)塊儲層特征及排采制度建立與優(yōu)化

陳彥麗 劉廣景

(中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司研發(fā)中心，山西 030002)

1 概況

柳林區(qū)塊位于河?xùn)|煤田中段離柳礦區(qū)西部，區(qū)域構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地東緣，處在晉西撓褶帶離石鼻狀構(gòu)造上。區(qū)內(nèi)構(gòu)造簡單，總體為一東北-西南傾斜的單斜構(gòu)造，局部被斷層切割成次一級低幅度小褶曲或斷塊圈閉。

二疊系下統(tǒng)山西組和石炭系上統(tǒng)太原組為該區(qū)主要含煤地層，共含煤14層，煤層埋深110～1000m，煤層平均厚度為 12.70m；可采煤層平均厚度10.49m，煤層頂板以泥巖、砂質(zhì)泥巖、灰?guī)r為主。煤層氣開發(fā)目的層為山西組3+4號、5號煤層和太原組8+9號煤層。煤層埋深總體呈現(xiàn)由東北向西南逐漸加深的趨勢，主要開發(fā)目的層埋深多在300～1000m，對煤層氣勘探開發(fā)比較有利。區(qū)內(nèi)各可采煤層的宏觀煤巖組分以亮煤、鏡煤為主，其次為暗煤夾少量絲炭條帶，煤巖組成上光亮成分相對富集。區(qū)塊內(nèi)各可采煤層鏡質(zhì)組最大反射率在1.39%～1.68%之間，屬Ⅳ-Ⅴ變質(zhì)階段。山西組煤層主要為焦煤，其次是瘦煤，有少量的肥煤。太原組煤層主要以貧瘦煤為主，其次是瘦煤，有少量的貧煤。

2 研究區(qū)儲層特征

2.1 厚度及埋深

研究區(qū)共發(fā)育煤層14層，其中二疊系下統(tǒng)山西組發(fā)育煤層5層，石炭系上統(tǒng)太原組發(fā)育煤層9層。其中山西組的2、 3、 4 (3+4)、 5號煤層，太原組的6、8+9、10號煤為主要可采煤層。

研究區(qū)根據(jù)地理、構(gòu)造、水文等特征基本以三川河為界劃分為南區(qū)和北區(qū)。當(dāng)前煤層氣開發(fā)主力層位主要為北區(qū)3+4、5號煤和南區(qū)8+9號煤。北區(qū)3+4、 5號煤主要開發(fā)井型為 “L” 型單分支篩管完井水平井和定向井(組)，南區(qū)8+9號煤主要開發(fā)井型為 “L” 型分段壓裂水平井和定向井(組)。

鉆井、錄井、測井等資料顯示，全區(qū)為一東北向西南傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角3°～5°，整體構(gòu)造簡單，局部地區(qū)發(fā)育小正斷層。

3+4號煤全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，煤層厚度0.04～5.84m，平均2.3m，自東向西、自北向南逐漸變薄。北區(qū)東部平均厚度超過3.5m，向西變薄且3、4號煤逐漸分叉至間隔3～5m。南區(qū)3、4號煤分開，單層厚度1.0～2.1m，局部區(qū)域3號煤分3上、3下兩層。3+4號煤埋深110～1150m，隨地層傾向方向，東北向西南逐漸變深。

5號煤發(fā)育穩(wěn)定，全區(qū)大部分可采。煤層厚度0.25～5.87m，平均2.19m，與3+4號煤發(fā)育特征基本一致，自東向西、自北向南逐漸變薄。北區(qū)5號煤平均發(fā)育厚度大于2.5m，僅在西北角存在局部尖滅區(qū)。南區(qū)5號煤發(fā)育穩(wěn)定，平均厚度2m左右。3+4號煤與5號煤間隔3～5m，兩套煤層最主要差別為5號煤灰分含量高，平均24.58%，為3+4號煤灰分(13.38%)近2倍(表1)。

表1 研究區(qū)主力開發(fā)煤層工業(yè)組分分析統(tǒng)計

8+9號煤全區(qū)發(fā)育，煤層厚度為0.49～10.21m，平均4.32m，自東南向西北逐漸變厚， 埋深175～1210m。8+9號煤直接頂板為石灰?guī)r。頂板灰?guī)r受全區(qū)東北部露頭水源供給影響，北區(qū)8+9號煤開發(fā)井產(chǎn)水量大，難以降壓。南區(qū)8+9號煤產(chǎn)水較少，厚度穩(wěn)定，為主力開發(fā)層系。

2.2 孔滲特征

壓汞實驗結(jié)果顯示，研究區(qū)主力煤層孔隙以小孔為主，占比達(dá)40%～55%；其次，微孔和大孔，占比20%～30%；中孔發(fā)育少，小于10%。煤層孔容分布范圍在0.0258～0.0413cm3/g。微孔和小孔發(fā)育，有利于煤層氣的儲集和煤層氣資源的富集；中孔發(fā)育較差，在煤層氣開發(fā)中需要進行壓裂改造等措施。

研究區(qū)多口煤層氣井對3+4、5和8+9號煤層進行了注入/壓降試井測試，測試結(jié)果顯示，煤層的滲透率變化范圍較大，非均質(zhì)性強，但整體變化規(guī)律隨著煤層埋深增大而降低，以垂深700m為界滲透率下降明顯(圖1)。

圖1 研究區(qū)埋深與滲透率關(guān)系散點圖

3+4號煤層滲透率為0.02～3.44mD，平均0.5mD；5號煤層滲透率為0.02～2.26mD，平均0.6mD；8+9煤層滲透率為0.01～5.8mD，平均0.35mD。3套煤層滲透率整體與構(gòu)造及埋深一致，表現(xiàn)為東高西低、北高南低的特征。

2.3 含氣性特征

研究區(qū)主力煤層含氣量普遍較高(表2)。3+4號煤空氣干燥基含氣量4.87～15.36m3/t，平均10.98m3/t；在區(qū)域分布上區(qū)塊東南部、中北部含氣量較高，東北部和中南部含氣量較低。5號煤含氣量2.11～9.93m3/t，平均8.64m3/t；中部部分區(qū)域>8m3/t。8+9號煤含氣量5.14～10.98m3/t，平均8.96m3/t，呈現(xiàn)出東、西高，中部低的特點。

表2 煤層含氣量測試結(jié)果統(tǒng)計

根據(jù)實測儲層壓力、含氣量和等溫吸附實驗數(shù)據(jù)，3+4號煤層的含氣飽和度在12.62%～100%，平均67.41%，區(qū)塊大部分區(qū)域欠飽和，在研究區(qū)東部部分區(qū)域達(dá)到飽和；5號煤層含氣飽和度在14.81%～100%，平均61.67%，區(qū)塊大部分區(qū)域欠飽和，在研究區(qū)東部部分區(qū)域達(dá)到飽和；8+9號煤層含氣飽和度在17%～94%，平均53.19%，研究區(qū)中部含氣飽和度較低。

3 研究區(qū)開發(fā)特征

3.1 開發(fā)效果

研究區(qū)當(dāng)前投產(chǎn)水平井及定向井160余口，日產(chǎn)氣約40×104m3。其中已進入穩(wěn)產(chǎn)期的井119口，包括“L”型篩管完井單分支水平井42口，開發(fā)層位為山西組3+4號煤；“L”分段壓裂單分支水平井1口，開發(fā)層位為8+9號煤；定向井77口，主要開發(fā)層位為3+4、5號煤，其中8口開發(fā)南區(qū)8+9號煤。

水平井當(dāng)前平均日產(chǎn)氣3400m3，平均達(dá)產(chǎn)率73%。研究區(qū)自東向西達(dá)產(chǎn)率逐漸降低，由210%逐漸降至34%。研究區(qū)東部單井最高日產(chǎn)氣16000m3，西部單井日產(chǎn)氣1500～2000m3，東西部差異大。

定向井當(dāng)前平均日產(chǎn)氣2039m3，平均達(dá)產(chǎn)率117%。與水平井趨勢一致，自東向西達(dá)產(chǎn)率逐漸降低。研究區(qū)東部單井最高日產(chǎn)氣14000m3，西部單井日產(chǎn)氣500～1000m3，東西部差異大。

隨著研究區(qū)各區(qū)域生產(chǎn)井?dāng)?shù)量增加和排采數(shù)據(jù)增多，通過總結(jié)分析儲層特征變化及現(xiàn)有井生產(chǎn)制度，發(fā)現(xiàn)研究區(qū)東西部產(chǎn)量差異大主要原因為排采制度不合理，缺乏針對性。研究區(qū)東部儲層埋深淺、滲透率高且靠近煤礦采動區(qū)，受煤礦采動影響地應(yīng)力釋放，進一步改善儲層滲透性，該區(qū)域水平井和定向井達(dá)產(chǎn)率高，平均超過100%，且穩(wěn)產(chǎn)周期長，該區(qū)投產(chǎn)井臨儲比0.85～1.0；研究區(qū)西部儲層埋深逐漸變大，滲透率明顯降低，初始地層壓力平均高于東部2MPa以上，地層處于原始壓力狀態(tài)，該區(qū)投產(chǎn)井臨儲比0.5～0.65，排采曲線特征顯示峰值氣量低、穩(wěn)產(chǎn)周期短、產(chǎn)量遞減快。

3.2 研究區(qū)排采制度及優(yōu)化

研究區(qū)西部與東部相比，西部儲層埋深大、滲透率低，在排采控制過程中要制定針對性排采制度，采取更緩慢的降壓提產(chǎn)方式。當(dāng)前排采制度存在問題：(1)缺乏針對性。全區(qū)投產(chǎn)井基本按照同一套排采控制措施，未按照不同區(qū)域、不同儲層條件制定相應(yīng)的排采制度；(2)排采階段劃分不明確。未按照研究區(qū)煤層氣井排采過程細(xì)化排采階段，制定各階段排采控制措施。

排采制度重點體現(xiàn)在各階段流壓控制措施上，通過統(tǒng)計分析研究區(qū)100余口投產(chǎn)井埋深、日均流壓降幅數(shù)據(jù)及關(guān)系(圖2)，結(jié)果表明：(1)研究區(qū)在產(chǎn)井埋深范圍主要在400～900m；(2)水平井、定向井日均流壓降幅與埋深相關(guān)性差，經(jīng)擬合R2≈0.15，即側(cè)面反應(yīng)當(dāng)前排采制度未能隨著西部投產(chǎn)井?dāng)?shù)量逐漸增加而做出相應(yīng)調(diào)整，排采制度缺乏精細(xì)化及針對性調(diào)整。

圖2 研究區(qū)各井埋深與日均流壓降幅關(guān)系散點圖

通過分析研究區(qū)各投產(chǎn)井平均產(chǎn)氣與日均流壓降幅之間關(guān)系(圖3)，根據(jù)其特征及反映現(xiàn)象，將其劃分為A、B、C、D四個區(qū)域。A區(qū)為高產(chǎn)井集中區(qū)域，該區(qū)井日均流壓降幅小于20kPa，且產(chǎn)氣與流壓降幅相關(guān)性較強，日均流壓降幅越小，產(chǎn)氣效果越好。B區(qū)井產(chǎn)量低主要原因為煤層厚度變化區(qū)域及距離煤礦采空區(qū)太近初始壓裂低，排采控制不是低產(chǎn)主要原因。而C、D區(qū)日均流壓降幅過高區(qū)域基本無高產(chǎn)井。

圖3 研究區(qū)各井平均產(chǎn)氣與日均流壓降幅關(guān)系散點圖

上述分析中流壓降幅為生產(chǎn)井投產(chǎn)至穩(wěn)產(chǎn)期間平均流壓降幅，不能很好地反映各排采階段流壓控制情況。通過上述分析并結(jié)合現(xiàn)場煤層氣井排采情況，將研究區(qū)煤層氣井排采過程劃分為三個階段：Ⅰ：單相產(chǎn)水快速降壓階段。Ⅱ：氣水兩相流緩慢提產(chǎn)階段。Ⅲ：穩(wěn)定降壓穩(wěn)產(chǎn)階段。

對研究區(qū)不同區(qū)域儲層資源條件差異小、物性條件差異大，即高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)井與高產(chǎn)遞減快的井進行分階段排采過程參數(shù)統(tǒng)計對比發(fā)現(xiàn)，階段Ⅰ單相產(chǎn)水快速降壓階段，適當(dāng)加快流壓降幅對井后續(xù)提產(chǎn)及穩(wěn)產(chǎn)影響不明顯。差別主要體現(xiàn)在階段Ⅱ氣水兩相流緩慢提產(chǎn)階段和階段Ⅲ穩(wěn)定降壓穩(wěn)產(chǎn)階段(表3、圖4)，這兩個階段是精細(xì)化排采控制的關(guān)鍵階段，需針對儲層物性特征制定詳細(xì)的排采控制措施以保障壓降漏斗的擴展，增大泄流面積。對埋深大、物性差區(qū)域內(nèi)的生產(chǎn)井要堅持緩慢、連續(xù)排采的原則，避免因流壓降幅過快導(dǎo)致的速敏效應(yīng)。

表3 研究區(qū)穩(wěn)產(chǎn)與非穩(wěn)產(chǎn)井各排采階段參數(shù)控制對比統(tǒng)計

圖4 研究區(qū)穩(wěn)產(chǎn)與非穩(wěn)產(chǎn)井典型生產(chǎn)曲線階段劃分對比

通過上述分析，認(rèn)為柳林煤層氣區(qū)塊整體儲層資源條件較好，有利于煤層氣開發(fā)，但隨著井?dāng)?shù)及儲層平面展布特征認(rèn)識的增加，排采需針對儲層特征制定精細(xì)化、針對性排采制度。針對研究區(qū)儲層埋深及物性分布范圍和特征，并在現(xiàn)有生產(chǎn)井排采數(shù)據(jù)分析的基礎(chǔ)上，認(rèn)為單相產(chǎn)水快速降壓階段井底流壓日降幅建議控制在30～55kPa以內(nèi)；氣水兩相流緩慢提產(chǎn)階段井底流壓日降幅建議控制在5～15kPa，對埋深大滲透率低的區(qū)域配合階梯降壓提產(chǎn)，效果更好；穩(wěn)定降壓穩(wěn)產(chǎn)階段井底流壓日降幅建議控制在3～10kPa。在實際實施過程中，根據(jù)單井特征，按照“一井一策”精細(xì)化制定排采制度。