鄂爾多斯盆地保德區塊煤層氣藏描述與提高采收率關鍵技術

徐鳳銀 張 偉 李子玲 張 雷1, 張繼坤 侯 偉1, 成前輝1,李永臣1, 張慶豐 郝 帥 魏振吉1, 尚延潔 趙 剛

1.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司 2. 中國石油學會 3. 中國石油煤層氣有限責任公司

0 引言

近年來，我國能源供給面臨嚴峻挑戰，天然氣進口依存度不斷提高，煤層氣已成為非常規天然氣勘探開發實現增儲上產、保障能源安全、促進綠色低碳發展的重要能源[1]。據統計，賦存在不同深度和地域的全國煤層氣地質資源總量在80×1012m3左右，包括陸地2 000 m以淺的30.05×1012m3[2]、2 000 m以深的40.47×1012m3[3]以及近海海域的7×1012～11.5×1012m3[4]。沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣等地區先后實現了煤層氣商業開發。其中，作為我國中低階煤層氣勘探開發領頭羊的鄂爾多斯盆地東緣保德區塊，現已累計探明煤層氣地質儲量343.54×108m3，累計煤層氣產量46×108m3。然而，與美國、加拿大、澳大利亞等成功實現煤層氣商業開采的國家相比[5]，業界普遍認為中國煤層氣地質條件復雜、單井產量低阻礙了產業的快速發展，即“低滲、低壓、低飽和”導致了中國煤層氣產業“低工程成功率、低產能轉化率、低資源動用率”[6]。由此，提高煤層氣單井產量和整體采收率、實現煤層氣高效開發一直是學界和工業界努力的方向。目前國內學者在描述儲層孔裂隙系統、儲層動態變化及地應力等方面取得了一定進展[7]，用多種手段精細描述了煤儲層雙孔隙系統及其影響因素[8]，研究了地應力特征及其對儲層物性的影響[9-11]，揭示了煤層含氣量、儲層壓力、解吸速率、孔裂隙結構及滲透率是影響煤層氣井采收率的主要因素[12-18]。在提高采收率技術方面，相關科研人員提出了外加人工電磁場[19]、氣潤濕反轉方法[20]、水平井水力造穴/割縫法[21-22]、二氧化碳/煙道氣/氮氣注入煤層[23-25]、振動波/可控沖擊法[26-28]、注熱開采法[29]、水力/氣體/泡沫壓裂技術[30-32]、生物氣化技術[33]等并進行了試驗。然而，由于煤儲層地質條件復雜，目前國內尚未形成成熟而廣泛適用的提高煤層氣采收率技術。在勘探開發實踐過程中發現，保德區塊部分井區存在低滲透、易產出煤粉和強非均質性等地質特征，同時也存在井底流壓低、單井產量低、衰減速度快、穩產時間短、采出程度低、井控面積小等生產特點，要提高煤層氣采收率、實現煤層氣效益開發，面臨著諸多技術挑戰。因此，“十三五”期間，借助于國家科技重大專項項目“煤層氣高效增產及排采關鍵技術研究”（編號：2016ZX05042），以深入認識儲層、提高采收率技術研發與應用為主線，進一步轉變思路，創新提出以提高單井產量和整體采收率為核心目標的勘探開發全生命周期靜態與動態融合、產量與效益平衡、地質與工程一體、儲層穩能與保護并舉“四位一體”開發理念，建立了適宜保德氣田提高采收率的勘探開發技術體系，并持續深化創新，助力近兩年實現區內煤層氣高效開發，為我國煤層氣增儲、上產和穩產提供參考。

1 研究區概況

1.1 地質背景

保德區塊位于鄂爾多斯盆地東緣的北部區域，構造位置處于晉西撓褶帶上。保德區塊主體構造較為簡單，總體上表現為向NW傾斜的大型單斜構造。區塊西部地層寬緩，傾角3°～7°；東部地層則相對較陡，傾角增至5°～10°，局部發育一些規模不大的斷層（圖1）。

圖1 保德區塊構造綱要圖

區內含煤地層主要為山西組和太原組（圖2）。山西組為一套以河流相、三角洲相為主的含煤沉積，厚度 30～116 m。巖性主要由灰白色砂巖、粉砂巖，灰色砂質泥巖、碳質泥巖及煤層組成，共含煤層6～8層。太原組為一套海陸交互相含煤沉積，巖性主要為黑灰色砂質泥巖，灰白色中—粗砂巖、細砂巖，灰色石灰巖、泥灰巖及煤層，共含煤層 7 層。山西組和太原組共發育煤層13～15層，煤層總厚度可達8～32 m。區塊煤層氣勘探開發的主力目的層是山西組4+5號煤層與太原組8+9號煤層，2套煤層間距為50～90 m。其中，4+5號煤層位于山西組下段，全區穩定發育，煤層厚度一般在2.80～12.14 m之間，平均厚度為6.45 m；8+9號煤層位于太原組中段，全區穩定發育，煤層厚度一般介于2.21～16.26 m，平均厚度為9.16 m。

圖2 保德區塊含煤地層綜合柱狀圖

1.2 煤層氣勘探開發概況

保德區塊從2004年開始由中國和國外公司合作進行煤層氣勘探，2009年7月轉為自營，2010年進入勘探開發技術試驗階段，2012年起進入規模開發階段，啟動5×108m3的產能建設。區塊內煤層氣開發井普遍采用成熟的叢式井鉆井工藝、活性水加砂壓裂改造方式，鉆完井工藝基本相同，排采控制也全部采用“五段式”排采法。根據不同地質條件，嘗試了單層（4+5號煤層或8+9號煤層）、合層（4+5號煤層和8+9號煤層）、先單層后合層、先合層后封堵單層等不同的開發方式。截至2022年底，單層開發4+5號煤層累計65井次，單層開發8+9號煤層累計45井次，兩層合層開發累計718井次。目前，保德區塊已累計完鉆1 100口井，其中960口為在排井。自2015年以來，區內5×108m3以上穩產已達7年，成為國內中低煤階煤層氣開發的標桿。

2 煤層氣藏精細描述

2.1 全生命周期煤儲層精細描述技術

煤層氣藏精細描述是指利用煤礦井下觀察、露頭和煤心描述、地震和測井、鉆完井、實驗測試分析、注入壓降試井、小型壓裂測試、試采和排采、流體監測、壓力恢復測試、干擾測試等方式獲取數據和資料，以查明煤層氣藏精細地質特征和剩余儲量分布特征，提供精細地質及剩余儲量模型，解決煤層氣已開發區優質資源分布預測和可動用儲量評價難題等目標所進行的多學科綜合研究，研究成果直接服務于煤層氣藏高效開發。因此，煤層氣藏精細描述對于煤層氣井和煤層氣田實現穩產、提高整體采收率都具有非常重要的意義。以此為基礎，研究建立了保德區塊動態與靜態融合的全生命周期煤儲層精細描述技術規范和流程，包括18項參數、7個步驟、“3表、9圖、3模型”。“18項參數”包括靜態和動態各9項參數，靜態描述參數包括構造、煤層厚度、煤巖類型和煤體結構、含氣性、儲層物性、煤層頂底板特征、水文特征、埋深與地應力、巖石力學等9個參數指標，動態描述參數包括等溫吸附特征、臨界解吸壓力、儲層壓力、井底壓力、壓降擴展、單位壓降產氣量、產氣量、產水量、剩余可采儲量等9個參數指標（表1）；“7個步驟”包括靜態特征描述、動態特征描述、開發單元劃分、地質建模、開發單元評價、剩余儲量評價、開發調整建議等；“3表”包括儲層特征統計表、排采成果統計表、剩余儲量計算表；“9圖”包括煤層頂面構造等值線圖、煤層埋深等值線圖、煤層含氣量等值線圖、煤層厚度等值線圖、煤層臨儲比等值線圖、水文單元劃分圖、宏觀煤巖類型劃分圖、壓降分布圖、動態滲透率變化圖；“3模型”包括構造—地層模型、儲層屬性模型、剩余儲量分布模型（圖3）。

圖3 全生命周期煤層氣藏精細描述技術路線圖

表1 煤層氣藏精細描述靜態特征和動態特征描述參數指標體系表

2.2 靜態特征描述

基于煤層氣藏靜態描述參數指標體系（表1），針對保德區塊山西組4+5號煤層和太原組8+9號煤層，分別對構造、煤層厚度、煤體結構、含氣量、滲透率、煤層頂底板特征、水文特征、埋深與地應力9個參數進行了精細描述，并結合煤層氣井產氣情況，查明了靜態地質特征中影響產氣量的主控因素。

2.2.1 構造特征

通過精細刻畫微構造形態，在資源保證的情況下，發現區塊北部產量與微構造形態相關性明顯（圖4、5），表現為高產井分布與鼻隆、低產井分布與溝槽構造相關性高達93%，由此揭示了微構造是控制局部低產的原因。將此控制機理進一步應用到了開發調整項目，結果顯示，2017—2018年實施的建產項目的產能到位率已達到82%，且仍處于上產階段，顯示出了鼻隆區較高的開發潛力，進一步了證實本認識的可靠性。

圖4 保德區塊排采井最高日產氣量等值線圖

2.2.2 煤層厚度

4+5號煤層和8+9號煤層總厚度一般介于6～28 m，但其分布并不均勻，總體上呈現西厚東薄、北厚南薄的特征（圖6），與產氣相關性較高。在兩套主力煤層總厚度大于20 m的區域，開發效果相對較好。

圖5 保德區塊8+9號煤層頂面構造等值線圖

圖6 保德區塊4+5和8+9號煤層總厚度分布等值線圖

2.2.3 煤巖類型和煤體結構

4+5號煤層和8+9號煤層宏觀煤巖成分主要以暗煤為主，亮煤及鏡煤次之，偶見鏡煤條帶和絲炭線理。宏觀煤巖類型以半暗型、半亮型最為常見，呈塊狀結構，部分表現為線理狀和細條帶—線理狀結構。煤樣呈黑色—棕黑色，弱玻璃光澤，參差狀或階梯狀斷口，煤心多呈短柱狀，煤體結構整體以原生結構煤為主。區塊煤巖類型和煤體結構無較大變化，該參數并不是導致區塊產氣量差異的主要因素。

2.2.4 含氣量

區塊為典型中低階煤，含氣量較中、高煤階煤偏低，其中4+5號煤層含氣量介于5.0～9.5 m3/t，平均為6.8 m3/t；8+9號煤層含氣量介于4.0～10.5 m3/t，平均為6.5 m3/t。含氣量受埋深影響較大，隨著埋深的增加，含氣量逐漸增大，在平面上表現為東低、西高展布特征（圖7）。研究發現含氣量分布與煤層氣井產氣量相關性較差。

圖7 保德區塊4+5和8+9號煤層含氣量與埋深疊合分布等值線圖

2.2.5 滲透率

區塊煤儲層滲透率普遍較高，其中山西組4+5號煤層的滲透率一般在0.14～6.21 mD，平均為3.76 mD；太原組8+9號煤層的滲透率一般在0.35～4.86 mD，平均達3.30 mD（圖8）。整體來講，該區煤儲層滲透性普遍較好，有利于煤層氣的運移和產出，但與煤層氣井產氣量相關性較差。

圖8 保德區塊4+5和8+9號煤層滲透率分布等值線圖

2.2.6 煤層頂底板

4+5號煤層頂底板在保德區塊中部砂巖較為發育，其余區域以泥巖為主，局部發育砂巖；8+9號煤層頂底板以泥巖、炭質泥巖為主，局部發育砂巖。研究發現，區內高產水井多分布在一套或幾套砂巖與煤層距離較小的位置，反映了煤層頂底板發育含水砂巖易造成排采過程中產水量大、降液困難。

2.2.7 水文特征

根據水動力強度的大小，自東向西可劃分為補給區、徑流區、滯流區或排泄區。地下水原始礦化度是判定地層封閉性的一個重要指標，其與地下水的交替強度呈負相關關系，即地下水礦化度較高，地下水交替能力相對較弱，反之則較強。而地下水的交替強弱會對煤層氣藏造成不同程度的破壞。根據煤層氣排采井井口水樣檢測結果，區內煤層氣井產出水礦化度介于1 000～15 000 mg/L，平面上由SE向NW逐漸增大，反映由SE向NW水動力逐漸減弱，水文地質帶由徑流區、弱徑流區逐漸過渡到滯留區。區內南部整體水動力較為活躍，煤層氣保存條件相對較差。煤層氣井產氣量與產出水礦化度相關性較強，高產氣井的產出水礦化度多介于2 000～5 000 mg/L。

2.2.8 埋深與地應力

主體煤層埋深一般在400～1 800 m之間，煤層的埋深總體上自東向西逐漸加深（圖7）。東部地區由于地層抬升，地表遭受剝蝕，埋深一般小于300 m，局部山西組4+5號煤層出露地表。兩套煤層平面變化趨勢基本一致。

絕大部分區域煤儲層地應力在4～24 MPa之間，總體上地應力隨埋深的增大而增大。通過區內陣列聲波測井解釋成果發現，煤層及煤層底板各向異性相對較強，區塊最大水平主應力方位為45°左右，說明主要受北偏東構造應力的影響。

2.3 動態特征描述

基于煤層氣藏動態描述參數指標體系（表1），針對4+5號煤層與8+9號煤層，分別對其等溫吸附參數、臨界解吸壓力、儲層壓力、壓降擴展、單位壓降累計產氣量、產氣量、產水量和剩余可采儲量等8個參數進行了精細描述，并與煤層氣井產氣情況結合，分析動態特征中影響產氣量的主控因素。

2.3.1 等溫吸附參數

山西組4+5號煤層蘭氏體積（VL）介于11.17～16.64 cm3/g，平均為13.91 cm3/g；蘭氏壓力（pL）介于2.28～4.03 MPa，平均為3.16 MPa；太原組8+9號煤層VL介于12.82～18.16 cm3/g，平均為15.49 cm3/g；pL介于1.99～3.02 MPa，平均為2.51 MPa。煤儲層的VL總體上隨著最大鏡質組反射率的增高而增大，兩者顯示出較強的相關性。8+9號煤層的VL普遍要高于4+5號煤層。

2.3.2 儲層壓力

根據煤層氣井注入/壓降試井測試資料顯示，區塊儲層壓力介于2.7～11.77 MPa，平均為6.01 MPa。4+5號煤層儲層壓力梯度介于0.72～0.98 MPa/100 m，平均為0.84 MPa/100 m；8+9號煤層儲層壓力梯度為0.3～1.1 MPa/100 m，平均為0.72 MPa/100 m。總體上，煤儲層處于欠壓狀態；8+9號煤層儲層在西南部處于正常—超壓壓力狀態。隨著埋深的增加，煤儲層壓力逐漸增大，兩者呈現較好的線性正相關關系。

2.3.3 臨界解吸壓力和臨儲比

4+5號煤層的臨界解吸壓力在4.00～6.50 MPa之間，儲層壓力與臨界解吸壓力之差平均為2.40 MPa；臨界解吸壓力與儲層壓力之比為0.60～1.00。8+9號煤層的臨界解吸壓力介于4.00～6.80 MPa，儲層壓力與臨界解吸壓力之差為0.80～3.73 MPa；臨界解吸壓力與儲層壓力之比為0.60～1.00。總體來說保德區塊臨儲比整體較高，有利于氣體產出，實際排采結果也基本證明了這一點，煤層氣井見氣時間介于0～531 d，有164口井見氣時間小于10 d，整體見氣時間較短。

2.3.4 壓降擴展

基于不同相態下的煤層氣滲流數學模型，運用反褶積試井解釋軟件，用生產數據可計算不同生產階段的壓降半徑。以B1-20X1井為例，排水降壓階段（第30天），儲層壓降的影響范圍僅在井筒附近；隨著排采的繼續（第90天），壓降范圍在橫向上向外擴展變大，在縱向上向下延伸，產氣量逐漸上升；到第1 110天時，進入穩產階段，壓降擴展逐漸變慢。模擬計算發現，該井排水降壓階段、產氣量上升階段和穩產階段的平均壓降半徑分別為92.46 m、136.19 m和236.79 m。可以發現，隨著排采的進行，壓降漏斗在逐漸向外擴展，擴展速度呈現由快變慢的特點（圖9）。

圖9 保德區塊B1-20X1井不同階段壓降漏斗擴展模型圖

2.3.5 單位壓降累計產氣量

依據兩套煤層的厚度、含氣量等地質參數將工區北部由北向南劃分為3個排采單元，分別對上產期和穩產期進行了單位壓降累計產氣量的統計（表 2）。排采1單元地質條件最好，在上產階段井底流壓為2～6 MPa、壓降速率在1 MPa/a、單位壓降累計產氣量為79×104m3/MPa；在穩產階段井底流壓為1～2 MPa、壓降速率在0.25 MPa/a、單位壓降累計產氣量為550×104m3/MPa。排采2單元、排采3單元地質條件逐漸變差，不管是在上產階段還是穩產階段，單位壓降累計產氣量均逐漸降低。

表2 保德區塊不同排采單元單位壓降累計產氣量統計表

2.3.6 產氣量

“十三五”期間，在精細化排采、老井綜合治理和新井部署的條件下，日產氣量穩定在150×104m3左右，累計產氣量36.65×108m3（圖10），整體生產運行較為平穩。截至“十三五”末，保德區塊排采井875口，其中日產氣量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日產氣量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主體日產氣量小于2 600 m3，占比80%。平面上，以北部排采1、2單元開發效果最佳，向南逐漸變差；其中排采1、2、3單元目前平均單井日產氣量分別為4 030 m3、2 850 m3和1 320 m3，平均單井采出程度分別為23%、13%和8%。

圖10 保德區塊“十三五”期間平均日產氣量和累計產氣量圖

2.3.7 產水量

“十三五”期間，保德區塊基本實現了區域面積降壓，進入雙相流階段后，產水量逐漸降低，由2016年的平均日產水13.55 m3降至2020年的8.05 m3（圖11）。截至“十三五”末，排采井875口，日產水量小于5 m3的井占到53%，日產水量5～10 m3的井數占比25%。平面上，單井產水量主要受到微構造影響，鼻隆和斜坡區日產水量較低，溝槽構造區日產水量較高；其中鼻隆、斜坡、溝槽構造區目前平均日產水量分別為9 m3、13 m3和28 m3。

圖11 保德區塊“十三五”期間平均日產水量圖

2.3.8 剩余可采儲量

2016—2020年，通過產量遞減法對保德區塊全區的剩余經濟可采儲量進行了持續跟蹤計算（表3）。2020年評估結果顯示剩余經濟可采儲量49.80×108m3，其中已開發正生產儲量（PDP）為40.07×108m3，已開發未生產儲量（PDNP）為6.32×108m3，證實已開發儲量（PD）為46.39×108m3，證實未開發儲量（PUD）為3.41×108m3，較2019年正修正5.59×108m3。

表3 保德區塊剩余經濟可采儲量年度計算表

3 產能評價與采收率預測

3.1 產能評價

3.1.1 單井穩產影響因素分析

貫穿煤層氣開發全過程的工程技術，是以客觀的地質要素為基礎，以實踐獲取的工程要素為約束。基于地質與工程實踐，解剖了影響煤層氣單井穩定產氣量與其控制范圍四大類條件：資源條件、保存條件、可采條件和排采特征，進一步又劃分出若干子因素。由于煤層的非均質性很強，導致單井產氣量差異較大，因此逐項分析其影響因素（表4），從而確定關鍵的影響因素并確定適宜的定量指標。以保德區塊北部開發區為例，逐一分析了各子因素對煤層氣井穩定產能的影響，厘定出單位面積等效資源量、局部高差等效高度、礦化度值、臨儲比、歷史最高產水量、見套壓產水量、井底壓力和單位壓降產氣量等8個子因素，為影響工區北部煤層氣井穩定產能的最重要因素。

表4 保德區塊北部開發區單井穩產影響因素分析表

3.1.2 評價指標與分析方法

在關鍵因素分析基礎上，通過量化上述8個產能評價因素指標，建立了參數擬合、曲線類比及動態分析3種單井穩定產氣量的分析方法（圖12），它們分別代表著氣井的靜態物質基礎、動態發展能力和實際生產表現特征。技術的關鍵是將評價指標分為見氣前靜態和見氣后動態兩大類指標。

圖12 煤層氣井產能評價方法體系圖

3.1.2.1 參數擬合法

本方法通過靜態指標求取，反映了地質基礎條件差異對單井的影響，單井見套壓后即可使用該方法進行預測。資源條件、保存條件及可采條件中的6項指標是穩產的基礎條件，煤層氣單井在后期反映出來的排采效果是這些條件綜合作用的一個結果，因此這里將6項指標與單井穩定產氣量進行擬合，得到穩定產氣量求取模型（圖13）。

圖13 參數擬合法計算模型圖

首先根據6項指標定義了x、y為綜合評價參數，z為穩定產氣量，其計算公式為：

通過對x、y和z開展線性擬合，相關性較好。其擬合公式為：

由公式（1）～（4）可得到：

3.1.2.2 曲線推測法

通過統計研究發現，保德區塊煤層氣井產氣后產量動態變化與井底壓力符合冪關系（圖14），因此可以借鑒常規氣藏的擬穩態方程分析方法進行分析。

圖14 保德區塊煤層氣井產氣量與井底壓力關系圖

根據擬穩態方程，煤層氣在地層的流態分為層流和紊流兩部分，其中層流狀態導致地層能量的消耗低于紊流狀態，更利于氣藏的開發，因此可通過曲線大致推測應保持的穩定產氣量，其代表的是煤層氣井產量動態發展能力。其中為紊流部分，為層流部分。

式中p開表示開井時的井底流壓，MPa；pwf表示目前井底流壓，MPa；表示某一時刻產氣量，m3/d。

3.1.2.3 直接求取法

該方法對排采過程兩個典型階段“井底流壓降低使得產氣量提高”“井底流壓回升導致產氣量降低”中壓力變化所引起的產量變化進行了分析（圖15），其代表的是實際生產表現特征。分別定義ΔQ升、ΔQ降為日產氣量升、降變化幅度，Δp升、Δp降為井底流壓升、降變化幅度。

圖15 直接求取法示意圖

分析發現，ΔQ降/Δp升是井底流壓自然回升、產量自然降低的變化速度，它反映了煤儲層本身的最大彈性恢復能力，是增產速度的極限。因此為保護儲層，增產不應超過該自然增產能力，即合理情況下，（ΔQ升/Δp降）≤（ΔQ降/Δp升），這樣既不超過地層自然增產能力，也有利于實現單井經濟效益最大化，并以此得到對應的穩定產作為合理穩產水平。

3.1.3 穩產能力確定

參數擬合法建立在資源條件、保存條件及可采條件等靜態特征的基礎上，主要評估了單井的靜態穩產能力；曲線推測法建立在產氣量與井底壓力動態變化的基礎上，主要評估了單井的動態發展能力；直接求取法建立在單井實際生產狀態的基礎上，主要評估了單井的實際生產表現。以上3種方法求取的穩定產氣能力與實際產氣量吻合度為分別為81%、92%和98%，其中直接求取法求得的穩定產氣能力最接近實際情況。3種方法分別代表了單井的穩產基礎、發展及生產表現能力，均應考慮到穩產能力的求取過程中，但應根據吻合度高低進行加權，系數最終確定為0.2、0.3及0.5。

綜合對比三種方法的可靠程度，按照0.2、0.3及0.5的加權系數，從單井到區塊，求取穩產能力（表5）。評價結果顯示：①評價計算的單井理論穩產能力以及理論總穩產能力，與實際的單井穩產能力以及實際總穩產能力十分吻合，理論值略高，反映了所建立的產能評價體系較為合理；②區塊北部開發區3個單元煤層氣井產能差異明顯，無論是單井還是總穩產能力，排采1單元都要明顯優于排采2單元和排采3單元；③評價計算的單井理論穩產能力以及理論總穩產能力與實際值吻合度達95%。

表5 保德區塊北部開發區穩產能力確定表

3.2 采收率預測

基于煤層氣藏精細描述和產能評價成果，綜合運用Arps遞減分析、預測模型、現代產量遞減分析和數值模擬等4類方法，建立了煤層氣開發指標預測技術（圖 16），解決了煤層氣開發指標預測難題。

圖16 煤層氣開發指標預測技術圖

當產量達到經濟極限，即經濟效益為0時，生產結束，此時的產量為經濟極限產量。按照SEC儲量評估標準，計算得到保德區塊單井經濟極限產量為216 m3/d。在生產歷史擬合效果較好的參數場上，預測單井開采至廢棄（降至經濟極限產量）時的累產量（考慮生產因素，預測階段按330天/年）（圖 17）。根據確定的廢棄條件，對不同單井進行預測，發現不同單井生產年限各不相同。通過對470口井的產能預測分析，一般在18～25 a之間。通過對生產年限內的累產氣預測，確定北部開發區單井可采儲量分布在300×104～3 000×104m3之間，不同單元之間差異較大，北部開發區整體可采儲量為80×108m3左右。

圖17 保德區塊北部開發區典型單井日產和累產預測曲線圖

在儲量動態評估的基礎上，結合可采儲量計算結果得到單井采收率。結果表明：保德區塊北部開發區穩產期結束后單井采出程度為10%～60%，平均為24%。其中穩產產量大于2 600 m3的井共212口，平均采出程度為40%，與地質條件相似的黑勇士盆地相當（39%）；其中穩產產量小于2 600 m3的井共302口，平均采出程度為12%。該類井中采出程度低于20%井占86%。北部開發區生產期末單井采收率為10%～75%，平均采收率為35%；其中穩產產量大于2 600 m3的井共212口，平均采收率為62%；其中穩產產量小于2 600 m3的井共302口，平均采收率為21%。基于單井采收率的預測分布圖（圖 18），發現北部地區煤層氣井的采收率明顯要優于南部地區。

圖18 保德區塊北部開發區單井采收率預測分布圖

4 一體化提高采收率技術對策與實施效果

4.1 產能與效益平衡的煤層氣井網井距優化技術

井網密度與氣藏的產氣能力、整體采收率及經濟效益息息相關，是關系到氣藏經濟開發的關鍵指標。井網密度的增加，一方面有利于井與井之間形成有效的井間干擾，以達到提高氣井采收率的目的，但當井網密度達到一定值后，井距的進一步增加對產能和整體采收率的影響不大[18]。另一方面，井網密度的增加，會導致氣田單井采氣成本增高，難以實現經濟效益。因此，平衡單井產量與經濟效益之間的關系是井網密度優化研究的核心任務。

根據煤儲層條件和排水降壓—解吸—產氣特點，綜合采用煤巖評價、動態分析、數值模擬和經濟評價等方法，形成了井網井距優化技術流程（圖19），解決了煤層氣井網井距的定量化評價難題，提出了排采1單元和2單元的最優井距為280～300 m，而排采3單元的最優井距為300～320 m。在此基礎上，在1單元井網完善及滾動擴邊一期部署方案調整過程中進行調減，避免了開發部署失誤；在二期井位部署方案中未對現有井網進行加密。目前，34口完善井網井日產氣量3.3×104m3，與前期的加密井網產能相比，煤層氣采收率提高了8%～13%。

圖19 煤層氣井網井距優化技術流程圖

4.2 地質與工程一體化的煤層氣井上產穩產技術

水力壓裂技術是提高煤層氣采收率的重要技術手段。煤層水力壓裂能更好地創造出比較發育的裂縫網絡，從而達到快速排水降壓的效果，同時在降低井筒周圍壓力的同時增大了儲層壓力。因為受到了煤層降壓的作用，甲烷氣體解吸表面積增大，保證了氣體可以持續釋放。實際數據表明，此時產量和壓裂之前相比較，增加了5～20倍[31]。與常規壓裂規模相比，在大砂量、大液量泵注條件下可使儲層形成大規模復雜的幾何網絡結構裂縫，增加了裂縫尺寸及導流能力。

在2022年針對滾動擴邊項目中的B1-78井組，開展了不同壓裂規模對比試驗。其中，B1-78X2井壓裂加砂量78 m3，壓裂液量1 200 m3；B1-78X3井壓裂加砂量201 m3，壓裂液量1 910 m3。試驗表明，在相同的地質條件及壓裂工藝下，實施更高加砂量及壓裂液量的B1-78X3井獲得了更優的產氣效果（表6），目前排采313天后日產氣量達到3 680 m3，是B1-78X2井日產氣量668 m3的5.5倍（圖20），該井預測采收率提高了27%。

表6 B1-78井組不同單井壓裂規模及產氣對比表

圖20 B1-78井組不同壓裂規模單井排采曲線圖

4.3 儲層穩能與保護并舉的煤層氣井定量化排采技術

實踐表明，煤層氣儲層物性差，一旦發生儲層損害，將會使得煤層氣井產量降低甚至不能產氣。其根源在于開發速度過快致使儲層能量不穩定釋放，導致敏感性極強的煤儲層可能受到嚴重傷害。因此，在煤層氣生產過程中，必須采用合適的排采制度，實現儲層能量穩定與儲層保護協同。為實現“煤層壓降傳播最快、滲透性降低最小、解吸面積最大、單井累積產量最大”這一目標，研究建立了考慮煤巖動態滲透率和氣水兩相滲流狀態的煤層氣井排采動態評價和預測模型（圖21），提出了煤層氣井定量化排采控制方法。

圖21 煤層氣井三階段多目標最優化定量排采模式技術路線圖

在現場實現煤層氣定量化排采的最直接措施是通過控制動液面高度和產水量來控制井底流壓。在煤層氣井生產的早期排水、解吸區擴展和全區解吸3個階段，壓力下降過快，會導致儲層滲透性傷害嚴重；而壓力下降過慢，產量則過低且不經濟。所以一定存在一個經濟窗口，并且在這個經濟窗口中也一定有一條最優的降壓路徑。如圖22所示，通過建立三段式井底流壓下降模型來表現經濟窗口，基于此設計出了相應的定量化排采軟件中的設計模塊，通過使“早期壓力傳播速度、有效滲透率、解吸區擴展范圍和累產氣量”4個目標函數的綜合目標函數值最大，可達到優化最佳井底流壓下降路徑的目的。這一技術初步解決了煤層氣排采制度定量化設計難題，實現了煤層氣排采控制由半定量向定量轉變。

圖22 煤層氣井全過程排采控制示意圖

應用上述定量排采設計方法對30口新投產井進行了排采制度優化，總體應用效果良好。采用數值模擬方法進行單井采收率預測，與原有排采制度設計相比，采收率提高了6%～9%。

4.4 實施效果

“十三五”期間，保德區塊通過精細化排采、老井綜合治理和新井部署，日產氣量穩定在150×104m3左右，累計產氣量36.65×108m3，整體生產運行較為平穩。截至“十三五”末，排采井共875口，其中日產氣量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日產氣量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主體日產氣量小于2 600 m3，占比80%。綜合遞減率由最高的8.45%降低至2.30%，采收率提高了9%～11%，取得了較好效果。

5 結論

1）創新性提出勘探開發全生命周期靜態與動態融合的煤層氣藏精細描述指標和技術流程，涵蓋18項靜態和動態參數、7個步驟、3表、9圖和3模型。

2）構建了保德區塊煤層氣井產能評價技術，通過量化煤層氣井單位面積等效資源量、局部高差等效高度、礦化度值、臨儲比、歷史最高產水量、見套壓產水量、井底壓力和單位壓降產氣量等8個產能評價因素指標，利用參數擬合法、曲線類比法和動態分析法等三種方法，確定了保德區塊煤層氣單井和總穩定產能。

3）建立了保德區塊煤層氣可采儲量和采收率數值預測方法，指出北部開發區單井可采儲量分布在300×104～3 000×104m3之間，整體可采儲量為80×108m3左右；生產期末單井采收率介于10%～75%，平均采收率為35%，排采1單元的采收率明顯優于2單元和3單元。

4）針對持續穩產和提高采收率的技術途徑，研發了產能、整體采收率與效益平衡的煤層氣井開發井網井距優化技術，廣泛實踐了提高中淺煤層煤層氣藏采收率的大規模水力壓裂技術，建立了儲層穩能與保護并舉下的煤層氣井定量化排采技術，使保德區塊煤層氣藏單井采收率最高可提高27%。

5）通過提高采收率技術在精細化排采、老井綜合治理和新井部署中的應用，區塊采收率提高了9%～11%，效果顯著。