大傾角儲層煤層氣多層合采產量控制地質與工程因素

韋波, 馬君慧, 胡永, 張冀, 吳斌, 李鑫*, 王博, 崔德廣

(1.新疆維吾爾自治區煤田地質局, 烏魯木齊 830009; 2.新疆大學新疆中亞造山帶大陸動力學與 成礦預測自治區重點實驗室, 烏魯木齊 830047; 3.新疆地質學會, 烏魯木齊 830009)

煤層氣開采對清潔能源供給、降低煤層瓦斯含量、煤礦區減少溫室效應有顯著意義[1-2]。大傾角煤儲層是指由于地殼運動作用,煤層傾角大于45°。多層合層排采是提高煤層氣產能的重要手段。巢海燕等[3]認為合層排采時地層供液能力差異導致排采嚴重層間干擾現象,需要根據實際的地質條件來選擇合適的排采組合。許耀波[4]研究認為儲層壓力梯度、臨界解吸壓力和滲透率的差異性是導致不同儲層分壓合采層間干擾及產能低下的主要原因,提出大間距多煤層大井眼雙套管分層控制合采工藝方法,實現兩層煤分開控制達到合采產能疊加的目標。文獻[5-6]認為低豐度煤層氣開發宜采用多層合采,由于煤層的各向異性特征顯著,因此控制煤層氣合采產能是需要必要條件的。中國目前煤層氣合層排采已取得較豐富的經驗,但對于大傾角煤儲層多層合采的研究相對匱乏。

新疆庫拜煤田大傾角煤儲層發育,如圖1所示,同時該區煤層氣開發方式以多層合采為主[7]。前人研究偏重于對庫拜煤田煤層氣開發基礎地質條件進行分析,如厘清了庫拜煤田儲層孔裂隙系統特征[8-9]、揭示了庫拜煤田煤儲層地應力特征[10-11];文獻[12]對煤層氣產量預測提供了具體的數學方法;但前人對庫拜煤田煤儲層大傾角儲層合層排采地質與工程因素影響下的產能控制研究較為薄弱。現通過系統分析庫拜煤田煤層氣井合層排采產能特征,指出大傾角儲層合層排采控制產能的地質因素和工程因素,并運用灰色關聯分析指出對單井日產氣量影響由強到弱的參數依次為儲層壓力梯度、儲層壓力、臨界解吸壓力、初始降液幅度、臨儲比、滲透率、初始見氣時間、單井資源豐度、吸附時間和初始排水速度;認為相對于緩傾斜儲層,大傾角儲層靶點儲層壓力、含氣量、滲透率基本處于同一水平,排采層間干擾作用小,更適合合層排采。研究成果有望為中國大傾角儲層煤層氣合層開發產能分析提供支持。

1 地質背景

庫拜煤田主要包括鐵列克西區、鐵列克東區、以及阿艾礦區,其位于塔里木盆地庫車凹陷北緣,總體構造形態為一向南傾斜的單斜構造,地層總體為近東西走向,傾角一般為30°～85°局部地段直立倒轉,具有東陡、西緩、中部直立倒轉的變化規律,如圖2所示。煤沉積地層從古生界到中、新生界均有發育,煤系地層包括侏羅系下統塔里奇克組、陽霞組以及侏羅系中統克孜努爾組,以河流相、湖濱及泥炭沼澤相沉積為主,主要由礫巖、粗細砂巖、粉砂巖、砂泥巖和煤層組成,巖層平均厚168 m,煤層累計平均厚23.90 m,如圖3所示。自上至下煤層編號A1～A13,主要排采煤層包括:A3、A5、A7、A9、A10、A12。煤層頂板多為砂泥巖互層,隔水性好,有利于各個層段形成獨立壓力系統,減少合層排采時的層間干擾,為合采提供條件[7]。

2 排采工程產量指標提取

2.1 初始排水階段典型排采指標

本次采用康永尚等[14]提出的反映初始排水階段工程強度及時間的典型指標,包括初始見氣時間(煤層氣井開抽后到出現15 d以上較連續產氣量之前的單一排水階段的延續時間)、初始累計排水量(從煤層氣井開抽后到初始見氣時間之間煤層氣井的累計產水量)、初始降液幅度(煤層氣井原始液面與初始見氣時動液面的差值)、初始排水速度(初始降液幅度與初始見氣時間的比值)等。以研究區某井為例,該井于2019年5月20日投產,于2019年7月31日開始連續產氣,故見氣時間為87 d,初始累計產水量為107.65 m3,初始降液幅度為258.35 m,如圖4、圖5所示,初始排水速度為3.15 m/d。

圖2 庫拜煤田區域位置Fig.2 Location map of Kubai Coalfiel

圖3 庫拜煤田阿艾礦區侏羅系含煤地層綜合柱狀圖 (修改自文獻[13] )Fig.3 Comprehensive columnar map of Jurassic coal-bearing strata in Aai mining area Kubai Coalfield (modify from Ref[13])

圖4 研究區某井排采動態曲線(井底流壓、套壓、動液面)Fig.4 The dynamic curve of a well in the study area (bottom hole flow pressure, casing pressure, dynamic liquid level)

2.2 氣、水同產階段典型排采指標

為了在不同井之間開展對比分析,需要將典型日產水量和典型日產氣量折算成典型米產水指數和典型米產氣指數[14],具體典型指標如下:①典型日產水量,為煤層氣井在氣水同產階段動液面較穩定期間的平均日產水量,單位為m3/d;②典型日產氣量,為煤層氣井在氣水同產階段連續15 d以上較穩定期間的平均日產氣量,單位為m3/d;③典型米產水指數,為典型日產水量對應期間的單位平均動液面降幅、單位射孔段長度下的典型日產水量;④典型米產氣指數,為典型產氣量對應期間的單位平均動液面降幅、單位射孔段長度下的典型日產氣量。根據以上定義,研究區某井的典型日產水量Qw=1.18 m3/d,典型日產氣量Qg=395.36 m3/d,典型米產水指數Iw=0.02 m3/(d·m·m),典型米產氣指數Ig為7.01 m3/(d·m·m)。

3 地質因素對大傾角儲層合層排采產量的控制

影響煤層氣井產量的因素主要包括地質條件、壓裂效果和排采制度等[15]。其中地質因素考量的參數有:單井動用資源豐度、儲層能量、滲透率、煤體結構、臨界解吸壓力和吸附時間等。

3.1 單井動用資源豐度

煤層氣資源豐度是煤層氣開發的物質基礎,其他條件相同的情況下,煤層氣資源豐度越大,氣源越充足,穩產階段持續時間越長、峰值產氣量高,產能效果好[14]。計算公式為[16]

R=10-2hρGC

(1)

式(1)中:R為煤層氣資源豐度,108m3/km2;h為煤層有效厚度,m;ρ為原煤基密度,t/m3;GC為原煤基(水分平衡基)含氣量,m3/t。

由圖6可知,研究區大傾角煤儲層煤層氣單井動用資源豐度與日產氣量具有良好的正相關性(R2=0.656 89),表明單井動用資源豐度對合采井的產氣量起到關鍵作用。

3.2 滲透率

儲層滲透率是影響煤層氣井產量的重要地質因素之一[17]。由于本次研究的是未改造儲層試井滲透率,而非壓裂改造后的儲層滲透率,所以滲透率與產氣量的關系不是很明顯,如圖7所示。例如:研究區某兩口井對應儲層試井滲透率相差較大(分別為0.008 mD和0.02 mD),典型日產氣量卻相差不大(分別為835 m3/d和1 066.76 m3/d)。滲透率與典型日產水量相關性也不明顯,如圖8所示。

圖6 單井動用資源豐度和典型日產氣量關系Fig.6 Relationship between resource abundance and typical daily gas production

圖7 滲透率和典型日產氣量關系Fig.7 Relationship between permeability and typical daily gas production

3.3 儲層能量

儲層能量是煤層氣井產水、產氣的動力來源[18],儲層壓力狀態一般由儲層壓力梯度來確定。儲層壓力梯度與典型日產氣量、日產水量具有較好的正相關關系,如圖9、圖10所示,證明壓力梯度對合采井的產氣量起到關鍵作用。由于BCS-12井(圖10框標記)對應儲層的試井滲透率高達8.51 mD,遠遠高于其他儲層測試點,所以其典型日產水量較高。

圖8 滲透率和典型日產水量關系Fig.8 Relationship between permeability and typical daily water production

圖9 儲層壓力梯度和典型日產氣量關系Fig.9 Relationship between reservoir pressure gradient and typical daily gas production

圖10 儲層壓力梯度和典型日產水量關系Fig.10 Relationship between reservoir pressure gradient and typical daily water production

3.4 煤體結構

煤體結構是煤體構造變形程度的宏觀描述。前人按照煤體構造破壞程度,將煤體結構劃分為原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤[19-21]。本次工作對研究區部分排采井取心樣品進行了煤體結構宏觀描述,綜合發現研究區內含一定量糜棱結構煤的煤層氣井產氣量最高,原生結構的煤層氣井日產氣量反而偏低,如圖11所示,主要原因是:以糜棱結構為主煤大部分位于庫拜煤田近直立大傾角儲層倒轉位置,該位置構造曲率大,動力變質作用強,受構造力高壓影響,煤成熟度高,含氣量相對較高,有利于高產。

圖11 煤體結構和典型日產氣量關系Fig.11 Relationship between coal structure and typical daily gas production

3.5 臨界解吸壓力

煤儲層有效解吸量根本上決定了煤層氣井產能,反映解吸能力的指標參數主要包括臨界解吸壓力和臨儲比。研究區大傾角儲層臨界解吸壓力分布在0.4～6 MPa,當解吸壓力最小為0.4 MPa時,典型日產氣量為257.15 m3/d,當解吸壓力最大為5.43 MPa時,典型日產氣量可達到1 633.13 m3/d。隨著臨界解吸壓力和臨儲比的增大,典型日產氣量逐漸增加,如圖12所示;臨界解吸壓力及臨儲比與典型日產氣量之間呈較為明顯的正相關性,如圖13所示。

3.6 吸附時間

吸附時間是指實測解吸氣體體積累積達到總解吸氣量的63.2%時所對應的時間,它取決于煤的組成、煤基塊大小、煤化程度和煤的裂隙間距。該研究區大傾角煤儲層的吸附時間與典型日產氣量沒有明顯的相關性,如圖14所示。研究區大傾角煤儲層的吸附時間整體上介于1～8 d,吸附時間較短,表明煤層氣井可能在短期內達到產能高峰,有利于縮短開發周期但不利于氣井的長期穩產。

圖12 臨界解吸壓力和典型日產氣量關系Fig.12 Relationship between critical desorption pressure and typical daily gas production

圖13 臨儲比和典型日產氣量關系Fig.13 Relationship between temporary storage ratio and typical daily gas production

圖14 吸附時間與典型日產氣量關系Fig.14 Relationship between adsorption time and typical daily gas production

4 大傾角煤儲層中工程因素對產能的影響

煤層氣井能否高產穩產很大程度上取決于排采工程合理程度[16],其次與壓裂效果也有密切關系。本次分析了初始排水速度、壓裂效果和排水時間等工程因素對庫拜煤田大傾角儲層多層合采煤層氣井產能的影響。

4.1 初始排水速度

初始排水速度主要受人為因素的控制,實際上代表了見氣前純排水降壓期間的排采工作制度。初始排水速度過快可能導致速敏傷害、壓敏傷害,弱化有效降壓,初始排水速度太慢則延長了初始排水的時間或滯后了氣井見氣的時間,加大了排水的時間和成本的投入[22]。研究區大傾角煤儲層井典型日產氣量與典型日產水量與初始排水速度呈較明顯負相關性,如圖15、圖16所示。這是由于研究區大傾角儲層構造煤相對較發育,初始排水速度過快,誘導排采過程構造煤煤粉產出,導致速敏傷害與應力敏感傷害相疊加,阻礙了儲層排水降壓效果,誘導低產井出現。

圖15 初始排水速度與典型日產氣量的關系Fig.15 Relationship between initial drainage velocity and typical daily gas production

圖16 初始排水速度與典型日產水量的關系Fig.16 Relationship between initial drainage rate and typical daily water yield

4.2 壓裂效果

采用微地震壓裂監測技術對庫拜煤田鐵東礦區4口井壓裂裂縫進行了監測,并提取了監測裂縫總長L(微裂縫監測各水平方向裂縫長度之和)作為指標評價其壓裂效果。研究區內大傾角煤儲層監測裂縫總長和典型日產氣量呈明顯正相關,如圖17所示。由此可見,增產效果是影響庫拜煤田大傾角儲層多層合采產能的重要因素。

圖17 監測裂縫總長與典型日產氣量的關系Fig.17 Relationship between total crack length and typical daily gas production

4.3 排水時間

由圖18可知,研究區大傾角煤儲層煤層氣井初始見氣時間和典型日產氣量幾乎無相關性(R2=0.559 41),表明此階段初始見氣時間可能不是決定典型日產氣量的主控因素。由圖19可知,初始見氣時間和初始累計產水量呈較明顯正相關性,即初始見氣時間越長,初始累計產水量越大;上述兩個指標具有密切的同向變化性,影響二者的地質因素是相同的[8]。從煤層氣排采的機理上來看,這兩個指標的關鍵影響因素為地解壓差,地解壓差對初始見氣時間和初始累計產水量的影響表現為:地解壓差越小,初始見氣時間越短,初始累計產水量越小;反之亦然。由圖20可知,初始累計產水量與初始降液幅度具有一定相關性,表明初始降液幅度對初始累計產水量起著決定性的控制作用;整體上隨著初始降液幅度的加大,初始累計產水量不斷上升,可能由于煤層氣井內動液面必須在降到臨界解吸壓力以下時,煤層氣才能解吸產出,也就是說初始動液面降幅這一典型指標間接反映了地解壓差的相對大小,當地解壓差越大時,初始累計產水量越大。

圖18 初始見氣時間與典型日產氣量的關系Fig.18 The relationship between initial gas breakthrough time and typical daily gas production

圖20 初始降液幅度與初始累計產水量的關系Fig.20 The relationship between initial drop amplitude and initial cumulative water production

綜上所述,地解壓差是影響典型日產氣量和初始累計產水量的主控地質因素,其通過影響初始見氣時間長短及初始降液幅度的大小,決定典型日產氣量和初始累計產水量的豐缺。

5 基于灰色關聯法的煤層氣井產能影響因素分析

由于影響煤層氣產氣量的因素眾多,無法確定單一因素對產量的影響程度,為了定量確定煤層氣井產能主控因素,采用灰色關聯法分析上述產能影響參數與典型日產氣量間的關聯度[23-25],確定煤層氣井產量的主控因素,進而形成有效的產能定量預測方法。

5.1 產能影響因素

根據上述影響產能的地質、工程因素分析,選取滲透率、儲層壓力、儲層壓力梯度、臨界解吸壓力、臨儲比、單井動用資源豐度、吸附時間、初始排水速度、初始見氣時間、初始降液幅度10個與典型日產氣量相關的參數進行研究。獲取煤層氣井與日產氣量數據,如表1所示。

將表1中最后一列典型日產氣量(m3/ d)作為參考數列X0,將取滲透率、儲層壓力、儲層壓力梯度、臨界解吸壓力、臨儲比、單井動用資源豐度、吸附時間、初始排水速度、初始見氣時間、初始降液幅度等作為比較數列(Xi,i=1,2,…,9),計算比較數列(Xi)與參考數列(X0)間的灰色關聯系數來進一步確定產能的主要影響因素。

5.2 產能影響因素分析

根據灰色關聯理論,設參考數列為

X0={X0(k)∣k=1,2,…,n}

(2)

式(2)中:X0為參考數列;k為井號序列;n為總井數,本研究采用10口井數據進行研究,因此n=10。設比較數列為

Xi=Xi(k)∣k=1,2,…,n},

i=1,2,…,N

(3)

式(3)中:Xi為比較數列;i為影響參數序列;N為影響參數個數,本研究采用滲透率等10個影響參數進行分析,因此N=10。

采用均值法對各數列進行歸一化,參考數列和比較數列計算公式分別為

(4)

i=1,2,…,N

(5)

根據灰色關聯理論,參考數列X0和比較數列Xi之間的關聯系數計算公式為

εi(k)=

(6)

式(6)中:εi(k)為關聯度,i=1,2,…,10;k=1,2,…,10;ρ為分辨系數,取值0.5。根據式(6)和表2計算各比較數列與參考數列間的關聯系數,結果如表3所示。分別對表3中各比較數列10口井的關聯系數取平均值,該平均值即為各比較數列與參考數列間的關聯系數。

結果表明,各參數對單井日產氣量影響由強到弱依次為儲層壓力梯度、儲層壓力、臨界解吸壓力、初始降液幅度、臨儲比、滲透率、初始見氣時間、單井資源豐度、吸附時間和初始排水速度。其中,除吸附時間和初始排水速度以外,其余參數與典型日產氣量的關聯系數均超過0.85,關聯系數在0.88以上的儲層壓力梯度和儲層壓力可作為產能的主控因素[24]。

表1 煤層氣井關鍵參數與日產氣量關系Table 1 Relationship between key parameters and daily gas production in CBM wells

表2 參考數列和比較數列歸一化值Table 2 Normalized values of reference sequence and comparison sequence

表3 比較數列與參考數列灰色關聯系數Table 3 Comparison of grey correlation coefficient between sequence and reference sequence

6 大傾角儲層多層合采地質適應性分析

庫拜煤田部分煤層傾角接近直立甚至倒轉,為大傾角煤層,研究區大部分煤層氣井采用了定向井進行多層合采。對于緩傾斜或近水平煤儲層而言,由于多層煤層氣藏垂向上儲層物性多具有非均質性的特征,不同含氣系統儲層能量、滲透率、含氣量等參數值差異較大[26],隨埋深變化,緩傾斜或水平煤層的滲透率、儲層壓力、儲層壓力梯度等均在變化,在織納煤田比德—三塘礦區中2#、16#、23#儲層壓力梯度分別為0.8、0.77、0.7 MPa/hm,儲層壓力差距較大且層間干擾大,導致合層開采效果不佳。傅雪海等[27]曾模擬該礦區煤層氣1井產氣量,該井的產氣量介于306～905 m3/d,平均為431 m3/d,15年排采的累計產氣量為2.13×106m3。

庫拜煤田大傾角煤儲層合層排采與上述緩傾斜或近水平煤儲層合層排采不同。由于定向井條件下大傾角儲層靶點埋深較為接近,靶點儲層孔隙壓力、壓力梯度、含氣量、滲透率基本處于同一水平,同埋深不同煤層物性非均質性較小,合層排采時可認為各靶點儲層處于同一壓力系統中,層間干擾作用小,有利于合層排采的進行。如研究區某井合層排采的三目標儲層靶點儲層壓力分別為7.25、8.00、8.91 MPa,儲層壓力梯度分別為9.41×10-3、9.36×10-3MPa/hm下該井典型日產氣量和峰值日產氣量分別達1 024.35、1 345.00 m3/d。以該井為代表的庫拜煤田大傾角煤儲層在含氣量相對較低的情況下,合層排采產氣量總體高于貴州比德向斜緩傾斜、跨含氣系統儲層合層排采井,取得了較好的合層排采效果。綜上分析,庫拜煤田大傾角儲層具備開展合層排采的有利地質條件。

7 結論

針對大傾角儲層煤層氣多層合采,以庫拜煤田為研究區,剖析了大傾角儲層多層合采煤層氣井產量的控制因素,主要取得以下結論。

(1)地質因素對大傾角儲層煤層氣多層合采產量影響方面:單井動用資源豐度越高、儲層壓力梯度越大,產氣量越高。原生結構煤對應煤層氣井產氣量較低,反而含一定糜棱結構煤儲層的煤層氣井產氣量較高。隨著臨界解吸壓力的增大,典型日產氣量逐漸增加。

(2)工程因素對大傾角儲層煤層氣多層合采產量影響方面:初始見氣時間和初始累計產水量具有密切的正相關性,地解壓差是影響煤層氣初期排采動態的重要地質因素;隨著初始排水速度的增大,典型日產氣量反而減少;煤儲層改造效果越好,煤層氣井產量越好。

(3)灰色關聯分析顯示,對單井日產氣量影響由強到弱的參數依次為儲層壓力梯度、儲層壓力、臨界解吸壓力、初始降液幅度、臨儲比、滲透率、初始見氣時間、單井資源豐度、吸附時間和初始排水速度。

(4)相比于緩傾斜儲層,大傾角儲層不同儲層儲層能量差異小,層間干擾弱,具有更適合煤層氣多層合采的地質條件。