流體產出特征評價方法預測高階煤儲層產能

引用格式：劉春春，張聰，賈慧敏，吳定泉，霸振，王琪，毛生發. 流體產出特征評價方法預測高階煤儲層產能［J］. 石油鉆采工藝，2024，46（2）：189-198.

摘要：鄭莊區塊開發效果整體較差，主因是開發技術不適應煤儲層特征，煤儲層綜合評價是開發技術政策確立的基礎。研究了煤儲層地質開發特征，解剖了煤層氣產出機理，提出了可驅動性、流動性和儲層可改造性是決定單井產量的主要因素。采用層次分析法對儲層進行了綜合評價，建立了三類儲層模型。結果表明：流體產出的驅動能力主要取決于含氣飽和度，含氣飽和度越高，可驅動性越強；可流動性取決于煤巖孔裂隙發育特征；可改造性取決于煤體結構發育程度和地應力大小。在內生裂隙不發育區，合理縮短壓裂段間距，多簇多段大規模改造，實現縫網改造；在外生裂隙不發育區，采用水平井大排量體積改造，構建人工復雜縫網，可實現最大控儲。該研究為煤儲層評價及實現高效開發提供了一種新方法。

關鍵詞：勘探開發；高階煤；煤儲層；流體產出特性；評價方法；鄭莊區塊

中圖分類號：TE37 文獻標識碼： A

0 引言

中國煤層氣資源富集，2 000 m 以淺的煤層氣資源量約30×1012 m3，高煤階、中煤階、低煤階煤層氣分別占比為34%、31% 和35%，其中沁水盆地煤層氣資源總量約4×1012 m3，約占高階煤煤層氣資源量的39%，占全國煤層氣資源總量的14%，是中國最重要的整裝煤層氣資源區。經過多輪次選區評價，認為沁水盆地高階煤煤層氣資源為優質資源。“十二五”以來，中國煤層氣產業快速發展，建成了沁水盆地高階煤產業基地、鄂爾多斯盆地東緣中低階煤產業基地等兩大產業化基地，但整體開發效果較差，不同區塊煤層氣井低產低效區的普遍存在，已成為制約中國煤層氣產業發展的主要瓶頸之一［1］。

研究區鄭莊區塊位于沁水盆地東南部，是典型的高階煤發育區，煤儲層具有含氣性好、滲透性差、儲層非均質性強的特點。該區塊于2010 年投入規模開發，主體采用相鄰樊莊區塊的成熟開發技術和工藝，開發井型以直井為主、裸眼多分支水平井為輔，到2014 年整體進入穩產期，開發上表現為低產低效，產能到位率不足30%，低產井（指直井日產氣量小于500 m3、水平井日產氣量小于2 000 m3 的井） 占比達到60%。通過深化開發地質認識，解剖開發技術適應性，認為低效主因是鄭莊區塊位于寺頭斷層下降盤，地應力集中，煤儲層物性（滲透率一般小于0.1×10?3 μm2） 較上升盤的樊莊區塊（滲透率一般（0.1×10?3～1×10?3 μm2） 變差，樊莊區塊成熟的開發技術與鄭莊區塊特殊的地質條件不匹配，直井在相似壓裂改造規模和工藝下，壓降漏斗變窄，井控資源量變小，單井產氣量偏低；裸眼多分支水平井采用裸眼洞穴方式完井，且未經壓裂改造，鉆井、排采過程中井眼易變形垮塌，且在特低滲儲層條件下，僅靠煤巖自身的滲透性很難獲得高產穩產。因此，急需對煤儲層進行綜合評價，匹配合理的開發技術，實現區塊效益開發。

在煤儲層評價方面，前人進行了大量研究。史飛飛認為沁水盆地山西組下部3 號煤儲層的含氣性、含煤性、儲層壓力、煤層孔滲性及水文地質條件等是主要評價參數，采用模糊綜合評價法進行了定量評價［2］。毛毳等基于主成分分析法，選取蘭氏體積、比表面積、總孔體積、微孔含量等 11 項參數對鶴崗煤礦煤儲層進行了評價，認為煤儲層質量主要受控于孔隙結構、沉積環境和構造作用［3］。靳黎明等基于注入/壓降測試結果對四川省某煤儲層進行了評價［4］。姚艷斌等提出了煤體結構、宏觀煤巖類型、煤層構造變形、地應力、煤層與頂板抗拉強度差是影響煤層可改造性的關鍵地質因素［5］。王存武等利用分頻屬性反演技術和頻譜成像技術預測煤層厚度與含氣量，并結合鉆井資料獲取其他煤儲層評價參數，采用多層次模糊評價方法預測柿莊南區塊3 號煤煤層氣地質甜點［6］。張云峰基于等溫吸附曲線，通過數學推導、計算及實驗數據的統計分析，篩選并定義了構造復雜區的3 個煤儲層評價指標，即含氣指數、構造煤指數和保存壓力［7］。孟召平等建立了基于 Griffith 強度理論的煤儲層水力壓裂有利區評價方法，根據單軸抗拉強度將煤儲層可壓裂性劃分為 4 類，煤儲層抗拉強度值越小，煤層氣井水力壓裂起裂壓力越小，越易于壓裂改造［8］。

在煤層氣產出影響因素方面，許耀波等認為煤層氣產出困難的主要原因是煤巖裂隙發育連通性差、臨儲比和含氣飽和度低、水平應力差異系數小導致的壓裂改造效果差［9］。降文萍等認為構造煤的孔裂隙決定了煤中氣體儲集量大但產出運移通道不暢，開發難度大［10］。李宇等認為滲透率和臨儲比是影響山西沁水盆地東南部某區塊產量的主控因素，且地質因素對產量的影響高于工程因素［11］。張小東等認為煤儲層物性是影響煤層氣解吸、擴散、滲流的關鍵因素，其好壞直接決定煤層氣井的產氣效果［12］。劉順喜等基于應力敏感性參數，推導出煤層氣井產能模型，結果顯示，不考慮應力敏感性的氣井產量高于考慮應力敏感性的氣井，并揭示了應力敏感性對煤層氣井產量的影響程度［13］。

基于研究區的開發現狀及煤儲層特征，認為前人研究成果均是在特殊地質特征下對煤儲層開展評價研究，各種評價方法均存在主控因素不足的特點，且多是對單一因素進行評價，缺乏對煤儲層的流體產出的驅動能力、流動能力和儲層的可改造性等進行綜合評價，在研究區適應性差。因此，需要建立研究區特有的高階煤儲層綜合評價方法。通過精細評價煤儲層，指導形成差異化的鉆井、壓裂技術，從而實現單井產量的大幅提升。

在前人研究基礎上，筆者基于鄭莊區塊開發現狀，開展了產量主控因素分析，提出了流體產出驅動能力、流動能力和儲層可改造性是決定單井產量的主要因素，并在其綜合評價基礎上采用匹配儲層地質特點的開發技術，實現煤層氣資源高效動用。

1 方法過程

前人研究結果表明，在煤儲層物性相似的條件下，煤層厚度越大、含氣量越高、含氣飽和度越高，越有利于煤層氣井的高產；在含氣性相似的條件下，煤儲層壓力、滲透率越高，越有利于流體的高效產出［14］。基于煤巖裂縫描述、流體模擬結果，認為流體的產出動能、煤巖原始各級孔隙裂縫的發育連通程度以及人工改造縫網與原始孔裂隙的連通性，綜合決定了流體的產出能力。只有三者的合理匹配才能實現流體的高效快速產出，任何一個環節出現問題，都可能導致煤層氣井的低產。基于流體產出過程的復雜性，認為高階煤儲層評價必須對煤儲層的可驅動性、可流動性、可改造性三類特征進行綜合評價。

1.1 室內研究

1.1.1 研究區儲層地質開發特征

（1） 構造特征。受燕山期構造運動及新生代構造運動作用，沁水盆地南部構造較發育［15］。鄭莊區塊構造上位于沁水盆地南部晉城馬蹄形斜坡帶，區內主要發育有寺頭斷層、后城腰斷層以及與之伴生的系列小斷層，呈一組北東—西南向正斷層組成的弧形斷裂帶，并發育有一定數量的陷落柱。受寺頭斷層影響，區內整體上表現為：西南部構造簡單，地層傾角一般小于 4°左右，斷層、褶曲不發育，與區內最大主應力方向一致，褶曲軸向為北東向；東南、東北部受寺頭斷層影響，構造相對較復雜，局部地層傾角達到 10°以上，褶曲相間展布，小斷層局部發育，褶曲、斷層方向多變，南北向、北東向、北西向均有發育，表現為多期構造作用的產物。

（2） 含氣性特征。研究區煤層氣資源富集，巖心分析化驗結果表明，含氣量一般為 18～30 m3/t，含氣飽和度一般大于 50%，平面上表現為西南部、北部含氣量高，東部、中部含氣量和含氣飽和度差異較大的特點。總體表現為構造對含氣量及其賦存規律具有明顯的控制作用［16］，在寺頭斷層、后城腰斷層以及與之伴生的小斷層組成的弧形斷裂帶、陷落柱附近，含氣量局部逸散，含氣性變差，含氣量普遍小于 18 m3/t，含氣飽和度一般小于 50%。

（3） 孔裂隙特征。研究區為高階煤儲層，受多期構造運動疊加影響，煤巖具有低壓、低滲、非均質性強的特點。孔隙是主要的存儲空間，割理裂隙是流體滲透的主要通道［17］。壓汞實驗結果顯示，孔隙以微孔、小孔發育為主，平均占比達 80%，大孔其次，中孔最不發育。巖心觀察孔隙度一般為 4%～6%。測試滲透率普遍小于 0.1×10?3 μm2。裂隙是煤層氣主要滲流通道，對煤層氣開發至關重要［18］。研究區多發育兩組裂隙，主裂隙密度一般為 5～10 條/cm，長度 0.01～7 cm，次裂隙與主裂隙近直交，長度受主裂隙控制。

（4） 開發特征。“十三五”以前，研究區主體開發井型為直井、裸眼多分支水平井，受煤儲層地質條件控制，總體表現為由西南至東北開發效果逐漸變差的特征，西南部裸眼多分支水平井井均日產氣量2 500 m3/d，直井井均日產氣量不足 1 000 m3/d；北部裸眼多分支水平井單井日產氣量不足 1 000 m3/d，直井井均日產氣量 300 m3/d。不同井型在區塊的適應性差異較大，西南部資源富集，煤儲層物性好，整體表現為直井、水平井效果相對較好；中部儲層非均質性強，開發效果差異大；北部含氣量高，受埋深增大影響，儲層物性變差，直井、裸眼多分支水平井開發效果均不理想，必須實施壓裂改造。

1.1.2 高階煤儲層煤層氣產出特征研究

隨著沁南煤層氣田高階煤煤層氣開發的不斷深入和基礎地質理論認識的不斷深化，在直井開發效果較差的資源富集區采用 L 型套管壓裂水平井開發，取得了良好的開發效果，亦逐漸認識到煤儲層內流體的產出動能和運移產出通道是高效開發的基礎和保障。煤儲層能量是決定煤層氣開發效果的關鍵因素之一［19］，在相同能量下，只有在煤儲層中構建高效的流體產出通道，通過人工縫網溝通各級天然割理裂縫，才能大幅度提高煤層氣單井產量。從空間上來說，煤儲層內發育的天然裂隙系統包括大裂隙系統以及微裂隙，外生節理系統是流體產出的主干通道，次級裂縫為氣脹節理，煤巖基質內微裂隙是連接煤基質內孔隙與內生裂隙系統的橋梁［20］，不同尺度的孔隙和裂隙共同構成了流體運移產出通道，如圖1 所示。結合生產實際，按照尺度大小可將煤儲層裂隙分為一級宏觀裂隙、二級外生裂隙、三級內生裂隙、四級基質孔隙等 4 個級別。

從圖1 中可以看出，對于已開發的直井井網，通過水平井井眼和分段壓裂裂縫溝通直井人工壓裂裂縫、天然裂縫及割理裂縫，可實現井控范圍內資源最大控制。

滲流力學模擬結果表明，甲烷氣體從煤巖基質孔隙表面解吸、擴散出來，以滲流的方式通過內生裂隙、外生裂隙、人工裂縫等組成的復雜孔裂縫網絡系統才能流入井筒，如圖2 所示。

由圖2 中可以看出，在整個產出過程中，只有四級縫網連通時，才能實現煤儲層快速疏水降壓，促使甲烷氣體產出。煤層氣開采過程中，甲烷氣體首先從煤基質的微孔表面解吸，由吸附態變為自由態，自由態的甲烷氣體通過擴散、滲流作用進入煤的裂隙系統和大孔中，然后在一定的降壓條件下進入人工縫網，從井筒產出。由此可見，煤儲層中的裂隙系統是煤層氣由煤基質表面擴散、滲流、產出的主要通道，煤儲層中裂隙的密度、寬度、裂隙的連通性及填充狀況直接影響著氣體的產出通道。

1.1.3 高階煤儲層評價

1.1.3.1 可驅動性評價

氣體的可驅動性，即氣體自原始基質孔隙中逐漸解吸、擴散運移至各級孔裂縫系統和人工縫網中，直至從井筒產出的能力。研究表明，甲烷氣體產出的初始能量主要取決于煤巖含氣飽和度和生產過程中地層的壓降速率。對于相似的區塊而言，排采過程中一般會采用相近的降壓速率，因此重點對含氣飽和度對氣體產出的影響進行了論述。在煤層氣井排采過程中，采用相同的排水降壓速率，煤層氣井產量與含氣飽和度相關性較好，如圖3 所示。

由圖3 中可以看出，隨著含氣飽和度增加，單井穩產氣量呈上升趨勢。同時含氣飽和度也直接影響著開采過程中煤儲層降壓解吸的難易程度，含氣飽和度越低，煤層氣井排水降壓的可降幅程度越小，壓降漏斗的擴展面積變小，致使產氣效果較差；煤儲層含氣飽和度越高，煤層臨界解吸壓力越高，煤層甲烷氣體越容易解吸產出，當含氣飽和度大于等于100%時，只要有地層壓力的下降，甲烷氣體就可以從煤層中解吸擴散出來。因此，含氣飽和度是決定甲烷氣體從基質孔隙擴散到內生、外生裂隙的初始能量的一個要素，含氣飽和度越高，氣體越易產出。

1.1.3.2 可流動性評價

流體的可流動性取決于是否有可流動至其他位置的通道，若存在流動能力，但沒有可流動通道，流體是無法流動的，因此，煤巖各級孔裂隙系統的發育情況、連通情況及人工壓裂建立的人工裂縫通道共同決定了流體是否能夠產出。本文中的可流動性評價重點是對裂隙系統的評價，煤儲層中各級裂隙系統是煤層氣運移的重要通道［21］，對煤儲層滲透性具有極為重要的控制作用［22］。研究表明，在同一區塊，煤巖組分和構造決定了流體的可流動性。

（1） 煤巖組分的影響。煤巖顯微組分主要包括有機質和無機質兩部分，有機質含量一般大于90%，其中有機質顯微組分包括鏡質組、惰質組和殼質組。煤巖測試結果表明：研究區有機質顯微組分中鏡質組含量一般為61.8%～92.7%，平均為71.9%；惰質組含量一般為7.3%～38.2%，平均為26.7%；幾乎不含有殼質組組分。無機質組分主要包括黏土類、硫化物類、碳酸鹽類、氧化物類等（見表1）。

由表1 中可以看出，黏土類組分含量一般為2.2%～8.3%，碳酸鹽類組分含量一般為0.2%～1.7%，部分井含有氧化物類組分，一般小于0.5%，多數井不含硫化物類組分。

研究表明，孔裂隙的發育程度在相同的熱變質程度背景下受控于煤巖物質成分的差異，煤巖內生裂隙在鏡質組內最為發育［23］，煤巖中的鏡質組含量對內生裂隙發育影響顯著，鏡質組含量越高，內生裂隙越長，密度越高。從煤巖類型來看，光亮煤中鏡質組含量最高，其裂隙最發育，如圖4 所示。

從圖4 中可以看出，光亮煤中鏡質組含量最高，平均為6.45 條/cm，半亮煤中平均為4.97 條/cm，半暗煤中平均為4.55 條/cm，暗淡煤中鏡質組含量最低，平均僅為3.98 條/cm。

灰分含量高會阻礙內生裂隙的發育，在拋光的煤樣縱橫斷面上常見到內生裂隙的延伸終止于高灰條帶或團塊的邊緣，灰分含量越高，內生裂隙發育越短，密度越低，孔隙度越低（見圖5），同時使得孔裂隙的連通性變差，不利于甲烷氣體的流動產出。

從圖5 中可以看出，灰分含量與孔隙度呈負相關性，總體上隨著灰分含量的增大，孔隙度占比由7% 下降至4%。

（2） 構造的影響。構造不僅控制著煤儲層外生裂隙的發育程度，同時也控制著內生裂隙的擴展。研究表明，煤巖在其形成與演化的整個過程中，在構造應力的作用下，先后經歷了脆性變形、脆-韌性變形和韌性變形3 個階段，最終形成構造裂隙或斷層。從圖6 可看出，脆性變形階段有利于內生裂隙擴展，裂隙適度發育，更利于煤層氣的產出；韌性變形階段，裂隙通道被完全破壞，嚴重制約了氣體的擴散［24］。在同一構造背景下，地層的不同變形程度可反映天然裂縫發育程度［25］，本文利用構造曲率預測裂縫發育程度，采用三維地震屬性資料對研究區構造曲率進行了計算，結果表明，研究區構造曲率值在0.15～0.23 km?1 時，構造幅度差小，裂縫適度發育，更利于甲烷氣體的產出。

1.1.3.3 可改造性評價

（1） 煤體結構的影響。通常煤體結構劃分為原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤。隨著煤體結構破碎程度增加，煤巖脆性變小，粒度變小，致裂效果變差。對同一區塊相似構造背景下的不同煤體結構煤巖在相同壓裂改造工藝和參數下的壓裂縫長和縫網進行監測，結果表明，原生結構煤、碎裂煤壓裂造縫效果最好，更有利于造長縫；碎粒煤縫網復雜，難造長主縫；糜棱煤裂縫很難擴展，壓裂砂一般堆積在近井筒附近。

以同一區塊的Z1、Z2 兩口井為例，兩口井位于不同的構造位置，煤體結構亦存在差異，采用相同的壓裂改造工藝和施工參數，壓裂施工液量均為700～800 m3， 砂量40～45 m3， 施工排量為6～7 m3/min。圖7 為裂縫監測圖，可以看出，2 口井的壓裂裂縫數和長度存在明顯差異性：Z1 井位于背斜軸部位置，煤體結構為碎裂-碎粒煤，監測裂縫總長度為150 m，主縫不發育，共發育4 條支縫，部分支縫兩翼不對稱；Z2 井位于單斜構造位置，煤體結構為原生結構煤，監測裂縫總長度為210 m，共發育1 條主縫、2 條支縫，主縫兩翼長度對稱。

（2） 地應力的影響。煤儲層地應力狀態及大小對壓裂改造影響較大，決定了壓裂改造的難易程度，在其他條件相似的情況下，隨著地應力的增大，壓裂改造變得越來越困難。研究區主應力方位以北東向為主，局部受構造影響，差異性明顯。地應力與埋深具有較好的相關性，隨埋深增加而增大，同時由于位于寺頭斷層下降盤，相比相鄰樊莊區塊，整體地應力值偏高，一般在向斜軸部、逆斷層發育處地應力增大，施工壓力偏高，破裂壓力不明顯，施工曲線形態呈上升型，壓裂改造難；背斜軸部、正斷層發育處地應力相對減小，表現為施工壓力低，施工曲線形態表現為下降型、平穩型、波動型，易改造。且隨著地應力的增大，裂縫閉合壓力隨之增大，支撐劑在閉合壓力作用下更易嵌入煤巖內部，降低裂縫導流能力。

從表2 中可以看出，在同一井區不同構造背景下，最大主應力與壓裂施工壓力存在一定的相關性，總體表現為最大主應力越大，施工壓力越高。逆斷層附近和向斜軸部最大主應力偏大，施工壓力偏高，煤巖壓裂難改造，施工曲線呈上升型；背斜軸部和正斷層附近最大主應力偏小，施工壓力偏低，煤巖易壓裂改造。

1.2 方法應用

對研究區煤儲層的可驅動性、可流動性、可改造性評價的主要參數進行分析，采用層次分析法優選評價參數并進行權重賦值，建立了高階煤儲層單元劃分標準，并依據生產數據對劃分結果進行了優化，對鄭莊區塊煤儲層進行了單元劃分。從圖8 中可以看出，將煤儲層劃分為三類煤儲層單元。Ⅰ類單元位于研究區西南部，具有含氣飽和度高，內生裂隙不發育、外生裂隙適度發育的特征；Ⅱ類單元位于研究區中部，具有含氣飽和度差異大，內生裂隙較發育、外生裂隙局部過度發育的特征；Ⅲ類單元位于研究區北部，具有含氣飽和度較高，內生裂隙發育、外生裂隙不發育的特征。

基于可驅動性、可流動性、可改造性煤儲層評價研究，建立鄭莊區塊三類煤儲層模型。

模型Ⅰ：資源富集，含氣飽和度一般大于 70%，可驅動性好；煤巖鏡質組含量 62.2%～80.1%，平均值為 71%；灰分含量相對較高，為 11.55%～18.1%，平均值為 14%；孔隙度為 2.91%～4.84%，平均值為4.2%；由于構造相對簡單，埋深適中，一般為300～800 m，內生孔裂隙相對不發育，外生裂隙相對發育；煤巖煤體結構以原生-碎裂結構為主，閉合壓力為 10～20MPa，人工壓裂改造過程中易溝通更多的天然裂隙，且裂縫支撐效果好，可改造性好。如圖9 所示，煤儲層內生孔裂隙不發育，外生孔裂隙相對發育，易壓裂改造，但難以有效溝通更多的內生裂隙。

模型Ⅱ：含氣飽和度差異大，一般為 40%～80%，局部可驅動性差；煤巖鏡質組含量較高，一般大于70%；灰分含量較少，一般小于15%，表現為內生裂隙較為發育；但構造復雜，褶曲相間發育、局部斷層發育，外生裂隙局部較發育；煤巖煤體結構原生、碎裂、碎粒結構均有發育，閉合壓力為 20～30 MPa，人工壓裂不易造縫，且裂縫支撐效果差，可改造性差。如圖10 所示，煤儲層內生孔裂隙較發育，外生孔裂隙過度發育，壓裂易溝通天然割理裂縫，難以實現煤層有效改造。

模型Ⅲ：煤層氣資源富集，含氣飽和度一般大于80%，可驅動性好；鏡質組含量83.4%～97.9%，平均85%；灰分含量相對較低，為10.62%～13.67%，平均11%；孔隙度4.19%～5.75%，平均5.3%；由于埋深相對增大，一般大于800 m，內生孔裂隙相對發育，外生裂隙相對不發育；煤巖以原生-碎裂結構為主，閉合壓力為 25～35 MPa，壓裂改造過程中造縫困難，且裂縫支撐效果差，煤巖可改造性差。如圖11 所示，煤儲層內生孔裂隙較發育，外生裂隙不發育，壓裂難以溝通天然割理裂縫，不易形成網絡縫。

2 結果現象討論

研究區開發初期地質認識不足，采用單一的儲層改造方式，導致相同的改造工藝下儲層改造效果差異大，單井、井組、井區之間的產量特征、流體擴散滲流特征、氣水產出特征等均存在較大的差異。雖然為煤層氣資源富集區， 但產能到位率不足30%，井均日產不足1 000 m3/d，整體開發效果和開發效益差。早期主要采用的直井開發井型，采用300 m×300 m 井網均勻網格化布井、水力常規壓裂改造方式；裸眼多分支水平井采用裸眼洞穴方式完井，鉆井、排采過程中井眼分支易垮塌變形，整體地質適應性差，且工程技術單一，無法滿足研究區煤儲層構造、含氣性、煤體結構、埋深、煤巖組分、力學參數復雜的開發需求。

基于流體產出特征的煤儲層綜合評價方法，通過對煤儲層的可驅動性、可流動性、可改造性評價，針對煤儲層的非均質性和復雜性，采用差異化的井位設計、鉆完井及儲層改造工藝，技術工藝與地質匹配程度不斷提高，儲層改造效果持續提升，實現了鄭莊區塊富集資源的高效動用， 區塊日產氣量由50×104 m3/d 上升至目前的160×104 m3/d，持續有力保障了區塊長期高效開發。同時，區塊西南部、中部、北部單井均取得了萬方產量突破，井均日產氣量達到8 000 m3/d 以上，綜合實現了研究區產能到位率提升至目前的90% 以上。

（1） 西南部增產效果分析。西南部Ⅰ類單元為主，構造相對簡單，煤層含氣飽和度整體較高，在70% 以上，可驅動性較好，儲層內生裂隙不發育，可流動性較差，外生裂隙相對較發育，煤體結構以原生結構煤為主，整體具有可驅動性好、可流動性較差、可改造性強的特點。開發上表現為易高產難穩產的特點，初期產量相對較高，但經過1～2 年排采后，直井產量普遍下降至1 000 m3/d 以下，水平井下降至6 000 m3/d 以下。為提高單井產氣量，開發井型主要采用水平井，開發層系為山西組3 號煤剩余資源和太原組15 號煤有利資源，實現了井區的高效開發。西南部3 號煤水平井井均日產氣量由7 000 m3/d 提升至9 000 m3/d，15 號煤水平井井均日產達到1×104m3/d 以上。分析認為產量提高主因是通過水平井井型+壓裂改造的方式，人工構建滲流通道，彌補儲層內生裂隙不發育的特征，促使甲烷氣體有效產出。

（2） 中部增產效果分析。中部Ⅱ類單元構造復雜，含氣飽和度相對較低，為40%～80%，構造復雜導致可驅動性、可改造性差異大，開發關鍵是優選可驅動性、可改造性好的井區。開發上表現為直井初期產量可達1 000 m3/d，后期產量快速下降至不足500m3/d，后期通過直井二次增產改造，較難達到效益開發產量。通過采用水平井開發方式，3 號煤水平井產氣量一般為6 000～10 000 m3/d，水平井井均日產由6 500 m3/d 提升至7 500 m3/d，15 號煤水平井日產最高達到1×104 m3/d。分析認為產量提高主因一是利用水平井井眼溝通更多的天然裂隙，增大疏導降壓范圍；二是采用套管完井實現有效支撐，建立穩定的流體產出通道，改變近井筒滲流模式，利于中低飽和下氣體的產出；三是針對優質層鉆井和改造，實現優質層段資源的高效動用。

（3） 北部增產效果分析。北部Ⅲ類單元埋深大、應力大，含氣飽和度較高，內生孔裂隙可流動性好，關鍵是解決外生裂縫不發育、應力大導致的產出通道缺乏且易閉合的問題。通過采用水平井開發方式，常規壓裂規模井均日產7 500 m3/d，試驗大規模、大排量壓裂改造工藝， 最高日產氣量突破1.8×104 m3/d。井區水平井井均日產氣量由7 500m3/d 提升至9 000 m3/d。試驗的15 號煤水平井最高日產氣量達到1×104 m3/d。分析認為產量提高主因是通過大排量、大規模、強支撐的改造方式，構建人工復雜縫網，增大了井控資源面積，溝通更多的原始天然孔裂隙，同時強支撐構建了有效的產出通道，促使流體高效產出。

3 結論

（1） 流體的產出動能、煤巖原始孔隙裂縫的發育程度及人工改造縫網綜合決定了流體的產出能力。煤儲層評價必須對煤儲層的可驅動性、可改造性、可流動性三類特征進行綜合評價。

（2） 研究區主要存在內生裂隙發育、外生裂隙不發育，外生裂隙較發育、內生裂隙不發育，內生裂隙發育、外生裂隙過度發育 3 種儲層模型。由于研究區位于寺頭斷層下降盤，整體煤儲層物性差，需采用水平井開發井型，同時通過差異化的井位、鉆完井、壓裂改造設計，實現不同儲層模型下的最大控儲，從而提高單井產氣量。針對內生裂隙發育、外生裂隙不發育區，重點是通過實施大排量大規模改造，彌補外生裂隙不發育的缺陷，構建人工復雜縫網，促進孔裂隙中的甲烷氣體產出；針對外生裂隙較發育、內生裂隙不發育區，重點是縮短水平井壓裂段間距，彌補內生裂隙不發育的缺陷，構建人工產出通道；針對內生裂隙發育、外生裂隙過度發育區，重點是優選優質可改造層，通過優質層鉆井、優質段改造，從而提高單井產氣量。

（3） 受多期構造運動疊加影響，中國煤儲層非均質性較強，不同區塊產量主控因素差異較大，在進行煤儲層綜合評價過程中，需要結合區塊三史研究、地質條件、開發效果，綜合確定儲層評價關鍵參數及評價方法，采取匹配煤儲層特征的方案設計和開發對策，才能真正實現資源的高效開發和單井產量的大幅提升。

參考文獻：

［1］朱慶忠， 魯秀芹， 楊延輝， 等. 鄭莊區塊高階煤層氣低效

產能區耦合盤活技術［J］. 煤炭學報， 2019， 44（ 8）：

2547-2555.

ZHU Qingzhong， LU Xiuqin， YANG Yanhui， et al.

Coupled activation technology for low-efficiency productivity

zones of high-rank coalbed methane in Zhengzhuang

block， Shanxi， China［J］. Journal of China Coal

Society， 2019， 44（8）： 2547-2555.

［2］史飛飛. 寺河井田煤層氣儲集層評價——以3 號煤層

為例［J］. 煤， 2017， 26（3）：15-17，35.

SHI Feifei. Sihe coal mine coalbed methane reservoir

evaluation—Taking No.3 coal seam as an example［J］.

Coal， 2017， 26（3）： 15-17，35.

［3］毛毳， 鄒文斌， 孫世軒， 等. 主成分分析法在煤儲層評價

中的應用——以鶴崗煤礦為例［J］. 中國煤炭地質，

2016， 28（11）：15-18，24.

MAO Cui， ZOU Wenbin， SUN Shixuan， et al. Application

of principal component analysis in coal reservoir assessment—

A case study of Hegang coalfield［J］. Coal

Geology of China， 2016， 28（11）： 15-18，24.

［4］靳黎明， 郭海英， 曹翠. 煤層氣注入/壓降測試方法及其

在煤儲層評價中的應用［J］. 煤炭技術， 2014， 33（9）：

282-284.

JIN Liming， GUO Haiying， CAO Cui. Coalbed methane

injection/pressure drop testing method and its use in coal

reservoir evaluation［J］. Coal Technology， 2014， 33（9）：

282-284.

［5］姚艷斌， 王輝， 楊延輝， 等. 煤層氣儲層可改造性評

價——以鄭莊區塊為例［J］. 煤田地質與勘探， 2021，

49（1）：119-129.

YAO Yanbin， WANG Hui， YANG Yanhui， et al. Evaluation

of the hydro-fracturing potential for coalbed methane

reservoir： A case study of Zhengzhuang CBM field

［ J］. Coal Geology amp; Exploration， 2021， 49（1）： 119-

129.

［6］王存武， 柳迎紅， 郭廣山， 等. 柿莊南區塊煤層氣“甜

點”預測方法研究［J］. 潔凈煤技術， 2016， 22（ 3）：

102-107.

WANG Cunwu， LIU Yinghong， GUO Guangshan， et al.

Research on sweet spots of coalbed methane in Southern

Shizhuang block of Qinshui Basin［ J］. Clean Coal

Technology， 2016， 22（3）： 102-107.

［7］張云峰. 基于等溫吸附曲線煤儲層評價指標的建立

［J］. 石油化工應用， 2021， 40（7）：90-95.

ZHANG Yunfeng. Establishment of coal reservoir evaluation

indexes based on adsorption isotherm curve［ J］.

Petrochemical Industry Application， 2021， 40（7）： 90-95.

［8］孟召平， 雷鈞煥， 王宇恒. 基于Griffith 強度理論的煤儲

層水力壓裂有利區評價［J］. 煤炭學報， 2020， 45（1）：

268-275.

MENG Zhaoping， LEI Junhuan， WANG Yuheng. Evaluation

of favorable areas for hydraulic fracturing of coal

reservoir based on Griffith strength theory［J］. Journal

of China Coal Society， 2020， 45（1）： 268-275.

［9］許耀波， 朱玉雙， 張培河. 沁水盆地趙莊井田煤層氣產

出特征及其影響因素［J］. 天然氣地球科學， 2019，

30（1）：119-125.

XU Yaobo， ZHU Yushuang， ZHANG Peihe. The characteristics

of coalbed methane production and its affecting

factors in Zhaozhuang field， Qinshui basin［J］. Natural

Gas Geoscience， 2019， 30（1）： 119-125.

［10］降文萍. 張群， 姜在炳， 等. 構造煤孔隙結構對煤層氣

產氣特征的影響［ J］. 天然氣地球科學， 2016，

27（2）：173-179.

JIANG Wenping， ZHANG Qun， JIANG Zaibing， et al.

Effect on CBM drainage characteristics of pore structure

of tectonic coal［ J］. Natural Gas Geoscience，

2016， 27（2）： 173-179.

［11］李宇， 張亞飛， 劉廣景， 等. 基于組合權重的煤層氣井

壓裂后產量影響因素分析［J］. 特種油氣藏， 2020，

27（3）：115-120.

LI Yu， ZHANG Yafei， LIU Guangjing， et al. Production

sensitivity analysis of fractured CBM well based on

combination weight［ J］. Special Oil amp; Gas Reservoirs，

2020， 27（3）： 115-120.

［12］張小東， 杜志剛， 李朋朋. 不同煤體結構的高階煤儲層

物性特征及煤層氣產出機理［J］. 中國科學： 地球科

學， 2017， 47（1）：72-81.

ZHANG Xiaodong， DU Zhigang， LI Pengpeng. Physi

cal characteristics of high-rank coal reservoirs in different

coal-body structures and the mechanism of coalbed

methane production［J］. Scientia Sinica： Terrae， 2017，

47（1）： 72-81.

［13］劉順喜， 樊坤雨， 金毅， 等. 深部煤儲層應力敏感性特

征及其對煤層氣產能的影響［J］. 煤田地質與勘探，

2022， 50（6）：56-64.

LIU Shunxi， FAN Kunyu， JIN Yi， et al. Stress sensiti

vity characteristics of deep coal reservoirs and its influence

on coalbed methane productivity［J］. Coal Geology

amp; Exploration， 2022， 50（6）： 56-64.

［14］郭強， 曹運興. 成莊井田西部15 號煤儲層物性對煤層

氣井產氣量影響研究［J］. 煤， 2019， 28（2）：1-5，71.

GUO Qiang， CAO Yunxing. The coalbed gas well gas

production capacity physical properties influence of the

No.15 coal reservoir West of Chengzhuang mine field

［J］. Coal， 2019， 28（2）： 1-5，71.

［15］林堃琦， 黃文輝， 張謙， 等. 基于測井信息對沁水盆地

南部構造煤分布規律的研究［J］. 中國煤炭地質，

2016， 28（3）：74-78.

LIN Kunqi， HUANG Wenhui， ZHANG Qian， et al.

Study on tectonoclastic coal distribution pattern in southern

Qinshui basin based on well logging information

［J］. Coal Geology of China， 2016， 28（3）： 74-78.

［16］曹新款， 朱炎銘， 王道華， 等. 鄭莊區塊煤層氣賦存特

征及控氣地質因素［J］. 煤田地質與勘探， 2011，

39（1）：16-19，23.

CAO Xinkuan， ZHU Yanming， WANG Daohua， et al.

Analysis of the coal bed methane occurrence characteristics

and gas-controlling geologic factors in Zhenzhuang

block［J］. Coal Geology amp; Exploration， 2011，

39（1）： 16-19，23.

［17］萬金彬， 李素娟， 黃科， 等. 沁水盆地樊莊區塊煤層含

氣量影響因素分析［J］. 石油天然氣學報， 2012，

34（9）：83-88.

WAN Jinbin， LI Sujuan， HUANG Ke， et al. Influential

factor analysis on coalbed gas content in Fanzhuang

block of Qinshui basin［ J］. Journal of Oil and Gas

Technology， 2012， 34（9）： 83-88.

［18］劉齊， 陳強， 孫中光， 等. 煤層不同類型裂縫應力敏感

性實驗——以阜新盆地煤樣為例［J］. 天然氣地球

科學， 2021， 32（3）：437-446.

LIU Qi， CHEN Qiang， SUN Zhongguang， et al. Stress

sensitivity of coal seam with different fractures： Case

study of Fuxin Basin［ J］. Natural Gas Geoscience，

2021， 32（3）： 437-446.

［19］肖宇航， 朱慶忠， 楊延輝， 等. 煤儲層能量及其對煤層

氣開發的影響——以鄭莊區塊為例［J］. 煤炭學報，

2021， 46（10）：3286-3297.

XIAO Yuhang， ZHU Qingzhong， YANG Yanhui， et al.

Coal reservoir energy and its impact on CBM exploitation：

Illustrated by the case of Zhengzhuang block［J］.

Journal Of China Coal Society， 2021， 46（10）： 3286-

3297.

［20］胡秋嘉， 毛崇昊， 石斌， 等. 沁水盆地南部高煤階煤層

氣井“變速排采-低恒套壓”管控方法［J］. 煤炭學

報， 2019， 44（6）：1795-1803.

HU Qiujia， MAO Chonghao， SHI Bin， et al. \"Variable

speed drainage-low casing pressure\" control method of

high rank CBM wells in South Qinshui Basin［ J］.

Journal of China Coal Society， 2019， 44（6）： 1795-1803.

［21］夏彬偉， 廖傳斌， 羅亞飛， 等. 基于分形理論的煤巖裂

隙網絡滲透率模型［J］. 煤田地質與勘探， 2023，

51（8）：107-115.

XIA Binwei， LIAO Chuanbin， LUO Yafei， et al. Fractal

theory-based permeability model of fracture networks in

coals［J］. Coal Geology amp; Exploration， 2023， 51（8）：

107-115.

［22］劉浩， 黃文輝， 敖衛華， 等. 沁南3 煤與15 煤顯微煤巖

組分對微裂隙的控制研究［J］. 資源產業， 2012，

14（4）：75-81.

LIU Hao， HUANG Wenhui， AO Weihua， et al. Controls

of coal maceral composition of coal seam 3# and 15# on

microfracture in South Qinshui basin［ J］. Resources

amp; Industries， 2012， 14（4）： 75-81.

［23］姚艷斌， 劉大錳， 湯達禎， 等. 沁水盆地煤儲層微裂隙

發育的煤巖學控制機理［J］. 中國礦業大學學報，

2010， 39（1）：6-13.

YAO Yanbin， LIU Dameng， TANG Dazhen， et al. Influence

and control of coal Petrological composition on the

development of microfracture of coal reservoir in the

Qinshui basin［ J］. Journal of China University of

Mining amp; Technology， 2010， 39（1）： 6-13.

［24］康志勤， 李翔， 李偉， 等. 煤體結構與甲烷吸附/解吸規

律相關性實驗研究及啟示［J］. 煤炭學報， 2018，

43（5）：1400-1407.

KANG Zhiqin， LI Xiang， LI Wei， et al. Experimental investigation

of methane adsorption/desorption behavior

in coals with different coal-body structure and its revelation

［J］. Journal of China Coal Society， 2018， 43（5）：

1400-1407.

［25］朱光輝， 李忠城， 師素珍， 等. 鄂爾多斯盆地東緣

MG 區塊煤層裂縫發育多尺度預測［J］. 煤田地質與

勘探， 2022， 50（3）：173-182.

ZHU Guanghui， LI Zhongcheng， SHI Suzhen， et al.

Multi-scale prediction of coal seam fracture development

in MG block， eastern margin of Ordos Basin［J］.

Coal Geology amp; Exploration， 2022， 50（3）： 173-182.

（修改稿收到日期 2023-12-13）

〔編輯 朱 偉〕