和顺区块煤层气井排采影响因素分析

王 宁 周芊芊 陈贞龙 谢学恒 郝春明

(中石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏 210011)

1 构造的影响

和顺区块位于沁水盆地东北翼，构造上位于寿阳-阳泉单斜带、东部单斜带和榆社-武乡构造带交会地区。

区内构造以逆断层为主，局部伴生正断层;断距较小，小断层特别发育。断层的影响是把“双刃剑”。从正面分析认为其促使煤层产生更多的裂隙，提高甲烷气的吸附量;从相反的角度分析认为断层对煤层气的保存十分不利，特别是张性断层，其构成了煤层气逸散的通道。在后续的压裂增产措施中，极易造成压裂裂缝与断层沟通，造成井组排采井压窜等问题。和顺区块已投入排采的Q2井，因压裂裂缝与小断层沟通导致该井与Q2-A井压窜，造成两口井排采过程中均出现产液量突然增大，产气量不断下降的现象。同时该区小断层较为发育也反映其地应力复杂，对排采过程中煤层渗透率的影响十分显著。

2 资源条件的影响

一定的资源丰度与规模是进行煤层气排采的有力保障。资源丰度由资源量和含气面积决定，资源量与煤层的含气量和煤层厚度有关。

和顺区块太原组15#煤层含气量较高 (5．64～20．54m3/t)，煤层较厚 (3．0 ～10．0m)，煤层气资源量为800×108m3以上，且一类和二类有利目标区含气面积达600km2，资源丰度平均为1．7m3/km2，具有很好的资源开发潜力。较好煤层的含气量及厚度是煤层气井排水采气的基础。

3 储层特征的影响

煤储层的渗透能力是煤层中流体导流能力的反映，它关系到甲烷气体在煤中的赋存状态和排采的难易程度。煤层气存在煤的双孔隙系统中，即基质孔隙和裂缝孔隙。基质孔隙是煤层气赋存的空间，裂隙孔隙不仅是储气空间，还是煤层气运移的通道。

解吸能力的大小将直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。饱和度越大，煤层气运移潜势越大，煤层的产气潜势越高。试验研究表明，临储压力比越低越不利于煤层气的解吸。

和顺区块15#煤层试井测试渗透率在0．017～0．14 × 10-3μm2变化，平均为 0．045 × 10-3μm2。渗透率较低，割理及裂隙发育程度低，渗流能力差，虽经储层改造但由于煤储层的特殊性，其渗透率在排采过程中受有效应力、基质收缩等多重因素影响，极为敏感。排采过程中，特别是快速降压的初期，煤层承压水过快的产出，对渗透率影响更大(图1)，渗透率减小得更快，自然影响到解吸气的产出。15#煤以贫煤为主，属中高阶煤，从图2可以看出沁水盆地高阶煤随着压力的降低，渗透率一直下降，基质收缩对于煤储层渗透率的改善不明显，在该区主要表现为有效应力对储层渗透率的作用，基于此对于该区煤层气井排采流压控制应当缓慢，避免较大生产压差导致渗透率急剧下降。

图2 不同煤阶渗透率随压力的变化

制约和顺区块煤层气排采另外一个地质因素主要是该区15#煤储层压力低，解吸压力更低，地解压差大，临储压力比不高 (表1)，煤层气排采降压的空间很小。尽管该区煤层气含气量高，吸附饱和度高，但压降的空间很小，煤层承压水不能及时排出，产气量低，降低开采价值。

表1 和顺区块部分井临界解吸压力及吸附饱和度对比表

4 煤层埋深的影响

一般来说，煤储层埋深越深，储层压力越高，产气量与产液量也越大。煤层气排采正式基于对煤储层承压水的抽排，使煤层得到有效压降，煤层气开始解吸。因而产液量的大小一定程度上反映了煤层泄压的程度。煤层渗透能力差，流体流动能力小，储层含水性差，间接影响到排采降压的过程。

和顺区块主力生产煤层15#煤层埋深主要在500～900m变化，局部在1000m以深。如图3可以看出该区块产液量普遍较低，平均为1．2m3。埋深小于650m，气井的产液量集中在1m3以下，埋深超过800m后产液量相比增大。该区块平均埋深范围内，渗透率普遍在0．02mD左右，渗透性较差。

图3 和顺区块煤层埋深与产水量、渗透率的关系

因而，该区煤层埋深浅，产液量低，储层渗透性差，导致排采过程储层未得到有效压降，最终影响产气量。同时区块东南部陡坡带15#煤储层处于地下水的弱径流区，煤层含水较少，气水渗流较弱也是不利于排采的一个主要原因。

5 压裂效果的影响

煤层压裂效果的优劣直接关系到煤层气井的排采效果。良好的压裂效果是有效改善煤层流动通道，提高煤层导流能力，利于煤层排水降压，产气量提高。不利的压裂效果，在煤层气排采中往往是压裂裂缝与区域不明含水层组沟通，致使排采过程煤层产液量较大，阻断煤层气渗流通道，产气量降低。

该区块Q2-D井压裂采用活性水压裂液体系，压后水质监测情况反映HCO-3(2356mg/L)及矿化度值 (3．3g/L)较同批压裂井明显偏大，接近上部区域性灰岩弱含水层特征值 (294～2384mg/L，水型HCO-3Ca·Na)，证实煤层压裂裂缝与上部含水灰岩层压通。图4显示煤层与灰岩层压窜后该井排采过程中日产水量较高，产气量不足百方。

图4 Q2-D井排采曲线

煤层气井单井的排采要获得最大限度的产气量，就必须要使井筒与储层所形成的压降漏斗尽可能加深扩展，这样压力所波及的范围更广，才会有更多的甲烷气解吸出来。压裂施工结果使煤层与上覆灰岩含水层裂缝沟通，使煤层在排采的过程中存在越流补给。而煤层在存在越流补给时压降漏斗在煤层中的延伸会受到限制，且随着压力进一步下降，压降漏斗只在顶底板、灰岩层中延伸。

分析认为该井在排采初期压降漏斗首先在煤层中形成，随着排采的进行，井底压力传递半径不断增加，井底压力梯度减小，煤层中压力传递很缓慢，甚至停止，仅在顶板岩层中传递;继续排采在煤层直接的压力降为零，仅当顶板岩层的压力与煤层的压力差小于煤层的解吸压力时，煤层将继续解吸 (图5)。

当灰岩层与煤层裂缝沟通时，随着压力降落，压降漏斗主要在灰岩层扩展，在煤层中压力波及的范围只是近井地带，所以微弱的气显示也仅是近井地带压力所波及的煤层区域解吸的煤层气，继续降压排采，灰岩层中的水渗入煤层，抑制煤层气的解吸，影响煤层气的产能。

为此优化射孔和压裂工艺参数，控制压裂规模，避开可疑含水层，优选压裂液以及压裂工艺的程序等影响煤层气井排采的因素显得尤为重要。

图5 存在灰岩含水层时压力传递剖面图

6 排采控制的影响

合理的排采工艺是煤层气突破的保障。煤层气的生产可划分三个阶段:排水降压阶段、稳定生产阶段和产气量下降阶段。合理的排水降压，延长降压时间，减缓渗透率下降的幅度，有利于扩大压降漏斗的体积，提高煤层气单井产量。如果排采速率过快，动液面下降速度加快，会使有潜力的煤层气排采半径缩短、发生速敏效应、支撑剂镶嵌煤层、裂缝较快闭合、渗透率迅速降低，进而造成单井气产量低。

和顺区块早期投产的试验井组中，若干口井均遇到排采初期，排采速率较快，井底流压下降幅度很大，初期日产液量高，排采一段时间后日产气量不断下降，甚至部分井几乎不出液，致使排采停止观察。

Q2-C井15号煤层于2010年1月5号投入机抽排采，2010年2月23号见气，见气时井底流压为0．88MPa，最高产气量499m3，日均产气161m3，日均产水0．62m3，图6显示该井获得较高产气量，但无稳产期，8月份以后产气产水量均降低。

图6 Q2-C井排采曲线

Q6井15号煤层于2010年10月31号投入机抽排采，2011年1月22号见气，见气时井底流压为2．42MPa，最高产气量 1519m3，日均产气404m3，日均产水3．5m3，图7显示该井见气前套压憋至2．09MPa，产气量不断上升，表现出很好的产气趋势。

图7 Q6井排采曲线

相比之下，Q6井在排采见气前，缓慢控制流压，使压力传递缓慢延伸到储层远端，扩大了煤层解吸范围，产气量提高。同时该井采用新工艺“憋套压”排采理念 (套压一般高于1MPa)，这种排采控制方法一方面可避免放套产气造成流动通道被气体占据，远端水向井筒流动困难，另一方面易形成煤层水的连续渗流，避免承压水突然减少，导致有效应力增大，降低渗透率，影响排采效果。

和顺区块煤储层构造复杂、埋深浅、解吸压力低、渗透性差、产液量很低这是客观的地质因素。因此对于该区排采的主观影响主要表现在合理的排采控制上。煤层在排水泄压的过程，应尽可能放缓流压的下降，实现逐级降压;排采见气前稳定排水，延长见气时间，使煤层水更多的抽排出来，扩大泄压的面积，从而提高单井产气量。同时提高压裂效果对于煤层气排采也是十分必要的。

和顺区块后期实施的几口井，采用了多级排采控制和憋套压理念，生产过程中取到了较好的效果。

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