煤层气排采局部水动力场模式及其意义——以鄂尔多斯盆地东南缘为例

王密计 康永尚 毛得雷 秦绍锋

1．中国海油COSL工程技术学院 2．中国石油大学（北京）地球科学学院 3．油气资源与探测国家重点实验室

煤层气以吸附态为主（75%～90%），根据兰格缪尔等温吸附原理，压力是吸附量的主要控制因素，水文地质条件在煤层气富集中起着十分重要的作用。国内外学者已开展了大量相关研究：Kaiser等．（1991）指出San Juan盆地地下水的顺层径流携带Fruitland组煤层气运移是煤层气富集成藏的原因［1］；叶建平等（2001）提出了水力逸散作用、水力封闭作用和水力封堵作用3种水文地质控气类型［2］；秦胜飞等（2005）提出煤层气滞留水控气论［3］；刘洪林等（2006）讨论了水动力对煤层气成藏的差异性作用［4］；陈振宏等（2007）研究了地下水对煤层气成藏的作用，通过物理模拟得出活跃的地下水动力条件将破坏煤层气藏、而地下水滞留区则有利于煤层气富集的认识［5］；毛得雷等（2012）研究了水文地质旋回对煤层气富集成藏过程的影响作用［6］。

煤层气产出是一个“排水—降压—解吸—扩散—渗流”过程［7］，煤层气解吸并产出的关键是煤储层压力降低到临界解吸压力之下，抽排煤层水是降低压力最直接有效的方法。煤层气井在排采初期一般产出单一水相，经过一段时间的抽排后，煤层压力低于临界解吸压力，呈现水、气两相产出的状态，煤层水是煤层气开发中不可回避的问题［8－9］，同时，在排水降压过程中，煤储层渗透率的变化对气井产量变化有着不可忽视的影响［10］。康永尚等（2007，2008）认为煤层气井的排水降压是对原始水动力场的扰动，在排采井周围一定范围内形成局部水动力场，在局部水动力场范围内，煤储层压力下降形成压降漏斗，煤层气解吸后通过在基质中的扩散和割理—裂缝系统中的渗流进入井筒而被采出，局部水动力场模式和单井排采压降漏斗的范围直接影响煤层气井的排采效果［11－13］。

笔者以鄂尔多斯盆地东南缘某煤层气田（以下简称“研究区”）为研究对象，以煤层气井实际排采动态资料为基础，分析了排采井动态特征的差异性，结合排采井所处的构造位置和区域水动力场背景，提出了单井排采扰动下可能出现的局部水动力场模式，科学合理地解释了煤层气井排采动态的复杂性，对于揭示产水量、产气量等重要参数的变化规律和排采井井层优选具有重要指导意义。

1 煤层气井排采动态分析

研究区位于鄂尔多斯盆地东南缘，煤层气开发主力煤层有二叠系山西组的3＃煤层和石炭系太原组的5＃、11＃煤层。研究区发育的含水层自上而下依次有：①第四系松散孔隙强含水层；②二叠系石盒子组砂岩中含水层；③二叠系山西组底部砂岩中含水层；④石炭系太原组K2石灰岩中含水层；⑤奥陶系石灰岩强含水层（图1）。对山西组3＃煤层有影响的地下水是石盒子组和山西组底部的砂岩含水层，对太原组5＃煤层有影响的地下水主要是山西组底部的砂岩含水层和太原组K2石灰岩含水层，对太原组11＃煤层有影响的地下水主要是太原组K2石灰岩和奥陶系石灰岩含水层。

图1 研究区水文地质综合柱状图

影响煤层气井排采动态的因素很多［14］，如煤储层的厚度、含气量、渗透率、储层压力、地解压差、构造等地质因素和钻井、固井、完井等工程因素以及井底流压、套压等排采工作制度。因此，煤层气井的排采动态曲线多呈现跳跃和多变的形态，变化剧烈复杂，仅从表面上看，规律性不强，其背后蕴含的地质和工程信息也难以从单口井的排采动态曲线中得到挖掘和揭示。因此，从复杂多变的排采动态曲线中，提取能反映排采动态特征的典型指标，是煤层气井排采动态分析的一条重要途径。

在煤层气井初始单一排水阶段，排采动态典型指标为初始见气时间和初始累计产水量，初始见气时间为煤层气井开抽后到出现15d以上较连续产气量之前的单一排水阶段的延续时间；初始累计产水量为从煤层气井开抽后到初始见气时间之间煤层气井的累计产水量。在煤层气井气水同产阶段，排采动态典型指标为典型日产水量和典型日产气量，典型日产水量为煤层气井在气水同产阶段动液面较稳定期间的平均日产水量；典型日产气量为煤层气井在气水同产阶段日产气量连续15d以上较稳定期间的平均日产气量，图2为研究区YY井排采动态典型指标提取的示意图。

图2 研究区YY井排采动态曲线和典型指标提取示意图

表1 典型井生产数据统计表

选取研究区8口代表性排采井，提取的排采动态典型指标列于表1中。从表1可见，这8口井的排采动态存在较大的差异。其中，Y1～Y4井见气时间短（见气快），初始累计产水量小，见气后典型日产水量小，典型日产气量相对较高；Y5、Y6井见气时间长（见气慢），初始累计排水量大，见气后典型日产水量较高，而典型日产气量低—中等且变化大；Y7、Y8井初始见气时间短（见气快），初始累计产水量小，见气后典型日产水量较高，而典型日产气量低。

2 煤层气井排采动态差异的地质解释

从煤层气井排采有效性的角度来看，Y1～Y4井排采效果好，Y5～Y8井排采效果差，出现这种差异的根本原因是什么呢？现将这8口井放到具体的构造和水动力背景下来讨论其排采效果的差异。

图3、4为8口代表井所处的构造位置和水动力背景。其中，Y1～Y3井开发层位均为3＃＋5＃煤层组合，Y4井开发层位为3＃＋11＃煤层组合，这4口井所在位置远离断裂和鼻隆，构造条件比较简单，水势平缓。虽然Y4井射开了距奥陶系强含水层较近的11＃煤层，但生产中表现出与Y1～Y3井类似的动态特征，即初始见气时间较短、初始累计产水量少、典型日产水量较少和典型日产气量高的特征，其中Y1井初始见气时间为1d，初始累计产水量0m3、典型日产水量为0．4m3、典型日产气量为2 000m3（表1），表明4口井的生产煤层与上覆和下伏含水层均没有沟通，气井抽出的水为煤层本身的水，所以储层压力降低至临界解吸压力所需时间短，煤层气较早发生解吸作用。同时由于没有煤层水以外的补给源，压降漏斗在煤储层中得以充分扩展，大量的吸附气解吸并产出，出现较高的日产气量。

图3 排采井分布和煤层构造图

图4 排采井和区域水势分布图

Y5～Y6井位均位于断裂构造附近，水势较高且变化较快（图4），两口井的开发层位相同，排采动态表现出类似的特征（表1）。其中，Y5井生产层位初期为5＃－11＃＋11＃煤层组合，后期改为3＃＋5＃煤层组合，Y6井生产层位初期为11＃煤层，后期改为3＃＋5＃煤层组合。在开采11＃煤层期间，两口井的产水量大、产气量很低，但当改变生产层位，封掉11＃煤层后，典型日产水量明显减少，典型日产气量明显提高。其中Y6井改变生产层位前，初始见气时间长达396d，初始累计产水量高达3 003．96m3、典型日产水量为12 m3、典型日产气量却低于65m3，抽排效果非常不理想。于是2009年12月21日调整生产层位，封掉11＃煤层，改为3＃＋5＃煤层组合后，典型日产水量降低到2m3，典型日产气量升高到2 500m3（表1），生产效果显著提高。这表明在断层附近，11＃煤层与下伏奥陶系石灰岩含水层存在流体连通，在开采11＃煤层期间，虽然排出了大量的水，但产气量低。由此推测排出的水部分为下伏奥陶系石灰岩含水层中的水，抽排煤层水期间，围岩中的水通过断层涌入煤层，导致煤储层本身压力未得到有效降低，而当封掉11＃煤层后，阻断了下伏奥陶系石灰岩水的补给通道，典型日产水量降了下来，而典型日产气量得到了明显的提高。

Y7～Y8井位于研究区所处盆地边缘的鼻状凸起的下倾方向（图3），水势变化较快（图4），在鼻状凸起上，煤层埋深浅并处于张应力环境中，张开裂缝有沟通地表水的作用，在煤层气井抽排后，从鼻状凸起上倾方向发生了淡水的补给，煤储层压力难以得到有效降低，这两口井表现出高产水量、低产气量的现象，其中Y8井初始见气时间为19d，初始产水量为49．81m3／d，动液面稳定期典型日产水量高达10m3，典型日产气量低至400m3（表1），这表明盆地边缘构造凸起部位地表水容易侵入，会干扰到煤层水的抽排。

3 局部水动力场模式及其意义

根据前面排采井动态差异的地质解释，结合研究区煤系地层与下伏及上覆含水层的组合关系，建立了煤储层在排水降压过程中可能出现的3种局部水动力场模式，即有效扰动型局部水动力场、含水层入侵型局部水动力场和近地表淡水补给型局部水动力场。

3．1 有效扰动型局部水动力场

当煤层的顶底板均为隔水层，上覆和下伏地层中的含水层在原始状态下和排采过程中均与煤储层不沟通时，排出的水全部为煤层中的水，称为有效排水。在此条件下形成的局部水动力场称为有效扰动型局部水动力场（图5－a）。前述Y1～Y4排采井即属这种局部水动力场模式，在排采井周围形成这种局部水动力场模式，最有利于降低煤储层的储层压力，是对煤层气解吸最有利的局部水动力场。

图5 3种局部水动力场模式示意图

3．2 含水层入侵型局部水动力场

在原始状态下，煤层与含水层之间存在水动力平衡，在排采扰动下，煤层中的压力降低将打破原始状态下的平衡，导致含水层中的水通过断层和（或）含水层天窗等路径进入煤层，形成含水层入侵型局部水动力场（图5－b），前述Y5～Y6排采井即属这种局部水动力场模式，在排采井周围形成这种局部水动力场，排采效果会因临近含水层的入侵而大打折扣。

3．3 近地表淡水补给型局部水动力场

在煤层露头处和浅部背斜构造部位，煤储层和含水层在张性环境中张性断裂发育，煤层中的割理、含水层中的裂缝得以扩张，大气降水以及近地表淡水可能会沿着这些张开的割理与裂缝侵入煤层与含水层。这些侵入的淡水会对煤储层及含水层中的水动力条件产生影响，尤其是在煤层气井抽排为其提供了人为排泄点以后，这种由于排水降压所形成的局部地下水动力场称为近地表淡水补给型局部水动力场（图5－c），前述Y7～Y8排采井即属这种局部水动力场模式，该模式对煤层气井的排采造成不利的影响。

不同的局部水动力场模式对煤层气井的排水效果有很大影响（表2），进而影响到煤层气的解吸和产出。

用局部水动力场模式可以科学合理地解释煤层气井排采动态的复杂性，可以揭示产水量、产气量等重要参数井间变化的地质或工程成因。同时，以局部水动力模型为指导，可以优选排采井层，对断层附近的排采井要避免射开临近强含水层的煤层，还要排采井井位应避开近地表淡水补给区。

表2 煤层气排采局部水动力场模式排水效果分析表

4 结论和认识

1）煤层气依靠压力吸附在煤基质颗粒的内表面上，所以排采之前，首先要抽排出煤层中的承压水以降低煤储层的压力，使煤层气解吸出来。

2）根据煤层气井排采特征、构造状况，并结合煤储层与含水层（隔水层）的组合关系进行综合分析，提出了在煤储层排水降压过程中可能出现的3种局部水动力场样式，即有效扰动型局部水动力场、含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场。

3）在有效扰动型局部水动力场中，煤层气井表现出初始见气时间短、初始累积产水量少、典型日产水量低和典型日产气量高的特点，在含水层入侵型局部水动力场和淡水补给型局部水动力场中，有部分或大部分排出水为无效排水，达不到有效降低煤层压力的目的，初始见气时间晚，日产气量低。

4）煤层气井排采井层的确定，要考虑构造背景、区域原始水动力场背景和断裂带等因素，应避免射开断层附近临近强含水层的煤层，井位应避开近地表淡水补给区。

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