深部煤层气井排采特征及产能控制因素分析

吴 双，汤达祯，许 浩，李 松，孟艳军

（1.中国地质大学（北京）能源学院，北京100083； 2.中国地质大学（北京）煤层气国家工程中心煤储层实验室，北京100083）

0 引言

当今能源界，煤层气作为一种重要的非常规能源日益受到广泛关注.在我国陆上2km以浅的煤层气资源总量中，1km以深的煤层气资源量达22.53×1012m3，占总量的61.2%[1].关于对深部煤层气的研究，多集中在深部煤层气的资源特征[2－3]、地质学特征[4]、富集成藏效应[5－6]、深部煤层的含气性预测[7－8]、高温高压平衡水条件下煤层气的吸附解吸行为[9]，以及建立煤层气渗流数学模型、数值模拟煤层气生产井周围的压力分布和产量状况[10－11].对实际深部煤层气生产井的排采特征及引起产能低下的控制因素研究甚少，缺乏指导现场深井开发生产的具体措施，导致理论研究与现场脱节.

鄂尔多斯盆地东缘作为我国煤层气的主力产区，其深部煤层气资源丰度极高[12].笔者收集鄂东某区块部分深部煤层气生产井的各项测试数据，分析气井在排采初期的气水产出特点及其产能主要控制因素；同时，结合现场实际排采情况，针对研究区块深部煤层气提出开发建议，以在一定程度上优化深井排采制度、改善产能效果，为相邻区块深部煤层气开发提供一定参考.

1 排采特征

深部煤层气资源量大，具有良好的勘探开发前景.文中研究区块内深部煤层气井处于开发初期阶段，由于每口井的投产时间早晚不同，所经历的排采时间长短各异，因此，应当在相同排采时间条件下，对比和区分深部煤层气井的生产特征.采用2a作为煤层气井产能大小和变化趋势在时间轴上变化的对比基准，其排采分析结果见表1.

1.1 产气

由表1可知，研究区深部煤层气井在2a的排采初期阶段整体产气水平较低，平均产气量很少突破1 km3／d井，然而，单井之间在排采特征上存在明显差异，产气特征主要体现在2个方面.

（1）产气量有高有低.尽管所统计的深部煤层气井在排采初期总体产量不高，但通过分析单井的产气量大小可以明确每口井的产气潜力.虽然J14井的产气曲线波动起伏较大，但其最高产气量达970.0 m3／d.同样，J15井在排采初期产气量虽有下降，但是最高产气量为816.0m3／d，说明该类深部煤层气井具有较好的产气潜力，在排采过程中工作制度控制合理，气井有望高产.J11、J13、J16井的产气量时有时无，产气强度非常小，根据初期的产气状况，可以认定该类深部煤层气井不具备高产潜力.

表1 深部煤层气井排采分析结果Table 1 Statistics of drainage analysis of deep CBM wells m3·d－1

（2）产气曲线形态各异.理想的煤层气生产井在排采初期的产气曲线一般呈持续上升的趋势，而实际生产条件下由于受地质、工程及人为等因素干扰，产气曲线形态复杂多变[13－14].统计的深部煤层气井中，J1、J5井的产气曲线最接近理想煤层气井，大致呈现上升的形态，虽然J1井在排采400d和600d时出现局部波动，但不影响产气量整体增加的变化趋势；J15井见气后产气量迅速增大，排采330d后产气量又迅速减小，产气曲线表现为驼峰状，J9、J17井与它类似；J6、J8井的产气曲线形态先经历上升，后过渡为水平，水平段出现小范围落差是由气井的工作制度改变引起的，不影响气井总体的产气趋势；以J2、J3井为代表的部分深部煤层气井见气后，产气量始终很低，产气曲线在低水平保持相对稳定；其余深部煤层气井，短时间内出现产气信号，接下来很长一段时间又停止产气，如J13、J16井，在2a的排采期产气很少或几乎不产气.

1.2 产水

研究区深部煤层气井普遍产水适中，排采初期阶段产水量大多在20.0m3／d以下，仅个别气井在短期内产水量过高，产水特征主要体现在2个方面.

（1）单相水排采时间有长有短.单相水排采时间是指煤层气井开井排采后，在排水不产气阶段所经历的时间长短.大多数深部煤层气井在经历150～300d的单相水排采时间后开始见气；少数气井的单相水排采时间长短差异大，如J14井的单相水排采时间极短，不到15d就开始产气且产气量迅速增大；J7井经历1a多的单相水排采期，直到投产462d后才有气产出.

（2）产水量波动小，产水曲线平稳.深部煤层气井的产水曲线在形态上多表现为平稳类型，即使有上升或下降趋势，其变化速度也很缓慢且幅度较小.

1.3 气水产出关系

对比深部煤层气井的气水产量，产气量大的气井，产水量普遍偏低；产气量小的气井，产水量较大，J14井在排采初期的平均产气量为263.2m3／d，平均产水量为1.0m3／d；J13井平均产气量为48.0m3／d，产水高达12.0m3／d.这一规律可用气水相对渗透率原理解释，产气量大且产水量小是由于气相在储层中的渗流能力占优势，水相相对渗透率受到气相抑制；产气量小且产水量大是由水相相对渗透率高于气相相对渗透率引起的.

2 产能控制

煤层气井的排采效果由诸多因素综合决定，地质因素作为先天条件，从本身属性上决定该区块是否具备产气潜能；工程因素作为后天作用，为提高煤层气井产能提供一定发展空间[15－17]；两者相辅相成，共同决定气井的最终产气效果.

2.1 地质因素

煤岩类型、煤体结构及显微组分含量，孔—裂隙发育，渗透性，煤层厚度，原始储层压力及最小主应力等是影响深部煤层气井产能效果的地质因素，但在区块范围内总体变化不明显，构造部位、煤层埋深及含气量、地层水动力条件对研究区深部煤层气的产气效果影响显著.

2.1.1 构造部位

研究区的煤层构造形式总体表现为断裂和褶皱并存.J14、J15井位于断层附近（见图1（a）），由于断裂活动形成良好的侧向封堵（封闭性断层）使煤层气得以保存，J14、J15井的初期平均产气量相对较大，分别为263.2、164.6m3／d；断裂活动使封盖层产生裂隙或使其断开而形成流体运移通道（开放性断层），煤层气沿运移通道逸散而无法保存下来[18]，体现在J16井的生产特征上.该井排采初期几乎不产气，而流体运移通道的发育使得产水量相对较大，平均为10.8m3／d.位于背斜构造高部位煤层气井见气时间短，产气量高，如J18、J19、J20井（见图1（b）），初期平均产气量分别高达1 160.0、866.7、700.0m3／d.位于背斜翼部斜坡带的深部煤层气井产气效果总体要差于构造高部位井的，其产气规律不一致.统计有13口井打在斜坡带上，产气效果较好的有J1井，平均产气量为313.7m3／d；产气效果一般的有J5、J6井，平均产气量在220.0m3／d左右；效果较差的井有J3、J13井，平均产气量为45.0m3／d.

图1 深部煤层气井在地震剖面上构造位置Fig.1 The tectonic position of deep CBM wells on seismic profile

2.1.2 煤层埋深及含气量

随着煤层埋深的增加，上覆盖层厚度增大且裂隙发育程度变差，地下水的流动越来越缓慢，煤层气的保存状况越来越好[19]，因此理论上深部煤层气井的产气潜力应该高于浅部煤层气井的；在深部煤层气实际开发过程中，由于深部煤储层具有高温高压、低孔低渗、致密层薄等特征[20]，煤层气排水降压解吸困难，气井产能普遍较低.5＃深部煤层气井气水产量与煤层埋深及含气量的关系见图2和图3.由图2可知，当煤层埋深超过900m后，产气量随埋深的变化趋势不再像浅部一般随埋深增大而减小，两者之间相关性不明显；数据点的聚集方式上，埋深小于1 050m的煤层气井初期平均产气量均小于170.0m3／d，埋深大于1 050m的煤层气井尽管有一部分产气量小于170.0m3／d，但也出现另一部分产气量高于170.0m3／d的情况；产水特征上，埋深大于1 050m的气井初期平均产水量低于4.0m3／d，而产水量高于4.0m3／d的气井集中在埋深小于1 050m区域.研究区1 050m以深的一部分深部煤层气井具有初期产气量高且产水量低的产能效果，开发潜力较好；这是由于深部地层温度高，具有促进煤层气体解吸的作用，高温解吸效应与开发时的降压解吸效应相叠加，共同提高煤层气井产能.

图2 5＃深部煤层气井产气、产水量与埋深的关系Fig.2 The relationship between gas／water output and depth of coal seam in the 5＃deep CBM well

图3 5＃深部煤层气井产气、产水量与含气量的关系Fig.3 The relationship between gas／water output and gas content of coal seam in the 5＃deep CBM well

由图3可知，深部煤层气井初期平均产气量整体随煤层含气量的升高而增大.当煤层含气量超过15.0 m3／t时产气量均高于100.0m3／d.产水特征上，气井初期平均产水量整体随含气量的升高而减小，以15.0 m3／t含气量为界线，当煤层含气量低于该值时气井产水较大，普遍超过6.0m3／d；高于该值时气井产水偏低，均不超过4.0m3／d.煤层含气量越大则含气饱和度越高，储层中气水两相流动时气相相对渗透率增大，所以引起气井产气量增大且产水量减小.

2.1.3 水动力条件

研究区的水文地质单元包含一套完整的供水区→强径流区→弱径流区→承压区.由于承压水能够将气体憋在煤层中，承压区的煤层气成藏条件好，含气量平均为16.6m3／t，J14井和J18井位于承压区，初期平均产气量分别为263.2、1 160.0m3／d.弱径流区的煤层气侧向和垂向上产生微弱运移，局部地区也可富集成藏，平均含气量为12.8m3／t，低于承压区含气量.处于弱径流区的深部煤层气井生产差异较大，初期气水产量高低不一.供水—强径流区的地下水流动作用较强，一般不利于煤层气的保存[21]，煤层气成藏条件较差，平均含气量为8.0m3／t，位于该区内的煤层气井数较少，且产水量大，产气效果差.

2.2 工程因素

钻完井方式、井型、井网部署、增产措施、排采制度等工程因素影响深部煤层气井的产能效果.统计的深部煤层气井为直井、套管完井、煤层射孔压裂开采，压裂改造、煤层开采层数及抽采制度对研究区深部煤层气的产气效果影响显著.

2.2.1 压裂参数

煤储层低孔低渗的特征决定煤层气井在投产前必须进行压裂改造，压裂过程的施工控制参数是影响气井产气效果的重要工程因素.在尚无裂缝大小和三维形态监测数据的前提下，采用压裂液平均排量和加砂量分析压裂施工对深部煤层气井产能的影响.

2.2.1.1 平均排量

一定注入时间内，压裂液平均排量越大，形成裂缝规模越大，有利于煤层气井形成较高的产能.深部煤层气井气水产量与压裂参数的关系见图4和图5.由图4可知，随排量的增大，气井排采初期平均产气量整体增大.平均排量低于7.75m3／min的压裂井的平均产气量低于170.0m3／d；产气量高于170.0m3／d的井的平均排量高于7.75m3／min.产水方面，当平均排量低于7.75m3／min时，压裂井的初期平均产水量随排量升高而增大；当平均排量高于7.75m3／min时，产水量又随排量的升高而减小.当压裂平均排量过小时，煤储层难以形成高导流能力的裂缝，排采过程中压降漏斗扩展困难，气体难以解吸，导致气井产能低下[22]，初期排采时的大量产水主要来自返排压裂液；平均排量适当增大，有利于形成足够长的导流裂缝，压降漏斗充分延展，泄流半径大，有利于气井高产，产气量的增高必然引起产水量的降低.

2.2.1.2 加砂量

针对埋深较浅的煤储层或常规砂岩储层，通常压裂施工过程中加砂量越大，压裂缝的延伸范围越大，油气井有效渗流面积越大而生产效果越好[23].由图5可知，在深部煤层气井压裂施工过程中，煤层单层加砂量越大，排采初期的平均产气量越小，平均产水量越大.这是由于研究区的深埋藏煤层煤质较软，大量支撑剂进入煤层后不仅没有起到支撑裂缝的作用，反而镶嵌入煤层内部，被煤粉包裹.由于难以形成延伸距离较长的有效裂缝，加砂量继续增多导致大量的砂子聚集在近井地带，堵塞气体渗流通道，造成产气效果变差.

压裂液平均排量和加砂量是煤层气井压裂施工的2个重要参数.为获得最为理想的产能效果，研究区深部煤层气井的压裂液平均排量应控制在7.75m3／min以上，单层加砂量控制在30～40m3内.

2.2.2 开采层数

研究区部分煤层气井因单层厚度薄达不到开采标准而通常射开2～3层合采.区块单层生产井（山西组5＃煤层）的排采初期单井平均产气量为460.7m3／d，两层合采井（山西组5＃和太原组8＃煤层）为430.4m3／d，三层合采井（山西组5＃，太原组8＃、9＃煤层）为91.2m3／d，表明合采时存在产层受到抑制现象.多层合采的目的是使纵向原本不连通的各煤层在共用的井筒内连通，压降传播速度同步，整体均衡降压解吸，提高单井产量，延长稳产期.若有产层受到抑制或干扰，影响气体的解吸产出，即失去合层排采的效果和意义[24].多项常规油气资料显示，层间干扰是由于不同储层之间渗透性和压力差等地质方面存在差异，导致层与层之间产气不同步，甚至出现倒灌回流现象，影响合层采气效果[25－26].

图4 5＃深部煤层气井产气、产水量与压裂排量的关系Fig.4 The relationship between gas／water output and fracturing fluid＇s average discharge of coal seam in the 5＃deep CBM well

图5 5＃深部煤层气井产气、产水量与压裂加砂量的关系Fig.5 The relationship between gas／water output and fracture amount of sand of coal seam in the 5＃deep CBM well

2.2.3 抽采制度

合理的抽采制度是保证煤层气井稳产高产的关键，需遵循“连续、平稳、缓慢”的基本原则.煤层气井生产中，井底流压的变化与产气趋势直接关联，通过控制井底流压降低速率在一定程度上可提高气井产能（见图6）.

由图6可知，J1井的井底流压平均降低速率为0.009MPa／d，低于J15井的0.025MPa／d.当流压降速较低时，地层压降漏斗缓慢扩展，气源供给稳定持续，煤层气井的产气量稳定上升；如果流压降速过快，煤储层发生严重的应力敏感而被压实，渗透率大幅下降，从而降低气体在煤储层中的流动能力[27]，气井产气增长缓慢，甚至产气量在达到高峰后，由于气源供应不足而很快下降，稳产时间较短.

图6 深部煤层气井产气量、井底流压与排采时间的关系Fig.6 The relationship between gas output／flowing bottom hole pressure and production time in the deep CBM well

现场上，一般通过调节冲次控制气井的抽采速度.研究区深部煤层气井的冲次大多从0.20～0.50次／min增长，增长程度因井而异，J11、J12井的最大冲次为7.00次／min，平均产气量分别为61.3、91.7m3／d；J15井的最大冲次为4.30次／min，平均产气量为164.6m3／d；J6井的最大冲次为0.70次／min，平均产气量为238.4m3／d.因此，在气井排采生产时冲次不宜调节过高，一般以0.40～1.05次／min为冲次调节的最高上限.

研究区将气井采出水样浑浊程度划分成3个等级：一级，水质清、不含煤粉；二级，水质灰、含少量煤粉；三级，水质黑、含大量煤粉.正常产气情况下，水质在一级和二级之间.当水质处于三级程度时，说明该井抽采速度过快，引起储层产生速敏效应，过多的煤粉产出将阻碍气水流动，引起产气量下降，将导致卡泵事故，应适当降低抽采速度，调小泵冲次，而泵冲次调小的程度要合理，调节量过大将引起抽采设施工作失稳，一般以0.05次／min的降幅为宜.

3 结论

（1）研究区深部煤层气井排采初期阶段产气量整体偏低，单井之间产气量存在差异且产气曲线形态各异；产水适中且产水曲线普遍形态平稳，而单相水排采时间长短不一；深部煤层气井的总体气水产出规律满足气水相对渗透率原理.

（2）深部煤层气井的产能大小取决于地质和工程因素控制.地层构造、煤层埋深、煤层含气量及地层水动力条件等地质条件在属性上决定产能效果；储层地质属性明确后，气井产能在很大程度上受控于工程因素，投产前的储层压裂改造、煤层开采层数及气井的整体抽采制度与产能大小有密切关系.

（3）部署井位首选构造高部位及斜坡带，煤层埋深超过1 050m，含气量大于15m3／t，水动力条件为承压区或弱径流区的区域，断裂带附近不宜打井.气井单层压裂时压裂液排量控制在7.75m3／min以上，加砂量保持在30～40m3之间；合层开采时射孔层数一般不要超过2层，层间井段距离不要太长，最好为同一压力系统；在排采初期可逐渐增大冲次、提高抽采速度，最大冲次保持在0.40～1.05次／min之间，产气量下降时适当减小冲次，降幅不超过0.05次／min；要实时监测套压和动液面的变化，控制井底流压稳定缓慢下降.

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