沁水盆地北缘煤层气井产气主控因素研究

马少妍　徐猛

（中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西　太原　030000）



沁水盆地北缘煤层气井产气主控因素研究

马少妍徐猛

（中联煤层气有限责任公司太原分公司，山西太原030000）

摘要煤层气井产气特征的主控因素研究是进行煤层气井后期开发工艺及参数优化的前提和基础。以沁水盆地北缘H区块为例，从煤层气井钻井、压裂、测井、试井、样品测试、排采等多种资料出发，对该区已投产两年以上的煤层气井的生产特征及其控制因素进行分析研究。经研究认为：H区块煤层气井总体表现为初始见气时间长、初始累计产水量大、典型日产水量较高、典型日产气量较小的特点，表明该区气水产出规律复杂。进一步分析总结得出，煤层气的产出受含气量、煤层厚度、地解比、渗透率、含气饱和度、有效地应力、工程因素、排采制度等多种因素的共同影响。

关键词煤层气井产气量产气特征产水量主控因素

修订回稿日期：2016－01－04

0　引言

沁水盆地北缘同区块内煤层气井普遍存在单井产气量较低、相邻井产气量差异大的特点。煤层气井产能受地质因素、工程因素和管理因素等多种因素的影响，其中工程因素、管理因素为可控因素，而地质因素是影响煤层气井产能的内在因素，属于不可控因素，但地质因素中的部分因素如储层渗透率等可通过工程压裂进行改造。为指导沁水盆地北缘煤层气高效勘探开发，有必要对该区域内影响煤层气井的主控因素进行分析研究。

1　区块概况

H区块位于沁水盆地北缘，属华北石炭二叠纪煤田，构造上位于北北东向新华夏系第三隆起带太行山隆起西侧，汾河地堑东侧，阳曲—盂县纬向构造带南翼［1-2］。区内构造较为简单，地层平缓，倾角不大于10°；总体走向表现为近东西向，以向南倾斜的单斜构造为主体，同时存在波状起伏；褶曲多发育在中、北部，为宽缓的背斜和向斜；区西北部有一个背斜规模较大，南部断裂构造较发育，二维地震解释断层近20条，多为高角度的正断层。

该区主要含煤地层为二叠系下统山西组与石炭系上统太原组，共含17层煤，主要煤系为3#、9#与 15#三层煤。本区煤层埋深主要受地形与构造的双重控制，埋深为318.6～1 183.8 m，平均在700 m左右，是煤层气开发的较佳深度；煤层厚度分布在0.2～5.4 m，厚度变化大，3#、15#煤层赋存情况稳定，9#发育较稳定；研究区局部区域因埋深较浅或受断层影响，导致煤层含气量较低之外，总体煤层含气量中等；含气饱和度除断层、陷落柱区域较低外，构造较为简单的区域其值可达70%以上；煤储层压力随着煤层埋藏深度的增加相应增大；压力梯度低于正常静水压力，属欠压状态；煤层渗透率主要介于0.02～1.43 mD，渗透率中等；临界解吸压力偏低，主要介于0.22～2.14 MPa，排采井表现为见气周期较长的特点。

2　煤层气井产气特征及主控因素分析

煤层气的排采过程大致经历单相水流、气水两相流、单相气体流动3个阶段，其中第1阶段主要以产水为主，不产气或产气量较小（一般小于100 m3／d），随着排采时间的增长、产水量的增加，井筒水柱压力降低，如果低于临界解吸压力，煤层气开始解吸，气体的相对渗透率增加，产气量增高，逐渐进入气水两相流和单相气体流动阶段。根据H区块排采两年以上的煤层气井的排采动态指标得出该区煤层气井整体的生产特征。

2.1煤层气井产气特征

排采动态典型指标主要包括初始见气时间、初始累计产水量、典型日产水量与典型日产气量（表1），其平面分布特点如图1。

表1　排采动态典型指标一览表

通过分析该区块排采动态典型指标（图1、表2）得出，该区块煤层气排采井产出特征复杂，总体呈现为初始见气时间长（近200 d）、初始累计产水量大（近4 800 m3）、平均典型日产气量较小（209 m3）、平均典型日产水量较高（36.4 m3）的特点。

2.2煤层气井产气主控因素分析

为更好地制定区块提产措施，开展产气量影响因素研究显得尤为重要。影响煤层气产气量的主控因素主要有地质因素、工程因素、排采因素。其中地质因素又包括含气量、煤层厚度、地解比、渗透率、含气饱和度、有效地应力等几个方面。这里为减少分析一种因素而不受另外一种因素制约，需要在进行地质因素的分析时，选取工程因素相近的排采井；在进行工程因素分析时选取地质条件相近的井［3-12］。

图1　H区块煤层气井排采动态典型指标分析图

表2　H区块煤层气井排采动态典型指标分析表

1）地质因素分析

含气量是进行煤层气资源评价的最基本指标，同时也是直接影响煤层气储量评估的关键参数［13-15］，本区煤层气含气量平面分布如图2所示。由图3-a可以看出，煤层气井平均产气量与含气量成正相关关系，且影响比较明显。含气量小于等于10 m3／t时，平均产气量为180 m3，峰值产气量平均为401 m3；含气量大于10 m3／t时，平均产气量为685 m3，峰值产气量平均为1 290 m3。

图2　H区块煤层气含气量平面等值线图

排采煤层厚度是煤层气高产富集的前提，煤层越发育，其勘探前景就越广阔。由图3-b可以看出，排采煤层厚度小于等于7 m时，平均产气量与排采煤层厚度相关较差，但排采煤层厚度为大于7 m时产气效果明显较好（由于缺少该区高产气井资料，此处高产气的4个点为相邻区地质数据）。

地解比是吸附等温线实测含气量对应的临界解吸压力与原始地层压力的比值。临界解吸压力反映了产气高峰期快慢和高产富集条件。由图3-c可以看出，临界解吸压力越接近原始地层压力，初始见气时间越短，平均日产气量越高，体现出高产富集条件越优越。

含气煤层渗透率是衡量煤层气开发难易程度的重要指标，对于含气煤层的采收率和产量起决定性作用。由图3-d可以看出，煤层渗透率越大，气井的泄气范围就越宽阔，气产量也就越高；而煤层渗透率越低，煤层气解吸率也就越低，产气效果也就越差。

另外该区块煤层气井普遍表现出单井产气量低的特点，这与含气饱和度比较低有很大关系，它也是制约我国煤层气商业性开发的一个关键因素；有效地应力与区域地应力场和煤层埋深有关，通过对该区块分析研究得出，煤层气多富集于低地应力区，同时煤层有效地应力低的地区，其煤层渗透率较高。

图3　煤层气平均产气量与含气量、排采煤层厚度、地解比、渗透率关系图

2）工程因素分析

针对钻井因素进行研究，当井眼扩大率小于等于20%时，平均产气量随井眼扩大率增大而减小，但当井眼扩大率大于20%时，产气量下降趋势不明显；平均产气量随钻井液浸泡时间增大而减小，但当浸泡时间大于9 d时，产气量下降趋势不明显。

针对压裂因素进行研究，通过分析平均产气量与压裂—投产时间间隔的关系发现两者呈现对数相关（图4），且平均产气量随间隔增大而急速减小。

图4　煤层气平均产气量与压裂—投产时间间隔关系图

3）排采因素分析

针对该区块目前排采的89口井进行分析研究，发现见气前排采时效在60%以上的井占一半左右，这些井现已全部见气；见气后的煤层气井，在排采时效低于90%的井中几乎均不产气；在整个排采过程中，排采时效在90%以上的几口井目前仍在产气。

3　认识和结论

综上所述，影响煤层气井产出的主控因素为含气量（大于10 m3）、排采煤层厚度（大于7 m）、地解比（高）、渗透率（大）、含气饱和度（高）、有效地应力（低）的地质条件和井眼扩大率、钻井液浸泡时间、压裂—投产时间间隔的工程因素以及排采制度（缓慢、连续、稳定）。

通过对排采井产气主控因素的整体分析，产气高的有利区位于区块北部及西南角区域，另外研究区排采井整体表现为产水量较高的特点，下步建议加强排采水来源分析与研究。

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（编辑：卢栎羽）

作者简介：马少妍（1987－），女，助理工程师，从事非常规天然气开发地质研究工作。E-mail：xumengcucbm@163.com。

doi：10.3969／j.issn.2095-1132.2016.01.014

文献标识码：B

文章编号：2095-1132（2016）01-0046-04