沁水盆地南部煤层气单井产量影响因素敏感性分析

周 叡 杨经栋 汪 勇 陈小琴 臧晓华 张国伟

(华北油田公司勘探开发研究院， 河北 062552)

沁水盆地南部煤层气单井产量影响因素敏感性分析

周 叡 杨经栋 汪 勇 陈小琴 臧晓华 张国伟

(华北油田公司勘探开发研究院， 河北 062552)

沁水盆地南部是我国煤层气研究与开发的热点地区，煤阶属于中～高阶煤，影响其煤层气井产气能力的主要地质因素有煤层厚度、含气量、渗透性、含气饱和度、构造条件和煤层的压裂改造效果等。本文在多年煤层气勘探开发取得的成果基础上，运用数值模拟技术，量化研究煤层气单井产气量对各项地质参数在沁水盆地南部煤层常见的分布范围内的敏感程度，在开发生产实践和开发方案编制中，可以其作为煤层气开发单元划分和高产富集区优选的参考依据。

沁水盆地南部 煤层气 数值模拟 敏感性分析 高产富集区优选

沁水盆地南部煤阶属于中～高阶煤，影响中～高阶煤煤层气生产能力的储层因素主要有煤层渗透率、煤层分布状况(煤层厚度)、煤阶、含气量、沉积环境、构造应力以及水动力条件等，目前针对这些煤层气高产富集因素进行的相关研究较多，但是并没有形成定量的认识。本文在多年煤层气勘探开发取得的成果基础上，研究讨论煤层厚度、含气量、煤层渗透性、埋深、含气饱和度、煤层的压裂改造和构造位置对煤层气井产量的影响，在沁水盆地南部煤层气各项地质参数常见的分布范围内，通过数值模拟技术对不同地质参数条件下煤层气单井产气量进行计算，从而对开发效果的影响程度进行敏感性分析和评估，为煤层气开发单元划分和高产富集区优选提供参考和依据。

本文中主要使用的数值模拟软件为专业油藏数值模拟软件Eclipse的煤层气CBM模块以及专业力学数值模拟软件PFC2D。

1 煤层气资源量影响

煤层气资源量富集程度是煤层气井获得高产的基本因素，目前采用储量丰度(代表煤层气单位面积内的地质储量)作为煤层气富集程度的主要指标。具有一定的储量丰度是进行煤层气规模开发的前提条件，其大小是由煤层厚度和含气量决定的，但是这两个参数对煤层气产气量的影响程度也有所不同，在这里对煤层厚度和含气量分别进行敏感性分析。

(1)煤层厚度影响

沁水盆地南部煤层厚度大多介于4～10m之间，在其他参数一致的情况下，只改变煤层厚度进行数值模拟计算，从计算结果可以看出，煤层厚度对煤层气单井产气量影响较大，煤层厚度为4m时，高峰日产气量307m3,10年累积产气85×104m3,煤层厚度为10m时，高峰日产气量766m3,10年累积产气214×104m3, 高峰日产气量和累积产气都为煤层厚度为4m时的2.5倍(见表1)。可见随着煤层有效厚度的增加，煤层气产气量呈等比例正比递增趋势。

表1 不同煤层厚度单井产气量对比表

(2)煤层含气量影响

沁水盆地南部已开发区块的含气量大多介于12～22m3/t之间,煤层含气量低于12m3/t时一般认为没有开发价值。在其他参数一致的情况下，只改变煤储层含气量进行数值模拟计算，从计算结果可以看出，含气量为12m3/t时，10年累积产气28.3×104m3,含气量为22m3/t时，10年累积产气185.2×104m3,累积产气量增加了6.5倍(见表2)。随着煤层含气量的增加，单井累积产气量呈幂函数式递增趋势，其影响程度较煤层厚度更大。

表2 不同煤层含气量单井产气量对比表

2 煤储层物性影响

煤储层原始渗透性是生产井获得高产的关键因素，而目前煤层气直井都经过水力压裂才投入排采，储层物性压裂改善效果的好坏直接关系到产气量的高低，所以在进行煤储层物性评价时，压裂效果也是其中一项重要的因素。

(1)煤层原始渗透率主要影响开发中后期产气量

试井测试资料显示，沁水盆地南部已开发区块煤层原始渗透率大多介于0.02～1mD之间。在不考虑压裂效果的情况下，煤层气产气量普遍较低，在储层原始渗透率为0.02mD时，高峰日产气量215m3，10年累积产气17×104m3，随着储层渗透率的增加，高峰日产气量和累积产气相应上升，在储层原始渗透率为1mD时，高峰日产气量327m3，10年累积产气89.7×104m3，分别是渗透率0.02mD时的1.5和5.3倍(见表3)。可见原始渗透率对初期产气量有一定影响，对中后期产气量影响更大，原始渗透率越高，产气曲线下滑趋势越缓，原因是在理想状态下，井筒附近储层受钻完井影响，渗透性都会有一定改善，但是改善范围很小，对于渗透率非常低的储层，井筒附近的煤层气解吸后，储层解吸气量供给不及，产气量很快出现下降。

表3 不同原始渗透率产气量对比表

(2)煤体的破坏程度越大，压裂效果越差

根据煤体破坏程度把煤体结构划分为四种类型,即:原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤。其中原生结构煤、碎裂煤为非突出煤，碎粒煤和糜棱煤属瓦斯突出煤,也就是构造煤。

从结构上看,这四类煤体的破坏程度逐渐加大,结构逐渐松散,空隙增多,因此造成了煤岩本身的宏观力学性质(弹性模量、泊松比、抗拉强度等)呈递减趋势。

煤层水力压裂包括煤体裂缝起裂和煤体裂缝延伸两个方面，裂缝的起裂和扩展与煤岩内在本质因素如力学性质有很大关系。通过力学数值模拟软件PFC2D进行煤岩力学性质与水力压裂效果相关性的物理力学试验数值模拟，并对结果进行研究分析得到以下结论:

① 压裂半径主要受煤岩的弹性模量、泊松比的影响，且呈非线性关系，随着弹性模量、泊松比的增加压裂半径逐渐增加(见图1、2)；

图1 压裂半径与弹性模量关系的拟合

图2 压裂半径与泊松比关系的拟合

② 裂纹的开度主要受煤岩的弹性模量、泊松比影响，且呈非线性关系，随着弹性模量、泊松比的增加裂纹开度逐渐降低(见图3、4)；

图3 裂纹开度与弹性模量关系的拟合

图4 裂纹开度与泊松比关系的拟合

③ 裂纹数目主要受抗拉强度大小的影响，二者之间成反比例关系，随着抗拉强度的增加裂纹数目逐渐减少(见图5)。

图5 裂纹数目与抗拉强度关系的拟合

综合上述结论可以看出，煤体结构破坏程度越小，水力压裂越易形成细、长缝，破坏程度越大，水力压裂越易形成宽、短缝。通过数值模拟计算对比水力压裂细长缝和宽短缝的产气量差异，计算结果显示，宽短缝虽然在小范围内改造效果较好，但是由于压裂范围较小，控制储量过少，产气量较低，10年累积产气347×104m3，细长缝压裂波及范围大，控制储量较高，10年累积产气535×104m3，产气量是宽、短缝的1.54倍(见表4)，此外破坏程度较大的煤岩在开发过程中更容易产生煤粉堵塞裂缝，导致压裂效果进一步变差。

表4 水力压裂效果参数对比表

3 煤层含气饱和度影响

煤层含气饱和度是指实际的含气量与理论含气量之比，为煤层含气量、等温吸附曲线(兰氏体积、压力)和煤储层压力三个基本因素的派生因素，沁水盆地南部煤层含气饱和度大多介于70%～90%。由于实际含气量已作为一个单独因素进行分析，在这里主要研究煤层等温吸附曲线和煤储层压力对煤层气产量的影响。

(1)储层压力引起的含气饱和度变化对产气能力影响小

在煤层含气量、等温吸附曲线不变的情况下，改变煤储层压力对含气饱和度进行调整。通过数值模拟计算，含气饱和度70%时投产60天见气，10年累积产气185.8×104m3，含气饱和度90%时投产8天见气，10年累积产气188.9×104m3，可见原始储层压力影响煤层气见气时间，但是对产气量影响很小(见表5)。

表5 含气饱和度开发效果对比表

(2)煤岩性质本身等温吸附曲线引起的饱和度变化对产气能力影响大

兰氏体积越大，煤岩本身吸附能力越强，兰氏压力越高，煤岩吸附气体越容易解吸。统一地层压力、含气量，改变兰氏体积与兰氏压力调整等温吸附曲线改变饱和度，当含气饱和度90%时，10年累产达到283万m3，为含气饱和度70%时产气量的5.45倍(见表6)。可见含气量一定的情况下，等温吸附性质改变引起的含气饱和度变化对单井产气能力影响较大。

表6 含气饱和度开发效果对比表

4 构造位置影响

为了研究褶区构造位置对单井产气量的影响，通过地质建模技术，分别制作了地层倾角为2°、6°、12°时的地质模型。构造位置与储层物性、含气量都具有一定相关性，但是目前没有形成相关性的定量认识，在这里主要考虑的是水动力因素影响。

(1)在背斜构造顶部和翼部，开发效果较好

W1、W2、W3分别处于构造向斜、翼部、背斜。由于水动力作用的影响，背斜轴部位单井产气量最大，产水量最小，向斜轴部位单井产气量最小，产水量最大，地层倾角2°时背斜产气量为向斜的1.2倍，差距随着地层倾角增加而增大，地层倾角为12°时，背斜产气量为向斜的1.55倍(见表7)。但是同时考虑到一般情况下构造翼部含气量和渗透性条件较为适中，背斜构造顶部和翼部应该都属于开发有利区。

表7 构造位置对产气产水量的影响关系

(2)距断层大约半个井距的排采井普遍产水量大、产气量较小或不产气

断层附近裂缝发育，通过压裂易与断层、地层水或地表水沟通，煤层气沿裂缝散逸，排采井可能产水量大、产气量较小或不产气。统计断层附近的目前生产井的生产情况，数据变化受地质构造的控制，大部分井产水量在10m3以上，见套压时间相对晚，产气量小。

表8 煤层气开发效果地质因素敏感程度表

5 结论

数值模拟计算结果显示，在沁水盆地南部煤层常见地质参数范围之内，煤层含气量、渗透性、埋深、饱和度等因素引起的单井产气倍数差距在4.5～6.5倍之间，这些地质参数对煤层气产气量影响较大，在高产富集区优选中应该放在首位重点考虑，而煤层厚度、压裂效果差异等因素引起的单井产气倍数差距在1.5～2.5倍之间，影响程度稍小，在高产富集区优选中属于次重点考虑的因素。

结合煤层气开发生产实际经验，根据数值模拟计算形成的定量认识得到了以下的煤层气开发效果地质因素敏感程度分析表(表8)，在开发生产实践和开发方案编制中，可以作为开发单元划分和高产富集区优选的参考。

[1] 刘世奇,桑树勋,李梦溪,等.樊庄区块煤层气井产能差异的关键地质影响因素及其控制机理[J].煤炭学报,38(2):279-283.

[2] 叶建平，吴建光，房超，等. 沁南潘河煤层气田区域地质特征与煤储层特征及其对产能的影响[J].天然气工业，2011,31(5):16-20.

[3] 李辉,李涛,王福忠，等.煤体结构类型判断的超声波探测系统研究 [J]. 中州煤炭, 2006, 143(5).

[4] 左银卿,孟庆春,任严沁,等.沁水盆地高煤阶煤层气富集高产控制因素[J].天然气工业, 2011,31(11).

(责任编辑 刘 馨)

Sensitivity Analysis on Influencing Factors of CBM Single Well Production in South Qinshui Basin

ZHOU Rui，YANG Jindong，WANG Yong，CHEN Xiaoqin，ZANG Xiaohua， ZHANG Guowei

(Exploration and Development Research Insitute of Huabei Oilfield, PetroChina, Hebei 062552)

South Qinshui Basin is a hotspot region of CBM research and development in China. The coal rank in this region is middle to high rank coal. The main geological factors influencing the production capacity includes coal thickness, gas content, permeability, gas saturation, structural conditions and fracturing efficacy of coal seam. Based on the achievements over years on CBM exploration and development, the paper makes use of numerical simulation techniques to quantify and research the productivity sensitivity of CBM single well to various types of geological factors, which could provide a reference for classification of CBM development unit and selection of enrichment areas with high productivity in the development and production practices and the development of programming.

South Qinshui Basin; CBM; numerical simulation; sensitivity analysis; selection of enrichment area with high productivity

周叡，男，工程师，硕士，现从事煤层气开发研究工作。