郑庄与樊庄区块高煤阶煤层气开发差异及其主控因素分析

赵锦程，申 建,，朱庆忠，杨延辉，杨艳磊

(1.中国矿业大学， 江苏 徐州 221116；2.中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司， 河北 任丘 062552)

郑庄与樊庄区块高煤阶煤层气开发差异及其主控因素分析

赵锦程1，申 建1,2，朱庆忠2，杨延辉2，杨艳磊2

(1.中国矿业大学， 江苏 徐州 221116；2.中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司， 河北 任丘 062552)

查明高煤阶煤层气开发差异的主控因素对于实现效益开发意义显著。基于沁水盆地南部郑庄和樊庄区块高煤阶煤层气井生产特点对比，首次提出了储层流体可疏降系数以反映流体在煤层中疏降能力，探讨了地质、储层和流体等因素对高煤阶煤层气井气、水产出的差异控制并揭示了主控因素。结果显示：相对樊庄区块而言，郑庄区块煤层气井产气量低、产水总量大、解吸前排采时间长、气水产出比小，且地质和储层特点表现为地应力梯度高、地温梯度较高、煤厚较薄、煤层结构较复杂、裂隙较发育、渗透率较低、储层流体可疏降系数较小等。影响区块煤层气井产出差异的直接因素为渗透率和储层流体可疏降性，而控制渗透率的关键地质因素为地应力、控制储层流体可疏导性因素为煤储层本身特性。建议该区块有利区优选以寻找低地应力条件为主，针对高地应力区宜采取有利于地应力释放的储层改造措施。

樊庄区块；郑庄区块；煤层气；开发差异；主控因素；地应力

煤层气以其在清洁能源结构、矿井安全及环境保护中重要角色，在美国、澳大利亚、加拿大、中国等实现了商业性开发[1-4]；其中，中国首先实现了高煤阶煤层气效益开发突破[5-6]。实践发现高阶煤煤层气，开发平面非均质性极强。以沁水盆地南部樊庄和郑庄区块为例，前者煤层气开发取得了较大成功，而以断层相隔的西部紧邻郑庄区块开发未达到预期。鉴于此，专家学者以沁水盆地南部或者其中典型区块为例，探讨了影响高煤阶煤层气井的地质因素，指出构造、埋深、地下水动力条件、煤层厚度及其稳定性、煤变质程度、含气量和含气饱和度、煤层气资源丰度、渗透率、储层压力、临界解吸压力等主要控制因素[7-15]。基于沁水盆地樊庄和郑庄区块丰富的勘探和开发资料，笔者拟通过对比分析两个区块煤层气开发和地质因素的差异性并找出影响郑庄高煤阶煤层气开发效益的因素，为推进郑庄区块高煤阶煤层气有利建产区优评价及差异化的开发方案优选研究的提供支撑。

1 郑庄、樊庄区块煤层气井产出情况介绍

1.1 研究区的位置

郑庄与樊庄区块为典型高煤阶煤层气开发区块，位于山西省东南部晋城市。郑庄和樊庄区块处于沁水盆地南部斜坡带，东为太行山复式背斜隆起，南为中条山隆起，西为霍山凸起，北部与沁水盆地腹部相接。郑庄和樊庄区块以寺头断层带相隔，西侧为郑庄区块，东侧为樊庄区块。

1.2 煤层气井产气差异

在本文分析中，统一筛选排采时间大于1 000 d的煤层气直井作为分析对象，为了避免同一参数显著差异导致平均统计值与实际情况不符，研究采用箱型图法。箱型图通过五个统计量：最小值、第一四分位数(样本中所有数值由小到大排列后第25%的数字)、中位数(样本中所有数值由小到大排列后第50%的数字)、第三四分位数(样本中所有数值由小到大排列后第75%的数字)与最大值，直观的表示数据的分布和分散程度。

1.2.1 解吸前排采时间特点

郑庄区块解吸前排采时间介于1～1 208 d，平均解吸前排采时间为180 d。其中，75%的煤层气井解吸前排采时间在190 d以内，50%的煤层气井在100 d以内，还有10%的煤层气井解吸前排采时间较短，低于20 d(图1)。樊庄区块解吸前排采时间介于1～1 150 d，平均解吸前排采时间为94 d。其中，90%煤层气井解吸前排采时间小于185 d，75%的煤层气井少于119 d，50%在65 d以内，10%小于10 d(图1)。相对郑庄区块而言，樊庄区块煤层气井解吸前排采时间短、见产快。

1.2.2 解吸后产气特点

郑庄峰值产气量介于39～8 000 m3/d，70%直井单井峰值产气量低于1 000 m3/d，17%在1 000～2 000 m3/d，13%大于2 000 m3/d(图2)。樊庄产气量介于94～21 561 m3/d，51%单井峰值产气量大于2 000 m3/d ，21%在1 000～2 000 m3/d之间，仅有约24%低于1 000 m3/d(图2)。两者相比，樊庄与郑庄超过1 000 m3/d峰值产气量比例比值为2.53，樊庄产气效果明显较好。

图1 郑庄与樊庄解吸前排采时间

图2 郑庄与樊庄峰值产气量特点

郑庄区块煤层气井平均产气量介于0～10 737.8 m3/d，平均为537 m3/d。平均产气量低于500 m3/d的煤层气井占65.3%，在500～1 000 m3/d占16.6%，在1 000～2 000 m3/d占10.6%，超过2 000 m3/d占7.5%(图3)。樊庄区块煤层气井平均产气量介于0～12 606.3 m3/d之间，平均为1 020 m3/d。平均产气量超过2 000 m3/d的煤层气井占总煤层气井的16.1%，在1 000～2 000 m3/d占15.4%，在500～1 000 m3/d占18.5%，大于1 000 m3/d占31.5%，超过50%在500 m3/d以上(图3)。综上，樊庄区块产气量明显高于郑庄区块。

1.3 产水差异

1.3.1 解吸前产水特点

郑庄区块解吸前累计产水量介于1.7～27 255.6 m3，平均为860.7 m3。10%的煤层气井解吸前累计产水量在大于1 702.9 m3，15%介于669.7～1 702.9 m3，25%在308.1～669.7 m3之间，40%在62～308.1 m3之间，10%小于62 m3(图4)。樊庄区块解吸前累计产水量介于0.1～24 273.7 m3，平均为547.5 m3。其中，10%煤层气井解吸前累计产水量大于912.9 m3，15%介于407.6～912.9 m3，25%在160.3～407.6 m3以内，40%在30.0～160.3 m3之间，10%小于30 m3(图4)。对比可知，樊庄区块煤层气井有解吸前累计产水量较小。

图3 郑庄与樊庄平均产气特点

图4 郑庄与樊庄解吸前累计产水量

郑庄区块解吸前平均产水量介于0～33.69 m3/d，平均为4.39 m3/d。90%的煤层气井解吸前平均产水量在8.20 m3/d以内，75%少于4.91 m3/d，50%在3.21 m3/d以内，10%在1.60 m3/d以内(图5)。樊庄区块解吸前平均产水量介于0～967.45 m3/d，平均产为4.73 m3/d。90%煤层气井解吸前平均产水量小于7.01 m3/d，75%少于4.40 m3/d，50%在2.87 m3/d以内，10%小于1.03 m3/d(图5)。据此，郑庄和樊庄区块煤层气井解吸前平均产水量有差异小。

1.3.2 整个排采阶段产水特点

郑庄区块峰值产水量介于1.4～145.7 m3/d，平均为12.04 m3/d；樊庄区块峰值产水量介于0.1～212.5 m3/d，平均为12.35 m3/d；郑庄和樊庄区块峰值产水量均主要集中在10 m3/d以下，占比均超过总排采井的65%(图6)。

图5 郑庄与樊庄解吸前平均产水量

图6 郑庄与樊庄峰值产水量特点

整个煤层气井排采阶段，郑庄区块煤层气井的平均日产水量介于0.02～50.34 m3/d之间，平均为3.40 m3/d。其中，11.4%平均日产水量小于0.5 m3/d，67.3%以0.5～4 m3/d为主，21.2%大于4 m3/d，11.3%在4～16 m3/d，4%大于16 m3/d(图7)。樊庄区块煤层气井平均日产水量介于0～59.15 m3/d之间，平均为2.43 m3/d。其中，5.3%平均日产水量小于0.2 m3/d，66.8%在0.2～2 m3/d，27.9%大于2 m3/d，21.3%在2～8 m3/d，4.2%介于8～16 m3/d，2.3%大于16 m3/d(图7)。综上，樊庄区块平均日产水量低于郑庄区块。

1.4 气水产出比特点

基于累计产气量/累计产水量比值统计显示：郑庄区块气水产出比介于0～51 947，平均为980。其中，25%的煤层气井气水产出比大于561，50%大于120。樊庄区块气水产出比介于0.01～173 679，平均为3 803。25%煤层气井气水产出比大于3 000，50%大于686之间(图8)。由此可知，樊庄区块煤层气井气水产出比明显高于郑庄。

图7 郑庄与樊庄区块煤层气井平均日产水特点

图8 郑庄与樊庄气水产出比

2 区块间地质与储层特征差异

2.1 地质背景差异

2.1.1 地应力场

郑庄中位试井最小地应力梯度为2.1 MPa/100 m，而樊庄为1.7 MPa/100m，郑庄区块地应力梯度明显偏高(图9)。

2.1.2 地温场

郑庄区块地温梯度介于1.99～3.20 ℃/100 m，中位值为2.52 ℃/100 m；樊庄区块地温梯度介于1.95～3.33 ℃/100 m，中位值为2.45 ℃/100 m(图10)。地温梯度可反映地下水流体的活跃程度。地下水流体越活越，流体流动性越强地温梯度也越低；反之，则地温梯度相对较高[16-17]。樊庄地温梯度总体小于郑庄，导热能力较强，暗示樊庄区块可能煤储层地下水更为活跃、渗透性可能偏好。

2.2 储层特性差异

2.2.1 煤层厚度及煤层结构

郑庄煤层厚度集中在4～7 m，而樊庄介于5～8 m，两者中位厚度差<1 m，差别较小(图11)；郑庄煤层夹矸厚度60%大于0.5 m，而樊庄约为25%(图12)。相对樊庄区块，郑庄区块煤层结构相对复杂。煤层结构越简单，含夹矸越少，越有利于煤层气的高产[18]。

图9 郑庄与樊庄区块地应力梯度对比

图10 地温随埋深的变化

图11 郑庄和樊庄煤层厚度对比

2.2.2 裂隙及渗流特征

高煤阶储层渗流导流能力很大程度上取决于微裂隙的宽度和密度[19-20]，其渗流导流能力可以用渗透率的大小表征，郑庄区块50%渗透率为0.04×10-3μm2，而樊庄为0.2×10-3μm2(图13)。两者差异显著，且樊庄区块绝大部分试井渗透率远大于郑庄区块试井渗透率。裂隙密度和开度是影响渗透率关键因素，如前所述樊庄区块裂隙发育密度略低于郑庄，而前者地应力梯度明显低于后者，因此地应力通过影响裂隙的开合进而控制了渗透率差异发育。

图12 郑庄和樊庄煤层夹矸对比

图13 郑庄和樊庄煤层试井渗透率对比

2.3 储层流体差异

2.3.1 煤储层含气量

较高的含气量是煤层气井高产的必要保证[21-24]。郑庄/樊庄含气量80%井均大于15 m3/t，集中分布在21 m3/t(图14)。两区块含气量差异很小，表明其非控制两区块煤层气井产量的关键因素。但郑庄区块含气量变化范围较樊庄区块大，反映其储层非均质性强。

2.3.2 煤储层水可疏降性

郑庄解吸前单位降深产水量介于0.024～150.52 m3/(d·m)，50%以上高于0.8 m3/(d·m)；樊庄解吸前单位降深产水量介于0.11～99.86 m3/(d·m)，80%单井高于1 m3/(d·m)(图15)。显然解吸前单位时间降低同样液面深度，樊庄区块产水量大于郑庄，揭示出樊庄区块地层水疏导能力强于郑庄，有利于压力的疏降，形成更大范围泄压。

图14 郑庄和樊庄煤层含气量对比

图15 郑庄与樊庄解吸前单位降深产水量

图16 郑庄和樊庄区块储层流体可疏降系数特点

为了进一步查明压力降与产水量关系，定义了储层流体可疏降系数，即解吸前单位降深产水量/解吸前排采时间/(地层压力-临界解吸压力)，单位m3/(d·100m·MPa)。该值表征了单位时间、单位压降、百米降深下产水量，其值越高疏降水能力越强。由图16可知，郑庄区块储层流体可疏降系数介于0～172.72，平均为2.80。其中，10%的煤层气井大于4.21，15%介于1.50～4.21，25%在0.64～1.50之间，50%小于0.64。樊庄区块储层流体可疏降系数介于0～385.08，平均为6.03。其中10%煤层气井大于8.84，15%介于3.40～8.84之间，25%在1.40～3.40之间，50%小于1.40。

综上，樊庄区块的平均疏降系数和中位疏降系数均较郑庄高，流体疏降能力强。

2.3.3 煤储层临储比

临储比(临界解吸压力/储层压力)是影响煤层气产量关键因素，临储比越接近1，煤层气越容易解吸[25-26]，越易早产和高产[27]。郑庄区块中位临储比为0.58，而樊庄区块中位临储比为0.60(图17)。两者差异较小，表明临储比非控制两区块煤层气井产气量差异的主要因素。

3 煤层气井产出差异的控制因素

图17 郑庄和樊庄区块临储比特点

图18 影响高煤阶煤层气开发差异的关键因素

为了研究两区块煤层气产量差异的控制因素，采用两个区块相同参数中位值之比对地质和储层因素差异影响进行了排序。地应力梯度和地温与煤层气井产量为负相关性，因此两个参数采用郑庄区块/樊庄区块中位值(图18右侧)，其余参数均采用樊庄区块/郑庄区块中位值(图18左侧)。该值大于1且越高，则樊庄条件越好，反之越差。结果表明：渗透率>可疏降系数>地应力梯度>煤层厚度>临储比>地温梯度>1.0>含气量。资源特性(含气量和煤层厚度)、渗透率、流体的疏降能力(临储比、可疏降系数)是造成煤层气井产气差异直接因素，而樊庄与郑庄区块含气量和煤层厚度差异较小，因此影响煤层气井气水产量的关键直接因素为渗透率和流体可疏降特性。由于两区块裂缝发育密度基本相当，控制渗透性关键因素为地应力；控制流体的疏降能力主要为煤储层组成和孔隙结构。

4 结 论

1)相比郑庄区块，樊庄区块煤层气井产气量高、产水量低、解吸前排采时间短、气水产出比大。郑庄区块煤层气井解吸前平均累计产水量860.7 m3，平均日产水量4.39 m3/d；整个排采阶段平均峰值产水量12.04 m3/d，平均日产水量3.40 m3/d；中位峰值产气量810 m3/d，平均产气量537 m3/d。樊庄区块煤层气井解吸前平均累计产水量547.5 m3，平均日产水量4.73 m3/d；整个排采阶段平均峰值产水量12.35 m3/d，平均日产水量2.43 m3/d；中位峰值产气量2 000 m3/d，平均产气量1 020 m3/d。

2)郑庄区块与樊庄区块地质与储层参数差异显著。相比樊庄区块，郑庄区块煤层气井产气量低、产水总量大、解吸前排采时间长、气水产出比小；地质和储层特点表现为地应力梯度高、地温梯度较高、煤厚较薄、煤层结构较复杂、裂隙较发育、渗透率较低、储层流体可疏降系数较小等。

3)直接影响煤层气井气水产量关键因素为储层渗透率与流体可疏降能力。影响本区渗透率差异关键地质因素为地应力，而控制流体可疏降能力因素为煤储层本身特性。

4)选择相对低地应力区是区内有利区优选的关键因素；针对高地应力特点，宜选用有利于地应力释放储层改造技术。

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Difference of coalbed methane development and it’s major controlling factors for high-rank coal between Zhengzhuang and Fanzhuang blocks

ZHAO Jincheng1，SHEN Jian1,2，ZHU Qingzhong2，YANG Yanhui2，YANG Yanlei2
(1. China University of Mining and Technology，Xuzhou 221116，China；2. PetroChina Huabei Oilfield Company，Renqiu 062552，China)

Recognizing the major controlling factors of the difference for coalbed methane (CBM) development in high-rank coal can promote the benefits in the process of CBM development. Based on production characteristics contrast of CBM wells between Zhengzhuang and Fanzhuang blocks, we put forward a new dredging and pressure-drop index to reflect the difficulty level for fluid flow in coal coalbed during drainage, analyzed the differences of geology, reservoir and fluid factors between Zhengzhuang and Fanzhuang blocks, and discussed it’s controlling factors on production differences. The results have shown that comparing with those of Fanzhuang block, the Zhengzhuang block has the lower gas production,higher water production, the longer water drainage time before CBM desorption and the lower radio of gas and water production, the higher geo-stress and geothermal gradients, the thinner thickness of coalbed and the more complex coal structure, the more well-developed fractures, the lower permeability, the smaller dredging and pressure dropping index. The direct factors that influence the production of CBM wells are permeability and the dredging and pressure-drop index of fluid in CBM reservoir, The major geological factors that controls permeability and the dredging and pressure-drop index of reservoir fluid are geo-stress and properties of coal reservoirs respectively. The low geo-stress should be taking into key account in optimization of sweat spot, and reservoir stimulation for CBM development in high geo-stress regions should take the geo-stress release into key measure.

Fanzhuang block; Zhengzhuang block; coalbed methane ; difference of CBM development; major controlling factors；geo-stress

2013-08-12

国家自然科学基金项目资助(编号：41302131)；国家重大专项项目资助(编号：2016ZX05041-01)；华北油田分公司博士后项目资助(编号：2013E-2208-2015-M08)

赵锦程(1991-)，男，河南林州人，硕士研究生，E-mail:cumt_jinchengzhao@163.com。

TE122.2

A

1004-4051(2017)04-0114-007