致密气-煤层气合采可行性分析及优选方法

徐兵祥 白玉湖 陈 岭 陈桂华 冯汝勇

（中海油研究总院有限责任公司，北京 朝阳 100028）

0 引言

全球页岩油气的快速发展推动着国内非常规气开发不断取得突破，煤系地层非常规天然气如致密气-煤层气（简称两气）综合勘探开发利用越来越受到重视［1-8］。从文献调研来看，美国Piceance盆地和Wind盆地［9］致密砂岩气和煤层气联合开发实现突破，中国阜新矿区［10］煤层与砂层联合开发实践证实合采较单采产量更高、更稳定，两气合采已然成为此类气藏有效开发方式之一。临兴区块位于鄂尔多斯盆地东缘，区块煤层资源潜力大，发育多套致密砂岩层系，但单层薄、单层开发经济性差，两气合采是实现该地区单井产能的重要途径［11-16］。由于致密气、煤层气二者赋存机理与开发方式均有很大的不同，业界对两气合采干扰及开发效果仍存在较大顾虑，规模化开发尚未形成。从两气合采开发特征及层间干扰机理入手，分析层间水倒灌及物性差异对两气合采效果的影响，建立了两气合采优化选层原则和储层参数界限图版，以期为临兴区块两气合采优选提供技术方案。

1 两气生产动态差异性

致密气、煤层气赋存方式明显不同。致密气是以游离气赋存［17］，而煤层气主要以吸附态赋存。二者开发方式也存在较大差异。致密气开发采用降压产气的方式［18］，而煤层气则采用“排水-降压-产气”方式［19-20］，通过排出割理系统中的水，降低地层压力，吸附气获得解吸释放，并进入井筒。若二者合采，综合二者开发特点，合采时应采用煤层气“排水-降压-产气”开采方式进行生产。

从两气合采理论产量曲线（图1a）可见，合采产量曲线整体与煤层气相似，出现先上升后下降的趋势。从各层曲线来看，煤层气经一段时间单排水阶段才进入产气，产气量持续上升，到达峰值后迅速下降；致密气投产后便能产气，且出现上升趋势，但随着煤层气产出和气液两相流出现，整个压降速度减缓，致密气产量呈下降趋势。从合采曲线形态来看，可能出现“双峰”特征：峰值1表征煤层气产出贡献造成整体产量瞬时上升后下降，峰值2表征地层能量衰竭，产量开始递减。峰值特征随储层及开发条件变化而变化。图1b表示排水阶段不同排水速度时的两气合采产量曲线，可见：随着排水量增加，峰值1消失，峰值2提前。

图1 煤层气-致密气合采生产曲线

经分析，两气合采产生两类干扰现象。一类是开发方式的不协调，煤层气开发须遵循缓慢、稳定原则，讲究的是慢的开发节奏，而致密气则可以选择与地面工程配套的、较为灵活的开发方式，两气合采后，统一采用慢的开发节奏会造成前期产量低、拉低经济效益。另一类干扰现象为压力或流体的干扰，表现在合采后的气水倒灌、致密层水锁或水淹、好层抑制差层开发等等，这类干扰现象下文将详细分析。

2 两气合采干扰因素分析

2.1 倒灌现象

两气合采指的是致密储层和煤层通过一个井筒同时开采的过程。合采倒灌指的是某一层流体通过井筒进入另外一层的现象，两气合采时煤层水倒灌进入致密层对合采效果的影响是研究的重点。煤层水倒灌现象的发生受毛细管力和压力差两种力的控制，特点如下：

1）毛细管力引起的煤层水倒灌对合采效果的影响程度受致密层含水性控制。合采初期，煤层水进入井筒形成一定高度的液面，由于致密层亲水，在毛细管力驱动下水易进入致密层，造成气井水锁甚至水淹，但需要满足一定条件，即：致密层原始条件下含水低于束缚水。若致密层含可动水，此时致密层无“吸水性”或吸水性差，此种水倒灌现象就不严重。临兴区块开发实践表明：该区致密层普遍产水、且产水主要来源于层内水，说明该区原始地层含有一定可动水，由于毛细管力作用引起的水倒灌及其影响在该区并不明显。

2）压力差驱动的煤层水倒灌现象在合采过程中应有发生，但持续时间短。煤层和致密储层在纵向上的分布模式通常有上煤下气、下煤上气、煤气互层三类。合采初期，原始地层压力差异决定初期是否发生倒灌，煤层、致密层常为欠压储层，一般来说，上煤下气型易发生倒灌，下煤上气型不易倒灌，煤气互层型发生倒灌可能性大；合采过程中，工作制度变化可能会引起倒灌。举例说明，由于两气合采采用油管排水、套管采气的方式，若排水的速度过慢，而套管采气速度过快，会造成致密储层短时压力衰竭快，而井底压力仍旧保持较高水平，此时井筒水易进入致密层，发生倒灌，但该过程持续时间短，很快即恢复压力平衡。

综合来看，在合采过程中倒灌现象发生的可能性较大，但单次倒灌持续时间短，倒灌过程对合采效果的影响是有限的，而决定合采效果的关键因素是致密层的水锁特征，这与其初始含水有一定关系。当致密储层原始含水小于束缚水时，致密层遇水后吸水，易发生水锁效应。当原始含水大于束缚水时，致密层水锁效应不严重。

用一组数据来说明原始含水对合采效果的影响。图2a展示了研究区某一岩心气水驱实验获得的相渗曲线，可见束缚水饱和度为50%，对应的气相相对渗透率为0.21。假设致密层原始含水饱和度低于束缚水饱和度，为30%时，根据相渗曲线推测对应的气相相对渗透率为0.3，该致密层合采后，必然发生煤层水倒灌、致密层吸水，相对渗透率下降30%。基于该相渗曲线，对比了致密层不同原始含水饱和度（30%、50%和60%）情况下与煤层合采后致密气采出程度，此时原始含水饱和度30%、50%和60%分别代表原始含水低于束缚水饱和度、等于束缚水饱和度和高于束缚水饱和度三种情况。如图2b所示，采出程度分别为55.7%、35.9%和35.7%。可见：原始含水较低时，合采倒灌后采出程度降低9.8%；当原始含水较高时，合采倒灌后采出程度变化不大，仅降低0.2%。

图2 致密层原始含水对合采效果影响分析图

2.2 物性差异

为分析物性差异对合采干扰的影响，定义“合采效率”，用以表征合采产量与单层产量总和的比值，公式满足：

式中，η为合采效率，%；Gpt为合采累计产量，104m3；Gpi为第i层单层开发累计产量，104m3。按照其定义，合采效率值范围为大于0、小于1，且越接近1，说明合采效率越高，层间干扰的影响就越小。

物性差异对合采干扰的影响，其中最重要的参数是渗透率差异。运用理论模型开展渗透率差异影响敏感研究。假定致密层渗透率恒定为0.04 mD，煤层渗透率设6个方案，由大到小分别为1.2 mD、0.8 mD、0.4 mD、0.1 mD、0.04 mD、0.01 mD，则煤层、致密储层渗透率比值分别为30、20、10、2.5、1、0.25，开展该6个方案下两气合采产量预测，生产周期设定为20年，并统计合采效率。图3a展示了渗透率比为10时的合采效率随时间变化特征，可以看出：随时间推移，合采效率有增加趋势，第2年达90%以上，第3年达95%，第9年后保持在99%以上，说明合采干扰的影响主要体现在投产后的前2～3年，最终合采累产量与单采差异不大。对比了不同渗透率比时的最终合采效率，如图3b所示，可以看出，最终合采效率并不随渗透率比增大而减小，说明渗透率差异不影响最终的合采效果。

图3 致密气-煤层气合采效率图

3 两气合采优化选层原则

综合两气生产动态特征以及干扰因素分析，合采选层时应重点考虑以下几个方面：

1）非产水致密层不宜与煤层合采。两气合采开发致使致密层水倒灌现象难以避免，非产水致密层较大可能仍具有“吸水”能力，吸水后会大幅降低气相渗透率，不利于开发，因此，应避免合采。

2）物性参数差异性不作为合采选层的重点考虑因素。物性参数差异仅影响前期各层产气占比，而不影响最终累产气量，选层时无须过分强调。

3）产水致密层可与煤层合采，但需确定技术经济可采参数界限值。需满足：合采开发净现值（NPV）大于零；合采优于分层开发、接替开发等。为了确定两气合采储层参数界限，实现优化选层定量化，设计了以下合采下限4种情况，保证合采具有经济性：①单采煤层（CBM）和致密气（TG）均盈利；②单采TG保本，CBM收益大于等于该层射孔压裂费用；③单采CBM保本，TG收益大于等于该层射孔压裂费用；④单采CBM或TG均亏损，保证CBM或TG大于等于该层射孔压裂费用，合采后保本或盈利。

4 两气合采储层参数界限图版

影响两气合采产量的储层参数很多，根据研究区各参数范围、可靠性、获取难度、对产量的影响程度，分别确定了影响各层产量的关键参数。其中煤层关键参数有厚度、含气量、渗透率；致密储层关键参数有厚度、孔隙度、含气饱和度、渗透率，由于厚度、孔隙度、含气饱和度都与储量丰度有关，且对产量的影响规律类似，此处将三者乘积作为综合参数R统一考虑。

基于以上设计的4种合采下限情况，结合临兴区块岩心、测试数据、测井解释物性参数结果等，开展不同参数情况时的两气合采产量预测并进行经济计算，其中折现率按照10%取值，以NPV等于0为下限，确定该区合采参数界限，形成六图版。

“六图版”指的是单采TG或CBM储层参数界限图版（图版Ⅰ、图版Ⅱ）、合采TG或CBM储层参数下限图版（图版Ⅲ、图版Ⅳ）、两气合采敏感参数图版（图版Ⅴ、图版Ⅵ），如图4所示，其中红色阴影区域不具有经济价值，无阴影区域具有经济价值，据此可以确定参数界限。如图版Ⅰ，若致密层渗透率为0.1 mD，则综合参数R下限为0.3，对应于孔隙度10%、含气饱和度50%的储层，气层厚度下限为6 m，说明单采致密层需满足参数下限才能实现经济开发。图版Ⅲ为合采TG储层下限图版，在煤层单采有价值前提下，致密层需满足开发收益大于压裂费用，图版Ⅲ表明致密储层渗透率为0.04 mD时，合采厚度下限值为0.5 m。图版Ⅴ、图版Ⅵ为两气合采敏感参数图版，其中敏感参数根据实际情况选取研究区变化最大、对产量影响最大的两个参数。图版Ⅴ表明煤层含气量8.7 m3／t时，致密层合采综合参数下限值为0.35；图版Ⅵ表明煤层渗透率为1 mD时，综合参数下限值为0.25。

图4 两气合采选层“六图版”图（煤层厚度为6 m）

基于六图版参数界限，运用直角坐标系四象限法则，建立了两气合采“六图版四象限”快速选层法。如图5所示，四象限分别对应4种合采下限情况，要判断一套煤系储层是否适合合采，方法如下：

①根据实际的煤层、致密层分布和储层参数情况，运用图版Ⅰ和图版Ⅱ，判断各层单采的可行性，若煤层和致密储层参数均高于下限值，即两气单采均能盈利，则两气适合合采，属于第一象限。

②若其中仅煤层单采可行，则属于第二象限，对照图版Ⅲ，判断致密层参数是否大于下限值，判断合采可行性。

③若其中仅致密储层单采可行，煤层气单采亏本，则属于第四象限，对照图版Ⅳ，判断煤层参数是否大于下限值，从而判断其合采的可行性。

④若两层单采均不可行，则属于第三象限，这时需要对照图版Ⅴ、图版Ⅶ，判断是否合采可行。

该方法同样适用于致密层-煤层为多套层系情况，储层参数采用储层厚度加权平均方法给出。

5 现场实践与讨论

图5 两气合采“四象限”快速选层法图

临兴区块某两气合采试验井，实施了致密气层、煤层分层压裂、合采开发。采用“六图版四象限”快速选层法进行分析。该井压开致密气层厚度为10.8 m，综合参数R为0.53，对照图版Ⅰ，致密层渗透率下限为0.03 mD。由于该井无岩心实验，根据本区其他井9块岩心测试平均渗透率为0.047 mD（范围为0.0009～0.15 mD），推测该层单采盈利的可能性大；该井压开煤层厚度共5.4 m，含气量为10.6 m3／t，对照图版Ⅱ，煤层渗透率大于0.6 mD单采可盈利，对照图版Ⅳ，渗透率大于0.01 mD时煤层可与致密层合采。该区煤层无渗透率数据，但由于煤层割理发育，经验判断其渗透率较相邻致密层高，而该区致密层渗透率整体上大于0.01 mD，推断煤层参数大于合采下限。因此理论分析认为该井两气合采可行。试验效果表明：该井初期产量上升具有较大潜力，但1年后产量递减快，直至停产。试验阶段生产了432 d，平均日产气量为560 m3，峰值日产气量为1 700 m3，累产气量为23×104m3，经济性较差。分析有两方面原因：①该井频繁调整工作制度、多次停机停抽、修井作业，导致储层应力敏感，煤粉堵塞，产量下降后很难恢复；②致密层和煤层参数不确定性大，所射开层位并没有进行测试，储层参数如含气量、等温吸附曲线是根据其他井测试值假定的。建议试验井开展分层产量测试，确定各层产量贡献，落实储层参数。

6 认识与建议

1）合采过程中会出现层间水倒灌现象，但相对于整个开发过程来说，倒灌现象持续时间短；影响合采效果的关键因素是致密储层水锁效应强度，物性参数差异影响合采时各层产能贡献比例，但对最终合采效果的影响可忽略。

2）提出了合采选层原则：非产水致密层不宜与煤层合采；物性参数差异性不作为合采选层的考虑因素；产水致密层可与煤层合采，但需确定技术经济可采参数界限值。

3）建立了“六图版四象限”快速选层法，适用于研究区两气合采层系优选。

4）单层产能的落实程度是两气合采的基础，建议试验井开展分层测试以确定分层产量贡献，优化排采管理，减小停机、作业对储层造成的伤害。