Bowen盆地北部M煤层气田水平井生产差异特征与主控因素分析

崔泽宏，王建俊，刘玲莉，夏朝辉，张 铭，杨 勇，段利江

(中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

Bowen盆地是澳大利亚东部重要的含煤沉积盆地，其中盆地上二叠统Blackwater群蕴藏丰富的煤炭、煤层气资源[1-2]。M煤层气田位于Bowen盆地北部西翼斜坡带上，隶属于中石油与壳牌合作开发区块的一部分，煤层属于中煤阶，平均镜质体反射率为1.0%。气田自2004年投入开发，取得了良好的开发效果，但气田内部开发井产能及生产特征差异显著，一直缺少系统性认识和规律总结。为此，笔者基于M气田多年的工作，以实际生产数据为基础，综合动静态资料分析，对M气田各开发井生产特征进行系统分析和总结，厘清影响气田产能差异特征主控因素，为气田周边开发选区和新区高效开发提供借鉴。

1 M煤层气田概况

M煤层气田处于Bowen盆地北部东倾单斜构造，气田已开发面积约180 km2。气田产层位于MCM煤层组，目前已有3套开发煤层，开发煤层自上而下分别为Q，P和GM三个煤层(图1)。GM煤层为气田主力产层，对气田产量贡献大，占气田总产量70%左右。该煤层构造为西高东低，构造海拔为-300～50 m，埋深为100～600 m，煤层厚度为3.0～6.0 m，煤层含气量为7～12 m3/t，煤层渗透率主要介于0.1×10-15～180×10-15m2。

气田采用U型水平井开发，分单支和双支2类，以双支U型水平井开发为主导(图2)。双支U型水平井由2口水平井和1口直井构成，2口水平井井段沿地下目标煤层钻进，与远端直井的目标煤层段实施精准对接，2口水平井通过共用1口直井进行排水采气。该井型技术成熟，其优势在于:① 双支水平井增加了煤层中进尺长度，扩大了煤层解吸面积，利于提高产气量;② 2口水平井水平段以30°～60°相交，一定程度上保证与煤层割理直交或斜交可能，以实现产量提升;③ 水平井采用割缝衬管完井技术，保障了井眼稳定性，提高开发井稳定生产时率;④ U型水平井便于洗井作业，水平段如遇煤粉堵塞，可通过水平井与直井循环注水清洗，提高作业效率。

双支U型水平井为气田开发主导井型，占据总开发井数80%，贡献气田总产量95%。为分析气田生产差异特征、产气变化规律及其主控因素，仅对GM煤层107组双支U型水平井生产特征作重点论述。

2 开发井高峰产气量与产气模式

2.1 M煤层气田开发井高峰产气量

气田于2004年投入开发，绝大多数开发井已进入开发中后期递减阶段。煤层气开发通过排水降压后，大都经历产气爬坡、稳定生产和产气递减3个阶段，但由于气田各开发井投产时间不同，所处排采阶段不同，因此目前各开发井产气量还不能合理反映各开发井实际的单井产能。为了分析气田内部各开发井产能差异特征，厘清主控因素，通常将煤层气井的高峰产气量作为衡量产能差异变化重要指标[3-4]。为此，笔者针对气田排产5 a以上的107个双支U型水平井开发井组高峰产气量进行统计和分析，为避免生产数据非合理性异常值，以选取连续高产气为10 d的平均日产气量作为高峰产气量来统计。由于气田开发井的工作制度采用控液面生产，即液面基本控制在开发煤层底部，因此不存在各开发井工作制度不同而导致高峰产气量差异。

基于各开发井排产曲线与统计数据，将得到的各开发井高峰产气量制作泡泡图(图2)。由图2可知，产气井高峰产气量平面差异显著，高峰产气量2 000～72 000 m3/d均有分布。其中高峰产气量>4万m3/d的开发井占比15%，高峰产气量介于2万～4万m3/d的开发井占比26%，高峰产气量介于1万～2万m3/d的开发井占比23%，高峰产气量低于1万m3/d的开发井占比36%。

图2 M煤层气田GM层开发井组高峰产气量泡泡分布Fig.2 Bubble map of peak gas rate of development wells of GM seam in M CBM field

2.2 M煤层气田产气模式

为清晰表征气田内部各开发井排采差异变化特征，在开发井组生产数据分析基础上，基于各产气井高峰产气量及排采曲线变化特征，结合具体实例，总结了M煤层气田开发井如下4种类型产气模式。

(1)Ⅰ型产气模式:高峰产气量高，产气陡升—陡降—平缓递减型。

Ⅰ型产气模式高峰产气量>4万m3/d，有16个开发井组，占比15%。该产气模式大体可细分为4个排采阶段:第1阶段为排水、产气爬坡阶段，初期排水降压快,5～7 d达到产水高峰，高峰产水量为50～78 m3/d，排水7～15 d后产水迅速下降并开始进入产气爬坡阶段;爬坡阶段早期产气快，后期缓慢，通常爬坡8～14个月进入高峰产气阶段，此时排水处于下降速度拐点期，标志着大规模排水阶段基本结束;第2阶段进入产气高峰稳产期，产气高峰稳产期短暂，一般为3～7个月，此时排水进入缓慢递减阶段，产水量小，日产水量<10 m3;第3阶段进入产气快速递减期，产气快速递减期为2～3 a，年递减速度30%～35%，此阶段产水量低且趋于稳定;第4阶段进入产气平缓递减期，产气量主要介于0.5万～1.0万m3/d，产气年递减率平均18%，产水很低或几乎不产水。

以14井组为例(图3)，该井组位于气田的西部构造高部位(图2)，煤层厚度4.5 m，水平段煤层垂深250～340 m。该井组排产初期产水量快速上升，排采第6 d，达到产水高峰(图3(a))，高峰产水量53 m3/d;排采第8天，液面下降至煤层底部，进入产气爬升阶段，随着产气逐步攀升，排水开始逐渐降低。

图3 M煤层气田GM层14水平井组排采曲线Fig.3 Production curve of horizontal well 14 of GM seam in M CBM field

由于14井组附近煤储层孔隙水支撑地层压力逐渐降低，井筒附近煤层吸附气通过快速解吸、扩散并流入井筒，地层压力随之迅速恢复倒逼套压回升，推动产气稳步上升，采水逐渐降低，排采14个月达到产气高峰(图3(b))，高峰产气量为6.9万m3/d，高峰产气稳产期为4个月左右，产水<2 m3/d;高峰稳产期后进入产气快速递减阶段，该阶段产水量<1 m3/d，快速递减期历经3.6 a，平均年递减速度为30%，快速递减期末产气量为1.3万m3/d;快速递减期后，产气步入平缓递减期，产气年递减速度<8%，产气相对平稳，平缓递减5 a后，产气量仍达0.6万m3/d左右。

(2)Ⅱ型产气模式:高峰产气量较高，产气陡升-平缓递减型。

Ⅱ型产气模式高峰产气量介于2万～4万m3/d，有28个开发井组，占比26%。该产气模式可划分3个排采阶段:第1阶段排水降压25～35 a后达到产水高峰，随后进入产气快速爬坡阶段，爬坡阶段经历6～8个月;第2阶段进入产气高峰稳产期，高峰产气稳产期为10～12个月;第3阶段进入产气缓慢的递减阶段，产气年递减率8%～10%，产气递减阶段产水量较低，产水量基本<5 m3/d。与Ⅰ型产气模式不同的是，产气达到高峰稳产期间，产气井仍处于主要排水期。

以39井组为例(图4)，该井组位于气田的中部(图2)，煤层厚度6.4 m，水平段煤层垂深360～390 m。该井组排采第27天，进入产水高峰，高峰产水量41 m3/d(图4(a));高峰产水10 d后，即排采第37天后，液面下降至煤层底部，排水缓慢下降，开始进入产气逐渐爬升阶段。

图4 M煤层气田GM层39水平井组排采曲线Fig.4 Production curve of horizontal well 39 of GM seamin M CBM field

该井组排采6个月后进入产气高峰(图4(b))，高峰产气量平均为3.6万m3/d，高峰产气历经14个月，进入产气缓慢递减阶段，产气平均年递减速度8%，缓慢递减9 a后产气量仍达1.2万m3/d。

(3)Ⅲ型产气模式:高峰产气量较低，产气缓升—后期平稳型。

Ⅲ型产气模式高峰产气量主要<2万m3/d，有38个开发井组，占比36%。该产气模式高峰产气量相对较低，但后期产气平稳。

以105井组为例(图5)，该井组位于气田的北部(图2)，煤层厚度6.2 m，水平段煤层垂深390～410 m。该井组初期排采第30天，液面降至接近煤层底部，进入早期低产气阶段(图5(a));随着排水量增加，套压逐步降低，排采第77天达到产水高峰，高峰产水量达36 m3/d，此后产气量略有提升，平稳维持在3 000 m3/d左右。

该井组排产7个月后达到产气高峰(图5(b))，高峰产气量1.4万m3/d，高峰产气相对稳产期持续24个月，产水量介于3～7 m3/d;之后进入产气相对平稳期，几乎无明显产气递减期，排采9 a后产气量仍达1.1万m3/d。

图5 M煤层气田GM层105水平井组排采曲线Fig.5 Production curve of horizontal well 105 of GM seam in M CBM field

(4)Ⅳ型产气模式:低产，不连续。

Ⅳ型产气模式高峰产气量低于1万m3/d，有25个开发井组，占比23%。该产气模式产液不稳定，产气量低且不连续。

以117井组为例(图6)，该井组位于气田东部(图2)，煤层厚度6.8 m，水平段煤层垂深520～590 m。

该井组初期排采第68天，液面降至煤层底部，套压急剧降低，开始进入产气阶段(图6(a))，排采初期最高产气仅为0.14万m3/d。

该井组生产期内产气极其不平稳(图6(b))，最高产气量仅0.16万m3/d，相对稳产期也仅维持在500 m3/d左右;排采期最高产水量仅为4.6 m3/d，产气期间平均产水量总体低于0.6 m3/d。可见煤层携液量低，产气差，可能主要与煤层低渗透有关。

图6 M煤层气田GM层117水平井组排采曲线Fig.6 Production curve of horizontal well 117 of GM seam in M CBM field

3 煤层气田产气差异主控因素分析

相对常规油气藏而言，煤层气藏产能影响因素复杂，为指导优质开发选区，国内外学者从不同角度开展煤储层产气能力分析[5-9]。

由图2和4类产气模式可以看出，气田内部产能差异大，而且不同产气模式排采特征存在明显的差异。基于钻井、完井、地质和动态资料综合分析认为，煤层埋深、低幅微构造、煤层顶板封盖性、煤层分叉及煤层内部夹矸程度是影响气田双支U型水平井生产差异特征主要因素，而钻、完井技术、水平井长度、井网井距对开发井的产能影响甚微。

3.1 煤层埋深的影响

M煤层气田开发主要依靠煤储层本身物性递减衰竭式开发，因此，煤层渗透性对于煤层气田开发井的产能影响效果尤为显著[10-15]。渗透率对煤层气产量影响很大，煤层渗透率高，排水降压快、压力传导范围大、气体解吸速度快、解吸气量多，故产气量及采出程度相对较高[16]。煤层气田开发生产实践表明，在地势平坦且未发生构造反转的区域，煤层的埋深对煤层渗透性影响较大[10-14]。

基于M煤层气田评价井钻杆测试获得的压力数据，再通过试井解释得到GM煤层渗透率。根据分析结果表明，随煤层埋深增加，煤层渗透率逐渐减小;反之，随煤层埋深变浅，煤层渗透性逐渐增大(图7)。所以，煤层埋深不仅控制不同部位开发井高峰产气量差异，而且同样也影响各开发井排采曲线形态。

图7 M煤层气田GM煤层渗透率与埋深Fig.7 Map of permeability and depth of seam GM in M CBM field

由图2可知，气田中西部即GM煤层埋深<350 m区域，产气井高峰产气量均>4万m3/d，部分井高峰产气量最高达到6万m3/d以上，所属区域主要代表产气模式为Ⅰ型的开发井。这些区域煤层埋藏浅、渗透性高，构造高、煤层内部水动力弱，所以在排采期间，浅埋藏、高构造区域构成了近井及远井地带气体快速解吸、扩散和运聚的优势方向。在排采初期，由于斜坡高部位煤层内部水体小，同时优越的煤储层物性导致煤层快速排水，井筒液面快速下降，短暂产水高峰过后产水量迅速降低;在构造势能控制和气体浓度差的影响下，近井及远井地带气体通过解吸并快速流入井筒，导致产气快速爬升、形成较高的高峰产气量平台;随着近井地带气体大量产出，近井地带气资源供给不足，远井地带又得不到及时补充，导致短暂产气高峰过后，产气速度快速降低，年递减速度达30%以上;随着排采中后期，压降漏斗范围逐步扩大，远源气体开始逐步解吸并补充供给，产气递减速度逐步放缓，即使排采10 a产气井，末期产气量也达到5 000 m3/d。总之，受浅埋藏、高构造部位控制的Ⅰ型产气模式井，其高峰产气量高，稳产平台短，递减阶段早期递减快，后期缓慢。

在埋深350～500 m的区域，主要代表Ⅱ型产气井，高峰产气量介于2万～4万m3/d，高峰期产气量明显<Ⅰ型产气井，由于埋藏相对较深，煤层渗透性有所降低，致使气体解吸后扩散导流慢，递减阶段递减速度明显变缓。相对埋深<350 m区域，该区域埋深中等，煤层渗透性和含气量相对适中，致使高峰稳产期相对较长，递减阶段递减速度相对缓慢。

在煤层埋深>500 m的区域，受煤层上覆应力增大的影响，煤层的渗透性急剧降低，煤层渗透率总体<1×10-15m2，产气井的产量明显降低，产气不连续，大多数井几乎达不到自然产气的能力。代表该区域产气模式主要为Ⅳ型产气井。

可见，M煤层气田埋藏浅的区域，煤层表现出较高的渗透性，开发井高峰产气量大;随煤层埋深增加，煤层渗透率逐渐变小，开发井高峰产气量逐渐减小;当煤层埋深超过500 m，煤层渗透率急剧降低，渗透率总体<1×10-15m2，气井产气量低或几乎无自然产能。

3.2 局部微构造影响

基于稀少二维地震资料和钻井数据，M煤层气田构造整体表现为向东倾斜单斜。通过开发井组水平井钻井轨迹和随钻伽马数据剖析，可判断煤层气田内部发育受区域构造挤压所形成局部低幅微构造。低幅微构造对煤层气开发是非常有利的，受构造运动形成的褶皱或低幅微构造可诱导煤层构造缝的发育[17-20]，改善煤层渗透性，大幅提升产气量。经实钻井资料证实，气田东部局部区域存在低幅微构造，低幅微构造部位5组开发井高峰产气量均>2万m3/d。以81井组为例(图8)，该井组位于气田东部(图2)，煤层埋深455 m，通过钻井轨迹和随钻测井解释，81井组水平井钻遇煤层段正处于挠曲微凸起构造部位，微凸起构造可诱导煤层构造缝发育，一定程度上改善煤层渗透性，该井高峰产气量4.1万m3/d，生产10 a后产气量仍为1.8万m3/d。

图8 M煤层气田81井组A水平井段钻遇轨迹Fig.8 Well trajectory for the horizontal section of well group 81 in M gas field

可以看出，虽然煤层气田81井组井区煤层埋藏较深，煤层上覆地层应力较大，但因微构造发育的诱导裂缝改善煤层渗透性，大大提高产气井的产量。从排采曲线形态上看，发育于局部低幅微构造控制的开发井组主要属于Ⅰ型和Ⅱ型产气模式。

3.3 煤层顶板岩性的影响

煤层顶底板封盖性能影响煤层气的保存，煤层气纵向逸散因受到顶底板封盖性能的强弱而不同[21-24]。根据煤层顶底板岩性测井解释，GM煤层顶板主要有泥质、粉砂质泥岩和砂岩，煤层气田区域GM煤层顶部主要以泥质和粉砂质沉积为主，仅气田北部GM煤层顶部发育较厚砂体，导致煤层与砂体直接接触。煤层顶板为砂岩时，煤层气封盖条件差，煤层含气量降低，进而导致开发井产气效果相对较差。如图9所示(连井线如图2所示)，气田北部各产气井GM层顶部砂岩厚度为18～35 m不等，顶板砂岩厚度自北向南逐渐减薄直至尖灭，对应高峰产气量也呈现随顶板砂岩厚度减薄而有略微增高的趋势。气田最北部4口井(110，108，74和73井)GM层顶部砂岩厚度28～32 m，高峰产气量低，最高仅为0.66万m3/d;向南过渡的71井煤层顶板砂岩厚度为18 m，开发井高峰产气量为2.23万m3/d;70井顶板无砂体，气井高峰产气量达4.50万m3/d。

图9 M煤层气田北部GM煤层与顶板岩性连井对比剖面Fig.9 Lithological profile of seam GM and caprock in northern M CBM field

可见，煤层顶板存在砂岩以及砂岩厚度规模不同时，对开发井产气量均有不同程度的影响。气田北部煤层上覆盖层封盖性较弱，虽然高峰产气量较低，但开发井产气量还是相对比较平稳、连续。

3.4 煤层分叉变薄与煤层内部夹矸的影响

煤层厚度大、分布连续且煤质较纯，对煤层水平井开发是有益的;反之，煤层厚度变薄、多夹矸，不但降低了开发地质储量，影响开发效果，同样也不利于提高水平井煤层段钻遇率。通常，平缓、稳定的构造利于煤炭沼泽持续发育，易于煤炭连续沉积，形成厚度大、质纯的煤层，若沉积环境短暂有水体动荡的影响，会造成煤炭沉积间断，出现分叉煤层和夹矸煤层[25-26]。当泥炭沼泽某一局部区域有外来沉积供给时，形成较厚的隔夹层(>0.5 m)，横向上便形成1个煤层被分隔成2个或多个相互独立的单煤层，被称之为分叉煤层[25]，分叉后的单煤层厚度有所减薄;当泥炭沼泽某一局部区域频繁且短暂遭受水体动荡的影响，所形成的煤层中会含有若干个夹层，则被称为夹矸煤层[26]，单个夹矸层的厚度一般<0.5 m，夹矸层掺入煤体中，会使原煤质量大大降低。因此，煤层合并、分叉和夹矸是煤沉积一种普遍现象和表现形式，也是影响煤层厚度平面变化和煤层内部非均质变化的直接原因[27]。

Bowen盆地北部古构造沉积环境表明，晚二叠世煤系地层沉积期，盆地北部发育自北向南进积河流-三角洲沉积体系，形成巨厚煤系地层[28]。基于气田内部煤层精细对比分析表明，气田北部、中部GM煤层厚度分布连续，煤层厚度大，气田南部可能处于古构造低位的沉积体系末端，聚煤期沉积环境稳定性较差。M煤层气田中部向南部过渡区域为煤层分叉区(图2)，煤层分叉导致单煤层厚度变薄，在一定程度上影响开发井产量，但产气比较平稳、连续，主要为Ⅲ型产气模式;气田南部为煤层分叉夹矸区(图2)，煤层不但分叉变薄，而且分叉煤层煤质较差，夹矸严重，煤层品质差直接导致开发井产气量低，产气不稳定、不连续，属于Ⅳ型产气模式。

如图10所示(连井线如图2所示)，中部40，158井GM层厚度为5.2 m，高峰产气量均在2.0万m3/d以上;向南部GM煤层分叉变薄，如21井区GM煤层分叉的煤层厚度为3.4 m，高峰产气量1.2万m3/d;47，52井区煤层分叉减薄，而且分叉的煤层夹矸严重，扣除夹矸后煤层有效厚度仅为3.1 m，这2组开发井高峰产气量仅在0.7万m3/d以下。

图10 M煤层气田中、南部GM煤层分叉与夹矸发育剖面Fig.10 Profile of the split and interburden of seam GM in the middle and south of M CBM field

4 结 论

(1)Bowen区块M煤层气田主要采用双支U型水平井开发，煤层气田内部产能差异大，高峰产气量介于2 000～70 000 m3/d。其中高峰产气量>4万m3/d的开发井占比15%，高峰产气量介于2万～4万m3/d的开发井占比26%，高峰产气量介于1万～2万m3/d的开发井占比23%，高峰产气量低于1万m3/d的开发井占比36%。

(2)M煤层气田按高峰产气量大小和产气曲线形态划分4类产气模式:Ⅰ型产气模式高峰产气量高，稳产平台短，递减阶段早期递减速度快，后期缓慢;Ⅱ型产气模式高峰产气量中等，高峰稳产期相对较长，递减阶段递减速度相对缓慢;Ⅲ型产气模式高峰产气量相对较低，高峰稳产期长，排采后期产气平稳，几乎无明显递减期;Ⅳ型产气模式高峰产气量最低，产气不稳定、不连续，产气差或几乎无自然产能。

(3)煤层埋深、构造、煤层顶板岩性与煤层分叉、夹矸是影响M煤层气田高峰产气量和排采曲线形态的主控因素。控制煤层渗透性变化的煤层埋深、构造是影响开发井产能关键性地质参数，无其他影响因素条件下，煤层埋深<350 m为高渗透、高构造区域，是煤层气解吸、扩散、运聚有利区域，有利于实现煤层气高产，其次为埋深350～500 m斜坡构造区域，埋深>500 m东部斜坡低部位或凹陷区域煤层渗透性差，产量低或达不到自然产能。气田局部低幅微构造区域可诱导微裂缝发育，改善煤层渗透性，有利于煤层气井高产;气田北部煤层顶板封盖性差以及南部煤层分叉变薄、内部夹矸则是影响产气井产能较低的直接原因。

(4)鉴于矿权区块基本覆盖Bowen盆地北部，因此在现有开发技术和政策条件下，Bowen盆地北部浅埋藏、高构造斜坡区域仍是新区优先开发的有利区域，但须优化浅层开发井网、井距，制定合理排采制度，避免产气大起大落，力求实现高产与稳产趋势均衡。平面上，仍须加强Bowen盆地北部主力煤层分叉、合并和煤层顶底板岩性沉积变化规律研究，在煤层埋深、构造有利条件基础上，进一步筛选优质开发区;纵向上，鉴于煤层埋深>500 m区域，煤层气资源量大，须开展煤层压裂改造增产技术攻关，力争突破较深层低渗煤层气资源开发。