延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度的建立与优化

赵兴龙，汤达祯，张 岩

(1.中国石油化工股份有限公司 华东油气分公司临汾煤层气分公司，山西 临汾 041000；2.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083)

0 引 言

自20世纪90年代中国煤层气产业起步以来，从开发效果来看，浅部高煤阶煤层气藏最为成功。在排采制度研究方面，很多学者取得了丰富的认识与成果[1-8]。李清等[9]定量探索延川南工区煤层气井流压降幅与煤层埋深之间的关系，进而总结出煤层气井不同阶段的排采规律。伊永祥等[10]将沁水盆地柿庄南区块煤层气井储层压降分为快速下降型、中期稳定型及缓慢下降型3种类型，认为快速下降型井更有利于煤层气高产稳产。胡秋嘉等[11]将沁南煤层气井降压产气过程依据储层压力(Pc)、临界解吸压力(Pde)、见气压力(Pjq)与井底流压(Pjd)的关系划分为4个阶段，认为Pc

目前，由于国内深部煤层气藏开发起步较晚，一系列技术还不成熟，尤其排采技术方面，大部分还是沿用或模仿浅部高煤阶煤层气藏，具有一定的局限性和不适应性。基于此,深入对比延川南煤层气田深部煤层气藏与沁水盆地南部煤层气地质差异性，在此基础上提出适应于深部煤层气藏的排采制度，为国内深部煤层气藏的勘探开发提供借鉴意义。

1 地质背景

延川南煤层气田位于山西省乡宁县和吉县境内，构造位置处于鄂尔多斯盆地东缘南段河东煤田的南部。东与晋西隆起带相连，西接韩城矿区(图1)。区块内发育的4条二级断层，将该气田划分为2个主要的二级构造单元(谭坪构造带和万宝山构造带)。相比万宝山构造带，谭坪构造带主力煤层2号煤埋深较浅，800～1 000 m，万宝山构造带2号煤层埋深为1 000～1 500 m。

图1 延川南煤层气田构造位置Fig.1 Structural position of South Yanchuan CBM field

2 延川南煤层气田煤层气地质特征

通过试验数据及现场压裂施工数据统计分析，深入研究延川南煤层气田煤层孔隙性发育特征、地应力特征和煤岩力学性质，并且主要与沁水盆地南部高煤阶浅部煤层气藏地质特征进行对比分析，为延川南煤层气田深部煤层气藏排采制度的建立与优化提供指示意义。

2.1 孔隙性发育特征

研究的样品主要采集于中国华北、华南地区的部分煤矿，另有延川南煤层气田钻井取心煤样3块。共取煤样66块，其中包括高煤阶样品22块和中、低煤阶样品44块。对采集的57块煤样分别进行镜质组反射率测定和压汞试验，来获得各煤样的煤化作用程度、压汞孔隙度，这些煤样采自于沁水盆地的晋城-阳城、潞安、阳泉-寿阳和沁源等矿区；鄂尔多斯盆地东缘的韩城、澄合、蒲城、柳林、河曲、保德和府谷等矿区，以及延川南区块。对剩余9块样品进行镜质组反射率测定和核磁共振测试，以得到各煤样的Ro值、核磁共振谱图特征，以及样品的可动流体孔隙度等信息，煤样分别取自于沁水盆地侯村煤矿(样品号：HC-4、HC-7)、端氏煤矿(样品号：DS-2、DS-5)和高河煤矿(样品号：GH-A)，鄂尔多斯盆地东缘延川南区块(样品号：YCN-1、YCN-2)，以及贵州的喜乐庆煤矿(样品号：XLQ)和青山煤矿(样品号：QS)。

2.1.1 压汞试验数据分析

经镜质体反射率测试得到57块煤样的Ro为0.60%～3.43%，由压汞试验得到这些样品的孔隙度为1.0%～8.5%。其中，延川南煤层气田2块样品镜质体反射率为2.24%和2.60%，压汞孔隙度分别为2.0%和2.7%。通过研究得到煤的孔隙度随煤阶的升高呈现高—低—高的变化规律(图2)，当Ro为2.5%左右时，孔隙度达到极小值[12]。

图2 压汞孔隙度与煤阶的关系Fig.2 Relationship between mercury porosities and coal rank

延川南煤层气田2块煤样的镜质体反射率在2.5%左右，孔隙度处于所有煤阶中的最低水平。而沁水盆地南部煤样镜质体反射率3.20%～3.43%，孔隙度2.5%～6.6%。延川南煤层气田主力煤层孔隙度明显低于沁水盆地南部3号煤层。

2.1.2 核磁共振试验数据分析

对取自延川南煤层气田、沁水盆地等的9块煤样进行了核磁共振试验(图3)，Ro为0.87%～3.10%，同时结合其他学者的核磁共振试验结果(表1)研究了煤变质作用对孔隙系统的影响[13-17]。

图3 煤样的核磁共振T2谱特征Fig.3 T2 NMR characteristics of coal samples

1)核磁共振孔裂隙识别。笔者按照ХOДOT[18]的孔隙结构分类方案，将煤中孔隙划分为大孔(r>1 000 nm)、中孔(100 nm

T2弛豫时间大小对应煤中孔裂隙大小，T2弛豫时间小于10 ms时对应微小孔，T2弛豫时间为10～100 ms时对应大中孔，T2弛豫时间大于100 ms时对应裂隙。在中低煤阶，核磁共振T2谱主波峰在T2高值区，随着煤阶的升高，核磁共振T2谱主波峰不断向T2低值区移动。这说明，随着煤阶的升高，煤层中的裂隙及大中孔比例不断减少，微小孔比例不断增加。由图3可知，气煤煤样XLQ的T2谱呈连续的双峰分布且靠近T2高值区，说明该样各级孔裂隙系统均有效发育，且连通性较好，主峰位于T2>100 ms处，该煤样主要以大中孔和裂隙为主。焦煤煤样GH-A的T2谱有2个波峰，1个主波峰和1个副波峰，主波峰位于T2<10 ms处，副波峰位于16 ms

通过以上分析和论述，中低煤阶煤样的T2谱含有1个主波峰，含有至少1个副波峰，且主波峰与副波峰之间连续性较好；中高煤阶煤样的T2谱含有1个主波峰，仅有1个或者没有副波峰，主波峰远高于副波峰，且主波峰与副波峰之间彼此孤立，连续性很差(图3)。由此可知，中低煤阶煤各级别孔裂隙之间连通性较好，对煤层渗透性较为有利，而中高煤阶各级别孔裂隙之间连通性较差，对煤层渗透性不利。

2)可动流体孔隙度。由于核磁共振技术能够利用弛豫时间来反映流体与岩石孔隙固体表面间作用力的强弱，因此核磁共振技术能够检测可动流体和束缚流体，基于核磁共振测试结果可进一步将孔隙度划分为可动流体孔隙度和束缚流体孔隙度[13]，可动流体孔隙度是反映渗透率的重要指标。

结合之前学者[13]的煤样核磁共振试验数据(表1)，研究得出可动流体孔隙度随着煤阶的升高呈现出先降低后升高的趋势，在Ro=2.5%左右时达到最低值，位于烟煤与无烟煤交界处附近，与煤样压汞孔隙度与煤阶之间的关系基本一致(图4)。延川南煤层气田2块煤样的镜质体反射率在2.5%左右，可动流体孔隙度处于所有煤阶中的最低水平，平均可动流体孔隙度0.36%。而沁水盆地南部煤样镜质体反射率2.95%～3.10%，可动流体孔隙度平均0.42%。延川南煤层气田主力煤层可动流体孔隙度低于沁水盆地南部3号煤层。

表1 煤样的核磁共振测试数据分析统计Table 1 Analysis and statistics of nuclear magnetic resonance test data of coal samples

图4 可动流体孔隙度与煤阶的关系Fig.4 Relationship between movable fluid porosity and coal rank

2.2 地应力特征

在低渗透地层中，瞬时停泵压力和裂缝闭合压力近似相等，而裂缝闭合压力与最小水平主应力又近似相等，所以停泵压力和裂缝闭合压力基本上能反映出地层的地应力特征。通过统计延川南煤层气田2号煤层水力压裂时的停泵压力发现，随着埋深的增加，停泵压力有增大趋势，说明随着埋深的增大，地应力不断增加，符合一般规律。在谭坪构造带，停泵压力在9.2～14.1 MPa，平均12.1 MPa；万宝山构造带，停泵压力11.2～33.1 MPa，平均23.3 MPa。从破裂压力来看，谭坪构造带，破裂压力8.0～47.3 MPa，平均28.7 MPa；万宝山构造带，破裂压力10.2～58.8 MPa，平均35.1 MPa。

根据地面垂直钻孔水力压裂测量地应力方法可知，闭合压力即最小水平主应力σh，min， 即

σh，min=Pc

(1)

最大水平主应力σh，max为

σh，max=3Pc-Pf-Po+T

(2)

式中：Pc为闭合压力，MPa；Pf为破裂压力，MPa；Po为煤储层压力，MPa；T为煤或岩石的抗拉强度，MPa。

垂直应力σv按文献[19]给出的关系估算，即

σv=0.027h

(3)

式中：h为储层垂深，m。

通过公式(1)—(3)计算，可以得出延川南煤层气田主力煤层的最小水平主应力、最大水平主应力和垂直应力，具体数据见表2。

表2 延川南煤层气田和沁水盆地南部主力煤层地应力对比统计[20]Table 2 Statistics of geostress of main coal seam in South Yanchuan coalbed methane field and South Qinshui Basin

由表2知，延川南煤层气田与沁水盆地南部相比，具有高地应力特点，最小水平主应力、最大水平主应力和垂直主应力均明显较高。另外，从沁水盆地南部水力压裂试验资料来看，主力煤层山西组3号煤层的闭合压力在3.3～26.4 MPa，平均10.51 MPa，煤层破裂压力6.44～27.74 MPa，平均为12.21 MPa，明显低于延川南煤层气田，也反映出沁水盆地3号煤层地应力明显低于延川南煤层气田2号煤层。

2.3 煤岩力学性质

对比延川南和沁南的煤岩力学试验数据可知，两区块的煤岩力学性质差别不大，具有煤样较脆，低弹性模量、高泊松比，抗压强度较低的共性(表3)[21]，说明在有效应力迅速增大的情况下，孔裂隙很容易被压实，而造成渗透率大幅降低，对煤层气井的高产、稳产影响很大。

表3 延川南煤层气田与沁水盆地南部煤岩力学性质试验数据对比Table 3 Comparison of coal rock mechanical properties between South Yanchuan CBM filed and South Qinshui Basin

3 延川南煤层气田煤层气排采制度

与沁水盆地南部相比，延川南煤层气田煤储层孔隙度和可动流体孔隙度更低，导致煤储层的渗透率极低，加之主力煤层埋深较大、地应力较高，另外煤岩本身抗压强度低，所以在排采控制过程中要采取比沁水盆地南部或其他区块更为缓慢的排采制度。主要原因：①渗透率极低，压降漏斗延伸阻力大，排采过快容易导致卸压面积有限，后期无法长期高产、稳产；②地应力高，且煤岩抗压强度低，非常容易造成压敏效应，导致渗透率进一步降低，对气井产能造成极大影响。

通过上述理论分析研究，并且结合现场气井排采规律和效果，将延川南煤层气井的排采过程划分为5个阶段(图5)，分别是井底流压高于储层压力时的快速降压阶段、井底流压从储层压力降至临界解吸压力的稳定降压阶段、临界解吸压力至兰氏压力的上产阶段、兰氏压力至稳产压力的产量波动阶段和产量趋于稳定的稳产阶段。

通过对谭坪构造带(Y11P2、Y13)和万宝山构造带(Y16、Y22)地质和工程施工条件差异不大的高产井与高产稳产效果差的井进行排采过程参数(表4、表5)控制对比发现，在快速降压阶段，井底流压的快速下降对后期产量影响不大，主要区别在于稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段，在这3个阶段应该采取更为缓慢、精细化的排采制度和控制。其中，稳定降压阶段，要尽量多排水提高返排率，为后期高产稳产打下基础；上产阶段，井底流压波动较大，要尽量放缓排采速率保证产气量稳步上涨；产量波动阶段，在气量达到峰值之后会出现小幅下降或波动的现象，这个阶段要坚持缓慢排采的原则，避免流压下降过快导致储层伤害。

表4 谭坪构造带高产井和低产井各排采阶段参数控制对比情况统计Table 4 Comparison on parameters control during different drainage stages of high yield wells and low yield wells in Tanping structural belt

表5 万宝山构造带高产井和低产井各排采阶段参数控制对比情况统计Table 5 Comparison on the parameter control during different drainage stages of high yield wells and low yield wells in Wanbaoshan structural belt

根据以上分析并结合现场气井生产参数，认为在延川南煤层气田，谭坪构造带内的井快速降压阶段日降流压控制0.1 MPa左右，不会对后期产气效果造成明显影响。在稳定降压阶段和上产阶段的排采控制非常关键，要以控制井底流压为核心，采取较为缓慢的排采制度。Y13井在这2个排采阶段日降流压均达到0.01 MPa左右，排采速率较快，该井虽然达到了日产千方的峰值产量，但没有形成稳产，产量迅速下降，虽然在产量波动阶段排采速率放缓，但由于前2个阶段排采控制较差，因此造成该井产气效果不佳。从Y11P2井较好的高产稳产效果分析排采参数控制，认为这2个阶段的日降流压要小于0.005 MPa，产量波动阶段日降流压要控制在0.003 MPa左右。在万宝山构造带，同样快速降压阶段日降流压控制0.1 MPa左右，不会对后期产气效果造成明显影响。稳定降压阶段、上产阶段和产量波动阶段的排采控制要采取较为缓慢的排采制度，通过研究发现Y22井在这3个排采阶段日降流压均超过0.01 MPa，排采速率较快，造成后期产气效果较差，未能形成稳产。相比之下，Y16井在这3个阶段日降井底流压控制均较为缓慢，产气效果较好。

Ⅰ—Ⅴ为排采阶段图5 延川南煤层气田高产井与低产井生产曲线及排采阶段划分对比Fig.5 Comparison of production curves and drainage stage division between high yield wells and low yield wells in South Yanchuan CBM field

4 结 论

1)煤的压汞孔隙度和可动流体孔隙度随着煤阶的升高呈现出先降低后升高的趋势，在Ro=2.5%左右达到最低值，位于烟煤与无烟煤交界处附近；延川南煤层气田煤岩的Ro在2.5%左右，煤储层压汞孔隙度和可动流体孔隙度在所有煤阶中处于最低水平，且孔隙系统以微小孔为主，各级别孔隙间连通性差，对煤层渗透性极为不利。

2)与沁水盆地南部相比，延川南煤储层具有孔渗性差、地应力高的特点，加之煤岩本身抗压强度低，所以在排采控制过程中要采取比沁水盆地南部更为缓慢的排采制度。主要原因：①孔渗性极差，压降漏斗延伸阻力大，排采过快容易导致泄压面积受限；②地应力高，且煤岩抗压强度低，排采过快极易造成压敏效应，对气井产能造成极大影响。

3)在煤层气地质条件对比分析基础上，结合现场排采规律和效果，将延川南深部煤层气井的排采过程划分为5个阶段，分别是快速降压阶段、稳定降压阶段、上产阶段、产量波动阶段和稳产阶段。在快速降压阶段日降井底流压控制在0.100 MPa左右；稳定降压阶段，日降井底流压要控制在0.003 MPa左右；上产阶段日降井底流压0.005 MPa左右；产量波动阶段合理的日降井底流压在0.003 MPa左右；稳产阶段井底流压和产量均趋于平稳，在此阶段可通过微调井底流压保持产量稳定即可。