新疆阜康地区多煤层组合条件下开发层段评价优选

蒲一帆，汤达祯，陶 树，唐淑玲，张奥博，张泰源

(1.中国地质大学(北京) 能源学院，北京 100083; 2.煤层气开发利用国家工程中心煤储层实验室，北京 100083; 3.非常规天然气地质评价与开发工程北京市重点实验室，北京 100083)

准噶尔盆地南缘是我国中低煤阶煤层气勘探开发的重点攻坚地区，其侏罗系煤层具有厚度大、层数多、高倾角、煤变质程度低等特征[1]。目前我国煤层气产能建设主要集中在鄂东、沁南地区[2-3]，大多为单煤层开发，其选区评价工作也主要围绕着整个含煤地层进行，少有涉及到单层优选以及多层合采的工作。我国西南地区普遍发育多、薄煤层，吴财芳等[4]针对滇东黔西多煤层特征提出了垂向有利层段优选的方案，为多煤层地区有利层段优选提供了新思路;杨兆彪等[5-7]提出多煤层产层优化组合“三步法”以及对多层合采开发评价的研究，为合采评价指标参数的优选提供了有效支撑，同时基于聚类分析这一数学方法对优势产层组合的判别，实现了对多煤层组合关系的间接描述。目前众多学者从不同层次、不同技术手段对准噶尔盆地南缘煤层气资源进行了选区评价[8-12]，普遍认同阜康地区、乌鲁木齐河地区、硫磺沟地区以及呼图壁地区为勘探开发有利区，但受制于煤层高倾角影响，煤层稳定性差，大多评价工作局限于对区域含煤地层整体特征的把控，缺乏对不同产层的系统性评价。准噶尔盆地南缘地区煤层数量多，不同煤层物性、可改造性和排采稳定性不同，如何选择最佳层段或最佳层段组合进行排采，对提高煤层气井开发的商业价值具有重要意义。阜康地区白杨河、四工河矿区相继建成煤层气规模性开发示范工程[13-14]，多年来大量的测试分析、测井解释、试井资料储备，已具备对开发产层评价优选的条件。

笔者基于早期生产实践认识，优选评价指标，科学建立评价模型及评价标准，优选优势层段及优势层段组合;最后结合排采资料进行产能验证和高产层段的地质特征总结，为示范区煤层气高效开发提供建议。

1 研究区概况

新疆阜康地区煤层气勘探已取得重大突破，其白杨河矿区已建成新疆第1个煤层气示范工程，四工河矿区煤层气定向井产量最高日产气量达2.39×104m3。阜康地区隶属于封闭性滞留水体环境[15]，有利于煤层气藏保存。四工河矿区煤层气井主要分布在阜康向斜，矿区可采层段为八道湾组A1～A8煤层，主力煤层为A2,A5煤层，总厚度最大79 m;白杨河矿区煤层气井大多分布在大黄山—二工河倒转向斜北翼，矿区可采煤层主要为八道湾组煤层，其中39,41,42和44煤层为主力煤层，基本全区分布，40和43煤层局部可采，总煤层厚度最大85.5 m。阜康地区煤变质程度低，Ro值平均0.66%，整体含气量较高，平均10.83 m3/t，不同煤层渗透率差异较大，分布在0.009×10-15～16.640×10-15m2，储层压力梯度平均为0.78 MPa/hm，为欠压储层。

2 开发区优势产层评价

2.1 评价方法与技术手段

“甜点”层段的优选关键在于解决评价参数优选问题、参数标准划分问题以及参数之间权重赋值问题，以便于对开发主控因素的精准把握，突出不同煤层物性之间的差异，最终综合分析得到单煤层开发潜力值，实现精准把控，有效选段。多煤层优势开发组合优选关键在于避免层间干扰，减少经济成本，提高排采效率，最终实现煤层气井稳产、高产，提高商业化开发经济效益。

层次分析法(AHP)作为一种定性与定量相结合的数学方法，已被广泛运用于煤层气选区评价，逐渐成为选区评价工作的关键技术[8,16-17]。单煤层优势层段评价技术方法与常规选区评价工作相似，AHP能够实现对评价区域、层段勘探开发潜力的定量描述。模糊聚类分析(Fuzzy Cluster Analysis)是采用模糊数学语言，以样本距离为判断依据，科学、准确的将事物按照相似性归类的一种数理统计方法，现今多被用于事物相似性描述[5,18]。无论是对于单变量聚类划分评价标准，还是多变量聚类探寻相似性最大的多煤层组合，均能够实现将差异性小的数据归为一类(簇)。

2.2 单煤层优势层段评价

基于前人对煤层气甜点段评价成果积累以及研究区基础地质特征[4,19-20]，从煤储层可改造性(Q1)和排采关键参数(Q2)出发，优选煤岩力学性质(S11)、有效压裂厚度(S12)、煤体破碎程度(S13)、渗透率(S21)和临储比(S22)5个评价指标。

(1)煤岩力学性质。煤层与顶底板岩石力学性质之间的差异控制着压裂过程中裂缝的延展特征和分布规律[21]。当煤岩力学性质与顶底板力学性质相似或强于顶底板时，压裂时易造成裂缝穿层，存在气体逸散和沟通含水层风险，导致压裂失败[22]。阜康地区发育多套煤层，据现有的岩石力学参数可知四工河矿区煤层抗压强度分布在1.63～12.26 MPa，顶底板抗压强度为9.60～78.25 MPa;白杨河矿区煤层抗压强度为2.10～24.04 MPa，顶底板抗压强度为23.60～61.66 MPa。整体来看，白杨河矿区煤层岩石力学匹配关系优于四工河(图1)，单煤层可改造性以A2,A4,A5,39,41,42,44为优。

图1 煤层及其顶底板坑压强度Fig.1 Compressive strength of coal seam and its roof and floor

(2)有效压裂厚度。煤层厚度不仅影响着煤层气保存效果和资源丰度，同时也影响着压裂改造效果以及井型选择。对于厚度大的急倾斜煤层而言，既可以为压裂改造方案提供更多选择，也可以提供更多的井型选择，如水平井、顺煤层井等。同时，强烈的构造挤压作用使得研究区地应力条件复杂，压裂改造裂缝延展特征难以预测，因此对厚煤层进行压裂施工，更易获取其裂缝发育特征，为其他相对薄的煤层压裂改造提供经验。

(3)煤体破坏程度。煤体结构是决定储层可改造性的关键参数。矿区钻井取芯数量有限，部分煤层煤体结构未能有效控制，采用测井曲线反演的方式[23]，提取GR,DEN,LLD和CAL测井数据，利用主成分分析法反演出研究区部分煤层煤体结构(图2)。同时为提出煤体破碎程度这一评价指标，定量表征煤体结构，其对应关系为:原生结构=0，碎裂结构=0.33，碎粒结构=0.67，糜棱结构=1。

图2 阜康地区煤体结构特征Fig.2 Coal structure characteristics in Fukang area

(4)煤层渗透率。煤层渗透性是反应煤层对流体传导能力的度量，影响着排采阶段煤层甲烷气体的运移和产出作用，是生产开发阶段最重要的评价参数，一定程度上决定着开发的成败。阜康向斜转折端部位的挤压碎裂导致这一构造部位煤层发生有效破碎，渗透率得到极大的改善[24]。例如C井组位于向斜转折端位置，原生结构煤受应力作用发生破碎，渗透率急剧增大，试井数据显示最高渗透率可达16.64×10-15m2。

(5)临储压力比。储层压力在一定程度上表征着地层能量的高低，相同情况下，煤储层压力越大，煤岩吸附能力就越强，但储层高压也导致了排水周期的加长，同时，过高的压降会导致煤储层渗透率应力敏感伤害;临界解吸压力则是甲烷气体由吸附态转变到游离态所需的最大压力。临界解吸压力与储层压力比值越大，则煤层中甲烷气体压力降至临界点所需时间越短，煤层气井进入产气高峰越快。

单煤层优势层段评价基本步骤为优选参数—划分标准—建立模型—评价打分。模糊聚类分析作为一种挖掘数据相似性的数理统计方法[5,18]，对单一评价指标所对应的参数值集合(如不同煤层的临储比数据集合)进行系统聚类，根据所需划分评价标准区间数(I类,II类,III类,……)，从聚类谱系图中即可读取区间范围(图3)，同时结合前人煤层气选段的经验性认识，针对性建立适合于本区的选段评价标准(表1)。最后，利用模糊数学层次分析法[8-11,17]，建立评价模型，由专家对不同评价参数之间重要性进行比较打分，并建立判别矩阵，计算子指标对于上层指标的相对权重，再利用MATLAB进行一致性检验，最终得到指标权重值(表1,2)。

表1 甜点段优选评价标准Table 1 Evaluation criteria of dessert layer selection

表2 多层次分析模型判别矩阵Table 2 Discriminant matrix of multi-level analysis model

图3 评价指标聚类谱系图Fig.3 Clustering pedigree of evaluation index

综合阜康地区煤层可改造性指标以及排采关键参数进行模糊数学综合评判可得到不同煤层开发潜力值U(表3):以潜力值U>0.75为甜点层段优选节点可优选出A2,A5,39,41,42共5套煤层，其中四工河矿区以A2煤层最优(U=0.94)，具有良好的资源条件，孔渗条件以及相对较高的临储比，具有高产、稳产的开发潜力。白杨河矿区则以42号煤层为优(U=0.91)，煤层可改造性强，资源丰度大，区域上煤层发育连续稳定，相比于矿区其他煤层，具有优先开发的基础条件。

表3 阜康四工河和白杨河矿区甜点段优选基础数据Table 3 Basic data of dessert layer optimization in Fukang

续 表

2.3 多煤层组合开发优选

多煤层地区优势层段评价，不仅仅要对单煤层开发潜力进行评估，也应考虑多煤层组合开发的可能性。单煤层优势层段评价结果显示，开发区存在多套优势煤层，同时开发潜力较低的层段也具备一定的资源量，因此可充分利用开发区多煤层发育的特征，考虑以合采的方式，缩短投资回收期，提高整体资源动用率。

多煤层组合排采的关键在于层间干扰，叠置含气系统的构成影响着排采稳定性与可靠性[25-28]。若不同煤层段处于相对独立的含气系统，排采过程中煤层之间储层特征差异过大，会导致层间干扰加剧，不利于合层开发。因此，合层排采产层的优选即选择差异性尽可能小的煤层组合[5,19,25-26]。而影响煤层合采效果的因素是多方面的，若仅仅考虑单一指标的匹配性，往往会造成合采效果不理想、甚至产气能力弱于单煤层的现象发生[29]，因此，多煤层合采兼容性问题应结合生产开发实践，同时考虑多个参数指标之间的匹配性。考虑到资源适配性、层间兼容性和排采稳定性以及生产过程中排水降压制度，优选出相对埋深、煤层含气量、储层压力梯度、渗透率以及临储比5个关键参数(表4)，利用聚类分析对优势合采层段进行预测。

表4 多煤层合采性评价基础数据Table 4 Basic data of multi-coal seam coal mining evaluation

阜康地区皱褶构造广泛发育，煤层在区域上非均质性强，不同构造部位优势产层组合不同，因此在产层组合优选过程中，基于目前基础数据，四工河矿区主要以阜康向斜近转折端南翼煤层为主，白杨河地区则主要以黄山—二工河倒转向斜北翼煤层为主。

从第1级别聚类结果来看(图4):四工河矿区煤层组合中A3～A4和A7～A8储层条件相似，单煤层开发潜力较低，适合合层开采，而A2煤层渗透率高(试井渗透率最大至16.64×10-15m2)，与其他煤层相差较大，容易“屏蔽”其他煤层，适合单层开发;白杨河矿区:41～42煤层适合组合开发，单煤层开发潜力高，具有相似的渗透率、压力梯度和临储比，合层排采易达到生产“同步”，提高排采稳定性。

图4 多煤层合采评价聚类谱系图Fig.4 Clustering pedigree of multi-coal seam mining evaluation

3 开发地质特征与产能验证

3.1 四工河矿区

四工河矿区产能特征整体表现为相同埋深范围内向斜核部及转折端高于翼部，同一构造部位浅部气井产量高于深部气井，煤层含气量、渗透性、埋深、构造、水动力等多因素的耦合作用是四工河矿区高产的主要影响因素:煤层含气量受构造控制显著，不同构造部位煤层含气量明显不同，水动力作用下，向斜近核部区域处于滞留水体环境，有利于煤层气赋存;煤层气井产量与储层渗透性表现出良好匹配关系，一方面相同构造部位气井平均日产气量整体上表现出随埋深增大而降低的特征，另一方面相同埋深范围内，向斜核部及转折端附近煤层早期受构造挤压作用影响，改善了原始储层渗透性(最高达16.42×10-15m2)，此构造部位的井组产量明显高于两翼井组;同时，浅部C井组附近煤层受煤矿采动区影响，煤储层局部压力释放，压力梯度降至0.53 MPa/hm，导致吸附气大量解吸并赋存于煤层中，提供了气井高产潜力。

矿区单煤层排采效果中，整体来看A5煤层最优(图5(a)，(b))，平均日产气量8 033 m3(C-X1)，整个生产过程中修井、停井次数少，产能稳定;A2煤层则次之，平均日产气量6 973 m3(C-01)，据排采日报，早期受工程施工等因素影响，多次停井、修井，因此早期产能效果相对较差。若排除工程因素干扰,A2稳产期间日产气量达12 000 m3以上，最高日产气量达17 125 m3，明显优于A5煤层，与预测结果基本一致;多煤层组合排采中，四工河矿区排采井多为A1～A4组合排采，由于C井组A2煤层渗透性较好，与其余煤层物性差异性较大，多煤层组合排采优劣性不明显。对比C井组定向井之间单煤层、多煤层产气效果(表5)，可以发现气井产量主要由A2,A5优势煤层贡献，2套煤层共同开发时，产气量达到最高值(C-X2)。

图5 阜康地区部分煤层气井排采特征曲线Fig.5 Characteristic curves of drainage and production of some coalbed methane wells in Fukang area

3.2 白杨河矿区

白杨河矿区煤层气井产能整体上受煤体结构控制作用显著，煤体破碎程度与产能相关性较好，破碎程度越高，气井产气量越低(图6，表5):Z-77排采煤层以原生结构为主，后期压裂改造效果良好，气井平均日产气量2 137 m3，基本实现日稳产4 200 m3，Z-19排采煤层破碎程度40%以上，碎粒结构为主，日产气量47 m3，明显低于其他排采井。此外，基于研究区高倾角、厚煤层的主要特征，白杨河地区Z-77,Z-79采用了5段3点2控制排采法[30]，减少了储层应力敏感性伤害，目前气井产能曲线特征稳定，排采效果良好;ZL-2采用顺煤层钻进，提高了煤层气资源动用率，产气效果明显优于其他气井(表5)。

图6 白杨河矿区煤体破碎程度等值线Fig.6 Contour of coal fragmentation in Baiyanghe

表5 阜康地区部分煤层气井产能特征Table 5 Productivity characteristics of some coalbed methane wells in Fukang area

单煤层排采效果中与预测结果一致，以42号煤层为优(表5)，主要排采气井为J-17和ZL-2井，J-17平均日产气量555 m3，最高日产气量达1 442 m3;43号煤层排采效果最差，J-19平均日产气量47 m3，排采162 d，最高日产气量为317 m3;44号煤层尽管其资源条件较好，但局部地区煤体结构破坏严重，且埋深大，煤层渗透性差，产气效果不理想。多煤层组合排采中，多数以39-41-42和41-42煤层组合排采(表5):其中Z-77井41-42煤层组合最优(图6(c))，产气量峰值可达4 964 m3/d，远高于其他煤层组合，目前处于稳定产气阶段;其次则为39-41-42煤层组合(图6(d))，若不考虑仅局部发育的40号煤层，则产能特征与合采预测结果基本匹配，整体上优势煤层组合排采效果优于单煤层排采和其他煤层组合排采(39-41组合、42-44组合)。

3.3 可靠性分析及应用

整体而言，排除后期工程因素影响，2个矿区单煤层开发潜力与产能之间匹配性较好，高潜力煤层(如A2,A5,42煤)对应高产气量(表5)。白杨河矿区多煤层组合开发优选预测结果与生产实际基本匹配，Z77井41-42煤层组合排采实现产能突破，若不考虑连续性较差的40煤，第3级别优势煤层组合(39-41-42煤)亦取得较高产能。四工河矿区多煤层开发规律不明显，现有生产数据未能直接体现多煤层开发的优势，排采层位组合大多包含优势煤层(A2或A5煤)，不排除气井产能主要来源于该优势煤层的可能性，同时缺少单独对A3-A4,A7-A8煤层组合的排采，预测结果有待进一步验证。

因此，对于四工河矿区，地质构造因素对煤层气井产量影响较大，生产部署应着重考虑构造部位、埋深特征，首当考虑优势单煤层开发(A2,A5煤)，多煤层优势组合多为低潜力煤层(A3-A4,A7-A8煤)，可于开发后期进行部署;白杨河矿区则应充分考虑煤体结构的非均质性以及煤层发育的不连续性，规避碎粒、糜棱煤发育区，对优势单煤层开发(42煤等)的同时可兼顾优势煤层组(41-42,39-41-42煤)合层排采，提高煤层气资源动用率。

4 结 论

(1)优选煤层抗压强度、有效压裂厚度、煤体破碎程度、试井渗透率和临储比5个关键参数，基于AHP模型进行评价优选，示范区优势开发层段(U>0.75)为:四工河A2,A5煤层，白杨河39,41,42煤层，均具有高产、稳产的开发潜力。

(2)优选相对埋深、煤层含气量、储层压力梯度、渗透率以及临储比5个关键参数，利用聚类分析对优势合采层段进行预测。四工河地区A3-A4和A7-A8煤层组合，白杨河地区41-42煤层组合，适合合层开发，具有相似的渗透率、压力梯度以及临储比，排采过程中易达到生产“同步”。

(3)产能特征与预测结果基本一致，对于四工河而言，多因素的耦合作用是四工河矿区高产的主要影响因素，开发部署早期可考虑以优势单煤层排采为主;对于白杨河矿区而言，矿区煤层气井产能整体上受煤体结构、多煤层排采组合以及井型设计的影响，开发部署应规避碎粒、糜棱煤区域，单煤层开发的同时兼顾多煤层组合排采。