鄂尔多斯盆地东缘柳林煤层气区块储层特征及排采制度建立与优化

陈彦丽 刘广景

(中联煤层气有限责任公司研发中心，山西 030002)

1 概况

柳林区块位于河东煤田中段离柳矿区西部，区域构造上位于鄂尔多斯盆地东缘，处在晋西挠褶带离石鼻状构造上。区内构造简单，总体为一东北-西南倾斜的单斜构造，局部被断层切割成次一级低幅度小褶曲或断块圈闭。

二叠系下统山西组和石炭系上统太原组为该区主要含煤地层，共含煤14层，煤层埋深110～1000m，煤层平均厚度为 12.70m；可采煤层平均厚度10.49m，煤层顶板以泥岩、砂质泥岩、灰岩为主。煤层气开发目的层为山西组3+4号、5号煤层和太原组8+9号煤层。煤层埋深总体呈现由东北向西南逐渐加深的趋势，主要开发目的层埋深多在300～1000m，对煤层气勘探开发比较有利。区内各可采煤层的宏观煤岩组分以亮煤、镜煤为主，其次为暗煤夹少量丝炭条带，煤岩组成上光亮成分相对富集。区块内各可采煤层镜质组最大反射率在1.39%～1.68%之间，属Ⅳ-Ⅴ变质阶段。山西组煤层主要为焦煤，其次是瘦煤，有少量的肥煤。太原组煤层主要以贫瘦煤为主，其次是瘦煤，有少量的贫煤。

2 研究区储层特征

2.1 厚度及埋深

研究区共发育煤层14层，其中二叠系下统山西组发育煤层5层，石炭系上统太原组发育煤层9层。其中山西组的2、 3、 4 (3+4)、 5号煤层，太原组的6、8+9、10号煤为主要可采煤层。

研究区根据地理、构造、水文等特征基本以三川河为界划分为南区和北区。当前煤层气开发主力层位主要为北区3+4、5号煤和南区8+9号煤。北区3+4、 5号煤主要开发井型为 “L” 型单分支筛管完井水平井和定向井(组)，南区8+9号煤主要开发井型为 “L” 型分段压裂水平井和定向井(组)。

钻井、录井、测井等资料显示，全区为一东北向西南倾斜的单斜构造，地层倾角3°～5°，整体构造简单，局部地区发育小正断层。

3+4号煤全区发育稳定，煤层厚度0.04～5.84m，平均2.3m，自东向西、自北向南逐渐变薄。北区东部平均厚度超过3.5m，向西变薄且3、4号煤逐渐分叉至间隔3～5m。南区3、4号煤分开，单层厚度1.0～2.1m，局部区域3号煤分3上、3下两层。3+4号煤埋深110～1150m，随地层倾向方向，东北向西南逐渐变深。

5号煤发育稳定，全区大部分可采。煤层厚度0.25～5.87m，平均2.19m，与3+4号煤发育特征基本一致，自东向西、自北向南逐渐变薄。北区5号煤平均发育厚度大于2.5m，仅在西北角存在局部尖灭区。南区5号煤发育稳定，平均厚度2m左右。3+4号煤与5号煤间隔3～5m，两套煤层最主要差别为5号煤灰分含量高，平均24.58%，为3+4号煤灰分(13.38%)近2倍(表1)。

表1 研究区主力开发煤层工业组分分析统计

8+9号煤全区发育，煤层厚度为0.49～10.21m，平均4.32m，自东南向西北逐渐变厚， 埋深175～1210m。8+9号煤直接顶板为石灰岩。顶板灰岩受全区东北部露头水源供给影响，北区8+9号煤开发井产水量大，难以降压。南区8+9号煤产水较少，厚度稳定，为主力开发层系。

2.2 孔渗特征

压汞实验结果显示，研究区主力煤层孔隙以小孔为主，占比达40%～55%；其次，微孔和大孔，占比20%～30%；中孔发育少，小于10%。煤层孔容分布范围在0.0258～0.0413cm3/g。微孔和小孔发育，有利于煤层气的储集和煤层气资源的富集；中孔发育较差，在煤层气开发中需要进行压裂改造等措施。

研究区多口煤层气井对3+4、5和8+9号煤层进行了注入/压降试井测试，测试结果显示，煤层的渗透率变化范围较大，非均质性强，但整体变化规律随着煤层埋深增大而降低，以垂深700m为界渗透率下降明显(图1)。

图1 研究区埋深与渗透率关系散点图

3+4号煤层渗透率为0.02～3.44mD，平均0.5mD；5号煤层渗透率为0.02～2.26mD，平均0.6mD；8+9煤层渗透率为0.01～5.8mD，平均0.35mD。3套煤层渗透率整体与构造及埋深一致，表现为东高西低、北高南低的特征。

2.3 含气性特征

研究区主力煤层含气量普遍较高(表2)。3+4号煤空气干燥基含气量4.87～15.36m3/t，平均10.98m3/t；在区域分布上区块东南部、中北部含气量较高，东北部和中南部含气量较低。5号煤含气量2.11～9.93m3/t，平均8.64m3/t；中部部分区域>8m3/t。8+9号煤含气量5.14～10.98m3/t，平均8.96m3/t，呈现出东、西高，中部低的特点。

表2 煤层含气量测试结果统计

根据实测储层压力、含气量和等温吸附实验数据，3+4号煤层的含气饱和度在12.62%～100%，平均67.41%，区块大部分区域欠饱和，在研究区东部部分区域达到饱和；5号煤层含气饱和度在14.81%～100%，平均61.67%，区块大部分区域欠饱和，在研究区东部部分区域达到饱和；8+9号煤层含气饱和度在17%～94%，平均53.19%，研究区中部含气饱和度较低。

3 研究区开发特征

3.1 开发效果

研究区当前投产水平井及定向井160余口，日产气约40×104m3。其中已进入稳产期的井119口，包括“L”型筛管完井单分支水平井42口，开发层位为山西组3+4号煤；“L”分段压裂单分支水平井1口，开发层位为8+9号煤；定向井77口，主要开发层位为3+4、5号煤，其中8口开发南区8+9号煤。

水平井当前平均日产气3400m3，平均达产率73%。研究区自东向西达产率逐渐降低，由210%逐渐降至34%。研究区东部单井最高日产气16000m3，西部单井日产气1500～2000m3，东西部差异大。

定向井当前平均日产气2039m3，平均达产率117%。与水平井趋势一致，自东向西达产率逐渐降低。研究区东部单井最高日产气14000m3，西部单井日产气500～1000m3，东西部差异大。

随着研究区各区域生产井数量增加和排采数据增多，通过总结分析储层特征变化及现有井生产制度，发现研究区东西部产量差异大主要原因为排采制度不合理，缺乏针对性。研究区东部储层埋深浅、渗透率高且靠近煤矿采动区，受煤矿采动影响地应力释放，进一步改善储层渗透性，该区域水平井和定向井达产率高，平均超过100%，且稳产周期长，该区投产井临储比0.85～1.0；研究区西部储层埋深逐渐变大，渗透率明显降低，初始地层压力平均高于东部2MPa以上，地层处于原始压力状态，该区投产井临储比0.5～0.65，排采曲线特征显示峰值气量低、稳产周期短、产量递减快。

3.2 研究区排采制度及优化

研究区西部与东部相比，西部储层埋深大、渗透率低，在排采控制过程中要制定针对性排采制度，采取更缓慢的降压提产方式。当前排采制度存在问题：(1)缺乏针对性。全区投产井基本按照同一套排采控制措施，未按照不同区域、不同储层条件制定相应的排采制度；(2)排采阶段划分不明确。未按照研究区煤层气井排采过程细化排采阶段，制定各阶段排采控制措施。

排采制度重点体现在各阶段流压控制措施上，通过统计分析研究区100余口投产井埋深、日均流压降幅数据及关系(图2)，结果表明：(1)研究区在产井埋深范围主要在400～900m；(2)水平井、定向井日均流压降幅与埋深相关性差，经拟合R2≈0.15，即侧面反应当前排采制度未能随着西部投产井数量逐渐增加而做出相应调整，排采制度缺乏精细化及针对性调整。

图2 研究区各井埋深与日均流压降幅关系散点图

通过分析研究区各投产井平均产气与日均流压降幅之间关系(图3)，根据其特征及反映现象，将其划分为A、B、C、D四个区域。A区为高产井集中区域，该区井日均流压降幅小于20kPa，且产气与流压降幅相关性较强，日均流压降幅越小，产气效果越好。B区井产量低主要原因为煤层厚度变化区域及距离煤矿采空区太近初始压裂低，排采控制不是低产主要原因。而C、D区日均流压降幅过高区域基本无高产井。

图3 研究区各井平均产气与日均流压降幅关系散点图

上述分析中流压降幅为生产井投产至稳产期间平均流压降幅，不能很好地反映各排采阶段流压控制情况。通过上述分析并结合现场煤层气井排采情况，将研究区煤层气井排采过程划分为三个阶段：Ⅰ：单相产水快速降压阶段。Ⅱ：气水两相流缓慢提产阶段。Ⅲ：稳定降压稳产阶段。

对研究区不同区域储层资源条件差异小、物性条件差异大，即高产稳产井与高产递减快的井进行分阶段排采过程参数统计对比发现，阶段Ⅰ单相产水快速降压阶段，适当加快流压降幅对井后续提产及稳产影响不明显。差别主要体现在阶段Ⅱ气水两相流缓慢提产阶段和阶段Ⅲ稳定降压稳产阶段(表3、图4)，这两个阶段是精细化排采控制的关键阶段，需针对储层物性特征制定详细的排采控制措施以保障压降漏斗的扩展，增大泄流面积。对埋深大、物性差区域内的生产井要坚持缓慢、连续排采的原则，避免因流压降幅过快导致的速敏效应。

表3 研究区稳产与非稳产井各排采阶段参数控制对比统计

图4 研究区稳产与非稳产井典型生产曲线阶段划分对比

通过上述分析，认为柳林煤层气区块整体储层资源条件较好，有利于煤层气开发，但随着井数及储层平面展布特征认识的增加，排采需针对储层特征制定精细化、针对性排采制度。针对研究区储层埋深及物性分布范围和特征，并在现有生产井排采数据分析的基础上，认为单相产水快速降压阶段井底流压日降幅建议控制在30～55kPa以内；气水两相流缓慢提产阶段井底流压日降幅建议控制在5～15kPa，对埋深大渗透率低的区域配合阶梯降压提产，效果更好；稳定降压稳产阶段井底流压日降幅建议控制在3～10kPa。在实际实施过程中，根据单井特征，按照“一井一策”精细化制定排采制度。