和顺区块煤层气井产能影响因素研究

肖翠

（中国石化华东分公司石油勘探开发研究院，江苏 南京 210011）

和顺区块属于沁水盆地高煤阶煤层气田，具有低压、低渗、低饱和、非均质性强的“三低一强”的地质特征，开发难度大。由于影响煤层气井高产的因素较复杂，各井生产特征差异较大，稳产周期与产能也复杂多变。剖析影响煤层气产能的主控因素，可以更精细地认识储层，有效地指导煤层气开发选区和井网部署，为其它地区高煤阶煤层气勘探开发提供可借鉴的信息和经验。

1 研究区地质概况

和顺区块位于沁水盆地东北翼，构造上位于寿阳—阳泉单斜带、东部单斜带和榆社—武乡构造带交会地区。区内以单斜构造为特征，局部发育宽缓褶皱构造。太原组15号煤层为煤层气开发的主要煤层[1]。15号煤层厚2.0～9.9 m，平均5.71 m，属于中厚—厚层煤。为潮坪及泥炭沼泽沉积，弱富含水性。含气量分布范围为4～17 m3/t，注入/压降试井测试煤层平均渗透率为0.045×10-3μm2。

2 产能主控因素分析

和顺区块在实际生产过程中，煤层气井产气量差异较大，最高日产气量100～2 100 m3，部分低产井影响了煤层气井整体开发效果。基于和顺区块煤层气井开发实践，从地质和工程两方面着手，分析和顺区块煤层气井产能影响因素，对区块下一步规模化开发具有显著的指导意义。

2.1 含气量

和顺区块太原组15号煤层含气量分布变化较大，在450～1 120 m深度区间内，单井原煤含气量（空气干燥基）平均值变化于4.63～16.54 m3/t之间，平均为10.49 m3/t。统计结果显示，含气量与单井最高日产气量呈正相关关系,含气量越高，日产气量越高（图1）。

图1 和顺区块含气量—产气量关系Fig.1 Relation between gas content and gas production rate in Heshun block

2.2 煤层气保存条件

和顺区块煤层气保存条件制约着含气量的高低，因此单井产能受煤层气保存条件的影响明显。煤层气藏的保存条件又取决于煤层顶底板的封盖条件、构造条件以及水动力条件。

1）封盖条件

良好的封盖层不但可以阻止煤层气的垂向逸散，保持较高的地层压力和煤层气的吸附量，而且还可阻止地层水的垂向交替，减少煤层气的逸散量[2]。和顺区块顶板岩性和厚度直接影响煤层含气量，主力煤层15号煤盖层整体以泥岩沉积为主，含气量与泥岩顶板累厚呈正相关关系，累厚大于10 m，含气量高于10 m3/t（图2）。

图2 和顺区块泥岩顶板累厚—含气量关系Fig.2 Relation between cumulative thickness of mudstone roof and gas content in Heshun block

2）构造条件

和顺区块以褶皱构造为主要特征，中小断裂发育，同时发育陷落柱。断层和陷落柱构成了煤层气逸散的通道，对煤层气的保存不利。单井产能受断层、陷落柱的影响明显，距离断层、陷落柱越近，含气性变差，产气效果差（图3、图4）。

3）水文地质条件

水动力条件是影响煤层气富集高产的一个重要因素，它对煤层气的保存影响很大，承压水有助于阻止煤层甲烷的逸散，进而提高煤层含气量，而且还有利于煤层甲烷的排水降压和开采抽放[3]。

图3 和顺区块单井距陷落柱、断层距离与含气量关系Fig.3 Relation between gas content and the distance from single well to collapse column and faults in Heshun block

图4 和顺区块煤层气井距断层、陷落柱距离与日产气量关系Fig.4 Relation between daily gas production and the distance from single well to faults and collapse column in Heshun block

工区的东南部和中部分别部署了XH井组及XC井组，东南部的XH井组靠近地下水的补露头，且发育较多陷落柱，为地下水的流动提供了条件，是地下水径流区，不利于煤层气的保存。中部的XC井组水动力条件弱，属于弱径流区—滞流区，水压封闭，保存条件优于XH井组，其产气效果也明显优于XH井组。

2.3 解吸压力

解吸压力的大小直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。和顺区块15号煤整体解吸压力偏低，解吸压力变化范围较大，为0.4～2.52 MPa。统计结果显示，解吸压力越高，产气效果越好（图5）。

图5 15号煤层解吸压力与产气量关系Fig.5 Relation between desorption pressure and daily gas production of No.15coalbed

3 工程因素

和顺区块煤层气井产能差异较大，产气曲线波动性强，单井产气特征普遍出现单驼峰特征，产能不稳定。造成这种现象的原因除了有各井地质条件差异外，人为控制的工程因素更为重要[4]，和顺区块目前排采井产能主要受压窜以及排采过快等工程因素的影响，其中排采制度的影响尤为明显。

3.1 压裂沟通已排采井，造成已排采井产气量难以恢复

区块内X井具有较好的地质条件，前期排采产气量过千方，受邻井XL井压裂沟通影响，产气量难以恢复。

3.2 排采控制

煤层气井生产以排水为核心，在见气前压裂液返排率和返排速度（井底流压的下降速度）是决定气井高产和稳产的关键因素。

XC井组产液量低，由于前期排采过快，泄压范围有限，煤层稳产期短，单井产气特征普遍出现单驼峰特征。煤储层受到压敏和速敏效应伤害，煤层渗透性下降，压降漏斗不能充分扩展，供气源受限，最终煤层产气量和产液量均下降较快（图6）。

图6 XC-8井底流压下降情况与产量关系曲线Fig.6 Relation curves of bottom hole flowing pressure reduction and daily gas production of well XC-8

针对类似和顺区块渗透率较低、产水量较低的储层，抽排速度需按照煤层的产水潜能，进行合理排液。在见气前单相排水阶段求取煤层供液指数，确保排采过程中动液面平稳下降。

煤层供液能力以煤层供液指数（J）表示，它指单位生产压差下煤层日供液能力。即：

单相排水阶段产水量稳定，符合达西渗流定律，IPR曲线为直线，井底压力Pwf与日产液量Q呈线性负相关关系，其斜率的负倒数便是供液指数，即：

由式（1）和式（2）得：

当井底流压降至临界解吸压力P临，煤层气开始解吸，井筒环形空间内产生套压，单相排水阶段结束，这一阶段排采时间：

累积产水量：

由式（4）和式（5）得：

式中：J——煤层供液指数，m3·（d·MPa）-1；Pi——启抽压力，MPa；P临——临界解吸压力，MPa;q0——压裂放喷量，m3。

通过分析和顺区块压裂液返排率与产气量的关系可以看出，当压裂液返排率达到80%以上时，能够取得较好的产气效果（图7）。

图7 和顺区块压裂液返排率—产气量关系Fig.7 Relation between fracturing fluid flowback rate and daily gas production in Heshun block

因此,我们设定累积产液量Q为80%压裂液总量的前提下，由式（6）可以求出每日合理降液面量，实现定量化排采。

通过计算，单相流阶段XC井组的理论压降速度为0.003～0.027 MPa/d，而实际排采速度偏快，压降速度为0.045～0.062 MPa/d（表1）。利用此计算公式可依据每口煤层气井的产水潜能，进行合理排液，为煤层气井制定合理的排采速度提供参考，实现一井一策的精细化管理。

表1 和6井组理论排采强度与实际排采强度对比Table 1 Theoretical and actual production intensity comparison of He-6 well group

4 结论

通过综合和顺区块煤层气井地质特征和生产特征，得出以下认识和结论：

1）基于气井产气量数据分析，影响和顺区块煤层气井产能的主要控制地质因素是含气量、煤层气保存条件、解吸压力等，此外压窜、排采控制等工程因素也影响煤层气井的产气量。

2）我国大多数煤层属于低含水煤层，因此抽排速度一定要按照煤层的产水潜能，进行合理排液。如果排采强度过大，则会造成储层伤害，影响单井产量。单相流阶段合理排采强度的确定，既可防止煤层激动，又可避免不必要的能源消耗，具有较好推广应用前景。

[1]秦学成，段永刚，谢学恒，等.煤层气井产气量控制因素分析[J].西南石油大学学报,2012,34（2）∶99-103.

[2]高波，马玉贞，陶明信，等.煤层气富集高产的主控因素[J].沉积学报,2003,21（2）∶345-349.

[3]李腾.影响煤层气富集的地质因素[J].煤矿现代化,2011,100（1）∶108-109.

[4]陶树.沁南煤储层渗透率动态变化效应及气井产能响应[D].北京：中国地质大学，2011.