贵州织金区块煤层气井排采影响因素分析

2015-07-05朱东君

油气藏评价与开发 2015年2期

朱东君

（中国石化华东分公司非常规勘探指挥部，山西临汾 042100）

1 构造的影响

织金工区位于黔中隆起区，煤层主要保存在几个含煤向斜和一些小型断块区内，其中岩脚向斜和黔西向斜为两个相对完整的大型含煤向斜。黔西向斜南，褶皱变形程度高，向北逐渐减弱，东南翼高陡，近轴部宽缓的特征。岩脚向斜内，除水公河次向斜东西对称，整体宽缓外，其他几个次级向斜均在其中的一翼呈现出挤压变形的特征，尤其是珠藏次向斜东南翼和比德次向斜西南翼东段，作为一级向斜的边界，分别位于北西向和北东向挤压应力集中区，褶皱变形强烈。

构造变形及其衍生出的断裂对煤层含气性有较大影响。在断裂带附近的一定范围内，煤层含气系统遭破坏，含气量降低，煤层含气性横向复杂化，勘探难度加大。织金区块整体处于低变形区，断裂相对不发育，含煤构造多自成完整的系统，有利于煤层气的保存。

织金区块已经实施两批参数井均获得突破。第一批参数井3口（Z1、Z2、Z3井），其中2口井投入压裂排采取得成功，均获得突破，获持续气流；第二批井实施探井4口（Z4、Z5、Z6、Z7井），其中织4、5井优化分压合采工艺，产气量高，稳产时间长。

2 资源条件的影响

一定的资源丰度与规模是进行煤层气排采的有力保障。资源丰度由资源量和含气面积决定，资源量与煤层的含气量和煤层厚度有关[1]。

织金区块含煤地层为上二叠统龙潭组，主要呈灰、深灰色泥岩，夹灰黄色、灰绿色泥岩，累计厚度为20.58 m，达标的烃源岩为137.56 m，有机碳含量为0.61%～8.85%，平均为3.35%，为好—较好烃源岩。可采煤层有10层，为6、6-1、7、16、17、20、21、23、27及34号，累计可采厚度大（13.5～23.6 m），含气量高（10.7 ～ 23.7 m3/t，最高达 46.22 m3/t，平均15.3 m3/t）。储层压力高（压力系数一般0.7～1.09），平均资源丰度2.00×108m3/km2，具有很好的资源开发潜力。

3 储层特征的影响

煤储层的渗透能力是煤层中流体导流能力的反映，它关系到甲烷气体在煤中的赋存状态和排采的难易程度。煤层气存在煤的双孔隙系统中，即基质孔隙和裂缝孔隙。基质孔隙是煤层气赋存的空间，裂隙孔隙不仅是储气空间，也是煤层气运移的通道。

织金区块煤层孔隙度较好，岩脚向斜西部比德次向斜平均孔隙度3.18%，其中2号、3-1号、3-2号和6-1号煤层的孔隙度平均分别为6.67%、5.24%、5.41%和9.34%。水公河次向斜五轮山矿区主煤层的平均孔隙度为4.79%～5.84%。珠藏次向斜计算孔隙度1.04%～2.28%。总体反映比德次向斜较高的孔隙特征，与中等变质程度相对应[2]。

织金区块煤体结构以碎裂煤为主，煤储层渗透性较好。珠藏次向斜渗透率为（0.61 ～ 0.94）×10-3μm2，比德次向斜渗透率为（4 ～ 16）×10-3μm2，珠藏次向斜的Z2井和三塘次向斜的织Z3井渗透率分别为（6～8）×10-3μm2和（1.2 ～ 1.8）×10-3μm2。

4 煤层埋深的影响

织金区块煤层气资源量主要集中在1 000 m以浅的煤储层中，有利于煤层气的勘探开发。岩脚向斜水公河次向斜煤层埋深在1 000 m以浅，珠藏次向斜埋深在800 m以浅，阿弓次向斜1 000 m以浅，三塘次向斜大部分地区都处于1 500 m以浅的深度范围内，东部的六广龙场断褶构造带的煤层整体埋深浅于1 500 m，绝大多数区域都处于1 000 m以浅的深度范围内。

根据珠藏和比德次向斜含气量测试数据统计情况（图1、2）来看，珠藏次向斜在300 m以浅，含气量比较低，含气量在10 m3/t上下，而在400 m以深，含气量快速增加，各煤层平均含气量15～20 m3/t。比德次向斜800 m以浅，含气量普遍低于15 m3/t，高含气量区主要位于1 000 m以深，反映煤层含气量总体随深度增加而增大。在实际生产过程中，珠藏次向斜井Z4、Z5井的排采效果明细优于比德次向斜Z6、Z7井。

图1 珠藏次向斜含气量与埋深关系Fig.1 Relation of gas content and buried depth Zhuzang subsyncline

图2 比德次向斜含气量与埋深关系Fig.2 Relation of gas content and buried depth Bide subsyncline

5 压裂方式的影响

压裂效果优劣直接关系到煤层气井的排采效果。良好的压裂，有效地改善煤层流动通道，提高煤层导流能力，利于煤层排水降压，提高产气量。为此合适的压裂工艺显得尤为重要，为了加强改造的针对性，提高压裂效果，织金区块探索着多层合压和多层分压两种压裂方式。

多层合压方式是基于煤层间距较小，且属于同一压力系统的两层或多层煤为前提，同时压裂，实现两层或多层煤层作为一个压力系统排采的目的。多煤层合压最大的优点是作业时间较短，成本相对较低，适合在大规模开发的时候应用。其弊端在于分配到每一个层位的压裂液不能准确地得到控制，并且某些层位可能不会被压开，影响压裂效果。

多层分压基于煤层间距较大的煤层气井，纵向上有着两套或者多套独立的含煤层气系统，采用两级或多级封隔器，压裂不同的煤层，通过投球法进行分层进行压裂施工。优点是准确压裂具体层位，功效高，完井周期短。缺点是压裂施工时间较长，对压裂技术装备的性能要求较高[3]。

从表1织金煤层气井压裂统计表来看，织金区块井煤层呈现多、层薄、累计厚度大，有着多层独立含煤层气系统的特点。Z2、Z3、Z6井煤层跨隔小，间距低，采取多层合压，其中Z2井日产高达2 802 m3。Z4、Z5井煤层多、跨隔大、间距高，采取多层分压，两井日产都超过2 000 m3。两种压裂方式在不同构造单元内均取得突破。

表1 织金煤层气井压裂统计Table 1 Fracture statistic of CBM wells in Zhijin

6 排采控制的影响

合理的排采工艺是煤层气突破的保障。煤层气生产一般分四个阶段∶连续排水降压阶段、缓慢降压排水、阶梯式降压控压排水和稳压排采求产阶段。合理的排水降压，延长降压时间，减缓渗透率下降的幅度，有利于扩大压降漏斗的体积，提高煤层气单井产量。如果排采速率过快，动液面下降速度加快，会使有潜力的煤层气排采半径缩短、发生速敏效应、渗透率迅速降低，进而造成单井气产量快速降低，达不到稳产的效果。

Z2井20#、23#号煤层合采，见气前日降液面幅度保持在3～5 m，平均3.6 m，见气时最大流压降速降幅达到0.32 MPa,见气初期仍持续日降压平均0.27 MPa。排采速率整体较快，压敏效应导致后期产液量持续降低（1.28↘0.01 m3），稳产效果不理想。日产气量从2 000 m3迅速下降到1 000 m3左右，后期稳中有缓慢下降趋势。压降漏斗无法有效扩张，气源解吸量不足，导致产气量维持短期“高峰值”后持续下滑，稳产效果不理想。

Z4井多层分压合采，见气前控制液面日降幅不超过2 m，平均1.42 m。见气后，继续控制流压日降幅不超过0.02 MPa，见气后生产499 d，平均日降流压0.003 MPa，平均日降液面0.3 m，保持阶梯式降压特征。该井维持日产2 000 m3以上达9个月，2013年5月20日停抽，仍维持在1 650 m3以上，反映前期较为合理的排采制度在后期得到了充分体现。

相比之下，Z4井在排采见气前，缓慢控制流压，使压力传递缓慢延伸到储层远端，形成煤层水的连续渗流，扩大了煤层解吸范围；同时避免承压水突然减少，导致有效应力增大，降低渗透率，提高了产气量。