沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素

2018-03-01赵锦程杨春莉

中国矿业 2018年2期

李超，申建，赵锦程，杨春莉

(1.中国矿业大学，江苏徐州 221116；2.中国石油天然气股份有限公司华北油田分公司，河北任丘 062552)

Control mechanisms of water production and gas production divergences ofCBM wells in southern Qinshui basin

LI Chao1，SHEN Jian1，ZHAO Jincheng1，YANG Chunli2

(1.China University of Mining and Technology,Xuzhou 221116，China；2.PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu 062552，China)

Recognizing the major controlling factors of water production and gas production divergences between CBM wells can promote the benefits in the process of CBM development.The divergences of water and gas production between CBM wells were analyzed,and then the geological control mechanisms of those divergences were further discussed,based on the dynamic data of exploration and development collected from 144 wells drilled in a high-rank coalbed methane well area in the south part of Qinshui basin.The results show that,various water wells and gas wells are belts distributed on the plane in the study area,showing the characteristics of high water yield and low gas production.Moreover,the production of CBM wells is mainly controlled by groundwater and tectonic styles,which is mainly reflected in two aspects.First,the water source of CBM wells mainly comes from fracturing water,coal seam water and surrounding rock make-up water which is mainly derived from adjacent sandstone.Second,the high-productivity wells in the study area are usually distributed over the wings of the sublevel anticline on axis and the wings of local synclinorium;the medium-productivity wells predominantly distributed over local synclinoria relief wing and secondary syncline wings;besides the low-productivity wells are primarily distributed over the axis of the secondary syncline and the high point of structures in the eastern part of the study area.Finally,it is suggested that the scale of fracturing should be controlled in well areas with high water productivity and the long term effective operation of the pump should also be guaranteed.However the scale of fracturing in well areas with low water productivity should be increased,and special attention should be paid to the control of early groundwater production.

Qinshui basin;coalbed methane(CBM);daily gas production;daily water production;groundwater

煤储层流体系统包含气、水两大要素，二者长期共存，彼此影响[1]。因煤层气独特的吸附态赋存特征，主要通过排水来降低储层内流体压力，继而使煤层气由吸附态转为游离态而产出[2]。煤层气井排采实践表明：煤层气井的产水、产气差异显著，且高产水往往不利于培育高产气井[3-4]。究其原因，学者提出了煤层非均质性、强储层敏感性、煤体结构、含气量、构造与水文地质等差异控制学说[5-8]。然而，受潜在影响因素众多、各因素实测数据数量和质量局限且对其参数相关关系少有阐述等影响[9-11]，煤层气井气、水产出关键控制因素尚未有统一、可靠和简练的认识。沁水盆地是我国高阶煤煤层气开发最为成功的地区，作为最早投入生产的南部某井区，区内煤层气井储层参数较为完备且已有超过10年的排采历史，基本可以代表煤层气井生产的全周期。因此，本次研究拟通过深入解剖该井区煤层气井的气、水产出差异性及其控制因素，基于参数相近特点排除部分储层因素，着重查明构造和地下水条件对其控制，以期为相似区煤层气井高效开发工程选择提供参考。

2017-10-12 责任编辑：刘艳敏

国家科技重大专项资助(编号：2016ZX05041001-002)；国家自然科学基金项目资助(编号：41672149)

李超(1993-)，男，安徽滁州人，硕士研究生，E-mail：lmc937615@163.com。

李超，申建，赵锦程，等.沁南某高阶煤井区煤层气井气、水产出差异及其控制因素[J].中国矿业，2018，27(2):117-124.

TE122.2

1004-4051(2018)02-0117-08

研究区位于沁水盆地南部，总体向西倾的单斜构造上发育了喜山期形成的NW-NNW向局部复式向斜，与盆地主体NNE向褶皱复合叠加[12-13]，靠近寺头断层，区类发育数条小断层，地层平缓，构造简单。石炭系和二叠系为主要的含煤地层，其中二叠系山西组3#煤层是主要的勘探开发目标层。

为重点分析褶皱构造和地下水差异控制特性，确定了研究井区选择原则，即：构造以褶皱为主；煤层埋深、厚度、煤级、含气量和煤体结构相似；钻完井技术和储层改造措施相似；煤层气直井排采时间在2 000 d以上。基于以上原则，筛选出了目标研究区(图 1)和煤层气直井144口。

研究区主体为一个局部复向斜构造，发育多个次级背斜和向斜，断层基本不发育。区内3#煤层埋深452～753 m，平均630.25 m，埋深较浅；厚度介于5.0～7.2 m，平均6.0 m，分布稳定。煤层顶底板以厚度较大的泥岩和泥质粉砂岩为主，部分地区发育砂岩，测井显示砂岩含水性弱～中等。煤层含气量18～24 m3/t，含气量高。煤体结构以原生结构

图1 研究区顶板标高等值线图和地层简介图

煤和碎裂煤为主，煤体结构较为完整。煤储层压力梯度6.26～9.53 kPa/m，平均7.26 kPa/m，属欠压～正常压力储层，以欠压储层为主。煤层孔隙度介于3.16%～8.83%，平均5.14%，总体较低；试井渗透率0.011～0.91 mD，属低～中等渗透率储层。

2.1.1 煤层气井产水特征

研究区解吸前累计产水量13.5～8 163.8 m3，平均650.93 m3。其中，10%的煤层气井解吸前累计产水量大于1 265.1 m3，15%的井介于644～1265.1 m3，50%的在142.8～644 m3，10%的井在82.7 m3以内(图 2(a))。解吸前平均产水量1.14～15.11 m3/d,平均4.14 m3/d。其中，34.5%的煤层气井解吸前平均产水量小于3 m3/d，51.7%的井介于3～6 m3/d，13.8%的井大于6 m3/d(图2(b))。解吸前产水量占总产水量的0.23%～61.79%，平均12.62%，主要介于3%～15.92%。其中，90%的煤层气井解吸前产水占比小于20.67%，75%的井小于15.92%，50%的井在6.72%以内，10%的井在3.69%以内(图 2(c))。整个煤层气井排采阶段，研究区平均日产水量介于0.13～11.51 m3/d，平均1.85 m3/d，主要介于0.2～2 m3/d，其中75%的煤层气井平均日产水量小于2.50 m3/d，25%的井在0.62 m3/d以内(图 2(d))。

图2 研究区煤层气井产水特征

研究区井排采时间长(平均排采天数超过2 900 d)，而煤层气井大量排水阶段主要集中在排采前半段(一般不超过500 d)，因此平均日产水量未显示出异常偏高特征。根据K-均值聚类分析，平均日产水量可分成大于3.5 m3/d、1.2～3.5 m3/d和小于1.2 m3/d三类。单井累计产水量超104m3，一般认为该井为高产水井[14]，按研究区平均排采天数2 900 d计算，平均日产水量不低于3.5 m3/d；研究区煤层可动水基本不超过3 600 m3[15-16]，按平均排采天数2 900 d计算，平均日产水量不超过1.2 m3/d，这与K-均值聚类结果类似。因此基于聚类分析和生产动态资料，按平均日产水量大于3.5 m3/d与累计产水量大于104m3，平均日产水量1.2～3.5 m3/d与累计产水量介于4×103～104m3，以及平均日产水量小于1.2 m3/d和累计产水量小于4×103m3将研究区煤层气井划分为高产水井、中产水井和低产水井等3类(表1)。其高产水井，占总井数的21.5%，中产水井占30.5%，低产水井占48.0%，研究区以中低产水井为主(表2)。

表1 研究区煤层气井分类

产水井平均日产水量/(m3/d)累计产水量/m3产气井平均日产气量/(m3/d)高产水井>3.5>10000高产气井>1500中产水井1.2～3.54000～10000中产气井700～1500低产水井<1.2<4000低产气井<700

表2 研究区产水产气井比例

井型高产气井/%中产气井/%低产气井/%总计/%高产水井/%2.084.8614.5821.53中产水井/%4.8611.1114.5830.56低产水井/%14.5820.1413.1947.92总计/%21.5336.1142.36100

2.1.2 煤层气井产水差异性

研究区不同煤层气井产水差异性显著，从平面上看，各类产水井成带分布(图3)。高产水井集中分布在研究区的西北角和中部，这类井峰值日产水量普遍在20 m3/d以上且保持高产水1～2 a，部分井日产水量在排采后期仍高于5 m3/d。中产水井分布在中部地区，这类井峰值日产水量普遍介于10～20 m3/d，部分井产水高峰较长，达1～2 a，而另一部分井在产水高峰期后则较快下降。低产水井则分布在研究区东部，这类井峰值日产水量一般小于10 m3/d，产水高峰期在开始排采的1～3月，见气后快速递减到1 m3/d以下。

图3 3#煤层总水位与各类产水井

2.2.1 煤层气井产气特征

研究区煤层气井解吸前排采时间介于5～624 d，平均129 d。其中，44.6%的井解吸前排采时间小于100 d，55.6%的井解吸前排采时间大于100 d(图4(a))。研究区煤层气井平均日产气量85.60～7 631.07 m3/d，平均1 123.75 m3/d。其中，90%的煤层气井平均日产气量小于2 218 m3/d，75%的井小于1 458 m3/d，50%的井在885 m3/d以内，10%的井在86 m3/d以内(图4(b))。最高日产气量介于427～27 044 m3/d，平均2 830.39 m3/d，主要介于1 148～4 000 m3/d。其中，75%的煤层气井最高日产气量小于3 303 m3/d，25%的井在1 587 m3/d以内(图4(c))。最高日产气量与平均日产气量一般具有较好的正相关关系。

按照煤层气井产能分级方案[17]，按平均日产气量大于1 500 m3/d、700～1 500 m3/d和小于700 m3/d将研究区煤层气井分成高产气井、中产气井和低产气井等3类(表1)。其中高产气井占21.5%，中产井气占36.1%，低产井气占42.4%，研究区以中低产气井为主(表2)。

2.2.2 煤层气井产气差异性

研究区不同煤层气井产气差异显著，平面上亦呈现出明显分带性。将研究区144口煤层气直井按产量分级后投点到煤层顶板等高线图上可以看出，产气量与构造部位匹配较好(图 5)。其中，高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部；中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部；低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区西部的构造最高点处(图 5)。

图4 研究区煤层气井产气特征

图5 煤层顶板标高与各类产气井

煤层气排采是一个相对复杂的过程，其单井产水量、产气量受地质、工程及其工作制度等多个因素影响[18-19]。研究区144口井的排采资料表明，解吸前累计产水量越高，越不利于高产，当解吸前累计产水量高于1 200 m3时，平均日产气量基本不超过1 000 m3/d(图6(a))。其原因可能是其水源补给充足，煤储层降压困难，难以形成有效的降压漏斗，从而导致产气量显著降低。平均日产水量和平均日产气量整体相关性较差(图6(b))，但从低产水井至高产水井，中、高产气井分别占总井数的34.72%、15.97和6.94%(表2)，仍符合产水量过高不利于高产气的规律。

图6 产水量和平均日产气量关系

一般而言，煤层气井的产出水通常来自三个方面，一是压裂水，其产出量一般取决于压裂工艺和压裂规模。研究区采用活性水加砂压裂，注砂量30～50 m3，总液量189～936 m3，平均441 m3，产出集中在排采开始的1～3个月[1,20-21]。二是煤储层本身的水，产水量相对较小，排采初期为排水高峰，一般小于10 m3/d，见气后产水量快速递减[14]。三是外源补给水，主要来自天然裂缝或压裂裂缝沟通煤层顶底板的含水层，产水量长期保持较高水平，累计产水量通常高于10 000 m3[4,14,22]。

煤储层本身水和外源补给水总产量难以确定，根据实际排采，将每口井日产水量在1～10 m3/d和日产水量大于10 m3/d的累计产水量来反映煤储层本身水和外源补给水。绘制各类产水井压裂总液量占累计产水量占比、日产水量1～10 m3/d累计产水量占比和日产水量大于10 m3/d累计产水量占比的三端元图(图7)。可以看出，低产水井中压裂水的存在不可忽视，其占比大多在25%以上，相当一部分井占比超50%；日产水基本在1～10 m3/d，仅少数井日产水超过10 m3/d且占比很低，说明低产水无大量的外源补给水。中产水井中压裂水占比较低，日产水1～10 m3/d的累计产水量占其总产水的绝大部分，部分井日产水超过10 m3/d累计产水量占比大于25%，说明中产水井产出水为煤层水和无持续大量补给的外源水。高产水井中压裂水占比可以忽略，产出水特征可分成2类，第一类中日产水超过10 m3/d累计产水量占比超50%，说明有外源水的持续补给;第二类产出水特征与中产水井相似，只是其煤层中水更多，外源水补给更持久。

图7 三类产水量三端元图

3#煤层顶底板不发育灰岩，其下伏灰岩至少据煤层25 m，无断层沟通下，灰岩中的水不是外源补给水的来源。研究表明，石炭-二叠煤系砂岩虽具有低渗透特点，但其仍含有可动水并具有给水能力[22-23]。煤层段射孔压裂时，视应力类型不同，在煤层中发育水平压裂缝或垂直压裂缝。一般而言，压裂缝发育方向与最小主应力垂直。研究区3#煤层主应力整体上呈现最小水平主应力最小，垂向主应力居中和最大主应力最大的特征[24]，因此该区发育垂向压裂缝，研究区裂缝监测结果也表明研究区发育垂向压裂缝。同时当顶底板泥岩厚度不超过6 m时，垂向压裂缝一般能压穿顶底板泥岩隔层而沟通邻近煤层的砂岩层[25]。

基于研究区钻孔资料，统计各井顶底板30 m范围内砂岩厚度，绘制砂岩厚度等值线图(图8)。可以发现煤层气井产水情况与砂岩厚度具有较好的相关关系。高产水井基本分布在砂岩厚度大于6 m的地区，而顶底板砂岩不发育的中部和东部基本为中低产水井。因此邻近煤层的砂岩是煤层气排采井最可能的外源含水层。

选取自东向西剖面A-A′，绘制岩性对比图(图9)。图9表明，研究区3#煤层顶板砂岩连续性较好，底板砂岩不连续，厚度变化大，从几米到十多米。西部煤层顶底板含砂性高，顶底板砂岩厚度基本大于15 m，顶底板泥岩隔层厚度小，一般不超过5 m，有些井煤层与砂岩甚至直接接触，压裂的垂直裂缝容易沟通砂岩。越往东煤层顶底板含砂性越低，一般顶底板砂岩厚度只有几米，泥岩隔层厚度较大，压裂裂缝不易沟通砂岩。

因此在垂向压裂裂缝的沟通下，邻近煤层的砂岩是煤层气排采井的水源层。

3#煤层总水位(初始水位)表明，研究区存在中部和西部2大汇水区，即中部的PN4-P1-HP3-HP6井区和东部X1-X2-X3-X4井区。随着时间的推移，水位与煤顶标高分布相似，即构造形态控制地下水水位的变化。为向斜核部的PN4-P1-HP3-HP6井区仍为汇水区，地层平缓的X1-X2-X3-X4井区不表现汇水特征，而原来的西北部高水位井区PN1-PN2-PN3，因地势低则变为汇水区(图10)。

3#煤层总水位的高低不能解释井间产水量的差异(图3)，但水位随时间的变化即区域径流条件的改变仍然影响煤层气井的产水水平。地下水位随时间的变化和岩性组合共同控制各井产水差异性。研究区西北部，顶底板砂岩发育，砂岩中的外源水导致产水量高。中部地区顶底板砂岩较发育，外源水不断补给的汇水区，是研究区产水量最高的地区，非汇水区的产水能力取决去顶底板砂岩发育的规模和煤层的含水性。东部地区顶底板不发育砂岩，基本无外源水的补给，因此汇水区也不会大量产水，产出水来自煤层本身和压裂水，若煤层含水性弱，压裂水占产出水极大比例。

从图5选择选取两条具有代表性的剖面B-B′和C-C′，结合实际排采资料可以看出(图11)：局部复向斜构造核部及其翼部的次级背斜的翼部的煤层

气井普遍产气量较高(PN2，HP1，HP6)，尤其在次级背斜翼部与次级向斜交接部位产气量最高(PN2)，这些井在产气高峰能保持3～5 a，而后非常缓慢下降。次级向斜的核部(PN1，HP7)和构造最高点处(HP4，X1)产气量低，尤其在构造最高点处的井产气极低，这些井的峰值日产量基本不超过1 000 m3/d，产气长期保持在极低水平。而在其它构造位置，如局部复向斜的宽缓翼部(HP3)和次级向斜的翼部(HP5)则分布中产气井。

构造对研究区产气控制显著，构造形态也影响地下水位的变化。研究区整体为一宽缓向斜，向斜受压应力作用，裂隙发育程度较差，煤层气扩散困难，煤层气保存较好。在局部复向斜核部上发育的次级向斜，地层趋向于挤压，渗透率低。当有外源水补给时(如P1-HP2-HP7井区)，煤层气井排水更加难以降压，煤层气保存较好但产出效果差。次级背斜大量发育张裂隙，煤层渗透率较高，导致煤层水和外源水的不断产出，由此可能抑制气体产出(如HP3-HP7-HP8井区)，因而本研究区次级背斜往往产气较低。次级背斜的两翼，煤层渗透率得到改善，地下水也处于径流区，有利的构造位置和合适的产水孕育高产井。研究区东部，地层平缓，无外源水补给，产水低，其产气水平一方面取决于煤层气的保存条件，在远离复向斜的构造高点处受张应力的作用，不利于煤层气的保存，煤层气产气量极低，另一方面有效的排水降压面积是高产的关键。

图8 煤层顶底板15 m砂岩厚度与各类产水井

图9 研究区3#煤层岩性对比剖面图

图10 研究区水位变化

图11 构造位置与煤层气产气量变化

研究区煤层气井产水、产气差异显著，控制机理亦不同，不同井区的工程选择和排采工艺应差别对待。对于埋深较深的次级向斜核部和构造最高点处，应避免投入较多煤层气开发井。研究区顶底板含砂性较好的向斜翼部和次级背斜翼部，压裂时选择合适的位置和工艺，避免沟通含水性较好的砂岩层，同时这些高产水井区要保持泵的维护和泵效，保证水的连续排出而进行有效的排水降压。在顶底板含水性较弱的中西部地区，应增大压裂规模，控制煤层气井排采前期的排水控制。

1) 研究区煤层气井产水、产气差异性显著，在平面上成片分布。高产水井、中产水井和低产水井分别占总井数的21.5%、30.5%和48.0%，以中低产水井为主；高产气井、中产气井和低产气井分别占总井数的21.5%、36.1%和42.4%、以中低产气井为主。总体上符合产水量过高不利于高产气的规律。

2) 研究区煤层气井的产出水通常来自压裂水、煤层本身水和外源补给水等三个方面。邻近煤层的砂岩是外源补给水的主要来源，压裂水在低产水水井中占重要比例。

3) 构造对研究区产气控制显著。高产气井基本分布在局部复向斜的核部及其翼部上的次级背斜的翼部；中产气井主要分布在局部复向斜的宽缓翼部和次级向斜的翼部；低产气井主要分布在次级向斜的核部和研究区西部的构造最高点处。

4) 研究区产水、产气受不同因素控制，不同井区的工程选择和排采工艺应差别对待。高产水井区应控制压裂规模，保证泵长期有效工作；低产水井区要加大压裂规模，特别注意排采早期排采水的控制。

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