寿阳区块煤层气井排采影响因素分析

韩军昌

(中联煤层气有限责任公司，北京 100011)

1 引言

煤层气在煤层中的赋存主要依赖于吸附作用，煤储层既是生层又是储层，具有低渗、低压的特点，渗透率随储层改造及排采过程而变化，煤层气在储层中的运移经历解吸、扩散、渗流三个阶段。目前国内煤层气大规模开发主要受钻井、压裂、地面工程及区域地质差异以及排采理念、排采方式等因素的影响。

2 构造的影响

寿阳煤层气区块位于山西省中部、沁水盆地北端，构造上处于太行山隆起西侧，太原东山背斜之东南翼，地势西高东低，北高南低，地形以丘陵为主。区内构造较简单，地层平缓，倾角一般在10度左右，断裂以北北东-北东向为主。

区内构造以逆断层为主，局部伴生正断层；断距较小，小断层发育。断层的影响是把“双刃剑”。正面分析认为其促使煤层产生更多的裂隙，提高甲烷的吸附量；相反的角度分析认为断层对煤层气的保存十分不利，特别是张性断层，其构成了煤层气逸散的通道。在水平井钻井及压裂等增产措施中，极易造成裂缝或水平段与断层沟通，一是造成产液量大幅增加，加大排采难度；二是形成泄压通道，导致压力无法在煤层中进行有效传递，无法形成降压漏斗。寿阳区块已投入排采的井，如直井压裂井ZL-SY-10d-1井，因压裂裂缝与小断层沟通导致该井在排采期间多次换泵，最高日产水量达433m3/d，无法降压；水平井QYN1-12V井水平段施工过程遇到断层，导致该井产水量大幅度增加，产气后产量下降等现象。

3 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。

寿阳区块太原组15号煤煤层含气量较高(5.64～20.54m3/t)，煤层较厚(3.0～10.0m)，煤层气资源量为800×108m3以上，资源丰度平均为1.7m3/km2,具有很好的资源开发潜力。

4 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，它关系到甲烷气在煤层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，基质孔隙是煤层气赋存的空间，裂隙孔隙不仅是储气空间，还是运移的通道。

解吸能力的大小将直接影响煤层气的开采难易程度及采收率。饱和度越大，煤层气运移能力越大，煤层气产气潜力越高。试验研究表明，临储比越低越不利于煤层气的解吸。

寿阳区块15号煤层试井测试渗透率在0.01～0.2×10-3μm2之间，平均为0.045×10-3μm2。渗透率较低，割理及裂隙发育程度低，渗流能力差，虽经储层改造，但由于煤储层的特殊性，其渗透率在排采过程中受有效应力、基质收缩等多重因素影响，极为敏感。排采过程中，特别是快速降压的初期，煤层承压水过快的产出，对渗透率影响更大(图1)，渗透率减小的更快，影响煤层气的解吸。15号煤以无烟煤为主，属中高阶煤，从图2可看出沁水盆地高阶煤随着压力的降低，渗透率一直下降，基质收缩对于煤层渗透率的改善不明显，在该区主要表现为有效应力对储层的作用，基于此对于该区煤层气排采流压控制应当缓慢，避免较大的生产压差导致渗透率的急剧下降。

图1 不同煤阶有效应力与渗透率的关系

图2 沁水盆地有效应力与渗透率变化

制约寿阳区块煤层气排采的另外一个地质因素主要是该区15号煤储层压力低，解析压力更低，地解压差大，临储比低(表1)煤层气排采降压的空间很小。尽管该区煤层气含气量较高，饱和度偏低低，但主要因素为压降的空间小，煤层承压水不能及时排出，导致产气量低。

表1 寿阳区块部分井临储比对比表

5 工程效果的影响

煤层增产措施效果的优劣直接关系到煤层气的排采效果，寿阳区块主要采取的是直井压裂及水平井两种措施。良好的压裂效果能有效改善煤层流动通道，提高煤层导流能力，有利于煤层的排水降压。不利的压裂效果，往往是压裂裂缝与区域不明含水层沟通，导致排采过程中产水量增加，阻断煤层气渗流通道，影响产气。水平井水平段与裂缝相同，良好的水平段能大幅度的增加泄压面积及沟通流动通道，但一旦与不明含水层沟通，则影响压力在煤层中的有效扩散，影响产气。

图3 ZL-SY-10d-1排采曲线

煤层气井单井的排采要获得理想的产气量，就必须使井筒及储层所形成的压降漏斗尽可能加深加宽，使得压力波及的范围更广，才能使更多的煤层气解吸出来。

该井排采初期压降漏斗首先在煤层中形成，随着排采的进行，井底压力传递半径不断增加，井底压力梯度减小，煤层中的压力传递很缓慢，甚至停止，仅在顶板岩层中传递；继续排采在煤层直接的压力降为零，仅当顶板岩层的压力与煤层的压力差小于煤层解吸压力时，煤层将继续解吸(图4)。

图4 存在灰岩含水层时压力传递

当沟通岩层与煤层沟通时，随着压力降低，压降漏斗主要在沟通的岩层中扩展，在煤层中压力波及的范围只是近井地带，所以微弱的气显示也仅是近井地带压力所波及的煤层区域解吸的煤层气，继续降压排采，沟通岩层中的水渗入煤层，抑制煤层气的解吸，影响煤层气的产能。

6 排采工艺的影响

合理的排采工艺是煤层气突破的保障。煤层气的生产大体可分为五个阶段：排水降液阶段、临界产气阶段、降压提产阶段、稳产阶段及气量下降阶段。合理的排水降压，延长降压时间，减缓渗透率下降的幅度，有利于扩大降压漏斗的扩散。如果排采速度过快，液面下降加快，会发生速敏效应、渗透率快速降低、煤粉的大量产出影响排采设备等状况，影响单井产量。

寿阳区块已投产的井中，若干口均遇到排采初期排采速度较快，井底流压下降幅度过大，初期降压较快，见气时间较短，但当因过快引起排采中断后气量下降明显，甚至出现停止产气的情况。

SYYL-114X井于2013年1月3日投入排采，开抽流压3.5MPa，2013年4月8日见气，见气流压0.5MPa，见气前平均降幅达5m/d，解析后很快气量就达到最高值90m3，之后开始缓慢下降，2013年7月21日停机恢复后，气量未得到恢复。

SYNY-118井于2016年5月19日投入排采，开抽流压4.11MPa，2016年10月3日见气，见气流压1.34MPa，见气前平均降幅达3m/d，且解吸前中断两次，解吸后很快气量就达到最高值120m3/d，之后稳定在110～130m3/d，2017年4月10日停机恢复后，气量降至0且未得到恢复。

图5 SYYL-114X井排采曲线

图6 SYNY-118井排采曲线

而地质、工程条件相近的情况下，排采控制相对稳定的井，排采效果相对较好。

SYYL-102井于2012年8月15日投入排采，开抽流压2.05MPa，2013年10月17日见气前，缓慢控制流压降幅，对渗透率影响相对较小，使压力传递延伸到远端，扩大了煤层解析范围，见气流压0.2MPa，见气前平均降幅为1.5m/d，见气后气量缓慢增加，最高达到212m3/d，截止目前一直稳产气量在180m3/d约200d。

SYNY-128井于2015年4月9日投入排采，开抽流压2.66MPa，2016年4月9日见气前，缓慢控制流压降幅，对渗透率影响相对较小，使压力传递延伸到远端，扩大了煤层解析范围，见气流压1.47MPa，见气前平均降幅为0.3m/d，见气后气量缓慢增加，最高达到550m3/d，截止目前一直稳产气量在350m3/d约500d。

图7 SYYL-102井排采曲线

图8 SYNY-128井排采曲线

参 考 文 献

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