滇东黔西老厂矿区雨汪区块煤层气井产能特征及其影响因素

房孝杰，吴财芳，刘小磊，张莎莎，刘宁宁

(1.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221116；2.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221116)

0 引 言

滇东黔西含煤盆地煤层气资源储量十分丰富，地表深度1 500 m以上的煤层气地质资源储量达到2.9×1012m3[1]，是我国煤层气勘探开发的后备基地。该区内单煤层煤层气资源丰度低，多煤层合采是实现煤层气经济有效开采的前提[2-3]，但是，多煤层合采井储层间性质的差异易引发层间干扰，进而制约产能[4-5]。前人研究认为，多煤层合采需在层系优选的基础上加强排采控制，以减轻对储层的伤害，从而提高煤层气井的产能[6]。

陆小霞等[7]研究指出，影响柿庄北区块合采井产能的主要因素是煤储层渗透率、构造发育程度和排采连续性；张兵等[8]研究了柳林区块50余口合采井的产气特征，发现煤层厚度和水文条件是影响该区气井产能的主要因素，压裂规模和储层伤害是造成区内直井低产的主要工程因素；雍晓艰等[9]以阜康白杨河矿区为研究对象，指出影响区内合采井产能的主要因素是储层压力、顶底板岩石特征、临界解吸压力和渗透率等参数的匹配程度，同时指出各项储层参数差异较小的合采井，产能仍有较大的差别。

由此可见，不同的煤层气区块，煤层气合采井产能的主控因素也有差异。就滇东黔西地区而言，前人已对区内典型井排采动态及排采制度[10]进行过深入分析，但影响气井产能的主控因素尚不清楚。因此，本文以老厂矿区雨汪区块多煤层发育区煤层气合采井为研究对象，在系统分析煤层气井排采过程及产能特征的基础上，从地质和工程两个方面揭示影响煤层气井产能的主要因素，以期对该区煤层气勘探开发提供参考。

1 地质概况

雨汪区块位于滇东老厂矿区东南侧，总体构造简单，为一倾向南东的单斜构造，地层倾角6°～15°。北部发育宽缓褶曲S1向斜和B1背斜；中部以规模较小的逆断层为主，断层走向北东—北北东；南部构造简单，仅发育各种落差较小的断层(图1)。区内各主要褶皱和断层均影响到整个含煤地层。该区水文地质条件简单，含水层一般相互独立，与其他含水层无水力联系，富水性弱。

图1 研究区构造纲要图

研究区地层柱状图如图2所示。该区出露最老地层为下二叠统茅口组，最新地层为第四系，上二叠统、下三叠统和中三叠统地层发育较全[11]，地层总厚大于1 500 m，主要含煤地层为二叠系龙潭组。

图2 研究区地层柱状图

区内含煤27～42层，煤层间距小，薄—中厚煤层为主，主力煤层为(7+8)号、9号、13号、16号、19号，埋深均在1 000 m以上。除19号与16号煤层平均间距达31 m外，各主力煤层间距均小于25 m。

区内各主力煤层平均含气量>6.89 m3/t，最高含气量12.89 m3/t，煤层含气量受构造、埋深、煤厚等因素的综合影响。煤层解吸气体的组分包含甲烷、氮气、二氧化碳及重烃，甲烷体积分数占75%～98%。研究区主力煤层镜质组最大反射率2.53%～3.49%，属高变质程度无烟煤，镜质组反射率在纵向上具有随埋深增加而增大的特征。

2 煤层气合采井产气特征

目前，雨汪区块煤层气参数和实验井共14口，其中实验井11口，丛式井组2组，现阶段正在排采的井有6口，11口煤层气井排采参数如表1所示。

表1 雨汪区块煤层气井排采参数

排采井生产数据显示(表1)，除4号井外，其余均为合采井，多数井合采层数超过2层。一般而言，煤层气井根据产量可分为3类：(1)高产井，稳定日产气量大于10 000 m3；(2)中产井，稳定日产气量1 000 ～10 000 m3；(3)低产井，稳定日产气量小于1 000 m3。由于研究区煤层气井数量较少且日产气量普遍较低，停产井与生产井并存，为便于分析影响气井产量的主要因素，本文按照产气期日均产气量将区内煤层气井分为2类(表2)。

表2 雨汪区块煤层气井产量分类

排采煤层总厚度4.93～10.8 m，平均7.71 m，各煤层平均含气量6.89～12.95 m3/t，呈现出随层位加深波动式增大的特征，地质条件较好[5](图 3)。虽然区内11口气井产气量普遍较低，中-低产井占总井数的73%，但也有部分井最高产气量超过700 m3/d，最高达1 800 m3/d。

图3 雨汪区块各煤层的平均含气量分布

3 气井产能影响因素

3.1 地质因素

地质因素是制定工程措施和排采制度的决定因素，也是影响煤层气井产能的内在因素。雨汪区块煤层气井多为合层排采，排采层厚度较大且总体比较稳定，单层含气量对气井产能的影响难以比较。本次研究引入等效含气量，对主力煤层的含气量数据进行处理[12]，分析等效含气量对煤层气井产能的影响，发现雨汪区块各井产能差异与含气量相关性不明显(图4)。

图4 等效含气量与产气期日均产气量的关系

区内气井产气期日均产气量与煤层厚度相关性差，且离散度较高(图5)。从排采数据看，4号井单独排采19号煤层，煤层厚度<5 m，产能较低，而3号井合采煤层厚度>10 m，产能也相对较低(表1)。由此可见，煤厚对雨汪区块气井产能影响并不显著。

图5 煤层厚度与产气期日均产气量的关系

渗透率的高低是决定煤层气井产能大小的重要因素[13]。雨汪区块8口煤层气试井(共15层次)渗透率值介于0.005 6～0.27 mD间，平均0.077 mD，属中-低渗储层(图6)。煤层渗透率受控于诸多因素，包括煤储层物理力学性质、煤层埋深、孔-裂隙特征、应力状态等[14]。地应力是影响煤层渗透性的重要因素，一般而言，渗透率随埋深增大呈指数型下降，其根本原因是地应力随埋深增大而增大[15]，即埋藏深度与渗透率之间的关系实质是地应力对渗透率的控制。研究进一步发现，区内煤储层最小水平主应力梯度与渗透率具有较好的对数关系(图7)，且两者呈负相关关系。因此，雨汪区块煤储层普遍低渗很可能主要是由于该区的高地应力所致，这也是导致多数气井产能过低的主要原因。

图6 雨汪区块煤层试井渗透率分布特征

图7 最小水平主应力梯度与渗透率的关系

3.2 排采因素

煤层气的产出过程不可避免有煤层水的排出，产水过程很可能贯穿煤层气排采工作的始终，煤层气井排水速率的大小对排采工作制度制定具有重要影响，从而影响煤层气井的产能。由于正在生产的煤层气井自2018年4—5月开始排采作业，产气时间短，不适宜与早期煤层气井进行对比，因此，将停产井及生产井分开，分别分析其产水速率对气井产能的影响。

由图8可知，煤层气井产水对产气的影响有一定的规律性，产水量过大或过小都不利于气井产能释放。10号井平均日产水量远高于其他井，达到7.21 m3/d，平均日产气量仅55 m3/d，产能极低(图8(b))。原因在于该井距离区内两条主要断层较近，断层落差较大(50～100 m)，导通了主力煤层上下含水砂岩层，导致其产水量远高于正常值，不利于排水降压，煤层气解吸困难，因此产气量极低；3号、4号井表现出见气时间短、产水量低、产气量极低的特点，平均日产水量仅0.76～0.87 m3/d，平均日产气量65～115 m3/d。原因在于，所在地点及井周煤储层含水性极弱，无法通过排水达到降压的目的，不利于煤层气解吸(图8(a))；6号、7号和8号井为一组丛式井，除合采产层层位差异较大外，其他地质参数差异均较小，但3口井中仅8号井表现出了较好的产气潜力，最大日产气量达到760 m3/d，6号、7号井产气量极低，日均产气量低于80 m3/d(图8(b))。可能由于8号井的合采层位物性特征优于6号、7号井，因此在进行合层排采前，需加强甜点层段的优选[16-17]。区内1号、2号、5号、8号、11号等煤层气井初始日产水量(单相水流阶段日均产水量)1.5～3 m3/d，见气后日产水量1～1.8 m3/d，产气期日均产气量168～522 m3/d，最高产气量700～1 800 m3/d，且生产井日产气量还在上升，具有良好的产气潜力。

图8 雨汪区块煤层气井产水对产能的影响

煤层气排采需遵循“连续、缓慢、稳定、长期”的原则，分析当前正在排采的6口井的排采日报发现，各井均不同程度地受停电、发电机故障及检修等影响而导致排采作业中断，各井排采中断次数如表3所示。

表3 排采中煤层气井停井次数与产能的关系

停井易导致悬浮的煤粉沉积，堵塞渗流通道，造成储层伤害，各井均因停井而对产气量造成一定的影响。每当发生停井事故时，该井日产气量往往会不同程度地降低，产气量极低的井同时也是停井次数最多的井。

4 结 论

(1)雨汪区块煤层气开采潜力巨大，但现阶段煤层气井产能普遍较低，中-低产井占总井数的73%，煤层气资源往往难以释放产出。

(2)影响雨汪区块煤层气井产能的主要因素包括地质因素和排采因素。前者体现在地应力特征和渗透率，地应力高、渗透率低，煤层气井产能也相对较低；后者主要包括排水速率和停井次数，初始日产水量1.5～3 m3/d，平均日产水量1～1.8 m3/d，且停井次数少的井产能高。

(3)雨汪区块应首选中-低地应力、渗透率较高的部位或层段进行煤层气勘探开发。在煤层气井排采初期的水单相流阶段应严格控制产水速率，适度快排，将日产水量控制在1.5～3 m3/d间；进入气水两相流阶段后应慢排，控制日产水量1～1.8 m3/d，整个排采过程应尽量减少停井次数。