常村煤矿煤层气井产水/产气曲线类型及其成因分析

冯绪兴，倪小明，郝少伟，谭学斌，吴垚垒

(1.山西潞安金源煤层气开发有限责任公司，山西 长治 046299；2.河南理工大学能源科学与工程学院，河南 焦作 454000)

0 引 言

煤层气井的产水/产气曲线形态是煤储层资源潜力高低、围岩补给水多少、排采工作制度合理与否的综合反映。国内煤层气研究者基于储层特征、压裂效果、排采制度合理性等，研究了煤层气井的排采曲线类型。一些研究者基于煤储层渗透率对排采过程中压力传播的影响，把煤层气井的产气曲线分为“增-减-增”“增-减”“增-增”“增-减-猛增”等四种典型类型，这种分类方法仅对产气曲线进行了划分，未考虑围岩水补给差异对压力传播的影响[1]。一些研究者从排采不合理性导致的支撑剂返吐、煤粉产出等角度，把产气曲线分为衰减型、波动扩压型、稳步上升型等，但未对排采合理井的产气曲线进行总结分类[2-3]。还有一些研究者根据排采过程中产水量变化，将排采曲线分为单峰型、双峰型、平稳上升型等，但对于如何影响产气未进行较深入分析[4-6]。一些研究者从储层原始渗透率、动力和压裂效果等方面分析了造成单峰快速上升、单峰稳定上升、双峰后低和双峰后高排采曲线类型的原因，对制定相应的排采工作制度具有重要的指导意义[7-9]。

前人的研究均未把产水曲线和产气曲线组合进行分析，导致分析结果相对片面。为了更加准确划分煤层气井产水/产气曲线类型，并分析其成因，本文以潞安矿区常村煤矿的33口煤层气井的排采资料为基础，根据波动性指数大小划分产水+产气曲线类型，并从资源潜力、围岩补给水情况、排采工作制度等方面分析其成因，为相似地质储层条件下合理排采工作制度研究奠定基础。

1 地质概况

潞安矿区位于沁水盆地的东部边缘中段，隶属华北地层区山西地层分区宁武-临汾小区。构造形态为一走向NNE～SN向西缓倾的单斜构造。矿区发育的地层由老到新有震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系，三叠系、古近纪、新近纪、第四系。石炭系太原组和二叠系山西组为该区主要含煤地层，其中，3#煤层、15#煤层厚度大、分布广，全区稳定，为该区主要目的煤层。本次研究对象为潞安矿区常村煤矿的33口煤层气井，开发的目标煤层为3#煤层。3#煤层含气量一般为7.50～15.35 m3/t，煤层埋深一般为550～700 m，煤体结构以碎裂-碎粒煤为主，储层压力梯度一般为0.20～0.40 MPa/hm，常村煤矿3#煤层底板等高线见图1。

图1 常村煤矿3#煤层底板等高线Fig.1 Floor contour of No.3 coal seam inChangcun coal mine

2 煤层气直井产水/产气曲线类型划分

2.1 排采阶段划分

煤层气井的排采曲线是气井生产过程中日产水量、日产气量、井底流压、套压、动液面等生产参数随排采时间变化的曲线。其中日产水量、日产气量曲是煤层气井产能的最直接表现。根据煤层气井排采过程中流态的变化及控制管理需要，煤层气井的排采阶段可划分为以下几个阶段。

1) 单相流阶段。这一阶段中，仅有水的产出；通过调整动液面的下降速度来控制日产水量。

2) 控套压产液阶段。当井底压力降低到煤层气解吸压力以下时，煤层中的气体发生解吸产出，套压开始出现并逐渐上升；为了让相对远端的水能继续流动，通过调整套压控制近井筒地带产气速度。

4) 稳产阶段。当几次提产后，地层日解吸气量逐渐趋于平稳。

5) 产气衰减阶段。随着排采的继续进行，气体需要运移的距离越来越长，日解吸气量逐渐减小。

本文中的33口煤层气井目前均未进入产气衰减阶段，因此仅根据前4个排采阶段的日产水量、日产气量情况进行分析。

2.2 排采曲线类型划分及曲线特征

煤层气井排采时，遵循“连续、缓慢、稳定”的生产特点。 为了较准确地划分煤层气井的排采曲线类型，以排采1年为界限，分析这段生产时间以来日产水量、日产气量的最大值和最小值的差值与该段时间平均值的比值来判断其波动性，即波动性指数，见式(1)。

μ=(VMAX-VMIN)/VAVG

(1)

式中：VMAX、VMIN、VAVG为排采计算时间段内生产参数的最大值、最小值、平均值；μ为排采计算时间段内生产参数的波动性指数，无因次。

杨慎认为十二生肖是“天地自然之理”，并非人为所能编造出来的，他还主张：日中的鸡之所以出现在傍晚的“酉”时，而月中的兔之所以出现在清晨的“卯”时，是因为“日月阴阳互藏其宅”。何谓“日月阴阳互藏其宅”？按《淮南子·天文训》所云：“积阳之热气生火，火气之精者为日；积阴之寒气为水，水气之精者为月。”由于日为阳、月为阴，金鸡因是日中之物，故应属阳；而玉兔是月中之物，则应属阴。但属“阳”的金鸡出现在“太阴之精”的月亮初升的“酉”时，而属“阴”的玉兔出现在太阳之精的日初升之“卯”时，所以说是“日月阴阳互藏其宅”。

根据这一定义，对33口煤层气井的日产水量波动指数、日产气量波动指数分别计算。以10%为界限，确定出排采曲线类型，划分方案见表1。

表1 排采曲线类型划分方案Table 1 Classification scheme of drainage andproduction curve type

根据划分方案及33口煤层气井的产水/产气曲线特征，划分出五种典型的产水+产气组合类型，即：单峰产水+稳定产气型、双峰产水+双峰产气型、双峰产水+稳定产气型、稳定产水+单峰产气型、稳定产水+稳定产气型，见图2。

图2 典型产水/产气曲线类型划分Fig.2 Classification of typical water/gas production curve types

典型产水/产气曲线组合类型特征见表2。

表2 典型产水/产气曲线组合类型曲线特征Table 2 Typical curve characteristics of water/gas production curve combination type

3 不同排采曲线类型成因分析

3.1 资源产气潜力对排采曲线类型的影响

煤层气资源丰度、储层压力梯度、渗透率等参数对煤层气产气潜力具有重要影响[10]。产气潜力指数可以用来表征煤储层产气能力大小。本次根据文献[10]的资源产气潜力评价方法进行评价，计算见式(2)。

δ=HVK0pS

(2)

式中：δ为产气潜力指数；H为煤层厚度，m；V为储层含气量，m3/t；K0为改造后储层渗透率，10-3μm2；p为储层压力，MPa；S为煤体结构因子。

根据卡门公式，渗透率与孔隙度之间关系见式(3)。

(3)

式中：C为柯兹尼常数；S为比表面积，cm2/g；φ为孔隙度；k为煤储层渗透率，mD。

通过现场经验数据统计分析可知：C/S2的均值为8.410 5×10-7cm2，本次取该数值进行计算。通过密度和自然伽马测井计算出相应层段平均地层孔隙度，再根据式(3)计算出渗透率。煤层含气量通过排采时临界解吸压力、兰氏体积和兰氏压力计算得出；煤层厚度由测井解释得出，进而求出煤层气资源丰度；储层压力由排采时初始动液面获得；根据每口井的关键参数，计算出33口煤层气井产气潜力指数，等值线见图3。

产气潜力指数越高，煤层气井的产气量越高。分析33口煤层气井的产气潜力指数计算结果发现，该区煤层气井产气潜力指数为0.130～0.003。根据潜力指数大小划分为：潜力指数>0.08为较大；0.08>潜力指数>0.02为一般；潜力指数<0.02为较小。

由图3可知，CC-03、CC-05、CC-09等煤层气井附近产气潜力指数大，在产气曲线上多表现为稳定产气；CC-13、CC-18、CC-26等煤层气井附近产气潜力指数一般，该类井在产气曲线上多表现为稳定产气，但日产气量低于潜力指数大的日产气量；CC-06、CC-20、CC-31等煤层气井附近产气潜力指数小，属于产气潜力较差地区，该类井在产气曲线上多表现为单峰产气。

图3 常村煤矿33口煤层气井产气潜力指数Fig.3 Gas production potential index of 33 CBM wells in Changcun coal mine

资源产气潜力对典型产水/产气曲线类型的影响见表3。

由表3可知，排采时动液面降速相同时，储层压力梯度和渗透率的大小对排采时煤层中压力传递速度影响较大。单峰产水+稳定产气型和双峰产水+稳定产气型的煤层气井的储层压力梯度和渗透率相对较大，排采时能基本保证煤层中压力传递的有效性；其他三种类型的煤层气井，当储层压力梯度和渗透率较小时，排采时煤层中压力传递速度较慢。开始产气时，提产速度相对较慢，稳定产气量相对较小。

表3 资源产气潜力对典型产水/产气曲线类型的影响Table 3 Influence of gas production potential on typical water/gas production curve types

3.2 围岩水补给对排采曲线类型的影响

煤层气井的排采是在三维空间进行的，排采时围岩水是否会向煤层补给以及补给量的多少决定了煤层中水压传递的有效性。围岩水补给量的多少主要受含水层厚度、含水层能否突破隔水层等因素控制。围岩含水层能否突破隔水层向煤层补给，即含水层与煤层的最大压差是否大于隔水层的突破压力。 为此，实验室进行了有效孔隙度与突破压力实验，拟合得出有效孔隙度与突破压力的关系见式(4)。

Pa=13.076e-1.997φ，R2=0.926 3

(4)

结合密度测井曲线和自然伽马测井曲线计算岩层孔隙度，见式(5)～式(7)。

ρ=Vma×ρma+Vsh×ρsh+φ×ρw

(5)

I=Vma×Ima+Vsh×Ish+φ×Iw

(6)

1=Vma+Vsh+φ

(7)

考虑泥质含量的岩石孔隙度大小可以由所在岩层对应的密度测井和自然伽马测井响应值表示，见式(8)。

(8)

式中：ρ、I分别为岩石对密度、自然伽玛的测井响应值；ρma、ρsh、ρw分别为岩石骨架、泥质、孔隙水对密度测井的响应参数；Ima、Ish、Iw分别为岩石骨架、泥质、孔隙水对自然伽玛的测井响应参数；Vma、Vsh分别为岩石骨架、泥质的体积含量；φ为岩石孔隙度。

根据33口煤层气井测井岩性解释并结合钻井取芯资料，得出研究区煤层顶板砂岩含水层厚度。利用测井曲线计算出孔隙度，结合式(4)，求得隔水层的突破压力，分别绘制等值线如图4和图5所示。

从图4和图5中可看出，CC-01、CC-27等煤层气井附近含水层厚度较大，层厚10 m左右；CC-04、CC-06等煤层气井附近含水层厚度一般，层厚6 m左右；其余各煤层气井含水层厚度较小，含水层厚度为1～3 m。CC-02、CC-18、CC-32等煤层气井附近隔水层突破压力较大，为9～13 MPa；CC-07、CC-15、CC-21等煤层气井附近隔水层突破压力中等，为5～8 MPa；CC-03、CC-06、CC-20等煤层气井附近隔水层突破压力较小，为0.5～4 MPa。结合储层压力和含水层厚度，可知：CC-03、CC-05、CC-07等煤层气井附近围岩水补给量相对较少；CC-10、CC-18、CC-28等煤层气井所在区块围岩水补给量中等；CC-31、CC-21等煤层气井所在区域围岩水补给量相对较大。研究区块围岩水补给量整体呈现为由北至南逐渐减少。

图4 常村煤矿3#煤层顶板砂岩厚度Fig.4 Thickness of sandstone in roof of No.3 coalseam in Changcun coal mine

从表4可以看出，双峰产水+双峰产气型和双峰产水+稳定产气型的煤层气井排采时围岩水几乎不补给煤层，对煤层内压力传播影响小。其他三种类型曲线均存在围岩水补给煤层的情况，围岩水对煤层的补给一定程度上抑制了煤层内压力传播的有效性和传播速度，最终影响着产气时间和日产气量。

表4 围岩水补给量等因素对产水/产气影响分析结果Table 4 Analysis results of influence of surrounding rock supply and other factors on water/gas production

3.3 排采工作制度对排采曲线的影响

排采工作制度尤其是单相水流阶段的降液速度和提产阶段的提产速度对煤层气井的产水/产气具有重要影响[11-13]。对五种典型排采曲线在单相水流阶段和提产阶段对产水/产气曲线影响进行分析，见表5。

从表5可以看出，降液速度不稳定、提产速度过快会影响煤层内水压传递的有效性和距离，最终影响产气的稳定性。整个排采过程保持流动通道的畅通性是稳定产气的重要保障。

表5 排采工作制度对产水/产气影响分析结果Table 5 Analysis results of influence of drainage and production system on water/gas production

4 结 论

1) 根据排采过程中不同产水/产气曲线形态及波动性将常村煤矿33口煤层气井的曲线类型划分为：单峰产水+稳定产气型、双峰产水+双峰产气型、双峰产水+稳定产气型、稳定产水+双峰产气型、稳定产水+稳定产气型等5种典型组合类型。

2) 产水/产气曲线类型是资源潜力指数、围岩水补给情况、排采工作制度等共同作用的结果。当煤层气资源潜力较好时，容易出现稳定产气型；围岩水几乎不补给煤层时，容易出现双峰产水型；围岩水对煤层补给较大时，容易出现单峰产水或稳定产水类型。降液速度不稳定、提产速度过快会影响煤层内水压传递的有效性和距离，容易出现单峰或双峰产气类型。

3) 当有越流补给且煤层的渗透率与围岩的渗透率具有可比性时，应该加大排采强度，尽量快速实现从有越流补给到无越流补给是提高煤层压力传播有效性的关键。有越流补给且煤层渗透性较差时，尽量控制动液面平稳下降，延长单相水流阶段排采时间，尽可能增加水压传播距离；无越流补给且煤层渗透性较差时，尽量延长低产阶段的排采时间是延长水压传播距离进而提高累积产气量的关键。无越流补给且煤层渗透性较好时，可以适当加快排采速度，降低排采成本。