煤层气直井压裂规模对排采典型指标的影响

李全中，倪小明，胡海洋

（1.山西工程技术学院 矿业工程系，山西 阳泉045000；2.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州221116；3.河南理工大学 能源科学与工程学院，河南 焦作454000；4.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心，贵州 贵阳550081）

煤层气井通过储层改造沟通煤储层的原生裂隙，增加煤储层的导流能力，实现煤基质表面吸附态甲烷气体的解吸产出，其中水力压裂是储层改造方法中最常用、技术最成熟的方法。煤层气井排采过程中，通过地面排采设备，将煤层水持续产出，降低煤储层的储层压力，当煤储层某点处的压力低于临界解吸压力时，煤层开始解吸产气。煤层气井的压裂、排采属于煤层气开发的2个环节，但二者之间并非相互孤立的。研究表明，影响煤层气井产能的因素包括地质、压裂工程、排采工程因素，其中压裂液总量和加砂总量是影响煤层气井产能的主要压裂工程因素[1-3]。针对单一煤层及多煤层合采的煤层气开发实践表明，压裂规模显著影响煤层气井产气效果，提高压裂改造效果是煤层气有效开发的重要手段之一[4-7]。煤层气井压裂施工规模控制煤储层裂缝延伸的长度、裂缝缝宽、缝高等参数，影响压裂改造后的煤储层渗透率，同时影响排采过程中的气、水产出难易程度[8-10]。煤层气井排采过程中不合理排采控制造成的储层伤害会显著降低煤层气井的煤层产水和产气，可以通过二次改造实现正常产液来提高产气量[11-12]。煤层气井排采过程中基质收缩和有效应力带来的渗透率正、负效应会进一步影响煤储层的渗透率[13-14]，影响煤储层的压裂后导流能力和气水产出。因此，以山西沁水盆地某区块的60口煤层气井为例，对煤层气井排采过程中的排采典型指标进行分析，研究煤层气井压裂规模与排采典型指标的影响，探究不同压裂规模对排采典型指标影响的机理，为煤层气井制定合理压裂规模提供参考。

1 排采典型指标的选取及意义

煤层气井的排采以产水为手段，煤储层降压为目的，实现煤储层的连续稳定产气为目标，煤层气井排采过程的重点是对煤层水和煤层气产出的监测。影响煤层气井煤储层气、水产出量大小的因素很多，包括煤储层的原始渗透率、压裂改造后的渗透率、储层压力、临界解吸压力、煤储层气体解吸性等。

煤层水和煤层气是反映煤储层地质条件及开发工程实际效果的有效载体，沟通煤层气井的地质+工程，通过对煤层气井排采过程中的煤层水和煤层气的产出指标分析[15]，能够对煤层气井地质工程一体化的实施效果进行掌控，同时也便于对煤层气井的排采控制进行指导，改进工程实施效果。

煤层气井排采过程中煤层水和煤层气的产出典型指标包括以下5个方面：

1）累计产水量。煤层气井排采到某一阶段时的总产水量，反映了地层综合产水能力大小。通过累计产水指标反映煤层气井每米煤层的综合产水量高低，消除煤层厚度对累计产水量的影响。

2）见套压前累计产水量。煤储层在压力降低到临界解吸压力之前，持续产水，此过程的总产水量为见套压前累计产水量。该值大小反映了煤储层在解吸前的产水半径大小。

3）见套压前产水返排率。煤储层在解吸见套压前的累计产水量与压裂液总量的比值。该值的大小反映了煤储层在解吸前的压裂液返排比例及产水半径大小。

4）累计产气量。煤储层解吸产气后至排采到某一阶段的总产气量，反映了地层综合产气能力大小。

5）平均产气。煤储层解吸产气后的总产气量与解吸产气持续时间的比值，反映了地层实际产气能力大小。平均产气越高，煤层气开发投资回收期越短，对煤层气开发的促进效果越明显。

2 压裂规模对排采典型指标的影响

2.1 研究区煤储层特征

该区块位于沁水盆地南部，区块内地层总的趋势由南向北倾斜，地层倾角一般在10°以内，局部受构造影响可达20°。区内断层较少，无岩浆活动，属构造相对简单的斜坡带。区块内煤层气井开发主力煤层为山西组3#煤层，其底板深度在340.67～639.71 m之间，煤层厚度在2.04～7.42 m之间，平均4.11 m，破裂压力在8.00～25.65 MPa之间，平均14.88 MPa，煤层闭合压力在3.11～14.00 MPa之间，平均5.54 MPa，临界解吸压力在0.89～1.57 MPa之间，平均1.32 MPa。区块内2口参数井测试化验结果见表1。

表1 参数井测试化验结果Table 1 Test results of parameter well

根据2口参数井及区块开发井的资料可以看出，该区块3#煤层的渗透率较好，煤层含气量超过16.00 m3/t，煤层含气量较高，煤层平均厚度4.11 m，煤层气资源丰度达到1.11×108m3/km2，属于中等资源丰度的煤层气开发区块，煤层埋深不超过700 m，煤层埋深相对较浅，有利于煤层气开发。

2.2 压裂规模的影响

2.2.1 压裂规模对总产水量的影响

研究区内60口煤层气井的单井压裂液总量分布在372～770 m3之间，平均524 m3，每米煤层厚度的压裂规模指数在58～280 m3/m之间，平均为138 m3/m。压裂规模指数与累计产水指数分布散点图如图1，压裂规模指数分布柱状图如图2。

根据图1、图2可以看出，煤层气井的压裂规模指数主要分布在75～190 m3/m之间，压裂规模指数低于75 m3/m或高于190 m3/m的煤层气井较少，且煤层气井的累计产水指数与压裂规模指数之间没有明显的相关性，即压裂规模大小对煤层气井的产水量高低没有直接的影响。根据压裂规模指数分布柱状图（图2），研究区煤层气井的压裂规模指数集中在80～200 m3/m之间，其分布数量的比例超过86%，分布比例较大。

图2 压裂规模指数分布柱状图Fig.2 Fracture scale index distribution histogram

2.2.2 压裂规模对见套压前产水量的影响

煤层气井的排采过程，根据流体相态的变化，可以划分为3个大的阶段：单相产水阶段、以水为主的气水两相流阶段、以气为主的气水两相流阶段。单相产水阶段，水相相对渗透率为1，气相渗透率为0；气水两相流阶段，水相渗透率下降，气相渗透率升高，导致地层产出水减少[16]，煤层气井产水主要集中在单相产水阶段。压裂规模指数与见套压前累计产水量分布散点图如图3，压裂规模指数与见套压前产水返排率分布散点图如图4。

图3 压裂规模指数与见套压前累计产水量分布散点图Fig.3 Scatter diagram of fracturing scale index and cumulative water production before casing fracturing

图4 压裂规模指数与见套压前产水返排率分布散点图Fig.4 Scatter diagram of fracturing scale index and water production flowback rate before casing fracturing

从图3可以看出，研究区内煤层气井的压裂规模指数与见套压前的累计产水量散点主要分布在2条斜线与横坐标轴之间的三角形区域内，见套压前的累计产水量一般不高于300 m3，且煤层气井的在见套压前的累计产水量与压裂规模指数之间没有明显的相关性，即压裂规模大小对煤层气井的产水量高低没有直接的影响。从图4可知，研究区煤层气井见套压前的产水返排率一般不高于50%，且压裂规模指数对见套压前的产水返排率没有直接的影响。

2.2.3 压裂规模对产气量的影响

煤层气井通过持续排水，降低煤储层的压力，当煤储层的压力降低到临界解吸压力以下，煤储层基质吸附态的气体脱附变为游离态，在生产压差及浓度差的作用下随水流向井筒而产出。压裂规模指数与累计产气量分布散点图如图5。压裂规模指数与平均产气分布散点图如图6。

从图5可以看出，研究区内煤层气井的压裂规模指数与累计产气量散点主要分布在2条斜线与横坐标轴之间的三角形区域内。随着累计产气量随着压裂规模指数的增加，累计产气量呈上升的趋势，但压裂规模指数超过140 m3/m左右时，累计产气量随压裂规模指数的增加呈下降的趋势。压裂规模指数与平均产气分布散点图（图6）的变化趋势与图5的基本相同，此处不再赘述。

图5 压裂规模指数与累计产气量分布散点图Fig.5 Scatter diagram of fracture scale index and cumulative gas production distribution

图6 压裂规模指数与平均产气分布散点图Fig.6 Scatter diagram of fracturing scale index and average gas production distribution

3 压裂规模对排采典型指标的影响

根据研究区煤层气井的压裂规模对排采典型指标的影响可以看出，压裂规模与产水指标之间不具有相关性，但与产气指标之间具有相关性，且压裂指标上升，排采指标上升；压裂指标超过一定值，排采指标下降。

煤层气井压裂之后煤储层气水产出主要依靠2个方面：压裂后的地层能量条件和压裂后的地层通道条件。压裂后的地层能量越高、通道越好，越有利于煤储层中的气水流体产出。压裂规模指数反映煤层气井的压裂程度，压裂规模指数越高，煤储层的改造范围越大、改造效果越强，对煤层的破坏程度也越高。煤层气井排采过程中产出的水来源于2个方面：压裂液和地层中原始的水。针对没有越流补给的煤层气井而言，产出水的主体是压裂液。煤层气井压裂结束后，压裂液存储在压裂形成的裂缝中，开抽后，裂缝中的压裂液及地层中原始的水，在地层能量和地层通道的共同作用下产出，即压裂规模的大小不影响煤储层产水，煤层气井的累计产水量、见套压前的累计产水量、见套压前产水返排率主要依赖于煤储层地层能量和地层通道条件。不同压裂规模指数时的压裂效果及煤体结构示意图如图7。

图7 不同压裂规模指数时的压裂效果及煤体结构示意图Fig.7 Fracturing effect and coal structure with different fracturing scale indexes

煤层气井的压裂规模指数偏低时，压裂液及支撑剂在煤储层中改造范围及支撑范围有限，压裂形成的裂缝未全部与煤储层的原生裂隙通道连通（图7（a）），原生裂隙通道缺少支撑剂的支撑，裂隙易闭合，导流能力较差。压裂改造后，由于煤储层的改造范围有限，煤储层有效解吸半径小，可解吸资源量不足，导致排采过程中的累计产气量及平均产气受到影响。

煤层气井在合适的压裂规模指数条件下，压裂液及支撑剂撑开压裂裂缝，沟通煤储层的原生裂隙通道（图7（b）），并在煤储层中形成次生裂隙网络，但对煤储层的原生结构破坏较小，压裂过程中生的煤粉颗粒较少，排采过程中煤粉不会对煤储层的裂隙通道造成堵塞伤害。此时煤储层的压裂改造范围及地层的通道条件均较好，煤层气井的累计产气量及平均产气均较好。

煤层气井的压裂规模指数偏高时，煤层气井压裂施工过程中，压裂液沟通煤储层的原生裂隙通道，增强煤储层的导流能力，但是煤储层压裂规模过大，造成了煤层气井筒附近的煤体结构破碎，产生的煤粉较多，聚集在井筒附近（图7（c））。煤层气井在排采过程中，由于煤粉堵塞原生通道及压裂通道，对煤层气井的产水、产气效果造成不利影响，另一方面由于煤粉较多，增加了卡泵的风险，影响煤层气井排采的连续性。

4结语

1）煤层气井压裂后产水产气主要依靠煤储层的能量和通道条件，煤储层的能量/通道来源于煤储层的原始地层能量/通道和压裂施工过程中增加的能量/通道。

2）研究区内煤层气井的压裂规模指数分布在58～280 m3/m之间，平均为138 m3/m，主要集中在80～200 m3/m之间，占研究区煤层气总井数的86%。

3）研究区内煤层气井压裂改造后煤储层到导流能力显著提高，产水阻力减小，累计产水指数、见套压前的累计产水量及返排率与压裂规模指数无关。

4）研究区内煤层气井的累计产气量、平均产气量与压裂规模指数有关，随着压裂规模指数上升，累计产气量、平均产气量上升，但是当压裂规模指数超过140 m3/m时，累计产气量、平均产气量整体出现下降，其主要原因是压裂规模过大，对煤体结构的破坏较大，影响煤层气井的产气效果。