沁水盆地北部古交区块煤层气产能控制因素分析

刘天授

(中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

地面煤层气的开发过程非常复杂，除了受储层特征影响外，排采制度和工程属性特征很大程度上影响气井的产量。煤层气井日均产气量及产气总量受多因素影响，国内外一些学者主要从煤层气藏流体模型和数据统计两个方面研究其影响因素，结果显示：煤层气井产气量受到多因素共同影响。

不同的盆地煤层气井产量的主控因素差异也很大，甚至是同一盆地各个不同区块间影响因素差异也很大。Kaiser 等(1994)等研究发现，控制 Sandvoss盆地盆地内煤层气井产量的主要因素是含气量、渗透率、煤级及地下水的流动状态。Boreham 等(1998)针对 Bowen 盆地的研究发现煤岩的变质演化程度、有机质类型和丰度对产气量具有重要影响。随着煤层气钻采工艺的进步和基础地质理论的发展，煤层气的开发逐渐由单层排采到多层合采。

根据已有煤层气井的排采效果，分析煤层气井产能特征，从地质条件、工程属性、排采措施等方面入手，定性分析影响该区煤层气井产气量主要因素，为下步煤层气开发提供指导意义。

1 地质背景

沁北古交区块的主要构造格架为北东-北东东向断裂，断层发育较少，地质构造属简单构造。煤系地层总体为倾向西-南西西的复向斜构造，地层倾角5°～14°。区内发育少量陷落柱，未见岩浆岩侵入。

山西组2号煤层、太原组8号和9号煤层厚度相对较大，是主力开发煤层。2号煤平均埋深560m平均厚度1.65m，8号煤平均埋深645m，平均厚度2.75m，9号煤平均埋深653m，平均厚度2.8m，平均埋深644m。主要煤储层渗透率一般在0.1×10-3μm2左右，整体相对较低。2号煤层平均含气量9.75m3/t，平均含气饱和度53.8%左右；8号煤层平均含气量9.4m3/t，平均含气饱和度90.1%；9号煤层平均含气量10.2m3/t，平均含气饱和度95.5%。储层压力梯度0.25～0.64MPa/100m。

总之，研究区构造简单，煤储层具有多煤层、单层薄、低饱和度、低渗透性、含气量中等、欠压的特征。

2 产能特征

古交区块煤层气井产能具有以下两个特征：(1)煤层气单井平均日产气量低，平均单井产量只有650m3/d，且小于500m3/d井数占比多，占比45%；(2)产能差异大，表现在不同区域间的煤层气井产能差异较大，特别是在向斜轴部与翼部的气井之间产能差异很大。另外，即使处于同一区域内部，相邻井之间产能也存在差异。

3 产能主控因素

3.1 煤储层非均质性特征对产能影响

为分析煤储层非均质性特征对气井产能的影响，选择西部狮子沟-马兰向斜翼部与轴部控制范围内的若干口煤层气井进行统计分析，为了消除其他方面的影响，选择钻完井施工情况、排采措施等方面差异不大煤层气井进行对比分析。

在西部狮子沟-马兰向斜控制范围内，受构造事件影响，地层变形严重，同一区域不同邻井产气量差异很大，特别是处于不同构造位置的气井产能差异明显。为了分析影响煤层气井产量的主要因素，论文选择马兰向斜轴部和翼部控制范围内的23口井进行对比分析，这些井施工情况差异不大，排采强度较为相似。20口井位于狮子沟-马兰向斜的东翼，总体产气效果较好，同时产气量差异也比较大，高产井与低产井相间分布，与国内其他煤层气区块的产气特征类似。靠近向斜核部局部地区产气效果较差。

3.2 压裂效果对产能影响

和常规油气储层对比，煤层气的储层具有渗透率较低、非均质性强的特征。在煤层气开发的过程中，须进行必要的增产措施来提高煤层气的产量。目前，煤层气井的增产改造方式主要是水力压裂。

研究区煤层气井虽然均进行了水力压裂改造，但经过压裂改造后的产气效果差异较大，整体上表现为主力煤层压裂效果越好，产气量越高(表1)。经过压裂改造成功后的煤储层，形成具有一定导流能力的裂缝，压裂改造形成的裂缝和煤储层中天然裂缝有效得到有效沟通联系。压裂改造不成功的煤层气井，只在井筒附近形成有效裂缝，未能沟通远端煤层中的天然裂缝，解吸面积局限在井筒附近，出现一个短暂的产气高峰后，产气量缓慢下降。

表1 压裂效果与产气量统计表

续表

3.3 合层排采对产能影响

煤层气井合层排采的控制机理就是能够通过调整工作制度来使多层煤中的压力能够平稳传递下降。

古交区块8号、9号煤层优于2号煤层，其煤层厚度大、分布稳定、含气量高、地解压差小、煤体结构好、天然气组分中不含硫化物、探明储量高、试气产量高。且8号煤层与9号煤层间距在10m左右，临界解吸压力相差0.04～0.09MPa，通过排采试验井及井组排采效果，认为8号煤层与9号煤层合采具有技术可行性。2号煤厚度小，单独开采没有经济价值，且2号煤到8号煤距离绝大部分为60～80m，不能作为一个开发层系进行开发。研究区进行2号、8号合层排采试验，排采效果不明显(图1)。

XX1煤层气井2号煤埋深范围在826.56～827.53m，8号煤901.45～903.70m，2号、8号煤层间距74.89m，均采用活性水压裂方式，压裂改造成功。由于该井2号煤层与8号煤层相距较远，2号煤层开始解吸产气后，见气时间短，产气量小，日均产气量50m3/d，随着排采继续进行，动液面下降到2号煤层以下，2号煤无法有效泄压，解吸面积有限。受2号煤气体的影响，8号煤层有效渗透率降低，形成层间干扰。该井自2016年9月11日投产以来，最高产气量为150m3/d。

在煤层气排水降压过程中，太原组8号、9号煤层由于渗透率低、供液能力强、产水量、气井见气时间及流体的流速均要高于山西组2号煤层。流体流速增加可将裂缝中的支撑剂带出，裂缝堵塞，储层渗透率降低；另外，也导致压降漏斗难以延伸到远处，单井泄压面积小，出现产气时间短、产气量低的特点(图1)。

图1 合层排采压降传播示意图

3.4 排采工程对产能影响

煤层气排采坚持连缓慢降压、平稳调节的原则，控制好套压和井底流压，动液面及防止煤粉迁移，以达到稳产期长、采收率高的目的。遵守连续平稳降低井底压力的原则，禁止井底压力大幅度波动，防止造成产层伤害，保障渗流通道畅通。古交区块，目前受排采工程影响，排采强度过大、排采不连续等导致产气效果不理想井占比23%。

煤层气开采需要长期、连续、稳定的排水降压，当排采强度过大时会造成：①井底流压下降幅度过大，裂缝内流体压力迅速下降；②裂缝内流体流速过快，流体将煤粉源内的煤粉携带至裂缝系统内堵塞通道或对排采管柱造成损伤；③两相流阶段压降传递困难解吸范围较小和两相流不连续造成气锁效应。

煤层气的产出要求煤层气井的排采过程连续进行，使动液面和储层压力缓慢稳定的下降。如果因关井、动力设备故障、卡泵修井、工农关系等造成排采过程中断，给排采带来一些负面的效果：①地层压力回升，甲烷气体重新被煤层吸附，产生气锁；②煤粉沉降堵塞裂缝通道和卡泵；③修井外来物质对敏感性储层造成伤害，井的产气能力下降；④回压造成压力波及范围有限，泄压面积受限，压降漏斗扩展受到影响。古交区块约有20%的井存在因工农关系、卡泵、设备故障等情况导致的停机现象。这类井大部分解吸压力在2MPa以上、地层含气性好、地质条件不错，但受工农关系、设备故障、卡泵修井等原因造成排采不连续，导致裂缝通道堵塞，泄压面积有限，产气效果不理想。针对该类井可以采取针对性的措施提高产气量，例如煤粉冲洗、二次增产改造等。

4 结论

(1)研究区内含煤地层为下二叠统山西组和上石炭-下二叠统太原组，山西组2号煤层、太原组8号和9号煤层厚度相对较大，较稳定-稳定发育，是煤层气商业性开发最有利的埋深范围，通过适当的压裂增产措施和工艺，可以获得良好的产气量。

(2)古交煤层气井产能具有以下特点：单井平均日产气量低，不同区域间的产能存在较大的差异，尤其是向斜轴部的产气量和翼部存在很大差距，处在同一区域内的相邻井间产气量差异也较大。

(3)影响煤层气井产能的主控因素有：储层的非均质性特征，压裂改造措施，合层开采方式及排采工程特征。