微构造对煤层气的控藏机理与控产模式

闫 霞，徐凤银，张 雷，聂志宏，张 伟，冯延青，张双源

(1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司，北京 100095；2.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028)

煤层气资源静态评价较为成熟，但煤层气开发地质研究仍有待深入。将地质研究与开发地质变化有效结合起来，这一重要“中间环节”长期受到了不应有的忽视。随着10 a来国内煤层气区块开发效果显现，利用勘探开发工程实践后取得的生产数据和开发特征，对开发地质再认识已有不少报道。例如，沁水盆地樊庄区块开发初期存在2种情况：一种情况为局部构造高部位产气早但产气周期短，而局部构造斜坡地带为煤层气井高产的有利部位；另一种情况则是局部构造高部位利于产气，局部构造低部位利于产水。随着开发规模的逐步扩大，樊庄区块上述第2种情况成为局部构造控产的主流，进一步指出这一现象起源于煤层气规模性开发过程中的“气水分异”作用，提出了合理布局开发井网、先施工低部位的生产井等开发方案构想。再如，发现鄂尔多斯盆地西南缘彬长矿区构造高点煤层气井在排采初期的抽采效果好于构造低部位的井。然而，前人有关认识依然局限于统计规律的梳理和气水分异原理的讨论，未能上升到“气藏”高度来理解微构造对煤层气的控藏机理和控产特征。鉴于此，笔者进一步从现象出发分析原因，系统阐述了微构造控藏控产原理，提出了“动态气藏”的观点，根据不同微构造部位产气规律将煤层气井划分为6种类型，为预测未开发区相似地质条件煤层气井产能及开发规律提供了新的思路和依据。

1 煤层微构造控藏控产原理

1.1 微构造对煤储层地质条件和开发动态的控制与影响

微构造是指在构造变动过程中煤层及其围岩产生的微细构造起伏以及落差小于5.0 m的断层，包括微幅褶皱、小断层、层间滑动等，大致划分为正向微构造、平缓微构造、负向微构造、构造陡变区4类。微构造相对较大规模构造更加普遍，这些局部构造细节及其变化会影响到钻完井、压裂改造程度以及排采连续性等。为此，笔者讨论的主要对象为微构造，但不局限于微构造。

微构造控藏机理的内涵涉及两大范畴(图1)：一是微构造对煤储层地质条件的影响(图1灰色椭圆)，二是微构造对煤层气开发生产的影响(图1黄色方框)，即微构造直接或者通过煤储层地质条件对煤层气开发动态施加影响。其中，微构造对煤储层地质条件影响包括2个方面:一是煤层气保存条件，如围岩条件、水动力场、含气量等，如果构造陡变部位或微构造曲率过大时，小断层发育、层间滑动、裂隙沟通煤层的围岩或外来水，会造成保存条件变差；二是煤层气开发地质条件，包括地应力、微裂隙发育程度、渗透率等，这些参数影响着能否形成利于煤层气开发的低应力-高渗透条件。正向微构造轴部主要受张应力作用，发育大量张性裂隙，渗透性增加，当其形态越宽缓，高渗区范围越大；负向微构造一般受挤压应力影响，裂隙闭合，渗透性降低。

微构造对煤层气开发动态的影响存在于生产全过程，如压裂改造效果、压降漏斗形态、出煤粉程度等，特别是解吸后气、水动态变化及采动流场改变，在微构造高部位形成“动态气藏”，最终影响了全生命周期的煤层气开发效益。在此过程中，渗透率衔接了煤层气地质条件与开发条件，2者耦合构成了“动态气藏”发育特点的关键因素。断层、陷落柱、层间滑动面附近、褶皱构造陡变部位易出现构造煤，为煤粉高产区，特别是构造陡变区的井在生产中极易产生煤粉，进而影响排采连续性。在相同压裂规模设计情况下，不同微构造部位井的压裂改造效果会有差异：正向微构造为低应力-高渗区，原始裂隙发育，该部位井压裂施工压力低、排量高、易于加砂，改造后的人工裂缝易连通原始裂缝，形成体积缝网，从而这些部位易较早形成“井间干扰压降漏斗”，整体表现为产量高、稳产能力好；负向微构造为高应力-低渗区，裂缝监测在井筒附近易形成短缝，压裂改造效果相对较差，形成“独立狭长漏斗”。除了通过压裂或作业污染改变渗透率大小、进而影响压降漏斗扩展之外，钻井井型与井网、排采连续性与排采制度等也会影响到压降漏斗形态(图1)。下面将重点阐述微构造对解吸后气、水动态变化规律和“动态气藏”形成的影响。

图1 煤层微构造控藏机理及要素之间衔接关系

1.2 微构造对解吸后气、水动态变化规律的影响

开发之前，煤层保持一种平衡的状态。煤层气井抽采之后，打破了这种平衡状态，随着气体不断解吸出来，煤层中不同部位的动态含气、含水饱和度也将发生变化。微构造影响了煤层气解吸产出后的气水分布，因重力分异作用，解吸气体容易沿着优势降压方向不断向上运移至张性裂隙相对发育的局部构造高部位，水容易沿下倾方向汇聚于构造低部位。这种动态调整导致微构造高、低部位气水占比发生变化，根据气水相渗原理，将进一步影响不同部位气、水的流动能力，从而影响煤层气井的见气见水时间以及气水产量。

正向微构造高部位煤储层原位条件下一般水较少，含水饱和度低，解吸煤层气更易汇聚至构造高部位；随着该部位煤储层含气饱和度迅速上升，对应的气相渗透率也迅速升高，气体更容易流动，表现为正向微构造部位的井见气早，以产气为主。在负向微构造，高部位煤层的部分水受到重力作用也易沿下倾方向汇聚于低部位，造成低部位含水饱和度持续较高，水相渗透率随之增高，表现为产水为主，产气量较低，进而影响煤层气井见气时间的快慢以及产水和产气量的大小。

煤层渗透率越低，束缚水饱和度会越大，残余气饱和度越高，两相流动范围会变的更小，可动水流动范围变小，含水或含气饱和度的轻微变化对气相、水相渗透率变化程度的影响更为明显。相比浅煤层，深部煤储层渗透率更低，两相流动范围小，对开发过程中不同微幅构造部位气、水饱和度的轻微变化更为敏感，会对开发效果产生明显影响，需要对深部煤层开展更为精细构造的刻画研究。

1.3 微构造与煤层气“动态气藏”

煤储层分布连续稳定，属于连续性“甜点区”非常规油气。然而，部分区块煤层气高产井主要位于微构造高点的客观现象，说明开发方式(如规则井网部署)和当前工程技术可能不完全适用于所有构造部位的煤层。相比其他部位，正向微构造最大的优势在于地应力相对较低、微裂隙发育、渗透性好，而应力低、保持煤层良好渗透性正是煤层气井高产的关键。同时，如果正向微构造变化不剧烈且上覆地层具有较好封盖性，则这种部位也利于解吸气体保存及次生聚集。正向微构造发育的裂隙提供了相对较大的气体储集空间，不断解吸出来的煤层气顺着优势降压方向向上运移至相对构造高部位。随着排采降压及煤层气不断解吸，这个运移过程是持续的，只要解吸气“源”不断，解吸出来的气体就会不断地向高部位运移，从而在正向微构造高部位形成“动态气藏”(图2)。

图2 正向微构造高部位煤层气“动态气藏”形成过程示意

与常规天然气控藏机理相比，煤层气“动态气藏”差异性主要体现在以下2点：

第1，表象相似但本质不同(图3)。常规天然气大型背斜圈闭的天然气在原位条件下就是“游离气”，在储层开发之前已客观存在。原位条件下煤层气主要以吸附态赋存，开发过程中“动态气藏”的气源来自不断解吸出来的“解吸气”，这种“气藏”形成于开发过程，需要正向微构造和封盖性围岩2个基本条件。

图3 煤层微构造“动态气藏”控藏机理示意

第2，生产特征表现出较大差异性。常规天然气圈闭气藏气井生产曲线通常呈现为递减趋势，而煤层正向微构造“动态气藏”气井的产气历史具有解吸气“峰型”曲线的典型特征(图4)。煤层正向微构造“动态气藏”具有背斜圈闭性质，高产气源除了该部位煤层解吸气外，另一重要来源是来自构造相对低部位煤层的解吸气，只有当排水降压到一定程度后才能开始产气，而且补充气源随着排采时间延长而不断增强，产气量不断增高，当有限解吸影响半径范围内补充气源逐渐耗竭之后，产气量随之衰减。这些部位单井产量通常要比该井的井控储量高的多，呈现采出程度超过100%的现象，如沁水盆地潘庄区块和潘河区块、鄂尔多斯盆地保德区块(下述)以及美国、澳大利亚一些区块。

图4 常规天然气圈闭气藏与煤层正向微构造“动态气藏”的气井生产特征曲线对比

2 微构造控产模式案例分析

鄂尔多斯盆地东缘北段保德区块是国内首个规模开发的中低阶煤层气田，为一西倾的单斜构造，局部发育多个次级褶皱。主力煤层为山西组4+5号煤层和太原组8+9号煤层，厚度平均分别为6.6,11.3 m，含气量呈东低西高的趋势。区块北部是主要开发区，整体位于弱径流区，煤层厚度大，煤层顶板以泥岩为主、局部泥质砂岩，底板以泥岩为主；南部主力煤层减薄、构造相对复杂，发育两条大断层，东部靠近煤层露头线，资源条件相对较差。区块不同(微)构造单元的划分、煤层顶板岩性分布、总矿化度平面分布随时间变化等详见文献[35-37]。

2.1 不同微构造部位煤储层流场动态变化规律

保德区块煤储层流场随时间呈现明显的变化规律(图5，6)。截止目前，区块已开发11 a，从见气后的解吸初期到进入稳产阶段历时5 a，从稳产到解吸中后期历时6 a。煤层气解吸规律与煤层厚度、含气量平面分布的对应关系不太明显，而与微构造分布密切相关(表1)。正向微构造、埋深浅的部位优先解吸，随着时间推移，气场高值范围逐渐扩展到斜坡部位。负向构造、正向构造背景下的负向微构造、断层附近井，在解吸初中期，无论顶板封盖性如何都普遍表现出高产水、低产气；到解吸后期，随着水的大量排出，位于正向构造背景下的负向微构造部位的煤层气井，开发后期将出现较高产量。分析区块累产水分布动态变化规律，高产水井主要位于破坏性断层附近、负向构造和正向构造背景下的负向微构造部位等(图7)。据此，划分出既能为周边井做贡献后期还能高产气、仅为周边井做贡献、无效排水等3种类型的井，为区块后期煤层气井部署和老区综合治理提供了依据(表2)。

图5 保德区块煤层气流场动态变化规律

图6 保德区块煤储层地下水流场动态变化规律

表1 保德区块煤储层流场动态变化规律与预测

图7 保德区块不同微构造部位煤层气井平均排采曲线

表2 煤层气高产水井类型所在构造部位及微构造部位水场变化规律

2.2 不同微构造部位煤层气井平均单井曲线特征

统计显示，保德区块高、低产井分布与正向微构造、负向微构造相关性高达到94%，高产井主要位于顶板为泥岩的宽缓正向微构造。区块2015年底进入稳产阶段，排采效果最好的为正向微构造部位井，29.85%的井数为区块贡献了55%的累产，单井平均稳产水平4 500 m/d；其次是斜坡部位井，单井稳产水平1 800 m/d；负向微构造部位井的产气最低，生产近10 a后单井平均为300 m/d，且仍有未产气的井(图7)。正向微构造和斜坡部位井整体表现为上产快、日产气和累产气均高、产水较少；负向微构造井产水大、产气量低、上产缓慢。保德区块北部单斜构造上发育一大型正向构造(背斜)，其上发育保1次隆、保8次隆2处正向微构造，中间发育3V次洼(图5，6，9(a))。其中，杨家湾大井组(图9(b))位于保1次隆单元最高部位，由24口井组成。保1次隆煤层气整体采出程度为41%，构造更高部位的杨家湾大井组采出程度为50%，采出程度高出9%。在杨家湾大井组中，位于最高部位的保1-3向2井采出程度为116%，目前仍保持高产稳产。

图9 保德区块构造剖面及杨家湾井组位置

不同微构造部位煤层气井产量递减时间明显不一：杨家湾大井组的出现了3口递减井，平均生产8.3 a开始递减，保1次隆单元中出现递减现象的井平均生产5 a开始递减，高部位大井组开始递减时间平均延迟3.3 a。开始递减时的采出程度也存在明显差异，杨家湾老井开始递减时的采出程度达到52%，保1次隆单元出现递减现象的井开始递减时的采出程度只有22.8%，高部位杨家湾大井组开始递减时的采出程度是其他部位井递减井采出程度的2.3倍(图10)。也就是说，构造高部位煤层气井并非暂时高产，而是长期高产。

图10 保1次隆单元与其构造高部位杨家湾井组递减特征对比

根据保德区块煤层气井生产曲线特征，除因修井恢复，开始时刻和整个生产过程产量没有明显突增现象，整体趋势为产水渐降、产气渐升、压力平稳下降，说明整个过程都在解吸，排除了由原始游离气的补给(图8)。既然没有原始游离气，鼻隆井之所以采出程度特别高还能持续稳产，表明除该井解吸气外，惟一稳定气源就是在开发过程中翼部周边井不断缓慢解吸出来的气体补给，补给气源向上运移至高部位聚集形成的“动态气藏”。

图8 保德区块不同微构造部位典型井排采曲线

2.3 负向构造煤层气井产气产水效果分区规律

以次级向斜轴部为基准，将煤层气排采井划分为缓侧和陡侧井。保德区块排采井到向斜轴部的距离，与稳定日产气关系均表现出明显的正相关，与见气时间关系均具有明显的负相关。随着与向斜轴线距离的增大，陡侧井稳产气量变化增大，见气也快；大于向斜陡侧曲率半径73.5% 或向斜缓侧曲率半径78%范围为主力产气区，小于向斜陡侧曲率半径51%或向斜缓侧曲率半径40%范围为产水主力区(图11)。

图11 保德区块距向斜轴部距离的煤层气井产气效果分区

3 基于微构造控产模式的增产工程措施

3.1 甜点区评价、井位部署和开发方案调整

在煤层气资源条件评价基础上，开展正向微构造和平缓斜坡有利区的精细评价，将煤层气资源有利区与微构造有利区叠合，最终获得煤层气地质-工程共甜点的开发甜点区，形成了一套基于微构造控藏理论的井位优化部署技术。基于微构造分析的煤层气高效开发精准部署和中高产井培育模式包括：“正向微构造+围岩封闭条件好”高产井模式；“平缓斜坡构造+围岩封闭条件较好”中产井模式；避免部署“断层构造/煤矿采动区/径流区”低产低效井模式。需要强调指出：独立向斜轴部一般难有效益产量井，但对向斜翼部井排水降压起到一定作用，因此研发更快排水降压技术可能成为突破向斜部位煤层气井产气瓶颈的重要研究方向。与油藏“注水井”、“采油井”一样，亦可考虑专门定义少量向斜轴部井为煤层气“排水井”、斜坡或正向构造部位井为“采气井”，在向斜轴部单相水为主状态下，“排水井”以较高水量优先生产，以实现向斜翼部和构造高部位煤层整体排水降压，达到煤层气面积降压解吸释放的目的，从而整体上实现煤层气田整体高效开发。针对“正向构造背景的负向微构造”煤层气井，可通过加强排采强度，可望在后期获得较高产量。

在煤层气井开发中期方案调整时，可优选位于斜坡或正向微构造、围岩条件较好的井网不完善部位，采取井网加密井、滚动扩边方式，以提高煤层气资源动用程度；位于负向(向斜)构造区域，可采用对已有井更换大型泵的途径，加大排采强度。

利用微构造的相似性，在保德区块未开发区资源落实的相同正向微构造或平缓斜坡部位，目前已优化部署井网完善和滚动扩边I期、II期、国内首个煤层气大平台保8项目等4期开发方案累计233口。已投产井具有上产快、稳得住的特点，9个月全见套压。其中，正向微部位井产气效果最好，排采1 a的煤层气井产量已经达到13 000 m/d。同时，基于深部微构造成果认识，还指导了中石油煤层气有限责任公司国内首个埋深大于2 000 m深层煤层气先导试验方案的编制，利用微构造相似性，通过已试采老井直井的开发效果和生产规律，明确了深部煤层气高产主控因素为有利微构造(正向和平缓微构造)与压裂改造规模(加砂量和排量)，指出了突破深部煤层气的勘探开发方向。在大吉地区正向微构造和平缓构造部位优化部署20口先导试验水平井，其中位于平缓构造部位的吉深6-7平01井，试验极限大规模压裂技术攻关成功，日产气量突破100 000 m，埋深大于2 000 m的深部煤层气井获得高产突破，为国内深部煤层气规模开发做出了典型示范。

3.2 老井产量递减原因分析与综合治理指导

依据微构造控藏机理，可划分出正向微构造、负向微构造、斜坡单元和断层附近区、煤矿采动区5类构造单元，明确不同微构造单元各种递减类型井整体平面趋势规律，梳理清楚老井递减井原因，针对性地指导不同构造部位的煤层气井的综合治理。

以保德区块为例，将问题老井划分为高产稳产型、缓慢递减A型、近期产量突停B型、修井污染影响C型、水大低产D型、间断产气E型6类，发现不同类型问题井的典型特征曲线和分布规律，从正向微构造单元到斜坡单元，到负向微构造单元，再到采空区附近、断层附近，整体上好井比例减少，差井比例增大(表3)。

表3 煤层气老井特征曲线及其微构造平面分布规律(据文献[36]修改)

在6类煤层气井中，有5种类型与微构造分布有关。正向微构造及斜坡单元以高稳产和缓慢递减A型为主，占比近60%，其中缓慢递减井液面已降至煤层附近，主要是由于降压幅度有限而导致的递减；B型井主要分布在在构造线相对密集或构造陡变部位；C型井与修井工程污染有关，地质分布规律不明显；负向构造部位以持续水大低产D型为主；采空区附近、断层附近以间断产气E型为主。

针对这些实际特点，提出了延缓老井递减的分级应对措施建议，给出了B类井一级优先、C类井2级优先、D类井3级优先的分级治理方案。深入剖析每个微构造单元所有老井，摸清递减类型占比，明确了具备治理潜力的井名、井数和分布，为更为精细、更有针对性地开展综合治理提供依据。

3.3 生产井管理与设备选型

针对不同微构造单元，制定“一藏一策”、“一井一法”的生产井精细管理措施。未产气井要分类对待，特别针对位于正向构造背景下的负向微构造及向斜构造部位井，建议采用大型泵排采，针对位于“正向构造背景下的负向微构造、顶板封盖性较好”的井，开发后期有望获得较高产量。

根据距向斜轴部距离与产气的量化关系，可优化煤层气井井网井距和优选排采设备(图11)：在正向微构造和斜坡区以较小井距进行新井部署，排采设备优选中小型泵；在向斜曲率半径40%的主力产水范围内，按照较大井距部署井位，排采设备优选大型泵。

对于进入递减后期的区块或井区，平均套压较低，甚至可能会比地面管网输送压力还低的现象，导致煤层气进管网困难，从而抑制区块或井区煤层气进一步解吸，从整体稳产角度，可以采取降低地面管网压力为主的方法，进一步释放煤层气解吸空间。

3.4 微构造控藏机理的可推广性

国内外不少区块已经呈现出微构造控藏现象，特别是正向微构造部位单井高产已有不少报道。微构造是可见可描述的，可以通过地震解释剖面予以揭示，可以用构造曲率参数来定量表征，亦可以通过三维精细构造建模直观展示，特别可以通过是水平井钻井(导向)轨迹和随钻测井解释即可得到煤层微幅构造的识别与刻画，规避了由于计算参数获取困难、生产测试等样品数不足等造成的煤层气区块难以精细描述等问题，现场操作性更强。通过微构造控藏机理和控产规律研究，利用生产大数据和微构造的相似性，通过研究已知微构造部位煤层气井的生产特征，可以预测同区块未开发区相似微构造部位井产能和生产特征，从而预测区块整体的开发规律。

4 结 论

(1)提出了微构造对煤层气的控藏机理，其基本内涵包括两大范畴：微构造对煤储层地质条件影响和微构造对煤层气开发生产影响，明确了控藏机理各要素之间衔接关系，微构造对煤层含气性、地应力、渗透率、压裂改造效果、煤粉产出、解吸后气水分布等地质条件与开发动态特征各要素的共同耦合作用，造就了不同微构造部位产气效果的明显差异。

(2)指出了微构造对煤层气开发动态的影响存在于生产全过程，特别是煤层气井抽采解吸后，打破了煤层原始平衡状态，这种动态调整导致微构造高、低部位气水占比发生变化，进一步影响不同部位气、水两相的流动能力，从而影响煤层气井的见气、见水时间以及气水产量。生产过程中，在微构造高部位逐渐形成新生的“动态气藏”，最终影响了全生命周期的煤层气开发效益。在此过程中，渗透率衔接了煤层气地质条件与开发条件，2者耦合构成了“动态气藏”发育特点的关键因素。当煤层渗透率越低时，两相流动范围会变的更小，可动水流动范围变小，动态含水或含气饱和度的轻微变化对气相、水相渗透率变化程度的影响更为敏感，需开展更加精细构造研究。

(3)煤层气属于连续性“甜点区”非常规气，然而，部分区块煤层气高产井主要位于微构造高点的客观现象，说明微构造对开发生产过程影响更为重要。相比其他部位，正向微构造最大的优势在于地应力相对较低、微裂隙发育、渗透性好，而应力低、保持煤层良好渗透性正是煤层气井高产的关键，指出了未来煤层气工程技术(释放应力、增渗改造等)的攻关方向。

(4)发现了煤储层流场在不同解吸阶段的变化规律与微构造形态的密切相关，指导了高产水井类型的划分和6类煤层气井的生产管理。明确了高产水井的微构造分布特点，进一步划分出“为周边井做贡献且后期高产”、“为周边井做贡献”、“无效排水”3种类型。梳理了不同类型煤层气井典型特征曲线及其微构造平面分布规律，对煤层气井排采管理、综合治理具有重要指导意义。

(5)利用微构造的相似性，提出了预测未开发区相似地质条件煤层气井产能和开发规律的新思路。建议加大对煤层精细构造研究，对于不同微构造部位，开展针对性的井网井距优化、分别按照排水/采气为目的来部署井位、针对性的压裂规模设计、差异化的排采制度管理和综合治理，以实现更精准的开发技术对策和排采管理方法，促进煤层气高效开发。