大宁-吉县区块深层煤层气井酸化压裂产气效果影响因素分析

李曙光，王红娜，徐博瑞，甄怀宾，王成旺，袁 朴

(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；3.中油油气勘探软件国家工程研究中心有限公司，北京 100080)

煤层气井产能影响因素分析对于煤层气高效开发具有重要指导意义[1]，其本质是求取地质、工程、排采、质量与管理等参数对煤层气产量影响的权重，进而得到煤层气井产能的主控因素[2-3]。党枫等学者[4-9]对煤层气井产能影响因素进行了研究。许婷等[10]采用模糊数学方法对准噶尔盆地准南和准东煤田进行了煤层气勘探目标优选。王红伟等[11]对大宁-吉县地区午城试验井组进行煤层气试采效果评价及影响因素分析。聂志宏等[2]研究了大宁-吉县区块深层煤层气生产特征及开发对策。赵欣等[12]采用灰色关联法探究了鄂尔多斯盆地东缘三区块煤层气井产能主控因素及开发策略。王丹等[13]运用单因素一票否决法和灰色关联评价法进行了临汾区块煤层气产能地质影响因素分析及有利勘探区带优选。李宇等[3]将灰色关联法、嫡权法和属性层次分析法相结合，求取山西沁水盆地煤层气压裂后产量影响因素组合权重来提高计算结果的可靠性。

然而，目前煤层气井产能影响因素分析方面所取得成果大多针对浅层煤层气以及水力压裂气井，少见有关深层煤层气体积酸压气井方面的研究。与浅层气相比，深层煤层气在温压系统、地应力状态、煤岩力学性质、储层物性、煤质特征、含气性、吸附能力等方面存在较大差异[14-15]，进而对气井产能造成不同程度的影响。酸化压裂[16]是在高于地层破裂压力下将酸液注入地层，通过酸液对岩石胶结物或地层孔隙裂缝内堵塞物等溶解和溶蚀作用，恢复或提高地层孔隙和裂缝的渗透性。酸化压裂与水力压裂原理不同，改造后的渗流机制与增产效果也差异显著。以大宁-吉县上石炭统本溪组8 号煤深层煤层气体积酸压气井为研究对象，采用灰色关联方法进行酸压后产能影响因素分析，从而为酸压方案优化设计提供参考依据，为深层煤层气开发提供生产建议和施工指导。

1 区块概况

1.1 地质概况

大宁-吉县区块位于晋西挠褶带南端与伊陕斜坡东南缘，行政上隶属于山西省永和、大宁、吉县和隰县以及陕西省延川、延长和宜川县[17]。主要含煤地层为二叠系太原组和山西组，上石炭统本溪组。本溪组8 号煤埋深大于1 500 m 的区域面积2 334 km2，面积大、煤层厚、分布广、煤质好、资源富集，是由浅层向深层转变最现实的规模接替层，具备整装开发的地质条件。

1) 构造特征

大宁-吉县区块横跨伊陕斜坡和晋西挠褶带，呈“一隆一凹两斜坡”构造格局[2]，即中部桃园背斜带、东部凹陷带、东部明珠斜坡带和西部斜坡带。8 号煤层顶界构造趋势为南东高北西低的单斜，地层平缓，构造简单，断层不发育。

2) 8 号煤埋深及煤厚特征

8 号煤层埋深1 865～2 520 m，主体埋深2 000～2 400 m，主要受地貌影响，自东向西，地层深度呈先增后减的变化趋势。埋深大于1 500 m 的区域煤层厚度4～12 m，主体厚度8～10 m，平均7.8 m。

3) 水文地质特征

区内西部主干河流黄河发育，其他河流均属黄河二级水系。8 号煤层水属于承压水区，水文地质条件简单，水动力条件较弱，有利于煤层气成藏和保存。地层水矿化度高，以CaCl2水型为主。

4) 煤层含气性

8 号煤层含气量为18～26 m3/t，平均23.88 m3/t；含气饱和度96.12%～100%，平均98.06%；具有“高含气、高饱和、局部赋存少量游离气”的特征资源丰度达2.276 9×104m3/km2，具备良好的资源潜力。

5) 临界解吸压力

据估算，深层煤层平均临界解吸压力18.7 MPa，实际临储比0.73～1.00，平均0.93。主力煤层具有临界解吸压力高、煤层气容易解吸的特点。

6) 煤岩特征

深层8 号煤层煤岩组分以亮煤为主、镜煤次之。煤层热演化程度高，镜质体反射率在1.95%～3.09%，平均2.6%。煤体结构以原生结构煤为主。煤层裂隙发育，且多被方解石、滑石、高岭土等可溶矿物填充；裂隙类型主要为张性裂隙、剪性裂隙和原生裂隙，如图1 所示。

图1 深层8 号煤裂隙发育照片Fig.1 Development of cleats and fissures in the deep No.8 coal seam

7) 煤层物性

8 号煤层煤样测试孔隙率0.49%～6.11%，平均2.92%；岩心分析及注入压降测试表明，基质渗透率仅(0.03～0.05)×10-3μm2，渗透性较浅煤层差，近似页岩(孔隙率5%，渗透率小于0.01×10-3μm2)。

8 号煤层低孔低渗储层物性，决定了必须采取增产措施才能达到工业气流标准。优选煤层构造平缓，断层不发育，煤层连续稳定厚度大(大于6 m)，含气量高(大于18 m3/t)，且有取心井的井区进行生产试验。

1.2 工程概况及排采特征

深层8 号煤储层物性差，常规压裂改造难以实现有效开发，针对深层8 号 煤层煤体结构较好、煤岩抗压强度较高、裂隙发育等特点，在借鉴页岩气压裂[18-21]的基础上提出了针对深层8 号煤储层的体积压裂思路；同时针对深层煤岩填充物遇酸液后反应剧烈、酸化后抗压强度降幅大(表1)、渗透率显著改善(表2)的特点，提出了“体积酸压”思路。采用“大排量、大液量、低酸量”的工艺技术，在前置液初期大排量注入酸液，对割理、裂隙填充物进行溶蚀，降低煤岩强度，促进复杂裂缝的产生，配合“低伤害、耐酸、免配液、返排液重复利用的清洁压裂液”体系对储层进行体积改造。

表1 10%盐酸浸泡前后煤岩抗压强度变化Table 1 Changes of coal compressive strength before and after soaking in 10% hydrochloric acid

表2 10%盐酸浸泡前后煤岩气测渗透率对比Table 2 Comparison of measured permeability of coal and gas before and after soaking in 10% hydrochloric acid

目前经初步试采已取得较好的产气效果。试验区投产9 口井。平均单井产气量3 303 m3/d，平均解吸压力18.7 MPa，目前平均井底流压5.7 MPa，平均套压3.8 MPa，平均产气量2 780 m3/d，目前已进入稳产期。与浅煤层相比，深层煤层气开采具有见气快、产量高、压力高、储层供气能力强等特点，展现出较好的稳产能力，典型井排采曲线如图2 所示。

图2 典型井排采曲线Fig.2 Typical well drainage curves

1) 整体见套压快，上产时间短，初期产量高

试采井表现出见套压时间短、上产速度快，初期产量高的特征。其中，5 口井投产即见套压，最常见套压时间42 d，日产气量上升至1 500 m3持续时间1～70 d，3 口井历史稳定日产气超过4 000 m3。

2) 临界解吸压力、临储比高，深浅层差异大

东部浅层临界解吸压力7.5 MPa，临储比0.7；深层煤层平均临界解吸压力高达18.7 MPa，临储比普遍0.9 以上，煤层气排采井平均压降0.07 MPa 时煤层即开始解吸，排采井开始产气。

3) 含气饱和度高，局部富集游离气

深层煤层受温度与压力双重控制，具备吸附饱和原地游离气赋存的优势条件。浅层煤层气含气饱和度平均值为45%，平均见套压时间为9 个月。深层煤层气井含气饱和度81.7%～99.9%，部分井可达127%，试采井平均见套压时间仅11 d。

4) 见气后产量上升速度快，日产水量较小

见气后1～2 个月日产气量上升至2 000 m3，产气后日产水量普遍小于2 m3。

2 基于灰色关联分析的产能评价方法

灰色系统理论由我国著名学者邓聚龙教授于1982 年提出。灰色关联分析是灰色系统理论的一个分支，其基本思想是根据参考数列和若干个比较数列的几何形状相似程度来判断其联系是否紧密，反映曲线间的关联程度[22]。因此，可用此方法来分析各因素对煤层气井产能的影响程度。

根据煤层气“排水-降压-解吸-渗流-产出”的产气机理[23-24]，煤层气产出的先决条件是降压解吸，煤层气通过排水降低井底流压及近井地带煤储层压力，当储层压力降到临界解吸压力以下时，煤层气开始解吸，当井底流压降到临界产气流压时，开始大量产气，因此，压力对煤层气产能具有至关重要的影响。结合大宁区块试验井生产情况，从两方面综合判断单井生产能力，一是将相同提产阶段时的流压降幅定义为提产能力，第二是将稳定产气量时候的流压与产气量的乘积定义为稳产能力[25]，稳产能力与提产时候流压降幅的比值定义为反映深层煤层气井产气能力的产能系数。将产能系数作为参考数列能够消除只考虑产气量造成的与实际产气效果之间的偏差。

2.1 评价指标体系建立

经文献调研[8-9,11,26-27]以及试采效果评价，煤层气产能影响因素主要考虑地质、酸压和排采3 个方面。

储层地质条件对煤层气的赋存、运移、富集以及开采难易程度起到决定性作用，包括高程、构造曲率、储层压力、临界解吸压力[28]、临储比、储层有效厚度、含气量[29]、测井特征参数(井径扩大率、声波时差AC、自然伽马GR、密度DEN、阵列感应电阻率M2RX、孔隙率POR、泥质含量SH)。其中，高程和构造曲率用于表征局部微幅构造[30]。临储比定义为煤储层的临界解吸压力与原始储层压力的比值，临储比越高，煤储层能量释放越容易[3]。煤层气井井径扩大会导致钻井液进入煤层从而损害储层，并且影响后期压裂施工及产气；也会使压裂液不能及时返排，对储层造成伤害，从而影响采气效果。

酸化压裂施工参数会影响到水力裂缝的形态、导流能力和储层改造体积SRV，其主要因素包括停泵压力、酸液用量、清洁液量及加液强度、总液量、总砂量、平均砂比、每米加砂强度、施工排量、前置液占压裂液的比值以及微地震监测裂缝破裂面积。酸化措施主要用氨基磺酸和盐酸两种，为换算方便，将酸液用量用氢离子摩尔浓度×相对反应时间来表征。压裂措施中，清洁液用作携砂液和顶替液，清洁液量加液强度即清洁液量与煤储层有效厚度的比值。压裂液的主要作用是在煤层内形成具有一定导流能力的支撑裂缝，液量越高，越有利于裂缝的起裂和延伸[12]，从而获得较理想的SRV 区。

排采制度方面主要考虑日产1 000 m3提升至1 500 m3的井底流压降和见气前产水指数对煤层气产能的影响。据统计，试采井稳产期平均产量在1 000～2 000 m3/d，井底流压降能够间接反映煤储层的稳产能力，压降越低，气井产能越高。见气前产水指数定义为见气前单位储层厚度产水量与生产压差的比值。由于储层孔渗极低，酸压裂缝为主要渗流通道，见气前产水指数代表储层的供液能力，间接反映了有效裂缝尺寸和有效渗流范围。该值越大，表明有效改造范围越大，裂缝导流能力越强，气井控制半径大，产能较好。

为了消除不同参数单位的影响，采用归一化方法将测井特征参数进行无量纲化处理。计算公式如下：

式中：Z′为 无量纲化的测井特征参数；Zj为第j口井的测井特征参数；p为总井数；为p口井测井特征参数的平均值。

2.2 灰色关联法评价步骤

灰色关联分析具体步骤[22]如下：

第一步：确定分析数列，即参考数列和比较数列。前者即反映系统行为的特征参数，后者即影响系统行为的因素组成数据序列。

参考数列(又称母序列)为：

比较数列(又称子序列)为：

第二步：变量的无量纲化。由于系统中各因素的数据可能因量纲不同，不便于比较或在比较时难以得到正确的结论。因此，在进行灰色关联度分析时，一般都要进行数据的无量纲化处理。主要有初值化和均值化2 种处理方法。

第三步：计算关联系数。关联程度实质上是曲线间几何形状的差别程度，可将曲线间差值作为关联程度的衡量尺度。各参考序列与比较序列在各个时刻(即曲线中的各点)(n=k)的关联系数γ0i(k)可由下式计算：

式中：ξ ∈(0,1)，为分辨系数，ξ越小，分辨力越大，通常取ξ=0.5；γ(x0,xi)为x0与xi的灰色关联度，简记为γ0i；k点关联系数γ(x0(k),xi(k))简记为γ0i(k)。

第四步：计算关联度。关联系数是比较数列与参考数列在各个时刻(即曲线中的各点)的关联程度值，其数值不止一个，而信息过于分散不便于进行整体性比较。因此，通过求取各个时刻(即曲线中的各点)的关联系数平均值，作为比较数列与参考数列间关联程度，其计算公式如下：

第五步，关联度排序。将m个子序列对同一母序列的关联度按大小顺序排列，组成关联序，记为 {X}，其反映了对于母序列来说各子序列的“优劣”关系。如果γ01＞γ02，则称{X1}对于同一母序列{X0}优于{X2}，即参考数列{X0}与比较数列{X1}更相似。

3 煤层气井酸压后产能敏感性分析

3.1 评价结果

从试采井中选取大宁-吉县区块试验区中数据较全的井7 口定向为研究对象(图3)，将煤层气井的产能系数作为参考数列，28 种产能影响因素作为比较数列进行灰色关联度计算(表3)，结果见表4 和表5。

表4 煤层气井酸压后产能灰色关联度及排序Table 4 Grey correlation degree and ranking of CBM well productivity after acid fracturing

表5 煤层气井酸压后产能影响因素排序Table 5 Sequence of factors affecting productivity of coalbed methane wells after acid fracturing

图3 8 号煤顶板构造及分析井位置Fig.3 Location map of analysis wells

表3 试验井的地质、工程和生产参数Table 3 Geological,engineering and production parameters of test wells

从表4-表5 可知：酸压施工因素对该区块煤层气井产气效果影响最为明显，其次是地质因素，而排采因素的影响相对较弱。这是由低孔低渗的储层特征与试采生产阶段所决定的。由于储层物性极差，气井产能主要由酸压裂缝沟通渗流通道来贡献；投产初期，设备运行状况良好、停产关井率低，排采连续稳定。

3.2 酸压施工因素的影响

酸压工程因素中，每米加砂强度、总砂量和酸液用量的关联度较高，说明酸化后要及时用足够的支撑剂充填裂缝防止裂缝闭合；酸液用量足够高，能溶解更多的方解石等填隙物，增加改造体积，提高气井产能。地面微地震监测裂缝破裂面积代表了酸压改造的范围，与产能密切相关。其他施工参数，如施工排量、总液量、清洁液量、清洁液量加液强度以及前置液占压裂液的比值都与产能关联性较好。深8 号煤层煤岩坚固系数较高，在1.52～1.58，近似页岩，但煤的原生裂隙较为发育，岩石力学实验产生了多条纵向劈裂裂缝和剪切滑移裂缝，体积压裂易形成具有较高导流能力的复杂缝网，促进了气井产能的释放。平均砂比对产能影响较小，这主要因为煤层裂隙发育，结合酸液对抗压强度的降低作用，压裂易形成复杂缝网，同时压裂液黏度低，裂缝宽度较窄，支撑剂进入困难，对远端裂缝支撑效果较差，在较低的平均砂比条件下，天然裂隙的张开和酸液对方解石溶蚀双重作用形成的具备一定导流能力不整合裂缝可能是主要的产气贡献通道，整体表现为砂比对生产效果影响不明显。停泵压力对产能影响较弱，停泵压力反映了储层最小主应力，由于目前试验井数较少，试验井组范围内地应力场分布稳定，储层最小主应力变化不大。然而，8 号煤层的有效改造对施工规模要求高，间接提高了开发成本；用酸量过高对压裂设备、套管、井口挑战较大，施工连续性和安全性无法有效保障，影响工艺效果。因此，酸压施工参数的优化十分必要。

针对存在问题，提出大规模有效改造思路，一是提高加砂规模，二是采用低密度支撑剂，三是优化支撑剂粒径组合，优选低粒径支撑剂，通过上述方式提高支撑剂运移距离和对微小裂缝的支撑，提升水力裂缝的支撑长度，扩大解吸半径。

3.3 地质因素的影响

地质因素中，气井产能系数对电阻率最为敏感，电阻率间接反映煤层含气性。因此，可以通过阵列感应测井和泥质含量来筛选地质有利区。测井解释泥质含量的关联度较高，胶结物含量较高时，酸液作用范围较大，酸压增产效果显著。储层有效厚度对产能的影响较大，厚煤区资源量高，可改造体积大，稳产上产能力强，对产能有促进作用。试采气井本溪组8 号煤的储层压力较高，为19.7～22.2 MPa，临储比为0.9～1.0，临界解吸压力高，易解吸，对气井产能有正面影响。局部微幅构造高部位含气高，在构造抬升过程中，受温度、压力平衡影响，吸附量逐步增大，达到近饱和状态，构造高部位比低部位含气量高2～3 m3/t，且含气饱和度接近100%。然而，气井产气量差异大，与含气量规律不一致，因此，高程和微构造曲率不是影响产气效果的主控因素。其他地质参数如井径扩大率、孔隙率等参数对气井产能的影响则相对较弱。根据灰色关联分析结果可将阵列感应电阻率和泥质含量作为重点参数融入该区的地质工程甜点评价指标中，支撑地质工程有利区划分。

3.4 排采因素的影响

排采因素中，见气前产水指数与气井产能的关联性最紧密。见气前产水指数间接反映了有效裂缝导流能力和有效渗流范围；由于煤层含气量高，开井很快见气，上产快，初期日产气量由1 000 m3提升至1 500 m3时的井底流压降也间接反映了有效的泄压范围。见套压前阶段，多排水，将小粒径的粉末随水流排出，有效疏通煤层，以较低的速度控制井底流压缓慢下降，使压降漏斗更平缓，达到在单相流阶段大面积降压的目的；在初始产气阶段，降低流速，进一步扩大解吸面积，最大增产速度不超过200 m3/d，到1 000～1 500 m3稳定；产气上升阶段，通过降低产水量，控制产气速度，尽量减少速敏效应对煤层的伤害，最大增产速度不超过200 m3/d，阶梯状提产。

4 结论

a.大宁-吉县区块上石炭统本溪组8 号煤层，酸压后对气井产能影响的敏感因素为：酸压施工＞地质条件＞排采制度；其中，砂量、酸量、见气前产水指数、泥质含量和阵列感应电阻率是气井产能的主控因素。

b.地质因素中，气井产能对阵列感应电阻率和泥质含量较为敏感，可将其作为重要指标进而筛选出有利区。

c.压裂工艺因素是影响研究区深层煤层气井酸压后产能的主要因素，而砂量、酸量、施工排量、总液量、监测裂缝破裂面积、清洁液用量等参数相关性较高，分析得知，有效裂缝的范围才是深层煤层气增产的关键，建议提高套管钢级、施工排量和压裂液黏度，增大压裂施工的造缝范围；增加支撑剂用量和采用低密度、多粒径组合模式，提高支撑剂运移距离与有效支撑裂缝长度。

d.见气前产水指数对生产效果有一定影响，在见套压前阶段，合理控制流压下降幅度，多排水，控制排水和产气提升速度，以保证深层煤层气平稳连续地产出。