煤层气田单/合层开发影响因素分析及应用−以保德区块为例

张 雷，徐凤银，李子玲，张 伟，侯 伟，张庆丰，张 文，樊洪波，李永臣

(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)

在多煤层发育地区进行煤层气开发时，选择适宜的工程技术进行合层开发，不仅能够增加单井产量、节省开采时间[1]，而且可以高效获取煤层气资源、提高最终采出率[2]。国内外煤层气领域研究人员针对煤层气多层合层开发的影响因素也开展了一些研究[3-10]，主要采用气藏工程、数值模拟等方法分析了地质气藏参数对合采井产能的影响，杜希瑶[7]、杨建超[8]等利用常规气藏工程方法分析认为煤层气井多层合采开发效果与合层开采的时机与顺序、煤储层渗透率、压力梯度、供液能力有关；刘世奇等[9]利用数值模拟法分析认为影响沁水盆地煤层气井合采开发效果主要是含气量、煤基质收缩效应、有效应力等；张先敏等[10]利用曲线图版法研究认为煤层的吸附系数、弹性储容比与窜流系数的差异是煤层气井合采开发效果的主控因素。相关研究成果多以影响因素定性分析为主，且未对研究成果进一步应用。笔者以保德区块为研究对象，以60 井次试井储层压力、试井渗透率、含气量等测试数据以及排采9 年的633 口煤层气开发井生产数据单/合层开发效果为资料基础，首次研究了单/合层开发效果的影响因素及定量化判断指标，落实适合合层开发的有利区域。并在此基础上，对区块剩余未动用储量进行评价，指出下一步开发层系调整的重点区域，提出挖潜措施，以期对多层系煤层气田高效开发提供借鉴。

1 保德区块开发现状

保德区块自2012 年开展5 亿m3产能建设、2015年底达产(开发方案设计的达产产量为2 600 m3/d)以来，持续稳产已达6 年，成为国内中低阶煤煤层气开发的标杆[11]。区块开发井普遍采用成熟的丛式井钻井工艺、活性水加砂压裂改造方式，钻完井工艺基本相同，排采控制也全部采用“五段式”排采法[12]。历年来，采用单层、合层、先单层后合层、先合层后封堵单层开发等不同开发方式已积累了丰富的生产资料。其中，单层开发4+5 号煤层累计65 井次，单层开发8+9 号煤层累计45 井次，两层合层开发累计718 井次(图1)。

图1 保德区块煤层气井分布Fig.1 Distribution of coalbed methane wells in Baode Block

保德区块的开发效果主要从历史最高产气量、达产时间、单位压降累产气3 个关键参数进行分析。

1.1 历史最高产气量

历史最高产气量是煤层气井产能的重要指标[13-14]。单层开发4+5 号煤层的井，位于区块东部的井平均产气量达1 000 m3/d，优于西部的600 m3/d 的产气量；单层开发8+9 号煤层的井，在区块中、西部效果较好，产气量达到2 000 m3/d 以上，往南逐步变差；合层开发井，产气效果较好、历史最高产气量在区块北部普遍较高，高于4 000 m3/d，向南逐渐降低至1 000 m3/d 左右(图2)，稳定产气量呈基本相同的趋势。图2 中按分区线将区块分为1、2、3 单元。

图2 保德区块历史最高产气量分布Fig.2 Contour map of the highest gas production distribution in Baode Block

1.2 达产时间

达产时间是煤层气井达产效率重要指标[15]。单层开发4+5 号煤层的井，在区块中北部、中东部及中南部达产时间相对较短，小于1 800 d；单层开发8+9 号煤层的井，在区块中北部、东南部相对更快达产，小于1 800 d；合层开发井，在区块北部整体及中西部达产时间较短，在600 d 以内，生产效果较好。

1.3 单位压降累产气量

单位压降累产气是煤层气井产气能力的重要指标[16]。单层开发4+5 号煤层的井在区块西北部单位压降累产气量偏低，小于20×104m3/MPa，东南部相对高，大于100×104m3/MPa；单层开发8+9 号煤层的井在区块中东部单位压降累产气量相对较高，大于400×104m3/MPa；合层开发井仅在区块西北部及中西部的局部区域存在低值区，单位压降累产气偏低，小于100×104m3/MPa。

为体现开发效果的差异性，结合地质条件由北向南将保德区块划分为1、2、3 共3 个开发单元(图2)。

1.4 各层产气贡献

产液剖面测试是利用井下测试仪器开展分层段气水产量、压力、温度等参数的一种生产测井，可了解煤层气井多层开采分层生产动态，为解决层间矛盾提供合理指导。对保德区块17 口井开展产液剖面测试，发现合层开发井中1 单元西部、2 单元中部、3 单元西部8+9 号煤层产气贡献率相对较高；8+9 号煤层产气贡献率由北向南逐渐降低，平均由77%降低至37%，而4+5 号煤层产气贡献率由北向南逐渐增加，平均由23%增加至63%(图3)。总体上，1、2 单元产气贡献以8+9 号煤为主，而3 单元产气贡献以4+5 号煤为主。

图3 保德区块合层开发井产液剖面测试结果Fig.3 Test results of liquid production profile of multi-layer development well in Baode Block

保德区块绝大多数煤层气井为合层开发，通过对开发效果进行研究分析发现：一是以北部1、2 单元开发效果最佳，向南逐渐变差；其中1、2、3 单元平均单井日产气量分别为4 030、2 850 和1 320 m3，平均单井采出程度分别为23%、13%和8%；二是整体上区块大部分区域合层开发效果好于单层开发，但在局部区域如西北部、中西部单层开发8+9 号煤层及南部单层开发4+5 号煤层的井产气效果优于合层开发；三是合层开发井中，在1、2 单元8+9 号煤层产气贡献(平均75%)高于4+5 号煤层(平均25%)，到3 单元南部转换为4+5 号煤层产气贡献(平均63%)高于8+9 号煤层(平均37%)。

针对区块开发效果的差异性，有必要在平面上从地质和气藏特征分别进行评价，分析单/合层开发的适应性，寻找开发效果差异的影响因素，并进一步落实采出程度低、剩余未动用储量高值区，从而指导老区开发调整。

2 地质特征评价

2.1 煤储层资源条件

2.1.1煤层厚度

保德区块4+5 和8+9 两套煤层发育较厚，平面上分布稳定，连续性较好。中部和北部最厚，南部厚度相对变薄。其中4+5 号煤层厚度在5～12 m，平均厚度7.7 m，分布较均匀；8+9 号煤层距4+5 号煤层40～50 m，平均距离46.5 m，煤层厚度变化8～17.5 m，平均厚度13.4 m，由北向南逐渐变薄。

2.1.2含气量

含气量是煤层气高产的主要控制因素[17]，按照GB/T 19559−2008《煤层气含量测定方法》方法对研究区11 口探井利用绳索取心方式获得的35 块主力煤层煤样进行煤层含气量测试。由测试结果可知，保德区块2 套主力煤层含气量中等，分布总体上与埋深相关，含气量随埋深自东向西显示出逐渐增大的趋势。其中4+5 号煤层含气量主要在5.0～9.5 m3/t，平均为7.1 m3/t；8+9 号煤层含气量主要在5.0～10.5 m3/t，平均为6.8 m3/t。

2.1.3资源丰度

资源丰度是实现煤层气经济开发的物质保证。根据2 套煤层的厚度和含气量分布，可得到保德区块资源丰度分布特征(图4)，2 套煤层整体资源丰度较高，主要分布在(1.0～2.5)×108m3/km2，平均为1.95×108m3/km2。由北向南自1 单元到3 单元资源丰度逐渐变低。

图4 保德区块煤层气资源丰度等值线Fig.4 Contour map of CBM resource abundance in Baode Block

2.2 煤储层保存条件

2.2.1煤层构造及埋深特征

保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘，构造位置属于晋西挠折带北段[18]。总体表现为过渡性质的盆缘构造类型[19]，构造形态简单[20]，表现为一个向西倾的单斜构造，断层和褶皱不发育，整体地层东高西低，较为平缓，倾角一般为1°～5°。煤层埋深整体上受西倾单斜构造控制，由东向西煤层埋深逐渐增大，4+5 号煤层埋深在500～1 000 m，8+9 号煤层埋深在600～1 100 m，整体埋深适中[21]，有利于煤层气的保存。煤储层构造简单是保德区块煤层气藏保存良好的先决条件[22]。

2.2.2水动力条件

煤层气地层水矿化度直接反映了煤层气储层水动力活跃程度[23]。保德区块煤层水矿化度分布在1 000 mg/L 以上，整体地层水矿化度较高，地层水不活跃，有利于煤层气保存。

2.2.3顶底板岩性特征

煤层顶底板岩性是影响煤层封盖条件的重要因素[24]。保德区块2 套煤层顶、底板沉积较为稳定，顶、底板以含水性和渗透性弱的泥岩为主，顶板封盖条件较好，有利于煤层气的富集、成藏和保存。

综上可知，从区块地质特征来看，保德区块2 套主力煤层厚度大、含气量中等、资源丰度高、保存条件好，整体资源条件优越。从2 套煤层气资源条件对比来看，在区块北部和中部8+9 号煤层资源条件整体优于4+5 号煤层，向南相对变差；4+5 号煤层资源条件变化不大，南部优于8+9 号煤层。

对比图2 和图4 可知，1 单元2 套煤层资源丰度最高，对应的合层开发井的最高产气量也相对高，往南至2、3 单元，随着资源丰度降低，对应的合层开发井的产气量也逐渐降低。同时通过产液剖面测试，合层开发井中8+9 号煤层产气贡献率由北向南逐渐降低，平均由77%降低至37%，4+5 号煤层产气贡献率逐渐增加，平均由23%增加至63%，这与2 套煤层的资源丰度分布也是一致的。

3 气藏特征评价

研究认为，煤层气井产气效果主要受控于气藏地质条件、压力特征及开采方式(单/合层)[25]。结合地质特征，根据气藏特征和产气效果的对应关系来分析单/合层开发的差异性。煤层气单/合层气藏参数特征评价体现在渗透率和储层压力评价2 个方面，其中储层压力包括原始地层压力、临界解吸压力和首次达产时井底压力等3 个关键参数。通过深入研究单井各层排采规律，对单/合层储层压力进行总体评价。

3.1 气藏参数评价

3.1.1渗透率

渗透率是储层评价重要参数[26]。在合层开发井中，若两层煤渗透率差异较大则层间干扰会增强[27]，渗透率的大小体现在地层供液能力的强弱[28]。当两层供液能力差异大时，若提高排采强度则会导致供液能力差的层位储层伤害；若为了保证供液能力差的层位合理排水降压，则会导致供液能力强的层位不能有效排水而出现低效排采的问题[29]。在鄂尔多斯盆地东缘保德区块煤层渗透率相对较高(图5、图6)，研究区域内4+5 号煤层试井渗透率在(1.0～6.0)×10−3μm2，8+9 号煤层试井渗透率在(1.0～4.5)×10−3μm2。

图5 保德区块4+5 号煤层渗透率等值线Fig.5 Contour map of permeability of No.4+5 coal layers in Baode Block

图6 保德区块8+9 号煤层渗透率等值线Fig.6 Contour map of permeability of No.8+9 coal layers in Baode Block

3.1.2原始地层压力

原始地层压力是储层能量的重要指标[30]。统计数据显示，整体单层开发与合层开发原始地层压力相当，基本随埋深增加而增加(图7)。保德区块有55 口单层开发井的原始地层压力高于合层开发井平均的1.2 MPa，且主要影响层位为8+9 号煤层。在煤层原始地层压力较高时，煤层能吸附更多的甲烷气体，而且在排水降至大气压时，煤层气更容易从煤层中解吸。

图7 保德区块原始地层压力等值线Fig.7 Contour map of initial formation pressure in Baode Block

3.1.3临界解吸压力

临界解吸压力是开始产气时剩余可用于提产的压降空间[31]，是上产能力的重要指标[32]。研究区域内单层开发4+5 号煤层的井，2、3 单元西部临界解吸压力相对高，大于4 MPa；单层开发8+9 号煤层的井，1 单元整体、2、3 单元西部解吸压力相对高，大于4 MPa，其余均较低(图8)。

图8 保德区块临界解吸压力与临储比叠合等值线Fig.8 Superimposed contour map of critical desorption pressure and critical reservoir ratio in Baode Block

临储比是临界解吸压力与原始地层压力的比值，是煤层见气效率重要指标[33]。单层开发4+5 号煤的井，1 单元中东部、3 单元东部临储比较高，大于0.8；单层开发8+9 号煤的井，1 单元中东部临储比较高，大于0.8(图8)。临界解吸压力越接近于原始储层压力，临储比越高，在排水降压过程中，需要降低的压力越小，越早见气，越有利于产气。

3.1.4首次达产时井底压力

首次达产时井底压力是煤层气井达产后提产能力压降空间[34]。当首次达产时井底压力大于1 MPa 时，在稳产的基础上有较高的提产空间[35]。单层开发4+5 号煤层的井在1 单元中部首次达产时剩余压力相对较高；单层开发8+9 号煤层的井在1 单元中东部相对较高，且高于相同位置4+5 号煤层单层开发的井；合层开发井中1 单元中东部、2 单元西部、3 单元西部相对高，大于2.5 MPa(图9)。总体上合层开发井首次达产时剩余井底压力高于单层开发井。

图9 保德区块单井首次达产时井底压力等值线Fig.9 Contour map of downhole pressure of a single well in Baode Block at the first time of reaching the design production

3.2 气藏特征叠合评价

保德区块2 套煤层整体资源丰度高、渗透率高、临储比高，大部分井合层排采效果好。

从1−3 单元来看，平均资源丰度由2.2×108、1.7×108下降至1.2×108m3/km2，平均临储比由0.9、0.7下降至0.6，平均最高日产气量由4 030、2 850 下降至1 320 m3。从资源条件、气藏特征和产气效果3 个方面的参数综合来看，由北向南呈现出资源条件、气藏参数、产气效果相对变差，变化规律基本一致。

3.3 单/合层开发效果差异原因及量化指标

结合保德区块实际，进一步研究认为，原始地层压力差、临界解吸压力差、渗透率差对产气影响是一致的。这些参数代表了储层压力系统和渗透性系统的差异性，是除资源潜力外确定单/合层开发的重要指标[36]。

3.3.1原始地层压力差值

原始地层压力差值代表2 套煤层储层压力差异情况[37]，差值小则层间干扰作用小，利于排采过程中各层平稳有效地排水采气[38]；因此，相同条件下原始地层压力差值越小越利于合层开发。数据显示，在保德区块当原始地层压力差值在0.6 MPa 以内时，合层开发效果更好(图10)。

图10 保德区块原始地层压力差、临界解吸压力差与渗透率差值等值线Fig.10 Contour map of original formation pressure difference,critical desorption pressure difference and permeability difference in Baode Block

3.3.2临界解吸压力差值

当两层的临界解吸压力差异较大时，层间干扰会增大。多目的层合层开发时，若上层临界解吸压力高，则上层先解吸，若稳定排采上层，则造成下层解吸迟滞[39]，若增加排采强度开发下层，则会造成上层降压过快导致储层伤害[40-43]，因此，相同条件下临界解吸压力差值越小，层间干扰越小；结合保德区块2 套煤层埋深的差值，经计算当8+9 号煤层与4+5 号煤层临界解吸压力差值小于0.4 MPa 时，合层开发产气效果更好(图10)。

3.3.3渗透率差值

在其他因素相同的条件下，若渗透率差值较大，则会导致层间干扰加大，不利于渗透性低的储层开发[44-47]。经统计分析，在保德区块当渗透率差值在2×10−3μm2以内时，合层开发效果相对更好(图10)。

保德区块大部分井合采效果较好，这些井所处区域内4+5 号煤层与8+9 号煤层原始地层压力差值均不超过0.6 MPa，8+9 号煤层与4+5 号煤层临界解吸压力差值均小于0.4 MPa 并且渗透率差值均在2×10−3μm2以内。这些井的2 套煤层基本处于同一压力系统，合层开发效果好。其中以1 单元开发效果最好，2 单元中等，3 单元相对不理想。

保德区块在1 单元西部及2 单元中西部单层开发8+9 号煤层效果好于合采，在3 单元南部单层开发4+5 号煤层效果好于合采。这是由于这些区域的原始地层压力差值、临界解吸压力差值及渗透率差值较大，造成2 套煤层合采时出现层间干扰问题，从而造成单层开发效果更好。根据保德区块单/合层开发效果差异原因分析结果，优选一套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标，即对于两套煤层原始地层压力差值不超过0.6 MPa、临界解吸压力差值小于0.4 MPa、渗透率差值在2×10−3μm2以内的井，适合合层开发。

4 开发层系调整的意义

4.1 各层系采出程度

由于1 单元西部原始地层压力差值大于0.6 MPa且渗透率差值大于2×10−3μm2，不适合两层合采；2 单元中部部分区域渗透率低未充分动用，造成采出程度局部较低。其中4+5 号煤层采出程度小于10%的区域面积为23.5 km2；8+9 号煤层，采出程度小于10%的区域面积为18.5 km2，8+9 号煤层采出程度相对较高。

4.2 开发层系调整建议

根据单井各层原始储量和累产气量，可计算出单井各层采出程度和剩余未动用储量。目前单井4+5 号煤层采出程度低于10%的井有42 口，其中有36 口(占比86%)的井分布在单层剩余储量大于1 000 万m3中；8+9 号煤层采出程度低于10%的井有39 口，其中有29 口(占比74%)的井分布在单层剩余储量大于2 000万m3的区域，是下步重点挖潜区域。

4+5 号煤层单井剩余储量大于1 000 万m3的区域面积为9.12 km2，剩余未动用储量8.56 亿m3，在区块内呈零散分布(图11)，可能为排采井压降漏斗扩展不充分所导致。

图11 保德区块4+5 号煤剩余储量分布等值线Fig.11 Contour map for distribution of remaining reserves in No.4+5 coal layers in Baode Block

8+9 号煤层单井剩余储量大于2 000 万m3的区域面积为9.01 km2，剩余未动用储量16.55 亿m3，主要集中在1 单元西部及2 单元西部(图12)，这些区域的原始地层压力差值、临界解吸压力差值与渗透率差值均较大，适合8+9 号煤层单采，是下步开发层系调整的重点挖潜区域。可通过调整层系开发顺序的方式，即暂时封堵4+5 号煤层、优先开发8+9 号煤层；待8+9号煤层采出程度较高时，再通过暂时封堵8+9 号煤层、单采4+5 号煤层的方式进行层系调整，进而提高2 套煤层整体采出程度，预计措施井标定采收率可提高9%左右。

图12 保德区块8+9 号煤剩余储量分布等值线Fig.12 Contour map for distribution of remaining reserves in No.8+9 coal layers in Baode Block

5 结论

a.在开发技术工艺及排采控制相同的条件下，煤层气地质条件控制了煤层气气藏特征，从而影响整体产气效果。其中主要以原始地层压力差、临界解吸压力差、渗透率差等3 项参数造成了单/合层的产气效果的差异性，该规律在煤层气开发中可能具有普遍性。

b.通过对原始地层压力差值、临界解吸压力差值及渗透率差值分析，鄂尔多斯盆地东缘保德区块1 单元西部、2 单元中西部优先单层开发8+9 号煤层更有利，3 单元南部优先单层开发4+5 号煤层更有利。区块4+5 号煤层剩余储量大于1 000 万m3的区域面积为9.12 km2，剩余未动用储量8.56 亿m3；8+9 号煤层单井剩余储量大于2 000 万m3的区域面积为9.01 km2，剩余未动用储量16.55 亿m3。8+9 号煤层下步可动用资源潜力更大。

c.针对鄂尔多斯盆地东缘保德区块8+9 号煤层剩余未动用储量高值区域，可通过调整层系开发顺序的方式，即暂时封堵4+5 号煤层、优先开发8+9 号煤层；待8+9 号煤层采出程度较高时，再通过暂时封堵8+9号煤层、单采4+5 号煤层的方式进行层位调整。

d.结合鄂尔多斯盆地东缘保德区块单/合层开发认识，优选一套确定煤层气井单/合层开发优选的量化评价指标，从而指出下步开发层系调整的重点区域。研究成果对多层系煤层气田高效开发具有重要指导意义。