王 寧 周芊芊 陳貞龍 謝學(xué)恒 郝春明

(中石化華東分公司石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，江蘇 210011)

1 構(gòu)造的影響

和順區(qū)塊位于沁水盆地東北翼，構(gòu)造上位于壽陽(yáng)-陽(yáng)泉單斜帶、東部單斜帶和榆社-武鄉(xiāng)構(gòu)造帶交會(huì)地區(qū)。

區(qū)內(nèi)構(gòu)造以逆斷層為主，局部伴生正斷層;斷距較小，小斷層特別發(fā)育。斷層的影響是把“雙刃劍”。從正面分析認(rèn)為其促使煤層產(chǎn)生更多的裂隙，提高甲烷氣的吸附量;從相反的角度分析認(rèn)為斷層對(duì)煤層氣的保存十分不利，特別是張性斷層，其構(gòu)成了煤層氣逸散的通道。在后續(xù)的壓裂增產(chǎn)措施中，極易造成壓裂裂縫與斷層溝通，造成井組排采井壓竄等問(wèn)題。和順區(qū)塊已投入排采的Q2井，因壓裂裂縫與小斷層溝通導(dǎo)致該井與Q2-A井壓竄，造成兩口井排采過(guò)程中均出現(xiàn)產(chǎn)液量突然增大，產(chǎn)氣量不斷下降的現(xiàn)象。同時(shí)該區(qū)小斷層較為發(fā)育也反映其地應(yīng)力復(fù)雜，對(duì)排采過(guò)程中煤層滲透率的影響十分顯著。

2 資源條件的影響

一定的資源豐度與規(guī)模是進(jìn)行煤層氣排采的有力保障。資源豐度由資源量和含氣面積決定，資源量與煤層的含氣量和煤層厚度有關(guān)。

和順區(qū)塊太原組15#煤層含氣量較高 (5．64～20．54m3/t)，煤層較厚 (3．0 ～10．0m)，煤層氣資源量為800×108m3以上，且一類和二類有利目標(biāo)區(qū)含氣面積達(dá)600km2，資源豐度平均為1．7m3/km2，具有很好的資源開(kāi)發(fā)潛力。較好煤層的含氣量及厚度是煤層氣井排水采氣的基礎(chǔ)。

3 儲(chǔ)層特征的影響

煤儲(chǔ)層的滲透能力是煤層中流體導(dǎo)流能力的反映，它關(guān)系到甲烷氣體在煤中的賦存狀態(tài)和排采的難易程度。煤層氣存在煤的雙孔隙系統(tǒng)中，即基質(zhì)孔隙和裂縫孔隙?；|(zhì)孔隙是煤層氣賦存的空間，裂隙孔隙不僅是儲(chǔ)氣空間，還是煤層氣運(yùn)移的通道。

解吸能力的大小將直接影響煤層氣的開(kāi)采難易程度及采收率。飽和度越大，煤層氣運(yùn)移潛勢(shì)越大，煤層的產(chǎn)氣潛勢(shì)越高。試驗(yàn)研究表明，臨儲(chǔ)壓力比越低越不利于煤層氣的解吸。

和順區(qū)塊15#煤層試井測(cè)試滲透率在0．017～0．14 × 10-3μm2變化，平均為 0．045 × 10-3μm2。滲透率較低，割理及裂隙發(fā)育程度低，滲流能力差，雖經(jīng)儲(chǔ)層改造但由于煤儲(chǔ)層的特殊性，其滲透率在排采過(guò)程中受有效應(yīng)力、基質(zhì)收縮等多重因素影響，極為敏感。排采過(guò)程中，特別是快速降壓的初期，煤層承壓水過(guò)快的產(chǎn)出，對(duì)滲透率影響更大(圖1)，滲透率減小得更快，自然影響到解吸氣的產(chǎn)出。15#煤以貧煤為主，屬中高階煤，從圖2可以看出沁水盆地高階煤隨著壓力的降低，滲透率一直下降，基質(zhì)收縮對(duì)于煤儲(chǔ)層滲透率的改善不明顯，在該區(qū)主要表現(xiàn)為有效應(yīng)力對(duì)儲(chǔ)層滲透率的作用，基于此對(duì)于該區(qū)煤層氣井排采流壓控制應(yīng)當(dāng)緩慢，避免較大生產(chǎn)壓差導(dǎo)致滲透率急劇下降。

圖2 不同煤階滲透率隨壓力的變化

制約和順區(qū)塊煤層氣排采另外一個(gè)地質(zhì)因素主要是該區(qū)15#煤儲(chǔ)層壓力低，解吸壓力更低，地解壓差大，臨儲(chǔ)壓力比不高 (表1)，煤層氣排采降壓的空間很小。盡管該區(qū)煤層氣含氣量高，吸附飽和度高，但壓降的空間很小，煤層承壓水不能及時(shí)排出，產(chǎn)氣量低，降低開(kāi)采價(jià)值。

表1 和順區(qū)塊部分井臨界解吸壓力及吸附飽和度對(duì)比表

4 煤層埋深的影響

一般來(lái)說(shuō)，煤儲(chǔ)層埋深越深，儲(chǔ)層壓力越高，產(chǎn)氣量與產(chǎn)液量也越大。煤層氣排采正式基于對(duì)煤儲(chǔ)層承壓水的抽排，使煤層得到有效壓降，煤層氣開(kāi)始解吸。因而產(chǎn)液量的大小一定程度上反映了煤層泄壓的程度。煤層滲透能力差，流體流動(dòng)能力小，儲(chǔ)層含水性差，間接影響到排采降壓的過(guò)程。

和順區(qū)塊主力生產(chǎn)煤層15#煤層埋深主要在500～900m變化，局部在1000m以深。如圖3可以看出該區(qū)塊產(chǎn)液量普遍較低，平均為1．2m3。埋深小于650m，氣井的產(chǎn)液量集中在1m3以下，埋深超過(guò)800m后產(chǎn)液量相比增大。該區(qū)塊平均埋深范圍內(nèi)，滲透率普遍在0．02mD左右，滲透性較差。

圖3 和順區(qū)塊煤層埋深與產(chǎn)水量、滲透率的關(guān)系

因而，該區(qū)煤層埋深淺，產(chǎn)液量低，儲(chǔ)層滲透性差，導(dǎo)致排采過(guò)程儲(chǔ)層未得到有效壓降，最終影響產(chǎn)氣量。同時(shí)區(qū)塊東南部陡坡帶15#煤儲(chǔ)層處于地下水的弱徑流區(qū)，煤層含水較少，氣水滲流較弱也是不利于排采的一個(gè)主要原因。

5 壓裂效果的影響

煤層壓裂效果的優(yōu)劣直接關(guān)系到煤層氣井的排采效果。良好的壓裂效果是有效改善煤層流動(dòng)通道，提高煤層導(dǎo)流能力，利于煤層排水降壓，產(chǎn)氣量提高。不利的壓裂效果，在煤層氣排采中往往是壓裂裂縫與區(qū)域不明含水層組溝通，致使排采過(guò)程煤層產(chǎn)液量較大，阻斷煤層氣滲流通道，產(chǎn)氣量降低。

該區(qū)塊Q2-D井壓裂采用活性水壓裂液體系，壓后水質(zhì)監(jiān)測(cè)情況反映HCO-3(2356mg/L)及礦化度值 (3．3g/L)較同批壓裂井明顯偏大，接近上部區(qū)域性灰?guī)r弱含水層特征值 (294～2384mg/L，水型HCO-3Ca·Na)，證實(shí)煤層壓裂裂縫與上部含水灰?guī)r層壓通。圖4顯示煤層與灰?guī)r層壓竄后該井排采過(guò)程中日產(chǎn)水量較高，產(chǎn)氣量不足百方。

圖4 Q2-D井排采曲線

煤層氣井單井的排采要獲得最大限度的產(chǎn)氣量，就必須要使井筒與儲(chǔ)層所形成的壓降漏斗盡可能加深擴(kuò)展，這樣壓力所波及的范圍更廣，才會(huì)有更多的甲烷氣解吸出來(lái)。壓裂施工結(jié)果使煤層與上覆灰?guī)r含水層裂縫溝通，使煤層在排采的過(guò)程中存在越流補(bǔ)給。而煤層在存在越流補(bǔ)給時(shí)壓降漏斗在煤層中的延伸會(huì)受到限制，且隨著壓力進(jìn)一步下降，壓降漏斗只在頂?shù)装濉⒒規(guī)r層中延伸。

分析認(rèn)為該井在排采初期壓降漏斗首先在煤層中形成，隨著排采的進(jìn)行，井底壓力傳遞半徑不斷增加，井底壓力梯度減小，煤層中壓力傳遞很緩慢，甚至停止，僅在頂板巖層中傳遞;繼續(xù)排采在煤層直接的壓力降為零，僅當(dāng)頂板巖層的壓力與煤層的壓力差小于煤層的解吸壓力時(shí)，煤層將繼續(xù)解吸 (圖5)。

當(dāng)灰?guī)r層與煤層裂縫溝通時(shí)，隨著壓力降落，壓降漏斗主要在灰?guī)r層擴(kuò)展，在煤層中壓力波及的范圍只是近井地帶，所以微弱的氣顯示也僅是近井地帶壓力所波及的煤層區(qū)域解吸的煤層氣，繼續(xù)降壓排采，灰?guī)r層中的水滲入煤層，抑制煤層氣的解吸，影響煤層氣的產(chǎn)能。

為此優(yōu)化射孔和壓裂工藝參數(shù)，控制壓裂規(guī)模，避開(kāi)可疑含水層，優(yōu)選壓裂液以及壓裂工藝的程序等影響煤層氣井排采的因素顯得尤為重要。

圖5 存在灰?guī)r含水層時(shí)壓力傳遞剖面圖

6 排采控制的影響

合理的排采工藝是煤層氣突破的保障。煤層氣的生產(chǎn)可劃分三個(gè)階段:排水降壓階段、穩(wěn)定生產(chǎn)階段和產(chǎn)氣量下降階段。合理的排水降壓，延長(zhǎng)降壓時(shí)間，減緩滲透率下降的幅度，有利于擴(kuò)大壓降漏斗的體積，提高煤層氣單井產(chǎn)量。如果排采速率過(guò)快，動(dòng)液面下降速度加快，會(huì)使有潛力的煤層氣排采半徑縮短、發(fā)生速敏效應(yīng)、支撐劑鑲嵌煤層、裂縫較快閉合、滲透率迅速降低，進(jìn)而造成單井氣產(chǎn)量低。

和順區(qū)塊早期投產(chǎn)的試驗(yàn)井組中，若干口井均遇到排采初期，排采速率較快，井底流壓下降幅度很大，初期日產(chǎn)液量高，排采一段時(shí)間后日產(chǎn)氣量不斷下降，甚至部分井幾乎不出液，致使排采停止觀察。

Q2-C井15號(hào)煤層于2010年1月5號(hào)投入機(jī)抽排采，2010年2月23號(hào)見(jiàn)氣，見(jiàn)氣時(shí)井底流壓為0．88MPa，最高產(chǎn)氣量499m3，日均產(chǎn)氣161m3，日均產(chǎn)水0．62m3，圖6顯示該井獲得較高產(chǎn)氣量，但無(wú)穩(wěn)產(chǎn)期，8月份以后產(chǎn)氣產(chǎn)水量均降低。

圖6 Q2-C井排采曲線

Q6井15號(hào)煤層于2010年10月31號(hào)投入機(jī)抽排采，2011年1月22號(hào)見(jiàn)氣，見(jiàn)氣時(shí)井底流壓為2．42MPa，最高產(chǎn)氣量 1519m3，日均產(chǎn)氣404m3，日均產(chǎn)水3．5m3，圖7顯示該井見(jiàn)氣前套壓憋至2．09MPa，產(chǎn)氣量不斷上升，表現(xiàn)出很好的產(chǎn)氣趨勢(shì)。

圖7 Q6井排采曲線

相比之下，Q6井在排采見(jiàn)氣前，緩慢控制流壓，使壓力傳遞緩慢延伸到儲(chǔ)層遠(yuǎn)端，擴(kuò)大了煤層解吸范圍，產(chǎn)氣量提高。同時(shí)該井采用新工藝“憋套壓”排采理念 (套壓一般高于1MPa)，這種排采控制方法一方面可避免放套產(chǎn)氣造成流動(dòng)通道被氣體占據(jù)，遠(yuǎn)端水向井筒流動(dòng)困難，另一方面易形成煤層水的連續(xù)滲流，避免承壓水突然減少，導(dǎo)致有效應(yīng)力增大，降低滲透率，影響排采效果。

和順區(qū)塊煤儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜、埋深淺、解吸壓力低、滲透性差、產(chǎn)液量很低這是客觀的地質(zhì)因素。因此對(duì)于該區(qū)排采的主觀影響主要表現(xiàn)在合理的排采控制上。煤層在排水泄壓的過(guò)程，應(yīng)盡可能放緩流壓的下降，實(shí)現(xiàn)逐級(jí)降壓;排采見(jiàn)氣前穩(wěn)定排水，延長(zhǎng)見(jiàn)氣時(shí)間，使煤層水更多的抽排出來(lái)，擴(kuò)大泄壓的面積，從而提高單井產(chǎn)氣量。同時(shí)提高壓裂效果對(duì)于煤層氣排采也是十分必要的。

和順區(qū)塊后期實(shí)施的幾口井，采用了多級(jí)排采控制和憋套壓理念，生產(chǎn)過(guò)程中取到了較好的效果。

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