吳 雙，湯達(dá)禎，許 浩，李 松，孟艷軍

（1.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京100083； 2.中國地質(zhì)大學(xué)（北京）煤層氣國家工程中心煤儲層實(shí)驗(yàn)室，北京100083）

0 引言

當(dāng)今能源界，煤層氣作為一種重要的非常規(guī)能源日益受到廣泛關(guān)注.在我國陸上2km以淺的煤層氣資源總量中，1km以深的煤層氣資源量達(dá)22.53×1012m3，占總量的61.2%[1].關(guān)于對深部煤層氣的研究，多集中在深部煤層氣的資源特征[2－3]、地質(zhì)學(xué)特征[4]、富集成藏效應(yīng)[5－6]、深部煤層的含氣性預(yù)測[7－8]、高溫高壓平衡水條件下煤層氣的吸附解吸行為[9]，以及建立煤層氣滲流數(shù)學(xué)模型、數(shù)值模擬煤層氣生產(chǎn)井周圍的壓力分布和產(chǎn)量狀況[10－11].對實(shí)際深部煤層氣生產(chǎn)井的排采特征及引起產(chǎn)能低下的控制因素研究甚少，缺乏指導(dǎo)現(xiàn)場深井開發(fā)生產(chǎn)的具體措施，導(dǎo)致理論研究與現(xiàn)場脫節(jié).

鄂爾多斯盆地東緣作為我國煤層氣的主力產(chǎn)區(qū)，其深部煤層氣資源豐度極高[12].筆者收集鄂東某區(qū)塊部分深部煤層氣生產(chǎn)井的各項(xiàng)測試數(shù)據(jù)，分析氣井在排采初期的氣水產(chǎn)出特點(diǎn)及其產(chǎn)能主要控制因素；同時(shí)，結(jié)合現(xiàn)場實(shí)際排采情況，針對研究區(qū)塊深部煤層氣提出開發(fā)建議，以在一定程度上優(yōu)化深井排采制度、改善產(chǎn)能效果，為相鄰區(qū)塊深部煤層氣開發(fā)提供一定參考.

1 排采特征

深部煤層氣資源量大，具有良好的勘探開發(fā)前景.文中研究區(qū)塊內(nèi)深部煤層氣井處于開發(fā)初期階段，由于每口井的投產(chǎn)時(shí)間早晚不同，所經(jīng)歷的排采時(shí)間長短各異，因此，應(yīng)當(dāng)在相同排采時(shí)間條件下，對比和區(qū)分深部煤層氣井的生產(chǎn)特征.采用2a作為煤層氣井產(chǎn)能大小和變化趨勢在時(shí)間軸上變化的對比基準(zhǔn)，其排采分析結(jié)果見表1.

1.1 產(chǎn)氣

由表1可知，研究區(qū)深部煤層氣井在2a的排采初期階段整體產(chǎn)氣水平較低，平均產(chǎn)氣量很少突破1 km3／d井，然而，單井之間在排采特征上存在明顯差異，產(chǎn)氣特征主要體現(xiàn)在2個(gè)方面.

（1）產(chǎn)氣量有高有低.盡管所統(tǒng)計(jì)的深部煤層氣井在排采初期總體產(chǎn)量不高，但通過分析單井的產(chǎn)氣量大小可以明確每口井的產(chǎn)氣潛力.雖然J14井的產(chǎn)氣曲線波動起伏較大，但其最高產(chǎn)氣量達(dá)970.0 m3／d.同樣，J15井在排采初期產(chǎn)氣量雖有下降，但是最高產(chǎn)氣量為816.0m3／d，說明該類深部煤層氣井具有較好的產(chǎn)氣潛力，在排采過程中工作制度控制合理，氣井有望高產(chǎn).J11、J13、J16井的產(chǎn)氣量時(shí)有時(shí)無，產(chǎn)氣強(qiáng)度非常小，根據(jù)初期的產(chǎn)氣狀況，可以認(rèn)定該類深部煤層氣井不具備高產(chǎn)潛力.

表1 深部煤層氣井排采分析結(jié)果Table 1 Statistics of drainage analysis of deep CBM wells m3·d－1

（2）產(chǎn)氣曲線形態(tài)各異.理想的煤層氣生產(chǎn)井在排采初期的產(chǎn)氣曲線一般呈持續(xù)上升的趨勢，而實(shí)際生產(chǎn)條件下由于受地質(zhì)、工程及人為等因素干擾，產(chǎn)氣曲線形態(tài)復(fù)雜多變[13－14].統(tǒng)計(jì)的深部煤層氣井中，J1、J5井的產(chǎn)氣曲線最接近理想煤層氣井，大致呈現(xiàn)上升的形態(tài)，雖然J1井在排采400d和600d時(shí)出現(xiàn)局部波動，但不影響產(chǎn)氣量整體增加的變化趨勢；J15井見氣后產(chǎn)氣量迅速增大，排采330d后產(chǎn)氣量又迅速減小，產(chǎn)氣曲線表現(xiàn)為駝峰狀，J9、J17井與它類似；J6、J8井的產(chǎn)氣曲線形態(tài)先經(jīng)歷上升，后過渡為水平，水平段出現(xiàn)小范圍落差是由氣井的工作制度改變引起的，不影響氣井總體的產(chǎn)氣趨勢；以J2、J3井為代表的部分深部煤層氣井見氣后，產(chǎn)氣量始終很低，產(chǎn)氣曲線在低水平保持相對穩(wěn)定；其余深部煤層氣井，短時(shí)間內(nèi)出現(xiàn)產(chǎn)氣信號，接下來很長一段時(shí)間又停止產(chǎn)氣，如J13、J16井，在2a的排采期產(chǎn)氣很少或幾乎不產(chǎn)氣.

1.2 產(chǎn)水

研究區(qū)深部煤層氣井普遍產(chǎn)水適中，排采初期階段產(chǎn)水量大多在20.0m3／d以下，僅個(gè)別氣井在短期內(nèi)產(chǎn)水量過高，產(chǎn)水特征主要體現(xiàn)在2個(gè)方面.

（1）單相水排采時(shí)間有長有短.單相水排采時(shí)間是指煤層氣井開井排采后，在排水不產(chǎn)氣階段所經(jīng)歷的時(shí)間長短.大多數(shù)深部煤層氣井在經(jīng)歷150～300d的單相水排采時(shí)間后開始見氣；少數(shù)氣井的單相水排采時(shí)間長短差異大，如J14井的單相水排采時(shí)間極短，不到15d就開始產(chǎn)氣且產(chǎn)氣量迅速增大；J7井經(jīng)歷1a多的單相水排采期，直到投產(chǎn)462d后才有氣產(chǎn)出.

（2）產(chǎn)水量波動小，產(chǎn)水曲線平穩(wěn).深部煤層氣井的產(chǎn)水曲線在形態(tài)上多表現(xiàn)為平穩(wěn)類型，即使有上升或下降趨勢，其變化速度也很緩慢且幅度較小.

1.3 氣水產(chǎn)出關(guān)系

對比深部煤層氣井的氣水產(chǎn)量，產(chǎn)氣量大的氣井，產(chǎn)水量普遍偏低；產(chǎn)氣量小的氣井，產(chǎn)水量較大，J14井在排采初期的平均產(chǎn)氣量為263.2m3／d，平均產(chǎn)水量為1.0m3／d；J13井平均產(chǎn)氣量為48.0m3／d，產(chǎn)水高達(dá)12.0m3／d.這一規(guī)律可用氣水相對滲透率原理解釋，產(chǎn)氣量大且產(chǎn)水量小是由于氣相在儲層中的滲流能力占優(yōu)勢，水相相對滲透率受到氣相抑制；產(chǎn)氣量小且產(chǎn)水量大是由水相相對滲透率高于氣相相對滲透率引起的.

2 產(chǎn)能控制

煤層氣井的排采效果由諸多因素綜合決定，地質(zhì)因素作為先天條件，從本身屬性上決定該區(qū)塊是否具備產(chǎn)氣潛能；工程因素作為后天作用，為提高煤層氣井產(chǎn)能提供一定發(fā)展空間[15－17]；兩者相輔相成，共同決定氣井的最終產(chǎn)氣效果.

2.1 地質(zhì)因素

煤巖類型、煤體結(jié)構(gòu)及顯微組分含量，孔—裂隙發(fā)育，滲透性，煤層厚度，原始儲層壓力及最小主應(yīng)力等是影響深部煤層氣井產(chǎn)能效果的地質(zhì)因素，但在區(qū)塊范圍內(nèi)總體變化不明顯，構(gòu)造部位、煤層埋深及含氣量、地層水動力條件對研究區(qū)深部煤層氣的產(chǎn)氣效果影響顯著.

2.1.1 構(gòu)造部位

研究區(qū)的煤層構(gòu)造形式總體表現(xiàn)為斷裂和褶皺并存.J14、J15井位于斷層附近（見圖1（a）），由于斷裂活動形成良好的側(cè)向封堵（封閉性斷層）使煤層氣得以保存，J14、J15井的初期平均產(chǎn)氣量相對較大，分別為263.2、164.6m3／d；斷裂活動使封蓋層產(chǎn)生裂隙或使其斷開而形成流體運(yùn)移通道（開放性斷層），煤層氣沿運(yùn)移通道逸散而無法保存下來[18]，體現(xiàn)在J16井的生產(chǎn)特征上.該井排采初期幾乎不產(chǎn)氣，而流體運(yùn)移通道的發(fā)育使得產(chǎn)水量相對較大，平均為10.8m3／d.位于背斜構(gòu)造高部位煤層氣井見氣時(shí)間短，產(chǎn)氣量高，如J18、J19、J20井（見圖1（b）），初期平均產(chǎn)氣量分別高達(dá)1 160.0、866.7、700.0m3／d.位于背斜翼部斜坡帶的深部煤層氣井產(chǎn)氣效果總體要差于構(gòu)造高部位井的，其產(chǎn)氣規(guī)律不一致.統(tǒng)計(jì)有13口井打在斜坡帶上，產(chǎn)氣效果較好的有J1井，平均產(chǎn)氣量為313.7m3／d；產(chǎn)氣效果一般的有J5、J6井，平均產(chǎn)氣量在220.0m3／d左右；效果較差的井有J3、J13井，平均產(chǎn)氣量為45.0m3／d.

圖1 深部煤層氣井在地震剖面上構(gòu)造位置Fig.1 The tectonic position of deep CBM wells on seismic profile

2.1.2 煤層埋深及含氣量

隨著煤層埋深的增加，上覆蓋層厚度增大且裂隙發(fā)育程度變差，地下水的流動越來越緩慢，煤層氣的保存狀況越來越好[19]，因此理論上深部煤層氣井的產(chǎn)氣潛力應(yīng)該高于淺部煤層氣井的；在深部煤層氣實(shí)際開發(fā)過程中，由于深部煤儲層具有高溫高壓、低孔低滲、致密層薄等特征[20]，煤層氣排水降壓解吸困難，氣井產(chǎn)能普遍較低.5＃深部煤層氣井氣水產(chǎn)量與煤層埋深及含氣量的關(guān)系見圖2和圖3.由圖2可知，當(dāng)煤層埋深超過900m后，產(chǎn)氣量隨埋深的變化趨勢不再像淺部一般隨埋深增大而減小，兩者之間相關(guān)性不明顯；數(shù)據(jù)點(diǎn)的聚集方式上，埋深小于1 050m的煤層氣井初期平均產(chǎn)氣量均小于170.0m3／d，埋深大于1 050m的煤層氣井盡管有一部分產(chǎn)氣量小于170.0m3／d，但也出現(xiàn)另一部分產(chǎn)氣量高于170.0m3／d的情況；產(chǎn)水特征上，埋深大于1 050m的氣井初期平均產(chǎn)水量低于4.0m3／d，而產(chǎn)水量高于4.0m3／d的氣井集中在埋深小于1 050m區(qū)域.研究區(qū)1 050m以深的一部分深部煤層氣井具有初期產(chǎn)氣量高且產(chǎn)水量低的產(chǎn)能效果，開發(fā)潛力較好；這是由于深部地層溫度高，具有促進(jìn)煤層氣體解吸的作用，高溫解吸效應(yīng)與開發(fā)時(shí)的降壓解吸效應(yīng)相疊加，共同提高煤層氣井產(chǎn)能.

圖2 5＃深部煤層氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量與埋深的關(guān)系Fig.2 The relationship between gas／water output and depth of coal seam in the 5＃deep CBM well

圖3 5＃深部煤層氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量與含氣量的關(guān)系Fig.3 The relationship between gas／water output and gas content of coal seam in the 5＃deep CBM well

由圖3可知，深部煤層氣井初期平均產(chǎn)氣量整體隨煤層含氣量的升高而增大.當(dāng)煤層含氣量超過15.0 m3／t時(shí)產(chǎn)氣量均高于100.0m3／d.產(chǎn)水特征上，氣井初期平均產(chǎn)水量整體隨含氣量的升高而減小，以15.0 m3／t含氣量為界線，當(dāng)煤層含氣量低于該值時(shí)氣井產(chǎn)水較大，普遍超過6.0m3／d；高于該值時(shí)氣井產(chǎn)水偏低，均不超過4.0m3／d.煤層含氣量越大則含氣飽和度越高，儲層中氣水兩相流動時(shí)氣相相對滲透率增大，所以引起氣井產(chǎn)氣量增大且產(chǎn)水量減小.

2.1.3 水動力條件

研究區(qū)的水文地質(zhì)單元包含一套完整的供水區(qū)→強(qiáng)徑流區(qū)→弱徑流區(qū)→承壓區(qū).由于承壓水能夠?qū)怏w憋在煤層中，承壓區(qū)的煤層氣成藏條件好，含氣量平均為16.6m3／t，J14井和J18井位于承壓區(qū)，初期平均產(chǎn)氣量分別為263.2、1 160.0m3／d.弱徑流區(qū)的煤層氣側(cè)向和垂向上產(chǎn)生微弱運(yùn)移，局部地區(qū)也可富集成藏，平均含氣量為12.8m3／t，低于承壓區(qū)含氣量.處于弱徑流區(qū)的深部煤層氣井生產(chǎn)差異較大，初期氣水產(chǎn)量高低不一.供水—強(qiáng)徑流區(qū)的地下水流動作用較強(qiáng)，一般不利于煤層氣的保存[21]，煤層氣成藏條件較差，平均含氣量為8.0m3／t，位于該區(qū)內(nèi)的煤層氣井?dāng)?shù)較少，且產(chǎn)水量大，產(chǎn)氣效果差.

2.2 工程因素

鉆完井方式、井型、井網(wǎng)部署、增產(chǎn)措施、排采制度等工程因素影響深部煤層氣井的產(chǎn)能效果.統(tǒng)計(jì)的深部煤層氣井為直井、套管完井、煤層射孔壓裂開采，壓裂改造、煤層開采層數(shù)及抽采制度對研究區(qū)深部煤層氣的產(chǎn)氣效果影響顯著.

2.2.1 壓裂參數(shù)

煤儲層低孔低滲的特征決定煤層氣井在投產(chǎn)前必須進(jìn)行壓裂改造，壓裂過程的施工控制參數(shù)是影響氣井產(chǎn)氣效果的重要工程因素.在尚無裂縫大小和三維形態(tài)監(jiān)測數(shù)據(jù)的前提下，采用壓裂液平均排量和加砂量分析壓裂施工對深部煤層氣井產(chǎn)能的影響.

2.2.1.1 平均排量

一定注入時(shí)間內(nèi)，壓裂液平均排量越大，形成裂縫規(guī)模越大，有利于煤層氣井形成較高的產(chǎn)能.深部煤層氣井氣水產(chǎn)量與壓裂參數(shù)的關(guān)系見圖4和圖5.由圖4可知，隨排量的增大，氣井排采初期平均產(chǎn)氣量整體增大.平均排量低于7.75m3／min的壓裂井的平均產(chǎn)氣量低于170.0m3／d；產(chǎn)氣量高于170.0m3／d的井的平均排量高于7.75m3／min.產(chǎn)水方面，當(dāng)平均排量低于7.75m3／min時(shí)，壓裂井的初期平均產(chǎn)水量隨排量升高而增大；當(dāng)平均排量高于7.75m3／min時(shí)，產(chǎn)水量又隨排量的升高而減小.當(dāng)壓裂平均排量過小時(shí)，煤儲層難以形成高導(dǎo)流能力的裂縫，排采過程中壓降漏斗擴(kuò)展困難，氣體難以解吸，導(dǎo)致氣井產(chǎn)能低下[22]，初期排采時(shí)的大量產(chǎn)水主要來自返排壓裂液；平均排量適當(dāng)增大，有利于形成足夠長的導(dǎo)流裂縫，壓降漏斗充分延展，泄流半徑大，有利于氣井高產(chǎn)，產(chǎn)氣量的增高必然引起產(chǎn)水量的降低.

2.2.1.2 加砂量

針對埋深較淺的煤儲層或常規(guī)砂巖儲層，通常壓裂施工過程中加砂量越大，壓裂縫的延伸范圍越大，油氣井有效滲流面積越大而生產(chǎn)效果越好[23].由圖5可知，在深部煤層氣井壓裂施工過程中，煤層單層加砂量越大，排采初期的平均產(chǎn)氣量越小，平均產(chǎn)水量越大.這是由于研究區(qū)的深埋藏煤層煤質(zhì)較軟，大量支撐劑進(jìn)入煤層后不僅沒有起到支撐裂縫的作用，反而鑲嵌入煤層內(nèi)部，被煤粉包裹.由于難以形成延伸距離較長的有效裂縫，加砂量繼續(xù)增多導(dǎo)致大量的砂子聚集在近井地帶，堵塞氣體滲流通道，造成產(chǎn)氣效果變差.

壓裂液平均排量和加砂量是煤層氣井壓裂施工的2個(gè)重要參數(shù).為獲得最為理想的產(chǎn)能效果，研究區(qū)深部煤層氣井的壓裂液平均排量應(yīng)控制在7.75m3／min以上，單層加砂量控制在30～40m3內(nèi).

2.2.2 開采層數(shù)

研究區(qū)部分煤層氣井因單層厚度薄達(dá)不到開采標(biāo)準(zhǔn)而通常射開2～3層合采.區(qū)塊單層生產(chǎn)井（山西組5＃煤層）的排采初期單井平均產(chǎn)氣量為460.7m3／d，兩層合采井（山西組5＃和太原組8＃煤層）為430.4m3／d，三層合采井（山西組5＃，太原組8＃、9＃煤層）為91.2m3／d，表明合采時(shí)存在產(chǎn)層受到抑制現(xiàn)象.多層合采的目的是使縱向原本不連通的各煤層在共用的井筒內(nèi)連通，壓降傳播速度同步，整體均衡降壓解吸，提高單井產(chǎn)量，延長穩(wěn)產(chǎn)期.若有產(chǎn)層受到抑制或干擾，影響氣體的解吸產(chǎn)出，即失去合層排采的效果和意義[24].多項(xiàng)常規(guī)油氣資料顯示，層間干擾是由于不同儲層之間滲透性和壓力差等地質(zhì)方面存在差異，導(dǎo)致層與層之間產(chǎn)氣不同步，甚至出現(xiàn)倒灌回流現(xiàn)象，影響合層采氣效果[25－26].

圖4 5＃深部煤層氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量與壓裂排量的關(guān)系Fig.4 The relationship between gas／water output and fracturing fluid＇s average discharge of coal seam in the 5＃deep CBM well

圖5 5＃深部煤層氣井產(chǎn)氣、產(chǎn)水量與壓裂加砂量的關(guān)系Fig.5 The relationship between gas／water output and fracture amount of sand of coal seam in the 5＃deep CBM well

2.2.3 抽采制度

合理的抽采制度是保證煤層氣井穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的關(guān)鍵，需遵循“連續(xù)、平穩(wěn)、緩慢”的基本原則.煤層氣井生產(chǎn)中，井底流壓的變化與產(chǎn)氣趨勢直接關(guān)聯(lián)，通過控制井底流壓降低速率在一定程度上可提高氣井產(chǎn)能（見圖6）.

由圖6可知，J1井的井底流壓平均降低速率為0.009MPa／d，低于J15井的0.025MPa／d.當(dāng)流壓降速較低時(shí)，地層壓降漏斗緩慢擴(kuò)展，氣源供給穩(wěn)定持續(xù)，煤層氣井的產(chǎn)氣量穩(wěn)定上升；如果流壓降速過快，煤儲層發(fā)生嚴(yán)重的應(yīng)力敏感而被壓實(shí)，滲透率大幅下降，從而降低氣體在煤儲層中的流動能力[27]，氣井產(chǎn)氣增長緩慢，甚至產(chǎn)氣量在達(dá)到高峰后，由于氣源供應(yīng)不足而很快下降，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較短.

圖6 深部煤層氣井產(chǎn)氣量、井底流壓與排采時(shí)間的關(guān)系Fig.6 The relationship between gas output／flowing bottom hole pressure and production time in the deep CBM well

現(xiàn)場上，一般通過調(diào)節(jié)沖次控制氣井的抽采速度.研究區(qū)深部煤層氣井的沖次大多從0.20～0.50次／min增長，增長程度因井而異，J11、J12井的最大沖次為7.00次／min，平均產(chǎn)氣量分別為61.3、91.7m3／d；J15井的最大沖次為4.30次／min，平均產(chǎn)氣量為164.6m3／d；J6井的最大沖次為0.70次／min，平均產(chǎn)氣量為238.4m3／d.因此，在氣井排采生產(chǎn)時(shí)沖次不宜調(diào)節(jié)過高，一般以0.40～1.05次／min為沖次調(diào)節(jié)的最高上限.

研究區(qū)將氣井采出水樣渾濁程度劃分成3個(gè)等級：一級，水質(zhì)清、不含煤粉；二級，水質(zhì)灰、含少量煤粉；三級，水質(zhì)黑、含大量煤粉.正常產(chǎn)氣情況下，水質(zhì)在一級和二級之間.當(dāng)水質(zhì)處于三級程度時(shí)，說明該井抽采速度過快，引起儲層產(chǎn)生速敏效應(yīng)，過多的煤粉產(chǎn)出將阻礙氣水流動，引起產(chǎn)氣量下降，將導(dǎo)致卡泵事故，應(yīng)適當(dāng)降低抽采速度，調(diào)小泵沖次，而泵沖次調(diào)小的程度要合理，調(diào)節(jié)量過大將引起抽采設(shè)施工作失穩(wěn)，一般以0.05次／min的降幅為宜.

3 結(jié)論

（1）研究區(qū)深部煤層氣井排采初期階段產(chǎn)氣量整體偏低，單井之間產(chǎn)氣量存在差異且產(chǎn)氣曲線形態(tài)各異；產(chǎn)水適中且產(chǎn)水曲線普遍形態(tài)平穩(wěn)，而單相水排采時(shí)間長短不一；深部煤層氣井的總體氣水產(chǎn)出規(guī)律滿足氣水相對滲透率原理.

（2）深部煤層氣井的產(chǎn)能大小取決于地質(zhì)和工程因素控制.地層構(gòu)造、煤層埋深、煤層含氣量及地層水動力條件等地質(zhì)條件在屬性上決定產(chǎn)能效果；儲層地質(zhì)屬性明確后，氣井產(chǎn)能在很大程度上受控于工程因素，投產(chǎn)前的儲層壓裂改造、煤層開采層數(shù)及氣井的整體抽采制度與產(chǎn)能大小有密切關(guān)系.

（3）部署井位首選構(gòu)造高部位及斜坡帶，煤層埋深超過1 050m，含氣量大于15m3／t，水動力條件為承壓區(qū)或弱徑流區(qū)的區(qū)域，斷裂帶附近不宜打井.氣井單層壓裂時(shí)壓裂液排量控制在7.75m3／min以上，加砂量保持在30～40m3之間；合層開采時(shí)射孔層數(shù)一般不要超過2層，層間井段距離不要太長，最好為同一壓力系統(tǒng)；在排采初期可逐漸增大沖次、提高抽采速度，最大沖次保持在0.40～1.05次／min之間，產(chǎn)氣量下降時(shí)適當(dāng)減小沖次，降幅不超過0.05次／min；要實(shí)時(shí)監(jiān)測套壓和動液面的變化，控制井底流壓穩(wěn)定緩慢下降.

（References）：

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