楊兆彪 ，張爭光 ，秦勇 ，吳叢叢 ，易同生，李洋陽 ，唐軍 ，陳捷

（1.中國礦業(yè)大學資源與地球科學學院，江蘇徐州 221116；2.中國礦業(yè)大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇徐州 221008；3.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州貴陽 550009）

0 引言

黔西是中國南方重要的煤炭與煤層氣資源賦存區(qū)，上二疊統(tǒng)煤層氣地質資源量約占全國的 10%[1]，具有煤層層數(shù)多而薄、應力高、弱富水、煤體結構復雜的地質特征[2-3]，開發(fā)過程中，一些氣井隨著打開產層的增多，或者產層跨度的增大，出現(xiàn)產量降低的現(xiàn)象，主要是因為多煤層儲集層物性及流體屬性兼容性差，層間干擾嚴重而造成的[4]。流體壓力差異容易導致高壓產層流體通過井筒阻止低壓產層流體的產出[4-7]；滲透率差異容易造成各煤層供液能力不同，在排采過程中高滲儲集層裂縫內流體的流速將遠遠高于低滲儲集層，高滲透率煤層容易發(fā)生速敏[5]；臨界解吸壓力差異則決定了多產層可否集中連續(xù)產氣[5,8-10]；產層跨度差異一定程度上影響了儲集層物性及流體屬性的差異性[9-10]；煤體結構的好壞則決定了儲集層的可改造性，組合煤層中煤體結構較差的煤層往往影響整個組合產層的產氣效果[11]。

目前，產層組合研究多集中于儲集層物性差異和流體屬性差異條件下的數(shù)學統(tǒng)計分析[5,12-13]、數(shù)值模擬[10]和物理模擬[14]等，以建立半定量的產層兼容性指標，指導實際的煤層氣勘探開發(fā)。由于地質條件和層間干擾的復雜性、統(tǒng)計數(shù)據(jù)的有限性、數(shù)值模擬的理想性、物理模擬的局限性，產層兼容性判別指標體系仍未能形成，對煤層氣勘探開發(fā)的指導作用有限。因此，在現(xiàn)有煤層氣開發(fā)工藝技術與黔西煤層群條件下，根據(jù)各產層物性和流體特征，優(yōu)化組合產層，盡量減少層間干擾，均衡動用各產層資源，最大限度釋放煤層氣資源，是當下迫切需要解決的技術難題。

黔西松河區(qū)塊煤層發(fā)育多而穩(wěn)定，煤層氣開發(fā)試驗井組采用了“分段壓裂，合層排采”模式，測試及工程資料豐富，單井高峰產量均大于工業(yè)氣流標準。試驗區(qū)目前處于穩(wěn)產階段，但效果不理想，主要原因是單井產層組合未能充分發(fā)揮氣井產能。因此，選擇黔西松河區(qū)塊典型開發(fā)試驗井，以各產層的高效經(jīng)濟開發(fā)為原則，以煤層氣井產能方程為基礎，探索產層組合優(yōu)化方法。

1 煤層氣田簡況

黔西松河區(qū)塊井田煤系地層厚度平均341 m，區(qū)內薄及中厚煤層群發(fā)育，含煤平均50層，含煤總厚度平均41 m。可采煤層共18層，主要為1+3、4、9、12、15、16、17號煤，可采總厚11.68 m；煤層以焦煤為主，含氣量較高，為 6.46～20.99 m3/t，含氣飽和度大于70%；壓力系數(shù)1.08～1.40，具有異常高壓特征。

松河開發(fā)試驗井組共9口井，單井壓裂3～4段，產層跨度約200 m，每段厚度約20 m，包括3個主力煤層，采用合層排采，統(tǒng)一降低液面實現(xiàn)共采。

2 產層組合方法

多煤層煤層氣勘探開發(fā)實踐證實，產層并非越多越好，刻意追求多，盲目追求效益，往往適得其反。低滲條件下，各產層由于儲集層物性和流體壓力的差異性，層間干擾較為嚴重，為最大限度發(fā)揮煤層氣井生產潛力，提高煤層氣田的開發(fā)效益，進行合理的產層組合優(yōu)化非常關鍵。

基于此，提出了在多煤層中首先優(yōu)選主力產層，確保主力產層產氣主體地位的條件下，進行產層擴展，考慮產能均衡性及經(jīng)濟性，進行產層組合優(yōu)化的“三步法”思路。

2.1 主力產層優(yōu)選

根據(jù)婁劍青[15]、申建[16]、孟召平等[17]煤層氣氣井產能方程，可以擴展得到氣井產能方程為：

由（1）式可知，影響煤層氣井產能的原始物性參數(shù)，主要是煤層厚度、滲透率、含氣量及儲集層壓力，這與煤層氣有利區(qū)及有利建產區(qū)優(yōu)選、井網(wǎng)優(yōu)化所確定的關鍵參數(shù)是一致的[18-20]。煤層氣開發(fā)實踐證實，現(xiàn)有開發(fā)技術條件下，煤體結構為碎粒煤及糜棱煤時，開發(fā)效果不好，早期黔西勘探開發(fā)首選煤層為17號煤，但該煤層煤體結構破碎產氣效果極差。因此，煤體結構的好壞非常關鍵，多煤層條件下開發(fā)煤層為碎粒煤及糜棱煤時，建議擱置?？紤]煤體結構因素，以（1）式為基礎，提出多煤層條件下的主力產層優(yōu)選指數(shù)，具體定義為：

根據(jù)上述公式計算，主力產層優(yōu)選指數(shù)值越大，產層潛在產能越大，則為首選主力產層。

2.2 主力產層擴展

產層組合的前提條件是各產層物性及流體性質相似。多煤層低滲條件下，儲集層物性基本相似，但儲集層壓力及臨界解吸壓力差異較為明顯。多層合采后期排采控制過程中，為保證各產層集中連續(xù)產氣，且互相不產生干擾，臨界解吸壓力、層間距和儲集層壓力梯度則成為決定性的關鍵參數(shù)。

綜合考慮上述因素，確定主力產層擴展原則為：①保證主力產層的主體地位，產層向下擴展組合最優(yōu)，特殊情況向上擴展，在一個產層組合內部各產層依次開始產氣時，主力產層不能暴露在液面之上，以免對主力產層造成傷害。碎粒煤或糜棱煤不參與組合，避免“吐粉”對整個產層后期工程造成影響。②組合產層基本保證在一個流體壓力系統(tǒng)中，擴展產層與主力產層的儲集層壓力梯度差小于0.1 MPa/100 m[5]。儲集層壓力梯度差過大，儲集層能量較高的高壓產層流體將通過井筒抑制低壓產層流體的產出，甚至在大壓差下向低壓儲集層“倒灌”。這一方面使低壓儲集層無法有效排水降壓，有效解吸面積減?。涣硪环矫?，容易造成高壓儲集層吐砂吐粉[5]，減少高壓儲集層的滲流通道，降低煤層氣的解吸滲流能力。

根據(jù)上述原則，提出多煤層合采的產層擴展組合指數(shù)：

當產層擴展組合指數(shù)大于 1時，適宜擴展組合，小于 1時，則不適宜擴展組合。影響產層擴展的主要因素是層間距、臨界解吸壓力和儲集層壓力梯度，若產層向上擴展，則主力產層開始產氣時，要基本保證上部產層不過早暴露在液面之上，且彼此互不干擾。一般情況下，上部擴展產層不進入下一階段的產層優(yōu)化組合，因為，在主力產層的連續(xù)排采過程中，上部產層不可避免的要過早暴露在液面之上，造成儲集層傷害。

產層組合模式見圖1，第1產層為主力產層，當動液面降到主力產層上部時，主力產層降壓漏斗已很好形成，并形成了理想的解吸漏斗。同時，第2、3產層都已開始解吸，而第 4產層由于含氣飽和度低，臨界解吸壓力小，還未開始解吸，第 5產層由于儲集層壓力較小，屬于不同的流體壓力系統(tǒng)，降壓漏斗還未形成。因此，為保證主力產層的順暢產氣、組合產層的集中密集產氣、最大程度減少相互干擾，達到合層排采的目的，組合產層為第1、2、3產層。第4、5產層不加入此組合產層單元。

圖1 多煤層條件下煤層氣產層組合模式圖

2.3 產層組合優(yōu)化

當滿足前兩步，完成了產層擴展組合后，考慮到開發(fā)工程的高效經(jīng)濟性，并非需要完全打開所有擴展組合進來的產層，因此，需要根據(jù)經(jīng)濟評價及各產層產能貢獻情況，對產層組合進行進一步優(yōu)化。

以黔西地區(qū)煤層氣開發(fā)為例，在現(xiàn)有市場和技術條件下，該區(qū)1 000 m以淺的煤層氣開發(fā)井，壓裂2～3層的成本約為300萬元，增加1層的壓裂費用大致為40萬元。單井排采后，后期每年的維護費大致為 25萬元。煤層氣價格 1.8 元/m3，“十三五”期間，煤層氣中央財政補貼0.3 元/m3。投資回收期一般從建設年開始算起，參照一般的石油天然氣開采項目，基準投資回收期取8年，其中建設期1年[21]。8年的現(xiàn)金流出包括前期工程費用和后期維護費用兩部分，大致為500萬元。

由煤層氣井單井經(jīng)濟評價結果（見表1）可知，當8年內日均產氣量穩(wěn)定在1 000 m3左右時，基準投資回收期收益為485.1萬元，接近500萬元。說明日均產氣量1 000 m3是該區(qū)商業(yè)氣流的起算標準，與該深度內儲量計算的煤層氣產量下限起算標準一致[22]。因此，一個組合產層日均產量最低應達到1 000 m3。在一個產層組合內部，增加的產層發(fā)生費用主要是射孔、壓裂施工及壓裂材料，費用大致為40萬元，同樣按照基準投資回收期為8年，其日均產氣量應為100 m3左右，為該區(qū)商業(yè)氣量起算標準的 10%，基準投資回收期收益為48.51萬元，大致相當于單層壓裂費用加上后期分攤的部分維護費用?？紤]到黔西地質條件的復雜性，現(xiàn)有開發(fā)井產量較低，達到日均產氣量1 000 m3以上的井較少，為此，確定擴展產層其產量貢獻率應達到10%以上。

表1 煤層氣井單井經(jīng)濟評價結果

對主力產層而言，在穩(wěn)產階段，液面降至主力產層頂板上部，套壓為0.05 MPa，此時主力產層產氣貢獻率應在 30%以上，而其他產層產氣貢獻率最好在10%以上。根據(jù)（1）式，各產層生產潛能可表達為：

為簡化計算，增加可操作性，在（4）式中可不考慮開發(fā)工程影響因子，即令Bi=1.0×1015t/（d·m3·MPa2）。

產能貢獻指數(shù)定義為：

除主力產層之外，其他產層產能貢獻指數(shù)應在10%以上，若低于10%，建議不組合。

2.4 產層組合優(yōu)化流程

完整的多煤層產層組合優(yōu)化流程見圖2。組合過程中，除要滿足“三步法”的要求外，還需注意：若主力產層位于頂部，連續(xù)排采過程中，主力產層不過早暴露在液面之上；若主力產層位于底部，向上擴展組合后，則要保證上部次主力產層不過早暴露在液面之上。主力產層位于中部，分別遵循上、下擴展組合原則。

圖2 煤層氣產層優(yōu)化組合“三步法”流程

3 產層組合優(yōu)化效果實例對比

3.1 實例井基礎數(shù)據(jù)

GP井和GP-X井為貴州松河開發(fā)試驗井組中的2口井，靶點平均距離約180 m，均采用“小層射孔，分段壓裂，合層排采”的開發(fā)方式于2014年1月投產，基礎數(shù)據(jù)見表2。表中煤層垂深、厚度、儲集層壓力、滲透率、含氣量、煤體結構等來源于測井解釋；產層臨界解吸壓力由實測等溫吸附數(shù)據(jù)反算得到，部分煤層沒有實測等溫吸附數(shù)據(jù)，由其他產層平均蘭氏體積和蘭氏壓力推算獲得，空氣干燥基條件下蘭氏體積為22.82 m3/t，蘭氏壓力為2.13 MPa。

3.2 實例井產層組合優(yōu)化

根據(jù)上述產層組合優(yōu)化“三步法”，分別對開發(fā)試驗井GP-X與GP井進行了主力產層優(yōu)選、主力產層擴展與產層組合優(yōu)化分析，確定出多套可供實例井獨立開發(fā)的產層組合。

3.2.1 主力產層優(yōu)選

GP-X井：15號煤煤體結構破碎，盡管煤層厚度較大，為2.34 m，按優(yōu)選原則需被擱置，6-2、17號煤煤體結構破碎，同樣不參與主力層優(yōu)選，最終優(yōu)選出1+3、16、29-3號煤3個主力產層（見圖3a），其中29-3號煤為優(yōu)選指數(shù)最高的煤層。

表2 GP-X井與GP井煤層基礎數(shù)據(jù)

圖3 實例井主力產層優(yōu)選結果

GP井：同樣原因，該井6-1、17號煤由于煤體結構破碎不參與主力層優(yōu)選，最終優(yōu)選出1+3、12、29-3號煤3個主力產層（見圖3b），其中12號煤為優(yōu)選指數(shù)最高的煤層。

3.2.2 主力產層擴展

GP-X井存在4種擴展組合（見圖4a）：①1+3號煤向下擴展組合為1+3、4、5、6-1、9、10、11、12、16號煤，產層跨度為105.66 m；②16號煤向上擴展組合為 1+3、4、5、6-1、9、10、11、12、13、16 號煤，產層跨度為105.66 m；③16號煤向下擴展組合為16、21、24-1、29-1、29-3號煤，產層跨度為 144.14 m；④29-3號煤向上擴展組合為 9、10、11、12、13、16、21、24-1、29-1、29-2、29-3號煤，產層跨度為202.1 m。

圖4 實例井主力產層擴展結果

GP井也存在4種擴展組合（見圖4b）：①1+3號煤向下擴展組合為1+3、4、5、6-2、9、12、13、15、16號煤，產層跨度為114.3 m；②12號煤向上擴展組合為1+3、4、5、6-2、9、12號煤，產層跨度為88.15 m；③12號煤向下擴展組合為12、13、15、16號煤，產層跨度為26.51 m；④29-3號煤向上擴展組合為24-1、27-1、29-1、29-2、29-3號煤，產層跨度為57.69 m。

3.2.3 產層組合優(yōu)化

GP-X井可優(yōu)化出3套獨立開發(fā)的產層組合（見圖5a）：①1+3號煤擴展組合優(yōu)化結果為 1+3、4、9、16號煤，跨度105.66 m；②16號煤兩組擴展組合綜合優(yōu)化結果為16、24-1、29-3號煤，跨度144.14 m；③29-3號煤擴展組合優(yōu)化結果為 24-1、29-1、29-3號煤，跨度45.81 m。3套組合最大跨度為144.14 m，最小跨度為45.81 m，平均跨度為98.54 m。

圖5 實例井產層組合優(yōu)化結果

GP-X井第3套組合優(yōu)化中29-3號煤為主力煤層，優(yōu)選指數(shù)最高，后期產氣潛力最大?？紤]到開發(fā)產層跨度越大，層間干擾可能越嚴重，后期開發(fā)工程越復雜，該組合是進行開發(fā)的首選。

GP井也可優(yōu)化出3套獨立開發(fā)的產層組合（見圖5b）：①1+3號煤擴展組合優(yōu)化結果為 1+3、6-2、9、12、16號煤，跨度114.30 m；②12號煤兩組擴展組合綜合優(yōu)化結果為12、15、16號煤，跨度26.15 m；③29-3號煤擴展組合優(yōu)化結果為27-1、29-1、29-3號煤，跨度30.68 m。3套組合最大跨度為114.3 m，最小跨度為26.15 m，平均跨度為57.04 m。同樣，第2套組合優(yōu)化是GP井進行開發(fā)的首選。

從最終組合優(yōu)化的結果看，雖然2口實例井靶點平均距離只有180 m，但受煤層結構、儲集層特征參數(shù)等的影響，產層組合優(yōu)化的結果差異較大，其中，第1套和第3套較為相似，第2套差異較大。因此，對多煤層的合層開采，做好單井產層組合優(yōu)化是高效開發(fā)的基礎。

3.3 實例井實際開發(fā)效果對比

3.3.1 實際生產效果對比

GP-X井實際開發(fā)層位為1+3、5、9、10、11、13、15、16號煤，累計煤層厚度11.6 m，跨度為138.5 m。其產層組合大致與該井第1套1+3煤擴展組合相近；GP井實際開發(fā)產層為5、6-1、6-2、9、12、13、15、16、29-1、29-2、29-3號煤，累計煤層厚度18.38 m，跨度為267.66 m，完整包含了該井第2、3兩套主力產層擴展組合。

2口井先后完鉆壓裂，施工工藝相同，同時排采，排采制度相似，但對比最高日產氣量，GP-X井為1 802 m3（見圖6），GP井則為1 200 m3（見圖7），前者比后者高出50.17%。后期2口井均進行了二次憋壓（見圖 6、圖 7），造成上部煤層的部分暴露，產層遭到傷害，產量下降，但后期GP-X井保持500 m3/d左右的產量生產，而GP井則只有400 m3/d左右。

圖6 GP-X井實際排采曲線

從單位煤層厚度貢獻氣量來看，GP-X井為 43.1 m3/（d·m），GP 井為 21.8 m3/（d·m），前者是后者的1.98倍，也就是說在開發(fā)層位減少的情況下，卻獲得了更好的開發(fā)效果，這說明盲目追求打開更多的產層是不科學的，如果考慮開發(fā)層位增多所增加的資金投入，效益更差。

圖7 GP井實際排采曲線

中國石化投入開發(fā)的黔西織金珠藏鄰近區(qū)塊，產層組合一般為 4層，跨度 70 m左右，產量均穩(wěn)產在1 000 m3/d以上。中國地質調查局2016年在鄰近土城向斜北部的楊梅樹向斜投產的楊梅參 1井，開發(fā)產層僅3層，產層跨度63 m，層厚6.42 m，3層連續(xù)密集產氣，最高產量達5 011 m3/d，連續(xù)51 d穩(wěn)產在4 000 m3/d以上，創(chuàng)西南地區(qū)煤層氣單井峰值產量、穩(wěn)定日產量新高。這些均是在吸取前期大跨度、多產層開發(fā)效果不甚理想的經(jīng)驗教訓下，適當減少產層數(shù)量、跨度后取得的良好開發(fā)效果。

3.3.2 GP井開發(fā)效果較差原因分析

GP井實際開發(fā)層位中，6-1號煤煤體結構破碎，應擱置組合，同時產層組合層位過多，導致的結果就是主力產層產氣能力削弱，相互干擾增大，整體產氣效果不佳。

以主力產層29-3號煤為例，該層開始產氣時，可保證15號煤以下層位不暴露在液面之上，以上層位則不能保證。實際開發(fā)結果是，29-3號煤進入產氣階段，5、6-1、6-2、9、12、13號煤均暴露在液面之上。另一方面，29-3號煤與21號煤以上層位儲集層壓力梯度差都大于0.1 MPa/100 m，屬于不同的流體壓力系統(tǒng)，相互干擾程度大，難以在較短時間內實現(xiàn)共采。

當臨界解吸壓力對應液面高度等于或大于井底流壓換算液面高度時，可以認為開始產氣，據(jù)此可預測該井各層位產氣序列（見圖8，圖中動液面高度以29-2號煤底板為基準）。在排采200 d左右時，液面保持在250 m左右，在6-2號煤頂板附近（見圖7）。產氣貢獻層及產氣序列預測結果為：6-1、6-2、15、16、5、9、12和13號煤。因液面及流壓下降太快，多個產層陸續(xù)集中產氣，形成了一個短暫的產氣高峰，最高產量達到1 200 m3/d左右，產水量為5 m3/d左右（見圖7），但29-1、29-2、29-3號煤未參與產氣。

圖8 各產層產氣預測序列圖

后期因生產需要，進行了二次憋壓（見圖7），液面快速下降，下降幅度200 m左右，生產約300 d后，29-1、29-2、29-3號煤進入產氣階段，但此時16號煤和以上產層完全暴露在液面之上（見圖7），短時間內造成了壓敏和氣鎖效應，對壓降漏斗的擴展非常不利。憋壓施工后，氣井產氣量恢復到1 000 m3/d左右，主要產層為 29-1、29-2、29-3號煤，因流壓下降太快，高峰產量難以維持，后期產量穩(wěn)定在 400 m3/d，沒有達到預期的開發(fā)效果。

綜上，GP井開發(fā)效果不理想是產層組合過多、相互干擾、主力產層過早暴露在液面之上造成的。而GP-X井在減少產層數(shù)后，與“三步法”劃分的一套擴展組合相近，開發(fā)效果反而好于GP井，說明科學合理的產層組合劃分是多煤層條件下煤層氣高效經(jīng)濟開發(fā)的有力保證。

4 結論

以煤層氣井產能方程為基礎，提出主力產層優(yōu)選指數(shù)、主力產層擴展指數(shù)、產能貢獻指數(shù) 3項指標，建立產層組合優(yōu)化“三步法”。

主力產層優(yōu)選，以耦合煤層厚度、煤層含氣量、煤層滲透率、煤層儲集層壓力及煤體結構為主，評價產層潛能，指數(shù)δ值越大，產層潛能越大；主力產層擴展組合，在確保主力產層的充分緩慢解吸，且不暴露在液面之上前提下，以耦合臨界解吸壓力、層間距和儲集層壓力梯度差為主，綜合評價主力、非主力產層間的相互干擾程度，組合指數(shù)?值大于1可以擴展組合；產層組合優(yōu)化，主要考慮組合產層的經(jīng)濟性，主力產層產能貢獻指數(shù)大于 30%，其他產層貢獻指數(shù)大于10%，才能確保煤層氣井投產后具有經(jīng)濟效益。

經(jīng)貴州松河開發(fā)試驗井的開發(fā)效果對比分析，證實了產層組合優(yōu)化“三步法”的科學性與實用性，可用于煤層氣的多層合采方案設計。

符號注釋：

B——氣井工程綜合影響因子，1015t/(d·m3·MPa2)；d——系數(shù)，當擴展產層與主力產層的儲集層壓力梯度差小于0.1 MPa/100 m時，取值1.0，大于0.1 MPa/100 m時，取值0；g——重力加速度，取值9.81 m/s2；h——其他擴展產層與主力產層的垂向間距，m；H——煤層厚度，m；i——產層編號；K——煤層滲透率，10-3μm2；n——產層總數(shù)；p——儲集層壓力，MPa，取臨界解吸壓力pc；p0——井底壓力，MPa；pc——臨界解吸壓力，MPa；pt——套壓，MPa，統(tǒng)一取 0.05 MPa；Q——煤層氣井產能，m3/d；S——煤體結構系數(shù)，煤體結構為原生結構煤或碎裂煤時，S=1，煤體結構為碎粒煤或糜棱煤時，S=0；V——煤層氣含氣量，m3/t；δ——主力產層優(yōu)選指數(shù)，10-15m6·MPa/t；η——產能貢獻指數(shù)，%；ρ——產出水的密度，103kg/m3；?——產層擴展組合指數(shù)，無因次。

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