蘇朋輝，夏朝輝，劉玲莉，段利江，王建俊，肖文杰

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.西安石油大學地球科學與工程學院，西安710300）

0 引言

低煤階煤是指煤巖變質程度低的煤，在國際上主要通過最大鏡質體反射率（Ro）來確定。低煤階煤是最大鏡質體反射率<0.65%的煤［1］。與中、高煤階煤層相比，低煤階煤層滲透率較高、含氣量低、割理發(fā)育程度較低［2-4］。國外的低煤階煤層氣田主要分布在美國的粉河盆地、尤因塔盆地和拉頓盆地，加拿大的阿爾伯塔盆地以及澳大利亞蘇拉特盆地等。我國低煤階煤層氣的重點區(qū)域包括準噶爾盆地、二連盆地、鄂爾多斯盆地等，低煤階煤層氣占煤層氣總資源的43%，勘探開發(fā)潛力巨大［5］。

桑浩田等［6］以沁水盆地3口典型煤層氣井為研究對象，應用COMET3數值模擬軟件反演了這些井的排采數據，對影響煤層氣井的產能因素進行了分析（在該區(qū)可作為煤層氣井網優(yōu)化的依據）；Lee等［7］以印尼低煤階煤層氣田為例，研究了含氣量和儲層壓降對低煤階煤層氣井產能的影響，并認為含氣量越高，儲層壓差越大，低煤階煤層氣產出速率越高；Ding等［8］評價了澳大利亞中煤階煤層氣水平井峰值產氣量對滲透率、含氣量等一系列因素的敏感性程度，得出了單井峰值大小對主要儲層物性由強到弱的敏感性；侯海海等［2］通過多層次模糊數學的方法，研究了吐哈盆地低煤階煤層氣田產能的主控因素，提出資源豐度、煤層厚度、滲透率、含氣量和水文地質條件均是影響低煤階煤層氣賦存和產能的主控因素；Zhao等［9］以澳大利亞Bowen盆地煤層氣田為研究對象，提出了產能影響因素的不確定性分析方法流程圖，并使用該方法研究了含氣量、解吸時間、等溫吸附參數和滲透率等對煤層氣井產能的影響，提出含氣量、滲透率和朗格繆爾體積是影響煤層氣井產能的主控因素；吳雅琴等［10］分析了鄭莊區(qū)塊煤層氣井產能主控因素，并劃分出不同地質單元對井距的優(yōu)化程度。影響低煤階煤層氣井產能的主要因素有2類［11-12］：①地質因素與含氣性因素，即影響低煤階煤儲層資源量的因素（埋深、厚度、含氣量等）和影響低煤階煤層氣解吸吸附及運移的因素（滲透率、朗格繆爾體積、朗格繆爾壓力等）；②工程相關因素，即排采制度、鉆完井方式等。與中、高煤階煤儲層相比，X煤層氣田儲層具有高孔滲、低含氣量的特點，排采規(guī)律尚缺乏系統(tǒng)的研究。

此外，我國對于煤層氣排采規(guī)律和產能的研究主要集中在中高煤階［13-17］，其主要原因是中高煤階煤儲層比低煤階煤儲層含氣量高，容易取得較好的商業(yè)價值［18］。我國低煤階煤層氣部分生產井產氣量低且產量遞減快，除煤層氣水文地質特征復雜、滲透率和含氣量均低等客觀因素外，對排采規(guī)律缺乏系統(tǒng)的研究是影響我國低煤階煤層氣產量的主要因素［19］。因此，研究低煤階煤層氣的產能影響因素對于澳大利亞M區(qū)塊低煤階煤層氣的研究和勘探開發(fā)具有重要意義。

1 區(qū)域地質概況

澳大利亞M區(qū)塊地處S盆地東緣，位于盆地向斜東翼構造高部位。S盆地為中生代克拉通盆地，主要發(fā)育三疊系、白堊系。盆地中侏羅統(tǒng)Injune Creek群Walloon亞群發(fā)育有J和T共2套煤層組。J煤層組包含 Kogan，Macalister，Wambo和 Argle煤層，T煤層組包含Upper Taroom和Condamine煤層。X煤層氣田是M區(qū)塊的主力氣田，位于澳大利亞S盆地東北部。

X煤層氣田儲層鏡質體反射率為0.6%，煤層累計凈厚度為25 m，平均埋深為287 m，平均滲透率為258 mD，平均含氣質量體積為2.7 m3/t，平均含氣飽和度為70%，地層壓力梯度為0.91 MPa/100 m，屬于典型的高滲、低含氣量、低煤階煤儲層。

2 低煤階煤層氣生產特征

澳大利亞M區(qū)塊目標煤層共發(fā)育有J和T共2套煤層組，根據開采的不同射孔層位，將X煤層氣田的生產井劃分為3類：A井組的井主要射孔層位為J煤層組的煤層；B井組的井主要射孔層位為T煤層組的煤層；C井組的井為多層合采井，射孔層位為全部煤層。

通過分析X煤層氣田生產井的生產數據，并根據單井高峰日產氣量，將氣井劃分為3類：高產氣井（峰值產氣量大于3萬m3/d）、中產氣井［峰值產氣量為（1～3）萬m3/d］、低產氣井（峰值產氣量小于1萬 m3/d）。

2.1 高產氣井生產特征

X煤層氣田高產氣井的特點是：生產曲線連續(xù)性好，多數高產氣井具有明顯的產量上升階段、穩(wěn)產階段和遞減階段（圖1）。高產氣井單井累積產氣量高，大部分井累積產氣量大于2 000萬m3，穩(wěn)產期較長。高產氣井大多為合采井，其井縱向穿過J和T共2套煤層組，縱向儲層控制程度和初期排水量均大、持續(xù)時間長，有助于降壓解吸，故合采井的投產大大增加了平均單井產量。

圖1 典型高產氣井生產曲線Fig.1 Production curves of a typical high production gas well

2.2 中產氣井生產特征

中產氣井的特點是：產氣曲線連續(xù)性較好，部分生產井有比較明顯的產量上升階段、穩(wěn)產階段和遞減階段（圖2）。大部分中產氣井累積產氣量大于500萬m3，單井累積產氣量高。中產氣井初期排水量明顯低于高產氣井初期排水量，不利于煤儲層降壓解吸。中產氣井多為單采T煤層組生產井。

圖2 典型中產氣井生產曲線Fig.2 Production curves of a typical medium production gas well

2.3 低產氣井生產特征

低產氣井特點是：生產曲線波動幅度大，連續(xù)生產的時間短（圖3）。低產氣井多數位于氣田邊緣位置，沒有充足的水源供給，且井距較大，井間干擾弱。低產氣井單井累積產氣量低，大部分井累積產氣量低于50萬m3。低產氣井初期產水量較中產氣井更低，且持續(xù)時間短，后期產水量保持在較低水平或不產水。低產氣井多為單采J煤層組生產井。

圖3 典型低產氣井生產曲線Fig.3 Production curves of a typical low production gas well

3 煤層氣單井產能主控因素

在煤層氣開發(fā)過程中，其產能受到地質及工程等多種因素的影響。結合低煤階煤層氣井的生產特征和氣田地質模型資料分析，建立低煤階煤層氣井數值模型，主要討論孔隙度、累計凈厚度、滲透率、井距、含氣量、含氣飽和度、解吸時間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數等9個參數對煤層氣井產能的影響，分析峰值產氣量和累積產氣量對各影響因素敏感性的強弱程度，明確影響低煤階煤層氣井產能的主控因素。

3.1 產能影響因素敏感性案例設計

澳大利亞M區(qū)塊以X煤層氣田各參數的實際變化范圍為基礎，給定每個參數的基礎值、最小值和最大值。采用控制變量法，基于每個參數在地質模型中的變化范圍，單次修改某一參數，分別取基礎值、最小值和最大值，并保持其他參數為基礎值。每個參數設計3個案例，最后設計的總案例數為27個。各參數在設計案例中的取值如表1所列。

表1 各參數在模型中的變化范圍及在案例中的取值Table 1 Value ranges of each coefficient in geo-model and simulation cases

3.2 敏感性結果分析

為了評價煤層氣井產能對以上9個參數的敏感性，以此來確定影響低煤階煤層氣井產能的主控因素，把基礎模型的峰值產氣量和累積產氣量值作為比較的基礎值，將通過表1中每個參數的最大值和最小值所求取的相應產量值作為比較值，再用比較值除以基礎值得到每個產量的相對變化率，根據相對變化率的高低得到峰值產氣量和累積產氣量的敏感性分析結果暴風圖（圖4、圖5）。

敏感性分析結果表明，影響低煤階煤層氣井峰值產氣量大小的主要因素由強到弱依次為：累計凈厚度、滲透率、含氣量、含氣飽和度、孔隙度、井距、解吸時間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數。影響低煤階煤層氣井累積產氣量大小的主要因素由強到弱依次為：累計凈厚度、井距、含氣量、滲透率、含氣飽和度、孔隙度、解吸時間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數。

通過分析峰值產氣量和累積產氣量對各儲層參數敏感性的大小，可確定影響低煤階煤層氣井產能的主控因素有累計凈厚度、滲透率、含氣量、井距、含氣飽和度?？紫抖取⒔馕鼤r間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數的高低變化對低煤階煤層氣井產量的影響均相對較小，因此可將其視為影響低煤階煤層氣井產能的非主控因素。

圖4 峰值產氣量敏感性暴風圖Fig.4 Sensitivity tornado chart of peak gas production

圖5 累積產氣量敏感性暴風圖Fig.5 Sensitivity tornado chart of cumulative gas production

煤層的厚度和含氣量決定著煤層中的資源量，是低煤階煤儲層富集煤層氣與提供產量的關鍵，煤層越厚，產氣量越高，氣源越豐富，供氣能力越強，產量也越高。滲透率是影響煤層氣產量以及采收率的重要因素，較高的滲透率可改善煤層氣的滲流通道、降低滲流阻力、增加煤層氣產量。與常規(guī)天然氣儲層不同，井間干擾有利于煤儲層的開發(fā)，在一定范圍之內，井距越小越能加快排水降壓的過程，加速氣體的產出。含氣飽和度越大，氣體越容易解吸，并可縮短煤層氣井達到峰值產量的時間。

產能主控因素研究結果表明：低煤階煤層氣峰值產氣量和累積產氣量有著相同的變化趨勢，二者均隨著累計凈厚度、滲透率、含氣量和含氣飽和度的增大而增大，隨著井距的增大先增大后減?。▓D6）；峰值到來時間和穩(wěn)產時間有著相似的變化趨勢，二者均隨著累計凈厚度、滲透率和含氣飽和度的增大而變短，隨著含氣量增大而變長，但是峰值到來時間隨著井距的增大而延長，而穩(wěn)產時間隨著井距的增加先延長，超過最優(yōu)井距之后變短（圖7）。峰值產氣量、累積產氣量、峰值到來時間和穩(wěn)產時間均隨著井距的變化特征與煤層氣井井間干擾加速儲層降壓解吸有關。因此，在儲層累計凈厚度，滲透率和含氣量等地質參數基本一致的情況下，確定合理的井距對于提高單井產能和氣田開發(fā)至關重要。

圖6 不同井距下的累積產氣量Fig.6 Cumulative gas production rates under different well spaces

圖 7 不同井距下的穩(wěn)產時間Fig.7 Production plateau time under different well spaces

4 開發(fā)方式優(yōu)化

4.1 開發(fā)層系優(yōu)化

澳大利亞M區(qū)塊主要開發(fā)煤層組為J和T煤層組，這2套煤層組均較發(fā)育，呈疊加分布，煤層厚度分布穩(wěn)定。J煤層組和T煤層組在氣田北部各自獨立開發(fā)，南部2套煤層組合采開發(fā)。作為低煤階煤儲層，具有煤層夾矸少，滲透率高的特性，煤儲層滲透率主要為100～300 mD；上、下2套煤層組煤層埋深間距為0～200 m，適于采用合層開發(fā)。合層開發(fā)可以在縱向上擴大單井排采厚度，提高單井縱向儲量控制程度，實現少井高產的目的。

4.2 開發(fā)井距優(yōu)化

X煤層氣田埋深為250～650 m，含氣質量體積從1.63 m3/t增加到5.47 m3/t，滲透率由750 mD降低至12 mD。研究可知，滲透率和含氣量是影響開發(fā)效果的主控因素，二者同時受煤儲層埋深的影響。因此，以低煤階煤層氣田開發(fā)效果的主控因素滲透率和含氣量為依據，將煤層劃分為6類儲層物性（表2），建立9點直井井網模型，開展低煤階煤層氣井不同井距的數值模擬，并建立階段采收率與井距的關系曲線，進而優(yōu)選井距。

表2 不同埋深儲層物性參數Table 2 Reservoir coefficients under different depths

根據6類儲層物性劃分標準，分別建立6個不同井距的9點井網模型。每種埋深設定8個井距，即 300 m，500 m，800 m，1 000 m，1 200 m，1 500 m，1 700 m和2 000 m。

4.3 井距優(yōu)化結果分析

4.3.1 第Ⅰ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖8），在9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為1 500 m時采出程度增加出現拐點，當井距從1 500 m降到1 200 m，井距減少300 m，但采出程度僅增加了0.96%。因此，對于埋深小于250 m的低煤階煤儲層，1 500 m是相對最優(yōu)的井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖8 第Ⅰ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.8 Relationship between recovery degree and well spacing of the type I reservoir

4.3.2 第Ⅱ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖9），在9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為1 200 m時采出程度增加出現拐點，當井距從1 200 m降到1 000 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了1.68%。因此，對于埋深為250～350 m的低煤階煤儲層，1 200 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖9 第Ⅱ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.9 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅡreservoir

4.3.3 第Ⅲ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖10），在 9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為1 000 m時采出程度增加出現拐點，當井距從1 000 m降到 800 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了2.6%。因此，對于埋深在350～400 m的低煤階煤儲層，1 000 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖10 第Ⅲ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.10 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅢreservoir

4.3.4 第Ⅳ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖11），在9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為1 000 m時采出程度增加出現拐點，當井距從1 000 m降到800 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了4.51%。因此，對于埋深在400～450 m的低煤階煤儲層，1 000 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖11 第Ⅳ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.11 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅣreservoir

4.3.5 第Ⅴ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖12），在9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為800 m時采出程度增加出現拐點，當井距從800 m降到500 m，井距減少300 m，但采出程度僅增加了9.7%。因此，對于埋深為450～600 m的低煤階煤儲層，800 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖12 第Ⅴ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.12 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅤreservoir

4.3.6 第Ⅵ類儲層井距優(yōu)化

根據采出程度與井距關系曲線（圖13），在9點井網模型中，對比5個不同直井井距下20 a末采出程度，可以得出如下結論：井距為700 m時采出程度增加出現拐點，當井距從700 m降到500 m，井距減少200 m，但采出程度僅增加了13.72%。因此，對于埋深大于650 m的低煤階煤儲層，700 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力。

圖13 第Ⅵ類儲層采出程度與井距關系曲線Fig.13 Relationship between recovery degree and well spacing of the typeⅥreservoir

通過對6類儲層井距優(yōu)化結果進行分析，可得出以下結論：①埋深<250 m和埋深為250～350 m的儲層滲透率較高，單井控制面積大，較大的井距下可獲得較好的開發(fā)效果，最優(yōu)井距為1 200～1 500 m；②埋深為350～400 m和埋深為400～450 m的儲層，通過優(yōu)化直井的井距，減小井距可大幅度提高峰值產量和采出程度，但當井距小于1 000 m后，增加幅度變小，因此1 000 m是相對最優(yōu)井距，并有進一步優(yōu)化后期加密的潛力；③埋深為450～600 m和埋深＞650 m的儲層滲透率較低，單井控制面積較小，較大的井距下采出程度低，相同的井網類型下，有必要設置較小的直井井距，最優(yōu)井距為700～800 m?？傊?，后續(xù)有必要根據割理方向，結合鉆井工程，優(yōu)化井型，降低開發(fā)成本。

5 結論

（1）合采井縱向穿過J和T共2套煤層組，縱向儲層控制程度大，初期排水量大、持續(xù)時間長，有助于降壓解吸，故合采井的投產大大增加了平均單井產量。

（2）影響低煤階煤層氣井產能的主控因素有累計凈厚度、滲透率、含氣量、井距和含氣飽和度，而孔隙度、解吸時間、束縛水飽和度和巖石壓縮系數的變化對低煤階煤層氣井產能的影響并不明顯。

（3）低煤階煤層氣井井距優(yōu)化結果表明，埋深<250 m的儲層最優(yōu)井距為1 500 m，埋深為250～350 m的儲層最優(yōu)井距為1 200 m，埋深為350～400 m和埋深為400～450 m的儲層最優(yōu)井距為1 000 m，埋深為450～600 m的儲層最優(yōu)井距為800 m，埋深＞650 m儲層最優(yōu)井距為700 m。