徐文軍，劉升貴，孟 磊

(1.中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100016； 2.中國礦業(yè)大學(xué)(北京)力學(xué)與建筑工程學(xué)院，北京 100083)

山西組3號煤層是沁水南部潘河區(qū)塊當(dāng)前煤層氣開發(fā)的主要目的層，但是經(jīng)過十多年的排采，淺層3號煤層的可采性煤層氣資源趨于枯竭，出現(xiàn)了低產(chǎn)液井和不產(chǎn)液井占比不斷增加，產(chǎn)氣量持續(xù)快速下降的趨勢，這些產(chǎn)氣井井底流壓低，穩(wěn)產(chǎn)難度很大，其中區(qū)塊煤層氣產(chǎn)量自2013年以來逐漸降低，年遞減率從2014年的1.69%快速增加至2016年的9.49%[1]。而穩(wěn)定發(fā)育的太原組15號煤層是潘河區(qū)塊后續(xù)的接替煤層，因而開展潘河區(qū)塊15號煤層生產(chǎn)特征及其影響因素分析，對于后續(xù)指導(dǎo)優(yōu)勢區(qū)域確定，開發(fā)工藝優(yōu)化，充分釋放其產(chǎn)能以及實現(xiàn)區(qū)域內(nèi)產(chǎn)氣量的平穩(wěn)接替和潘河區(qū)塊煤層氣的穩(wěn)定有序開發(fā)具有重要意義。

本文基于潘河區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造特征和15號煤層當(dāng)前煤層氣排采井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)，探討潘河區(qū)塊15號煤層煤層氣開發(fā)井的產(chǎn)水量、產(chǎn)氣量、煤粉產(chǎn)出特征及其主要控制因素。

1 工程概況

1.1 構(gòu)造特征

潘河區(qū)塊構(gòu)造整體較為簡單，整體上為一個單斜構(gòu)造，發(fā)育有次級褶皺構(gòu)造，斷層相對不發(fā)育[2]。區(qū)塊內(nèi)背向斜相間排列，呈現(xiàn)NNE向展布特征，褶皺構(gòu)造從東向西依次為潘河向斜、柿莊背斜和霍家山向斜。地層平緩，傾角主要為5°～8°。結(jié)合含氣量等值線圖來看，整體上向斜部位含氣量相對較高。區(qū)塊中部的潘河向斜、柿溝背斜附近含氣量最高，達(dá)到24 m3/t(圖1)。

圖1 潘河區(qū)塊井位布置圖Fig.1 Well arrangement in Panhe block

1.2 地質(zhì)和水文特征

太原組為一套海陸交互的沉積地層，平均厚度為98 m，發(fā)育的主要可采煤層為15號煤層。埋深適中，埋深變化范圍為338～773 m，中部向斜構(gòu)造部位埋深較深。15號煤層厚度為2.6～6.6 m，平均厚度4 m，區(qū)塊東南部、東北部及中部地區(qū)較厚。煤層結(jié)構(gòu)相對簡單，含有夾矸1～2層，厚度為0.1～0.25 m。直接頂主要為泥巖或含鈣泥巖，老頂為2 m左右厚度的灰?guī)r，底板主要為泥巖。

地下水從露頭接受補給，在重力驅(qū)動下從高勢能的周邊部向深部徑流，形成一個地下水局部“低洼”滯流區(qū)。區(qū)內(nèi)總體為向斜滯留水區(qū)[3]。

1.3 物性特征

15號煤層平均儲層壓力梯度0.81 kPa/m，平均含氣量20 m3/t，滲透率0.08～1.45 mD，地應(yīng)力梯度25.8 kPa/m，構(gòu)造煤占比10%～46%。

綜合來看，15號煤層發(fā)育相對穩(wěn)定，含氣量、儲層壓力相對較高，滲透率較低，泥巖的頂?shù)装逡灿欣诩淄闅怏w的保存，有利于煤層氣的富集和高產(chǎn)。但15號煤層結(jié)構(gòu)中構(gòu)造煤占比較大，孔隙結(jié)構(gòu)特征不僅使?jié)B透率惡化，還會作為煤粉產(chǎn)出的主要來源增加排采過程中煤粉產(chǎn)出量，給儲層帶來損害，抑制產(chǎn)能的釋放[4-5]。

1.4 試驗井井位布置

潘河區(qū)塊北部區(qū)域布置1個試驗井組，包含有5口定向井，位于霍家山向斜核部附近，煤層發(fā)育穩(wěn)定，厚度較大，約4.2 m，含氣性較好，為19 m3/t，井組采用五點式井網(wǎng)部署，中心井與周邊井保持200 m井距，周邊井采用一定角度錯開東西向的最大主應(yīng)力方向，減小壓裂施工風(fēng)險，增大裂縫改造泄壓控制面積。

潘河區(qū)塊南部區(qū)域布置有2個試驗井組，一個井組位于區(qū)塊西南部，布置在柿溝背斜的東翼，煤層構(gòu)造寬緩、穩(wěn)定，含氣量高，為24 m3/t；另外一個井組位于潘河向斜與柿溝背斜之間，煤層構(gòu)造寬緩、穩(wěn)定，含氣量高，為24 m3/t。

2 15號煤氣田生產(chǎn)特征

2.1 產(chǎn)水量特征

區(qū)塊整體產(chǎn)水量不高，平均產(chǎn)水量僅為0.56 m3/d。北部井的平均產(chǎn)水量0.85 m3/d，高于南部井的0.33 m3/d。

按照目前煤層氣井排水產(chǎn)氣的特征，可以劃分為單向流和兩相流兩個階段，如圖2所示。

1) 單相流階段：南部的平均產(chǎn)水量1.84 m3/d明顯高于北部的0.61 m3/d。北部井達(dá)到氣水兩相流時間較長，南部井則相對較快進(jìn)入氣水兩相流階段，體現(xiàn)在南部井見套壓和見氣時間比北部井短。

2) 兩相流階段：產(chǎn)水量仍然較高，甚至顯著高于單相流階段的平均日排水量，水相滲透率抑制了氣相滲透率，導(dǎo)致低效產(chǎn)氣，是低產(chǎn)井的主要特征。例如N-2井和N-4井的產(chǎn)水量在兩相流階段分別達(dá)到2.71 m3/d和1.67 m3/d，遠(yuǎn)超單向流階段的產(chǎn)水量(非飽和單向流階段很短，因此統(tǒng)計時并入兩相流階段)。

圖2 煤層氣井產(chǎn)水量統(tǒng)計圖Fig.2 Water yield cartogram of coalbed gas well

圖3 煤層氣井產(chǎn)氣量統(tǒng)計圖Fig.3 Gas yield cartogram of coalbed gas well

2.2 產(chǎn)氣量特征

區(qū)塊內(nèi)產(chǎn)氣量差異較大，當(dāng)前產(chǎn)氣井的單井日產(chǎn)氣量范圍為70～4 152 m3/d，平均為1 026 m3/d，有2口井產(chǎn)氣量超過3 000 m3/d，有2口井產(chǎn)氣量處于1 000～3 000 m3/d范圍內(nèi)，有7口井產(chǎn)氣量處于100～500 m3/d范圍內(nèi)，南部區(qū)域井的平均產(chǎn)氣量1 606 m3/d高于北部區(qū)域的332 m3/d，并且南部S-1等井還有提產(chǎn)的潛力。其中高水低氣井(產(chǎn)水≥1 m3/d，產(chǎn)氣量<500 m3/d)為33%，低水高氣井(產(chǎn)水<1 m3/d，產(chǎn)氣量≥3 000 m3/d)為17%，低水中氣井占17%(產(chǎn)水<1 m3/d，產(chǎn)氣量≥500 m3/d)，低水低氣井占33%(產(chǎn)水<1 m3/d，產(chǎn)氣量<500 m3/d)(圖3)。

產(chǎn)氣特征：①產(chǎn)水量相對高的井一般產(chǎn)氣量低，尤其是氣水兩相流階段產(chǎn)水量與產(chǎn)氣量負(fù)相關(guān)；②南部井見氣時間2～122 d，平均25 d，71%的井10 d內(nèi)見氣；北部井見氣時間216～500 d，平均335 d；③高產(chǎn)井前期流壓連續(xù)穩(wěn)定降低，達(dá)到峰值前有較長的低產(chǎn)期；低產(chǎn)井前期流壓波動大且不連續(xù)生產(chǎn)(物性的非均質(zhì)性)，產(chǎn)水量相對大、排水時間長。

2.3 煤粉產(chǎn)出特征

根據(jù)統(tǒng)計的潘河區(qū)塊15號煤層的煤層氣試驗井，總計12口井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)及現(xiàn)場煤粉濃度測試數(shù)據(jù)(色標(biāo)法確定，見圖4)，得出現(xiàn)場煤粉產(chǎn)出規(guī)律如下。

1) 整體來看，隨排采進(jìn)行煤粉濃度呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，見套壓前<產(chǎn)氣初期<產(chǎn)氣上升、穩(wěn)定產(chǎn)氣。

2) 排采對儲層壓力的激動造成煤基質(zhì)破裂和動液面劇烈波動程度，與煤粉產(chǎn)出濃度呈正相關(guān)關(guān)系。其中有1口井受煤粉影響，產(chǎn)液量急劇下降至不產(chǎn)液，產(chǎn)氣量由2 112 m3/d降至200 m3/d。

3) 受到氣流沖蝕以及基質(zhì)收縮效應(yīng)和滑脫效應(yīng)雙重疊加影響，較快的氣體流速對儲層的沖蝕更強，產(chǎn)氣量和煤粉濃度幾乎同步達(dá)到峰值，煤粉濃度維持在4～5級。在產(chǎn)氣量逐漸上升過程中極易堵塞滲流通道，降低產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量。

圖4 煤層氣井煤粉產(chǎn)出特征圖Fig.4 Pulverized coal production feature map ofcoalbed gas well

3 影響生產(chǎn)特征的因素分析

3.1 構(gòu)造因素

部署的煤層氣井位于井田的次級褶皺。北部井布置在霍家山向斜核部附近，頂板平均埋深588 m，含氣量20～22 m3/t，平均產(chǎn)氣量332 m3/d，平均產(chǎn)水量0.846 m3/d；而南部井布置在柿溝背斜的東翼，含氣量22～24 m3/t，平均產(chǎn)氣量2 336 m3/d，平均產(chǎn)水量0.328 m3/d。

結(jié)合圖5發(fā)現(xiàn)，向斜構(gòu)造附近產(chǎn)水量高，背斜構(gòu)造附近產(chǎn)水量低，頂板埋深與產(chǎn)水量呈現(xiàn)一定的正相關(guān)，與產(chǎn)氣量呈一定的負(fù)相關(guān)關(guān)系。在區(qū)塊整體開發(fā)階段，由于構(gòu)造高點處于張性應(yīng)力環(huán)境(例如背斜)，滲透率較大，疊加鄰近構(gòu)造低點煤層泄壓后的煤層氣上浮，在利于瓦斯氣體富集的儲蓋組合條件下，煤層氣產(chǎn)能就能夠充分的釋放。

圖5 頂板埋深和產(chǎn)水量關(guān)系圖Fig.5 Relationship chart between roof depthand water production

3.2 地下水動力條件

地下水動力條件是影響煤層氣高產(chǎn)和富集的重要因素之一，直接影響著地層液的壓力分布和運移。水動力交換作用較強的區(qū)域，煤層氣含量低；而在水動力條件弱的滯留水區(qū)，煤層氣含量往往都比較高。

潘河區(qū)塊煤系地層含水層等水位線呈匯流性，地下水從露頭接受補給，在重力驅(qū)動下從高勢能的周邊部向深部徑流，并在潘莊一帶形成一個地下水局部“低洼”滯流區(qū)[3]。

整個潘河區(qū)塊都處于地下水匯流區(qū)，東側(cè)水力坡度大于西側(cè)水力坡度，造成區(qū)域內(nèi)次級向斜部位水量大。這種滯留區(qū)的壓力封閉和封堵作用，非常有利于煤層氣的富集，滯流水區(qū)瓦斯含量很高，此次南部試驗井附近瓦斯含量為22～24 m3/d，北部試驗井附近瓦斯含量為20～22 m3/d，在煤層氣開采時能夠保持較高的能量和充足的氣源供給。

3.3 儲層改造

低滲透煤儲層改造是煤層氣井產(chǎn)能充分釋放的必要條件。圖6顯示，相比于未實施壓裂的N-3井(當(dāng)前產(chǎn)氣量僅83 m3/d)，實施壓裂的井產(chǎn)氣量顯著提升。在儲層壓裂改造過程中，施工液量對壓裂效果影響較大，尤其是造縫功能的前置液，對于實施清水加砂壓裂井且泵注方式相似時，前置液量在110～210 m3范圍內(nèi)，隨著液量增加產(chǎn)氣量隨之同步增加。根據(jù)在施工中獲取的經(jīng)驗，前置液量210 m3左右，攜砂液量320 m3左右，總凈液量520 m3左右，能夠有效釋放產(chǎn)能。而對于實施潛在酸加砂壓裂的試驗井，施工排量和產(chǎn)氣量之間關(guān)系不明顯。

在清水加砂壓裂中，前置液量減小和加砂量增加的疊加作用會降低產(chǎn)氣量，其中N-4井和N-5井都是在前置液量少、造縫不充分的情況下增加砂量或提高砂比，使支撐劑在某處堆積造成砂堵，裂隙溝通不充分，造成產(chǎn)氣量在達(dá)到峰值后迅速降低，平均產(chǎn)氣量分別只有130 m3/d和200 m3/d。

圖6 產(chǎn)氣量與壓裂液量關(guān)系Fig.6 Relationship chart between gas yield andfracturing fluid quantity

3.4 排采控制

排采對煤層氣產(chǎn)能的影響主要是排采初期的降液速度、見氣初期的流壓控制以及排采的連續(xù)性。

1) 排采初期過快壓降速率對生產(chǎn)的影響。煤儲層應(yīng)力敏感性較高，過快的壓降速度會導(dǎo)致割理和裂隙過快閉合，孔隙閉合、滲透率下降，影響壓降漏斗的擴大；排水強度過大會造成井筒和近井帶煤層不穩(wěn)定和煤層吐砂吐粉，導(dǎo)致產(chǎn)量波動，制約產(chǎn)能釋放。

國內(nèi)一些學(xué)者基于達(dá)西定律，計算出了煤層氣井排采初期合理的排采強度，一方面防止儲層激勵；另一方面防止不必要的能源消耗[6]。

由圖7可知，南部S-4井和S-5井實際降液幅度分別是理論計算的8倍和26倍，而且降液幅度不穩(wěn)定，流壓劇烈變化，見氣后產(chǎn)氣量較低；S-1井和S-2井實際降液幅度與理論降液幅度偏離相對較小，偏離幅度在30%左右，流壓緩慢下降，見氣后產(chǎn)氣量較大。

圖7 排采初期理論和實際排采強度對比圖Fig.7 Drainage intensity comparison chartbetween theory and practice

2) 見氣初期的流壓控制對產(chǎn)能的影響。見氣后儲層的水相滲透率降低、氣相滲透率增加，如果放氣速度不合理，就會抑制產(chǎn)水速率，造成煤粉堆積，影響解吸范圍的擴大。早期產(chǎn)氣階段合理的排量和流壓控制措施能夠使壓降范圍穩(wěn)定的擴大，提高產(chǎn)氣量，延長穩(wěn)產(chǎn)時間。

S-3井就是在見氣初期，出現(xiàn)了多達(dá)26次的停電、H2S停機、電氣故障等問題，導(dǎo)致井底流壓產(chǎn)生劇烈波動，套壓失控，儲層激蕩，產(chǎn)生大量煤粉，堵塞滲流通道，影響產(chǎn)氣量。

3) 連續(xù)性排采對產(chǎn)能的影響。不連續(xù)排采對生產(chǎn)的影響包括：引起煤粉堵塞傷害；動液面升高，遠(yuǎn)井端解吸氣出來還未運移至井筒，容易聚集成大氣泡堵塞孔隙通道，產(chǎn)生氣鎖；多次啟停排采設(shè)備，會激蕩儲層并造成傷害。

根據(jù)統(tǒng)計的192起停機事故發(fā)現(xiàn)，產(chǎn)氣量與停機次數(shù)、整停時間成反比，停機次數(shù)越少、整停時間越短，產(chǎn)氣量越高、產(chǎn)能釋放潛力越大。

因此，排采初期一方面要盡量減少應(yīng)力敏感性的影響；另一反面要保證一定的生產(chǎn)壓差，高效排液。根據(jù)理論計算和實際排采所積累的經(jīng)驗，在排采初期，潘河區(qū)塊15號煤層的煤層氣井日降液速度2～5 m時較為合適；起套壓之后，相態(tài)和流態(tài)發(fā)生較大的變化，流壓很難控制，滲流通道受到氣流沖蝕以及基質(zhì)收縮效應(yīng)和滑脫效應(yīng)雙重疊加影響，較快的氣體流速對儲層產(chǎn)生沖擊破壞，致使煤粉產(chǎn)出量快速增加，應(yīng)加強對流壓的監(jiān)測，并及時調(diào)整排采設(shè)備，保證流壓維持穩(wěn)定下降的趨勢；進(jìn)入穩(wěn)定產(chǎn)氣階段之后，通過控制套壓，保持一個合理穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)壓差。

4 結(jié) 論

1) 15號煤層煤層氣儲層具有產(chǎn)水量低、高產(chǎn)氣井少、煤粉產(chǎn)出量大的特點，產(chǎn)水量和產(chǎn)煤粉量對產(chǎn)氣量有明顯的抑制作用；隨排采進(jìn)行煤粉濃度呈現(xiàn)逐漸增大的趨勢，見套壓前<產(chǎn)氣初期<產(chǎn)氣上升、穩(wěn)定產(chǎn)氣。

2) 在區(qū)塊整體開發(fā)期，煤層氣開發(fā)井適宜部署在煤層氣保存較好的包括背斜等構(gòu)造高點及斜坡，且含氣量超過20 m3/d，水動力條件弱的滯留水區(qū)。

3) 施工液量對壓裂效果影響較大，尤其是造縫功能的前置液，在壓裂正常情況下以及前置液量在110～210 m3范圍內(nèi)，液量和產(chǎn)氣量同步變化；在排采過程中，排采初期的降液速度、見氣初期的流壓控制以及排采的連續(xù)性是影響區(qū)內(nèi)煤層氣井產(chǎn)能釋放的主要原因。