崔澤宏，王建俊，劉玲莉，夏朝輝，張 銘，楊 勇，段利江

(中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

Bowen盆地是澳大利亞東部重要的含煤沉積盆地，其中盆地上二疊統(tǒng)Blackwater群蘊(yùn)藏豐富的煤炭、煤層氣資源[1-2]。M煤層氣田位于Bowen盆地北部西翼斜坡帶上，隸屬于中石油與殼牌合作開發(fā)區(qū)塊的一部分，煤層屬于中煤階，平均鏡質(zhì)體反射率為1.0%。氣田自2004年投入開發(fā)，取得了良好的開發(fā)效果，但氣田內(nèi)部開發(fā)井產(chǎn)能及生產(chǎn)特征差異顯著，一直缺少系統(tǒng)性認(rèn)識(shí)和規(guī)律總結(jié)。為此，筆者基于M氣田多年的工作，以實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，綜合動(dòng)靜態(tài)資料分析，對M氣田各開發(fā)井生產(chǎn)特征進(jìn)行系統(tǒng)分析和總結(jié)，厘清影響氣田產(chǎn)能差異特征主控因素，為氣田周邊開發(fā)選區(qū)和新區(qū)高效開發(fā)提供借鑒。

1 M煤層氣田概況

M煤層氣田處于Bowen盆地北部東傾單斜構(gòu)造，氣田已開發(fā)面積約180 km2。氣田產(chǎn)層位于MCM煤層組，目前已有3套開發(fā)煤層，開發(fā)煤層自上而下分別為Q，P和GM三個(gè)煤層(圖1)。GM煤層為氣田主力產(chǎn)層，對氣田產(chǎn)量貢獻(xiàn)大，占?xì)馓锟偖a(chǎn)量70%左右。該煤層構(gòu)造為西高東低，構(gòu)造海拔為-300～50 m，埋深為100～600 m，煤層厚度為3.0～6.0 m，煤層含氣量為7～12 m3/t，煤層滲透率主要介于0.1×10-15～180×10-15m2。

氣田采用U型水平井開發(fā)，分單支和雙支2類，以雙支U型水平井開發(fā)為主導(dǎo)(圖2)。雙支U型水平井由2口水平井和1口直井構(gòu)成，2口水平井井段沿地下目標(biāo)煤層鉆進(jìn)，與遠(yuǎn)端直井的目標(biāo)煤層段實(shí)施精準(zhǔn)對接，2口水平井通過共用1口直井進(jìn)行排水采氣。該井型技術(shù)成熟，其優(yōu)勢在于:① 雙支水平井增加了煤層中進(jìn)尺長度，擴(kuò)大了煤層解吸面積，利于提高產(chǎn)氣量;② 2口水平井水平段以30°～60°相交，一定程度上保證與煤層割理直交或斜交可能，以實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量提升;③ 水平井采用割縫襯管完井技術(shù)，保障了井眼穩(wěn)定性，提高開發(fā)井穩(wěn)定生產(chǎn)時(shí)率;④ U型水平井便于洗井作業(yè)，水平段如遇煤粉堵塞，可通過水平井與直井循環(huán)注水清洗，提高作業(yè)效率。

雙支U型水平井為氣田開發(fā)主導(dǎo)井型，占據(jù)總開發(fā)井?dāng)?shù)80%，貢獻(xiàn)氣田總產(chǎn)量95%。為分析氣田生產(chǎn)差異特征、產(chǎn)氣變化規(guī)律及其主控因素，僅對GM煤層107組雙支U型水平井生產(chǎn)特征作重點(diǎn)論述。

2 開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量與產(chǎn)氣模式

2.1 M煤層氣田開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量

氣田于2004年投入開發(fā)，絕大多數(shù)開發(fā)井已進(jìn)入開發(fā)中后期遞減階段。煤層氣開發(fā)通過排水降壓后，大都經(jīng)歷產(chǎn)氣爬坡、穩(wěn)定生產(chǎn)和產(chǎn)氣遞減3個(gè)階段，但由于氣田各開發(fā)井投產(chǎn)時(shí)間不同，所處排采階段不同，因此目前各開發(fā)井產(chǎn)氣量還不能合理反映各開發(fā)井實(shí)際的單井產(chǎn)能。為了分析氣田內(nèi)部各開發(fā)井產(chǎn)能差異特征，厘清主控因素，通常將煤層氣井的高峰產(chǎn)氣量作為衡量產(chǎn)能差異變化重要指標(biāo)[3-4]。為此，筆者針對氣田排產(chǎn)5 a以上的107個(gè)雙支U型水平井開發(fā)井組高峰產(chǎn)氣量進(jìn)行統(tǒng)計(jì)和分析，為避免生產(chǎn)數(shù)據(jù)非合理性異常值，以選取連續(xù)高產(chǎn)氣為10 d的平均日產(chǎn)氣量作為高峰產(chǎn)氣量來統(tǒng)計(jì)。由于氣田開發(fā)井的工作制度采用控液面生產(chǎn)，即液面基本控制在開發(fā)煤層底部，因此不存在各開發(fā)井工作制度不同而導(dǎo)致高峰產(chǎn)氣量差異。

基于各開發(fā)井排產(chǎn)曲線與統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，將得到的各開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量制作泡泡圖(圖2)。由圖2可知，產(chǎn)氣井高峰產(chǎn)氣量平面差異顯著，高峰產(chǎn)氣量2 000～72 000 m3/d均有分布。其中高峰產(chǎn)氣量>4萬m3/d的開發(fā)井占比15%，高峰產(chǎn)氣量介于2萬～4萬m3/d的開發(fā)井占比26%，高峰產(chǎn)氣量介于1萬～2萬m3/d的開發(fā)井占比23%，高峰產(chǎn)氣量低于1萬m3/d的開發(fā)井占比36%。

圖2 M煤層氣田GM層開發(fā)井組高峰產(chǎn)氣量泡泡分布Fig.2 Bubble map of peak gas rate of development wells of GM seam in M CBM field

2.2 M煤層氣田產(chǎn)氣模式

為清晰表征氣田內(nèi)部各開發(fā)井排采差異變化特征，在開發(fā)井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析基礎(chǔ)上，基于各產(chǎn)氣井高峰產(chǎn)氣量及排采曲線變化特征，結(jié)合具體實(shí)例，總結(jié)了M煤層氣田開發(fā)井如下4種類型產(chǎn)氣模式。

(1)Ⅰ型產(chǎn)氣模式:高峰產(chǎn)氣量高，產(chǎn)氣陡升—陡降—平緩遞減型。

Ⅰ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量>4萬m3/d，有16個(gè)開發(fā)井組，占比15%。該產(chǎn)氣模式大體可細(xì)分為4個(gè)排采階段:第1階段為排水、產(chǎn)氣爬坡階段，初期排水降壓快,5～7 d達(dá)到產(chǎn)水高峰，高峰產(chǎn)水量為50～78 m3/d，排水7～15 d后產(chǎn)水迅速下降并開始進(jìn)入產(chǎn)氣爬坡階段;爬坡階段早期產(chǎn)氣快，后期緩慢，通常爬坡8～14個(gè)月進(jìn)入高峰產(chǎn)氣階段，此時(shí)排水處于下降速度拐點(diǎn)期，標(biāo)志著大規(guī)模排水階段基本結(jié)束;第2階段進(jìn)入產(chǎn)氣高峰穩(wěn)產(chǎn)期，產(chǎn)氣高峰穩(wěn)產(chǎn)期短暫，一般為3～7個(gè)月，此時(shí)排水進(jìn)入緩慢遞減階段，產(chǎn)水量小，日產(chǎn)水量<10 m3;第3階段進(jìn)入產(chǎn)氣快速遞減期，產(chǎn)氣快速遞減期為2～3 a，年遞減速度30%～35%，此階段產(chǎn)水量低且趨于穩(wěn)定;第4階段進(jìn)入產(chǎn)氣平緩遞減期，產(chǎn)氣量主要介于0.5萬～1.0萬m3/d，產(chǎn)氣年遞減率平均18%，產(chǎn)水很低或幾乎不產(chǎn)水。

以14井組為例(圖3)，該井組位于氣田的西部構(gòu)造高部位(圖2)，煤層厚度4.5 m，水平段煤層垂深250～340 m。該井組排產(chǎn)初期產(chǎn)水量快速上升，排采第6 d，達(dá)到產(chǎn)水高峰(圖3(a))，高峰產(chǎn)水量53 m3/d;排采第8天，液面下降至煤層底部，進(jìn)入產(chǎn)氣爬升階段，隨著產(chǎn)氣逐步攀升，排水開始逐漸降低。

圖3 M煤層氣田GM層14水平井組排采曲線Fig.3 Production curve of horizontal well 14 of GM seam in M CBM field

由于14井組附近煤儲(chǔ)層孔隙水支撐地層壓力逐漸降低，井筒附近煤層吸附氣通過快速解吸、擴(kuò)散并流入井筒，地層壓力隨之迅速恢復(fù)倒逼套壓回升，推動(dòng)產(chǎn)氣穩(wěn)步上升，采水逐漸降低，排采14個(gè)月達(dá)到產(chǎn)氣高峰(圖3(b))，高峰產(chǎn)氣量為6.9萬m3/d，高峰產(chǎn)氣穩(wěn)產(chǎn)期為4個(gè)月左右，產(chǎn)水<2 m3/d;高峰穩(wěn)產(chǎn)期后進(jìn)入產(chǎn)氣快速遞減階段，該階段產(chǎn)水量<1 m3/d，快速遞減期歷經(jīng)3.6 a，平均年遞減速度為30%，快速遞減期末產(chǎn)氣量為1.3萬m3/d;快速遞減期后，產(chǎn)氣步入平緩遞減期，產(chǎn)氣年遞減速度<8%，產(chǎn)氣相對平穩(wěn)，平緩遞減5 a后，產(chǎn)氣量仍達(dá)0.6萬m3/d左右。

(2)Ⅱ型產(chǎn)氣模式:高峰產(chǎn)氣量較高，產(chǎn)氣陡升-平緩遞減型。

Ⅱ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量介于2萬～4萬m3/d，有28個(gè)開發(fā)井組，占比26%。該產(chǎn)氣模式可劃分3個(gè)排采階段:第1階段排水降壓25～35 a后達(dá)到產(chǎn)水高峰，隨后進(jìn)入產(chǎn)氣快速爬坡階段，爬坡階段經(jīng)歷6～8個(gè)月;第2階段進(jìn)入產(chǎn)氣高峰穩(wěn)產(chǎn)期，高峰產(chǎn)氣穩(wěn)產(chǎn)期為10～12個(gè)月;第3階段進(jìn)入產(chǎn)氣緩慢的遞減階段，產(chǎn)氣年遞減率8%～10%，產(chǎn)氣遞減階段產(chǎn)水量較低，產(chǎn)水量基本<5 m3/d。與Ⅰ型產(chǎn)氣模式不同的是，產(chǎn)氣達(dá)到高峰穩(wěn)產(chǎn)期間，產(chǎn)氣井仍處于主要排水期。

以39井組為例(圖4)，該井組位于氣田的中部(圖2)，煤層厚度6.4 m，水平段煤層垂深360～390 m。該井組排采第27天，進(jìn)入產(chǎn)水高峰，高峰產(chǎn)水量41 m3/d(圖4(a));高峰產(chǎn)水10 d后，即排采第37天后，液面下降至煤層底部，排水緩慢下降，開始進(jìn)入產(chǎn)氣逐漸爬升階段。

圖4 M煤層氣田GM層39水平井組排采曲線Fig.4 Production curve of horizontal well 39 of GM seamin M CBM field

該井組排采6個(gè)月后進(jìn)入產(chǎn)氣高峰(圖4(b))，高峰產(chǎn)氣量平均為3.6萬m3/d，高峰產(chǎn)氣歷經(jīng)14個(gè)月，進(jìn)入產(chǎn)氣緩慢遞減階段，產(chǎn)氣平均年遞減速度8%，緩慢遞減9 a后產(chǎn)氣量仍達(dá)1.2萬m3/d。

(3)Ⅲ型產(chǎn)氣模式:高峰產(chǎn)氣量較低，產(chǎn)氣緩升—后期平穩(wěn)型。

Ⅲ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量主要<2萬m3/d，有38個(gè)開發(fā)井組，占比36%。該產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量相對較低，但后期產(chǎn)氣平穩(wěn)。

以105井組為例(圖5)，該井組位于氣田的北部(圖2)，煤層厚度6.2 m，水平段煤層垂深390～410 m。該井組初期排采第30天，液面降至接近煤層底部，進(jìn)入早期低產(chǎn)氣階段(圖5(a));隨著排水量增加，套壓逐步降低，排采第77天達(dá)到產(chǎn)水高峰，高峰產(chǎn)水量達(dá)36 m3/d，此后產(chǎn)氣量略有提升，平穩(wěn)維持在3 000 m3/d左右。

該井組排產(chǎn)7個(gè)月后達(dá)到產(chǎn)氣高峰(圖5(b))，高峰產(chǎn)氣量1.4萬m3/d，高峰產(chǎn)氣相對穩(wěn)產(chǎn)期持續(xù)24個(gè)月，產(chǎn)水量介于3～7 m3/d;之后進(jìn)入產(chǎn)氣相對平穩(wěn)期，幾乎無明顯產(chǎn)氣遞減期，排采9 a后產(chǎn)氣量仍達(dá)1.1萬m3/d。

圖5 M煤層氣田GM層105水平井組排采曲線Fig.5 Production curve of horizontal well 105 of GM seam in M CBM field

(4)Ⅳ型產(chǎn)氣模式:低產(chǎn)，不連續(xù)。

Ⅳ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量低于1萬m3/d，有25個(gè)開發(fā)井組，占比23%。該產(chǎn)氣模式產(chǎn)液不穩(wěn)定，產(chǎn)氣量低且不連續(xù)。

以117井組為例(圖6)，該井組位于氣田東部(圖2)，煤層厚度6.8 m，水平段煤層垂深520～590 m。

該井組初期排采第68天，液面降至煤層底部，套壓急劇降低，開始進(jìn)入產(chǎn)氣階段(圖6(a))，排采初期最高產(chǎn)氣僅為0.14萬m3/d。

該井組生產(chǎn)期內(nèi)產(chǎn)氣極其不平穩(wěn)(圖6(b))，最高產(chǎn)氣量僅0.16萬m3/d，相對穩(wěn)產(chǎn)期也僅維持在500 m3/d左右;排采期最高產(chǎn)水量僅為4.6 m3/d，產(chǎn)氣期間平均產(chǎn)水量總體低于0.6 m3/d。可見煤層攜液量低，產(chǎn)氣差，可能主要與煤層低滲透有關(guān)。

圖6 M煤層氣田GM層117水平井組排采曲線Fig.6 Production curve of horizontal well 117 of GM seam in M CBM field

3 煤層氣田產(chǎn)氣差異主控因素分析

相對常規(guī)油氣藏而言，煤層氣藏產(chǎn)能影響因素復(fù)雜，為指導(dǎo)優(yōu)質(zhì)開發(fā)選區(qū)，國內(nèi)外學(xué)者從不同角度開展煤儲(chǔ)層產(chǎn)氣能力分析[5-9]。

由圖2和4類產(chǎn)氣模式可以看出，氣田內(nèi)部產(chǎn)能差異大，而且不同產(chǎn)氣模式排采特征存在明顯的差異?；阢@井、完井、地質(zhì)和動(dòng)態(tài)資料綜合分析認(rèn)為，煤層埋深、低幅微構(gòu)造、煤層頂板封蓋性、煤層分叉及煤層內(nèi)部夾矸程度是影響氣田雙支U型水平井生產(chǎn)差異特征主要因素，而鉆、完井技術(shù)、水平井長度、井網(wǎng)井距對開發(fā)井的產(chǎn)能影響甚微。

3.1 煤層埋深的影響

M煤層氣田開發(fā)主要依靠煤儲(chǔ)層本身物性遞減衰竭式開發(fā)，因此，煤層滲透性對于煤層氣田開發(fā)井的產(chǎn)能影響效果尤為顯著[10-15]。滲透率對煤層氣產(chǎn)量影響很大，煤層滲透率高，排水降壓快、壓力傳導(dǎo)范圍大、氣體解吸速度快、解吸氣量多，故產(chǎn)氣量及采出程度相對較高[16]。煤層氣田開發(fā)生產(chǎn)實(shí)踐表明，在地勢平坦且未發(fā)生構(gòu)造反轉(zhuǎn)的區(qū)域，煤層的埋深對煤層滲透性影響較大[10-14]。

基于M煤層氣田評價(jià)井鉆桿測試獲得的壓力數(shù)據(jù)，再通過試井解釋得到GM煤層滲透率。根據(jù)分析結(jié)果表明，隨煤層埋深增加，煤層滲透率逐漸減小;反之，隨煤層埋深變淺，煤層滲透性逐漸增大(圖7)。所以，煤層埋深不僅控制不同部位開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量差異，而且同樣也影響各開發(fā)井排采曲線形態(tài)。

圖7 M煤層氣田GM煤層滲透率與埋深Fig.7 Map of permeability and depth of seam GM in M CBM field

由圖2可知，氣田中西部即GM煤層埋深<350 m區(qū)域，產(chǎn)氣井高峰產(chǎn)氣量均>4萬m3/d，部分井高峰產(chǎn)氣量最高達(dá)到6萬m3/d以上，所屬區(qū)域主要代表產(chǎn)氣模式為Ⅰ型的開發(fā)井。這些區(qū)域煤層埋藏淺、滲透性高，構(gòu)造高、煤層內(nèi)部水動(dòng)力弱，所以在排采期間，淺埋藏、高構(gòu)造區(qū)域構(gòu)成了近井及遠(yuǎn)井地帶氣體快速解吸、擴(kuò)散和運(yùn)聚的優(yōu)勢方向。在排采初期，由于斜坡高部位煤層內(nèi)部水體小，同時(shí)優(yōu)越的煤儲(chǔ)層物性導(dǎo)致煤層快速排水，井筒液面快速下降，短暫產(chǎn)水高峰過后產(chǎn)水量迅速降低;在構(gòu)造勢能控制和氣體濃度差的影響下，近井及遠(yuǎn)井地帶氣體通過解吸并快速流入井筒，導(dǎo)致產(chǎn)氣快速爬升、形成較高的高峰產(chǎn)氣量平臺(tái);隨著近井地帶氣體大量產(chǎn)出，近井地帶氣資源供給不足，遠(yuǎn)井地帶又得不到及時(shí)補(bǔ)充，導(dǎo)致短暫產(chǎn)氣高峰過后，產(chǎn)氣速度快速降低，年遞減速度達(dá)30%以上;隨著排采中后期，壓降漏斗范圍逐步擴(kuò)大，遠(yuǎn)源氣體開始逐步解吸并補(bǔ)充供給，產(chǎn)氣遞減速度逐步放緩，即使排采10 a產(chǎn)氣井，末期產(chǎn)氣量也達(dá)到5 000 m3/d?？傊?，受淺埋藏、高構(gòu)造部位控制的Ⅰ型產(chǎn)氣模式井，其高峰產(chǎn)氣量高，穩(wěn)產(chǎn)平臺(tái)短，遞減階段早期遞減快，后期緩慢。

在埋深350～500 m的區(qū)域，主要代表Ⅱ型產(chǎn)氣井，高峰產(chǎn)氣量介于2萬～4萬m3/d，高峰期產(chǎn)氣量明顯<Ⅰ型產(chǎn)氣井，由于埋藏相對較深，煤層滲透性有所降低，致使氣體解吸后擴(kuò)散導(dǎo)流慢，遞減階段遞減速度明顯變緩。相對埋深<350 m區(qū)域，該區(qū)域埋深中等，煤層滲透性和含氣量相對適中，致使高峰穩(wěn)產(chǎn)期相對較長，遞減階段遞減速度相對緩慢。

在煤層埋深>500 m的區(qū)域，受煤層上覆應(yīng)力增大的影響，煤層的滲透性急劇降低，煤層滲透率總體<1×10-15m2，產(chǎn)氣井的產(chǎn)量明顯降低，產(chǎn)氣不連續(xù)，大多數(shù)井幾乎達(dá)不到自然產(chǎn)氣的能力。代表該區(qū)域產(chǎn)氣模式主要為Ⅳ型產(chǎn)氣井。

可見，M煤層氣田埋藏淺的區(qū)域，煤層表現(xiàn)出較高的滲透性，開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量大;隨煤層埋深增加，煤層滲透率逐漸變小，開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量逐漸減小;當(dāng)煤層埋深超過500 m，煤層滲透率急劇降低，滲透率總體<1×10-15m2，氣井產(chǎn)氣量低或幾乎無自然產(chǎn)能。

3.2 局部微構(gòu)造影響

基于稀少二維地震資料和鉆井?dāng)?shù)據(jù)，M煤層氣田構(gòu)造整體表現(xiàn)為向東傾斜單斜。通過開發(fā)井組水平井鉆井軌跡和隨鉆伽馬數(shù)據(jù)剖析，可判斷煤層氣田內(nèi)部發(fā)育受區(qū)域構(gòu)造擠壓所形成局部低幅微構(gòu)造。低幅微構(gòu)造對煤層氣開發(fā)是非常有利的，受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)形成的褶皺或低幅微構(gòu)造可誘導(dǎo)煤層構(gòu)造縫的發(fā)育[17-20]，改善煤層滲透性，大幅提升產(chǎn)氣量。經(jīng)實(shí)鉆井資料證實(shí)，氣田東部局部區(qū)域存在低幅微構(gòu)造，低幅微構(gòu)造部位5組開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量均>2萬m3/d。以81井組為例(圖8)，該井組位于氣田東部(圖2)，煤層埋深455 m，通過鉆井軌跡和隨鉆測井解釋，81井組水平井鉆遇煤層段正處于撓曲微凸起構(gòu)造部位，微凸起構(gòu)造可誘導(dǎo)煤層構(gòu)造縫發(fā)育，一定程度上改善煤層滲透性，該井高峰產(chǎn)氣量4.1萬m3/d，生產(chǎn)10 a后產(chǎn)氣量仍為1.8萬m3/d。

圖8 M煤層氣田81井組A水平井段鉆遇軌跡Fig.8 Well trajectory for the horizontal section of well group 81 in M gas field

可以看出，雖然煤層氣田81井組井區(qū)煤層埋藏較深，煤層上覆地層應(yīng)力較大，但因微構(gòu)造發(fā)育的誘導(dǎo)裂縫改善煤層滲透性，大大提高產(chǎn)氣井的產(chǎn)量。從排采曲線形態(tài)上看，發(fā)育于局部低幅微構(gòu)造控制的開發(fā)井組主要屬于Ⅰ型和Ⅱ型產(chǎn)氣模式。

3.3 煤層頂板巖性的影響

煤層頂?shù)装宸馍w性能影響煤層氣的保存，煤層氣縱向逸散因受到頂?shù)装宸馍w性能的強(qiáng)弱而不同[21-24]。根據(jù)煤層頂?shù)装鍘r性測井解釋，GM煤層頂板主要有泥質(zhì)、粉砂質(zhì)泥巖和砂巖，煤層氣田區(qū)域GM煤層頂部主要以泥質(zhì)和粉砂質(zhì)沉積為主，僅氣田北部GM煤層頂部發(fā)育較厚砂體，導(dǎo)致煤層與砂體直接接觸。煤層頂板為砂巖時(shí)，煤層氣封蓋條件差，煤層含氣量降低，進(jìn)而導(dǎo)致開發(fā)井產(chǎn)氣效果相對較差。如圖9所示(連井線如圖2所示)，氣田北部各產(chǎn)氣井GM層頂部砂巖厚度為18～35 m不等，頂板砂巖厚度自北向南逐漸減薄直至尖滅，對應(yīng)高峰產(chǎn)氣量也呈現(xiàn)隨頂板砂巖厚度減薄而有略微增高的趨勢。氣田最北部4口井(110，108，74和73井)GM層頂部砂巖厚度28～32 m，高峰產(chǎn)氣量低，最高僅為0.66萬m3/d;向南過渡的71井煤層頂板砂巖厚度為18 m，開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量為2.23萬m3/d;70井頂板無砂體，氣井高峰產(chǎn)氣量達(dá)4.50萬m3/d。

圖9 M煤層氣田北部GM煤層與頂板巖性連井對比剖面Fig.9 Lithological profile of seam GM and caprock in northern M CBM field

可見，煤層頂板存在砂巖以及砂巖厚度規(guī)模不同時(shí)，對開發(fā)井產(chǎn)氣量均有不同程度的影響。氣田北部煤層上覆蓋層封蓋性較弱，雖然高峰產(chǎn)氣量較低，但開發(fā)井產(chǎn)氣量還是相對比較平穩(wěn)、連續(xù)。

3.4 煤層分叉變薄與煤層內(nèi)部夾矸的影響

煤層厚度大、分布連續(xù)且煤質(zhì)較純，對煤層水平井開發(fā)是有益的;反之，煤層厚度變薄、多夾矸，不但降低了開發(fā)地質(zhì)儲(chǔ)量，影響開發(fā)效果，同樣也不利于提高水平井煤層段鉆遇率。通常，平緩、穩(wěn)定的構(gòu)造利于煤炭沼澤持續(xù)發(fā)育，易于煤炭連續(xù)沉積，形成厚度大、質(zhì)純的煤層，若沉積環(huán)境短暫有水體動(dòng)蕩的影響，會(huì)造成煤炭沉積間斷，出現(xiàn)分叉煤層和夾矸煤層[25-26]。當(dāng)泥炭沼澤某一局部區(qū)域有外來沉積供給時(shí)，形成較厚的隔夾層(>0.5 m)，橫向上便形成1個(gè)煤層被分隔成2個(gè)或多個(gè)相互獨(dú)立的單煤層，被稱之為分叉煤層[25]，分叉后的單煤層厚度有所減薄;當(dāng)泥炭沼澤某一局部區(qū)域頻繁且短暫遭受水體動(dòng)蕩的影響，所形成的煤層中會(huì)含有若干個(gè)夾層，則被稱為夾矸煤層[26]，單個(gè)夾矸層的厚度一般<0.5 m，夾矸層摻入煤體中，會(huì)使原煤質(zhì)量大大降低。因此，煤層合并、分叉和夾矸是煤沉積一種普遍現(xiàn)象和表現(xiàn)形式，也是影響煤層厚度平面變化和煤層內(nèi)部非均質(zhì)變化的直接原因[27]。

Bowen盆地北部古構(gòu)造沉積環(huán)境表明，晚二疊世煤系地層沉積期，盆地北部發(fā)育自北向南進(jìn)積河流-三角洲沉積體系，形成巨厚煤系地層[28]?；跉馓飪?nèi)部煤層精細(xì)對比分析表明，氣田北部、中部GM煤層厚度分布連續(xù)，煤層厚度大，氣田南部可能處于古構(gòu)造低位的沉積體系末端，聚煤期沉積環(huán)境穩(wěn)定性較差。M煤層氣田中部向南部過渡區(qū)域?yàn)槊簩臃植鎱^(qū)(圖2)，煤層分叉導(dǎo)致單煤層厚度變薄，在一定程度上影響開發(fā)井產(chǎn)量，但產(chǎn)氣比較平穩(wěn)、連續(xù)，主要為Ⅲ型產(chǎn)氣模式;氣田南部為煤層分叉夾矸區(qū)(圖2)，煤層不但分叉變薄，而且分叉煤層煤質(zhì)較差，夾矸嚴(yán)重，煤層品質(zhì)差直接導(dǎo)致開發(fā)井產(chǎn)氣量低，產(chǎn)氣不穩(wěn)定、不連續(xù)，屬于Ⅳ型產(chǎn)氣模式。

如圖10所示(連井線如圖2所示)，中部40，158井GM層厚度為5.2 m，高峰產(chǎn)氣量均在2.0萬m3/d以上;向南部GM煤層分叉變薄，如21井區(qū)GM煤層分叉的煤層厚度為3.4 m，高峰產(chǎn)氣量1.2萬m3/d;47，52井區(qū)煤層分叉減薄，而且分叉的煤層夾矸嚴(yán)重，扣除夾矸后煤層有效厚度僅為3.1 m，這2組開發(fā)井高峰產(chǎn)氣量僅在0.7萬m3/d以下。

圖10 M煤層氣田中、南部GM煤層分叉與夾矸發(fā)育剖面Fig.10 Profile of the split and interburden of seam GM in the middle and south of M CBM field

4 結(jié) 論

(1)Bowen區(qū)塊M煤層氣田主要采用雙支U型水平井開發(fā)，煤層氣田內(nèi)部產(chǎn)能差異大，高峰產(chǎn)氣量介于2 000～70 000 m3/d。其中高峰產(chǎn)氣量>4萬m3/d的開發(fā)井占比15%，高峰產(chǎn)氣量介于2萬～4萬m3/d的開發(fā)井占比26%，高峰產(chǎn)氣量介于1萬～2萬m3/d的開發(fā)井占比23%，高峰產(chǎn)氣量低于1萬m3/d的開發(fā)井占比36%。

(2)M煤層氣田按高峰產(chǎn)氣量大小和產(chǎn)氣曲線形態(tài)劃分4類產(chǎn)氣模式:Ⅰ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量高，穩(wěn)產(chǎn)平臺(tái)短，遞減階段早期遞減速度快，后期緩慢;Ⅱ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量中等，高峰穩(wěn)產(chǎn)期相對較長，遞減階段遞減速度相對緩慢;Ⅲ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量相對較低，高峰穩(wěn)產(chǎn)期長，排采后期產(chǎn)氣平穩(wěn)，幾乎無明顯遞減期;Ⅳ型產(chǎn)氣模式高峰產(chǎn)氣量最低，產(chǎn)氣不穩(wěn)定、不連續(xù)，產(chǎn)氣差或幾乎無自然產(chǎn)能。

(3)煤層埋深、構(gòu)造、煤層頂板巖性與煤層分叉、夾矸是影響M煤層氣田高峰產(chǎn)氣量和排采曲線形態(tài)的主控因素?？刂泼簩訚B透性變化的煤層埋深、構(gòu)造是影響開發(fā)井產(chǎn)能關(guān)鍵性地質(zhì)參數(shù)，無其他影響因素條件下，煤層埋深<350 m為高滲透、高構(gòu)造區(qū)域，是煤層氣解吸、擴(kuò)散、運(yùn)聚有利區(qū)域，有利于實(shí)現(xiàn)煤層氣高產(chǎn)，其次為埋深350～500 m斜坡構(gòu)造區(qū)域，埋深>500 m東部斜坡低部位或凹陷區(qū)域煤層滲透性差，產(chǎn)量低或達(dá)不到自然產(chǎn)能。氣田局部低幅微構(gòu)造區(qū)域可誘導(dǎo)微裂縫發(fā)育，改善煤層滲透性，有利于煤層氣井高產(chǎn);氣田北部煤層頂板封蓋性差以及南部煤層分叉變薄、內(nèi)部夾矸則是影響產(chǎn)氣井產(chǎn)能較低的直接原因。

(4)鑒于礦權(quán)區(qū)塊基本覆蓋Bowen盆地北部，因此在現(xiàn)有開發(fā)技術(shù)和政策條件下，Bowen盆地北部淺埋藏、高構(gòu)造斜坡區(qū)域仍是新區(qū)優(yōu)先開發(fā)的有利區(qū)域，但須優(yōu)化淺層開發(fā)井網(wǎng)、井距，制定合理排采制度，避免產(chǎn)氣大起大落，力求實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)趨勢均衡。平面上，仍須加強(qiáng)Bowen盆地北部主力煤層分叉、合并和煤層頂?shù)装鍘r性沉積變化規(guī)律研究，在煤層埋深、構(gòu)造有利條件基礎(chǔ)上，進(jìn)一步篩選優(yōu)質(zhì)開發(fā)區(qū);縱向上，鑒于煤層埋深>500 m區(qū)域，煤層氣資源量大，須開展煤層壓裂改造增產(chǎn)技術(shù)攻關(guān)，力爭突破較深層低滲煤層氣資源開發(fā)。