松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示_吴国代.pdf

第 46 卷 第 5 期煤田地质与勘探Vol. 46 No.5 2018 年 10 月COALGEOLOGY 2. Key Laboratory of Shale Gas Exploration, Ministry of Land and Resources, Chongqing Institute of Geology and Mineral Resources, Chongqing 400042, China; 3. Chongqing Engineering Research Center of Shale Gas Resource coal seam group; aquosity of reservoir; pressure drop; commingled production 西南地区煤层气地质资源量约 3.881012m3[1]， 是我国煤层气勘探开发的战略接替区[2]，截止 2017 年底， 西南地区累计实施各类煤层气井 220 口左右， 大多数井获得了日产 1 000 m3以上的工业气流，显 示较好的勘探开发潜力。 特别是 2017 年中国地质调 查局在贵州六盘水和川南芙蓉矿区实施的杨煤参 1 井和川高参 1 井获得高产[3-4]，该区煤层气开发受到 业内的广泛关注。 西南地区二叠系龙潭组含煤岩系以煤层层数 多、单层薄、纵向上分散为特点。分段压裂合层排 采是该区煤层气勘探开发的主要技术手段。合层排 采被认为是降低单井投资、增加煤层气服务年限，提 高煤层气采收率的有效方法，合层排采出现系列问题 也不容忽视[5-6]。 西南地区煤层气相关研究主要集中在 黔西地区[7]， 围绕煤层群成藏特征与要素[8-11]、 水动力 场与煤层气有序开发[12-14]、煤层群压裂技术[15-16]、 合层排采工艺技术方法和体系[17-18]等方面取得了丰 硕的研究成果。但对煤层群纵向上不同储层压降特 征研究鲜见报道。基于此，以重庆松藻矿区的 Q1 井实际生产数据为基础，研究煤层群不同储层压降 特征，分析其内在原因。研究不仅对西南地区薄– 中厚煤层群合采有较好的借鉴意义，对华北地区煤 层气合采也有一定的启示作用。 1地质背景及工程概况 1.1地质背景 研究区位于重庆市南部。属川东褶皱带与川鄂 湘黔隆起褶皱带西缘交接部位。其地质格局与整个 四川盆地的构造演化息息相关。经历了多期和多向 边缘深断裂活动，具有多旋回的特点。含煤岩系沉 积后主要受海西末期、印支期、燕山期、喜马拉雅 期旋回影响。 出露地层包括上二叠统龙潭组、长兴组，下三 叠统玉龙山组、飞仙关组、嘉陵江组，中三叠统雷 口坡组、上三叠统须家河组、下侏罗统自流井组。 含煤地层为龙潭组，形成于潟湖–潮坪沉积体系。与 上覆长兴组为整合接触， 与下伏茅口组假整合接触。 龙潭组厚 5589 m，平均 73 m，含煤 1012 层。自 上而下发育 M6-3、M7-3、M8、M114 层可采煤层和 M6-3、M11局部可采煤层，M7-3、M8煤层全区可采。 煤系含煤总厚 4.019.88 m，平均 7.58 m，可采总厚 5.45 m，含煤系数 5.513，平均 10.2；煤种为 无烟煤。M6-3、M7-3、M8煤层位于煤系中部，其平 均层间距分别为 7.09 m、6.68 m，为近距离煤层群。 M11煤层位于煤系下部， 至 M8煤层层间距为 19.71 m。 1.2工程概况 研究区 Q1 井完钻井深 996 m，自 865.0934.1 m 井段共见煤层 9 层 7.9 m，根据煤层厚度、含气性、煤 体结构等综合信息，自下而上选择 M12、M7M8、 M6-2M6-33 个层段进行压裂改造表 1，避开了 M8煤 层中部的碎粒煤，该井采用分压合层排采的方式开展 煤层气开发，自试抽开始累计排采 247 d，累计产气 79 617 m3，累计产水 1 122.74 m3，期间历经试抽、稳 定降压、 临界解吸、 初始产气和控压产气5 个阶段图1。 表 1压裂选层及储层物性表 Table 1Selected fractured layers and physical property of reservoir 压裂段 煤层 编号 垂深/m 煤层厚度/m 射孔位置/m 灰分/ 含气量/ m3t-1 储层压力/ MPa VL/ m3t-1 pL/ MPa 临界解吸 压力/MPa 煤体结构 3 M6-3886.30.7 885.6888.529.819.328.7624.891.916.65 原生 M6-2888.50.7原生 2 M7899.41.6897.8899.46.621.358.8530.181.754.23碎裂 M8906.33.2901.8903.85.221.138.926.61.033.98碎裂碎粒 1M12934.11933.1934.19.112.499.2016.900.912.58原生 注含气量、Langmuir 体积VL、Langmuir 压力pL为干燥无灰基数据。 2煤层群合采不同产层压降特征 2.1压降模型 煤层气排采过程中，假设煤层气井为水动力学完 善井即井钻穿全部油层厚度，而且井壁是裸露的，即 整个井壁都有流体通过，流线在井壁附近仍符合平面 径向流，这种井就称为水动力学完善井，则煤层中的 渗流符合平面径向渗流规律[19]，假设径流过程是等温 的，不考虑水的压缩性，根据平面径向稳定渗流的基 本微分方程，t 时刻单层排水的压降漏斗可表示为。 w w , ln ln ii i i ppr p r tp r r r  1 ChaoXing 第5期吴国代等松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示125 图 1Q1 井排采曲线图 Fig.1Production curves of well Q1 式中r为煤层某点距井筒的距离，m；pr,t为t时 刻距井筒r处的煤储层压力，MPa；pi为原始储层压 力，MPa；pw为井底流压，MPa；ri为泄流半径，m； rw为井眼半径，m； 基于纵向上煤层展布特征， 将M6-2和M6-3概化 为一个渗流层M62层间夹矸厚1.5 m，共计M6、 M7、M8和M124个生产层，根据煤层层间距离，换 算各储层原始储层压力pi。 2.2不同储层压降响应特征 根据该井排采井底流压、液柱高度、套压、日 产水数据，结合煤层埋深，采用数据拟合分析，求 得M12、M8、M7、M64个产层井底流压随时间的变 化关系式表2，分别用pw1、pw2、pw3、pw4表示， 其他符号表示类同。 表 2不同储层井底流压拟合方程 Table 2Fitting equation of bottomhole flow pressure in different reservoir 储层拟合方程相关系数 R2 M12pw1–1.288lnt11.6050.915 M8pw2–1.288lnt11.3270.915 M7pw3–1.288lnt11.2580.915 M6pw4–1.288lnt11.1490.915 拟合方程相关系数为0.915，拟合程度高，说明 该流压曲线真实反映井底流压变化情况。 按t为5 d、10 d、20 d、40 d、80 d、160 d、200 d、 240 d计算，r分别按5 m、10 m、20 m、40 m、80 m、 计算，直到降落漏斗边界，通过试算得到ri1、ri2、 ri3、ri4分别为78.5 m、101.2 m、115.7 m、115 m。 同时，将ri1、ri2、ri3、ri4代入式1，拟合r5 m、 10 m、20 m、40 m、80 m、，M12、M8、M7、M6 4个层位储层压力pr,t随排采时间的关系图2。 3讨 论 3.1不同储层的压降效果影响因素 从图2不同储层压降曲线可以看出，在放喷后 的247 d内，M6、M7、M83个煤层自上而下逐渐解 吸而产气，顶部的M6煤层，排采45 d井筒附近储 层压力将至临界解吸压力之下，排采79 d、142 d、 241 d降压半径分别扩展到5 m、10 m、20 m。M7 煤层排采至162 d井筒附近储层压力将至临界解吸 压力之下，煤层气开始解吸产气，M8煤层排采至 217 d井筒附近储层压力将至临界解吸压力之下， 煤 层气开始解吸产气，247 d历史排采中M7、M8的解 吸半径均小于5 m，而M12煤层在目前的排采阶段， 储层压力仍处于临界解吸压力之上。 各煤层的压降效果与图1排采曲线有一致的响 应， 排采45 d， 开始出现套压， 为M6煤层开始解吸； M7对应产气时间， 日产气量在控压产气阶段出现第 2次稳定上升；M8对应产气时间，日产气量稳定上 升，同时，套压出现缓慢的回升，由1.3 MPa上升 至2.0 MPa。 从Q1井各煤储层压降变化特征来看，自上而 下，储层的压降幅度和影响半径逐渐降低，上部煤 层压降半径的扩展速率高于下部煤层，说明储层的 供液能力随着层位的降低而降低。储层供液能力与 储层本身的富水性、储层压力、渗透率有关。龙潭 组含水性极弱，排采水主要来自压裂液返排累计返 排46.94，从压裂规模来看，4个层位压入液量均 在500 m3左右，储层压力和渗透率是控制储层供液 能力的重要因素。 Q1井各储层自上而下逐渐解吸产气， 一方面受 压降效果控制，上部储层压降效果优于下部，另一 方面与各储层的临界解吸压力有关表1， 临界解吸 压力随着层位的降低而降低，M6、M7、M8与M12 ChaoXing 126煤田地质与勘探第46卷 图 2不同储层压降曲线图 Fig.2Curve of pressure drop of different reservoirs 临界解吸压力分别为6.65 MPa、4.23 MPa、3.98 MPa、2.58 MPa，上部储层与底部储层临界解吸压 力相差4.07 MPa。进一步考察两者层间距，M6与 M12仅相距44.6 m，在正常压力系统中，若两者物 性相同，则仅需降低44.6 m液柱高度即可使底部煤 层解吸产气，实际上若要M12煤层解吸产气需要大 幅度降低动液面高度。李国彪等[20]认为沁水盆地合 层排采产气液面高度相差一般不超过50 m，Q1井 M6、M7、M8煤层产气时液面高度分别为670.4 m、 384.8 m、300.5 m，液面变化达到370 m。假设M12 煤层产气时套压为0.5 MPa排采后期的稳定套压， 则对应的液柱高度为208 m， 与M6煤层初始产气时 液柱高度差达460 m左右。临界解吸压力差异导致 不同储层初始产气液柱高度波动较大，是制约煤层 气合层排采的重要因素。 3.2含煤岩系弱含水性制约煤层气排采产水量 研究区龙潭组为一套含煤碎屑岩沉积， 主要由 泥质粉砂岩、粉砂质泥岩及泥岩组成，局部夹薄层 灰岩， 碎屑岩垂向上相互叠置， 为不含水隔水岩层。 松藻矿区上覆长兴组钻孔单位涌水量大部分小于 110-3L/sm，渗透系数小于110-3m/d，下伏茅 口组钻孔单位涌水量和渗透系数大部分小于8.5 10-3L/sm和1.02910-2m/d[21]。依据GB12719 1991矿区水文地质工程地质勘探规范[22]，钻孔 单位涌水量q0.1 L/sm，为弱富水。渗透系数 K0.001 m/d，含水层则为不透水岩层[23]。据此，松 藻矿区煤系上覆和下伏含水层为弱富水不透水岩 层，含煤岩系及其上覆和下伏岩层含水性极弱，在 西南贵州等地具有共性[12-14]。 从图1排采曲线不同阶段的日产水量可以看出 试抽阶段，日产水量由0逐渐提高到3.3 m3；稳定降 压阶段， 日产水量维持在3.3 m3左右； 临界解吸阶段， 日产水量由3.3 m3逐渐降低至1.86 m3； 初始产气阶 段，日产水量由1.86 m3逐渐降低至1.15 m3，之后 缓慢提升至2.23 m3；到控压产气阶段，日产水量由 2.23 m3迅速降低至0.23 m3。随着排采的进行，日 产水量进一步降低趋势非常明显。煤层气井排采产 出的水主要来源于煤层、煤层顶底板和外源[24-25]， 前2种称为内源水。 沁水盆地柿庄南区块58口典型 煤层气井中25口井排采煤储层内源水， 其日产水量 主要为27 m3， 日产气量主要为1 0002 500 m3[26]。 收集分析西南地区龙潭组排采内源水的煤层气井， 其产水产气特征如表3所示，由表中可知西南地区 煤层气井产水量显著低于华北地区。随着排采的进 行，煤层气井产水量逐渐降至零，产水率低是制约 煤层气排采的重要因素。 4煤层群合采储层压降特征对煤层气开发的启示 煤层群合层开采是现今西南地区煤层气勘探开 发的主要技术手段，从Q1井不同储层压降特征来 看，该井后期产水量将进一步降低甚至不产水，纵 向上不同煤储层初始产气液柱高度差异大是制约合 层排采的重要因素，对煤层气勘探开发主要有3个 方面启示。 ChaoXing 第5期吴国代等松藻矿区多煤层合采储层压降特征及启示127 表 3西南地区煤层气井合采产水产气特征表[14,27] Table 3Gas production and water production characteristics of commingled CBM production well in southwest China 地区井号排采时间/d平均日产水量/m3平均日产气量/m3最高日产气量/m3 贵州织纳 X2井下段[14] 2650.531 296.82 802 X4[14]4201.707982 450 X5[14]3170.801 0322 800 Z02[27]2070.151 660.192 802.55 重庆松藻 Q12471.56322.31 050 Q23701.035201 430 a. 加强地质选层综合研究 研究区Q1井的选层主要基于煤层厚度、煤体 结构、煤层含气性、煤层顶底板水文地质条件，对 合层排采而言，储层压力梯度、临界解吸压力、渗 透性等物性参数需特别重视。 b. 产水特征是煤层气排采监测的重要数据 煤储层的水文地质条件是产水量的内在控制因 素，排采管控措施则是产水量的外在作用体现。针 对西南地区煤系弱含水性这一根本性地质问题，建 议在今后煤层气的排采实践中，一方面加强煤层气 排采水化学研究，分析不同排采阶段水化学参数， 进一步明确弱含水性的供液情况。另一方面提升精 细排采工艺，在地层供液能力不足的情况下，采取 注水、间抽的方式进行管控，保证煤层气排采的连 续、稳定、缓慢、持久性。同时开展注水、间抽有 利时机的研究，使排采控制更加科学合理。 c. 西南地区薄–中厚煤层群纵向上储层物性差 异大 西南地区煤层含气性、储层压力、渗透率、临 界解吸压力等参数在垂向上变化较大，单层排采存 在资源动用率低，合层排采存在严重的层间干扰， 国内学者对递进排采进行了理论分析[17-18]，为西南 地区煤层气开发提供了科学思路，建议下一步开展 递进排采的分隔设备研发和工程实践，实现西南地 区薄–中厚煤层群煤层气的高效开发。 5结 论 a.Q1井多煤层合采取得了日产1 000 m3以上 的工业气流，显示较好的勘探开发潜力。但纵向上 不同储层的压降差异较大，自上而下M6、M7、M8、 M12煤层的降压幅度逐渐降低，压降效果逐渐变差， 下部储层煤层气资源动用难度大，压降效果主要受 储层渗透率、储层压力、临界解吸压力控制。 b. 由碎屑岩组成的含煤岩系及其上覆和下伏 岩层的弱富水性导致煤层气井排采过程中产水量 少，日均产水量远低于华北地区同类型煤层气井， 后期产水率低甚至不产水是制约西南地区煤层气排 采的重要因素。 c. 优化选层方法，加强排采管控，开展递进排 采相关工艺设备研发和工程探索， 是解决西南地区 含煤岩系煤层气排采过程中的产水率低和上下煤 层初始产气液柱高度较大这一地质工程现象的重 要途径。 参考文献 [1] 国土资源部油气资源战略研究中心. 全国煤层气资源评价[M]. 北京中国大地出版社，200971–83． [2] 邵龙义，侯海海，唐跃，等. 中国煤层气勘探开发战略接替区 优选[J]. 天然气工业，2015，3531–11. 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