云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨_姜杉钰.pdf

第 46 卷 第 2 期 煤田地质与勘探 Vol. 46 No.2 2018 年 4 月 COAL GEOLOGY 2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, Beijing 102249, China; 3. Guizhou Provincial CBM and Shale Gas Engineering Research Center, Guiyang 588001, China; 4. CNOOC China Limited, Unconventional Oil 5. China United Coalbed Methane Corporation, Ltd., Beijing 100011, China Abstract With abundant coalbed methane CBM resources, Enhong block in Yunnan Province has trouble in developing CBM due to the multiple-thin coal seams. Based on CBM wells data, this paper focused on the necessity of multi-seam drainage through analyzing the resource abundance and EURestimated ultimate recovery, and then came up with some ad- vice for development of Enhong block by referring the fluid mobility of coal seams and CBM development experience in the US. The study shows that the resource is not efficient enough trough drainage of only one seam by single well, which is also the reason of unsatisfactory gas production. On the other hand, the ultimate recovery resources of multiple coal seams are sufficient in Enhong CBM block, paving the way for necessity of multi-seams drainage in every single well. It is wise to drain all coal seams whose thickness are more than 0.5 m with native structure or cataclastic structure. Besides, the low de- sorption time is beneficial to drainage but the low permeability with intense variety will produce a negative effect on CBM development, which need to be overwhelmed through proper fracturing and drainage s. Staged fracturing technology is appropriate in Enhong Block which is specialized by its multiple-thin coal seams and weak aquifer between coal-bearing ations, so much more CBM resources can be recovered. In addition, it is important to divide lots of coal seams into groups and drain each group from top to bottom when single vertical well drains multiple coal seams. Moreover, it is neces- sary to lower liquid level with a slow process when draining water from the coal seams and a high gas production could ap- ChaoXing 第 2 期 姜杉钰等 云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨 81 pear after a long time each coal seam had a reduction of ation pressure. Keywords coalbed methane; Enhong CBM block; combined drainage of multiple seams; fluid mobility; development 美国黑勇士盆地、阿巴拉契亚盆地、拉顿盆地 在多薄煤层地质条件下均取得了很好的煤层气商业 开发效果，并积累了成功的开发经验[1-5]。我国西南 地区多薄煤层广泛发育， 虽然总体煤层气资源丰富， 但区域地质条件复杂，煤层单层厚度薄、层数多、 含煤井段长，煤层气勘探开发难度较大，目前尚未 形成商业化开发的局面。国内学者针对我国多薄煤 层发育地区的煤层气开发问题开展了初步探讨[6-9]， 普遍认为单井多煤层合采是该类地区煤层气开发的 必然选择，但在多煤层合采的开发层系划分、压裂 以及排采措施等方面目前仍然存在较多争议。 恩洪区块位于云南省东部，属于典型的多薄煤 层发育地区。 前人基本掌握了恩洪区块的构造形态、 聚煤环境[10-11]，对区域煤层地质特征和煤层气富集 成藏规律也进行了一定的研究[12-16]，结果表明恩洪 区块煤层多而薄、分布不稳定、非均质性强、孔– 裂隙结构复杂，煤体结构复杂。煤层气富集成藏主 要受构造、埋深、水动力条件等多种因素的控制， 局部具备较好的开发前景。前人重点讨论了恩洪区 块的基础地质特征、资源分布情况以及煤层储集地 质条件，但缺乏对该区块煤层气井合理开发层系划 分、压裂和排采措施等煤层气开发关键问题的系统 分析。 目前，恩洪区块已开展了初期的煤层气勘探工 作，现有煤层气参数井 10 口，其中压裂排采 3 口，单 井合采 24 个煤层，日均产气量仅为 300750 m3/d， 远低于预期水平。因此，本文基于恩洪区块煤层气 参数井和部分煤田钻孔资料，通过前期排采井动用 的资源丰度分析，揭示了单井产量低的原因，探讨 了多煤层合采的必要性和开发层系划分方式；通过 2016 年最新完钻的 EH-C6 井单井资料分析， 结合区 块内 16 号煤层的等温吸附特征， 预测了单井多煤层 合采的开发潜力；在以上研究基础上，进一步结合 煤储层的流体可动性分析和国外多薄煤层地区煤层 气开发的经验， 讨论了恩洪区块的煤层气开发方式， 为“十三五”期间恩洪区块煤层气勘探开发先导性试 验提出建议，对于我国其他多薄煤层地区煤层气开 发也具有一定的借鉴意义。 1 地质背景 1.1 区域构造和煤系特征 恩洪区块位于滇东黔西煤层气盆地群的西南部 图 1a，面积 719.41 km2，1 000 m 以浅的煤层气原 地资源量高达 380108 m3[12]。 区块主体为 NNE 向大 型复式向斜，地层倾角较平缓，断裂广泛发育，多 为 NNE、近 SN 和 NE 走向，其中西北部的富源 弥勒大断裂对全区起控制作用图 1b，地层埋深受 边界断裂影响，表现为东北深、西南浅的特点。 图 1 云南恩洪区块位置和主要煤层气井位分布图 Fig.1 Location of Enhong block and distribution of main CBM wells ChaoXing 82 煤田地质与勘探 第 46 卷 恩洪区块主要的地层为上二叠统宣威组P2x， 为陆相海陆过渡相沉积，厚度 200300 m，埋深 多在 1 000 m 以浅，岩性以泥岩、砂质泥岩、粉细 砂岩、 泥质砂岩和煤层为主。 煤系中发育煤层 1873 层图 2，多数厚度较薄且分布不稳定，其中 9 号、 16 号、21 号煤层厚度较大且分布稳定，是初期煤层 气勘探开发的主力煤层。 图 2 恩洪煤层气区块宣威组煤系综合柱状图 Fig.2 Stratigraphic column of Xuanwei ation in Enhong CBM block, Yunnan Province 1.2 煤岩特征 岩心观察表明，恩洪区块煤岩多为半亮和半暗 煤，少数为暗淡煤，煤岩中可见植物化石，煤体结 构较为复杂，以原生结构和碎裂煤为主，局部分布 碎粒、糜棱煤，煤岩疏松易碎，发育较少裂隙且大 多被方解石充填。 煤岩测试分析结果显示，恩洪区块煤岩的反射 率 Rmax为 1.141.88，属中阶煤肥瘦煤，高镜 质组体积分数一般在 70以上，惰质组含量较少， 壳质组含量甚微；中灰分，灰分质量分数一般小于 20，上部和下部煤层中煤岩的灰分含量略高，煤 岩中挥发分质量分数约占 25，水分质量分数普遍 不超过 1。 2 多煤层合采必要性和开发层系划分 2.1 控气地质因素分析 煤层气开发要以一定的资源作为基础，煤层含 气量是衡量一个区域煤层气资源丰富程度的关键指 标。统计分析恩洪区块 5 口煤层气参数井煤心样品 含气量测试结果以及少量煤田钻孔资料可知，恩洪 区块煤层的含气量为 2.314.5 m3/t，同一煤层含气 量变化较大， 不同煤层之间含气量也存在一定差异。 其中 9 号、16 号和 21 号 3 套主力煤层的平均含气 量分别为 7.16 m3/t，7.84 m3/t 和 8.23 m3/t。 分析恩洪区块控气地质因素可知，埋深是影响 恩洪区块煤层含气量的重要因素之一，含气量整体 上随煤层埋深的增加而逐渐增大图 3，埋深超过 1 000 m 的煤层，含气量多在 10 m3/t 以上。一方面， 煤层埋深越大，煤岩的演化程度越高，对甲烷的吸 附能力越强，含气量越高；另一方面，煤层埋深越 大，气体的保存条件往往越好，煤层气越富集。 图 3 恩洪区块煤层含气量与埋深关系 Fig.3 Relationship between gas content and buried depth of coal seams in Enhong block 进一步结合前人研究可知[14]，局部构造对恩洪 区块煤层气富集也具有重要影响，其中次级褶皱以 及断裂带的高点部位煤层气相对富集，即含气量有 自向斜轴部向翼部升高的趋势，而且煤层气局部的 富集区常出现在封闭型断裂交汇处和背斜核部。另 有研究表明[16]，恩洪区块各个煤层间发育的泥岩和 砂质泥岩互层起到封闭作用，有利于煤层中气体的 保存。 此外，煤岩取心测试结果显示，恩洪区块各煤层 的含气饱和度一般在 50以上，最高可超过 90，气 体成分以甲烷为主，含有部分重烃、少量 CO2和 N2。 ChaoXing 第 2 期 姜杉钰等 云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨 83 综上可知，受多种地质因素影响，恩洪区块煤层 含气量在平面和垂向上均存在一定变化，但大部分煤 层具有中等含气量、较高含气饱和度和高甲烷含量。 2.2 单煤层资源丰度和合采必要性 含气量虽然是影响煤层气井产能的重要因素， 但综合考虑含气量和煤层厚度的资源丰度指标，在 资源潜力分析中更有意义。煤层气资源丰度是单位 面积1 km2内的煤层气资源量，其与煤层厚度、含 气量和煤岩密度有关，资源丰度计算公式如下 2 c UIPR10hρG   1 式中 UIPR 为煤层气资源丰度，108 m3/km2；h 为煤 层有效厚度，m；为原煤基密度，t/m3；Gc为原煤 基水分平衡基含气量，m3/t。 鉴于恩洪区块仅对 9 号、16 号和 21 号等少数 煤层进行了等温吸附、含气量等分析测试工作，笔 者利用分析测试相对齐全的 5 口参数井资料，计算 了 9 号、 16 号和 21 号煤层的单层平均资源丰度和 3 层累计平均资源丰度，并与沁水盆地南部柿庄区块 3 号煤层的煤层气平均资源丰度进行对比表 1。由 表 1 可知，与柿庄区块相比，恩洪区块单煤层厚度 较薄、含气量相对低，单层资源丰度较低，9 号、 16 号和 21 号煤层的累计资源丰度也不足 1.00108 m3/km2，与柿庄区块 3 号煤层的平均资源丰度 1.34108 m3/km2相比仍具有一定的差距。由此可 见，恩洪区块前期煤层气井合采 24 个煤层时动用 的累计资源丰度较低多为合采 9 号、16 号、21 号 主力煤层中的的 12 套， 兼顾 7 号、8 号和 23 号 等薄煤层中的 12 套， 因而很难为煤层气开发提供 足够的资源基础，这在很大程度上制约了单井产气 效果，因此单井合采更多的煤层是恩洪区块煤层气 开发的必然选择。 我国其他煤层气区块开发经验表明，在合理的 压裂排采措施下，单井多煤层合采较单煤层排采更 容易获得较好的产气效果。如鄂尔多斯盆地韩城区 块开发现状表明[17]， 煤层气单采井单采 3 号、 5 号、 11 号煤层中的任意一套的平均日产气量大多不超 过 1 000 m3/d，而合采井中则有近 50合采上述煤 层中的 23 套平均日产气量超过 1 000 m3/d，相关 研究也认为[18]，在条件适宜的情况下，韩城区块单 井多煤层合采是提高单井产能的有效方式。 此外， 在 我国珲春盆地、 贵州六盘水煤田、 织纳煤田等多薄煤 层地区， 采用单井多煤层合采的方式进行煤层气开发 也都取得了显著效果， 其中珲春盆地施工的煤层气井 在多煤层合采时[19]，峰值日产气量可达 3 000 m3/d， 再如织纳煤田合采 7 套煤层的 Z4 井[8]在排采中后期 日产气量仍稳定在 2 000 m3/d 左右。 以上分析均表明，单井多煤层合采是提高单井 产能的有效方式，也是多薄煤层地区煤层气开发行 之有效的手段。因此，就恩洪区块多薄煤层的地质 特点和早期排采效果不佳的情况而言，单井合层排 采更多的薄煤层是该区块煤层气井获得理想产气效 果的前提条件。 表 1 云南恩洪区块和沁水盆地柿庄区块煤层气资源丰度对比表* Table 1 Average resources abundance and its calculation parameters in Shizhuang and Enhong CBM blocks 区块/单井 煤层 平均厚度/m 平均含气量/m3t-1 平均煤岩密度/tm-3 平均资源丰度/108 m3km-2 9号 3.53 7.16 1.44 0.36 16号 1.93 7.84 1.44 0.22 恩洪区块 21号 2.31 8.23 1.44 0.27 柿庄区块 3号 6.21 13.69 1.58 1.34 *恩洪区块和柿庄区块煤层数据分别为区域上 5 口参数井和 64 口煤层气井计算的平均值。 2.3 开发层系划分方式 针对单井多煤层合采的开发层系划分方式，国 内外已有较多的成功经验，如美国黑勇士盆地将厚 度大于 0.3 m 的煤层均作为目标煤层进行煤层气开 发，单井最高可合采 20 套煤层[1,2,4]；阿巴拉契亚盆 地的煤层气开发经验则表明，单井尽可能多的合采 煤系地层中的 15 套薄煤层是获得较好产气效果的 关键所在[3]。此外，我国贵州煤层气排采试验中多 将 0.7 m 作为排采煤层厚度的下限，单井最多合采 12 套煤层。 笔者参考国内外的煤层气开发经验，考虑到恩 洪区块的地质条件和煤体结构对压裂排采的影响， 建议恩洪区块单井多煤层合采时可将煤系地层中厚 度大于 0.5 m 的原生–碎裂结构煤层均视为目的煤 层，在煤层气开发时，单井合采尽可能多的目的煤 层，甚至在条件允许的情况下合采全部目的煤层。 下面本文将依据上述开发层系划分方式，利用 2016 年最新完钻的 EH-C6 井资料，结合区域 16 号煤层 的等温吸附特征进一步探讨恩洪区块单井多煤层合 采的开发潜力。 ChaoXing 84 煤田地质与勘探 第 46 卷 3 多煤层合采开发潜力 EH-C6 井位于恩洪区块中部图 1b，钻遇煤层 数量较多，分析测试资料齐全，具有一定的代表性。 从表 2 可见，EH-C6 井钻遇 29 层厚度大于 0.5 m 的 单煤层，累计厚度可达 33.8 m，累计资源丰度高达 4.91108 m3/km2。进一步结合前人关于该区块煤体 结构的研究可知[20]， 恩洪区块煤田孔钻遇原生–碎裂 结构煤层的累计厚度平均约占钻遇煤层总厚度的 61.77，基于此，笔者假定 EH-C6 井钻遇原生–碎 裂结构煤层的占比为 61.77表 2，则单井可采累 计资源丰度为 3.03108 m3/km2累计资源丰度与 原生–碎裂结构煤层厚度占比的乘积，达到了柿庄 区块 3 号煤层资源丰度的 2 倍以上表 1，表 2，具 备较高的原地资源潜力。 煤层气主要以吸附态赋存在煤层中，上述资源 丰度反映的原地资源潜力能否得到有效释放，还需 要从煤岩等温吸附曲线、煤层含气量和储层压力 3 个方面开展定量分析[21]，进而提取有效解吸量指标 进行单井开发潜力的研究。有效解吸量为临界解吸 压力和废弃压力在等温吸附曲线上对应煤岩吸附气 量的差值图 4 中 B、C 两点对应吸附量的差值，其 与原地吸附气量的比值即为采收率。 表 2 云南恩洪区块 EH-C6 井可采资源丰度估算表 Table 2 Estimation of cumulative resources abundance and its calculation parameters in Well EH-C6 煤层 累计厚度/m 平均含气量 /m3t-1 平均煤岩密度 /tm-3 累计资源丰度 /108 m3km-2 原生和碎裂结构 煤层厚度占比 单井可采资源丰 度/108 m3km-2 厚度0.5 m共29层 33.8 9.44 1.44 4.91 61.77 3.03 图 4 恩洪区块 16 号煤层等温吸附曲线和有效解吸量示 意图假定废弃压力取 0.8 MPa Fig.4 Isothermal adsorption curve of No.16 coal seam and desorption quantity inds in Enhong CBM block 恩洪区块垂向上各煤层在等温吸附特征、储层 压力和含气量方面存在差异，同一煤层的各指标在 平面上也存在变化。由于目前可利用的资料有限， 因而选取煤系地层中部资料相对齐全且平面分布稳 定的 16 号煤层， 开展煤层气有效解吸量的定量预测 和采收率的标定，以近似代表恩洪区块各煤层有效 解吸量和采收率的平均状况。根据 5 口参数井资料 的统计，恩洪区块 16 号煤层的平均兰氏体积VL为 17.89 m3/t，平均兰氏压力PL为 2.53 MPa，平均储层 压力为 6.07 MPa，平均含气量为 7.84 m3/t。根据 16 号煤层的平均兰氏体积和平均兰氏压力绘制的 16 号 煤层的等温吸附曲线见图 4， 图 4 中的 A 点为 16 号煤 层平均压力和平均含气量的投影点。等温吸附曲线上 对应的临界解吸压力为 2.10 MPa图 4 中的 B 点，故 其临储压差为 3.97 MPa图 4 中 A、 B 两点对应压力的 差值，这意味着煤层中的压力需降低 3.97 MPa对应 约 397 m 水柱才能使吸附态气体解吸。 在图 4 中，假定废弃压力取 0.8 MPa 时图 4 中 的 C 点，可得到临废压差为 1.30 MPa图 4 中 B、C 两点对应压力的差值，有效解吸量为 3.54 m3/t 图 4 中 B、C 两点对应吸附量的差值。因废弃压力受地 质、 工程乃至市场等多因素的影响， 往往无法给予准 确的估计值， 因而笔者参考国内外煤层气开发数值模 拟和采收率预测研究中废弃压力的取值区间[22-24]， 将 0.21.0 MPa 作为恩洪区块 16 号煤层废弃压力的取 值区间，以揭示临废压差和有效解吸量随废弃压力 取值变化的敏感性表 3。 表 3 恩洪区块 16 号煤层不同废弃压力下的临废压差、 有效解吸量和单井最终可采储量 Table 3 Desorption-abandonment pressure difference and desorption quantity inds under different abandonment pressure of No.16 coal seam in Enhong CBM block 废弃压 力/MPa 临废压 差/MPa 有效解吸 量/m3t-1 单井最终可 采储量/m3 0.2 1.90 6.86 1 060 0.3 1.80 6.12 946 0.4 1.70 5.48 847 0.5 1.60 4.95 765 0.6 1.50 4.45 687 0.7 1.40 3.97 613 0.8 1.30 3.54 547 0.9 1.20 3.11 480 1.0 1.10 2.76 426 ChaoXing 第 2 期 姜杉钰等 云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨 85 由表 3可知废弃压力从 1.0 MPa降低到 0.2 MPa 时，有效解吸量从 2.76 m3/t 提高到 6.86 m3/t。如果 能将煤层废弃压力控制在 0.8 MPa 以下相对比较保 守的废弃压力取值，从每吨煤中可采出的煤层气量 将大于 3.54 m3，采收率大于 45。在单井合采全部 目 的 煤 层 的 情 况 下 ， 即 单 井 可 采 资 源 丰 度 为 3.03108 m3/km2时，若假设单井采收率为 45，井 控制面积为 0.04 km2200 m200 m 井距， 则单井最 终可采资源量EUR为 547104 m3单井可采资源丰 度采收率井控面积，具备较大的开发潜力。根据 投入–产出初步估算并考虑财政补贴，在上述情况 下，单井多煤层合采可获得一定的经济效益并具备 商业开发的前景。 综上可知，恩洪区块单煤层厚度薄，含气量中 等，单层资源丰度较低，不具备单井单采一层或合 采少数煤层的资源条件。但从煤层数量多、累计厚 度大、单井可采资源丰度高以及单井最终可采储量 大的角度来看，恩洪区块单井合层排采尽可能多的 甚至全部目的煤层厚度大于 0.5 m 的原生–碎裂结 构煤层应是增加单井产量，提高煤层气资源利用率 的有效方式。 4 流体可动性分析 4.1 吸附时间 煤层中解吸的气体从基质到裂缝系统的传输 过程即为扩散过程， 气体在煤层中扩散的速度可用 “吸附时间”来量化反映[25]。 吸附时间是指在煤岩含 气量测定过程中，实测气体体积达到总吸附量损 失气量、 解吸气量和残余气量之和的 63.2时所用 的时间[26]，吸附时间越长，气体扩散的越慢。恩洪 区块煤岩的演化程度较低， 各煤层的吸附时间普遍 较短，仅为 0.146.99 d，平均为 2.39 d表 4，远 低于沁水盆地高阶煤 15 d 以上的吸附时间[27]。较 短的吸附时间意味着气体从煤基质孔隙扩散到裂 隙系统中的速度较快，有利于气体产出，便于煤层 气井尽早见气。 表 4 云南恩洪区块煤层吸附时间统计表 Table 4 Adsorption time of several coal seams in Enhong CBM block 煤层编号 8号 9号 14号 16号 21号 23号 范围 4.883.83 0.206.60 0.862.26 0.546.99 0.144.94 0.463.92 吸附时间/d 均值 4.35 1.84 1.54 2.77 2.19 1.57 4.2 渗透率 从试井结果来看表 5， 恩洪区块主力煤层的渗 透率多在 0.110-3μm2以下。9 号煤层在 EH-01 井和 EH-02 井钻遇煤层埋深相似的情况下，渗透率差异 较大，而且 EH-02 井中也存在浅部 9 号煤层渗透率 低于深部 16 号煤层的现象；此外，图 5 中 EH-C6 井钻遇各煤层的渗透率与埋深整体虽表现出一定的 指数递减趋势，但各散点的形态变化十分复杂，相 邻煤层间渗透率变化的幅度可跨越一个数量级。由 此可见，恩洪区块煤层渗透率在平面和垂向上呈现 出较大的变化，煤层表现出较强的非均质性。 表 5 恩洪区块主要煤层试井渗透率统计表 Table 5 Coal permeability in Enhong CBM block 煤层 井号 渗透率/10-3μm2 埋深/m EH-01 0.016 513.5 EH-02 0.004 5 497.7 9号 EH-C6 0.03 1 078.0 EH-01 0.011 568.7 EH-02 0.02 557.6 16号 EH-C6 0.11 1 142.2 21号 EH-02 0.056 604.8 图 5 EH-C6 井钻遇煤层埋深与试井渗透率关系 Fig.5 Relationship between permeability and depth of coal seam in well EH-C6 前人研究表明， 受印度板块向北碰撞欧亚板块的 影响，恩洪区块处于挤压的高应力背景下[28]，水力 压裂法地应力测试结果也显示，在煤层埋深 1 000 m 以浅以前的范围内，恩洪区块最大水平主地应力为 15.7425.69 MPa， 最小水平主应力为10.9618.36 MPa， 较高的地应力强度应是该区块煤层渗透率整体较低 的主要原因。另外，从岩心和录井资料来看，恩洪 区块上部 9 号、10 号和 16 号等煤层的岩心多呈破 ChaoXing 86 煤田地质与勘探 第 46 卷 碎状和粉末状，而下部 19 号、21 号等煤层则结构 相对完整，由此可推测煤体结构的复杂性是导致 恩洪区块煤层出现浅部煤层渗透率低于深部这一 反常现象，以及渗透率平面和垂向上变化较大的 重要原因。 我国煤层的渗透率多在 0.1110-3μm2 [29]， 相比 之下， 恩洪区块煤层的渗透率则要低 12 个数量级。 渗透率较低且变化剧烈，将严重制约恩洪区块煤层 气 的 开 发 。 但 生 产 实 践 表 明 [29]， 渗 透 率 低 于 110-3μm2的煤层在经过合理的压裂排采后也可具 备一定的产气能力。因此，针对恩洪区块煤层整体 的低渗透特征，压裂技术和排采方案的优化是煤层 气井获得高产的关键所在。 5 开发方式探讨 以上研究表明，全部厚度大于 0.5 m 的原生–碎 裂结构煤层可作为恩洪区块单井多煤层合采的目的 煤层，单井合采尽可能多的甚至全部目的煤层时具 备较大的开发潜力，但渗透率较低且空间变化剧烈 则会为煤层气开发带来挑战，因而需要基于上述研 究，讨论该区块合理的煤层气开发方式。 5.1 压裂方式 研究表明[30-34]，压裂缝沟通煤层顶底板含水层 是导致煤层气井出现高产水难产气的重要原因。恩 洪区块因煤层厚度较薄，压裂施工时会不可避免的 出现压裂缝延伸到顶底板中的情况。在单井多煤层 合采时，若有一套煤层出现压裂缝沟通含水层的情 况，则可能间接影响到其他多套煤层的产气效果。 国外多薄煤层地区一般根据煤层的分布特征和 煤系地层的含水性选择压裂方式[35]。美国圣胡安盆 地 Fruitland 组发育多套煤层，各煤层厚度薄且间距 不大，煤系地层以泥岩为主，砂体较少且多致密化， 含水性很弱，故采用单段大规模压裂，使压裂缝沟 通尽可能多的煤层以提高单井产量； 而在粉河盆地， 因 Fort Union 组中含有大量的含水砂岩，因而在煤 层气开发时仅考虑厚度较大的煤层进行单层压裂， 以避免压裂缝沟通砂岩含水层影响排采效果。 恩洪区块二叠系宣威组煤系地层为三角洲平原 沉积环境，岩性以泥岩、砂岩、粉砂岩和煤层为主。 测井解释和水化学分析结果均显示出煤系地层的弱 含水性，因此压裂缝沟通含水层造成煤层气井高产 水的风险较低。针对恩洪区块多薄煤层和煤系地层 弱含水的特点，单段大规模压裂是最为直接的储层 改造方式，但考虑到纵向上煤层跨度和压裂施工难 度，建议恩洪区块煤层气井直井采用分段压裂的 方式，即将一口煤层气井钻遇的煤系地层划分为若 干压裂段，每个压裂段包括多个煤层和煤层之间的 砂泥岩隔层，施工时对各个压裂段分别压裂，进而 实现后续的多煤层合采。 5.2 排采工作制度 恩洪区块煤层吸附时间短，扩散能力强，但渗 透率低，降压漏斗不易扩展。若排采初期动液面下 降速度过快，则容易在排采后短时间内见气，但因 压降漏斗范围有限，使得煤层气井见气后很快大幅 度减产并稳定在较低的产气量，单井资源潜力得不 到充分释放，因而合理的排采工作制度对于该区块 煤层气开发至关重要。 笔者根据前期研究[36-37]和贵州西部多煤层排采 试验认为，恩洪区块单井多煤层合采可依据组合渐 次优化的思路进行，即根据地层压力和渗透率等参 数将全部目的煤层在垂向上划分排采组合，自上而 下针对各组合开展排采工作。如图 6 所示，在排采 启动早期，首先针对组合 1 以较快降液速度制造一 定的井底压差以实现井筒疏通，并创建组合 1 中各 图 6 多煤层合采工作会制度优化示意图 Fig.6 Flowchart of optimization of combined CBM drainage of multiple coal seam ChaoXing 第 2 期 姜杉钰等 云南恩洪煤层气区块单井多煤层合采方式探讨 87 煤层内气体的井向流动趋势，随后通过缓降液面 憋压操作，保证组合 1 内各煤层的降压漏斗扩展； 此后，针对下部各个排采组合逐步开展与组合 1 相 似的缓降液面憋压操作，最后形成各组整体降压 提高产量。 排采全过程可划分为进行排水阶段缓慢降液面 见套压后憋压稳产期稳压， 之后采用缓慢降压的 排采措施，缓降液面憋压的压降漏斗拓展操作，直 至最下部排采组合的压降漏斗拓展到理想状态后， 再 针对各个排采组合进行逐级提产， 完成多煤层产气潜 力的释放，实现单井多煤层合采产能最大化。 6 结 论 a. 恩洪区块单煤层厚度较薄，含气量中等，单 煤层资源丰度有限，前期煤层气井合采 24 套煤层 时动用的资源丰度不足是产气效果不理想的一个重 要原因。 b. 厚度大于 0.5 m 的原生–碎裂结构煤层均可 作为恩洪区块煤层气开发的目的煤层。因单井可采 资源丰度高，最终可采储量大，故单井排采尽可能 多的目的煤层甚至全部目的煤层时具备较大的开发 潜力，并可获得一定的经济效益，应是恩洪区块煤 层气开发的必然选择。 c. 恩洪区块煤层吸附时间短，气体扩散能力 强，但受地应力强度大、煤体结构复杂等因素影响， 煤层渗透率较低且空间变化大，因而需要合理的压 裂和排采措施方可有效释放开发潜力。 d. 分段压裂适合恩洪区块多薄煤层和煤系地 层弱含水的特点，能够有效集中煤层资源优势，保 证单井动用足够多的煤层气资源。 e. 单井多煤层合采可根据煤层组垂向上分布 特点合理划分开发层系，针对每一排采组合依次开 展缓降液面憋压的降压漏斗扩展操作，最后形成 各组整体降压，再完成逐级提产。 建议恩洪区块采用滚动开发模式， 由煤层气排采 试验井作为引导，以长远眼光看待多煤层合采问题， 坚持资源利用率和经济效益最大化的原则逐渐摸索 单井多煤层合采的最佳方案和技术手段， 继而理性扩 大煤层气生产规模，提高全区产能和经济效益。 参考文献 [1] KARACAN C O. 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