织金区块煤层气合采生产特征及开发策略_郭涛.pdf

第 47 卷 第 6 期 煤田地质与勘探 Vol. 47 No.6 2019 年 12 月 COAL GEOLOGY The fracturing scale influenced significantly the gas production result of CBM wells, the bigger the fracturing scale, the better the gas production result, increasing the fracturing scale and enhancing the fracturing reation ef- fect are the important approaches for effective development of multiple seams; The gas production of horizontal wells is 3–4 times higher than that of directional wells, the adaptability of horizontal wells for thin seams was confirmed. According to the geological and surface conditions, using horizontal wells and directional wells for combined devel- opment can improve the development effect of multiple seams. It is comprehensively considered that optimization of co-extraction horizons in an area with favorable geological conditions, increase of the fracturing scale, optimal use of horizontal wells will improve the development effect of multiple thin coal seams. methane well. The larger the frac- turing scale is, the better the gas production effect will be. Increasing the fracturing scale and improving the fracturing transation effect is one of the important means to effective development of multiple thin coal seams. Keywords Zhijin block; multiple coal seams; gas production of multi-layers; horizontal well; development strategy 收稿日期 2019-06-10 基金项目 国家自然科学基金项目41272339；河南省自然科学基金项目182300410149 Foundation itemNational Natural Science Foundation of China41272339；Natural Science Foundation of Henan Province182300410149 第一作者简介 郭涛，1985 年生，男，湖北襄阳人，硕士，工程师，从事煤层气地质研究及产能评价工作. E-mailgttongji 引用格式 郭涛，高小康，孟贵希，等. 织金区块煤层气合采生产特征及开发策略[J]. 煤田地质与勘探，2019，47614–19. GUO Tao，GAO Xiaokang，MENG Guixi，et al. Combined CBM production behavior and development strategy of multiple coal seams in Zhijin block[J]. Coal Geology Exploration，2019，47614–19. ChaoXing 第 6 期 郭涛等 织金区块煤层气合采生产特征及开发策略 15 煤层气生产方式有别于常规天然气，其产出需 经历排水降压、解吸、扩散、渗流过程[1]。受地质 条件、压裂改造效果、排采制度影响，不同地区煤 层气井生产特征表现出较大差异。同时，多煤层合 采受解吸液面高度差异、合采跨度等因素影响，易 出现层间干扰，生产特征更加复杂。弄清不同煤层 合采、不同压裂规模、不同井型煤层气井生产特征， 尤其是产能差异，对制定开发对策具有重要意义。 对于多煤层合采，前人做了大量研究。杨兆彪 等[2]开展了多煤层叠置下的煤层气成藏作用研究； 秦勇等[3]提出和论证了“多层叠置煤层气系统”的学 术观点并进行广泛研究；傅雪海等[4]基于“多层叠置 煤层气系统”的理论开展了室内多煤层合采试验， 提 出递进排采的观点；李鑫等[5]针对多煤层的特征， 提出了分割排采工艺。前人的研究多侧重煤层气成 藏规律、富集模式及理论研究，对具体煤层气井的 生产特征分析较少，缺乏现场实践，更是缺乏压裂 规模、 水平井井型对多薄煤层适应性评价开发对策。 贵州织金区块煤层气勘探工作始于 2009 年，目 前已实施勘探评价井 13 口，开发试验井 10 口，水平 井 2 口，开展了龙潭组上中下、中下、下煤组不同类 型的分压合采、合压合采试验，同时开展了薄煤层水 平井试验。不同层位组合、不同井型，其产气特征表 现出较大差异，开展产气影响因素研究，探讨多煤层 开发对策，对南方多薄煤层有效开发具有借鉴意义。 1 区块地质概况 织金区块位于贵州省西部， 含煤面积4 648.55 km2， 地质资源量达 7.7061011 m3。构造上位于黔中隆起 区，发育黔西向斜和岩脚向斜 2 个相对完整的大型 含煤向斜。岩脚向斜主要发育 NW 向和 NE 向两组 构造，由一系列次向斜组成图 1。目前织金区块煤 层气勘探开发工作主要集中在珠藏次向斜。 图 1 织金区块岩脚向斜构造纲要图 Fig.1 Tectonic outline of Yanjiao syncline in Zhijin block 区块含煤地层为上二叠统龙潭组和长兴组，沉 积旋回显著，煤层层数多，为一套碎屑岩夹碳酸盐 岩含煤沉积。龙潭组总厚度 300400 m，含煤 28 34 层， 煤层总厚 2535 m， 大于 0.8 m 可采煤层 12 20 层，总可采厚度 1730 m，平均 23.03 m。全区分 布稳定，可采或大部分可采煤层主要为龙潭组上段 上煤组6、7 号煤，中段中煤组16、17 号煤，下 段下煤组20、23、27 和 30 号煤层图 2。 图 2 织金区块晚二叠世含煤地层综合柱状图 Fig.2 Synthetic columnar diagram of Late Permian coal-bearing strata in Zhijin block 研究区主力煤层埋深较浅，一般 400600 m。 以无烟煤为主，镜质组体积分数大于 75，利于煤 层气吸附解吸。宏观煤岩类型为半亮–半暗煤。煤体 ChaoXing 16 煤田地质与勘探 第 47 卷 结构总体为原生–碎裂煤，局部地区发育碎粒–糜棱 煤，地质条件利于煤层气开发。 2 生产特征及产气影响因素 针对多煤层地质特征， 织金区块开展了下煤组、 中下煤组、上中下煤组不同煤层组合的定向井合采 试验及薄煤层水平井试验表 1。 2.1 定向井生产特征 2.1.1 下煤组 20/23/27/30 号煤合采 研究区试验井组10口井开展了下煤组20/23/27/30 号煤层合采试验。4 层煤总厚度相当，平均 6.6 m，煤 层间距 4772 m，平均 60 m。产气时间均超过 3 a，目 前日产气 6001 300 m3，平均单井日产气 950 m3，累 产气66157万 m3，平均单井累产气 120 万 m3。见气 前日产液 1.02.8 m3，见气后受两相流影响地层供液能 力急剧降低，日产液一般 0.30.5 m3图 3。 试验井组 10 口井地质条件基本一致， 但产能存 在差异。分析认为，压裂规模是影响井组产气效果 的关键因素。 3 a 累计产气量与压裂规模呈显著正相 关关系图 4、图 5，压裂规模越大产气效果越好， 产气效果好的井加砂强度一般 20 m3/m、注液强度 一般大于 250 m3/m。 表 1 织金区块定向井不同合采模式及水平井生产现状 Table 1 The production status of directional wells and of horizontal wells for different co-extraction patterns 合采层位 井型 层位 纵向跨度/m 最高日产气量/m3 平均产气时间/a 平均日产气量/m3 平均累计产气量/104 m3 下煤组 60 2 500 3.03 1 200 120.0 中下煤组 90 2 830 5.3 578 101.5 定向井 上中下煤组 247 1 224 3.7 444.6 40.55 水平井 5 835 4.5 3 284.8 488.5 图 3 织金区块下煤组 20/23/27/30 号煤层合 采归一化产气曲线 Fig.3 Gas production curve of coal seams 20, 23, 27 and 30 图 4 织金区块累产气与加砂强度散点图 Fig.4 Scatter plot of gas production and sand intensity 2.1.2 中下煤组 16/17/20/23/27/30 号煤合采 研究区 X-5 井开展中下煤组 16、17、20、23、 27 和 30 号煤层合采试验，煤层间距 90 m，最高日 产气 2 830 m3， 2 000 m3/d 以上稳产 95 d， 1 000 m3/d 图 5 累产气量与注液强度散点图 Fig.5 Scatter plot of accumulative gas production and liquid-injecting strength 以上稳产 210 d 之后快速下降至 1 000 m3/d 左右， 后期保持低效生产图 6。该井前期的高产证实地质 条件较有利， 分析认为， 压裂规模小是该井后期低效 生产的主要原因。与试验井组高产井相比，X-5 井压 裂规模较小， 加砂强度 9.2 m3/m、 注液强度 133 m3/m。 见气前日产液 1.02.0 m3，见气后产液量急剧降低， 产气半年后，基本不产水，压降漏斗无法扩展，产 液特征也印证了由于压裂规模小，改造半径有限， 数值模拟显示该井压裂裂缝半长 45 m。 2.1.3 上中下煤组大跨度合采 X-2 井是织金地区一口探测井，2010 年 6 月 投产，8 月产气，生产层位为龙潭组下煤组 20/23 号煤，最高产气 2 803 m3/d，1 200 m3/d 稳产 201 d 后技术关井。2011 年 5 月封堵下煤组，调层中、 上煤组 6/7/12/16/17 号煤，最大跨度 140 m，最高 ChaoXing 第 6 期 郭涛等 织金区块煤层气合采生产特征及开发策略 17 图 6 织金区块 X-5 井 16/17/20/23/27/30 号煤合采 生产曲线 Fig.6 Gas production curve of coal seams 16, 17, 20, 23, 27 and 30 of well X-5 日产气 800 m3，而后产气量一直在 500 m3/d 左右。 2015 年 6 月再次打开下煤组，3 个煤组合采，日产 气在 5001 000 m3，未能达到前期下煤组单独排采 产气效果图 7。 图 7 X-2 井生产曲线 Fig.7 Gas production curve of well X-2 分析认为，纵向地层供液能力差异导致 3 个煤组 合采产气效果差。上煤组煤储层供液能力强，中下煤 组地层供液能力弱，下煤组单独生产单向流阶段日产 液 12 m3，气液两相流阶段日产液 0.3 m3左右，而中 上煤组合采日产液基本在 36 m3，上中下 3 个煤组合 采时日产液在 24 m3。由于上煤组地层供液能力显著 高于下煤组，抑制下煤组煤储层降压产气，导致 3 个 煤组合采产量低于下煤组单独生产产量。 2.2 水平井生产特征 研究区开展了薄煤层水平井试验，开采单一煤 层，煤层厚度 1.8 m 左右，水平井段长 600 m 左右。 织 2U1 水平井见气前日产液 24 m3，平均 3.64 m3， 见气后日产液一般小于 1.0 m3，平均 0.3 m3，解吸 压力 3.5 MPa，该井最高日产气 5 800 m3，目前产气 4 a，累产气超 520 万 m3图 8。 水平井的高产证实了水平井在薄煤层的适应性， 为多薄煤层有效开发提供了更多井型选择。 可根据煤 图 8 织金区块 2U1 水平井生产曲线 Fig.8 Gas production curve of horizontal well 2U1 层发育情况及地表条件，采用定向井、 水平井多种井 型联合开发的模式推动多薄煤层有效开发。 3 开发策略建议 多煤层合采产气效果除了受资源条件、储层条 件、保存条件影响[6]外，还受压裂效果、合采兼容 性影响。在地质条件一定的情况下，压裂改造效果 决定了煤储层泄压半径，极大影响着煤层气井的产 气效果。同时，多煤层合采受解吸液面高度差异、 渗透率、供液能力、压力梯度及合采跨度等方面影 响，存在合采兼容性问题，影响煤层气井产能及资 源动用程度[7-9]。织金区块开发试验集中在珠藏次向 斜，分布相对集中，地质条件差异较小。因此，本 文在煤层气井生产特征研究的基础上，从开发角度 分析多煤层产气影响因素，认为合采层位选择、压 裂规模大小是影响多煤层开发的重要因素。另外薄 煤层水平井具有较好的适应性，可根据地质条件优 选水平井提高薄煤层开发效果。 3.1 优选合采层位 一般认为，多煤层合采在解吸液面高度、渗透 率、供液能力、压力梯度及合采跨度等方面存在差 异，易发生层间干扰，影响产气效果及资源动用程 度。当煤层气井合层排采时，不同煤层若储层条件 差异较大，必然会产生层间干扰现象，导致部分煤 层被抑制，甚至不产气。织金区块埋深浅，纵向不 同煤层渗透率、压力梯度差异较小，主要受解吸液 面高度差异、合采跨度、地层供液能力差异影响。 a. 地层供液能力 供液能力不同的两套煤层合采， 必然会导致地层 供液能力强的煤层压降过快， 地层供液能力弱的煤储 层迟迟无法有效降压。 并且供液能力较强的煤储层的 水多来自其顶底板含水层， 产层自身的储层压力并没 有有效降低， 就造成了高供液能力产层压力没有得到 充分降低， 同时又造成了低供液能力产层无法有效降 压，甚至造成储层伤害，造成煤层气井低效生产。 ChaoXing 18 煤田地质与勘探 第 47 卷 X-2 井生产特征显示图 7，区块上煤组地层供液能 力显著高于下煤组， 上下煤组合采下煤组地层供液被 抑制，压降漏斗难以扩展，影响产气效果。因此，织 金区块应选择中下煤组作为合采组合。 b. 解吸液面高度与合采跨度 不同煤层解吸压力差及垂向间距产生的液柱压 差导致解吸产气时间差异，进而影响合采效果。解 吸压力差异和垂向液柱压力差异可以通过解吸液面 高度来表示，当液面降至某一高度两套煤层同时解 吸，可合层开发。不同煤层先后产气，导致排采强 度不均衡，影响合采效果，后产气煤层解吸液面高 度距离上部煤层高度越远，越利于合采开发。 合采跨度对多套煤层合采的影响是建立在解吸 液面高度差异性的基础上。即使多套煤层解吸液面 高度相等，同时解吸产气，但由于煤层间跨度过大， 也会出现下部煤层不能持续降压产气或者上部煤层 裸露的矛盾。跨度过大，也存在着同一排采制度下， 不同煤层排采强度差异较大，影响合采效果。 通过煤层等温吸附曲线计算获得的临界解吸压 力和排采数据，计算并绘制不同煤层解吸液面高度 与煤层跨度的关系图 9，如图所示，16 号、17 号、 20 号、23 号、27 号、30 号煤解吸，6 号、7 号煤即 将裸露，不满足合采条件。16 号、17 号、20 号、 23 号、27 号、30 号煤层层间距小，随着埋深增大， 解吸压力逐渐增大，满足合采条件。6、7 号煤可作 为后期调层动用的接替层系。 图 9 织金区块煤层中深及解吸液面高度柱状图 Fig 9 Histogram of the depth of coal seam and the height of the desorption surface 由地层供液能力、解吸液面高度及合采跨度综 合分析认为，织金区块有利合采煤层组合应为中下 煤组 16 号、17 号、20 号、23 号、27 号、30 号煤 层，试采结果也印证了这一结论表 1。 3.2 提高压裂规模 煤储层经过压裂改造后，可产生具有较强导流 能力的通道，有效连通井筒和储层，以促进排水降 压，提高产气速率，同时还可以消除近井筒地带储 层钻井污染[10]。压裂改造效果已成为影响煤层气井 产能的关键因素。 通过对织金区块小井组 10 口井压裂规模与单 井产量相关性分析认为，在现有压裂技术条件下， 采用“大排量、大液量”理念，增大压裂规模，可显 著提高单井产能。小井组开展了下煤组 4 层煤不同 压裂规模合压合采试验，射孔厚度 6.07.5 m，投产 时间相同，但压裂规模不同，产气差异较大。如 图 4、图 5 所示，小井组 10 口井 3 a 累产气与加砂 强度、注液强度具有良好的正相关关系，加砂强度 大于 20 m3/m，注液强度大于 250 m3/m，3 a 累产气 超过 150 万 m3，表明压裂规模是影响小井组产能差 异的核心因素。 2017 年，中国地质调查局在六盘水地区部署 的杨梅参 1 井动用 3 层煤，累计厚度 6.42 m，采 用“大排量、大液量”压裂方式，取得了最高日产 气量 5 000 m3高产效果，杨梅参 1 井的成功也说明 增大压裂规模是目前提高煤层气井单井产能的有效 手段之一。 理论上，压裂规模大小决定了储层改造体积， 进而影响排采泄压体积，最终决定了煤层气井产能 差异。为了增大压裂改造体积，除了增大压裂规模， 还需要根据储层地质特征优选压裂液、支撑剂，优 化加砂方式、施工排量等压裂参数，保障煤储层有 效改造。 3.3 优选实施水平井 美国利用水平井钻完井技术及水力压裂两项核 心工艺，实现了非常规油气开发迅速发展。水平井 技术已经成为低渗储层提高采收率最有效的手段之 一，尤其对于薄储层，水平井优势更加明显[11]。 对于薄煤层，为了尽可能多动用煤层，一般 采用定向井井型开采，鲜有薄煤层水平井开发的 相关报道。从织金区块水平井与直井产气效果对 比表 1可知，水平井产能约为定向井的 34 倍。 分析认为，水平井在压裂、排采上较定向井多层合 采优势明显，定向井由于纵向上各煤层之间存在非 均质性，合层压裂易造成部分煤层未充分改造，且 多层合采易产生层间干扰，影响产气效果。水平井 单层开发克服了定向井多层压裂层间非均质性及合 采排采层间干扰问题。 织金区块两口水平井的高产给了我们重要启 示，对多薄煤层井型优选上也提供了更多选择和借 鉴。根据织金区块地质特点，结合排采实践，初步 ChaoXing 第 6 期 郭涛等 织金区块煤层气合采生产特征及开发策略 19 形成不同煤层发育特征下的井型优选标准煤层间 距大，单煤层厚度大于 1.8 m，水平井开发具有较好 的适应性； 纵向煤层分布集中， 且厚度在 0.82.0 m， 适宜定向井开发。根据地质特点及地表条件，定向 井、水平井相互结合可提高多煤层开发效果。 4 结 论 a. 通过织金区块定向井合采不同煤组及薄煤 层水平井生产特征分析发现，不同煤组合采产气效 果差异较大，中下煤组合采效果好于上中下煤组合 采效果，水平井产气效果是定向井 34 倍，薄煤层 水平井适应性得到证实。 b. 研究区受合采层位组合及压裂规模影响， 各 井产气效果差异显著。受地层供液能力、解吸液面 高度及合采跨度影响，中下煤组 16/17/20/23/27/30 号煤层合采是区块最优合采层位；压裂规模与累计 产气量具有显著正相关关系，提高压裂规模是多煤 层合采提产的重要手段之一。 c. 建议地质条件有利区域优选合采层位、增大 压裂规模、优选水平井，以提高多薄煤层开发效果。 参考文献 [1] 陶树，汤达祯，许浩，等. 沁水煤层气井产能影响因素分析及 开发建议[J]. 煤炭学报，2011，362194–198. 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