延川南区块深层煤层气井产能主控因素_付玉通.pdf

第 45 卷 第 5 期 煤田地质与勘探 Vol. 45 No.5 2017 年 10 月 COAL GEOLOGY 2. Petrochina Coalbed Methane Company Limited, Beijing 100028, China; 3. Petrochina Coalbed Methane Company Limited, Taiyuan 030000, China; 4. Unconventional Resources Exploration and Development Headquarter, East China Company, SINOPEC, Nanjing 210000, China Abstract Unclear understanding on the factors influencing the productivity of deep buried CBM wells has re- stricted the commercial exploration. Firstly, the paper summarized the style and capacity of CBM production, then analyzed the factors influencing productivity from resource, difficulty of desorption and fluid condition. The results show that permeability and gas content are the major influence factors of productivity. The constant gas rate of flow is above 1 000 m3/d when the permeability is more than 0.310-3 μm2 and the gas content is more than 15 m3/t. Gas content is mainly influenced by depth and hydrodynamic condition, while permeability is mainly controlled by crustal stress, deation and crack condition. Based on permeability and gas content, the block was divided into four parts and the productivity of each part was uated. The correlation between the productivity and fracturing operation parameters are poor, which revealed that the effect of different fracturing operation was basically the same in current technological level. Keywords CBM in deep strata; factors influencing the productivity; permeability; gas content 煤层气是一种重要的非常规天然气，关注度越来 越高。 我国 1 0002 000 m 煤层气资源量高达 22.5 万亿 m3，占总量 61[1-3]。延川南作为国内开发层位最深的 煤层气田，产能高低及其分布规律对我国后期深层煤 层气资源勘探开发具有重要借鉴意义。前期国内深层 煤层气研究主要侧重于地质理论研究[4-7]，很少涉及生 ChaoXing 第 5 期 付玉通等 延川南区块深层煤层气井产能主控因素 49 产特征、产能高低及影响因素等，笔者在深层煤层气 井产能评价基础上，对产能影响因素进行分析，找出 影响煤层气井产能的主控因素。 1 区块地质概况 延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，构造上处 于渭北隆起与晋西挠褶带交汇处，面积 701 km2。区 块构造平缓稳定， 整体呈西倾单斜构造， 中部为白鹤– 墰中剁断裂带，东部为坪构造带，西部为万宝山构造 带图 1。 含煤地层为下二叠统山西组与上石炭统太原 组，其中山西组 2 号煤层是主力开发煤层。万宝山构 造带 2 号煤层埋深 1 0001 500 m，平均 1 300 m；煤 储层压力 6.013.0 MPa，储层压力系数 0.550.91墰。 坪构造带 2 号煤层埋深 6001000 m，平均 880 m；煤 储层压力 2.84.8 MPa，储层压力系数 0.310.52。延 川南煤层镜质体最大反射率为 2.03.1，平均 2.4，以贫煤、无烟煤为主。显微组分以镜质组为主， 体积分数为 40.8 87.6，平均 68.8；其次为惰质 组，体积分数为 4.8 48.7，平均 27.2。 图 1 延川南 2 号煤层顶板等高线图 Fig.1 The altitude contour map of the roof of coal seam No.2 延川南区块煤系发育致密砂岩气，分布层位为 下石盒子组与山西组，埋深 8001 100 m，共 10 余 口井进行试气，最高无阻流量 20 000 m3/d 左右。 截至 2015 年 9 月， 延川南区块万宝山构造带投 产井超过 700 口，其中产气井 380 余口，产气 27.4 万 m3/d，平均单井产气 721 m3/d ；产液 750 m3/d， 平均单井产液 1.07 m3/d。 2 产能特征 万宝山构造带生产时间超过25个月的154口老 井，生产时间较长，产量基本稳定且流压较低，可 以认为其产量即为该井实际产能，取其生产参数月 平均值进行统计分析。统计结果表明，产气量高于 1 000 m3/d的高产气井仅占15.6； 产气量5001 000 m3/d 的中等产气井占 24.7； 而产气量低于 500 m3/d 的低产气井所占比例高达 59.7图 2a。产液1 m3/d 的井仅占 24， 而产液8 MPa，占 18；29 口井产气压力低于 6 MPa，占 19；其余 井产气压力在 68 MPa图 2c。低产气与极低产液 井所占比例高是万宝山构造带煤层气开发面临的一 个重大问题。 按生产时间对所有老井月生产参数进行归一化 处理，并绘制动态曲线图 3。从图 3 可以看出，投 入排采 25 个月后，产气量趋于稳定，约 800 m3/d 左右；产气量趋于稳定后，井底流压仍在缓慢下降； 产液量先小幅增加，最高产液量 1.14 m3/d，随后缓 慢下降，目前已降至 0.8 m3/d 左右。因此，认为万 宝山构造带平均单井产气能力 800 m3/d 左右，见气 前产液能力 1.01.5 m3/d，见气后 0.51.0 m3/d，稳 产压力 2.03.0 MPa。 a 稳定产气量 b 最高产液量 c 初始产气压力 图 2 万宝山构造带煤层气井生产参数统计图 Fig.2 Production parameters of CBM wells in Wanbaoshan tectonic zone 3 产能影响因素 煤层气产出过程可以简化为解吸、 扩散和渗流 3 个过程，不考虑扩散的情况下，产能影响因素可 以概括为控制地质储量、解吸难易程度和渗流条件 3 大类。控制地质储量是产气物质基础，主要受含 气量、主力煤层厚度和井网间距影响[8]；解吸难易 程度指排水降压过程中煤层气由吸附态变成游离态 ChaoXing 50 煤田地质与勘探 第 45 卷 图 3 万宝山构造带煤层气井生产参数统计图 Fig.3 Production parameters of CBM wells in Wanbaoshan tectonic zone 的难易程度，主要受含气饱和度与煤岩等温吸附 参数控制[9-13]；渗流条件主要受储层压力、原始渗 透率和压裂改造效果影响[14-15]，控制着储层降压 和流体流动过程。其他一些参数，如地应力、煤 体结构、煤岩组分、埋深、构造位置及水文地质 特征等，主要通过影响含气量、原始渗透率及等 温吸附特征来影响产能。总之，以含气量与渗透 率为核心的地质条件、以压裂为核心的工程工艺 技术和排采管理 3 大因素，是决定煤层气井产量 的重要因素。 3.1 控制地质储量 3.1.1 含气量 10 口煤层气井含气量测试显示，含气量为 6.120.4 m3/t，平均 12.8 m3/t；构造带 NE 部含气量 最低，向 SW、NW 方向含气量逐步增高。稳定产气 量与含气量正相关，稳产气量高于 1 000 m3/d 高产 井的含气量大于 15 m3/t， 含气量低于 10 m3/t 的煤层 气井普遍低产； 见气前最高产液量与含气量负相关， 含气量越低，见气前产液量越高图 4。 图 4 含气量与产能关系 Fig.4 Relationship between gas content and CBM wells productivity 含气量主要受埋深和水动力条件影响[8]延川南 区块东北部煤层埋藏较浅，储层压力较低，不利于煤 层气保存；向西南、西北部煤层埋深逐渐增大，储层 压力增大， 保存条件变好。 东北部水型为 NaHCO3型， 矿化度较低，表明水动力条件较强，不利于煤层气保 存；西南、西北部水矿化度高，水型变为 CaCl2型， 水动力条件变弱，为滞流区，保存条件较好。 3.1.2 煤层厚度 万宝山构造带 2 号煤层厚 2.56.5 m，平均 4.2 m，南部存在一条厚度大于 5 m 的条状厚煤带，北 部靠近西侧边界附近受断层影响煤层厚度减少至 23 m，其他区域煤层厚 44.5 m，稳定分布。稳定 产气量、见气前最高产液量与煤层厚度相关性差， 但煤层厚度4 m 时，稳定产气量普遍500 m3/d。以 上生产数据表明，煤层气井投产后第一个 5 a 内， 仅煤层厚度过薄时对产气量有一定影响，其他情况 下煤层厚度对产液量和产气量影响较小。 3.1.3 控制地质储量 开发井网为 300 m350 m，平均单井控制储量 790 万 m3，较高。由此可以看出，除东北部含气量较 低区域外，万宝山构造带平均单井控制储量较高。按 照采收率 50， 平均产气 1 000 m3/d 来计算， 足以稳产 10 a。因此投产后第一个 10 a 内，产气物质基础丰富。 3.2 解吸难易程度 3.2.1 等温吸附参数 等温吸附实验数据显示，2 号煤空气干燥基 Langmuir 体积VL为 15.243.9 m3/t，平均 28.8 m3/t， 整体呈南高北低趋势；Langmuir 压力pL为 1.05 4.15 MPa，平均2.76 MPa，由东南向西北逐渐降低。 根据 Langmuir 等温吸附方程，对含气饱和度、 解吸压力进行计算，计算结果显示，含气饱和度为 1094， 平均 56； 理论解吸压力为 0.16.3 MPa， 平均 2.5 MPa；临储比为 0.60.9，平均 0.8表 1。稳 定产气量与含气饱和度图 5正相关含气饱和度高 于80， 产气量高于1 200 m3/d； 含气饱和度低于60 时，产气量低于 500 m3/d。理论计算解吸压力远低于 实际值， 推测煤层在高温高压地层条件下， 吸附能力 下降，解吸压力升高；此外，煤层中存在少量游离气 或水溶气，也是实际解吸压力偏高的重要原因。 3.2.2 解吸难易程度 相同含气量情况下， 解吸难易程度主要从解吸压 力的高低和储层压力降至一定值时累计解吸气量两 个方面评价，二者越高，说明煤层越易于解吸[9]。含 气量一定情况下，实际解吸压力、实际解吸量和 pL 正相关，与 VL负相关。由此可见，含气量一定情况 下，VL越小，pL越高，煤层气越易于解吸。 根据前人研究[11-13]， VL和 pL主要受煤化程度影 响，镜质体最大反射率 Rmax4.25时，随煤化程度 增加，VL变大，pL降低，煤层吸附能力增强。此外， 水分和温度对煤层吸附有抑制作用， 煤层含水越高、 温度越高，煤层吸附能力越弱，煤层气越易于解吸。 ChaoXing 第 5 期 付玉通等 延川南区块深层煤层气井产能主控因素 51 表 1 万宝山构造带含气量、含气饱和度与解吸压力等参数统计表 Table 1 Gas content, gas saturation and desorption pressure of CBM wells in Wanbaoshan tectonic zone 井号 Langmuir 压力 pL/MPa Langmuir 体积 VL/m3t-1 储层压力/ MPa 含气量/ m3t-1 含气饱和度/ 理论解吸 压力/MPa 实际解吸 压力/MPa 临储比 稳定产气量/ m3d-1 X17 4.4 37 10.6 14.254 2.7 7.1 0.7 400 X21 1.9 25 10.2 11.857 1.8 6.7 0.7 340 X20 4.3 29 4.5 10.872 2.5 5.4 0.6 180 X16 4.2 38 7.4 19.077 4.1 6.4 0.9 1 705 X6 2.1 21 9.4 14.384 4.5 7.0 0.7 1 805 X23 1.1 22 10.5 19.094 6.3 9.3 0.9 1 450 X22 3.0 15 9.5 3.5 30.2 0.9 7.3 0.8 360 X24 1.6 26 10.0 13.458.9 1.6 6.7 0.7 500 X63 1.1 34 6.3 2.9 10.0 0.1 4.7 0.7 30 X8 3.7 34 6.2 6.1 28.9 0.8 5.7 0.9 475 图 5 含气饱和度与产能关系 Fig.5 Relationship between gas saturation and CBM well productivity 综合煤层气资源量与煤层气解吸难易程度两因 素考虑，X6、X16、X17、X23 含气量较高，资源基 础雄厚， 且 VL相对较低， pL较高， 煤层气易于解吸， 表明吸附态煤层气易于解吸成游离态，具备高产物 质基础，这与实际生产情况吻合。 3.3 渗流条件 渗流能力由煤层原始渗透率及水力压裂改造效 果决定[13-18]，原始渗透率越高，压裂改造半缝长越 长，流体渗流越容易。 3.3.1 原始渗透率 根据注入压降测试资料，万宝山煤层渗透率较 低，为0.050.9110-3 μm2，平均 0.2510-3 μm2。 东南部渗透率较高，为0.40.610-3 μm2；北部及 中部较低，为0.30.410-3 μm2；西部、西南部、 东北部渗透率最低，普遍在 0.210-3 μm2以下。 根据达西公式，见气前最高产液量与稳定产气 量与渗透率正相关，实际生产数据与这一规律基本 相符。 稳产产气量与渗透率正相关图 6渗透率值低 于 0.310-3 μm2区域，稳定产气量不到 500 m3/d；渗 透率高于0.310-3 μm2区域， 稳定产气量在1 000 m3/d 以上。见气前最高产液量与渗透率正相关，渗透率 低于 0.210-3 μm2时最高产液量低于 1.5 m3/d，渗 透率大于 0.510-3 μm2时， 最高产液量大于 3 m3/d。 由此可见，高产气井渗透率值下限为 0.310-3 μm2。 图 6 产量与渗透率散点图 Fig.6 Relationship between permeability and CBM well productivity 此外，前 7 个月，煤储层压力由 9.7 MPa 降至 7.9 MPa， 但最高产液量却由1.1 m3/d降至0.95 m3/d， 分析认为储层压力下降过程中地应力不断增加，导 致煤层渗透率急剧下降[4-5]，这是排采初期生产压差 不断扩大情况下产液量下降的重要原因。 根据前人研究成果[9-15]，结合本区实际情况，认 为万宝山煤层渗透率主要受地应力、 构造形变和裂隙 发育情况影响。 煤层闭合压力反映地应力大小， 闭合 压力越高地应力越大[6-8]。分析认为高地应力区高闭 合压力区，煤层裂隙闭合，渗透性差；低地应力区， 煤层裂隙较发育， 渗透性较好。 地应力高低受埋藏深 度、构造位置影响埋藏越深，地应力越高。研究区 东南部 X16 井附近发育小背斜，局部构造高点曲率 较大，裂缝较发育，地应力因释放而较低，渗透率普 遍高于 0.410-3 μm2，为高渗区，也是区块目前产能 最高区域。 断层附近裂缝发育渗透性高， 但保存条件 较差，含气量较低，为高产液区域。 3.3.2 压裂改造 煤层气井井位与产层确定后，压裂改造工艺成 为影响产能的最主要因素。一般认为，压裂规模越 大，形成有效半缝长越长，储层改造效果越好[19]。 ChaoXing 52 煤田地质与勘探 第 45 卷 研究区先后试验不同压裂液用量5001 000 m3、加 砂量和排量（68 m3/h）等工艺，但是结果显示不 同压裂施工条件下，产量差异较小。从图 7 可以看 出，稳定产气量与压裂液总量、加砂量、砂比、排 量等基本上无相关性，即当前施工技术条件下，施 工改造不是影响产量差异主导因素。 a 产量与总液量散点图 b 产量与砂比散点图 图 7 产量与压裂施工参数散点图 Fig.7 Scatter maps of fracturing parameters and CBM wells productivity 3.4 产能区域划分 根据以上分析， 万宝山构造带产气能力主要受含气 量包括含气饱和度和渗透率两因素的综合影响。结合 老井生产特征，以渗透率0.310-3 μm2、含气量12 m3/t 为下限，将万宝山构造带划分为高渗高含气、低渗高 含气、高渗低含气、低渗低含气 4 个区图 8。高渗高 含气区产液量相对较低， 最高产液量 23 m3/d； 产气量 较高，稳产效果好，稳产气量在 1 200 m3左右，稳产 压力 1.52.5 MPa。高渗低含气区主要位于东部断层附 近，裂缝较发育，渗透性好，但保存条件较差，含气 量低，具有见气压力低，产液量一般在 10 m3/d 以上， 见气后产液上升慢，稳产压力在 0.51.5 MPa，稳定产 气量 400 m3左右。低渗高含气区位于构造带西南部和 西部，产液能力极低，最高产液量在 0.5 m3/d 以下；见 气早，但见气后长期低产，后期流压降至 0.51.0 MPa 时，稳产气量在 600 m3左右。低渗低含气区位于构造 带东北部，产液量较低，为 12 m3/d；见气压力较低， 见气后产气量上升慢，后期稳产气量 500 m3左右。 a 2 号煤渗透率等值线图 b 2 号煤含气量等值线图 c 万宝山产能区域划分 图 8 万宝山产能区域划分 Fig.8 Zoning maps of productivity of Wanbaoshan area 总之， 高渗高含气区资源量及渗流条件均较好， 具备高产稳产条件；高渗低含气区裂缝发育，渗透 性好，含气量低，以高产液低产气井为主；低渗低 含气区与低渗高含气区除见气压力和产液量存在一 定差异外，两区域稳定产气能力基本相同。 4 结 论 a. 含气量与渗透率二者的耦合作用决定煤层 气井产能，含气量高于 15 m3/t 和渗透率高于 0.3 10-3 μm2是获得较高产能的前提条件。 含气量主要受 埋深和水动力条件影响，渗透率受地应力、构造形 变和裂缝发育情况影响。 b. 在煤层埋深大、储层低渗的特定地质条件 下，压裂改造工艺对产能影响较小，技术有待突破。 c. 将研究区划分成高渗高含气区、高渗低含气 区、低渗高含气区、低渗低含气区。高渗高含气区产 液量中等， 产气能力高； 高渗低含气区以异常高产液、 低产气井为主；其他两区产液量和产气能力均较低。 ChaoXing 第 5 期 付玉通等 延川南区块深层煤层气井产能主控因素 53 参考文献 [1] 秦勇，桑树勋，傅雪海，等. 中国重点矿区煤层气资源潜力及 若干评价理论问题[J]. 中国煤层气，2006，3417–20. 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