李林

（中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司，西安710054）

樊莊區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)氣特征及控制因素

李林

（中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司，西安710054）

在對(duì)樊莊區(qū)塊大量煤層氣生產(chǎn)和地質(zhì)資料研究基礎(chǔ)上，總結(jié)了煤層氣井產(chǎn)氣規(guī)律，從地質(zhì)、工程兩個(gè)方面探討了影響氣井產(chǎn)能的主要因素，據(jù)此提出了合理化的排采建議。研究認(rèn)為：與中、低階煤相比，高階煤儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的特殊性（連通孔隙、割理不發(fā)育）造就了氣產(chǎn)量穩(wěn)定階段，高峰過后存在一個(gè)明顯的降低現(xiàn)象；地質(zhì)因素對(duì)產(chǎn)能的控制主要體現(xiàn)在構(gòu)造部位上，復(fù)向斜構(gòu)造的次級(jí)背斜核部或構(gòu)造線方向的各種構(gòu)造交接部位是煤層氣開發(fā)氣井部署的有利區(qū)域；工程因素則重點(diǎn)體現(xiàn)在排采措施上，尤其是降壓初期的排采控制，該區(qū)排采初期液面下降應(yīng)控制在2～6 m/d，排水泵量控制在1.5～4 m3/d，最大排水泵量控制在5～10 m3/d。

樊莊區(qū)塊；煤層氣；產(chǎn)氣特征；控制因素

0引言

目前，沁水盆地南部地面煤層氣開發(fā)已進(jìn)入商業(yè)化開發(fā)階段，煤層氣開發(fā)取得較大成效，但仍存在很多問題，如區(qū)內(nèi)氣井產(chǎn)能差異較大，且相當(dāng)一部分煤層氣井未獲得較高的單井產(chǎn)量等。分析認(rèn)為，主要是區(qū)內(nèi)煤層氣井產(chǎn)氣規(guī)律及產(chǎn)氣主控因素認(rèn)識(shí)不夠清楚，影響了井位部署和后期排采制度的有效制定。為此，筆者通過樊莊區(qū)塊數(shù)十口井的煤層氣生產(chǎn)數(shù)據(jù)對(duì)比分析，深入分析了區(qū)內(nèi)煤層氣井產(chǎn)氣規(guī)律，探討了產(chǎn)能控制因素，并提出了合理化的建議，以期為區(qū)內(nèi)后續(xù)煤層氣開發(fā)提供借鑒。

1研究區(qū)概況

樊莊區(qū)塊位于沁水盆地南部晉城馬蹄形斜坡帶上，區(qū)內(nèi)地層寬闊平緩，構(gòu)造簡(jiǎn)單，斷層較少，褶皺較發(fā)育；下二疊統(tǒng)山西組3號(hào)煤層為開發(fā)目標(biāo)層，煤層穩(wěn)定，厚度為5.0～7.0 m，埋深為500～1000 m；3號(hào)煤層高變質(zhì)的無煙煤，煤層含氣量較高，大部分地區(qū)為16～20 m3/t（圖1）；儲(chǔ)層壓力為6～8 MPa，儲(chǔ)層壓力梯度為8.35～10.80 kPa/m，平均為9.61 kPa/m，屬于正常壓力儲(chǔ)層。

3號(hào)煤層儲(chǔ)層孔隙以微、小孔為主，大孔次之，中孔欠缺，且孔形以含有相當(dāng)數(shù)量的半封閉孔為特征。煤層割理不發(fā)育且存在礦物充填，但顯微裂隙較發(fā)育，且以收縮裂隙、靜壓裂隙、構(gòu)造裂隙三種類型常見為特征。煤儲(chǔ)層滲透率在0.01～0.51 mD，煤層滲透性較差。

2煤層氣井產(chǎn)氣特征

2.1產(chǎn)能分級(jí)

為方便研究，本次選定高峰產(chǎn)氣量和高峰產(chǎn)氣時(shí)間為評(píng)價(jià)參數(shù)，按照表1所列的煤層氣井產(chǎn)能分級(jí)方案，將區(qū)內(nèi)煤層氣井劃分為中-高產(chǎn)井和低產(chǎn)井兩類。區(qū)內(nèi)各產(chǎn)能級(jí)別的煤層氣井位置分布見圖1（紅色代表中、高產(chǎn)井，黑色代表低產(chǎn)井）。

圖1　研究區(qū)各級(jí)產(chǎn)能井分布圖Figure 1 Distribution of CBM well with different capacities in study area

表1　煤層氣井產(chǎn)能分級(jí)方案Table 1 CBM well capacity classification scheme

由圖1可看出，區(qū)內(nèi)煤層氣井間產(chǎn)能差異較大。

2.2產(chǎn)氣特征

煤層氣的開采是一個(gè)解吸、擴(kuò)散和滲流三個(gè)階段相互銜接連續(xù)的過程，反映到煤層氣井實(shí)際排采過程，可劃分為3個(gè)階段：一是早期煤儲(chǔ)層排水降壓產(chǎn)氣量上升階段，氣井排水使得煤儲(chǔ)層壓力降低，當(dāng)壓力降低到煤層氣的臨界解吸壓力時(shí)開始產(chǎn)氣，該階段氣井產(chǎn)水量較大，產(chǎn)氣量逐漸增高；二是中期穩(wěn)定生產(chǎn)階段，該階段氣井產(chǎn)水量下降，產(chǎn)氣量逐漸增高并趨于穩(wěn)定；三是后期產(chǎn)量下降階段，該階段氣井產(chǎn)氣量緩慢下降，產(chǎn)氣量很少。

選擇區(qū)內(nèi)有代表性的煤層氣井排采曲線（圖2）分析，認(rèn)為區(qū)內(nèi)煤層氣井排采曲線，無論中-高產(chǎn)還是低產(chǎn)，均具有明顯的階段性（即三段式）。與中-低煤階儲(chǔ)層不同的是，第二個(gè)階段（穩(wěn)定生產(chǎn)階段）表現(xiàn)為氣產(chǎn)量高峰過后，存在一個(gè)明顯的降低過程。具體體現(xiàn)在兩個(gè)方面：

圖2　研究區(qū)煤層氣井排采曲線Figure 2 Study area CBM well drainage curves

（1）無論中-高產(chǎn)井或低產(chǎn)井，穩(wěn)定產(chǎn)氣階段都會(huì)出現(xiàn)一個(gè)明顯的產(chǎn)氣高峰。分析認(rèn)為其主要是由于壓裂改造在近井地帶形成一條高導(dǎo)流能力的裂縫所造成的。壓裂改造形成裂縫的滲透率較原始地層滲透率高，可將近井地帶壓裂裂縫所能波及范圍內(nèi)的甲烷很快解吸出來。但對(duì)于同級(jí)產(chǎn)能的煤層氣井，其各自上升階段所呈現(xiàn)的特征是不同的，如區(qū)內(nèi)相對(duì)于FZ-8井而言，F(xiàn)Z-6井產(chǎn)量上升階段持續(xù)時(shí)間較長，到達(dá)的峰值也較高，F(xiàn)Z-20井與FZ-40井相比也顯示出此種現(xiàn)象，究其原因主要是由于煤儲(chǔ)層的滲透性差異，對(duì)于高階煤儲(chǔ)層而言，主要是指外生裂隙發(fā)育程度不同所造成的。一般情況下，相同壓裂參數(shù)改造下，由于煤儲(chǔ)層本身滲透率大小不一，故其改造效果也相差很大，反映到排采曲線上即上升階段持續(xù)時(shí)間和峰值大小不同。煤儲(chǔ)層原生滲透率越好，儲(chǔ)層壓裂效果越好，排采曲線上升階段持續(xù)時(shí)間越長，所能到達(dá)的峰值越高。

（2）高峰過后，相比與中、低階煤，高階煤存在一個(gè)明顯的下降，然后才進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段。分析認(rèn)為主要是由于高階煤儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)中連通孔隙、割理不發(fā)育造成的，即擴(kuò)散階段控制了整個(gè)煤層氣井的產(chǎn)氣能力。同時(shí)，對(duì)比同級(jí)產(chǎn)能的煤層氣井排采曲線，還可看出不同煤層氣井下降程度不同，其主要是由于不同井所處不同構(gòu)造部位，其儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)及結(jié)構(gòu)關(guān)系存在差異，這也是區(qū)內(nèi)煤儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)一個(gè)體現(xiàn)。

3產(chǎn)氣控制因素分析

對(duì)比分析區(qū)內(nèi)各類級(jí)別的煤層氣井產(chǎn)氣特征，可將其大致劃歸為兩類，一類主要是受地質(zhì)因素影響致煤層氣井產(chǎn)能差別很大；另一類主要是受工程因素影響致煤層氣井產(chǎn)能差別很大。

3.1地質(zhì)因素

一般而言，煤層氣井是否能夠高產(chǎn)取決于兩個(gè)主要因素：一個(gè)是煤層的含氣性，二是煤儲(chǔ)層的滲透性。結(jié)合圖1區(qū)內(nèi)各級(jí)產(chǎn)能井分布圖，可看出：區(qū)內(nèi)煤層氣各級(jí)產(chǎn)能井與兩者有較好的對(duì)應(yīng)關(guān)系。

（1）區(qū)內(nèi)現(xiàn)有的煤層氣中-高產(chǎn)井，主要位于區(qū)內(nèi)含氣量較高的位置及裂隙較發(fā)育的地區(qū)。統(tǒng)計(jì)顯示，該類煤層氣井主要分布在兩個(gè)區(qū)域，一個(gè)是復(fù)向斜構(gòu)造的次級(jí)背斜核部；另一個(gè)是構(gòu)造線方向不同的構(gòu)造交接部位，主要是由于這兩個(gè)區(qū)域后期封蓋條件較好，含氣量較高，且離構(gòu)造形跡較近外生裂隙發(fā)育較好。

（2）區(qū)內(nèi)現(xiàn)有的煤層氣低產(chǎn)井（排除工程因素影響），主要位于區(qū)內(nèi)含氣量較低或者裂隙不發(fā)育的地區(qū)。統(tǒng)計(jì)顯示，該類煤層氣井也主要分布在兩個(gè)區(qū)域：一個(gè)是復(fù)背斜構(gòu)造的次級(jí)背斜核部；另一個(gè)是張性斷層的斷層帶附近，這兩個(gè)區(qū)域的煤層氣井產(chǎn)量低，主要原因是這些區(qū)域的煤層附近地層裂隙發(fā)育程度較高導(dǎo)致煤層氣逸散，使得煤層含氣量較低。

3.2工程因素

對(duì)區(qū)內(nèi)煤層氣井地質(zhì)及儲(chǔ)層條件和生產(chǎn)數(shù)據(jù)的綜合分析可以看出，很多煤層氣井所在區(qū)域的煤層氣地質(zhì)及儲(chǔ)層條件相似，但氣井產(chǎn)量相差顯著，分析其主要原因是后期開發(fā)工程影響所致。

以煤層氣井FZ-1和FZ-4為例（圖1），兩口井儲(chǔ)層地質(zhì)條件相當(dāng)，但產(chǎn)能級(jí)別相差很大。前者為低產(chǎn)井，后者為高產(chǎn)井。對(duì)比兩者的排采曲線（圖3）可知，兩者不同之處在于，排采過程中工作制度不同，即日排水量不同，進(jìn)而使得儲(chǔ)層壓力降低速度不同（以動(dòng)液面高代表煤儲(chǔ)層壓力）。FZ-1井一直保持很高的日排水量，大約≥7 m3/d，而FZ-4日排水量較緩，大致為≤2 m3/d。煤儲(chǔ)層是應(yīng)力敏感性儲(chǔ)層，在煤層氣開發(fā)過程中，其滲透率受有效應(yīng)力和基質(zhì)收縮效應(yīng)的綜合影響。高階煤儲(chǔ)層應(yīng)力滲透率敏感性強(qiáng)，煤基質(zhì)收縮能力弱，在排水降壓開發(fā)煤層氣過程中，有效應(yīng)力的負(fù)效應(yīng)大于煤基質(zhì)收縮的正效應(yīng)，煤儲(chǔ)層滲透率將逐漸降低，隨著排采的進(jìn)行，產(chǎn)量逐漸衰減。因此，F(xiàn)Z-1井的產(chǎn)量衰減較快，主要是由于其儲(chǔ)層壓力（動(dòng)液面高）降低過快，反映到煤儲(chǔ)層上，即由于有效應(yīng)力快速增大，導(dǎo)致儲(chǔ)層裂隙較早閉合，滲透率降低，產(chǎn)能降低甚至不產(chǎn)氣。

圖3　FZ-1和FZ-4井排采曲線Figure 3 Drainage curves of wells FZ-1 and FZ-4

綜上所述，地質(zhì)因素對(duì)于產(chǎn)能的控制重點(diǎn)體現(xiàn)在構(gòu)造部位上，即氣井部署所在區(qū)域。工程因素則重點(diǎn)體現(xiàn)在排采制度上，尤其是降壓初期的排采控制。

（1）降壓初期液面控制與煤層氣井產(chǎn)能。以煤層氣井高峰產(chǎn)氣量值為代表煤層氣井產(chǎn)能，其與降壓初期液面控制（（水位穩(wěn)定高度-初始液面高度）/經(jīng)歷的天數(shù)）關(guān)系（圖4）可看出，區(qū)內(nèi)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與降壓初期液面控制呈偏正態(tài)分布，降壓過快或過慢都不利于煤層氣井的產(chǎn)能，區(qū)內(nèi)降壓初期合理的液面控制應(yīng)在2～6 m/d，且以2 m/d為宜。

圖4　研究區(qū)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與降壓初期液面控制關(guān)系圖Figure 4 Relationship between CBM well liquid surface controlling during production peak stage and initial pressure step-down stage in study area

（2）初期排水泵量控制與煤層氣井產(chǎn)能。區(qū)內(nèi)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與初期排水泵量（排水量的第一個(gè)非零值）的關(guān)系見圖5，可看出，兩者也呈偏正態(tài)分布，合理的初期排水泵量以1.5～4 m3/d為宜。

圖5　研究區(qū)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與初期排水泵量關(guān)系圖Figure 5 Relationship between pump displacements during CBM well production peak stage and initial stage in study area

（3）最大排水泵量控制與煤層氣井產(chǎn)能。區(qū)內(nèi)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與最大排水泵量（排水量的峰值）的關(guān)系見圖6，可看出：兩者也呈偏正態(tài)分布，合理的最大排水泵量以5～10 m3/d為宜。

圖6　研究區(qū)煤層氣井高峰產(chǎn)氣量與最大排水泵量關(guān)系圖Figure 6 Relationship between CBM well peak yield and maximum pump displacement

4結(jié)論與建議

（1）與中、低階煤相比，區(qū)內(nèi)煤層氣井排采曲線氣產(chǎn)量穩(wěn)定階段，高峰過后出現(xiàn)一個(gè)明顯的下降過程。分析認(rèn)為，根本原因是儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)的特殊性，即連通孔隙、割理不發(fā)育。

（2）區(qū)內(nèi)地質(zhì)因素對(duì)于產(chǎn)能的控制重點(diǎn)體現(xiàn)在構(gòu)造部位上，在復(fù)向斜構(gòu)造的次級(jí)背斜核部或構(gòu)造線方向不同的構(gòu)造交接部位煤層氣地質(zhì)條件優(yōu)越，是煤層氣開發(fā)氣井部署的有利位置；工程因素則重點(diǎn)體現(xiàn)在排采制度上，降壓初期的排采控制對(duì)氣井產(chǎn)能的影響尤為顯著。

（3）排采制度對(duì)煤層氣井的生產(chǎn)非常重要，該區(qū)氣井初期液面下降應(yīng)控制在2～6 m/d，初期排水泵量應(yīng)控制在1.5～4 m3/d，最大排水泵量需控制在5～10 m3/d。

［1］葉建平.我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀和技術(shù)進(jìn)展［J］.煤炭科學(xué)技術(shù)，2015，01.

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CBM Well Production Characteristics and Controlling Factors in Fanzhuang Block

Li Lin
（Xian Research Institute，China Coal Technology and Engineering Group Corp，Xian，Shaanxi 710054）

Based on substantial CBM production and geological information studies have summarized CBM well production pattern. From geological and engineering two aspects discussed main factors impacting well capacity，in view of above，reasonable drainage suggestions put forward.The study has considered that compared to medium and low ranked coals，the high rank coal reservoir structural particularities（linked pores，undeveloped cleats）bring up methane yield steady stage，and after the peak has an obvious reduction phenomenon.Geological factor control of capacity is mainly embodied on structural positions；various structural junctions of synclinorium secondary anticline core or structural line orientation are favorable regions to layout CBM exploitation wells.Engineering factors are mainly focused on drainage measures，especially drainage control during the initial pressure step-down stage，liquid surface lowering rate should be controlled within 2～6m/d，pump displacement 1.5～4m3/d，maximum 5～10 m3/d.

Fanzhuang block；CBM；CBM production features；controlling factor

TE132.2

A

10.3969/j.issn.1674-1803.2016.08.05

1674-1803（2016）08-0026-04

國家自然科學(xué)基金（41402140）

李林（1984—），男，助理研究員（碩士研究生），主要從事煤層氣地質(zhì)及開發(fā)工程等方面工作。

2016-05-05

責(zé)任編輯：宋博輦