潘河區(qū)塊15號煤層煤層氣的生產特征及其影響因素分析

徐文軍，劉升貴，孟 磊

(1.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016； 2.中國礦業(yè)大學(北京)力學與建筑工程學院，北京 100083)

山西組3號煤層是沁水南部潘河區(qū)塊當前煤層氣開發(fā)的主要目的層，但是經過十多年的排采，淺層3號煤層的可采性煤層氣資源趨于枯竭，出現了低產液井和不產液井占比不斷增加，產氣量持續(xù)快速下降的趨勢，這些產氣井井底流壓低，穩(wěn)產難度很大，其中區(qū)塊煤層氣產量自2013年以來逐漸降低，年遞減率從2014年的1.69%快速增加至2016年的9.49%[1]。而穩(wěn)定發(fā)育的太原組15號煤層是潘河區(qū)塊后續(xù)的接替煤層，因而開展潘河區(qū)塊15號煤層生產特征及其影響因素分析，對于后續(xù)指導優(yōu)勢區(qū)域確定，開發(fā)工藝優(yōu)化，充分釋放其產能以及實現區(qū)域內產氣量的平穩(wěn)接替和潘河區(qū)塊煤層氣的穩(wěn)定有序開發(fā)具有重要意義。

本文基于潘河區(qū)域地質構造特征和15號煤層當前煤層氣排采井的生產數據，探討潘河區(qū)塊15號煤層煤層氣開發(fā)井的產水量、產氣量、煤粉產出特征及其主要控制因素。

1 工程概況

1.1 構造特征

潘河區(qū)塊構造整體較為簡單，整體上為一個單斜構造，發(fā)育有次級褶皺構造，斷層相對不發(fā)育[2]。區(qū)塊內背向斜相間排列，呈現NNE向展布特征，褶皺構造從東向西依次為潘河向斜、柿莊背斜和霍家山向斜。地層平緩，傾角主要為5°～8°。結合含氣量等值線圖來看，整體上向斜部位含氣量相對較高。區(qū)塊中部的潘河向斜、柿溝背斜附近含氣量最高，達到24 m3/t(圖1)。

圖1 潘河區(qū)塊井位布置圖Fig.1 Well arrangement in Panhe block

1.2 地質和水文特征

太原組為一套海陸交互的沉積地層，平均厚度為98 m，發(fā)育的主要可采煤層為15號煤層。埋深適中，埋深變化范圍為338～773 m，中部向斜構造部位埋深較深。15號煤層厚度為2.6～6.6 m，平均厚度4 m，區(qū)塊東南部、東北部及中部地區(qū)較厚。煤層結構相對簡單，含有夾矸1～2層，厚度為0.1～0.25 m。直接頂主要為泥巖或含鈣泥巖，老頂為2 m左右厚度的灰?guī)r，底板主要為泥巖。

地下水從露頭接受補給，在重力驅動下從高勢能的周邊部向深部徑流，形成一個地下水局部“低洼”滯流區(qū)。區(qū)內總體為向斜滯留水區(qū)[3]。

1.3 物性特征

15號煤層平均儲層壓力梯度0.81 kPa/m，平均含氣量20 m3/t，滲透率0.08～1.45 mD，地應力梯度25.8 kPa/m，構造煤占比10%～46%。

綜合來看，15號煤層發(fā)育相對穩(wěn)定，含氣量、儲層壓力相對較高，滲透率較低，泥巖的頂底板也有利于甲烷氣體的保存，有利于煤層氣的富集和高產。但15號煤層結構中構造煤占比較大，孔隙結構特征不僅使?jié)B透率惡化，還會作為煤粉產出的主要來源增加排采過程中煤粉產出量，給儲層帶來損害，抑制產能的釋放[4-5]。

1.4 試驗井井位布置

潘河區(qū)塊北部區(qū)域布置1個試驗井組，包含有5口定向井，位于霍家山向斜核部附近，煤層發(fā)育穩(wěn)定，厚度較大，約4.2 m，含氣性較好，為19 m3/t，井組采用五點式井網部署，中心井與周邊井保持200 m井距，周邊井采用一定角度錯開東西向的最大主應力方向，減小壓裂施工風險，增大裂縫改造泄壓控制面積。

潘河區(qū)塊南部區(qū)域布置有2個試驗井組，一個井組位于區(qū)塊西南部，布置在柿溝背斜的東翼，煤層構造寬緩、穩(wěn)定，含氣量高，為24 m3/t；另外一個井組位于潘河向斜與柿溝背斜之間，煤層構造寬緩、穩(wěn)定，含氣量高，為24 m3/t。

2 15號煤氣田生產特征

2.1 產水量特征

區(qū)塊整體產水量不高，平均產水量僅為0.56 m3/d。北部井的平均產水量0.85 m3/d，高于南部井的0.33 m3/d。

按照目前煤層氣井排水產氣的特征，可以劃分為單向流和兩相流兩個階段，如圖2所示。

1) 單相流階段：南部的平均產水量1.84 m3/d明顯高于北部的0.61 m3/d。北部井達到氣水兩相流時間較長，南部井則相對較快進入氣水兩相流階段，體現在南部井見套壓和見氣時間比北部井短。

2) 兩相流階段：產水量仍然較高，甚至顯著高于單相流階段的平均日排水量，水相滲透率抑制了氣相滲透率，導致低效產氣，是低產井的主要特征。例如N-2井和N-4井的產水量在兩相流階段分別達到2.71 m3/d和1.67 m3/d，遠超單向流階段的產水量(非飽和單向流階段很短，因此統(tǒng)計時并入兩相流階段)。

圖2 煤層氣井產水量統(tǒng)計圖Fig.2 Water yield cartogram of coalbed gas well

圖3 煤層氣井產氣量統(tǒng)計圖Fig.3 Gas yield cartogram of coalbed gas well

2.2 產氣量特征

區(qū)塊內產氣量差異較大，當前產氣井的單井日產氣量范圍為70～4 152 m3/d，平均為1 026 m3/d，有2口井產氣量超過3 000 m3/d，有2口井產氣量處于1 000～3 000 m3/d范圍內，有7口井產氣量處于100～500 m3/d范圍內，南部區(qū)域井的平均產氣量1 606 m3/d高于北部區(qū)域的332 m3/d，并且南部S-1等井還有提產的潛力。其中高水低氣井(產水≥1 m3/d，產氣量<500 m3/d)為33%，低水高氣井(產水<1 m3/d，產氣量≥3 000 m3/d)為17%，低水中氣井占17%(產水<1 m3/d，產氣量≥500 m3/d)，低水低氣井占33%(產水<1 m3/d，產氣量<500 m3/d)(圖3)。

產氣特征：①產水量相對高的井一般產氣量低，尤其是氣水兩相流階段產水量與產氣量負相關；②南部井見氣時間2～122 d，平均25 d，71%的井10 d內見氣；北部井見氣時間216～500 d，平均335 d；③高產井前期流壓連續(xù)穩(wěn)定降低，達到峰值前有較長的低產期；低產井前期流壓波動大且不連續(xù)生產(物性的非均質性)，產水量相對大、排水時間長。

2.3 煤粉產出特征

根據統(tǒng)計的潘河區(qū)塊15號煤層的煤層氣試驗井，總計12口井的生產數據及現場煤粉濃度測試數據(色標法確定，見圖4)，得出現場煤粉產出規(guī)律如下。

1) 整體來看，隨排采進行煤粉濃度呈現逐漸增大的趨勢，見套壓前<產氣初期<產氣上升、穩(wěn)定產氣。

2) 排采對儲層壓力的激動造成煤基質破裂和動液面劇烈波動程度，與煤粉產出濃度呈正相關關系。其中有1口井受煤粉影響，產液量急劇下降至不產液，產氣量由2 112 m3/d降至200 m3/d。

3) 受到氣流沖蝕以及基質收縮效應和滑脫效應雙重疊加影響，較快的氣體流速對儲層的沖蝕更強，產氣量和煤粉濃度幾乎同步達到峰值，煤粉濃度維持在4～5級。在產氣量逐漸上升過程中極易堵塞滲流通道，降低產水量和產氣量。

圖4 煤層氣井煤粉產出特征圖Fig.4 Pulverized coal production feature map ofcoalbed gas well

3 影響生產特征的因素分析

3.1 構造因素

部署的煤層氣井位于井田的次級褶皺。北部井布置在霍家山向斜核部附近，頂板平均埋深588 m，含氣量20～22 m3/t，平均產氣量332 m3/d，平均產水量0.846 m3/d；而南部井布置在柿溝背斜的東翼，含氣量22～24 m3/t，平均產氣量2 336 m3/d，平均產水量0.328 m3/d。

結合圖5發(fā)現，向斜構造附近產水量高，背斜構造附近產水量低，頂板埋深與產水量呈現一定的正相關，與產氣量呈一定的負相關關系。在區(qū)塊整體開發(fā)階段，由于構造高點處于張性應力環(huán)境(例如背斜)，滲透率較大，疊加鄰近構造低點煤層泄壓后的煤層氣上浮，在利于瓦斯氣體富集的儲蓋組合條件下，煤層氣產能就能夠充分的釋放。

圖5 頂板埋深和產水量關系圖Fig.5 Relationship chart between roof depthand water production

3.2 地下水動力條件

地下水動力條件是影響煤層氣高產和富集的重要因素之一，直接影響著地層液的壓力分布和運移。水動力交換作用較強的區(qū)域，煤層氣含量低；而在水動力條件弱的滯留水區(qū)，煤層氣含量往往都比較高。

潘河區(qū)塊煤系地層含水層等水位線呈匯流性，地下水從露頭接受補給，在重力驅動下從高勢能的周邊部向深部徑流，并在潘莊一帶形成一個地下水局部“低洼”滯流區(qū)[3]。

整個潘河區(qū)塊都處于地下水匯流區(qū)，東側水力坡度大于西側水力坡度，造成區(qū)域內次級向斜部位水量大。這種滯留區(qū)的壓力封閉和封堵作用，非常有利于煤層氣的富集，滯流水區(qū)瓦斯含量很高，此次南部試驗井附近瓦斯含量為22～24 m3/d，北部試驗井附近瓦斯含量為20～22 m3/d，在煤層氣開采時能夠保持較高的能量和充足的氣源供給。

3.3 儲層改造

低滲透煤儲層改造是煤層氣井產能充分釋放的必要條件。圖6顯示，相比于未實施壓裂的N-3井(當前產氣量僅83 m3/d)，實施壓裂的井產氣量顯著提升。在儲層壓裂改造過程中，施工液量對壓裂效果影響較大，尤其是造縫功能的前置液，對于實施清水加砂壓裂井且泵注方式相似時，前置液量在110～210 m3范圍內，隨著液量增加產氣量隨之同步增加。根據在施工中獲取的經驗，前置液量210 m3左右，攜砂液量320 m3左右，總凈液量520 m3左右，能夠有效釋放產能。而對于實施潛在酸加砂壓裂的試驗井，施工排量和產氣量之間關系不明顯。

在清水加砂壓裂中，前置液量減小和加砂量增加的疊加作用會降低產氣量，其中N-4井和N-5井都是在前置液量少、造縫不充分的情況下增加砂量或提高砂比，使支撐劑在某處堆積造成砂堵，裂隙溝通不充分，造成產氣量在達到峰值后迅速降低，平均產氣量分別只有130 m3/d和200 m3/d。

圖6 產氣量與壓裂液量關系Fig.6 Relationship chart between gas yield andfracturing fluid quantity

3.4 排采控制

排采對煤層氣產能的影響主要是排采初期的降液速度、見氣初期的流壓控制以及排采的連續(xù)性。

1) 排采初期過快壓降速率對生產的影響。煤儲層應力敏感性較高，過快的壓降速度會導致割理和裂隙過快閉合，孔隙閉合、滲透率下降，影響壓降漏斗的擴大；排水強度過大會造成井筒和近井帶煤層不穩(wěn)定和煤層吐砂吐粉，導致產量波動，制約產能釋放。

國內一些學者基于達西定律，計算出了煤層氣井排采初期合理的排采強度，一方面防止儲層激勵；另一方面防止不必要的能源消耗[6]。

由圖7可知，南部S-4井和S-5井實際降液幅度分別是理論計算的8倍和26倍，而且降液幅度不穩(wěn)定，流壓劇烈變化，見氣后產氣量較低；S-1井和S-2井實際降液幅度與理論降液幅度偏離相對較小，偏離幅度在30%左右，流壓緩慢下降，見氣后產氣量較大。

圖7 排采初期理論和實際排采強度對比圖Fig.7 Drainage intensity comparison chartbetween theory and practice

2) 見氣初期的流壓控制對產能的影響。見氣后儲層的水相滲透率降低、氣相滲透率增加，如果放氣速度不合理，就會抑制產水速率，造成煤粉堆積，影響解吸范圍的擴大。早期產氣階段合理的排量和流壓控制措施能夠使壓降范圍穩(wěn)定的擴大，提高產氣量，延長穩(wěn)產時間。

S-3井就是在見氣初期，出現了多達26次的停電、H2S停機、電氣故障等問題，導致井底流壓產生劇烈波動，套壓失控，儲層激蕩，產生大量煤粉，堵塞滲流通道，影響產氣量。

3) 連續(xù)性排采對產能的影響。不連續(xù)排采對生產的影響包括：引起煤粉堵塞傷害；動液面升高，遠井端解吸氣出來還未運移至井筒，容易聚集成大氣泡堵塞孔隙通道，產生氣鎖；多次啟停排采設備，會激蕩儲層并造成傷害。

根據統(tǒng)計的192起停機事故發(fā)現，產氣量與停機次數、整停時間成反比，停機次數越少、整停時間越短，產氣量越高、產能釋放潛力越大。

因此，排采初期一方面要盡量減少應力敏感性的影響；另一反面要保證一定的生產壓差，高效排液。根據理論計算和實際排采所積累的經驗，在排采初期，潘河區(qū)塊15號煤層的煤層氣井日降液速度2～5 m時較為合適；起套壓之后，相態(tài)和流態(tài)發(fā)生較大的變化，流壓很難控制，滲流通道受到氣流沖蝕以及基質收縮效應和滑脫效應雙重疊加影響，較快的氣體流速對儲層產生沖擊破壞，致使煤粉產出量快速增加，應加強對流壓的監(jiān)測，并及時調整排采設備，保證流壓維持穩(wěn)定下降的趨勢；進入穩(wěn)定產氣階段之后，通過控制套壓，保持一個合理穩(wěn)產的生產壓差。

4 結 論

1) 15號煤層煤層氣儲層具有產水量低、高產氣井少、煤粉產出量大的特點，產水量和產煤粉量對產氣量有明顯的抑制作用；隨排采進行煤粉濃度呈現逐漸增大的趨勢，見套壓前<產氣初期<產氣上升、穩(wěn)定產氣。

2) 在區(qū)塊整體開發(fā)期，煤層氣開發(fā)井適宜部署在煤層氣保存較好的包括背斜等構造高點及斜坡，且含氣量超過20 m3/d，水動力條件弱的滯留水區(qū)。

3) 施工液量對壓裂效果影響較大，尤其是造縫功能的前置液，在壓裂正常情況下以及前置液量在110～210 m3范圍內，液量和產氣量同步變化；在排采過程中，排采初期的降液速度、見氣初期的流壓控制以及排采的連續(xù)性是影響區(qū)內煤層氣井產能釋放的主要原因。