滇東黔西老廠礦區(qū)雨汪區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)能特征及其影響因素

房孝杰，吳財(cái)芳，劉小磊，張莎莎，劉寧寧

(1.中國礦業(yè)大學(xué) 資源與地球科學(xué)學(xué)院，江蘇 徐州 221116；2.煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 徐州 221116)

0 引 言

滇東黔西含煤盆地煤層氣資源儲(chǔ)量十分豐富，地表深度1 500 m以上的煤層氣地質(zhì)資源儲(chǔ)量達(dá)到2.9×1012m3[1]，是我國煤層氣勘探開發(fā)的后備基地。該區(qū)內(nèi)單煤層煤層氣資源豐度低，多煤層合采是實(shí)現(xiàn)煤層氣經(jīng)濟(jì)有效開采的前提[2-3]，但是，多煤層合采井儲(chǔ)層間性質(zhì)的差異易引發(fā)層間干擾，進(jìn)而制約產(chǎn)能[4-5]。前人研究認(rèn)為，多煤層合采需在層系優(yōu)選的基礎(chǔ)上加強(qiáng)排采控制，以減輕對(duì)儲(chǔ)層的傷害，從而提高煤層氣井的產(chǎn)能[6]。

陸小霞等[7]研究指出，影響柿莊北區(qū)塊合采井產(chǎn)能的主要因素是煤儲(chǔ)層滲透率、構(gòu)造發(fā)育程度和排采連續(xù)性；張兵等[8]研究了柳林區(qū)塊50余口合采井的產(chǎn)氣特征，發(fā)現(xiàn)煤層厚度和水文條件是影響該區(qū)氣井產(chǎn)能的主要因素，壓裂規(guī)模和儲(chǔ)層傷害是造成區(qū)內(nèi)直井低產(chǎn)的主要工程因素；雍曉艱等[9]以阜康白楊河礦區(qū)為研究對(duì)象，指出影響區(qū)內(nèi)合采井產(chǎn)能的主要因素是儲(chǔ)層壓力、頂?shù)装鍘r石特征、臨界解吸壓力和滲透率等參數(shù)的匹配程度，同時(shí)指出各項(xiàng)儲(chǔ)層參數(shù)差異較小的合采井，產(chǎn)能仍有較大的差別。

由此可見，不同的煤層氣區(qū)塊，煤層氣合采井產(chǎn)能的主控因素也有差異。就滇東黔西地區(qū)而言，前人已對(duì)區(qū)內(nèi)典型井排采動(dòng)態(tài)及排采制度[10]進(jìn)行過深入分析，但影響氣井產(chǎn)能的主控因素尚不清楚。因此，本文以老廠礦區(qū)雨汪區(qū)塊多煤層發(fā)育區(qū)煤層氣合采井為研究對(duì)象，在系統(tǒng)分析煤層氣井排采過程及產(chǎn)能特征的基礎(chǔ)上，從地質(zhì)和工程兩個(gè)方面揭示影響煤層氣井產(chǎn)能的主要因素，以期對(duì)該區(qū)煤層氣勘探開發(fā)提供參考。

1 地質(zhì)概況

雨汪區(qū)塊位于滇東老廠礦區(qū)東南側(cè)，總體構(gòu)造簡單，為一傾向南東的單斜構(gòu)造，地層傾角6°～15°。北部發(fā)育寬緩褶曲S1向斜和B1背斜；中部以規(guī)模較小的逆斷層為主，斷層走向北東—北北東；南部構(gòu)造簡單，僅發(fā)育各種落差較小的斷層(圖1)。區(qū)內(nèi)各主要褶皺和斷層均影響到整個(gè)含煤地層。該區(qū)水文地質(zhì)條件簡單，含水層一般相互獨(dú)立，與其他含水層無水力聯(lián)系，富水性弱。

圖1 研究區(qū)構(gòu)造綱要圖

研究區(qū)地層柱狀圖如圖2所示。該區(qū)出露最老地層為下二疊統(tǒng)茅口組，最新地層為第四系，上二疊統(tǒng)、下三疊統(tǒng)和中三疊統(tǒng)地層發(fā)育較全[11]，地層總厚大于1 500 m，主要含煤地層為二疊系龍?zhí)督M。

圖2 研究區(qū)地層柱狀圖

區(qū)內(nèi)含煤27～42層，煤層間距小，薄—中厚煤層為主，主力煤層為(7+8)號(hào)、9號(hào)、13號(hào)、16號(hào)、19號(hào)，埋深均在1 000 m以上。除19號(hào)與16號(hào)煤層平均間距達(dá)31 m外，各主力煤層間距均小于25 m。

區(qū)內(nèi)各主力煤層平均含氣量>6.89 m3/t，最高含氣量12.89 m3/t，煤層含氣量受構(gòu)造、埋深、煤厚等因素的綜合影響。煤層解吸氣體的組分包含甲烷、氮?dú)?、二氧化碳及重?zé)N，甲烷體積分?jǐn)?shù)占75%～98%。研究區(qū)主力煤層鏡質(zhì)組最大反射率2.53%～3.49%，屬高變質(zhì)程度無煙煤，鏡質(zhì)組反射率在縱向上具有隨埋深增加而增大的特征。

2 煤層氣合采井產(chǎn)氣特征

目前，雨汪區(qū)塊煤層氣參數(shù)和實(shí)驗(yàn)井共14口，其中實(shí)驗(yàn)井11口，叢式井組2組，現(xiàn)階段正在排采的井有6口，11口煤層氣井排采參數(shù)如表1所示。

表1 雨汪區(qū)塊煤層氣井排采參數(shù)

排采井生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示(表1)，除4號(hào)井外，其余均為合采井，多數(shù)井合采層數(shù)超過2層。一般而言，煤層氣井根據(jù)產(chǎn)量可分為3類：(1)高產(chǎn)井，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量大于10 000 m3；(2)中產(chǎn)井，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量1 000 ～10 000 m3；(3)低產(chǎn)井，穩(wěn)定日產(chǎn)氣量小于1 000 m3。由于研究區(qū)煤層氣井?dāng)?shù)量較少且日產(chǎn)氣量普遍較低，停產(chǎn)井與生產(chǎn)井并存，為便于分析影響氣井產(chǎn)量的主要因素，本文按照產(chǎn)氣期日均產(chǎn)氣量將區(qū)內(nèi)煤層氣井分為2類(表2)。

表2 雨汪區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)量分類

排采煤層總厚度4.93～10.8 m，平均7.71 m，各煤層平均含氣量6.89～12.95 m3/t，呈現(xiàn)出隨層位加深波動(dòng)式增大的特征，地質(zhì)條件較好[5](圖 3)。雖然區(qū)內(nèi)11口氣井產(chǎn)氣量普遍較低，中-低產(chǎn)井占總井?dāng)?shù)的73%，但也有部分井最高產(chǎn)氣量超過700 m3/d，最高達(dá)1 800 m3/d。

圖3 雨汪區(qū)塊各煤層的平均含氣量分布

3 氣井產(chǎn)能影響因素

3.1 地質(zhì)因素

地質(zhì)因素是制定工程措施和排采制度的決定因素，也是影響煤層氣井產(chǎn)能的內(nèi)在因素。雨汪區(qū)塊煤層氣井多為合層排采，排采層厚度較大且總體比較穩(wěn)定，單層含氣量對(duì)氣井產(chǎn)能的影響難以比較。本次研究引入等效含氣量，對(duì)主力煤層的含氣量數(shù)據(jù)進(jìn)行處理[12]，分析等效含氣量對(duì)煤層氣井產(chǎn)能的影響，發(fā)現(xiàn)雨汪區(qū)塊各井產(chǎn)能差異與含氣量相關(guān)性不明顯(圖4)。

圖4 等效含氣量與產(chǎn)氣期日均產(chǎn)氣量的關(guān)系

區(qū)內(nèi)氣井產(chǎn)氣期日均產(chǎn)氣量與煤層厚度相關(guān)性差，且離散度較高(圖5)。從排采數(shù)據(jù)看，4號(hào)井單獨(dú)排采19號(hào)煤層，煤層厚度<5 m，產(chǎn)能較低，而3號(hào)井合采煤層厚度>10 m，產(chǎn)能也相對(duì)較低(表1)。由此可見，煤厚對(duì)雨汪區(qū)塊氣井產(chǎn)能影響并不顯著。

圖5 煤層厚度與產(chǎn)氣期日均產(chǎn)氣量的關(guān)系

滲透率的高低是決定煤層氣井產(chǎn)能大小的重要因素[13]。雨汪區(qū)塊8口煤層氣試井(共15層次)滲透率值介于0.005 6～0.27 mD間，平均0.077 mD，屬中-低滲儲(chǔ)層(圖6)。煤層滲透率受控于諸多因素，包括煤儲(chǔ)層物理力學(xué)性質(zhì)、煤層埋深、孔-裂隙特征、應(yīng)力狀態(tài)等[14]。地應(yīng)力是影響煤層滲透性的重要因素，一般而言，滲透率隨埋深增大呈指數(shù)型下降，其根本原因是地應(yīng)力隨埋深增大而增大[15]，即埋藏深度與滲透率之間的關(guān)系實(shí)質(zhì)是地應(yīng)力對(duì)滲透率的控制。研究進(jìn)一步發(fā)現(xiàn)，區(qū)內(nèi)煤儲(chǔ)層最小水平主應(yīng)力梯度與滲透率具有較好的對(duì)數(shù)關(guān)系(圖7)，且兩者呈負(fù)相關(guān)關(guān)系。因此，雨汪區(qū)塊煤儲(chǔ)層普遍低滲很可能主要是由于該區(qū)的高地應(yīng)力所致，這也是導(dǎo)致多數(shù)氣井產(chǎn)能過低的主要原因。

圖6 雨汪區(qū)塊煤層試井滲透率分布特征

圖7 最小水平主應(yīng)力梯度與滲透率的關(guān)系

3.2 排采因素

煤層氣的產(chǎn)出過程不可避免有煤層水的排出，產(chǎn)水過程很可能貫穿煤層氣排采工作的始終，煤層氣井排水速率的大小對(duì)排采工作制度制定具有重要影響，從而影響煤層氣井的產(chǎn)能。由于正在生產(chǎn)的煤層氣井自2018年4—5月開始排采作業(yè)，產(chǎn)氣時(shí)間短，不適宜與早期煤層氣井進(jìn)行對(duì)比，因此，將停產(chǎn)井及生產(chǎn)井分開，分別分析其產(chǎn)水速率對(duì)氣井產(chǎn)能的影響。

由圖8可知，煤層氣井產(chǎn)水對(duì)產(chǎn)氣的影響有一定的規(guī)律性，產(chǎn)水量過大或過小都不利于氣井產(chǎn)能釋放。10號(hào)井平均日產(chǎn)水量遠(yuǎn)高于其他井，達(dá)到7.21 m3/d，平均日產(chǎn)氣量僅55 m3/d，產(chǎn)能極低(圖8(b))。原因在于該井距離區(qū)內(nèi)兩條主要斷層較近，斷層落差較大(50～100 m)，導(dǎo)通了主力煤層上下含水砂巖層，導(dǎo)致其產(chǎn)水量遠(yuǎn)高于正常值，不利于排水降壓，煤層氣解吸困難，因此產(chǎn)氣量極低；3號(hào)、4號(hào)井表現(xiàn)出見氣時(shí)間短、產(chǎn)水量低、產(chǎn)氣量極低的特點(diǎn)，平均日產(chǎn)水量僅0.76～0.87 m3/d，平均日產(chǎn)氣量65～115 m3/d。原因在于，所在地點(diǎn)及井周煤儲(chǔ)層含水性極弱，無法通過排水達(dá)到降壓的目的，不利于煤層氣解吸(圖8(a))；6號(hào)、7號(hào)和8號(hào)井為一組叢式井，除合采產(chǎn)層層位差異較大外，其他地質(zhì)參數(shù)差異均較小，但3口井中僅8號(hào)井表現(xiàn)出了較好的產(chǎn)氣潛力，最大日產(chǎn)氣量達(dá)到760 m3/d，6號(hào)、7號(hào)井產(chǎn)氣量極低，日均產(chǎn)氣量低于80 m3/d(圖8(b))?？赡苡捎?號(hào)井的合采層位物性特征優(yōu)于6號(hào)、7號(hào)井，因此在進(jìn)行合層排采前，需加強(qiáng)甜點(diǎn)層段的優(yōu)選[16-17]。區(qū)內(nèi)1號(hào)、2號(hào)、5號(hào)、8號(hào)、11號(hào)等煤層氣井初始日產(chǎn)水量(單相水流階段日均產(chǎn)水量)1.5～3 m3/d，見氣后日產(chǎn)水量1～1.8 m3/d，產(chǎn)氣期日均產(chǎn)氣量168～522 m3/d，最高產(chǎn)氣量700～1 800 m3/d，且生產(chǎn)井日產(chǎn)氣量還在上升，具有良好的產(chǎn)氣潛力。

圖8 雨汪區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)水對(duì)產(chǎn)能的影響

煤層氣排采需遵循“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定、長期”的原則，分析當(dāng)前正在排采的6口井的排采日?qǐng)?bào)發(fā)現(xiàn)，各井均不同程度地受停電、發(fā)電機(jī)故障及檢修等影響而導(dǎo)致排采作業(yè)中斷，各井排采中斷次數(shù)如表3所示。

表3 排采中煤層氣井停井次數(shù)與產(chǎn)能的關(guān)系

停井易導(dǎo)致懸浮的煤粉沉積，堵塞滲流通道，造成儲(chǔ)層傷害，各井均因停井而對(duì)產(chǎn)氣量造成一定的影響。每當(dāng)發(fā)生停井事故時(shí)，該井日產(chǎn)氣量往往會(huì)不同程度地降低，產(chǎn)氣量極低的井同時(shí)也是停井次數(shù)最多的井。

4 結(jié) 論

(1)雨汪區(qū)塊煤層氣開采潛力巨大，但現(xiàn)階段煤層氣井產(chǎn)能普遍較低，中-低產(chǎn)井占總井?dāng)?shù)的73%，煤層氣資源往往難以釋放產(chǎn)出。

(2)影響雨汪區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)能的主要因素包括地質(zhì)因素和排采因素。前者體現(xiàn)在地應(yīng)力特征和滲透率，地應(yīng)力高、滲透率低，煤層氣井產(chǎn)能也相對(duì)較低；后者主要包括排水速率和停井次數(shù)，初始日產(chǎn)水量1.5～3 m3/d，平均日產(chǎn)水量1～1.8 m3/d，且停井次數(shù)少的井產(chǎn)能高。

(3)雨汪區(qū)塊應(yīng)首選中-低地應(yīng)力、滲透率較高的部位或?qū)佣芜M(jìn)行煤層氣勘探開發(fā)。在煤層氣井排采初期的水單相流階段應(yīng)嚴(yán)格控制產(chǎn)水速率，適度快排，將日產(chǎn)水量控制在1.5～3 m3/d間；進(jìn)入氣水兩相流階段后應(yīng)慢排，控制日產(chǎn)水量1～1.8 m3/d，整個(gè)排采過程應(yīng)盡量減少停井次數(shù)。