低階煤層氣產(chǎn)能影響因素分析及開(kāi)采方式優(yōu)化
——以Surat盆地D氣田為例

張 奔 譚成仟 張 銘 付詩(shī)雯

(1. 西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院， 西安 710065； 2. 中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院， 北京 100083)

煤層氣的排采方式不同于常規(guī)天然氣。研究煤層氣井的排采規(guī)律及產(chǎn)能控制因素，對(duì)于煤層氣井的合理開(kāi)發(fā)和延長(zhǎng)其穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間、提高其峰值產(chǎn)量等都具有重要意義[1]?，F(xiàn)以澳大利亞蘇拉特(Surat)盆地的D氣田為例，研究低階煤層氣的排采規(guī)律與產(chǎn)能影響因素。通過(guò)分析該氣田開(kāi)采井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)和有關(guān)資料，根據(jù)單井高峰日產(chǎn)量及產(chǎn)水、產(chǎn)氣曲線(xiàn)特征，建立單井產(chǎn)能模式；結(jié)合產(chǎn)水、產(chǎn)氣量對(duì)其排采曲線(xiàn)進(jìn)行歸一化處理，對(duì)比單層開(kāi)采與合層開(kāi)采的效果；基于動(dòng)態(tài)產(chǎn)量數(shù)據(jù)，分析影響產(chǎn)能的主要因素。然后針對(duì)單井排采存在的問(wèn)題，提出優(yōu)化開(kāi)采方案的建議，降低氣田開(kāi)發(fā)成本、提高開(kāi)發(fā)效率。

1 氣田概況及排采現(xiàn)狀

D煤層氣田位于澳大利亞蘇拉特盆地西部邊緣，氣田已開(kāi)發(fā)面積約94 km2。煤層鏡質(zhì)體反射率(Ro)為0.6%，屬低煤階煤層氣[2-4]。在氣田煤層氣中，CH4占98.78%，CO2占0.20%，N2占0.98%。地層壓力梯度為0.91 MPa/hm，屬正常壓力梯度。目前有2套大的開(kāi)發(fā)煤層組，其中上部的Juandah煤層組包含Kogan、Macalister、Wambo和Argyle 4個(gè)煤層；下部的Taroom煤層組包含Upper Taroom和Condamine 2個(gè)煤層。Juandah煤層組底部埋深230～420 m，累計(jì)凈厚13.9 m，干燥無(wú)灰基含氣量為3.6 m3/t，平均滲透率為152×10-3μm2。Taroom煤層組底部埋深380～540 m，累計(jì)凈厚12.9 m，干燥無(wú)灰基含氣量為5.1 m3/t，平均滲透率為350×10-3μm2。

2005年，開(kāi)鉆第一批單采Juandah煤層組直井，后單采Taroom煤層組直井。2009年，開(kāi)始合采Juandah和Taroom煤層組，之后便以合層開(kāi)采為主。氣田現(xiàn)有各類(lèi)開(kāi)發(fā)井131口。其中，單采Juandah煤層組的直井開(kāi)井32口，日產(chǎn)氣量為8.2×104m3，占?xì)馓锟側(cè)债a(chǎn)氣量的4.68%；單采Taroom煤層組的直井開(kāi)井33口，日產(chǎn)氣量為26.4×104m3，占?xì)馓锟側(cè)债a(chǎn)氣量的15.04%；合層開(kāi)采井66口，日產(chǎn)氣量為140.9×104m3，占?xì)馓锟側(cè)债a(chǎn)氣量的80.28%。

2 氣井排采特征分析

2.1 開(kāi)發(fā)井高峰產(chǎn)氣量

煤層氣開(kāi)發(fā)一般要經(jīng)歷排水降壓、產(chǎn)氣爬坡、產(chǎn)氣量穩(wěn)定和產(chǎn)能遞減4個(gè)階段[5]。D氣田自2005年投入開(kāi)發(fā)后，目前多數(shù)排采井已進(jìn)入產(chǎn)能遞減階段。各井的開(kāi)發(fā)時(shí)間不同，所處的排采階段也不同，所以現(xiàn)階段各井的產(chǎn)氣量不能準(zhǔn)確反映開(kāi)發(fā)井的實(shí)際產(chǎn)能。為了明確氣田內(nèi)部各開(kāi)發(fā)井產(chǎn)能的差異，厘清影響產(chǎn)能的主要因素，通常是將煤層氣井的高峰產(chǎn)氣量作為衡量產(chǎn)能差異變化的重要指標(biāo)[6-7]。據(jù)D氣田現(xiàn)有的131口生產(chǎn)井的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，平均單井峰值日產(chǎn)氣量為3.6×104m3，部分高產(chǎn)井峰值日產(chǎn)氣量可達(dá)(6～10)×104m3。根據(jù)單井高峰日產(chǎn)氣量，可將氣井分為高產(chǎn)、中產(chǎn)和低產(chǎn)3種類(lèi)型。高產(chǎn)井單井的生產(chǎn)連續(xù)性好，大部分井有明顯的爬坡期、穩(wěn)產(chǎn)期和遞減期[8]；峰值日產(chǎn)氣量大于3×104m3，最高的可超過(guò)10×104m3。高產(chǎn)井的井?dāng)?shù)占比為54%，產(chǎn)量占比為85%，是氣田開(kāi)發(fā)主力。中產(chǎn)井生產(chǎn)連續(xù)性好，部分井有明顯的產(chǎn)量爬坡期、穩(wěn)產(chǎn)期和遞減期，井?dāng)?shù)占比為43%，產(chǎn)量占比為15%，它們對(duì)氣田的整體開(kāi)發(fā)效果影響較大。低產(chǎn)井生產(chǎn)波動(dòng)性大，連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間短，井?dāng)?shù)占比為3%，產(chǎn)量占比小于1%(見(jiàn)表1)。

表1 D氣田的單井分類(lèi)統(tǒng)計(jì)

2.2 氣田產(chǎn)氣模式

氣田各井面對(duì)的構(gòu)造位置、煤層厚度、孔隙度、滲透率等條件有所不同。為了清晰表征各井的排采過(guò)程差異，結(jié)合D氣田131口井歷年的產(chǎn)氣和產(chǎn)水量曲線(xiàn)，可進(jìn)一步將產(chǎn)氣模式劃分為以下5種類(lèi)型。

A型：為高產(chǎn)井，有42口，井?dāng)?shù)占32%。其特點(diǎn)是：開(kāi)發(fā)初期排水降壓速率快，在排水降壓階段就伴隨著產(chǎn)氣爬坡；經(jīng)過(guò)3～4個(gè)月達(dá)到產(chǎn)水高峰，高峰產(chǎn)水量為250～350 m3/d。產(chǎn)水量達(dá)到高峰后迅速下降，同時(shí)伴隨產(chǎn)氣量急速增加；產(chǎn)氣爬坡階段早期增速快，后期增速緩慢。通常，經(jīng)過(guò)8～15個(gè)月的產(chǎn)氣爬坡期后進(jìn)入高峰產(chǎn)氣階段。此時(shí)，排水處于下降速度拐點(diǎn)期，標(biāo)志著大規(guī)模排水階段基本結(jié)束。在高峰產(chǎn)氣階段之后即進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期，可持續(xù)1～2 a；同時(shí)，排水進(jìn)入緩慢遞減階段，日產(chǎn)水量小于30 m3。當(dāng)穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后，產(chǎn)量下降較為緩慢，日產(chǎn)氣量保持(0.8～2.0)×104m3，無(wú)明顯快速遞減期。此階段的產(chǎn)水量低，且趨于穩(wěn)定。

B型：為高產(chǎn)井，有29口，井?dāng)?shù)占22%。其特點(diǎn)是：排水降壓速度快，經(jīng)過(guò)2～4個(gè)月后即達(dá)到產(chǎn)水高峰；隨后進(jìn)入產(chǎn)氣快速爬坡階段，爬坡階段一般保持6～12個(gè)月。達(dá)到產(chǎn)氣高峰后，穩(wěn)產(chǎn)期持續(xù)時(shí)間較短，一般為2～6個(gè)月。當(dāng)穩(wěn)產(chǎn)期結(jié)束后，產(chǎn)氣量急速下降，后期趨于平穩(wěn)。與A型高產(chǎn)井不同，B型高產(chǎn)井在產(chǎn)氣量達(dá)到高峰穩(wěn)產(chǎn)期間，仍處于主要排水期。

C型：為中產(chǎn)井，有30口，井?dāng)?shù)約占23%。其特點(diǎn)是：初期排水降壓速度快，2～5個(gè)月左右即達(dá)到產(chǎn)水高峰，高峰日產(chǎn)水量為150～200 m3。產(chǎn)水量達(dá)到高峰后便迅速下降，此時(shí)進(jìn)入產(chǎn)氣量急速增加的產(chǎn)氣爬坡階段。達(dá)到產(chǎn)氣高峰后出現(xiàn)明顯的穩(wěn)產(chǎn)期，一般可持續(xù)1～2 a。后期產(chǎn)氣量下降速度緩慢，同時(shí)大規(guī)模排水階段逐漸結(jié)束。此階段產(chǎn)水量低且趨于穩(wěn)定，一般小于40 m3/d。

D型：為中產(chǎn)井，有26口，井?dāng)?shù)約占20%。其特點(diǎn)是：初期排水降壓速度快，且大部分井在排水階段就伴隨著產(chǎn)氣爬坡，經(jīng)5～10個(gè)月達(dá)到產(chǎn)水高峰，高峰產(chǎn)水量為140～180 m3。產(chǎn)水量達(dá)到高峰后迅速下降，產(chǎn)氣量在1～3個(gè)月內(nèi)達(dá)到高峰。產(chǎn)氣爬坡階段早期產(chǎn)量增速快，達(dá)到產(chǎn)氣高峰后日產(chǎn)氣量則迅速下落至(0.2～0.5)×104m3，基本無(wú)高峰穩(wěn)產(chǎn)期。

E型：為低產(chǎn)井，有4口，井?dāng)?shù)占3%。這種產(chǎn)氣模式下：產(chǎn)液量不穩(wěn)定，生產(chǎn)曲線(xiàn)波動(dòng)幅度大；產(chǎn)氣時(shí)間短，產(chǎn)氣量低且不連續(xù)；后期產(chǎn)水量保持在較低水平或不產(chǎn)水。E型產(chǎn)氣模式的氣井，多為單采Juandah煤層組生產(chǎn)井。究其原因，可能是低產(chǎn)氣井多數(shù)位于氣田邊緣位置，沒(méi)有充足的水源供給，且井距較大、井間干擾弱、煤層滲透率低、井口壓力過(guò)高。

2.3 單采與合采井的產(chǎn)量

將D氣田的32口單采Juandah煤層組直井、33口單采Taroom煤層組直井和66口合層開(kāi)采直井的產(chǎn)氣、產(chǎn)水曲線(xiàn)分別進(jìn)行歸一化處理，繪制了平均單井產(chǎn)氣和產(chǎn)水量曲線(xiàn)(見(jiàn)圖1和圖2)。結(jié)果顯示，合層開(kāi)采的平均單井日產(chǎn)氣量，高于兩套煤層組單采直井的平均單井日產(chǎn)量之和。根據(jù)現(xiàn)有的地質(zhì)、物探及開(kāi)發(fā)數(shù)據(jù)來(lái)分析，認(rèn)為其原因有以下幾點(diǎn)：(1) 縱向上，Juandah和Taroom煤層組內(nèi)煤層多、埋深相近、跨度?。?2) 平面上，兩套煤層組分布連續(xù)性好，有效地加大了疊合厚度；(3) 物性上，兩套煤層組的含氣性、濕度和灰分相近，尤其是滲透率成正韻律，下部Taroom煤層組的滲透率較大，而上部Juandah煤層組的滲透率較??；(4) 合層開(kāi)采有效增加了單井控制的煤儲(chǔ)層厚度，且產(chǎn)水量大于單采井，提高了泵效，有利于加壓、解吸。

圖1 平均單井產(chǎn)氣曲線(xiàn)

綜合上述分析，D氣田的排采規(guī)律具有如下特點(diǎn)：(1) 單井見(jiàn)氣快，平均時(shí)間約3.2 d。初期產(chǎn)水量高，大多數(shù)井在產(chǎn)水的同時(shí)伴隨產(chǎn)氣，產(chǎn)氣量差別較大。(2) 生產(chǎn)曲線(xiàn)種類(lèi)多樣,依據(jù)產(chǎn)氣和產(chǎn)水曲線(xiàn)，可分為5種產(chǎn)氣模式。(3) 對(duì)兩套煤層組進(jìn)行合層開(kāi)采的平均單井產(chǎn)量，要高于單采兩煤層組的單井產(chǎn)量之和。

3 產(chǎn)能影響因素分析

相對(duì)于常規(guī)油氣藏而言，煤層氣藏的產(chǎn)能影響因素更為多樣和復(fù)雜。研究區(qū)內(nèi)的煤層氣屬于典型的低煤階煤層氣，煤層夾矸少、滲透率高，煤組埋深間距小[9]。在實(shí)際生產(chǎn)中多采用直井合層開(kāi)采的方式，含氣量、累計(jì)厚度、滲透率、孔隙度、灰分等儲(chǔ)層參數(shù)均對(duì)產(chǎn)氣量有影響。對(duì)氣田關(guān)鍵井進(jìn)行數(shù)值模擬，分析不同影響因素與5年累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系，結(jié)果如圖3所示。從統(tǒng)計(jì)的5年內(nèi)數(shù)據(jù)來(lái)看，影響累計(jì)產(chǎn)量的儲(chǔ)層敏感參數(shù)由強(qiáng)到弱依次為：含氣量、有效厚度、滲透率、吸附飽和度、割理孔隙度和解吸時(shí)間。

基于氣田動(dòng)態(tài)產(chǎn)量數(shù)據(jù)，建立煤儲(chǔ)層灰分和濕度、厚度、滲透率、干燥無(wú)灰基含氣量與峰值產(chǎn)量交會(huì)圖(見(jiàn)圖4)。由圖可知，灰分、濕度的空間變化幅度小，對(duì)單井產(chǎn)能基本無(wú)影響；煤層含氣量、厚度和滲透率是制約煤層開(kāi)發(fā)效果的關(guān)鍵組合參數(shù)，在研究區(qū)低煤階煤儲(chǔ)層滲透率普遍較高的前提下，煤層的含氣量、厚度對(duì)單井產(chǎn)能影響大，為主要控制因素。含氣量和厚度增加，產(chǎn)氣量也隨之上升。

圖3 影響因素與5年累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系

4 開(kāi)采方案的優(yōu)化

D氣田采用“直井+裸眼完井+多層合采”的開(kāi)發(fā)方案，獲得了較高的產(chǎn)氣量。直井開(kāi)發(fā)的優(yōu)點(diǎn)在于技術(shù)簡(jiǎn)單、成本較低，但直井與煤層的接觸面積有限，這在一定程度上限制了煤層氣采收率。為了達(dá)到最優(yōu)采收率，對(duì)氣田的開(kāi)采方案進(jìn)行優(yōu)化。

一是優(yōu)化井型。結(jié)合目前該地區(qū)的實(shí)鉆經(jīng)驗(yàn)，考慮高效和低成本開(kāi)發(fā)原則，對(duì)于埋深小于400 m的煤儲(chǔ)層繼續(xù)采用直井開(kāi)發(fā)；對(duì)于埋深大于400 m的煤儲(chǔ)層，則采用四叢式定向井開(kāi)發(fā)。部署先導(dǎo)試驗(yàn)的叢式井22口，鉆機(jī)非鉆井時(shí)間縮短22%，平均單井實(shí)鉆時(shí)間縮短3～5 d。試驗(yàn)結(jié)果表明，對(duì)于埋深大于400 m的儲(chǔ)層采用四叢式定向井，可有效降低開(kāi)發(fā)鉆井成本。

二是優(yōu)化井距。鑒于低煤階煤層氣開(kāi)發(fā)效果的主控因素為滲透率和含氣量，于是依據(jù)滲透率和含氣量劃分不同埋深的儲(chǔ)層(儲(chǔ)層物性參數(shù)見(jiàn)表2)，對(duì)直井和叢式井的不同井距進(jìn)行數(shù)值模擬，然后建立階段采收率與井距的關(guān)系曲線(xiàn)，從而優(yōu)選井距。

根據(jù)數(shù)值模擬結(jié)果，為達(dá)到階段性最優(yōu)采收率針對(duì)不同埋深儲(chǔ)層確定最優(yōu)井距：埋深小于350 m的儲(chǔ)層，其含氣量較低、滲透率較高，最優(yōu)井距為1 200～1 500 m；埋深在350～450 m的儲(chǔ)層，其物性參數(shù)適中，最優(yōu)井距為1 000 m；埋深大于450 m的儲(chǔ)層，其含氣量較高、滲透率較低，最優(yōu)井距為700～800 m。

圖4 影響因素與峰值產(chǎn)氣量交會(huì)圖

表2 不同埋深儲(chǔ)層物性參數(shù)

5 結(jié) 語(yǔ)

澳大利亞蘇拉特盆地的D氣田蘊(yùn)藏低煤階煤層氣，采用“直井+裸眼完井+多層合采”方式開(kāi)發(fā)，獲得了較高的產(chǎn)氣量。通過(guò)統(tǒng)計(jì)分析該氣田131口開(kāi)采井的生產(chǎn)數(shù)據(jù)和有關(guān)物性資料，我們獲得了以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)。

(1) D氣田的排采規(guī)律具有的特征是：?jiǎn)尉?jiàn)氣快，平均時(shí)間為3.2 d；初期產(chǎn)水量高，大多數(shù)井在產(chǎn)水時(shí)伴隨產(chǎn)氣；合采Juandah和Taroom煤層組的單井產(chǎn)量，明顯多于單采兩煤層組的產(chǎn)量。結(jié)合產(chǎn)水與產(chǎn)氣曲線(xiàn)，可將該氣田生產(chǎn)井分為5種類(lèi)型：產(chǎn)氣陡升緩降后期平穩(wěn)型高產(chǎn)井、產(chǎn)氣陡升陡降后期平穩(wěn)型高產(chǎn)井、產(chǎn)氣陡升陡降后期平穩(wěn)型中產(chǎn)井、產(chǎn)氣陡升緩降型中產(chǎn)井、產(chǎn)氣不連續(xù)型低產(chǎn)井。

(2) 在低煤階煤儲(chǔ)層滲透率普遍較高的前提下，煤層的含氣量和厚度是單井產(chǎn)能的主控因素，氣田產(chǎn)量隨著煤層含氣量和厚度的增大而上升。

(3) 采用直井開(kāi)采方式，在開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在采收率差異較大的問(wèn)題。在埋深大于400 m的儲(chǔ)層采用四叢式定向井開(kāi)采，可有效縮短鉆采時(shí)間、提高采收率。為了達(dá)到階段性最優(yōu)采收率，采取以下做法：在埋深小于350 m的儲(chǔ)層，宜選擇井距為1 200～1 500 m；在埋深為350～450 m的儲(chǔ)層，宜選擇井距為1 000 m；在埋深大于450 m的儲(chǔ)層，宜選擇井距為700～800 m。