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    Bowen盆地北部M煤層氣田水平井生產差異特征與主控因素分析

    2021-06-18 06:45:02崔澤宏王建俊劉玲莉夏朝輝段利江
    煤炭學報 2021年5期
    關鍵詞:產水量產氣高峰

    崔澤宏,王建俊,劉玲莉,夏朝輝,張 銘,楊 勇,段利江

    (中國石油勘探開發(fā)研究院,北京 100083)

    Bowen盆地是澳大利亞東部重要的含煤沉積盆地,其中盆地上二疊統(tǒng)Blackwater群蘊藏豐富的煤炭、煤層氣資源[1-2]。M煤層氣田位于Bowen盆地北部西翼斜坡帶上,隸屬于中石油與殼牌合作開發(fā)區(qū)塊的一部分,煤層屬于中煤階,平均鏡質體反射率為1.0%。氣田自2004年投入開發(fā),取得了良好的開發(fā)效果,但氣田內部開發(fā)井產能及生產特征差異顯著,一直缺少系統(tǒng)性認識和規(guī)律總結。為此,筆者基于M氣田多年的工作,以實際生產數據為基礎,綜合動靜態(tài)資料分析,對M氣田各開發(fā)井生產特征進行系統(tǒng)分析和總結,厘清影響氣田產能差異特征主控因素,為氣田周邊開發(fā)選區(qū)和新區(qū)高效開發(fā)提供借鑒。

    1 M煤層氣田概況

    M煤層氣田處于Bowen盆地北部東傾單斜構造,氣田已開發(fā)面積約180 km2。氣田產層位于MCM煤層組,目前已有3套開發(fā)煤層,開發(fā)煤層自上而下分別為Q,P和GM三個煤層(圖1)。GM煤層為氣田主力產層,對氣田產量貢獻大,占氣田總產量70%左右。該煤層構造為西高東低,構造海拔為-300~50 m,埋深為100~600 m,煤層厚度為3.0~6.0 m,煤層含氣量為7~12 m3/t,煤層滲透率主要介于0.1×10-15~180×10-15m2。

    氣田采用U型水平井開發(fā),分單支和雙支2類,以雙支U型水平井開發(fā)為主導(圖2)。雙支U型水平井由2口水平井和1口直井構成,2口水平井井段沿地下目標煤層鉆進,與遠端直井的目標煤層段實施精準對接,2口水平井通過共用1口直井進行排水采氣。該井型技術成熟,其優(yōu)勢在于:① 雙支水平井增加了煤層中進尺長度,擴大了煤層解吸面積,利于提高產氣量;② 2口水平井水平段以30°~60°相交,一定程度上保證與煤層割理直交或斜交可能,以實現產量提升;③ 水平井采用割縫襯管完井技術,保障了井眼穩(wěn)定性,提高開發(fā)井穩(wěn)定生產時率;④ U型水平井便于洗井作業(yè),水平段如遇煤粉堵塞,可通過水平井與直井循環(huán)注水清洗,提高作業(yè)效率。

    雙支U型水平井為氣田開發(fā)主導井型,占據總開發(fā)井數80%,貢獻氣田總產量95%。為分析氣田生產差異特征、產氣變化規(guī)律及其主控因素,僅對GM煤層107組雙支U型水平井生產特征作重點論述。

    2 開發(fā)井高峰產氣量與產氣模式

    2.1 M煤層氣田開發(fā)井高峰產氣量

    氣田于2004年投入開發(fā),絕大多數開發(fā)井已進入開發(fā)中后期遞減階段。煤層氣開發(fā)通過排水降壓后,大都經歷產氣爬坡、穩(wěn)定生產和產氣遞減3個階段,但由于氣田各開發(fā)井投產時間不同,所處排采階段不同,因此目前各開發(fā)井產氣量還不能合理反映各開發(fā)井實際的單井產能。為了分析氣田內部各開發(fā)井產能差異特征,厘清主控因素,通常將煤層氣井的高峰產氣量作為衡量產能差異變化重要指標[3-4]。為此,筆者針對氣田排產5 a以上的107個雙支U型水平井開發(fā)井組高峰產氣量進行統(tǒng)計和分析,為避免生產數據非合理性異常值,以選取連續(xù)高產氣為10 d的平均日產氣量作為高峰產氣量來統(tǒng)計。由于氣田開發(fā)井的工作制度采用控液面生產,即液面基本控制在開發(fā)煤層底部,因此不存在各開發(fā)井工作制度不同而導致高峰產氣量差異。

    基于各開發(fā)井排產曲線與統(tǒng)計數據,將得到的各開發(fā)井高峰產氣量制作泡泡圖(圖2)。由圖2可知,產氣井高峰產氣量平面差異顯著,高峰產氣量2 000~72 000 m3/d均有分布。其中高峰產氣量>4萬m3/d的開發(fā)井占比15%,高峰產氣量介于2萬~4萬m3/d的開發(fā)井占比26%,高峰產氣量介于1萬~2萬m3/d的開發(fā)井占比23%,高峰產氣量低于1萬m3/d的開發(fā)井占比36%。

    圖2 M煤層氣田GM層開發(fā)井組高峰產氣量泡泡分布Fig.2 Bubble map of peak gas rate of development wells of GM seam in M CBM field

    2.2 M煤層氣田產氣模式

    為清晰表征氣田內部各開發(fā)井排采差異變化特征,在開發(fā)井組生產數據分析基礎上,基于各產氣井高峰產氣量及排采曲線變化特征,結合具體實例,總結了M煤層氣田開發(fā)井如下4種類型產氣模式。

    (1)Ⅰ型產氣模式:高峰產氣量高,產氣陡升—陡降—平緩遞減型。

    Ⅰ型產氣模式高峰產氣量>4萬m3/d,有16個開發(fā)井組,占比15%。該產氣模式大體可細分為4個排采階段:第1階段為排水、產氣爬坡階段,初期排水降壓快,5~7 d達到產水高峰,高峰產水量為50~78 m3/d,排水7~15 d后產水迅速下降并開始進入產氣爬坡階段;爬坡階段早期產氣快,后期緩慢,通常爬坡8~14個月進入高峰產氣階段,此時排水處于下降速度拐點期,標志著大規(guī)模排水階段基本結束;第2階段進入產氣高峰穩(wěn)產期,產氣高峰穩(wěn)產期短暫,一般為3~7個月,此時排水進入緩慢遞減階段,產水量小,日產水量<10 m3;第3階段進入產氣快速遞減期,產氣快速遞減期為2~3 a,年遞減速度30%~35%,此階段產水量低且趨于穩(wěn)定;第4階段進入產氣平緩遞減期,產氣量主要介于0.5萬~1.0萬m3/d,產氣年遞減率平均18%,產水很低或幾乎不產水。

    以14井組為例(圖3),該井組位于氣田的西部構造高部位(圖2),煤層厚度4.5 m,水平段煤層垂深250~340 m。該井組排產初期產水量快速上升,排采第6 d,達到產水高峰(圖3(a)),高峰產水量53 m3/d;排采第8天,液面下降至煤層底部,進入產氣爬升階段,隨著產氣逐步攀升,排水開始逐漸降低。

    圖3 M煤層氣田GM層14水平井組排采曲線Fig.3 Production curve of horizontal well 14 of GM seam in M CBM field

    由于14井組附近煤儲層孔隙水支撐地層壓力逐漸降低,井筒附近煤層吸附氣通過快速解吸、擴散并流入井筒,地層壓力隨之迅速恢復倒逼套壓回升,推動產氣穩(wěn)步上升,采水逐漸降低,排采14個月達到產氣高峰(圖3(b)),高峰產氣量為6.9萬m3/d,高峰產氣穩(wěn)產期為4個月左右,產水<2 m3/d;高峰穩(wěn)產期后進入產氣快速遞減階段,該階段產水量<1 m3/d,快速遞減期歷經3.6 a,平均年遞減速度為30%,快速遞減期末產氣量為1.3萬m3/d;快速遞減期后,產氣步入平緩遞減期,產氣年遞減速度<8%,產氣相對平穩(wěn),平緩遞減5 a后,產氣量仍達0.6萬m3/d左右。

    (2)Ⅱ型產氣模式:高峰產氣量較高,產氣陡升-平緩遞減型。

    Ⅱ型產氣模式高峰產氣量介于2萬~4萬m3/d,有28個開發(fā)井組,占比26%。該產氣模式可劃分3個排采階段:第1階段排水降壓25~35 a后達到產水高峰,隨后進入產氣快速爬坡階段,爬坡階段經歷6~8個月;第2階段進入產氣高峰穩(wěn)產期,高峰產氣穩(wěn)產期為10~12個月;第3階段進入產氣緩慢的遞減階段,產氣年遞減率8%~10%,產氣遞減階段產水量較低,產水量基本<5 m3/d。與Ⅰ型產氣模式不同的是,產氣達到高峰穩(wěn)產期間,產氣井仍處于主要排水期。

    以39井組為例(圖4),該井組位于氣田的中部(圖2),煤層厚度6.4 m,水平段煤層垂深360~390 m。該井組排采第27天,進入產水高峰,高峰產水量41 m3/d(圖4(a));高峰產水10 d后,即排采第37天后,液面下降至煤層底部,排水緩慢下降,開始進入產氣逐漸爬升階段。

    圖4 M煤層氣田GM層39水平井組排采曲線Fig.4 Production curve of horizontal well 39 of GM seamin M CBM field

    該井組排采6個月后進入產氣高峰(圖4(b)),高峰產氣量平均為3.6萬m3/d,高峰產氣歷經14個月,進入產氣緩慢遞減階段,產氣平均年遞減速度8%,緩慢遞減9 a后產氣量仍達1.2萬m3/d。

    (3)Ⅲ型產氣模式:高峰產氣量較低,產氣緩升—后期平穩(wěn)型。

    Ⅲ型產氣模式高峰產氣量主要<2萬m3/d,有38個開發(fā)井組,占比36%。該產氣模式高峰產氣量相對較低,但后期產氣平穩(wěn)。

    以105井組為例(圖5),該井組位于氣田的北部(圖2),煤層厚度6.2 m,水平段煤層垂深390~410 m。該井組初期排采第30天,液面降至接近煤層底部,進入早期低產氣階段(圖5(a));隨著排水量增加,套壓逐步降低,排采第77天達到產水高峰,高峰產水量達36 m3/d,此后產氣量略有提升,平穩(wěn)維持在3 000 m3/d左右。

    該井組排產7個月后達到產氣高峰(圖5(b)),高峰產氣量1.4萬m3/d,高峰產氣相對穩(wěn)產期持續(xù)24個月,產水量介于3~7 m3/d;之后進入產氣相對平穩(wěn)期,幾乎無明顯產氣遞減期,排采9 a后產氣量仍達1.1萬m3/d。

    圖5 M煤層氣田GM層105水平井組排采曲線Fig.5 Production curve of horizontal well 105 of GM seam in M CBM field

    (4)Ⅳ型產氣模式:低產,不連續(xù)。

    Ⅳ型產氣模式高峰產氣量低于1萬m3/d,有25個開發(fā)井組,占比23%。該產氣模式產液不穩(wěn)定,產氣量低且不連續(xù)。

    以117井組為例(圖6),該井組位于氣田東部(圖2),煤層厚度6.8 m,水平段煤層垂深520~590 m。

    該井組初期排采第68天,液面降至煤層底部,套壓急劇降低,開始進入產氣階段(圖6(a)),排采初期最高產氣僅為0.14萬m3/d。

    該井組生產期內產氣極其不平穩(wěn)(圖6(b)),最高產氣量僅0.16萬m3/d,相對穩(wěn)產期也僅維持在500 m3/d左右;排采期最高產水量僅為4.6 m3/d,產氣期間平均產水量總體低于0.6 m3/d。可見煤層攜液量低,產氣差,可能主要與煤層低滲透有關。

    圖6 M煤層氣田GM層117水平井組排采曲線Fig.6 Production curve of horizontal well 117 of GM seam in M CBM field

    3 煤層氣田產氣差異主控因素分析

    相對常規(guī)油氣藏而言,煤層氣藏產能影響因素復雜,為指導優(yōu)質開發(fā)選區(qū),國內外學者從不同角度開展煤儲層產氣能力分析[5-9]。

    由圖2和4類產氣模式可以看出,氣田內部產能差異大,而且不同產氣模式排采特征存在明顯的差異?;阢@井、完井、地質和動態(tài)資料綜合分析認為,煤層埋深、低幅微構造、煤層頂板封蓋性、煤層分叉及煤層內部夾矸程度是影響氣田雙支U型水平井生產差異特征主要因素,而鉆、完井技術、水平井長度、井網井距對開發(fā)井的產能影響甚微。

    3.1 煤層埋深的影響

    M煤層氣田開發(fā)主要依靠煤儲層本身物性遞減衰竭式開發(fā),因此,煤層滲透性對于煤層氣田開發(fā)井的產能影響效果尤為顯著[10-15]。滲透率對煤層氣產量影響很大,煤層滲透率高,排水降壓快、壓力傳導范圍大、氣體解吸速度快、解吸氣量多,故產氣量及采出程度相對較高[16]。煤層氣田開發(fā)生產實踐表明,在地勢平坦且未發(fā)生構造反轉的區(qū)域,煤層的埋深對煤層滲透性影響較大[10-14]。

    基于M煤層氣田評價井鉆桿測試獲得的壓力數據,再通過試井解釋得到GM煤層滲透率。根據分析結果表明,隨煤層埋深增加,煤層滲透率逐漸減小;反之,隨煤層埋深變淺,煤層滲透性逐漸增大(圖7)。所以,煤層埋深不僅控制不同部位開發(fā)井高峰產氣量差異,而且同樣也影響各開發(fā)井排采曲線形態(tài)。

    圖7 M煤層氣田GM煤層滲透率與埋深Fig.7 Map of permeability and depth of seam GM in M CBM field

    由圖2可知,氣田中西部即GM煤層埋深<350 m區(qū)域,產氣井高峰產氣量均>4萬m3/d,部分井高峰產氣量最高達到6萬m3/d以上,所屬區(qū)域主要代表產氣模式為Ⅰ型的開發(fā)井。這些區(qū)域煤層埋藏淺、滲透性高,構造高、煤層內部水動力弱,所以在排采期間,淺埋藏、高構造區(qū)域構成了近井及遠井地帶氣體快速解吸、擴散和運聚的優(yōu)勢方向。在排采初期,由于斜坡高部位煤層內部水體小,同時優(yōu)越的煤儲層物性導致煤層快速排水,井筒液面快速下降,短暫產水高峰過后產水量迅速降低;在構造勢能控制和氣體濃度差的影響下,近井及遠井地帶氣體通過解吸并快速流入井筒,導致產氣快速爬升、形成較高的高峰產氣量平臺;隨著近井地帶氣體大量產出,近井地帶氣資源供給不足,遠井地帶又得不到及時補充,導致短暫產氣高峰過后,產氣速度快速降低,年遞減速度達30%以上;隨著排采中后期,壓降漏斗范圍逐步擴大,遠源氣體開始逐步解吸并補充供給,產氣遞減速度逐步放緩,即使排采10 a產氣井,末期產氣量也達到5 000 m3/d??傊軠\埋藏、高構造部位控制的Ⅰ型產氣模式井,其高峰產氣量高,穩(wěn)產平臺短,遞減階段早期遞減快,后期緩慢。

    在埋深350~500 m的區(qū)域,主要代表Ⅱ型產氣井,高峰產氣量介于2萬~4萬m3/d,高峰期產氣量明顯<Ⅰ型產氣井,由于埋藏相對較深,煤層滲透性有所降低,致使氣體解吸后擴散導流慢,遞減階段遞減速度明顯變緩。相對埋深<350 m區(qū)域,該區(qū)域埋深中等,煤層滲透性和含氣量相對適中,致使高峰穩(wěn)產期相對較長,遞減階段遞減速度相對緩慢。

    在煤層埋深>500 m的區(qū)域,受煤層上覆應力增大的影響,煤層的滲透性急劇降低,煤層滲透率總體<1×10-15m2,產氣井的產量明顯降低,產氣不連續(xù),大多數井幾乎達不到自然產氣的能力。代表該區(qū)域產氣模式主要為Ⅳ型產氣井。

    可見,M煤層氣田埋藏淺的區(qū)域,煤層表現出較高的滲透性,開發(fā)井高峰產氣量大;隨煤層埋深增加,煤層滲透率逐漸變小,開發(fā)井高峰產氣量逐漸減小;當煤層埋深超過500 m,煤層滲透率急劇降低,滲透率總體<1×10-15m2,氣井產氣量低或幾乎無自然產能。

    3.2 局部微構造影響

    基于稀少二維地震資料和鉆井數據,M煤層氣田構造整體表現為向東傾斜單斜。通過開發(fā)井組水平井鉆井軌跡和隨鉆伽馬數據剖析,可判斷煤層氣田內部發(fā)育受區(qū)域構造擠壓所形成局部低幅微構造。低幅微構造對煤層氣開發(fā)是非常有利的,受構造運動形成的褶皺或低幅微構造可誘導煤層構造縫的發(fā)育[17-20],改善煤層滲透性,大幅提升產氣量。經實鉆井資料證實,氣田東部局部區(qū)域存在低幅微構造,低幅微構造部位5組開發(fā)井高峰產氣量均>2萬m3/d。以81井組為例(圖8),該井組位于氣田東部(圖2),煤層埋深455 m,通過鉆井軌跡和隨鉆測井解釋,81井組水平井鉆遇煤層段正處于撓曲微凸起構造部位,微凸起構造可誘導煤層構造縫發(fā)育,一定程度上改善煤層滲透性,該井高峰產氣量4.1萬m3/d,生產10 a后產氣量仍為1.8萬m3/d。

    圖8 M煤層氣田81井組A水平井段鉆遇軌跡Fig.8 Well trajectory for the horizontal section of well group 81 in M gas field

    可以看出,雖然煤層氣田81井組井區(qū)煤層埋藏較深,煤層上覆地層應力較大,但因微構造發(fā)育的誘導裂縫改善煤層滲透性,大大提高產氣井的產量。從排采曲線形態(tài)上看,發(fā)育于局部低幅微構造控制的開發(fā)井組主要屬于Ⅰ型和Ⅱ型產氣模式。

    3.3 煤層頂板巖性的影響

    煤層頂底板封蓋性能影響煤層氣的保存,煤層氣縱向逸散因受到頂底板封蓋性能的強弱而不同[21-24]。根據煤層頂底板巖性測井解釋,GM煤層頂板主要有泥質、粉砂質泥巖和砂巖,煤層氣田區(qū)域GM煤層頂部主要以泥質和粉砂質沉積為主,僅氣田北部GM煤層頂部發(fā)育較厚砂體,導致煤層與砂體直接接觸。煤層頂板為砂巖時,煤層氣封蓋條件差,煤層含氣量降低,進而導致開發(fā)井產氣效果相對較差。如圖9所示(連井線如圖2所示),氣田北部各產氣井GM層頂部砂巖厚度為18~35 m不等,頂板砂巖厚度自北向南逐漸減薄直至尖滅,對應高峰產氣量也呈現隨頂板砂巖厚度減薄而有略微增高的趨勢。氣田最北部4口井(110,108,74和73井)GM層頂部砂巖厚度28~32 m,高峰產氣量低,最高僅為0.66萬m3/d;向南過渡的71井煤層頂板砂巖厚度為18 m,開發(fā)井高峰產氣量為2.23萬m3/d;70井頂板無砂體,氣井高峰產氣量達4.50萬m3/d。

    圖9 M煤層氣田北部GM煤層與頂板巖性連井對比剖面Fig.9 Lithological profile of seam GM and caprock in northern M CBM field

    可見,煤層頂板存在砂巖以及砂巖厚度規(guī)模不同時,對開發(fā)井產氣量均有不同程度的影響。氣田北部煤層上覆蓋層封蓋性較弱,雖然高峰產氣量較低,但開發(fā)井產氣量還是相對比較平穩(wěn)、連續(xù)。

    3.4 煤層分叉變薄與煤層內部夾矸的影響

    煤層厚度大、分布連續(xù)且煤質較純,對煤層水平井開發(fā)是有益的;反之,煤層厚度變薄、多夾矸,不但降低了開發(fā)地質儲量,影響開發(fā)效果,同樣也不利于提高水平井煤層段鉆遇率。通常,平緩、穩(wěn)定的構造利于煤炭沼澤持續(xù)發(fā)育,易于煤炭連續(xù)沉積,形成厚度大、質純的煤層,若沉積環(huán)境短暫有水體動蕩的影響,會造成煤炭沉積間斷,出現分叉煤層和夾矸煤層[25-26]。當泥炭沼澤某一局部區(qū)域有外來沉積供給時,形成較厚的隔夾層(>0.5 m),橫向上便形成1個煤層被分隔成2個或多個相互獨立的單煤層,被稱之為分叉煤層[25],分叉后的單煤層厚度有所減薄;當泥炭沼澤某一局部區(qū)域頻繁且短暫遭受水體動蕩的影響,所形成的煤層中會含有若干個夾層,則被稱為夾矸煤層[26],單個夾矸層的厚度一般<0.5 m,夾矸層摻入煤體中,會使原煤質量大大降低。因此,煤層合并、分叉和夾矸是煤沉積一種普遍現象和表現形式,也是影響煤層厚度平面變化和煤層內部非均質變化的直接原因[27]。

    Bowen盆地北部古構造沉積環(huán)境表明,晚二疊世煤系地層沉積期,盆地北部發(fā)育自北向南進積河流-三角洲沉積體系,形成巨厚煤系地層[28]?;跉馓飪炔棵簩泳殞Ρ确治霰砻?,氣田北部、中部GM煤層厚度分布連續(xù),煤層厚度大,氣田南部可能處于古構造低位的沉積體系末端,聚煤期沉積環(huán)境穩(wěn)定性較差。M煤層氣田中部向南部過渡區(qū)域為煤層分叉區(qū)(圖2),煤層分叉導致單煤層厚度變薄,在一定程度上影響開發(fā)井產量,但產氣比較平穩(wěn)、連續(xù),主要為Ⅲ型產氣模式;氣田南部為煤層分叉夾矸區(qū)(圖2),煤層不但分叉變薄,而且分叉煤層煤質較差,夾矸嚴重,煤層品質差直接導致開發(fā)井產氣量低,產氣不穩(wěn)定、不連續(xù),屬于Ⅳ型產氣模式。

    如圖10所示(連井線如圖2所示),中部40,158井GM層厚度為5.2 m,高峰產氣量均在2.0萬m3/d以上;向南部GM煤層分叉變薄,如21井區(qū)GM煤層分叉的煤層厚度為3.4 m,高峰產氣量1.2萬m3/d;47,52井區(qū)煤層分叉減薄,而且分叉的煤層夾矸嚴重,扣除夾矸后煤層有效厚度僅為3.1 m,這2組開發(fā)井高峰產氣量僅在0.7萬m3/d以下。

    圖10 M煤層氣田中、南部GM煤層分叉與夾矸發(fā)育剖面Fig.10 Profile of the split and interburden of seam GM in the middle and south of M CBM field

    4 結 論

    (1)Bowen區(qū)塊M煤層氣田主要采用雙支U型水平井開發(fā),煤層氣田內部產能差異大,高峰產氣量介于2 000~70 000 m3/d。其中高峰產氣量>4萬m3/d的開發(fā)井占比15%,高峰產氣量介于2萬~4萬m3/d的開發(fā)井占比26%,高峰產氣量介于1萬~2萬m3/d的開發(fā)井占比23%,高峰產氣量低于1萬m3/d的開發(fā)井占比36%。

    (2)M煤層氣田按高峰產氣量大小和產氣曲線形態(tài)劃分4類產氣模式:Ⅰ型產氣模式高峰產氣量高,穩(wěn)產平臺短,遞減階段早期遞減速度快,后期緩慢;Ⅱ型產氣模式高峰產氣量中等,高峰穩(wěn)產期相對較長,遞減階段遞減速度相對緩慢;Ⅲ型產氣模式高峰產氣量相對較低,高峰穩(wěn)產期長,排采后期產氣平穩(wěn),幾乎無明顯遞減期;Ⅳ型產氣模式高峰產氣量最低,產氣不穩(wěn)定、不連續(xù),產氣差或幾乎無自然產能。

    (3)煤層埋深、構造、煤層頂板巖性與煤層分叉、夾矸是影響M煤層氣田高峰產氣量和排采曲線形態(tài)的主控因素??刂泼簩訚B透性變化的煤層埋深、構造是影響開發(fā)井產能關鍵性地質參數,無其他影響因素條件下,煤層埋深<350 m為高滲透、高構造區(qū)域,是煤層氣解吸、擴散、運聚有利區(qū)域,有利于實現煤層氣高產,其次為埋深350~500 m斜坡構造區(qū)域,埋深>500 m東部斜坡低部位或凹陷區(qū)域煤層滲透性差,產量低或達不到自然產能。氣田局部低幅微構造區(qū)域可誘導微裂縫發(fā)育,改善煤層滲透性,有利于煤層氣井高產;氣田北部煤層頂板封蓋性差以及南部煤層分叉變薄、內部夾矸則是影響產氣井產能較低的直接原因。

    (4)鑒于礦權區(qū)塊基本覆蓋Bowen盆地北部,因此在現有開發(fā)技術和政策條件下,Bowen盆地北部淺埋藏、高構造斜坡區(qū)域仍是新區(qū)優(yōu)先開發(fā)的有利區(qū)域,但須優(yōu)化淺層開發(fā)井網、井距,制定合理排采制度,避免產氣大起大落,力求實現高產與穩(wěn)產趨勢均衡。平面上,仍須加強Bowen盆地北部主力煤層分叉、合并和煤層頂底板巖性沉積變化規(guī)律研究,在煤層埋深、構造有利條件基礎上,進一步篩選優(yōu)質開發(fā)區(qū);縱向上,鑒于煤層埋深>500 m區(qū)域,煤層氣資源量大,須開展煤層壓裂改造增產技術攻關,力爭突破較深層低滲煤層氣資源開發(fā)。

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