潘河区块15号煤层煤层气的生产特征及其影响因素分析

2019-12-20徐文军刘升贵

中国矿业 2019年12期

徐文军，刘升贵，孟磊

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100016； 2.中国矿业大学(北京)力学与建筑工程学院，北京 100083)

山西组3号煤层是沁水南部潘河区块当前煤层气开发的主要目的层，但是经过十多年的排采，浅层3号煤层的可采性煤层气资源趋于枯竭，出现了低产液井和不产液井占比不断增加，产气量持续快速下降的趋势，这些产气井井底流压低，稳产难度很大，其中区块煤层气产量自2013年以来逐渐降低，年递减率从2014年的1.69%快速增加至2016年的9.49%[1]。而稳定发育的太原组15号煤层是潘河区块后续的接替煤层，因而开展潘河区块15号煤层生产特征及其影响因素分析，对于后续指导优势区域确定，开发工艺优化，充分释放其产能以及实现区域内产气量的平稳接替和潘河区块煤层气的稳定有序开发具有重要意义。

本文基于潘河区域地质构造特征和15号煤层当前煤层气排采井的生产数据，探讨潘河区块15号煤层煤层气开发井的产水量、产气量、煤粉产出特征及其主要控制因素。

1 工程概况

1.1 构造特征

潘河区块构造整体较为简单，整体上为一个单斜构造，发育有次级褶皱构造，断层相对不发育[2]。区块内背向斜相间排列，呈现NNE向展布特征，褶皱构造从东向西依次为潘河向斜、柿庄背斜和霍家山向斜。地层平缓，倾角主要为5°～8°。结合含气量等值线图来看，整体上向斜部位含气量相对较高。区块中部的潘河向斜、柿沟背斜附近含气量最高，达到24 m3/t(图1)。

图1 潘河区块井位布置图Fig.1 Well arrangement in Panhe block

1.2 地质和水文特征

太原组为一套海陆交互的沉积地层，平均厚度为98 m，发育的主要可采煤层为15号煤层。埋深适中，埋深变化范围为338～773 m，中部向斜构造部位埋深较深。15号煤层厚度为2.6～6.6 m，平均厚度4 m，区块东南部、东北部及中部地区较厚。煤层结构相对简单，含有夹矸1～2层，厚度为0.1～0.25 m。直接顶主要为泥岩或含钙泥岩，老顶为2 m左右厚度的灰岩，底板主要为泥岩。

地下水从露头接受补给，在重力驱动下从高势能的周边部向深部径流，形成一个地下水局部“低洼”滞流区。区内总体为向斜滞留水区[3]。

1.3 物性特征

15号煤层平均储层压力梯度0.81 kPa/m，平均含气量20 m3/t，渗透率0.08～1.45 mD，地应力梯度25.8 kPa/m，构造煤占比10%～46%。

综合来看，15号煤层发育相对稳定，含气量、储层压力相对较高，渗透率较低，泥岩的顶底板也有利于甲烷气体的保存，有利于煤层气的富集和高产。但15号煤层结构中构造煤占比较大，孔隙结构特征不仅使渗透率恶化，还会作为煤粉产出的主要来源增加排采过程中煤粉产出量，给储层带来损害，抑制产能的释放[4-5]。

1.4 试验井井位布置

潘河区块北部区域布置1个试验井组，包含有5口定向井，位于霍家山向斜核部附近，煤层发育稳定，厚度较大，约4.2 m，含气性较好，为19 m3/t，井组采用五点式井网部署，中心井与周边井保持200 m井距，周边井采用一定角度错开东西向的最大主应力方向，减小压裂施工风险，增大裂缝改造泄压控制面积。

潘河区块南部区域布置有2个试验井组，一个井组位于区块西南部，布置在柿沟背斜的东翼，煤层构造宽缓、稳定，含气量高，为24 m3/t；另外一个井组位于潘河向斜与柿沟背斜之间，煤层构造宽缓、稳定，含气量高，为24 m3/t。

2 15号煤气田生产特征

2.1 产水量特征

区块整体产水量不高，平均产水量仅为0.56 m3/d。北部井的平均产水量0.85 m3/d，高于南部井的0.33 m3/d。

按照目前煤层气井排水产气的特征，可以划分为单向流和两相流两个阶段，如图2所示。

1) 单相流阶段：南部的平均产水量1.84 m3/d明显高于北部的0.61 m3/d。北部井达到气水两相流时间较长，南部井则相对较快进入气水两相流阶段，体现在南部井见套压和见气时间比北部井短。

2) 两相流阶段：产水量仍然较高，甚至显著高于单相流阶段的平均日排水量，水相渗透率抑制了气相渗透率，导致低效产气，是低产井的主要特征。例如N-2井和N-4井的产水量在两相流阶段分别达到2.71 m3/d和1.67 m3/d，远超单向流阶段的产水量(非饱和单向流阶段很短，因此统计时并入两相流阶段)。

图2 煤层气井产水量统计图Fig.2 Water yield cartogram of coalbed gas well

图3 煤层气井产气量统计图Fig.3 Gas yield cartogram of coalbed gas well

2.2 产气量特征

区块内产气量差异较大，当前产气井的单井日产气量范围为70～4 152 m3/d，平均为1 026 m3/d，有2口井产气量超过3 000 m3/d，有2口井产气量处于1 000～3 000 m3/d范围内，有7口井产气量处于100～500 m3/d范围内，南部区域井的平均产气量1 606 m3/d高于北部区域的332 m3/d，并且南部S-1等井还有提产的潜力。其中高水低气井(产水≥1 m3/d，产气量<500 m3/d)为33%，低水高气井(产水<1 m3/d，产气量≥3 000 m3/d)为17%，低水中气井占17%(产水<1 m3/d，产气量≥500 m3/d)，低水低气井占33%(产水<1 m3/d，产气量<500 m3/d)(图3)。

产气特征：①产水量相对高的井一般产气量低，尤其是气水两相流阶段产水量与产气量负相关；②南部井见气时间2～122 d，平均25 d，71%的井10 d内见气；北部井见气时间216～500 d，平均335 d；③高产井前期流压连续稳定降低，达到峰值前有较长的低产期；低产井前期流压波动大且不连续生产(物性的非均质性)，产水量相对大、排水时间长。

2.3 煤粉产出特征

根据统计的潘河区块15号煤层的煤层气试验井，总计12口井的生产数据及现场煤粉浓度测试数据(色标法确定，见图4)，得出现场煤粉产出规律如下。

1) 整体来看，随排采进行煤粉浓度呈现逐渐增大的趋势，见套压前<产气初期<产气上升、稳定产气。

2) 排采对储层压力的激动造成煤基质破裂和动液面剧烈波动程度，与煤粉产出浓度呈正相关关系。其中有1口井受煤粉影响，产液量急剧下降至不产液，产气量由2 112 m3/d降至200 m3/d。

3) 受到气流冲蚀以及基质收缩效应和滑脱效应双重叠加影响，较快的气体流速对储层的冲蚀更强，产气量和煤粉浓度几乎同步达到峰值，煤粉浓度维持在4～5级。在产气量逐渐上升过程中极易堵塞渗流通道，降低产水量和产气量。

图4 煤层气井煤粉产出特征图Fig.4 Pulverized coal production feature map ofcoalbed gas well

3 影响生产特征的因素分析

3.1 构造因素

部署的煤层气井位于井田的次级褶皱。北部井布置在霍家山向斜核部附近，顶板平均埋深588 m，含气量20～22 m3/t，平均产气量332 m3/d，平均产水量0.846 m3/d；而南部井布置在柿沟背斜的东翼，含气量22～24 m3/t，平均产气量2 336 m3/d，平均产水量0.328 m3/d。

结合图5发现，向斜构造附近产水量高，背斜构造附近产水量低，顶板埋深与产水量呈现一定的正相关，与产气量呈一定的负相关关系。在区块整体开发阶段，由于构造高点处于张性应力环境(例如背斜)，渗透率较大，叠加邻近构造低点煤层泄压后的煤层气上浮，在利于瓦斯气体富集的储盖组合条件下，煤层气产能就能够充分的释放。

图5 顶板埋深和产水量关系图Fig.5 Relationship chart between roof depthand water production

3.2 地下水动力条件

地下水动力条件是影响煤层气高产和富集的重要因素之一，直接影响着地层液的压力分布和运移。水动力交换作用较强的区域，煤层气含量低；而在水动力条件弱的滞留水区，煤层气含量往往都比较高。

潘河区块煤系地层含水层等水位线呈汇流性，地下水从露头接受补给，在重力驱动下从高势能的周边部向深部径流，并在潘庄一带形成一个地下水局部“低洼”滞流区[3]。

整个潘河区块都处于地下水汇流区，东侧水力坡度大于西侧水力坡度，造成区域内次级向斜部位水量大。这种滞留区的压力封闭和封堵作用，非常有利于煤层气的富集，滞流水区瓦斯含量很高，此次南部试验井附近瓦斯含量为22～24 m3/d，北部试验井附近瓦斯含量为20～22 m3/d，在煤层气开采时能够保持较高的能量和充足的气源供给。

3.3 储层改造

低渗透煤储层改造是煤层气井产能充分释放的必要条件。图6显示，相比于未实施压裂的N-3井(当前产气量仅83 m3/d)，实施压裂的井产气量显著提升。在储层压裂改造过程中，施工液量对压裂效果影响较大，尤其是造缝功能的前置液，对于实施清水加砂压裂井且泵注方式相似时，前置液量在110～210 m3范围内，随着液量增加产气量随之同步增加。根据在施工中获取的经验，前置液量210 m3左右，携砂液量320 m3左右，总净液量520 m3左右，能够有效释放产能。而对于实施潜在酸加砂压裂的试验井，施工排量和产气量之间关系不明显。

在清水加砂压裂中，前置液量减小和加砂量增加的叠加作用会降低产气量，其中N-4井和N-5井都是在前置液量少、造缝不充分的情况下增加砂量或提高砂比，使支撑剂在某处堆积造成砂堵，裂隙沟通不充分，造成产气量在达到峰值后迅速降低，平均产气量分别只有130 m3/d和200 m3/d。

图6 产气量与压裂液量关系Fig.6 Relationship chart between gas yield andfracturing fluid quantity

3.4 排采控制

排采对煤层气产能的影响主要是排采初期的降液速度、见气初期的流压控制以及排采的连续性。

1) 排采初期过快压降速率对生产的影响。煤储层应力敏感性较高，过快的压降速度会导致割理和裂隙过快闭合，孔隙闭合、渗透率下降，影响压降漏斗的扩大；排水强度过大会造成井筒和近井带煤层不稳定和煤层吐砂吐粉，导致产量波动，制约产能释放。

国内一些学者基于达西定律，计算出了煤层气井排采初期合理的排采强度，一方面防止储层激励；另一方面防止不必要的能源消耗[6]。

由图7可知，南部S-4井和S-5井实际降液幅度分别是理论计算的8倍和26倍，而且降液幅度不稳定，流压剧烈变化，见气后产气量较低；S-1井和S-2井实际降液幅度与理论降液幅度偏离相对较小，偏离幅度在30%左右，流压缓慢下降，见气后产气量较大。

图7 排采初期理论和实际排采强度对比图Fig.7 Drainage intensity comparison chartbetween theory and practice

2) 见气初期的流压控制对产能的影响。见气后储层的水相渗透率降低、气相渗透率增加，如果放气速度不合理，就会抑制产水速率，造成煤粉堆积，影响解吸范围的扩大。早期产气阶段合理的排量和流压控制措施能够使压降范围稳定的扩大，提高产气量，延长稳产时间。

S-3井就是在见气初期，出现了多达26次的停电、H2S停机、电气故障等问题，导致井底流压产生剧烈波动，套压失控，储层激荡，产生大量煤粉，堵塞渗流通道，影响产气量。

3) 连续性排采对产能的影响。不连续排采对生产的影响包括：引起煤粉堵塞伤害；动液面升高，远井端解吸气出来还未运移至井筒，容易聚集成大气泡堵塞孔隙通道，产生气锁；多次启停排采设备，会激荡储层并造成伤害。

根据统计的192起停机事故发现，产气量与停机次数、整停时间成反比，停机次数越少、整停时间越短，产气量越高、产能释放潜力越大。

因此，排采初期一方面要尽量减少应力敏感性的影响；另一反面要保证一定的生产压差，高效排液。根据理论计算和实际排采所积累的经验，在排采初期，潘河区块15号煤层的煤层气井日降液速度2～5 m时较为合适；起套压之后，相态和流态发生较大的变化，流压很难控制，渗流通道受到气流冲蚀以及基质收缩效应和滑脱效应双重叠加影响，较快的气体流速对储层产生冲击破坏，致使煤粉产出量快速增加，应加强对流压的监测，并及时调整排采设备，保证流压维持稳定下降的趋势；进入稳定产气阶段之后，通过控制套压，保持一个合理稳产的生产压差。