鄂尔多斯盆地保德区块煤层气藏描述与提高采收率关键技术

2023-02-13徐凤银李子玲雷1张继坤伟1成前辉1李永臣1张庆丰魏振吉1尚延洁

天然气工业 2023年1期

徐凤银张伟李子玲张雷1, 张继坤侯伟1, 成前辉1,李永臣1, 张庆丰郝帅魏振吉1, 尚延洁赵刚

1.中联煤层气国家工程研究中心有限责任公司 2. 中国石油学会 3. 中国石油煤层气有限责任公司

0 引言

近年来，我国能源供给面临严峻挑战，天然气进口依存度不断提高，煤层气已成为非常规天然气勘探开发实现增储上产、保障能源安全、促进绿色低碳发展的重要能源[1]。据统计，赋存在不同深度和地域的全国煤层气地质资源总量在80×1012m3左右，包括陆地2 000 m以浅的30.05×1012m3[2]、2 000 m以深的40.47×1012m3[3]以及近海海域的7×1012～11.5×1012m3[4]。沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等地区先后实现了煤层气商业开发。其中，作为我国中低阶煤层气勘探开发领头羊的鄂尔多斯盆地东缘保德区块，现已累计探明煤层气地质储量343.54×108m3，累计煤层气产量46×108m3。然而，与美国、加拿大、澳大利亚等成功实现煤层气商业开采的国家相比[5]，业界普遍认为中国煤层气地质条件复杂、单井产量低阻碍了产业的快速发展，即“低渗、低压、低饱和”导致了中国煤层气产业“低工程成功率、低产能转化率、低资源动用率”[6]。由此，提高煤层气单井产量和整体采收率、实现煤层气高效开发一直是学界和工业界努力的方向。目前国内学者在描述储层孔裂隙系统、储层动态变化及地应力等方面取得了一定进展[7]，用多种手段精细描述了煤储层双孔隙系统及其影响因素[8]，研究了地应力特征及其对储层物性的影响[9-11]，揭示了煤层含气量、储层压力、解吸速率、孔裂隙结构及渗透率是影响煤层气井采收率的主要因素[12-18]。在提高采收率技术方面，相关科研人员提出了外加人工电磁场[19]、气润湿反转方法[20]、水平井水力造穴/割缝法[21-22]、二氧化碳/烟道气/氮气注入煤层[23-25]、振动波/可控冲击法[26-28]、注热开采法[29]、水力/气体/泡沫压裂技术[30-32]、生物气化技术[33]等并进行了试验。然而，由于煤储层地质条件复杂，目前国内尚未形成成熟而广泛适用的提高煤层气采收率技术。在勘探开发实践过程中发现，保德区块部分井区存在低渗透、易产出煤粉和强非均质性等地质特征，同时也存在井底流压低、单井产量低、衰减速度快、稳产时间短、采出程度低、井控面积小等生产特点，要提高煤层气采收率、实现煤层气效益开发，面临着诸多技术挑战。因此，“十三五”期间，借助于国家科技重大专项项目“煤层气高效增产及排采关键技术研究”（编号：2016ZX05042），以深入认识储层、提高采收率技术研发与应用为主线，进一步转变思路，创新提出以提高单井产量和整体采收率为核心目标的勘探开发全生命周期静态与动态融合、产量与效益平衡、地质与工程一体、储层稳能与保护并举“四位一体”开发理念，建立了适宜保德气田提高采收率的勘探开发技术体系，并持续深化创新，助力近两年实现区内煤层气高效开发，为我国煤层气增储、上产和稳产提供参考。

1 研究区概况

1.1 地质背景

保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘的北部区域，构造位置处于晋西挠褶带上。保德区块主体构造较为简单，总体上表现为向NW倾斜的大型单斜构造。区块西部地层宽缓，倾角3°～7°；东部地层则相对较陡，倾角增至5°～10°，局部发育一些规模不大的断层（图1）。

图1 保德区块构造纲要图

区内含煤地层主要为山西组和太原组（图2）。山西组为一套以河流相、三角洲相为主的含煤沉积，厚度 30～116 m。岩性主要由灰白色砂岩、粉砂岩，灰色砂质泥岩、碳质泥岩及煤层组成，共含煤层6～8层。太原组为一套海陆交互相含煤沉积，岩性主要为黑灰色砂质泥岩，灰白色中—粗砂岩、细砂岩，灰色石灰岩、泥灰岩及煤层，共含煤层 7 层。山西组和太原组共发育煤层13～15层，煤层总厚度可达8～32 m。区块煤层气勘探开发的主力目的层是山西组4+5号煤层与太原组8+9号煤层，2套煤层间距为50～90 m。其中，4+5号煤层位于山西组下段，全区稳定发育，煤层厚度一般在2.80～12.14 m之间，平均厚度为6.45 m；8+9号煤层位于太原组中段，全区稳定发育，煤层厚度一般介于2.21～16.26 m，平均厚度为9.16 m。

图2 保德区块含煤地层综合柱状图

1.2 煤层气勘探开发概况

保德区块从2004年开始由中国和国外公司合作进行煤层气勘探，2009年7月转为自营，2010年进入勘探开发技术试验阶段，2012年起进入规模开发阶段，启动5×108m3的产能建设。区块内煤层气开发井普遍采用成熟的丛式井钻井工艺、活性水加砂压裂改造方式，钻完井工艺基本相同，排采控制也全部采用“五段式”排采法。根据不同地质条件，尝试了单层（4+5号煤层或8+9号煤层）、合层（4+5号煤层和8+9号煤层）、先单层后合层、先合层后封堵单层等不同的开发方式。截至2022年底，单层开发4+5号煤层累计65井次，单层开发8+9号煤层累计45井次，两层合层开发累计718井次。目前，保德区块已累计完钻1 100口井，其中960口为在排井。自2015年以来，区内5×108m3以上稳产已达7年，成为国内中低煤阶煤层气开发的标杆。

2 煤层气藏精细描述

2.1 全生命周期煤储层精细描述技术

煤层气藏精细描述是指利用煤矿井下观察、露头和煤心描述、地震和测井、钻完井、实验测试分析、注入压降试井、小型压裂测试、试采和排采、流体监测、压力恢复测试、干扰测试等方式获取数据和资料，以查明煤层气藏精细地质特征和剩余储量分布特征，提供精细地质及剩余储量模型，解决煤层气已开发区优质资源分布预测和可动用储量评价难题等目标所进行的多学科综合研究，研究成果直接服务于煤层气藏高效开发。因此，煤层气藏精细描述对于煤层气井和煤层气田实现稳产、提高整体采收率都具有非常重要的意义。以此为基础，研究建立了保德区块动态与静态融合的全生命周期煤储层精细描述技术规范和流程，包括18项参数、7个步骤、“3表、9图、3模型”。“18项参数”包括静态和动态各9项参数，静态描述参数包括构造、煤层厚度、煤岩类型和煤体结构、含气性、储层物性、煤层顶底板特征、水文特征、埋深与地应力、岩石力学等9个参数指标，动态描述参数包括等温吸附特征、临界解吸压力、储层压力、井底压力、压降扩展、单位压降产气量、产气量、产水量、剩余可采储量等9个参数指标（表1）；“7个步骤”包括静态特征描述、动态特征描述、开发单元划分、地质建模、开发单元评价、剩余储量评价、开发调整建议等；“3表”包括储层特征统计表、排采成果统计表、剩余储量计算表；“9图”包括煤层顶面构造等值线图、煤层埋深等值线图、煤层含气量等值线图、煤层厚度等值线图、煤层临储比等值线图、水文单元划分图、宏观煤岩类型划分图、压降分布图、动态渗透率变化图；“3模型”包括构造—地层模型、储层属性模型、剩余储量分布模型（图3）。

图3 全生命周期煤层气藏精细描述技术路线图

表1 煤层气藏精细描述静态特征和动态特征描述参数指标体系表

2.2 静态特征描述

基于煤层气藏静态描述参数指标体系（表1），针对保德区块山西组4+5号煤层和太原组8+9号煤层，分别对构造、煤层厚度、煤体结构、含气量、渗透率、煤层顶底板特征、水文特征、埋深与地应力9个参数进行了精细描述，并结合煤层气井产气情况，查明了静态地质特征中影响产气量的主控因素。

2.2.1 构造特征

通过精细刻画微构造形态，在资源保证的情况下，发现区块北部产量与微构造形态相关性明显（图4、5），表现为高产井分布与鼻隆、低产井分布与沟槽构造相关性高达93%，由此揭示了微构造是控制局部低产的原因。将此控制机理进一步应用到了开发调整项目，结果显示，2017—2018年实施的建产项目的产能到位率已达到82%，且仍处于上产阶段，显示出了鼻隆区较高的开发潜力，进一步了证实本认识的可靠性。

图4 保德区块排采井最高日产气量等值线图

2.2.2 煤层厚度

4+5号煤层和8+9号煤层总厚度一般介于6～28 m，但其分布并不均匀，总体上呈现西厚东薄、北厚南薄的特征（图6），与产气相关性较高。在两套主力煤层总厚度大于20 m的区域，开发效果相对较好。

图5 保德区块8+9号煤层顶面构造等值线图

图6 保德区块4+5和8+9号煤层总厚度分布等值线图

2.2.3 煤岩类型和煤体结构

4+5号煤层和8+9号煤层宏观煤岩成分主要以暗煤为主，亮煤及镜煤次之，偶见镜煤条带和丝炭线理。宏观煤岩类型以半暗型、半亮型最为常见，呈块状结构，部分表现为线理状和细条带—线理状结构。煤样呈黑色—棕黑色，弱玻璃光泽，参差状或阶梯状断口，煤心多呈短柱状，煤体结构整体以原生结构煤为主。区块煤岩类型和煤体结构无较大变化，该参数并不是导致区块产气量差异的主要因素。

2.2.4 含气量

区块为典型中低阶煤，含气量较中、高煤阶煤偏低，其中4+5号煤层含气量介于5.0～9.5 m3/t，平均为6.8 m3/t；8+9号煤层含气量介于4.0～10.5 m3/t，平均为6.5 m3/t。含气量受埋深影响较大，随着埋深的增加，含气量逐渐增大，在平面上表现为东低、西高展布特征（图7）。研究发现含气量分布与煤层气井产气量相关性较差。

图7 保德区块4+5和8+9号煤层含气量与埋深叠合分布等值线图

2.2.5 渗透率

区块煤储层渗透率普遍较高，其中山西组4+5号煤层的渗透率一般在0.14～6.21 mD，平均为3.76 mD；太原组8+9号煤层的渗透率一般在0.35～4.86 mD，平均达3.30 mD（图8）。整体来讲，该区煤储层渗透性普遍较好，有利于煤层气的运移和产出，但与煤层气井产气量相关性较差。

图8 保德区块4+5和8+9号煤层渗透率分布等值线图

2.2.6 煤层顶底板

4+5号煤层顶底板在保德区块中部砂岩较为发育，其余区域以泥岩为主，局部发育砂岩；8+9号煤层顶底板以泥岩、炭质泥岩为主，局部发育砂岩。研究发现，区内高产水井多分布在一套或几套砂岩与煤层距离较小的位置，反映了煤层顶底板发育含水砂岩易造成排采过程中产水量大、降液困难。

2.2.7 水文特征

根据水动力强度的大小，自东向西可划分为补给区、径流区、滞流区或排泄区。地下水原始矿化度是判定地层封闭性的一个重要指标，其与地下水的交替强度呈负相关关系，即地下水矿化度较高，地下水交替能力相对较弱，反之则较强。而地下水的交替强弱会对煤层气藏造成不同程度的破坏。根据煤层气排采井井口水样检测结果，区内煤层气井产出水矿化度介于1 000～15 000 mg/L，平面上由SE向NW逐渐增大，反映由SE向NW水动力逐渐减弱，水文地质带由径流区、弱径流区逐渐过渡到滞留区。区内南部整体水动力较为活跃，煤层气保存条件相对较差。煤层气井产气量与产出水矿化度相关性较强，高产气井的产出水矿化度多介于2 000～5 000 mg/L。

2.2.8 埋深与地应力

主体煤层埋深一般在400～1 800 m之间，煤层的埋深总体上自东向西逐渐加深（图7）。东部地区由于地层抬升，地表遭受剥蚀，埋深一般小于300 m，局部山西组4+5号煤层出露地表。两套煤层平面变化趋势基本一致。

绝大部分区域煤储层地应力在4～24 MPa之间，总体上地应力随埋深的增大而增大。通过区内阵列声波测井解释成果发现，煤层及煤层底板各向异性相对较强，区块最大水平主应力方位为45°左右，说明主要受北偏东构造应力的影响。

2.3 动态特征描述

基于煤层气藏动态描述参数指标体系（表1），针对4+5号煤层与8+9号煤层，分别对其等温吸附参数、临界解吸压力、储层压力、压降扩展、单位压降累计产气量、产气量、产水量和剩余可采储量等8个参数进行了精细描述，并与煤层气井产气情况结合，分析动态特征中影响产气量的主控因素。

2.3.1 等温吸附参数

山西组4+5号煤层兰氏体积（VL）介于11.17～16.64 cm3/g，平均为13.91 cm3/g；兰氏压力（pL）介于2.28～4.03 MPa，平均为3.16 MPa；太原组8+9号煤层VL介于12.82～18.16 cm3/g，平均为15.49 cm3/g；pL介于1.99～3.02 MPa，平均为2.51 MPa。煤储层的VL总体上随着最大镜质组反射率的增高而增大，两者显示出较强的相关性。8+9号煤层的VL普遍要高于4+5号煤层。

2.3.2 储层压力

根据煤层气井注入/压降试井测试资料显示，区块储层压力介于2.7～11.77 MPa，平均为6.01 MPa。4+5号煤层储层压力梯度介于0.72～0.98 MPa/100 m，平均为0.84 MPa/100 m；8+9号煤层储层压力梯度为0.3～1.1 MPa/100 m，平均为0.72 MPa/100 m。总体上，煤储层处于欠压状态；8+9号煤层储层在西南部处于正常—超压压力状态。随着埋深的增加，煤储层压力逐渐增大，两者呈现较好的线性正相关关系。

2.3.3 临界解吸压力和临储比

4+5号煤层的临界解吸压力在4.00～6.50 MPa之间，储层压力与临界解吸压力之差平均为2.40 MPa；临界解吸压力与储层压力之比为0.60～1.00。8+9号煤层的临界解吸压力介于4.00～6.80 MPa，储层压力与临界解吸压力之差为0.80～3.73 MPa；临界解吸压力与储层压力之比为0.60～1.00。总体来说保德区块临储比整体较高，有利于气体产出，实际排采结果也基本证明了这一点，煤层气井见气时间介于0～531 d，有164口井见气时间小于10 d，整体见气时间较短。

2.3.4 压降扩展

基于不同相态下的煤层气渗流数学模型，运用反褶积试井解释软件，用生产数据可计算不同生产阶段的压降半径。以B1-20X1井为例，排水降压阶段（第30天），储层压降的影响范围仅在井筒附近；随着排采的继续（第90天），压降范围在横向上向外扩展变大，在纵向上向下延伸，产气量逐渐上升；到第1 110天时，进入稳产阶段，压降扩展逐渐变慢。模拟计算发现，该井排水降压阶段、产气量上升阶段和稳产阶段的平均压降半径分别为92.46 m、136.19 m和236.79 m。可以发现，随着排采的进行，压降漏斗在逐渐向外扩展，扩展速度呈现由快变慢的特点（图9）。

图9 保德区块B1-20X1井不同阶段压降漏斗扩展模型图

2.3.5 单位压降累计产气量

依据两套煤层的厚度、含气量等地质参数将工区北部由北向南划分为3个排采单元，分别对上产期和稳产期进行了单位压降累计产气量的统计（表 2）。排采1单元地质条件最好，在上产阶段井底流压为2～6 MPa、压降速率在1 MPa/a、单位压降累计产气量为79×104m3/MPa；在稳产阶段井底流压为1～2 MPa、压降速率在0.25 MPa/a、单位压降累计产气量为550×104m3/MPa。排采2单元、排采3单元地质条件逐渐变差，不管是在上产阶段还是稳产阶段，单位压降累计产气量均逐渐降低。

表2 保德区块不同排采单元单位压降累计产气量统计表

2.3.6 产气量

“十三五”期间，在精细化排采、老井综合治理和新井部署的条件下，日产气量稳定在150×104m3左右，累计产气量36.65×108m3（图10），整体生产运行较为平稳。截至“十三五”末，保德区块排采井875口，其中日产气量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日产气量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主体日产气量小于2 600 m3，占比80%。平面上，以北部排采1、2单元开发效果最佳，向南逐渐变差；其中排采1、2、3单元目前平均单井日产气量分别为4 030 m3、2 850 m3和1 320 m3，平均单井采出程度分别为23%、13%和8%。

图10 保德区块“十三五”期间平均日产气量和累计产气量图

2.3.7 产水量

“十三五”期间，保德区块基本实现了区域面积降压，进入双相流阶段后，产水量逐渐降低，由2016年的平均日产水13.55 m3降至2020年的8.05 m3（图11）。截至“十三五”末，排采井875口，日产水量小于5 m3的井占到53%，日产水量5～10 m3的井数占比25%。平面上，单井产水量主要受到微构造影响，鼻隆和斜坡区日产水量较低，沟槽构造区日产水量较高；其中鼻隆、斜坡、沟槽构造区目前平均日产水量分别为9 m3、13 m3和28 m3。

图11 保德区块“十三五”期间平均日产水量图

2.3.8 剩余可采储量

2016—2020年，通过产量递减法对保德区块全区的剩余经济可采储量进行了持续跟踪计算（表3）。2020年评估结果显示剩余经济可采储量49.80×108m3，其中已开发正生产储量（PDP）为40.07×108m3，已开发未生产储量（PDNP）为6.32×108m3，证实已开发储量（PD）为46.39×108m3，证实未开发储量（PUD）为3.41×108m3，较2019年正修正5.59×108m3。

表3 保德区块剩余经济可采储量年度计算表

3 产能评价与采收率预测

3.1 产能评价

3.1.1 单井稳产影响因素分析

贯穿煤层气开发全过程的工程技术，是以客观的地质要素为基础，以实践获取的工程要素为约束。基于地质与工程实践，解剖了影响煤层气单井稳定产气量与其控制范围四大类条件：资源条件、保存条件、可采条件和排采特征，进一步又划分出若干子因素。由于煤层的非均质性很强，导致单井产气量差异较大，因此逐项分析其影响因素（表4），从而确定关键的影响因素并确定适宜的定量指标。以保德区块北部开发区为例，逐一分析了各子因素对煤层气井稳定产能的影响，厘定出单位面积等效资源量、局部高差等效高度、矿化度值、临储比、历史最高产水量、见套压产水量、井底压力和单位压降产气量等8个子因素，为影响工区北部煤层气井稳定产能的最重要因素。

表4 保德区块北部开发区单井稳产影响因素分析表

3.1.2 评价指标与分析方法

在关键因素分析基础上，通过量化上述8个产能评价因素指标，建立了参数拟合、曲线类比及动态分析3种单井稳定产气量的分析方法（图12），它们分别代表着气井的静态物质基础、动态发展能力和实际生产表现特征。技术的关键是将评价指标分为见气前静态和见气后动态两大类指标。

图12 煤层气井产能评价方法体系图

3.1.2.1 参数拟合法

本方法通过静态指标求取，反映了地质基础条件差异对单井的影响，单井见套压后即可使用该方法进行预测。资源条件、保存条件及可采条件中的6项指标是稳产的基础条件，煤层气单井在后期反映出来的排采效果是这些条件综合作用的一个结果，因此这里将6项指标与单井稳定产气量进行拟合，得到稳定产气量求取模型（图13）。

图13 参数拟合法计算模型图

首先根据6项指标定义了x、y为综合评价参数，z为稳定产气量，其计算公式为：

通过对x、y和z开展线性拟合，相关性较好。其拟合公式为：

由公式（1）～（4）可得到：

3.1.2.2 曲线推测法

通过统计研究发现，保德区块煤层气井产气后产量动态变化与井底压力符合幂关系（图14），因此可以借鉴常规气藏的拟稳态方程分析方法进行分析。

图14 保德区块煤层气井产气量与井底压力关系图

根据拟稳态方程，煤层气在地层的流态分为层流和紊流两部分，其中层流状态导致地层能量的消耗低于紊流状态，更利于气藏的开发，因此可通过曲线大致推测应保持的稳定产气量，其代表的是煤层气井产量动态发展能力。其中为紊流部分，为层流部分。

式中p开表示开井时的井底流压，MPa；pwf表示目前井底流压，MPa；表示某一时刻产气量，m3/d。

3.1.2.3 直接求取法

该方法对排采过程两个典型阶段“井底流压降低使得产气量提高”“井底流压回升导致产气量降低”中压力变化所引起的产量变化进行了分析（图15），其代表的是实际生产表现特征。分别定义ΔQ升、ΔQ降为日产气量升、降变化幅度，Δp升、Δp降为井底流压升、降变化幅度。

图15 直接求取法示意图

分析发现，ΔQ降/Δp升是井底流压自然回升、产量自然降低的变化速度，它反映了煤储层本身的最大弹性恢复能力，是增产速度的极限。因此为保护储层，增产不应超过该自然增产能力，即合理情况下，（ΔQ升/Δp降）≤（ΔQ降/Δp升），这样既不超过地层自然增产能力，也有利于实现单井经济效益最大化，并以此得到对应的稳定产作为合理稳产水平。

3.1.3 稳产能力确定

参数拟合法建立在资源条件、保存条件及可采条件等静态特征的基础上，主要评估了单井的静态稳产能力；曲线推测法建立在产气量与井底压力动态变化的基础上，主要评估了单井的动态发展能力；直接求取法建立在单井实际生产状态的基础上，主要评估了单井的实际生产表现。以上3种方法求取的稳定产气能力与实际产气量吻合度为分别为81%、92%和98%，其中直接求取法求得的稳定产气能力最接近实际情况。3种方法分别代表了单井的稳产基础、发展及生产表现能力，均应考虑到稳产能力的求取过程中，但应根据吻合度高低进行加权，系数最终确定为0.2、0.3及0.5。

综合对比三种方法的可靠程度，按照0.2、0.3及0.5的加权系数，从单井到区块，求取稳产能力（表5）。评价结果显示：①评价计算的单井理论稳产能力以及理论总稳产能力，与实际的单井稳产能力以及实际总稳产能力十分吻合，理论值略高，反映了所建立的产能评价体系较为合理；②区块北部开发区3个单元煤层气井产能差异明显，无论是单井还是总稳产能力，排采1单元都要明显优于排采2单元和排采3单元；③评价计算的单井理论稳产能力以及理论总稳产能力与实际值吻合度达95%。

表5 保德区块北部开发区稳产能力确定表

3.2 采收率预测

基于煤层气藏精细描述和产能评价成果，综合运用Arps递减分析、预测模型、现代产量递减分析和数值模拟等4类方法，建立了煤层气开发指标预测技术（图 16），解决了煤层气开发指标预测难题。

图16 煤层气开发指标预测技术图

当产量达到经济极限，即经济效益为0时，生产结束，此时的产量为经济极限产量。按照SEC储量评估标准，计算得到保德区块单井经济极限产量为216 m3/d。在生产历史拟合效果较好的参数场上，预测单井开采至废弃（降至经济极限产量）时的累产量（考虑生产因素，预测阶段按330天/年）（图 17）。根据确定的废弃条件，对不同单井进行预测，发现不同单井生产年限各不相同。通过对470口井的产能预测分析，一般在18～25 a之间。通过对生产年限内的累产气预测，确定北部开发区单井可采储量分布在300×104～3 000×104m3之间，不同单元之间差异较大，北部开发区整体可采储量为80×108m3左右。

图17 保德区块北部开发区典型单井日产和累产预测曲线图

在储量动态评估的基础上，结合可采储量计算结果得到单井采收率。结果表明：保德区块北部开发区稳产期结束后单井采出程度为10%～60%，平均为24%。其中稳产产量大于2 600 m3的井共212口，平均采出程度为40%，与地质条件相似的黑勇士盆地相当（39%）；其中稳产产量小于2 600 m³的井共302口，平均采出程度为12%。该类井中采出程度低于20%井占86%。北部开发区生产期末单井采收率为10%～75%，平均采收率为35%；其中稳产产量大于2 600 m3的井共212口，平均采收率为62%；其中稳产产量小于2 600 m3的井共302口，平均采收率为21%。基于单井采收率的预测分布图（图 18），发现北部地区煤层气井的采收率明显要优于南部地区。

图18 保德区块北部开发区单井采收率预测分布图

4 一体化提高采收率技术对策与实施效果

4.1 产能与效益平衡的煤层气井网井距优化技术

井网密度与气藏的产气能力、整体采收率及经济效益息息相关，是关系到气藏经济开发的关键指标。井网密度的增加，一方面有利于井与井之间形成有效的井间干扰，以达到提高气井采收率的目的，但当井网密度达到一定值后，井距的进一步增加对产能和整体采收率的影响不大[18]。另一方面，井网密度的增加，会导致气田单井采气成本增高，难以实现经济效益。因此，平衡单井产量与经济效益之间的关系是井网密度优化研究的核心任务。

根据煤储层条件和排水降压—解吸—产气特点，综合采用煤岩评价、动态分析、数值模拟和经济评价等方法，形成了井网井距优化技术流程（图19），解决了煤层气井网井距的定量化评价难题，提出了排采1单元和2单元的最优井距为280～300 m，而排采3单元的最优井距为300～320 m。在此基础上，在1单元井网完善及滚动扩边一期部署方案调整过程中进行调减，避免了开发部署失误；在二期井位部署方案中未对现有井网进行加密。目前，34口完善井网井日产气量3.3×104m³，与前期的加密井网产能相比，煤层气采收率提高了8%～13%。

图19 煤层气井网井距优化技术流程图

4.2 地质与工程一体化的煤层气井上产稳产技术

水力压裂技术是提高煤层气采收率的重要技术手段。煤层水力压裂能更好地创造出比较发育的裂缝网络，从而达到快速排水降压的效果，同时在降低井筒周围压力的同时增大了储层压力。因为受到了煤层降压的作用，甲烷气体解吸表面积增大，保证了气体可以持续释放。实际数据表明，此时产量和压裂之前相比较，增加了5～20倍[31]。与常规压裂规模相比，在大砂量、大液量泵注条件下可使储层形成大规模复杂的几何网络结构裂缝，增加了裂缝尺寸及导流能力。

在2022年针对滚动扩边项目中的B1-78井组，开展了不同压裂规模对比试验。其中，B1-78X2井压裂加砂量78 m3，压裂液量1 200 m3；B1-78X3井压裂加砂量201 m3，压裂液量1 910 m3。试验表明，在相同的地质条件及压裂工艺下，实施更高加砂量及压裂液量的B1-78X3井获得了更优的产气效果（表6），目前排采313天后日产气量达到3 680 m3，是B1-78X2井日产气量668 m3的5.5倍（图20），该井预测采收率提高了27%。

表6 B1-78井组不同单井压裂规模及产气对比表

图20 B1-78井组不同压裂规模单井排采曲线图

4.3 储层稳能与保护并举的煤层气井定量化排采技术

实践表明，煤层气储层物性差，一旦发生储层损害，将会使得煤层气井产量降低甚至不能产气。其根源在于开发速度过快致使储层能量不稳定释放，导致敏感性极强的煤储层可能受到严重伤害。因此，在煤层气生产过程中，必须采用合适的排采制度，实现储层能量稳定与储层保护协同。为实现“煤层压降传播最快、渗透性降低最小、解吸面积最大、单井累积产量最大”这一目标，研究建立了考虑煤岩动态渗透率和气水两相渗流状态的煤层气井排采动态评价和预测模型（图21），提出了煤层气井定量化排采控制方法。

图21 煤层气井三阶段多目标最优化定量排采模式技术路线图

在现场实现煤层气定量化排采的最直接措施是通过控制动液面高度和产水量来控制井底流压。在煤层气井生产的早期排水、解吸区扩展和全区解吸3个阶段，压力下降过快，会导致储层渗透性伤害严重；而压力下降过慢，产量则过低且不经济。所以一定存在一个经济窗口，并且在这个经济窗口中也一定有一条最优的降压路径。如图22所示，通过建立三段式井底流压下降模型来表现经济窗口，基于此设计出了相应的定量化排采软件中的设计模块，通过使“早期压力传播速度、有效渗透率、解吸区扩展范围和累产气量”4个目标函数的综合目标函数值最大，可达到优化最佳井底流压下降路径的目的。这一技术初步解决了煤层气排采制度定量化设计难题，实现了煤层气排采控制由半定量向定量转变。

图22 煤层气井全过程排采控制示意图

应用上述定量排采设计方法对30口新投产井进行了排采制度优化，总体应用效果良好。采用数值模拟方法进行单井采收率预测，与原有排采制度设计相比，采收率提高了6%～9%。

4.4 实施效果

“十三五”期间，保德区块通过精细化排采、老井综合治理和新井部署，日产气量稳定在150×104m3左右，累计产气量36.65×108m3，整体生产运行较为平稳。截至“十三五”末，排采井共875口，其中日产气量大于5 000 m3的井有34口，占比4%；日产气量在2 600～5 000 m3的井有137口，占比16%；目前主体日产气量小于2 600 m3，占比80%。综合递减率由最高的8.45%降低至2.30%，采收率提高了9%～11%，取得了较好效果。