大倾角储层煤层气多层合采产量控制地质与工程因素

2023-12-09韦波马君慧胡永张冀吴斌李鑫王博崔德广

科学技术与工程 2023年31期

韦波, 马君慧, 胡永, 张冀, 吴斌, 李鑫*, 王博, 崔德广

(1.新疆维吾尔自治区煤田地质局, 乌鲁木齐 830009; 2.新疆大学新疆中亚造山带大陆动力学与成矿预测自治区重点实验室, 乌鲁木齐 830047; 3.新疆地质学会, 乌鲁木齐 830009)

煤层气开采对清洁能源供给、降低煤层瓦斯含量、煤矿区减少温室效应有显著意义[1-2]。大倾角煤储层是指由于地壳运动作用,煤层倾角大于45°。多层合层排采是提高煤层气产能的重要手段。巢海燕等[3]认为合层排采时地层供液能力差异导致排采严重层间干扰现象,需要根据实际的地质条件来选择合适的排采组合。许耀波[4]研究认为储层压力梯度、临界解吸压力和渗透率的差异性是导致不同储层分压合采层间干扰及产能低下的主要原因,提出大间距多煤层大井眼双套管分层控制合采工艺方法,实现两层煤分开控制达到合采产能叠加的目标。文献[5-6]认为低丰度煤层气开发宜采用多层合采,由于煤层的各向异性特征显著,因此控制煤层气合采产能是需要必要条件的。中国目前煤层气合层排采已取得较丰富的经验,但对于大倾角煤储层多层合采的研究相对匮乏。

新疆库拜煤田大倾角煤储层发育,如图1所示,同时该区煤层气开发方式以多层合采为主[7]。前人研究偏重于对库拜煤田煤层气开发基础地质条件进行分析,如厘清了库拜煤田储层孔裂隙系统特征[8-9]、揭示了库拜煤田煤储层地应力特征[10-11];文献[12]对煤层气产量预测提供了具体的数学方法;但前人对库拜煤田煤储层大倾角储层合层排采地质与工程因素影响下的产能控制研究较为薄弱。现通过系统分析库拜煤田煤层气井合层排采产能特征,指出大倾角储层合层排采控制产能的地质因素和工程因素,并运用灰色关联分析指出对单井日产气量影响由强到弱的参数依次为储层压力梯度、储层压力、临界解吸压力、初始降液幅度、临储比、渗透率、初始见气时间、单井资源丰度、吸附时间和初始排水速度;认为相对于缓倾斜储层,大倾角储层靶点储层压力、含气量、渗透率基本处于同一水平,排采层间干扰作用小,更适合合层排采。研究成果有望为中国大倾角储层煤层气合层开发产能分析提供支持。

1 地质背景

库拜煤田主要包括铁列克西区、铁列克东区、以及阿艾矿区,其位于塔里木盆地库车凹陷北缘,总体构造形态为一向南倾斜的单斜构造,地层总体为近东西走向,倾角一般为30°～85°局部地段直立倒转,具有东陡、西缓、中部直立倒转的变化规律,如图2所示。煤沉积地层从古生界到中、新生界均有发育,煤系地层包括侏罗系下统塔里奇克组、阳霞组以及侏罗系中统克孜努尔组,以河流相、湖滨及泥炭沼泽相沉积为主,主要由砾岩、粗细砂岩、粉砂岩、砂泥岩和煤层组成,岩层平均厚168 m,煤层累计平均厚23.90 m,如图3所示。自上至下煤层编号A1～A13,主要排采煤层包括:A3、A5、A7、A9、A10、A12。煤层顶板多为砂泥岩互层,隔水性好,有利于各个层段形成独立压力系统,减少合层排采时的层间干扰,为合采提供条件[7]。

2 排采工程产量指标提取

2.1 初始排水阶段典型排采指标

本次采用康永尚等[14]提出的反映初始排水阶段工程强度及时间的典型指标,包括初始见气时间(煤层气井开抽后到出现15 d以上较连续产气量之前的单一排水阶段的延续时间)、初始累计排水量(从煤层气井开抽后到初始见气时间之间煤层气井的累计产水量)、初始降液幅度(煤层气井原始液面与初始见气时动液面的差值)、初始排水速度(初始降液幅度与初始见气时间的比值)等。以研究区某井为例,该井于2019年5月20日投产,于2019年7月31日开始连续产气,故见气时间为87 d,初始累计产水量为107.65 m3,初始降液幅度为258.35 m,如图4、图5所示,初始排水速度为3.15 m/d。

图2 库拜煤田区域位置Fig.2 Location map of Kubai Coalfiel

图3 库拜煤田阿艾矿区侏罗系含煤地层综合柱状图 (修改自文献[13] )Fig.3 Comprehensive columnar map of Jurassic coal-bearing strata in Aai mining area Kubai Coalfield (modify from Ref[13])

图4 研究区某井排采动态曲线(井底流压、套压、动液面)Fig.4 The dynamic curve of a well in the study area (bottom hole flow pressure, casing pressure, dynamic liquid level)

2.2 气、水同产阶段典型排采指标

为了在不同井之间开展对比分析,需要将典型日产水量和典型日产气量折算成典型米产水指数和典型米产气指数[14],具体典型指标如下:①典型日产水量,为煤层气井在气水同产阶段动液面较稳定期间的平均日产水量,单位为m3/d;②典型日产气量,为煤层气井在气水同产阶段连续15 d以上较稳定期间的平均日产气量,单位为m3/d;③典型米产水指数,为典型日产水量对应期间的单位平均动液面降幅、单位射孔段长度下的典型日产水量;④典型米产气指数,为典型产气量对应期间的单位平均动液面降幅、单位射孔段长度下的典型日产气量。根据以上定义,研究区某井的典型日产水量Qw=1.18 m3/d,典型日产气量Qg=395.36 m3/d,典型米产水指数Iw=0.02 m3/(d·m·m),典型米产气指数Ig为7.01 m3/(d·m·m)。

3 地质因素对大倾角储层合层排采产量的控制

影响煤层气井产量的因素主要包括地质条件、压裂效果和排采制度等[15]。其中地质因素考量的参数有:单井动用资源丰度、储层能量、渗透率、煤体结构、临界解吸压力和吸附时间等。

3.1 单井动用资源丰度

煤层气资源丰度是煤层气开发的物质基础,其他条件相同的情况下,煤层气资源丰度越大,气源越充足,稳产阶段持续时间越长、峰值产气量高,产能效果好[14]。计算公式为[16]

R=10-2hρGC

(1)

式(1)中:R为煤层气资源丰度,108m3/km2;h为煤层有效厚度,m;ρ为原煤基密度,t/m3;GC为原煤基(水分平衡基)含气量,m3/t。

由图6可知,研究区大倾角煤储层煤层气单井动用资源丰度与日产气量具有良好的正相关性(R2=0.656 89),表明单井动用资源丰度对合采井的产气量起到关键作用。

3.2 渗透率

储层渗透率是影响煤层气井产量的重要地质因素之一[17]。由于本次研究的是未改造储层试井渗透率,而非压裂改造后的储层渗透率,所以渗透率与产气量的关系不是很明显,如图7所示。例如:研究区某两口井对应储层试井渗透率相差较大(分别为0.008 mD和0.02 mD),典型日产气量却相差不大(分别为835 m3/d和1 066.76 m3/d)。渗透率与典型日产水量相关性也不明显,如图8所示。

图6 单井动用资源丰度和典型日产气量关系Fig.6 Relationship between resource abundance and typical daily gas production

图7 渗透率和典型日产气量关系Fig.7 Relationship between permeability and typical daily gas production

3.3 储层能量

储层能量是煤层气井产水、产气的动力来源[18],储层压力状态一般由储层压力梯度来确定。储层压力梯度与典型日产气量、日产水量具有较好的正相关关系,如图9、图10所示,证明压力梯度对合采井的产气量起到关键作用。由于BCS-12井(图10框标记)对应储层的试井渗透率高达8.51 mD,远远高于其他储层测试点,所以其典型日产水量较高。

图8 渗透率和典型日产水量关系Fig.8 Relationship between permeability and typical daily water production

图9 储层压力梯度和典型日产气量关系Fig.9 Relationship between reservoir pressure gradient and typical daily gas production

图10 储层压力梯度和典型日产水量关系Fig.10 Relationship between reservoir pressure gradient and typical daily water production

3.4 煤体结构

煤体结构是煤体构造变形程度的宏观描述。前人按照煤体构造破坏程度,将煤体结构划分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤[19-21]。本次工作对研究区部分排采井取心样品进行了煤体结构宏观描述,综合发现研究区内含一定量糜棱结构煤的煤层气井产气量最高,原生结构的煤层气井日产气量反而偏低,如图11所示,主要原因是:以糜棱结构为主煤大部分位于库拜煤田近直立大倾角储层倒转位置,该位置构造曲率大,动力变质作用强,受构造力高压影响,煤成熟度高,含气量相对较高,有利于高产。

图11 煤体结构和典型日产气量关系Fig.11 Relationship between coal structure and typical daily gas production

3.5 临界解吸压力

煤储层有效解吸量根本上决定了煤层气井产能,反映解吸能力的指标参数主要包括临界解吸压力和临储比。研究区大倾角储层临界解吸压力分布在0.4～6 MPa,当解吸压力最小为0.4 MPa时,典型日产气量为257.15 m3/d,当解吸压力最大为5.43 MPa时,典型日产气量可达到1 633.13 m3/d。随着临界解吸压力和临储比的增大,典型日产气量逐渐增加,如图12所示;临界解吸压力及临储比与典型日产气量之间呈较为明显的正相关性,如图13所示。

3.6 吸附时间

吸附时间是指实测解吸气体体积累积达到总解吸气量的63.2%时所对应的时间,它取决于煤的组成、煤基块大小、煤化程度和煤的裂隙间距。该研究区大倾角煤储层的吸附时间与典型日产气量没有明显的相关性,如图14所示。研究区大倾角煤储层的吸附时间整体上介于1～8 d,吸附时间较短,表明煤层气井可能在短期内达到产能高峰,有利于缩短开发周期但不利于气井的长期稳产。

图12 临界解吸压力和典型日产气量关系Fig.12 Relationship between critical desorption pressure and typical daily gas production

图13 临储比和典型日产气量关系Fig.13 Relationship between temporary storage ratio and typical daily gas production

图14 吸附时间与典型日产气量关系Fig.14 Relationship between adsorption time and typical daily gas production

4 大倾角煤储层中工程因素对产能的影响

煤层气井能否高产稳产很大程度上取决于排采工程合理程度[16],其次与压裂效果也有密切关系。本次分析了初始排水速度、压裂效果和排水时间等工程因素对库拜煤田大倾角储层多层合采煤层气井产能的影响。

4.1 初始排水速度

初始排水速度主要受人为因素的控制,实际上代表了见气前纯排水降压期间的排采工作制度。初始排水速度过快可能导致速敏伤害、压敏伤害,弱化有效降压,初始排水速度太慢则延长了初始排水的时间或滞后了气井见气的时间,加大了排水的时间和成本的投入[22]。研究区大倾角煤储层井典型日产气量与典型日产水量与初始排水速度呈较明显负相关性,如图15、图16所示。这是由于研究区大倾角储层构造煤相对较发育,初始排水速度过快,诱导排采过程构造煤煤粉产出,导致速敏伤害与应力敏感伤害相叠加,阻碍了储层排水降压效果,诱导低产井出现。

图15 初始排水速度与典型日产气量的关系Fig.15 Relationship between initial drainage velocity and typical daily gas production

图16 初始排水速度与典型日产水量的关系Fig.16 Relationship between initial drainage rate and typical daily water yield

4.2 压裂效果

采用微地震压裂监测技术对库拜煤田铁东矿区4口井压裂裂缝进行了监测,并提取了监测裂缝总长L(微裂缝监测各水平方向裂缝长度之和)作为指标评价其压裂效果。研究区内大倾角煤储层监测裂缝总长和典型日产气量呈明显正相关,如图17所示。由此可见,增产效果是影响库拜煤田大倾角储层多层合采产能的重要因素。

图17 监测裂缝总长与典型日产气量的关系Fig.17 Relationship between total crack length and typical daily gas production

4.3 排水时间

由图18可知,研究区大倾角煤储层煤层气井初始见气时间和典型日产气量几乎无相关性(R2=0.559 41),表明此阶段初始见气时间可能不是决定典型日产气量的主控因素。由图19可知,初始见气时间和初始累计产水量呈较明显正相关性,即初始见气时间越长,初始累计产水量越大;上述两个指标具有密切的同向变化性,影响二者的地质因素是相同的[8]。从煤层气排采的机理上来看,这两个指标的关键影响因素为地解压差,地解压差对初始见气时间和初始累计产水量的影响表现为:地解压差越小,初始见气时间越短,初始累计产水量越小;反之亦然。由图20可知,初始累计产水量与初始降液幅度具有一定相关性,表明初始降液幅度对初始累计产水量起着决定性的控制作用;整体上随着初始降液幅度的加大,初始累计产水量不断上升,可能由于煤层气井内动液面必须在降到临界解吸压力以下时,煤层气才能解吸产出,也就是说初始动液面降幅这一典型指标间接反映了地解压差的相对大小,当地解压差越大时,初始累计产水量越大。

图18 初始见气时间与典型日产气量的关系Fig.18 The relationship between initial gas breakthrough time and typical daily gas production

图20 初始降液幅度与初始累计产水量的关系Fig.20 The relationship between initial drop amplitude and initial cumulative water production

综上所述,地解压差是影响典型日产气量和初始累计产水量的主控地质因素,其通过影响初始见气时间长短及初始降液幅度的大小,决定典型日产气量和初始累计产水量的丰缺。

5 基于灰色关联法的煤层气井产能影响因素分析

由于影响煤层气产气量的因素众多,无法确定单一因素对产量的影响程度,为了定量确定煤层气井产能主控因素,采用灰色关联法分析上述产能影响参数与典型日产气量间的关联度[23-25],确定煤层气井产量的主控因素,进而形成有效的产能定量预测方法。

5.1 产能影响因素

根据上述影响产能的地质、工程因素分析,选取渗透率、储层压力、储层压力梯度、临界解吸压力、临储比、单井动用资源丰度、吸附时间、初始排水速度、初始见气时间、初始降液幅度10个与典型日产气量相关的参数进行研究。获取煤层气井与日产气量数据,如表1所示。

将表1中最后一列典型日产气量(m3/ d)作为参考数列X0,将取渗透率、储层压力、储层压力梯度、临界解吸压力、临储比、单井动用资源丰度、吸附时间、初始排水速度、初始见气时间、初始降液幅度等作为比较数列(Xi,i=1,2,…,9),计算比较数列(Xi)与参考数列(X0)间的灰色关联系数来进一步确定产能的主要影响因素。

5.2 产能影响因素分析

根据灰色关联理论,设参考数列为

X0={X0(k)∣k=1,2,…,n}

(2)

式(2)中:X0为参考数列;k为井号序列;n为总井数,本研究采用10口井数据进行研究,因此n=10。设比较数列为

Xi=Xi(k)∣k=1,2,…,n},

i=1,2,…,N

(3)

式(3)中:Xi为比较数列;i为影响参数序列;N为影响参数个数,本研究采用渗透率等10个影响参数进行分析,因此N=10。

采用均值法对各数列进行归一化,参考数列和比较数列计算公式分别为

(4)

i=1,2,…,N

(5)

根据灰色关联理论,参考数列X0和比较数列Xi之间的关联系数计算公式为

εi(k)=

(6)

式(6)中:εi(k)为关联度,i=1,2,…,10;k=1,2,…,10;ρ为分辨系数,取值0.5。根据式(6)和表2计算各比较数列与参考数列间的关联系数,结果如表3所示。分别对表3中各比较数列10口井的关联系数取平均值,该平均值即为各比较数列与参考数列间的关联系数。

结果表明,各参数对单井日产气量影响由强到弱依次为储层压力梯度、储层压力、临界解吸压力、初始降液幅度、临储比、渗透率、初始见气时间、单井资源丰度、吸附时间和初始排水速度。其中,除吸附时间和初始排水速度以外,其余参数与典型日产气量的关联系数均超过0.85,关联系数在0.88以上的储层压力梯度和储层压力可作为产能的主控因素[24]。

表1 煤层气井关键参数与日产气量关系Table 1 Relationship between key parameters and daily gas production in CBM wells

表2 参考数列和比较数列归一化值Table 2 Normalized values of reference sequence and comparison sequence

表3 比较数列与参考数列灰色关联系数Table 3 Comparison of grey correlation coefficient between sequence and reference sequence

6 大倾角储层多层合采地质适应性分析

库拜煤田部分煤层倾角接近直立甚至倒转,为大倾角煤层,研究区大部分煤层气井采用了定向井进行多层合采。对于缓倾斜或近水平煤储层而言,由于多层煤层气藏垂向上储层物性多具有非均质性的特征,不同含气系统储层能量、渗透率、含气量等参数值差异较大[26],随埋深变化,缓倾斜或水平煤层的渗透率、储层压力、储层压力梯度等均在变化,在织纳煤田比德—三塘矿区中2#、16#、23#储层压力梯度分别为0.8、0.77、0.7 MPa/hm,储层压力差距较大且层间干扰大,导致合层开采效果不佳。傅雪海等[27]曾模拟该矿区煤层气1井产气量,该井的产气量介于306～905 m3/d,平均为431 m3/d,15年排采的累计产气量为2.13×106m3。

库拜煤田大倾角煤储层合层排采与上述缓倾斜或近水平煤储层合层排采不同。由于定向井条件下大倾角储层靶点埋深较为接近,靶点储层孔隙压力、压力梯度、含气量、渗透率基本处于同一水平,同埋深不同煤层物性非均质性较小,合层排采时可认为各靶点储层处于同一压力系统中,层间干扰作用小,有利于合层排采的进行。如研究区某井合层排采的三目标储层靶点储层压力分别为7.25、8.00、8.91 MPa,储层压力梯度分别为9.41×10-3、9.36×10-3MPa/hm下该井典型日产气量和峰值日产气量分别达1 024.35、1 345.00 m3/d。以该井为代表的库拜煤田大倾角煤储层在含气量相对较低的情况下,合层排采产气量总体高于贵州比德向斜缓倾斜、跨含气系统储层合层排采井,取得了较好的合层排采效果。综上分析,库拜煤田大倾角储层具备开展合层排采的有利地质条件。