沁水盆地煤層氣田試采動態(tài)特征與開發(fā)技術(shù)對策

摘 要

摘要：沁水盆地煤層氣資源豐富，中國石油天然氣集團公司于1994年起在該盆地內(nèi)開展了大規(guī)模的勘探、試采和正式開發(fā)準備工作。從氣田動態(tài)分析入手，系統(tǒng)研究了該煤層氣田的開采特征
摘要：沁水盆地煤層氣資源豐富，中國石油天然氣集團公司于1994年起在該盆地內(nèi)開展了大規(guī)模的勘探、試采和正式開發(fā)準備工作。從氣田動態(tài)分析入手，系統(tǒng)研究了該煤層氣田的開采特征。結(jié)果認為：壓裂增產(chǎn)、多分支井是開發(fā)該煤層氣田的有效手段；3#煤產(chǎn)氣量高低與其地質(zhì)因素關(guān)系密切；在煤層氣排采過程中應(yīng)保持動液面穩(wěn)定下降。結(jié)合煤層氣開采動態(tài)特征，提出了沁水盆地煤層氣田合理的開發(fā)技術(shù)對策：①采用地面垂直井和多分支水平井相結(jié)合的方式開發(fā)該地區(qū)的煤層氣資源，在此基礎(chǔ)上優(yōu)化合理的井網(wǎng)部署方式和增產(chǎn)方式；②3#、15#煤層的地質(zhì)條件差異較大，建議優(yōu)先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產(chǎn)量下降時可視儲層發(fā)育情況擇時投產(chǎn)。③在排水采氣初期，應(yīng)建立合理的排采工作制度，避免儲層滲透率的急劇下降。
關(guān)鍵詞：沁水盆地；煤層氣；試采；動態(tài)分析；開發(fā)方案；多分支水平井；壓裂
1 沁水盆地煤層氣田地質(zhì)特征
1.1 地質(zhì)構(gòu)造
    沁水盆地煤層氣田斷裂構(gòu)造較發(fā)育，據(jù)地面地質(zhì)和二維地震探測，發(fā)現(xiàn)斷層30余條，除寺頭-后城腰弧形斷裂帶以外，還有規(guī)模較大斷層8條[1～2]。這些斷層走向為NNE-NE向，傾向NWW或SEE，傾角50°～60°，少數(shù)達85°，區(qū)內(nèi)延伸距離多在9～15km，少數(shù)達19.6km，落差15～40m，多為正斷層。
1.2 煤層厚度和埋深
    二疊系下統(tǒng)山西組(3#煤層)、上石炭統(tǒng)太原組(15#煤層)是該氣田勘探開發(fā)的主要目的層，全區(qū)發(fā)育，分布穩(wěn)定。38煤層埋深介于350～750m，厚度一般為5～6m，自西向東微呈厚薄相間的變化趨勢，傾角多在3°左右[3]；15#煤層埋深介于350～850m，厚度一般為2～3m，具南北厚、中間薄的特點，傾角在3°左右。
1.3 煤巖特征
    煤層顯微組分以鏡質(zhì)組為主，3#煤層鏡質(zhì)組含量平均為87.1%，15#煤層為82.4%；3#煤層的灰分產(chǎn)率平均為15.4%，15#煤層為17%；3#煤層實測鏡質(zhì)體反射率為2.63%～3.78%，平均3.20%，15#煤層為2.74%～3.69%，平均3.23%。
1.4 含氣性
    3#煤層含氣量一般為16～26m3/t，含氣飽和度為90%～98.9%；15#煤層含氣量多為16～20m3/t，含氣飽和度為73%～93%，屬高飽和煤層氣田。
1.5 煤層物性特征
    注入/壓降試井測試證實，該區(qū)煤層滲透性較差，有效滲透率為(0.01～0.51)×10-3μm2，其中3#煤層為(0.025～0.51)×10-3μm2，15#煤層為(0.01～0.067)×10-3μm2。
1.6 煤層氣藏評價
    煤層埋深300～800m，屬于淺-中層；煤層含氣量16～26m3/t，屬于中-高含氣量；儲量豐度3#煤層為1.42×108m3/km2、15#煤層為0.6×108m3/km2，屬于中儲量豐度；單井日產(chǎn)氣量一般為1000～3000m3，屬于中-低產(chǎn)能。氣田總體上屬于淺-中層、中低產(chǎn)、中儲量豐度的煤層氣田，非常適合煤層氣的勘探開發(fā)。
2 試采動態(tài)特征
2.1 開發(fā)該煤層氣田的有效手段
2.1.1壓裂增產(chǎn)
    該煤層氣田由于煤階高，致使孔隙被充填或破壞、部分煤層割理閉合，煤層滲透率低。根據(jù)注入/壓降試井測試結(jié)果，煤層壓前有效滲透率一般僅為(0.01～0.51)×10-3μm2，必須進行儲層增產(chǎn)改造措施來提高單井產(chǎn)能。
2.1.2多分支井開發(fā)
    對于煤階高、含氣量高、儲量豐度高、單井產(chǎn)量低的煤層氣田，國內(nèi)外普遍采用多分支水平井進行經(jīng)濟有效開發(fā)。如美國西弗吉尼亞州某開發(fā)區(qū)采用這種技術(shù)開發(fā)煤層氣，單井平均產(chǎn)氣量可達到28000m3/a。
    沁水盆地煤層氣田樊平1-1井于2006年8月10日開鉆，總進尺6084m，其中水平鉆井進尺5508m，鉆遇煤層5158.5m。該井于2006年9月15日開始排采，最高產(chǎn)氣量為1.96×104m3/d，是直井單井產(chǎn)量的7～10倍，目前穩(wěn)定在(1.2～1.5)×104m3/a。
2.2 3#煤單獨試采獲得成功，產(chǎn)氣量穩(wěn)中有升
    1998年完鉆的晉試1井組中單采3#煤層有9口井，單井日產(chǎn)氣量一般為1100～3300m3，晉1-1、晉1-2、晉1-3、晉1-4井連續(xù)100d穩(wěn)定產(chǎn)量在2800m3左右[4～7]。
    2006年以來，該氣田開始大規(guī)模試采3#煤層，平均單井產(chǎn)量為1100m3/d左右，有些直井的產(chǎn)量甚至超過5000m3/a，其中單井產(chǎn)量低于1500m3/d的井多屬于排采初期，上產(chǎn)潛力巨大。
2.3 3#煤產(chǎn)氣量高低與其地質(zhì)因素關(guān)系密切
    國外一些學者指出：影響煤層氣田產(chǎn)能的主要因素有地層壓力、滲透率、解吸等溫線、擴散作用、流體性質(zhì)、含水飽和度及水文地質(zhì)等。該氣田試采尚處于初期，初步分析認為影響產(chǎn)能的最主要因素有3個：構(gòu)造位置、含氣量和Kh值。
    1) 構(gòu)造位置：構(gòu)造低部位及開發(fā)區(qū)域邊緣的井供液能力強，產(chǎn)水量大；構(gòu)造高部位、大規(guī)模面積降壓區(qū)域中部，煤層氣井氣產(chǎn)量相對較高。
    2) 含氣量：含氣量是影響單井產(chǎn)能的最重要因素，國外和沁水煤層氣田的開發(fā)實踐都表明煤層的含氣量越高、等溫吸附線的斜率越小、地解壓差(地層壓力與臨界解吸壓力之差)越小，煤層氣井初期產(chǎn)能越高、最終采收率也越大。
    3) Kh值：Kh值是決定煤層氣、水產(chǎn)量的最關(guān)鍵因素，它們之間有較強的相關(guān)性，國外煤層氣田如美國黑勇士盆地奧克格羅夫氣田氣井產(chǎn)量高的井基本分布在一個北東向的構(gòu)造破碎帶上，而破碎帶的Kh值高是由于構(gòu)造破碎而引起的。
2.4 15#煤試采效果不如3#煤
    7口單采15#煤層或3#和15#煤層合采的井中有4口井產(chǎn)水量高(產(chǎn)水量為14～52m3/d)，而且產(chǎn)水量變化大，液面不穩(wěn)定。分析原因可能是產(chǎn)出水不只是來源于煤層本身，還可能來自于15#煤層頂板的K2石灰?guī)r含水層或其他含水層。
2.5 排采過程中應(yīng)保持動液面穩(wěn)定下降
    排水采氣過程中，動液面如果不能穩(wěn)定下降，將造成井底流壓、煤層壓力不斷的波動，必然會帶來甲烷分子的解析、擴散、滲流運動出現(xiàn)整體的滯緩，因此關(guān)井、停排等對煤層氣產(chǎn)量影響很大。所以煤層氣開發(fā)需要穩(wěn)定排采。
3 開發(fā)技術(shù)對策
3.1 開發(fā)層系
    從地質(zhì)條件看，3#煤層優(yōu)于15#煤層，其煤層厚度大、分布穩(wěn)定、含氣量高、地解壓差小、儲層物性好、地層水礦化度低、天然氣組分中不含硫化物、探明儲量高、試氣產(chǎn)量高。從試采效果來看，3#煤層也優(yōu)于15#煤層，表現(xiàn)在：①單采3#煤層，動液面和產(chǎn)水量平穩(wěn)下降，單井產(chǎn)氣量穩(wěn)中有升；②單采15#煤層，液面不穩(wěn)定，影響煤層降壓解吸；③合采15#煤層和3#煤層，由于外來水的不穩(wěn)定性引起動液面的波動。
    基于3#煤層和15#煤層的動靜態(tài)特征，建議優(yōu)先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產(chǎn)量.下降時可視儲層發(fā)育情況擇時投產(chǎn)。
3.2 井型選擇與井網(wǎng)部署
3.2.1井型選擇
    與常規(guī)油氣田不同，煤層氣田開發(fā)使用的井型更加豐富，主要井型有：
    1) 地面垂直井、水平井、叢式井：該方式適用于構(gòu)造簡單、埋藏淺、煤層穩(wěn)定、厚度大、滲透性相對較好的地區(qū)，投資費用較高，是煤層氣開采的主要井型[8]。
    2) 多分支水平井(定向羽狀水平井)：是近幾年發(fā)展起來的一項新技術(shù)，是低滲透煤層氣開發(fā)技術(shù)的一次革命，主要優(yōu)勢是氣井產(chǎn)能高、地表占地面積小、對地形條件的適應(yīng)性強，但對煤層氣地質(zhì)條件要求苛刻，適合構(gòu)造簡單、分布穩(wěn)定、厚度大、頂?shù)装宸忾]條件好、煤體結(jié)構(gòu)好的煤層。
    3) 采動區(qū)抽放井：該方式大多處在煤礦生產(chǎn)的采動影響區(qū)之內(nèi)，距離煤礦采煤工作面較近，投資費用低。
    4) 井下瓦斯抽放：該方式是服務(wù)于煤礦安全生產(chǎn)的一種煤層氣開發(fā)方式，必須與煤炭生產(chǎn)相結(jié)合，投資費用相對較低。
    沁水煤層氣田煤層氣資源優(yōu)越，離煤礦區(qū)相對較遠，適合地面垂直井、多分支水平井或者叢式井等井型開發(fā)。
3.2.2開發(fā)井網(wǎng)
    合理的井網(wǎng)布置方式，不僅可以大幅度地提高煤層氣井產(chǎn)量，而且會降低開發(fā)成本，煤層氣井井網(wǎng)布置方式通常有：不規(guī)則井網(wǎng)、矩形井網(wǎng)、五點式井網(wǎng)等。
    1) 不規(guī)則井網(wǎng)：在受地形限制或地質(zhì)條件發(fā)生強烈變化的情況下所采取的一種布井方式，是一種非常規(guī)的煤層氣布井方式。
    2) 矩形井網(wǎng)：要求沿主滲透和垂直于主滲透兩個方向垂直布井，且相鄰的4口井呈一矩形，矩形井網(wǎng)規(guī)整性好，布置方便，是煤層氣開發(fā)常用的布井方式。
    3) 五點式井網(wǎng)：要求沿主滲透方向和垂直于主滲透兩個方向垂直布井，且相鄰的4口井呈一菱形。
    矩形井網(wǎng)和五點式井網(wǎng)是相對的，在煤層氣開發(fā)規(guī)模較小或不集中布井的情況下，不同井網(wǎng)的單井產(chǎn)能會有一定差別，從數(shù)值模擬預(yù)測的開發(fā)指標看，五點法(梅花型井組)的開發(fā)效果相對較好。
3.3 增產(chǎn)方式
    通過63口井(40口采用活性水壓裂液：21口采用清潔壓裂液和2口采用凍膠壓裂液)的排采效果分析認為：采用活性水壓裂液在排采初期可獲得較好的產(chǎn)氣效果，而且總液量越高，產(chǎn)氣量越大，因此在成本允許的范圍內(nèi)，適量增大施工規(guī)模，形成更寬更長的裂縫系統(tǒng)有利于提高氣井的單井產(chǎn)量；同時認為加砂量與產(chǎn)氣量具有一定正相關(guān)關(guān)系，加砂量達到40m3后高產(chǎn)井增加較明顯。建議借助以往煤層氣井壓裂的經(jīng)驗教訓開展相關(guān)壓裂優(yōu)化，對部分壓裂效果差但地質(zhì)條件好的井開展重復(fù)壓裂。
3.4 排采方式
    液面下降快，氣井見氣早，但由于煤儲層的塑性特征，降壓快，煤巖壓敏效應(yīng)更容易發(fā)生，導致井筒附近煤層滲透率降低，氣井產(chǎn)氣量相對較低；液面下降慢，解吸緩慢，氣井見氣時間晚，但生產(chǎn)相對比較穩(wěn)定，容易獲得高產(chǎn)。一般情況下，在排采初期快速降壓、見混水后緩慢降壓、進入高峰初期平穩(wěn)降壓較為合理。實踐證實，井筒液面每天下降速度控制在2～5m，產(chǎn)氣后穩(wěn)定液面在煤層以上10～20m，同時控制套壓在0.3～0.5MPa較為合理。
4 結(jié)論
    1) 沁水煤層氣田的地質(zhì)條件優(yōu)越，屬于淺-中層、中低產(chǎn)、中儲量豐度的煤層氣田，非常適合煤層氣的勘探開發(fā)。
    2) 氣田的煤巖性質(zhì)屬高煤階、滲透率低，是制約開發(fā)效果的最主要因素，建議采用地面垂直井和多分支水平井相結(jié)合的方式開發(fā)該地區(qū)的煤層氣資源，在此基礎(chǔ)上優(yōu)化合理的井網(wǎng)部署方式和增產(chǎn)方式。
    3) 3#、15#煤層的地質(zhì)條件差異較大，建議優(yōu)先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產(chǎn)量下降時可視儲層發(fā)育情況擇時投產(chǎn)。
    4) 煤儲層具有塑性即不可逆轉(zhuǎn)的特征，排采過程中煤層氣井必須掌握合理的排采參數(shù)才能獲得好的排采效果，建議在排水采氣初期，建立合理的排采工作制度，避免儲層滲透率的急劇下降。
參考文獻
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(本文作者：穆福元 孫粉錦 王一兵 趙慶波 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院)