沁水盆地煤層氣田試采動態特征與開發技術對策

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年起在該盆地內開展了大規模的勘探、試采和正式開發準備工作。從氣田動態分析入手，系統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年起在該盆地內開展了大規模的勘探、試采和正式開發準備工作。從氣田動態分析入手，系統研究了該煤層氣田的開采特征。結果認為：壓裂增產、多分支井是開發該煤層氣田的有效手段；3#煤產氣量高低與其地質因素關系密切；在煤層氣排采過程中應保持動液面穩定下降。結合煤層氣開采動態特征，提出了沁水盆地煤層氣田合理的開發技術對策：①采用地面垂直井和多分支水平井相結合的方式開發該地區的煤層氣資源，在此基礎上優化合理的井網部署方式和增產方式；②3#、15#煤層的地質條件差異較大，建議優先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產量下降時可視儲層發育情況擇時投產。③在排水采氣初期，應建立合理的排采工作制度，避免儲層滲透率的急劇下降。
關鍵詞：沁水盆地；煤層氣；試采；動態分析；開發方案；多分支水平井；壓裂
1 沁水盆地煤層氣田地質特征
1.1 地質構造
    沁水盆地煤層氣田斷裂構造較發育，據地面地質和二維地震探測，發現斷層30余條，除寺頭-后城腰弧形斷裂帶以外，還有規模較大斷層8條[1～2]。這些斷層走向為NNE-NE向，傾向NWW或SEE，傾角50°～60°，少數達85°，區內延伸距離多在9～15km，少數達19.6km，落差15～40m，多為正斷層。
1.2 煤層厚度和埋深
    二疊系下統山西組(3#煤層)、上石炭統太原組(15#煤層)是該氣田勘探開發的主要目的層，全區發育，分布穩定。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組為主，3#煤層鏡質組含量平均為87.1%，15#煤層為82.4%；3#煤層的灰分產率平均為15.4%，15#煤層為17%；3#煤層實測鏡質體反射率為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；單井日產氣量一般為1000～3000m3，屬于中-低產能。氣田總體上屬于淺-中層、中低產、中儲量豐度的煤層氣田，非常適合煤層氣的勘探開發。
2 試采動態特征
2.1 開發該煤層氣田的有效手段
2.1.1壓裂增產
    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。根據注入/壓降試井測試結果，煤層壓前有效滲透率一般僅為(0.01～0.51)×10-3μm2，必須進行儲層增產改造措施來提高單井產能。
2.1.2多分支井開發
    對于煤階高、含氣量高、儲量豐度高、單井產量低的煤層氣田，國內外普遍采用多分支水平井進行經濟有效開發。如美國西弗吉尼亞州某開發區采用這種技術開發煤層氣，單井平均產氣量可達到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，最高產氣量為1.96×104m3/d，是直井單井產量的7～10倍，目前穩定在(1.2～1.5)×104m3/a。
2.2 3#煤單獨試采獲得成功，產氣量穩中有升
    1998年完鉆的晉試1井組中單采3#煤層有9口井，單井日產氣量一般為1100～3300m3，晉1-1、晉1-2、晉1-3、晉1-4井連續100d穩定產量在2800m3左右[4～7]。
    2006年以來，該氣田開始大規模試采3#煤層，平均單井產量為1100m3/d左右，有些直井的產量甚至超過5000m3/a，其中單井產量低于1500m3/d的井多屬于排采初期，上產潛力巨大。
2.3 3#煤產氣量高低與其地質因素關系密切
    國外一些學者指出：影響煤層氣田產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、含水飽和度及水文地質等。該氣田試采尚處于初期，初步分析認為影響產能的最主要因素有3個：構造位置、含氣量和Kh值。
    1) 構造位置：構造低部位及開發區域邊緣的井供液能力強，產水量大；構造高部位、大規模面積降壓區域中部，煤層氣井氣產量相對較高。
    2) 含氣量：含氣量是影響單井產能的最重要因素，國外和沁水煤層氣田的開發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，煤層氣井初期產能越高、最終采收率也越大。
    3) Kh值：Kh值是決定煤層氣、水產量的最關鍵因素，它們之間有較強的相關性，國外煤層氣田如美國黑勇士盆地奧克格羅夫氣田氣井產量高的井基本分布在一個北東向的構造破碎帶上，而破碎帶的Kh值高是由于構造破碎而引起的。
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口井產水量高(產水量為14～52m3/d)，而且產水量變化大，液面不穩定。分析原因可能是產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石灰巖含水層或其他含水層。
2.5 排采過程中應保持動液面穩定下降
    排水采氣過程中，動液面如果不能穩定下降，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、滲流運動出現整體的滯緩，因此關井、停排等對煤層氣產量影響很大。所以煤層氣開發需要穩定排采。
3 開發技術對策
3.1 開發層系
    從地質條件看，3#煤層優于15#煤層，其煤層厚度大、分布穩定、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、試氣產量高。從試采效果來看，3#煤層也優于15#煤層，表現在：①單采3#煤層，動液面和產水量平穩下降，單井產氣量穩中有升；②單采15#煤層，液面不穩定，影響煤層降壓解吸；③合采15#煤層和3#煤層，由于外來水的不穩定性引起動液面的波動。
    基于3#煤層和15#煤層的動靜態特征，建議優先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產量.下降時可視儲層發育情況擇時投產。
3.2 井型選擇與井網部署
3.2.1井型選擇
    與常規油氣田不同，煤層氣田開發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：該方式適用于構造簡單、埋藏淺、煤層穩定、厚度大、滲透性相對較好的地區，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)：是近幾年發展起來的一項新技術，是低滲透煤層氣開發技術的一次革命，主要優勢是氣井產能高、地表占地面積小、對地形條件的適應性強，但對煤層氣地質條件要求苛刻，適合構造簡單、分布穩定、厚度大、頂底板封閉條件好、煤體結構好的煤層。
    3) 采動區抽放井：該方式大多處在煤礦生產的采動影響區之內，距離煤礦采煤工作面較近，投資費用低。
    4) 井下瓦斯抽放：該方式是服務于煤礦安全生產的一種煤層氣開發方式，必須與煤炭生產相結合，投資費用相對較低。
    沁水煤層氣田煤層氣資源優越，離煤礦區相對較遠，適合地面垂直井、多分支水平井或者叢式井等井型開發。
3.2.2開發井網
    合理的井網布置方式，不僅可以大幅度地提高煤層氣井產量，而且會降低開發成本，煤層氣井井網布置方式通常有：不規則井網、矩形井網、五點式井網等。
    1) 不規則井網：在受地形限制或地質條件發生強烈變化的情況下所采取的一種布井方式，是一種非常規的煤層氣布井方式。
    2) 矩形井網：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，矩形井網規整性好，布置方便，是煤層氣開發常用的布井方式。
    3) 五點式井網：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。
    矩形井網和五點式井網是相對的，在煤層氣開發規模較小或不集中布井的情況下，不同井網的單井產能會有一定差別，從數值模擬預測的開發指標看，五點法(梅花型井組)的開發效果相對較好。
3.3 增產方式
    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氣效果，而且總液量越高，產氣量越大，因此在成本允許的范圍內，適量增大施工規模，形成更寬更長的裂縫系統有利于提高氣井的單井產量；同時認為加砂量與產氣量具有一定正相關關系，加砂量達到40m3后高產井增加較明顯。建議借助以往煤層氣井壓裂的經驗教訓開展相關壓裂優化，對部分壓裂效果差但地質條件好的井開展重復壓裂。
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，煤巖壓敏效應更容易發生，導致井筒附近煤層滲透率降低，氣井產氣量相對較低；液面下降慢，解吸緩慢，氣井見氣時間晚，但生產相對比較穩定，容易獲得高產。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，產氣后穩定液面在煤層以上10～20m，同時控制套壓在0.3～0.5MPa較為合理。
4 結論
    1) 沁水煤層氣田的地質條件優越，屬于淺-中層、中低產、中儲量豐度的煤層氣田，非常適合煤層氣的勘探開發。
    2) 氣田的煤巖性質屬高煤階、滲透率低，是制約開發效果的最主要因素，建議采用地面垂直井和多分支水平井相結合的方式開發該地區的煤層氣資源，在此基礎上優化合理的井網部署方式和增產方式。
    3) 3#、15#煤層的地質條件差異較大，建議優先考慮開采3#煤層，15#煤層在3#煤層產量下降時可視儲層發育情況擇時投產。
    4) 煤儲層具有塑性即不可逆轉的特征，排采過程中煤層氣井必須掌握合理的排采參數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 中國石油勘探開發研究院廊坊分院)