沁水盆地煤层气田试采动态特征与开发技术对策

摘 要

摘要：沁水盆地煤层气资源丰富，中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手，系统研究了该煤层气田的开采特征
摘要：沁水盆地煤层气资源丰富，中国石油天然气集团公司于1994年起在该盆地内开展了大规模的勘探、试采和正式开发准备工作。从气田动态分析入手，系统研究了该煤层气田的开采特征。结果认为：压裂增产、多分支井是开发该煤层气田的有效手段；3#煤产气量高低与其地质因素关系密切；在煤层气排采过程中应保持动液面稳定下降。结合煤层气开采动态特征，提出了沁水盆地煤层气田合理的开发技术对策：①采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源，在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式；②3#、15#煤层的地质条件差异较大，建议优先考虑开采3#煤层，15#煤层在3#煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产。③在排水采气初期，应建立合理的排采工作制度，避免储层渗透率的急剧下降。
关键词：沁水盆地；煤层气；试采；动态分析；开发方案；多分支水平井；压裂
1 沁水盆地煤层气田地质特征
1.1 地质构造
    沁水盆地煤层气田断裂构造较发育，据地面地质和二维地震探测，发现断层30余条，除寺头-后城腰弧形断裂带以外，还有规模较大断层8条[1～2]。这些断层走向为NNE-NE向，倾向NWW或SEE，倾角50°～60°，少数达85°，区内延伸距离多在9～15km，少数达19.6km，落差15～40m，多为正断层。
1.2 煤层厚度和埋深
    二叠系下统山西组(3#煤层)、上石炭统太原组(15#煤层)是该气田勘探开发的主要目的层，全区发育，分布稳定。38煤层埋深介于350～750m，厚度一般为5～6m，自西向东微呈厚薄相间的变化趋势，倾角多在3°左右[3]；15#煤层埋深介于350～850m，厚度一般为2～3m，具南北厚、中间薄的特点，倾角在3°左右。
1.3 煤岩特征
    煤层显微组分以镜质组为主，3#煤层镜质组含量平均为87.1%，15#煤层为82.4%；3#煤层的灰分产率平均为15.4%，15#煤层为17%；3#煤层实测镜质体反射率为2.63%～3.78%，平均3.20%，15#煤层为2.74%～3.69%，平均3.23%。
1.4 含气性
    3#煤层含气量一般为16～26m3/t，含气饱和度为90%～98.9%；15#煤层含气量多为16～20m3/t，含气饱和度为73%～93%，属高饱和煤层气田。
1.5 煤层物性特征
    注入/压降试井测试证实，该区煤层渗透性较差，有效渗透率为(0.01～0.51)×10-3μm2，其中3#煤层为(0.025～0.51)×10-3μm2，15#煤层为(0.01～0.067)×10-3μm2。
1.6 煤层气藏评价
    煤层埋深300～800m，属于浅-中层；煤层含气量16～26m3/t，属于中-高含气量；储量丰度3#煤层为1.42×108m3/km2、15#煤层为0.6×108m3/km2，属于中储量丰度；单井日产气量一般为1000～3000m3，属于中-低产能。气田总体上属于浅-中层、中低产、中储量丰度的煤层气田，非常适合煤层气的勘探开发。
2 试采动态特征
2.1 开发该煤层气田的有效手段
2.1.1压裂增产
    该煤层气田由于煤阶高，致使孔隙被充填或破坏、部分煤层割理闭合，煤层渗透率低。根据注入/压降试井测试结果，煤层压前有效渗透率一般仅为(0.01～0.51)×10-3μm2，必须进行储层增产改造措施来提高单井产能。
2.1.2多分支井开发
    对于煤阶高、含气量高、储量丰度高、单井产量低的煤层气田，国内外普遍采用多分支水平井进行经济有效开发。如美国西弗吉尼亚州某开发区采用这种技术开发煤层气，单井平均产气量可达到28000m3/a。
    沁水盆地煤层气田樊平1-1井于2006年8月10日开钻，总进尺6084m，其中水平钻井进尺5508m，钻遇煤层5158.5m。该井于2006年9月15日开始排采，最高产气量为1.96×104m3/d，是直井单井产量的7～10倍，目前稳定在(1.2～1.5)×104m3/a。
2.2 3#煤单独试采获得成功，产气量稳中有升
    1998年完钻的晋试1井组中单采3#煤层有9口井，单井日产气量一般为1100～3300m3，晋1-1、晋1-2、晋1-3、晋1-4井连续100d稳定产量在2800m3左右[4～7]。
    2006年以来，该气田开始大规模试采3#煤层，平均单井产量为1100m3/d左右，有些直井的产量甚至超过5000m3/a，其中单井产量低于1500m3/d的井多属于排采初期，上产潜力巨大。
2.3 3#煤产气量高低与其地质因素关系密切
    国外一些学者指出：影响煤层气田产能的主要因素有地层压力、渗透率、解吸等温线、扩散作用、流体性质、含水饱和度及水文地质等。该气田试采尚处于初期，初步分析认为影响产能的最主要因素有3个：构造位置、含气量和Kh值。
    1) 构造位置：构造低部位及开发区域边缘的井供液能力强，产水量大；构造高部位、大规模面积降压区域中部，煤层气井气产量相对较高。
    2) 含气量：含气量是影响单井产能的最重要因素，国外和沁水煤层气田的开发实践都表明煤层的含气量越高、等温吸附线的斜率越小、地解压差(地层压力与临界解吸压力之差)越小，煤层气井初期产能越高、最终采收率也越大。
    3) Kh值：Kh值是决定煤层气、水产量的最关键因素，它们之间有较强的相关性，国外煤层气田如美国黑勇士盆地奥克格罗夫气田气井产量高的井基本分布在一个北东向的构造破碎带上，而破碎带的Kh值高是由于构造破碎而引起的。
2.4 15#煤试采效果不如3#煤
    7口单采15#煤层或3#和15#煤层合采的井中有4口井产水量高(产水量为14～52m3/d)，而且产水量变化大，液面不稳定。分析原因可能是产出水不只是来源于煤层本身，还可能来自于15#煤层顶板的K2石灰岩含水层或其他含水层。
2.5 排采过程中应保持动液面稳定下降
    排水采气过程中，动液面如果不能稳定下降，将造成井底流压、煤层压力不断的波动，必然会带来甲烷分子的解析、扩散、渗流运动出现整体的滞缓，因此关井、停排等对煤层气产量影响很大。所以煤层气开发需要稳定排采。
3 开发技术对策
3.1 开发层系
    从地质条件看，3#煤层优于15#煤层，其煤层厚度大、分布稳定、含气量高、地解压差小、储层物性好、地层水矿化度低、天然气组分中不含硫化物、探明储量高、试气产量高。从试采效果来看，3#煤层也优于15#煤层，表现在：①单采3#煤层，动液面和产水量平稳下降，单井产气量稳中有升；②单采15#煤层，液面不稳定，影响煤层降压解吸；③合采15#煤层和3#煤层，由于外来水的不稳定性引起动液面的波动。
    基于3#煤层和15#煤层的动静态特征，建议优先考虑开采3#煤层，15#煤层在3#煤层产量.下降时可视储层发育情况择时投产。
3.2 井型选择与井网部署
3.2.1井型选择
    与常规油气田不同，煤层气田开发使用的井型更加丰富，主要井型有：
    1) 地面垂直井、水平井、丛式井：该方式适用于构造简单、埋藏浅、煤层稳定、厚度大、渗透性相对较好的地区，投资费用较高，是煤层气开采的主要井型[8]。
    2) 多分支水平井(定向羽状水平井)：是近几年发展起来的一项新技术，是低渗透煤层气开发技术的一次革命，主要优势是气井产能高、地表占地面积小、对地形条件的适应性强，但对煤层气地质条件要求苛刻，适合构造简单、分布稳定、厚度大、顶底板封闭条件好、煤体结构好的煤层。
    3) 采动区抽放井：该方式大多处在煤矿生产的采动影响区之内，距离煤矿采煤工作面较近，投资费用低。
    4) 井下瓦斯抽放：该方式是服务于煤矿安全生产的一种煤层气开发方式，必须与煤炭生产相结合，投资费用相对较低。
    沁水煤层气田煤层气资源优越，离煤矿区相对较远，适合地面垂直井、多分支水平井或者丛式井等井型开发。
3.2.2开发井网
    合理的井网布置方式，不仅可以大幅度地提高煤层气井产量，而且会降低开发成本，煤层气井井网布置方式通常有：不规则井网、矩形井网、五点式井网等。
    1) 不规则井网：在受地形限制或地质条件发生强烈变化的情况下所采取的一种布井方式，是一种非常规的煤层气布井方式。
    2) 矩形井网：要求沿主渗透和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的4口井呈一矩形，矩形井网规整性好，布置方便，是煤层气开发常用的布井方式。
    3) 五点式井网：要求沿主渗透方向和垂直于主渗透两个方向垂直布井，且相邻的4口井呈一菱形。
    矩形井网和五点式井网是相对的，在煤层气开发规模较小或不集中布井的情况下，不同井网的单井产能会有一定差别，从数值模拟预测的开发指标看，五点法(梅花型井组)的开发效果相对较好。
3.3 增产方式
    通过63口井(40口采用活性水压裂液：21口采用清洁压裂液和2口采用冻胶压裂液)的排采效果分析认为：采用活性水压裂液在排采初期可获得较好的产气效果，而且总液量越高，产气量越大，因此在成本允许的范围内，适量增大施工规模，形成更宽更长的裂缝系统有利于提高气井的单井产量；同时认为加砂量与产气量具有一定正相关关系，加砂量达到40m3后高产井增加较明显。建议借助以往煤层气井压裂的经验教训开展相关压裂优化，对部分压裂效果差但地质条件好的井开展重复压裂。
3.4 排采方式
    液面下降快，气井见气早，但由于煤储层的塑性特征，降压快，煤岩压敏效应更容易发生，导致井筒附近煤层渗透率降低，气井产气量相对较低；液面下降慢，解吸缓慢，气井见气时间晚，但生产相对比较稳定，容易获得高产。一般情况下，在排采初期快速降压、见混水后缓慢降压、进入高峰初期平稳降压较为合理。实践证实，井筒液面每天下降速度控制在2～5m，产气后稳定液面在煤层以上10～20m，同时控制套压在0.3～0.5MPa较为合理。
4 结论
    1) 沁水煤层气田的地质条件优越，属于浅-中层、中低产、中储量丰度的煤层气田，非常适合煤层气的勘探开发。
    2) 气田的煤岩性质属高煤阶、渗透率低，是制约开发效果的最主要因素，建议采用地面垂直井和多分支水平井相结合的方式开发该地区的煤层气资源，在此基础上优化合理的井网部署方式和增产方式。
    3) 3#、15#煤层的地质条件差异较大，建议优先考虑开采3#煤层，15#煤层在3#煤层产量下降时可视储层发育情况择时投产。
    4) 煤储层具有塑性即不可逆转的特征，排采过程中煤层气井必须掌握合理的排采参数才能获得好的排采效果，建议在排水采气初期，建立合理的排采工作制度，避免储层渗透率的急剧下降。
参考文献
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(本文作者：穆福元 孙粉锦 王一兵 赵庆波 中国石油勘探开发研究院廊坊分院)