屯留井田煤层气井排采主控因素研究.pdf

第 ４２ 卷第 ６ 期煤 炭 科 学 技 术Ｖｏｌ􀆱 ４２ Ｎｏ􀆱 ６ ２０１４ 年６ 月Ｃｏａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ ＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＪｕｎｅ ２０１４ 屯留井田煤层气井排采主控因素研究 张小东１ꎬ２ꎬ赵家攀１ꎬ张 硕１ １􀆱 河南理工大学 能源科学与工程学院ꎬ河南 焦作 ４５４０００ꎻ ２􀆱 河南省瓦斯地质与瓦斯治理重点实验室 省部共建国家重点实验室培育基地ꎬ河南 焦作 ４５４０００ 摘 要为提高煤层气井的产能ꎬ分析煤层气排采机理和排采阶段ꎬ并从地质构造、顶底板岩性、压裂 液及井网部署等方面ꎬ探讨影响屯留井田煤层气井排采的主要因素ꎮ 研究认为褶皱对煤层气井的排 采效果影响较大ꎬ裂隙和顶底板也对煤层气排采有一定影响ꎻ采用压裂工艺对煤储层强化改造中ꎬ活 性水＋氮气压裂液体系助排效果优于活性水压裂ꎬ而清洁压裂液助排效果最差ꎻ研究区煤储层特征决 定了屯留井田煤层气井难以获得高产量ꎬ但可能产气时间较长ꎮ 同时研究认为ꎬ研究区煤层气井井网 宜采用排间距 ２００ ｍ２５０ ｍ 的小井网结构ꎬ且井位布置应与主裂缝延伸方向东北方向平行ꎮ 关键词屯留井田ꎻ煤层气井ꎻ排采效果ꎻ煤层气开发 中图分类号ＴＤ７１３ 文献标志码Ａ 文章编号０２５３－２３３６２０１４０６－００７１－０５ Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｍａｉｎ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ Ｇａｓ Ｄｒａｉｎａｇｅ ｉｎ Ｃｏａｌｂｅｄ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｗｅｌｌ ｏｆ Ｔｕｎｌｉｕ Ｍｉｎｅｆｉｅｌｄ ＺＨＡＮＧ Ｘｉａｏ￣ｄｏｎｇ１ꎬ２ꎬＺＨＡＯ Ｊｉａ￣ｐａｎ１ꎬＺＨＡＮＧ Ｓｈｕｏ１ １.Ｓｃｈｏｏｌ ｏｆ Ｅｎｅｒｇｙ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ ＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬＨｅｎａｎ Ｐｏｌｙｔｅｃｈｎｉｃ ＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎬＪｉａｏｚｕｏ ４５４０００ꎬＣｈｉｎａꎻ ２.Ｃｕｌｔｉｖａｔｉｏｎ Ｂａｓｅ ｏｆ Ｎａｔｉｏｎａｌ Ｋｅｙ ＬａｂꎬＨｅｎａｎ Ｐｒｏｖｉｎｃｉａｌ Ｋｅｙ Ｌａｂ ｏｆ Ｇａｓ Ｇｅｏｌｏｇｙ ａｎｄ Ｇａｓ ＣｏｎｔｒｏｌꎬＪｉａｏｚｕｏ ４５４０００ꎬＣｈｉｎａ ＡｂｓｔｒａｃｔＩｎ ｏｒｄｅｒ ｔｏ ｉｍｐｒｏｖｅ ｔｈｅ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｃａｐａｃｉｔｙ ｏｆ ａ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｗｅｌｌꎬｔｈｅ ｐａｐｅｒ ａｎａｌｙｚｅｄ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｄｒａｉｎａｇｅ ｍｅｃｈａ￣ ｎｉｓｍ ａｎｄ ｇａｓ ｄｒａｉｎａｇｅ ｓｔａｇｅ.Ｆｒｏｍ ａ ｇｅｏｌｏｇｉｃａｌ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅꎬｒｏｏｆ ａｎｄ ｆｌｏｏｒ ｌｉｔｈｏｌｏｇｙꎬｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｌｉｑｕｉｄꎬｗｅｌｌ ｎｅｔ ｌａｙｏｕｔ ａｎｄ ｏｔｈｅｒ ａｓｐｅｃｔｓꎬｔｈｅ ｐａ￣ ｐｅｒ ｄｉｓｃｕｓｓｅｄ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｆａｃｔｏｒｓ ａｆｆｅｃｔｅｄ ｔｏ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｄｒａｉｎａｇｅ ｉｎ Ｔｕｎｌｉｕ Ｍｉｎｅｆｉｅｌｄ.Ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｈｅｌｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｆｏｌｄ ｗｏｕｌｄ ｈｉｇｈｌｙ ｂｅ ａｆｆｅｃｔｅｄ ｔｏ ｔｈｅ ｄｒａｉｎａｇｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｗｅｌｌ ａｎｄ ｔｈｅ ｂｒｅａｋｉｎｇ ｏｆ ｔｈｅ ｒｏｏｆ ａｎｄ ｆｌｏｏｒ ｗｏｕｌｄ ｂｅ ｃｅｒｔａｉｎｌｙ ａｆｆｅｃｔｅｄ ｔｏ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｄｒａｉｎａｇｅ.Ｔｈｅ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ ｗａｓ ａｐｐｌｉｅｄ ｔｏ ｔｈｅ ｉｎｔｅｎｓｉｆｉｅｄ ｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏａｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒꎬｔｈｅ ａｓｓｉｓｔａｎｔ ｄｒａｉｎａｇｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｈｅ ａｃｔｉｖａｔｅｄ ｗａｔｅｒ ＋ ｎｉｔｒｏｇｅｎ ｇａｓ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｌｉｑｕｉｄ ｓｙｓｔｅｍ ｗａｓ ｂｅｔｔｅｒ ｔｈａｎ ｔｈｅ ａｃｔｉｖａｔｅｄ ｗａｔｅｒ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ａｎｄ ｔｈｅ ａｓｓｉｓｔａｎｃｅ ｄｒａｉｎａｇｅ ｅｆｆｅｃｔ ｏｆ ｔｈｅ ｃｌｅａｎ ｆｒａｃｔｕｒｉｎｇ ｌｉｑｕｉｄ ｗａｓ ｔｈｅ ｗｏｒｓｔ.Ｔｈｅ ｃｏａｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ ｆｅａｔｕｒｅｓ ｏｆ ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｚｏｎｅ ｄｅｔｅｒｍｉｎｅｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｗｅｌｌ ｗｉｔｈｉｎ Ｔｕｎｌｉｕ Ｍｉｎｅｆｉｅｌｄ ｗｏｕｌｄ ｂｅ ｈａｒｄ ｔｏ ｈａｖｅ ａ ｈｉｇｈ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎꎬｂｕｔ ｃｏｕｌｄ ｈａｖｅ ａ ｌｏｎｇ ｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎ ｔｉｍｅ.Ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｈｅｌｄ ｔｈａｔ ｔｈｅ ｗｅｌｌ ｎｅｔ ｏｆ ｔｈｅ ｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｗｅｌｌｓ ｉｎ ｔｈｅ ｓｔｕｄｙ ｚｏｎｅ ｃｏｕｌｄ ｂｅ ｓｍａｌｌ ｗｅｌｌ ｎｅｔ ｓｔｒｕｃｔｕｒｅ ｗｉｔｈ ａｎ ｉｎｔｅｒ－ｒｏｗ ｄｉｓｔａｎｃｅ ｏｆ ２００ ｍ２５０ ｍ ａｎｄ ｔｈｅ ｌａｙｏｕｔ ｏｆ ｗｅｌｌ ｐｏｓｉｔｉｏｎ ｓｈｏｕｌｄ ｂｅ ｐａｒａｌｌｅｌ ｔｏ ｔｈｅ ｅｘｔｅｎｓｉｏｎ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎｎｏｒｔｈｅａｓｔ ｄｉｒｅｃｔｉｏｎ ｏｆ ｔｈｅ ｍａｉｎ ｆｒａｃｔｕｒｅ. Ｋｅｙ ｗｏｒｄｓＴｕｎｌｉｕ Ｍｉｎｅｆｉｅｌｄꎻｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｎｅ ｗｅｌｌꎻｇａｓ ｄｒａｉｎａｇｅ ｅｆｆｅｃｔꎻｃｏａｌｂｅｄ ｍｅｔｈａｒｅ ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ 收稿日期２０１４－０３－０２ꎻ责任编辑赵 瑞 ＤＯＩ１０.１３１９９/ ｊ.ｃｎｋｉ.ｃｓｔ.２０１４.０６.０１５ 基金项目国家自然科学基金资助项目４１０７２１１３ꎬ４１３７２１６２ 作者简介张小东１９７１ꎬ男ꎬ河南温县人ꎬ教授ꎬ博士ꎮ Ｔｅｌ０３９１－３９８７９０１ꎬＥ－ｍａｉｌｚ＿ｗｅｎｆｅｎｇ＠ １６３􀆱 ｃｏｍ 引用格式张小东ꎬ赵家攀ꎬ张 硕.屯留井田煤层气井排采主控因素研究[Ｊ].煤炭科学技术ꎬ２０１４ꎬ４２６７１－７５. ＺＨＡＮＧ Ｘｉａｏ￣ｄｏｎｇꎬＺＨＡＯ Ｊｉａ￣ｐａｎꎬＺＨＡＮＧ Ｓｈｕｏ.Ｓｔｕｄｙ ｏｎ Ｍａｉｎ Ｃｏｎｔｒｏｌ Ｆａｃｔｏｒｓ ｏｆ Ｇａｓ Ｄｒａｉｎａｇｅ ｉｎ Ｃｏａｌｂｅｄ Ｍｅｔｈａｎｅ Ｗｅｌｌ ｏｆ Ｔｕｎｌｉｕ Ｍｉｎｅｆｉｅｌｄ [Ｊ].Ｃｏａｌ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１４ꎬ４２６７１－７５. ０ 引 言 我国大多数煤田都经历了多期次的地质构造演 化ꎬ煤储层结构复杂ꎬ非均质性强ꎬ渗透率普遍较低ꎬ 严重制约了我国煤层气的商业化进程[１]ꎮ 目前ꎬ我 国除了沁水盆地南缘的晋城、阜新等极少矿区实现 商业化开发外ꎬ绝大多数区块还处于试验阶段ꎮ 截 至 ２０１２ 年底ꎬ全国累计煤层气钻井 １２ ５４７ 口ꎬ煤层 气产量达２５􀆱 ７１０８ｍ３ꎬ煤层气产业已经进入排采的 时代[２]ꎮ 评价地质因素对瓦斯抽采的影响程度ꎬ对 于提高煤层气排采效果具有重要意义ꎮ 为了提高煤 层气井的产能ꎬ探讨和研究煤层气机理ꎬ揭示影响排 １７ ２０１４ 年第 ６ 期煤 炭 科 学 技 术第 ４２ 卷 采的控制因素ꎬ有学者采用数值模拟、数学建模、实 验室分析等方法对不同情况下的排采工作制度、产 能、排采过程中渗透率的变化进行了研究[３－４]ꎮ 但 鉴于我国煤层气储层的特殊性和复杂性以及施工工 艺的差异ꎬ不同区块煤层气产能的影响因素有所不 同ꎮ 笔者通过对沁水盆地东部屯留区块的煤层气井 排采效果的比较分析ꎬ探讨了地质构造、储层物性特 征、压裂工艺参数以及井网布局等因素对煤层气井 排采的影响ꎬ优化出影响煤层气排采的主控因素ꎬ并 对压裂液配置、井网部署提出了合理化建议ꎮ １ 煤层气井的排采机理 煤层气主要以游离态、溶解态和吸附态赋存于 煤的孔裂隙中ꎬ其中ꎬ吸附气占 ９０％以上ꎮ 地层条 件下ꎬ３ 种赋存状态在煤储层中处于一种动态平衡ꎮ 煤层气的地面排采ꎬ实质上通过排水降压ꎬ改变煤基 质所处的储层环境ꎬ降低井底压力ꎬ随着压降漏斗的 扩展ꎬ使得储层压力降低ꎬ促使煤体内微孔中的吸附 气解吸脱离煤体ꎬ转变为游离气ꎬ并在浓度差的驱使 下经微裂隙扩散至大裂隙中ꎬ以非达西流的渗流模 式至井筒ꎬ最终到达地面ꎮ 煤层气井排采过程的压力波传播路线表现为 排采初期ꎬ压降首先产生在近井地带ꎬ随着排采进 行ꎬ压降影响到煤体的宏观裂隙系统ꎬ而后至煤的微 裂隙系统、煤体的外表面ꎬ最后到达煤的基质孔隙ꎮ 煤层气揭露煤层后ꎬ基于煤层气排采过程中的气水 两相相态转化规律ꎬ根据距离井位由远至近ꎬ煤层气 排采可分为 ３ 个渗流阶段ꎬ即单相流阶段水相ꎬ 非饱和流阶段水和不连续的气体和两相流阶段 连续的气、水混合相ꎬ如图 １ 所示ꎮ 图 １ 煤层气排采的 ３ 个渗流阶段 对于同一地段ꎬ随着排采时间的进行ꎬ煤层气渗 流过程中的相态也体现上述 ３ 个阶段在压降未达 到气体临界解吸压力时ꎬ属于单相流阶段ꎻ当压降大 于气体临界解吸压力ꎬ气体开始解吸ꎬ但不足以形成 连续的气相流ꎬ显现为非饱和流阶段ꎻ而后大量气体 解吸ꎬ形成连续气相ꎬ煤层气相对渗透率上升ꎬ开始 进入两相流阶段ꎮ 但在排采后期ꎬ产水量逐渐下降 并趋于 ０ꎬ可能出现只产气的单相流阶段ꎮ ２ 屯留井田煤层气井排采特征 ２􀆱 １ 煤层气井排采情况 屯留井田的煤层气地面排采始于 １９９８ 年ꎬ中联 煤层气公司在沁水煤田屯留区块施工 ３ 口煤层气 井ꎮ ２００７ 年以后ꎬ潞安矿业集团、华北油田联合在 屯留井田开始大规模的煤层气地面开发部署ꎮ 从 ２００８ 年下半年ꎬ开始对个别井煤层气进行排采ꎮ 根 据屯留井田排采实践超过 １ 年的 １０ 口井编号为 ＱＤ－１ＱＤ－１０ 排采数据统计截至 ２０１２ 年ꎬ ＱＤ－１ＱＤ－１０ 号井单井产水量占总产水量的比例 分别为 ６％、１１％、１１％、１２％、８％、４％、１０％、８％、 １０％、２０％ꎬＱＤ－１ＱＤ－１０ 号井单井产气量占总产 气量的比例分别为 １％、２７％、３％、１７％、４７％、２％、 ２％、０、１％、０ꎮ 总产气量 １６１􀆱 ７７１０４ｍ３ꎬ总产水量 １２􀆱 ４４１０４ｍ３ꎮ 单井产气量、产水量差异较明显ꎬ其 中单井日产气量最高达 １ ３００ ｍ３/ ｄꎬ最低不足 ５０ ｍ３/ ｄꎮ单井日均产水量最高的 ＱＤ－１０ 号井ꎬ平均达 １７􀆱 ８ ｍ３/ ｄꎮ ２􀆱 ２ 煤层气井排采曲线特征 煤层气井的排采曲线是煤层生产能力的直接体 现ꎬ反映了排采过程中气、水产量随时间的动态变化 情况ꎮ 研究煤层气井的排采曲线特征ꎬ揭示煤层气 井排采的阶段和排采机理ꎬ对于优化排采制度ꎬ提高 排采效率具有重要的实践价值ꎮ 以区内煤层气排采 效果较好的 ＱＤ－５ 号煤层气井为例ꎬ其产气、产水量 随时间的动态变化曲线如图 ２ 所示ꎬ结合煤层气排 采机理ꎬ对该井煤层气排采过程中的阶段划分如下ꎮ １阶段Ⅰ产水阶段ꎮ 该阶段从煤层气产水开 始ꎬ直到产水量达到峰值ꎬ相当于煤层气排采过程中 的单相水渗流阶段和非饱和流阶段ꎮ 该阶段内ꎬ随 着排采时间的增加ꎬ产水量均有增大趋势ꎮ 维系时 间约为 １２０ ｄꎮ 在动液面下降至 ４６０ ｍ 处ꎬ煤层开始 有大量游离气体析出ꎮ 阶段累计产水量 ８５８􀆱 ９３ ｍ３ꎬ累计产气量 ４８１􀆱 ６６ ｍ３ꎬ日均产水量 １５ ｍ３/ ｄꎮ ２阶段Ⅱ产气量快速上升阶段ꎮ 该阶段曲线 ２７ 张小东等屯留井田煤层气井排采主控因素研究２０１４ 年第 ６ 期 图 ２ ＱＤ－５ 号煤层气井产气、产水量随时间动态变化曲线 表现为产气量的急剧上升和产水量急剧下降ꎬ出现 套压ꎬ并稳定在 ０􀆱 ２ ＭＰａꎬ动液面进一步下降ꎬ维系 时间约 １８０ ｄꎮ 平均日产气量从 １６３􀆱 ７ ｍ３/ ｄ 上升到 ８４６ ｍ３/ ｄꎬ日产水量从 １５􀆱 ８ ｍ３/ ｄ 衰减到 ８􀆱 ２ ｍ３/ ｄꎮ 该阶段由于煤层累计产水量的增加以及压降控制范 围的逐步扩大ꎬ动液面继续下降ꎬ压降增大ꎬ储层压 力降至临界解吸压力以下ꎬ煤层 ＣＨ４气体分子迅速 解吸ꎬ游离气增大ꎬ形成连续的气体ꎬ进入气水两相 渗流阶段ꎮ 值得注意的是ꎬ该阶段初期ꎬ由于压降刚 达到解吸压力ꎬ如果不控制排采强度ꎬ保持井底压力 平稳ꎬ会有大量的煤层气解吸出来并在裂隙中形成 气泡ꎮ 在此情况下动液面若下降较快会导致气泡体 积的迅速膨胀ꎬ当气泡体积大于孔隙大小时会引起 气锁效应ꎬ阻挡泄压范围的扩大ꎬ这将造成供气源被 限制在近井地带难以向远端扩延ꎬ最终影响后期产 气量[５]ꎮ ３阶段Ⅲ产气量上升阶段ꎮ 该阶段动液面保 持在煤层附近ꎬ日均产水量 ５􀆱 ６ ｍ３/ ｄꎬ日产气量 ８９０ ｍ３/ ｄꎮ 本阶段动液面基本保持平稳ꎬ压降漏斗进一 步扩大ꎬ储层内煤层气大面积解吸ꎬ供气充足并逐渐 达到产气高峰ꎬ而产水量呈现下降趋势ꎮ 高峰产气 期的数据反映了煤层的潜能ꎬ而高峰产气期的时间 长短与储层渗透性有关渗透性越大ꎬ压力传播的速 度越快ꎬ大量解吸的气体运移阻力越小ꎬ因此产气高 峰持续的时间越长ꎮ ４阶段Ⅳ产气量平稳阶段ꎮ 该阶段由产气高 峰下降逐渐趋于平稳ꎬ产水量则相对稳定在较低的 水平ꎮ 该阶段是煤层气井主要的产气阶段ꎬ持续时 间可以长达数年甚至数十年ꎮ ３ 屯留井田煤层气井排采主控因素分析 煤层气排采过程中ꎬ同一区块煤层气井的单井 产气量相差较大ꎬ呈现极大的不均匀性ꎬ其中有地质 方面的原因ꎬ也与储层强化措施、排采作业以及井位 布置有密切关系ꎮ 储层地质条件无法人为改变ꎬ但 可通过合理的地质选位ꎬ寻求相对有利的地质构造 选定井位以弱化不利地质构造因素ꎬ优化储层强化 措施、排采制度及井网部署是人为提高煤层气产能 的主要途径[５－７]ꎮ ３􀆱 １ 地质构造对排采效果的影响 １褶皱构造的影响ꎮ 项目统计的 １０ 口煤层气 井均处于余吾向斜的东翼或近于轴部ꎬ如图 ３ 所示ꎮ 排采实践表明ꎬ近于向斜轴部的 ４ 口井ꎬ煤层气产量 均很低ꎬ而翼部的 ＱＤ－２、ＱＤ－４、ＱＤ－５ 号井产气量 相对较高ꎮ 分析其原因如下区内煤的变质程度较 高ꎬ煤层气运移主要是在裂隙中发生的ꎬ裂隙渗透性 对煤层气产能有重要影响ꎮ 向斜轴部由于地质历史 时期受到长期构造挤压ꎬ形成应力集中相对高区ꎬ煤 体结构受到破坏ꎬ裂隙连通性较差ꎬ导致渗透率较 低ꎮ 而向斜翼部受到构造挤压相对较弱ꎬ应力集中 不明显ꎬ煤体结构破坏程度较小ꎬ孔裂隙连通性很少 受到破坏ꎮ 此外ꎬ向斜翼部由于构造的相对抬升ꎬ导 致煤基质有效压力降低ꎬ有利于储层物性的改 善[８]ꎬ因而向斜翼部煤层的渗透率较高ꎬ有利于排 水降压过程中气体的运移ꎬ通常是煤层气的高产区ꎮ 图 ３ 煤层气井位置示意 日均产水量与煤层标高散点关系如图 ４ 所示ꎬ 由图 ４ 可知ꎬ区内地面标高变化不大ꎬ产水量与构造 相对高点呈负相关ꎬ构造相对低部位处于地下水汇 集区ꎬ供液能力强ꎮ ＱＤ－１０ 号井处于区域向斜构造 的轴部ꎬ该井的产水量大ꎬ经过近 ４ 年的排采日产水 量仍维持在 １５２０ ｍ３/ ｄꎬ而气产量很小ꎮ 符合构造 高部位利于产气ꎬ构造低部位利于产水的煤层气 “气、水差异流向”规律[９]ꎮ ２断裂构造的影响ꎮ 研究区以逆断裂为主ꎬ主 要发育在井田中北部ꎬ以余吾逆断层、余吾西逆断 层、前苏村逆断层 ３ 条为代表ꎬ构成井田的主要断裂 ３７ ２０１４ 年第 ６ 期煤 炭 科 学 技 术第 ４２ 卷 图 ４ 日均产水量与煤层标高散点 构造格架ꎮ 次级逆断裂相对发育ꎬ均为走向近南北、 平面上近于平行的低角度逆断裂倾角小于 ４０ꎻ 正断裂发育较少ꎬ主要分布于井田北部和南部边界ꎬ 走向均呈 ＮＥＥ 向ꎬ倾角较大７０８０ꎮ 项目统计的 １０ 口煤层气井位于井田中部ꎬ断裂 构造简单ꎬ仅在南部有 １ 条走向 ＮＮＷ、倾角 ２５ ３０ꎬ落差为 ４ ｍ 的小型逆断层Ｆ６ 断层ꎮ 位于断 层下盘的 ＱＤ－７ 号井ꎬ近 ４ 年的排采时间内ꎬ日均产 气量仅 １９􀆱 ７ ｍ３/ ｄꎬ日均产水量 １０ ｍ３/ ｄ 左右ꎮ 其产 气量低而产水量高的原因如下①断层构造的挤压 作用ꎬ破坏煤层原始层理构造及孔裂隙结构ꎬ导致煤 层气排采过程中ꎬ气体的运移通道遭到破坏ꎬ渗透性 变差ꎻ②断层的破坏作用ꎬ弱化储层力学性质ꎬ增大 储层强化难度ꎮ 排水降压过程中ꎬ阻碍压降漏斗的 扩展ꎬ加大排采时压降的难度ꎻ③断裂的存在ꎬ使得 煤层容易与顶底板含水层沟通ꎬ供液能力强ꎬ也会阻 止压降漏斗的扩展ꎬ致使煤层气产气困难ꎮ ３顶底板岩性的影响ꎮ 煤层是煤层气瓦斯 的储集场所ꎬ围岩的岩性、封闭性能直接影响瓦斯含 量的大小ꎮ 从区域煤层顶底板岩性来看ꎬ３ 号煤层 伪顶由泥岩、炭质泥岩组成ꎬ直接顶板多为泥岩、粉 砂岩ꎬ具有较好的保存条件ꎬ仅局部为中、细粒砂岩ꎬ 可能影响煤层气的保存ꎬ造成含气量偏低ꎬ如钻孔 １３０３ 处的煤层气含量仅 ２􀆱 ４９ ｍ３/ ｔꎮ 因此ꎬ在透气 性较高的煤层开采煤层气ꎬ难以获得较高的产能ꎮ ３􀆱 ２ 煤储层物性特征的影响 研究区煤层气含量 ２􀆱 ４０ ２１􀆱 ０５ ｍ３/ ｔꎬ平均为 ９􀆱 ４８ ｍ３/ ｔꎬ埋深为 ４００６５０ ｍꎬ随着煤层埋深的增 加ꎬ含气量呈线性缓慢增大的趋势ꎬ含气量变化梯度 为 ０􀆱 １６ ｍ３/ ｔ 􀅱 ｈｍꎮ 含气饱和度为 ２９􀆱 ８％ ７０􀆱 ４％ꎬ平均 ５３􀆱 ０％ꎬ均为欠饱和储层[１０]ꎮ 根据前期煤层气试井资料ꎬ储层渗透率为 ０􀆱 ０１５０􀆱 １０６１０ －３ μｍ２ꎬ属于低特低渗透储层ꎮ 本区渗透率低的主要因素为有效应力、煤层埋深、煤 体结构、煤中裂隙发育程度、开合状态等ꎮ 根据研究区煤层气井实测含气量、等温吸附曲 线计算得出的临界解吸压力 ０􀆱 ３４１􀆱 ８４ ＭＰａꎬ平均 １􀆱 １５ ＭＰａꎬ临储比 ０􀆱 １１０􀆱 ６９ꎬ平均 ０􀆱 ３４ꎬ低于全国 一般水平ꎮ 埋深 ４００８００ ｍꎬ储层压力 １􀆱 ３４５􀆱 ７２ ＭＰａꎬ储层压力梯度 ０􀆱 ２８０􀆱 ７３ ＭＰａ/ ｈｍꎮ 孔隙测试结果表明ꎬ区内煤体孔隙以孔径小于 １００ ｎｍ 的过渡孔和微孔为主ꎬ大、中孔含量较低ꎮ 喉道直径平均值为 ２０８０ ｎｍꎬ均值 ５２ ｎｍꎬ比中、低 煤阶煤的喉道直径低 ２３ 个数量级ꎬ体现了高煤阶 煤孔隙系统以微孔－过渡孔为主的明显特征ꎮ 各孔 径段的孔隙内部配置不合理ꎬ中孔孔容、表面积极不 发育ꎬ成为煤层气排采扩散的瓶颈ꎮ 总之ꎬ研究区与沁水盆地南部相比ꎬ具有低含气 量、低含气饱和度、低渗透率、低储层压力的储层特 征ꎮ 由于中大孔较少ꎬ一定程度上影响了煤层气排 水压降漏斗在煤基质孔隙内的传播ꎬ不利于气体解 吸ꎬ此外ꎬ解吸后的气体由微孔到大孔或裂隙中的扩 散或渗流也受到一定影响ꎬ加大了气体运移的难度ꎮ 由此可以推断本区的煤层气井难以获得高产量ꎬ但 可能产气时间较长ꎮ ３􀆱 ３ 压裂液的影响及优选 １０ 口煤层气井压裂强化措施实施中ꎬ采用活性 水压裂液施工 ３ 口ꎬ活性水压裂＋氮气施工 ４ 口ꎬ清 洁压裂液施工 ３ 口ꎮ 截至 ２０１２ 年 ５ 月ꎬ活性水体系 日均产水量 ６􀆱 ６ ｍ３/ ｄꎬ日均产气量 １３０ ｍ３/ ｄꎬ其中 单井日均产气量最高 ３４０ ｍ３/ ｄꎻ活性水伴注氮气体 系日均产水量 ８ ｍ３/ ｄꎬ日均产气量 ２１０ ｍ３/ ｄꎬ其中 单井平均日产气量最高 ５６２ ｍ３/ ｄꎻ清洁压裂液体系 日均产水量 １１􀆱 ７ ｍ３/ ｄꎬ日均产气量很低ꎬ不到 ５ ｍ３/ ｄꎮ 由此可以看出ꎬ活性水伴注氮气压裂液体系产 气效果最好ꎬ清洁压裂液体系产气效果极差ꎬ分析其 原因是清洁压裂液效率高、携砂能力强ꎬ平均 ２８９ ｍ３压裂液可以携带 ４２ ｍ３的砂ꎬ但其对储层伤害大ꎬ 破胶效果不理想ꎬ加之该体系煤层气井均位于向斜 轴部ꎬ因此ꎬ产水量相对较高ꎬ产气量低ꎻ而活性水体 系尽管携砂率较低ꎬ平均 ５４８ ｍ３压裂液携带 ４１ ｍ３ 的砂ꎬ但其对储层的伤害小ꎬ产气效果好于清洁压裂 液体系ꎻ活性水伴注氮气体系尽管携砂率不高ꎬ平均 ５３７ ｍ３压裂液携带 ４０ ｍ３的砂ꎮ 氮气的注入ꎬ因其临 界温度为－１４７ ℃ꎬ储层温度下可以快速气化ꎬ由液 态转为气态ꎬ提高储层压力ꎬ促进压裂液的返排ꎬ缩 短见气时间ꎻ氮气分子的存在ꎬ可降低 ＣＨ４气体在孔 ４７ 张小东等屯留井田煤层气井排采主控因素研究２０１４ 年第 ６ 期 隙内的分压ꎬ加快 ＣＨ４气体解吸速度和提高其解吸 量ꎬ实现煤层气的早产、高产ꎮ 活性水压裂液施工的 ３ 口井中ꎬＱＤ－１ 号井产 水量及产气量明显低于 ＱＤ－２ 和 ＱＤ－３ 号井ꎬ可能 与大面积的煤粉堵塞有关ꎮ 根据现场施工记录ꎬ该 井排采过程中ꎬ２００９ 年 ３ 月产气量出现单峰后产水 量回落ꎬ煤层供液能力出现明显下降ꎬ返排液中出现 一定量的煤粉ꎮ 分析认为ꎬ在煤层孔隙中的流体从单相渗流过 渡到气液两相混合状态时ꎬ相对流速增加ꎬ导致煤粉 运移到近井地带造成堵塞ꎮ 虽在后期进行了二次压 裂作业ꎬ通过强抽解堵后产水量得到略微改善ꎬ但由 于抽汲强度限制ꎬ只能解决井筒周围轻微的煤粉堵 塞ꎬ对面积略大和堵塞较为严重堵塞效果不明显ꎮ 进一步分析认为ꎬ可能与该井西北部距离 ３００ ｍ 左 右的溶洞发育有关ꎮ 综上所述ꎬ从提高煤层气产能的角度ꎬ本区煤层 气井储层强化措施中ꎬ应首选活性水伴注液氮压裂 液体系ꎬ其次为活性水体系ꎬ清洁压裂液不适于本区 煤层气井的储层强化ꎮ ３􀆱 ４ 井网结构的影响及优选 选择合理的井网密度、井网方位ꎬ对于提高煤层 气井网产量至关重要ꎮ 根据各井在井网中的相对位 置ꎬ可以发现产量最大的 ＱＤ－５、ＱＤ－２ 号煤层气井 位于井网中心或近于中心ꎬ两井产气量占整个井网 产气量的 ７５％ꎬ井网中心的 ＱＤ－５、ＱＤ－６ 号煤层气 井见气时间最短ꎬ排采 ６０ ｄ 左右就开始解吸ꎮ 而位 于井网边缘的煤层气井ꎬ产气量低ꎬ见气时间均超过 １００ ｄꎬ甚至排采近 １ 年才见气ꎮ 根据叠加原理ꎬ研 究认为井网中心的煤层气井在排采过程中ꎬ井间干 扰相对充分ꎬ压降传播快ꎬ压降漏斗下降幅度大ꎬ储 层压力下降相对较快ꎬ因此ꎬ有利于气体的解吸和运 移ꎬ缩短产气时间和提高单井产气效果ꎮ 本次研究的 １０ 口煤层气井采用排间距为 ２５０ ｍ３５０ ｍ 的井网ꎮ 结合本区的裂缝监测结果ꎬ主裂 缝为 ＮＥ－ＳＷ 走向ꎬ与其地应力测量结果的最大水 平主应力方向一致ꎮ 实测井压裂后的东翼裂缝缝长 １００１１０ ｍꎬ西翼缝长 ６０８０ ｍꎮ 井网布置时ꎬ没有 考虑到最大水平主应力方位ꎬ且井间距过大ꎬ加之研 究区内煤储层渗透率较低ꎬ且在主裂缝延伸方向ꎬ很 难形成协助降压的效果ꎬ一定程度上影响了气体的 产出ꎮ 因此ꎬ基于区内煤储层主裂缝的发育方向以 及储层强化后的裂缝长度ꎬ研究认为采用井网开采 时ꎬ应沿东北－西南方向布置煤层气井ꎬ且煤层气井 最有利的排间距应为 ２００ ｍ２５０ ｍꎮ ４ 结 论 １褶皱构造对区域内煤层气井排采具有较大 的影响ꎬ表现为向斜轴部地段ꎬ产水量较大ꎬ而产气 量较小ꎬ相比而言ꎬ翼部产气效果较好ꎮ 符合构造高 部位利于产气ꎬ构造低部位利于产水的煤层气“气、 水差异流向”规律ꎮ 此外ꎬ断裂构造、顶底板岩性也 对煤层气井的产气效果有一定的影响ꎮ ２对比 ３ 种不同压裂液体系ꎬ研究认为活性 水＋氮气助排效果优于活性水压裂ꎬ而清洁压裂液 因为其对储层的损害严重ꎬ不适应本地区ꎮ ３研究区煤储层具有低含气量、低含气饱和 度、低渗透率、低储层压力的特征ꎮ 特别是煤体内中 大孔含量低ꎬ影响了煤层气排水压降漏斗在煤体内 的传播ꎬ不利于气体解吸和运移ꎮ 这决定了本区的 煤层气井难以获得高产量ꎬ但可能产气时间较长ꎮ ４相比而言ꎬ井网中心的煤层气井见气时间最 快ꎬ产气效果最好ꎮ 基于区内煤储层主裂缝发育以 及压裂后裂缝扩展实际ꎬ研究认为本区井网宜采用 排间距为 ２００ ｍ２５０ ｍ 的小井网结构ꎬ且井位布置 应该与主裂缝延伸方向东北方向平行ꎮ 参考文献 [１] 康永尚ꎬ邓 泽ꎬ刘洪林.我国煤层气井排采工作制度探讨[Ｊ]. 天然气地球科学ꎬ２００１ꎬ１６３４２３－４２６. 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