0 引言
煤层气作为现实的洁净非常规油气，我国经过20~30年的勘探开发历程，已初具产量规模。国土资源部新一轮煤层气资源评价，结果表明埋深<2 km以浅的煤层气资源为36.81×1012 m3，埋深<1 500 m的煤层气可采资源量为10.87×1012 m3。截止到2018年底，完钻煤层气井数达到18 500多口，年产气量约为54.13×1012 m3，平均单井产气量为880 m3/d。对比全国煤层气总产量、钻井数、单井产气量，发现煤层气行业仍面临单井产量低且产能差异大等问题。前人已经对不同区块、不同类型的煤层气藏产能差异及主控因素做了深入研究，认为地质因素、工程因素和排采因素是影响煤层气产能的主控因素，建立了资源条件、煤储层条件、压裂工艺、排采制度与产气量相关性，得出地质因素是影响煤层气井产量的内在因素，开发技术和生产管理是基于煤层气地质特征基础上的人为因素[1-7]。然而，对于区块内相邻煤层气井组以及单一井组内不同煤层气井产量差异认识及主控因素仍未得到充分重视和深入剖析。
SZB区块是我国沁水盆地重点煤层气区块之一，勘探开发程度较高，开发目的煤层为山西组3号煤层和太原组15号煤层，整体具有构造简单、埋藏适中、煤层厚度大、含气量中高、原生结构煤发育、渗透率低等特征。2008年中联公司在该区块东部缓坡带尝试煤层气一体化开发模式。本文筛选出两个相邻的煤层气井组E-222井组和F-224井组，为1+3口菱形井组模式，均为活性水力压裂完井方式，采用不同阶段精细化排采，2个井组却表现出不同的产气潜力，通过探讨煤层气井产能类型、平均产气量和平均产水量等生产参数差异性，从地质控制因素、工程工艺控制因素和排采管理因素出发，定量评价了资源条件和有利煤储层发育程度、完井质量、固井质量、压裂工艺和不同阶段排采制度对产能控制作用，为现场生产提供理论基础和技术保障。
1 生产特征
本文筛选的2个煤层气井组分别为E-222井组和F-224井组，主要基于5个选井原则：①2个井组相距410 m（图1）；②开发层位相同，为山西组3号煤层；③投产时间大于2 a，基本上进入稳定产气阶段；④井组产量差异较大，且井组内部存在明显产量差异；⑤生产时率在90%以上。
1.1 产能类型
根据产气情况、套压、井底流压和动液面划分产能类型，对比2个井组排采数据分析结果，E-222井组整体产气效果好，属于高产气井，其中E-222X2井产气效果差，属于低产气井；F-224井组产气效果较差，属于低产气井，其中F-224X2井产气效果要优于同井组其他井，属于中产气井（表1）。
表1 不同井组煤层气井排采分析结果Table 1 Statistics of drainage analysis of different groups CBM wells |
| 井组 | 井名 | 产气量 /（m3/d) | 产水量/（m3/d) | 见气前排采时间/d | 产能类型 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 平均值 | 最大值 | 平均值 | 最大值 | ||||
| E-222 | E-222 | 1 056.00 | 1 147.00 | 1.78 | 13.30 | 100.00 | 高产气井 |
| E-222X2 | 65.00 | 80.00 | 2.80 | 7.85 | 131.00 | 低产气井 | |
| E-222X3 | 1 076.00 | 1 214.00 | 3.33 | 8.40 | 88.00 | 高产气井 | |
| E-222X4 | 1 305.00 | 1 516.00 | 1.06 | 3.60 | 87.00 | 高产气井 | |
| F-224 | F-224 | 60.00 | 100.00 | 0.44 | 3.40 | 41.00 | 低产气井 |
| F-224X1 | / | / | / | / | / | / | |
| F-224X2 | 417.00 | 981.00 | 0.77 | 6.17 | 94.00 | 中产气井 | |
| F-224X3 | 60.14 | 109.00 | 0.62 | 4.30 | 7.00 | 低产气井 | |
1.2 产气特征
经过2 a的排水生产，2个井组经历了单相水排采阶段和气水同采阶段，基本上进入稳定产气阶段，对比产气情况表现出3个特征：
（1）E-222井组产气量整体较高，经过单相水排采阶段和憋压阶段，出现明显的产气上升阶段，大量的气体解吸出来，进入稳定产气阶段，平均产气量主要在1 000~1 300 m3/d之间，最大产气量主要在1 100~1 500 m3/d之间，显示出较好的产气潜力。
（2）F-224井组产气量整体较差，经过前期单相水阶段和憋压阶段，未出现明显产气上升阶段，一直维持在低产气的生产状态，平均产气量介于60~400 m3/d之间，最大产气量介于100~900 m3/d之间，显示出该井组不具备高产气潜力。
（3）同一井组内产气情况也存在明显的差异性。E-222X2井具有典型的低产井特征，经过2 a左右的排采时间产气量一直维持在200 m3/d，未表现出高产潜力；F-224X2井在进入气水同采阶段，经过6个月低产气的生产阶段，出现了明显的产气上升阶段，产气量维持在600~900 m3/d之间，表现出高产气潜力。
1.3 产水特征
2个井组煤层气井产水量适中，最大日产水量低于10 m3/d，仅E-222井组最大日产水量达到15 m3/d，分析产水情况表现出以下2个特征。
（1）E-222井组单相水排采阶段基本在80 d以上，整个生产期最大日产水量在3~13 m3/d之间，平均在1~3.5 m3/d之间；F-224井组单相水排采阶段基本在50 d以上，整个生产期最大日产水量在3~7 m3/d之间，平均在0.4~0.8 m3/d之间。对比发现，E-222井组产水效果明显好于F-224井组，更有利于排水降压，形成较大泄压半径。
（2）从整个生产周期来看，2个井组产水量整体中等—偏低，产水量波动不大，曲线比较平稳且波动小，对于地层的扰动较弱，有利于生产。
2 产气潜力差异控制因素
煤层气产气潜力受控于诸多因素，总的来说主要是地质因素、钻完井工程、压裂工艺和排采管理。地质因素是影响煤层气井产量的内在因素，钻完井工程、压裂工艺和排采管理是基于煤层气地质特征人为因素。这些因素相辅相成，共同决定煤层气井产量效果。
2.1 地质控制因素
2.1.1 资源条件
（1）对比相邻两井组埋深数据可以发现，E-222井组3号煤层埋深主要分布在923~980 m之间，平均为960.43 m；F-224井组3号煤层埋深主要分布在915~961 m之间，平均为940.55 m[图2（a）]。2个井组煤层埋藏深度相近，且井组内变化不大，煤层埋藏深度对相邻井组煤层气产能差异性影响不大。
（2）对比2个井组煤层厚度发现，E-222井组3号煤层厚度主要分布在5.05~7.50 m之间，平均为6.34 m；F-224井组3号煤层厚度主要分布在5.30~5.90 m之间，平均为5.68 m[图2（b）]。2个井组表现出煤层厚度大且发育稳定，但2个井组间相差不大，对煤层气产能差异影响较小。
（3）对比2个井组煤层含气量数据发现，E-222井组3号煤层含气量主要分布在12.75~13.71 m3/t之间，平均为13.37 m3/t；F-224井组3号煤层含气量主要分布在8.39~13.40 m3/t之间，平均为11.98 m3/t；[图2（c）]。2个井组含气量除F-224井含气量为8.39 m3/t外，其他井含气量均大于12.0 m3/t，说明2个井组煤层含气量较高，且相差较小，对相邻煤层气井组产能差异影响较弱。
（4）对比2个井组3号煤层资源丰度数据发现，E-222井组3号煤层资源丰度主要分布在（0.93~1.49）×108 m3/km2之间，平均1.23×108 m3/km2；F-224井组3号煤层资源丰度主要分布在（0.70~1.15）×108 m3/km2之间，平均为1.0×108 m3/km2[图2（d）]。E-222井组资源丰度略高于F-224井组，但于两者相差不大，资源丰度不是相邻井组间产能差异的主控因素。
2.1.2 煤层气储层条件
煤层气储层条件评价因素较多，诸如煤岩煤质、孔渗特征、煤体结构以及应力条件等。笔者在钻完井、煤岩测试、测井数据等综合资料基础上，充分考虑井壁扩径影响，引入“井径差比值”参数[13]，刻画出有利煤储层测井响应特征，评价有利煤储层发育。
煤岩具有杨氏模量低、泊松比高的特征，塑性变形较强，松软易破碎，在钻井过程中容易发生井眼垮塌，在井径曲线上显示出扩径现象。井径差比值参数能定量表示煤体结构发育程度，该值越大，扩径越厉害，煤体结构越破碎。对比两井组数据发现，E-222井组3号煤层井径差比值主要分布在0.01~0.36之间，平均为0.14；F-224井组3号煤层井径差比值主要分布在0.16~0.96之间，平均为0.59[图3（a）]。井径差比值数据说明E-222井组与F-224井组相比，前者扩径不严重，煤体结构破碎程度相对较弱。
依据前人对该研究区的研究结果，在充分考虑井眼扩径影响的基础上，有利煤储层表现出低伽马、低密度、高深侧向电阻率测井响应特征[14]。结合该区煤层气井排采状况，对平均产气量在400 m3/d以上的中高产井的测井信息进行统计分析，有利煤储层表现出：井径差比值小于0.2，密度小于1.4 g/cm3，自然伽马小于60 API，深侧向电阻率大于5 000 Ω·m。利用中高产气井煤储层测井响应特征划分2个井组有利煤储层发现，E-222井组3号煤有利煤储层厚度分布在0~3.88 m之间，平均为2.9 m；F-224井组3号煤有利煤储层厚度分布在0~3.25 m之间，平均为1.3 m；其中E-222X2、F-224、F-224X3共3口井未发育有利煤储层[图3（b）]。
总的来说，有利煤储层的发育程度直接决定了产气潜力。分析结果显示，E-222井组有利煤储层较发育，煤层气井表现出高产气潜力，该井组中E-222X2却显示出较差的煤储层条件，长期维持在低产气状态；F-224X2井较同井组其他井表现出更好的煤储层发育条件，产气潜力较大。
2.2 钻完井控制因素
E-222井组和F-224井组为丛式井井组，中心井为直井，周边井为定向井，采用丛式井套管射孔完井方式。钻完井工艺中，影响因素主要包括井身质量、钻井液、固井质量等。
2.2.1 井身质量
井身质量是指实际完成的井身轨迹、井径与设计的井身轨迹、井径一致程度，符合钻完井标准规范。本文采用最大全角变化率进行井身质量的评价。按照规范规定最大全角变化率≤4º/25 m即为质量合格。统计发现，2个井组最大全角变化率分布在2.61~3.97º/25 m之间，井身质量符合要求。
2.2.2 钻井液
在钻完井施工过程中，钻井液对煤储层会造成不同程度的污染。统计发现：2个井组在非煤系地层主要采用水基、坂土浆钻井液，密度控制在1.01~1.03 g/cm3之间，黏度控制在28~30 s之间；在煤系地层主要使用聚合物钻井液，密度控制在1.02~1.08 g/cm3之间，黏度控制在28~40 s之间。钻井液对煤储层污染程度较低，起到了煤储层保护作用。
2.2.3 固井质量
固井质量评价主要采用测井曲线和试压2种方式进行监测。本文通过试压结果进行固井质量评价。生产套管试压在20 MPa，憋压30 min，判断压力下降程度。统计2个井组数据发现，F-224X1井在憋压30 min后，压降5.7 MPa，判断该井套管和固井质量存在问题，无法进行下一步储层改造施工。其他井均无压力下降现象，固井质量合格。
综合发现，2个井组除F-224X1井外，其他井在井身质量、钻井液、固井质量均为合理，为下一步的压裂施工和排采生产提供保障；而F-224X1井由于固井质量问题无法进行下步作业。
2.3 压裂控制因素
压裂工艺是改善煤层渗透性和提高煤层气产量的有效手段。若煤层压裂效果好，压后渗透率显著提高，煤层水更容易被排出，形成有效的泄压半径，产气潜力提高。若改善效果较差，将会严重影响产气潜力[15]。2个井组均采用活性水压裂方式，对山西组3号煤层进行储层改造。本文研究选取压裂规模和压后效果等参数进行评价。
2.3.1 压裂规模
压降液总量对于储层改造效果影响较大，压裂理论与生产实践显示，随着压裂总液量越大，储层改造规模越大，渗透性提高效果越明显。对比2个井组总液量发现，E-222井组总液量分布在606~885 m3之间，平均为702.5 m3；F-224井组总液量分布在459~645.10 m3之间，平均为529.0 m3。E-222井组与F-224井组加液规模要大，大规模的液量更有助于压裂低渗的煤岩储层，形成更多的渗流通道。
压裂砂能有效的支撑储层改造施工中开启的裂缝，形成有效的排水通道。生产实践证明，单位厚度加砂量大于6.0 m3，产气效果相对较好。对比2个井组煤层气井单位厚度加砂量发现，E-222井组单位厚度加砂量分布在6.66~7.52 m3之间，平均为7.02 m3；F-224井组单位厚度加砂量分布在5.26~6.14 m3之间，平均为5.61 m3（表2）。E-222井组与F-224井组加砂规模更大，煤储层改造效果更好。
表2 不同井组煤层气井压裂分析结果Table 2 Statistics of fracture analysis of different CBM wells groups |
| 井名 | 前置液量/m3 | 混砂液量/m3 | 顶替液量/m3 | 总液量/m3 | 总加砂量/m3 | 单位厚度加砂量/m3 | 平均砂比/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| E-222 | 184.90 | 463.80 | 11.20 | 659.90 | 36.37 | 7.20 | 7.89 |
| E-222X2 | 221.20 | 397.20 | 11.90 | 630.30 | 50.20 | 6.69 | 13.23 |
| E-222X3 | 212.40 | 382.30 | 12.10 | 606.80 | 45.28 | 6.66 | 12.38 |
| E-222X4 | 244.60 | 654.50 | 11.80 | 912.90 | 45.13 | 7.52 | 6.93 |
| F-224 | 192.60 | 279.10 | 10.80 | 482.50 | 35.29 | 6.14 | 13.00 |
| F-224X1 | / | / | / | / | / | / | / |
| F-224X2 | 249.80 | 384.20 | 11.10 | 645.10 | 32.09 | 5.44 | 8.56 |
| F-224X3 | 199.20 | 248.50 | 11.80 | 459.50 | 30.26 | 5.26 | 12.37 |
2.3.2 压后评价
由于煤岩本身塑性较强，割理发育，且储层非均质性强，造成压裂过程中煤层易产生复杂裂缝。本文选取破裂压力、总摩阻、净压力和压降速率共4个参数对压裂效果进行综合评价。
煤层破裂压力是井眼周围目的煤层在管柱压力作用下使其起裂或原有裂缝重新开启的压力，可指示压裂地层是否发生破裂以及地层破裂的难易程度，若在施工压裂地层没有明显的起裂时，容易发生砂堵，不能形成有效裂缝，造成压裂失败。对比发现，E-222井组和 F-224井组均有明显的煤层破裂压力，E-222井组主要在15.8~27 MPa之间，平均为22.0 MPa；F-224井组主要在22.8~35.2 MPa之间，平均为30.0 MPa；E-222井组较 F-224井组地层破裂压力相对较低，说明该井组更容易发生煤层起裂，形成改造裂缝，提高煤层渗流能力（表3）。
表3 不同井组煤层气井压后效果分析结果Table 3 Statistics of fracturing effect analysis of different CBM wells groups |
| 井号 | 破裂压力 /MPa | 总摩阻 /MPa | 裂缝净压力 /MPa | 压降速率 /（MPa/min） |
|---|---|---|---|---|
| E-222 | 27 | 7.20 | 5.19 | 0.51 |
| E-222X2 | 15.8 | 4.60 | 0.19 | 0.09 |
| E-222X3 | 19.5 | 5.50 | 11.72 | 0.36 |
| E-222X4 | 25.9 | 4.30 | 15.38 | 0.35 |
| F-224 | 22.8 | 5.00 | 5.04 | 0.33 |
| F-224X1 | / | / | / | / |
| F-224X2 | 32.9 | 6.5 | 15.8 | 0.11 |
| F-224X3 | 35.2 | 6.60 | 16.19 | 0.30 |
压裂总摩阻是指地面压力停泵时的压降，摩阻是阻止裂缝延伸的反作用力，通过摩阻可反映压裂施工压力的降落程度，摩阻越大，实际作用在煤层的压力越小。对比发现，E-222井组和 F-224井组总摩阻主要在4.30~7.20 MPa之间，平均为5.67 MPa，2个井组总摩阻相近，分布相对集中，说明实际作用在煤层的压力较大，有助于压裂缝的延展，起到较好的煤储层改造效果。
裂缝净压力指在水力压裂过程中，泵注压裂液的压力克服沿程摩阻、炮眼摩阻、近井地带摩阻以及裂缝闭合压力，最终剩余的直接作用在岩石上使岩石产生裂缝那部分有效压力。净压力越高，表明作用在煤岩上压力越大，越有利于储层改造。对比发现，E-222井组和F-224井组裂缝净压力变化较大，介于0.19~16.19 MPa之间，同一井组间差异也较大。其中E-222X2井压裂净压力为0.19 MPa，远低于其他煤层气井，说明施工过程中，作用在这口井的压力要远远小于其他井，因此压裂效果和裂缝延伸较差。
压降速率是指停泵后压力下降的速率，反映压裂的开启程度。压裂有效开启程度越高，压力下降速率越快，表明压裂裂缝延伸效果越高。对比发现，E-222井组和 F-224井组压降速率变化不大，主要介于0.30~0.51 MPa/min之间，只有E-222X2井和F-224 X2井较小，分别为0.09 MPa/min和0.11 MPa/min，说明2个井组裂缝开启程度和延伸效果整体较好，而E-222X2井和F-224X2井压裂效果欠佳。
综上所述，2个井组整体压裂施工合理，施工质量合格，压裂效果相对较好。F-224X1井由于井身质量问题未能实施压裂施工；E-222X2井表现出破裂压力低、压裂净压力小，压降速率低的特征，压裂改造效果较差。
2.4 排采管理因素
2.4.1 排采时率
煤层气井排采连续性是排采管理最基本要求，采用排采时率参数作为生产连续性的评价标准。E-222井组和F-224井组排采时率较高，基本上都在95%以上，避免排采不连续给煤储层造成伤害[图4（a）]。
2.4.2 单相水排采阶段
该阶段作为排采的初级阶段，是保障整个生产周期最重要的一环。该阶段控制主要原则是：①保证连续的排出地层水，增加泄压半径；②保证排采的稳定性，减少排采初期对煤层的伤害。本文采用单相水排采时间、见套压前累产水量、动液面下降速率等3个参数进行评价。E-222井组单相水排采时间主要在87~131 d之间，平均为102 d；见套压前累产水量主要在212~423 m3之间，平均为290 m3；动液面下降速率主要在3~4 m/d之间，平均为3.5 m/d。F-224组单相水排采时间主要在7~94 d之间，平均为47 d；见套压前累产水量主要在16~165 m3之间，平均为85 m3；动液面下降速率主要在6~32 m/d之间，平均为16 m/d[图4（a）,图4（b）]。对比2个井组可以看出，E-222井组在单相水排采阶段控制更稳定，阶段排采时间更长，累产水量更大，动液面下降速率更稳定，该井组在该阶段煤储层伤害较小，泄压半径较大，有利于后期的生产。
2.4.3 憋压阶段
憋压阶段是井底压力降到临界解吸压力之外，吸附气逐渐从煤岩表面开始解吸，煤储层间形成气水两相流，该阶段对煤储层扰动更加剧烈，现场生产过程中会采取井口憋压作业。本文采用憋压时间和套压最大值来评价。E-222井组憋压时间主要在4~154 d之间，平均为54.5 d；套压最大值主要在0.6~2.4 MPa之间，平均为1.8 MPa；其中E-222X2井憋压时间最长，达到154 d，套压值反而最小，仅为0.6 MPa，说明该口井产气潜力不足。F-224井组憋压时间主要在11~38 d之间，平均为20 d；套压最大值主要在0.7~1.9 MPa之间，平均为1.2 MPa[图4（e）,图4（f）]。该井组F-224X2井憋压时间较短，套压值反而较大，具有较好的产气潜力，其他井产气潜力相对较弱。
2.4.4 产气上升阶段
产气上升阶段是煤层气生产周期中最关键的一环，该阶段甲烷气大量解吸出来，气水相渗此消彼长，产气量快速上升，产水量逐渐下降，要保证有一个稳定持续的产气上升时间段。本文采用上升天数和压力下降速率2个参数进行评价。分析两井组排采曲线发现，E-222X2、F-224、F-224X3共3口井未出现产气上升阶段，一直维持在低产的状态，这与前面分析的地质因素、钻完井因素、压裂因素以及前2个排采阶段息息相关。除这些井外，其他井上升天数主要在162~217 d之间，平均为188 d；降压速率主要在0.73~1.29 MPa/d之间，平均为0.95 MPa/d[图4（g），图4（h）]。对比评价参数说明，高产气井在该阶段排采连续性较好，有一个稳定持续的上升阶段，产气量快速上升，表现出较好的产气潜力。
3 结论和建议
相邻井组以及井组间内部产量差异现象的关键因素主要集中在以下3点：①在煤层埋深、煤厚、含气量和资源丰度相近的情况下，发现储量品质优劣、有利煤储层发育程度等是影响相邻井组以及井组间煤层气产能差异的主要地质因素。②工程工艺对煤层气井组产能差异控制作用主要体现在钻完井工艺和压裂工艺；钻完井工艺需要保证井身质量和固井质量，合格的井身质量和固井质量决定了能否顺利进行压裂改造；压裂工艺对产能的影响体现在压裂施工合理性和压后效果的好坏。合格的井身质量、合格固井质量以及有效的压裂改造是煤层气井高产的工艺保障。③排采管理是煤层气产量控制的最关键一环。要精细划分煤层气井排采阶段，对不同阶段生产关键参数精确把控，对产水量和压力的控制尤为重要。
对于SZB区块，结合目前煤层气生产现状，建议在煤层气规模开发和低产井提产增效过程中，首先，要保障埋深在1 000 m以浅，含气量在12 m3/t以上，资源丰度在1.0×108 m3/km2以上的前提下，要优选有利煤储层厚度在2.5 m以上的区域。开发过程中，要保障井身质量和储层改造质量，在排采过程中，要保障排采时率在90%以上，单相水阶段动液面下降要控制在5.0 m/d以下，产气上升阶段，压降速率要控制在0.8 MPa/d以下。
甘公网安备 62010202000678号
