图1 探井含气量与埋深的关系
Fig.1 Relationship between gas content and buried depth in exploratory wells
由于我国经济的迅速发展，常规油气资源已经不能满足我国日益增长的经济需求。因此，煤层气引起了更多人的重视。贵州省织金区块，主要覆盖了贵州省毕节地区，面积约为7 302.06 km2，其含煤面积为4 648.55 km2，平均资源丰度2×108 m3/km2，高于全国煤层气平均资源丰度水平，具备较好的勘探开发前景。国内众多学者已经从区域构造、煤层特征、沉积条件及水文地质等方面研究了影响织金区块煤层气产能的地质因素[1-2]，也有部分学者从压裂工艺、排采制度等方面进行了产能主控因素研究[3]，但这些研究均是基于前期探井资料进行，同时早期探井的开发层位组合及压裂方式等差异较大。排采制度、压裂方式及压裂规模不明确，排采配套工艺单一，导致气井无稳产期，产量达到峰值后迅速下降，影响织金煤层气井产量的主控因素尚待进一步研究。2015年以来，珠藏次向斜开展了小井组开发试验，开发层位、压裂方式及排采工艺均有较大改进，单井产能及变化规律与早期探井不同。目前小井组单井产气量差异较大，达产后稳产期较短。因此，笔者结合实际生产数据，从地质条件、储层压裂改造、配套工艺和排采制度4个方面进行研究，分析影响煤层产气量的地质、工艺主控因素，提出一套适合研究区的提产、稳产建议，提高产建效益，为后续织金区块的大规模开发及类似煤层气田的勘探开发提供了依据。
研究区煤系地层为上二叠统龙潭组，煤体结构主要以碎裂煤为主，是高阶煤中渗透性较好的目的层系，发育在潮坪沉积环境。煤层自上而下分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ煤组共34层煤，呈现出“层数多、单层薄，累计厚度大”的特点。其中Ⅲ煤组可采煤层较多(20、23、27、30号)，可采煤层累计厚度平均在6 m以上，且含气量高、赋存在大型向斜中，具有向斜控气的特征。
目前，织金区块已投产煤层气井主要分布于珠藏、比德、三塘、黔西4个次向斜中，其中珠藏次向斜Z2U1P产气量突破5 000 m3/d，稳产时间达240 d；ZP1井突破4 000 m3/d，稳产时间至今达140 d；Z4、Z5井日产气达2 000 m3以上，稳产时间达300 d；Z2井产气量突破2 800 m3/d。相比其他次向斜，珠藏次向斜更具备有利的勘探开发前景。
织金煤层气的地质条件具备“一弱、两多、三高、四大”特征，即龙潭组富水性弱，含煤层数量多且控气构造类型多，煤层含气量高、资源丰度高、储层压力及地应力高，煤层气资源量大、煤阶变化大、煤层渗透率变化大、垂向地质条件变化大。
织金区块位于黔中隆起区，黔中隆起始于奥陶纪，一直延续到二叠纪初。期间主要经历了6个阶段的构造演化。其中，燕山中晚期是黔中隆起发生断褶和抬升最强烈的一次运动，是聚煤盆地构造格局的关键时期，使得煤层保存在大型向斜和部分次向斜中[4-5]。向斜面积宽阔，位于核部的煤层厚度大，构造较稳定，发育一定的构造裂隙，从而提高了煤层的渗透率，利于煤层气富集成藏，是煤层气大规模勘探开发的有利区块。
研究区主要位于织金区块的岩脚向斜，由珠藏次向斜，阿弓次向斜、三塘次向斜、水公河次向斜、比德次向斜5个三级单元组成。由前期的探井可知，有利勘探区的开发井主要分布在珠藏次向斜，该次向斜整体为NE走向且波幅较宽缓，北部和东部发育了一系列的NE和NEE向断层，但所部署井位不在断层区。因此，断层对单井的产气量没有显著的影响，主要是受向斜控气的影响。
织金区块的煤系地层主要在1 000 m以浅，珠藏次向斜埋深200～800 m，平均含气量13.02 m3/t；比德次向斜埋深500～1 200 m，平均含气量12.14 m3/t；三塘次向斜埋深500～1 200 m，平均含气量12.70 m3/t。图1是区块内探井的埋深与含气量的关系，可以看出，煤层含气量随着深度的增加而增加，若主力煤层埋深过浅，导致供气能力不足，产气量低；若煤层埋深过大，气体开采难度增加，产气量低[6]。
图1 探井含气量与埋深的关系
Fig.1 Relationship between gas content and buried depth in exploratory wells
根据已生产的煤层气井可知，珠藏次向斜的埋深和产气量利于煤层气的勘探开发。如图1所示，珠藏次向斜在380 m以浅，含气量较低，平均10 m3/t左右。高产井目的层埋深集中在500～700 m，低产井目的层埋深集中在300～450 m。
水力压裂改造技术是煤层气井增产的主要措施，能够有效增大泄气面积、增加储层渗流通道、提高单井的产气量[7]。煤层压裂改造效果直接关系到煤层气井的产气量，不同的压裂工艺及施工参数对煤层气井的产能影响较大。
1)压裂方式对产气量的影响。为了加强压裂改造的针对性，有效提高压裂效果，区块内进行了多层合压、多层分压等不同压裂工艺的探索试验。文中将单套或2套煤层压裂的方式定义为多层分压，将2套以上的煤层合压方式定义为多层合压。
织金区块内Z5、Z6井煤层间隔小，采用多层合压的压裂方式，日产气量随着生产时间的变化曲线如图2a所示。统计2口井的平均日产气量最高800 m3左右。试验井组内4口井采用多层2/3段压裂方式，生产曲线如图2b所示，其平均日产气量最高为1 000 m3左右。同时试验井组内有5口井采用了4段逐层压裂，生产曲线如图2c所示，平均日产气量可达1 500 m3以上。因此，多层分压压裂方式效果要优于合压压裂方式，其中采用4段逐层压裂的方式，对储层的改造最为有效，产气量也相对最高。
图2 织金区块不同压裂方式的生产曲线
Fig.2 Production curves of different fracturing modes in Zhijin Block
2)施工规模对产气量的影响。压裂施工液量和加砂量的多少可以反映出压裂规模的大小，压裂施工规模越大，裂缝在煤层中延伸扩展的长度及宽度越大，储层改造体积也越大，煤层气井产量也越高[8-10]。统计试验井组的压裂施工加液强度、加砂强度与平均日产气量的关系可以看出，施工加砂强度与产气量具有较好的相关性(图3a)。加砂强度越大，支撑剂进入裂缝的量越大，裂缝导流能力越强。施工加砂强度在10～15 m3/m时，煤层气井产量即可达到1 000 m3以上，随着加砂强度的继续增加，产量增加幅度减小。煤层气井产气量与加液强度也表现出了很好的相关性(图3b)，随着加液强度的增大，裂缝缝长和宽度也随之增加，后期排采压降范围也越大，单井的产气量也越高。当加液强度大于150 m3/m时，煤层气井的日产气量即可达到1 000 m3以上，且日产气量随着加液强度的增加而线性增加。
图3 加砂强度和加液强度与平均日产气量关系
Fig.3 Relationship between sand quantity、liquid quantity and daily average gas production
3)施工参数对产气量的影响。地层破裂压力是水力压裂过程中重要的参数之一，对煤层气压裂工艺的质量及单井的产气量均具有重要意义。当井筒中地层承压达到某一极限，产生水力裂缝时井底流体的瞬时压力称为地层的破裂压力，它与地层的地应力、孔隙压力、天然裂缝的发育程度、岩石弹性参数等因素有关[11]。破裂压力随着埋深的增加而增加，图4中区块内的Z4、Z5井分段压裂破裂压力远低于Z2-10-52、Z2-8-58、Z2-12-58井，原因之一是Z4、Z5井开采的煤层浅于后几口井，但从表1中可以看出，截止到2017年12月31日，Z4、Z5井的单井产气量高于其他3口井，表明破裂压力越低，压裂裂缝延伸越长，储层改造体积越大，煤层气井产量相对越高。
因此，笔者提出一种储层改造新模式。首先，利用电脉冲可控冲击波改造储层，在井筒近井地带形成人工裂缝，其次再进行水力压裂施工，从而降低地层破裂压力，有助于水力裂缝的延伸及复杂缝网的形成，增加储层改造效果，同时降低水力压裂的成本。可控冲击波煤层改造的原理有3种：破裂煤层、撕裂煤层和高强声波解堵煤层[12]。针对织金区块煤层特点，主要利用可控冲击波破裂煤层的原理，当冲击波的幅值超过目的煤层抗压强度时，煤层直接破裂，破裂程度受可控冲击波的幅值和冲量大小的影响。可控冲击波的技术成本低，且不破坏储层，是一种有效的煤储层解堵措施。
图4 区块内煤层的破裂压力
Fig.4 Fracture pressure of coal seam in the block
表1 区块内煤层气单井日产气量
Table 1 Coalbed methane production ofsingle well in the block
井名平均日产气量/m3最高日产量/m3Z41 245 3 172Z56252 830Z2-10-52278 672Z2-8-586972 002Z2-12-588681 821
煤层气井的排采制度是影响气井产量的关键控制因素之一，为了提高气井产量及煤层的最终采收率，织金区块进行了多种排采制度的探索，产量出现峰值后分别对部分井采用2种不同的排采模式：
1)稳流压排采：结合织金试验井组的多煤层排采，为控制日产气增幅以达到稳产，对部分井进行了稳流压排采试验。稳流压排采导致压降漏斗稳定且不再扩大，远端煤层基质中气体不能突破毛管压力，产气量下降[13]。如图5所示，Z2-10-54井见气后排采速度过快，导致产气量迅速上升形成产量高峰，采取稳流压的排采制度进行控制，但在稳流压阶段产量迅速下降，在中后期的2次稳流压试验阶段，产气量同样迅速下降。
图5 Z2-10-54井排采曲线
Fig.5 Production curves of Z2-10-54 well
2)缓降流压排采：试验井组其余井日产气量达到较高水平后，进行缓降流压排采制度。如图6所示，Z2-10-56井缓降流压阶段，日降井底流压降幅由0.02 MPa下调至0.005 MPa，下调初期由于压降漏斗向外扩展的速度减缓，产量略有下降，后随着井底流压的缓慢下降，压降漏斗持续扩大，产量缓慢回升，日产气量稳定在1 000 m3以上长达16个月。
图6 织2-10-56井排采曲线
Fig.6 Production curves of Z2-10-56 well
最终建立了适合该区块的“阶段降压”排采模式，将煤层气井的排采过程分为3个阶段：
1)单相流动阶段“五段三压”排采：通过前期探井明确了该区块煤层的平衡压力、敏感压力和解吸压力后，试验井组在气体未解吸前，依据上述3个压力节点采用快速降压、稳压排水、缓慢降压、稳压排水及单相流动至结束5个阶段，尽可能多地排出地层水，实现煤层远近端尽可能地同步解吸。
2)气水两相流动阶段“避峰求面”排采：试验井组采用多煤层合采方式，由于各煤层间解吸压力相近，如果排采速度过快，极易出现邻近煤层同时解吸见气导致气量突然升高，使得近井地带煤层发生速敏效应和压敏效应，导致气井产量形成一个高峰，难以保持稳定生产[14-15]。如图6中Z2-10-54井后期放慢排采速度，控制日降压为0.002 MPa，日产气量稳定在1 500 m3以上达8个月，有效地实现了避峰求面的排采目标。
3)中后期“面积降压”排采：随着煤层水的不断排出，井筒动液面持续下降，当动液面降至最上部煤层时，开始一井一策精细化排采，尽可能地扩大单井压降波及范围，实现试验井组区域内整体的面积降压。动液面较高的气井适当加快排采速度，动液面低的气井适当降低排采速度，保证井组内各井的动液面处于同一水平并且同步下降，从而实现区域内煤层的整体降压。自2016年起实行面积降压排采制度后，试验井组井底流压整体同步缓慢下降，各单井产气量也达到较高水平。如图7a和图7b所示，2017年1月到6月井底流压由0.86 MPa降至0.56 MPa，日产量上千立方米的井比例由30%提高到80%以上。
图7 2017年1月和6月井底流压等值线
Fig.7 Well bottom flow pressure contour of January and June in 2017
织金区块的煤层气井排采方式主要采用了抽油机和同心管射流泵2种，选择的依据为：实际最大井斜角小于50°，采用抽油机排采；实际最大井斜角大于50°，采用射流泵排采。
对于30号煤层埋深小于600 m的排采井选2型抽油机，30号煤层埋深超过600 m的排采井采用3型和4型抽油机。与抽油机相比，射流泵在工作过程中没有机械运动部件，解决了抽油机管杆偏磨严重的问题；射流泵高速流动的动力液携带能力强，可以有效地将煤粉和砂携带出井筒，达到防砂和卡泵的目的；同时射流泵检泵作业简便快捷，大幅节省了人工和时间成本。
从织金煤层气井排采工艺统计(表2)来看，采用射流泵排采的井累计产气量相对低，见气后平均日产气量也较低。
虽然射流泵解决了抽油机杆管偏磨等问题，但在排采控制上与抽油机相比较差，很难达到阶段降压排采方式的精细要求，产量达到峰值后稳产时间较短，产量峰值相对也较低。而抽油机井由于安装了伺服电机，大幅扩展了冲次的可调范围，能够解决现场低产液量井井底流压控制的难题，实现低产液量井连续、平稳、缓慢排采的要求[16]。
表2 织金煤层气井排采工艺统计
Table 2 Statistics on drainage technology of Zhijincoalbed methane wells
井号见气后生产时间/d目前流压/MPa累计产气量/104m3见气后平均日产气量/(m3·d-1)排采设备Z2-8-548660.4162.39720.39射流泵Z2-8-567290.3358.37800.752型抽油机Z2-8-588410.2052.60625.49射流泵Z2-10-529650.2423.62244.84射流泵Z2-10-548620.54136.991 589.253型抽油机Z2-10-568230.2786.541 051.562型抽油机Z2-10-587900.4382.621 045.784型抽油机Z2-12-548140.42116.151 426.894型抽油机Z2-12-568470.49105.131 241.203型抽油机Z2-12-588240.2071.90872.60射流泵
1)织金区块煤层多、含气量高，赋存在大型向斜中，尤其是珠藏次向斜埋深较浅，高产井目的层埋深集中在500～700 m，具有良好的勘探开发潜力。
2)多层分压与多层合压的压裂方式相比，前者产气量较高，且采用4段逐层压裂的方式，对储层的改造较为有效，产气量最高。施工加砂强度在10～15 m3/m时，煤层气井产量即可达到1 000 m3以上，随着加砂强度的继续增加，产量增加幅度减小。当加液强度大于150 m3/m时，煤层气井的产量即可达到1 000 m3以上。
3)提出一种储层改造新模式，首先利用可控冲击波改造储层，再采用水力压裂的压裂工艺方式来提高煤层气井的产量。
4)结合实际生产，形成了“五段三压”、“避峰求面”、“面积降压”的“阶段降压”排采模式，为后续大试验井组的排采管理提供思路。
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