沁南煤储层地质条件对煤层气井产能的影响
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摘 要：本文分析了影响煤层气井产能的主要地质因素。研究发现，地层构造条件、煤层厚度、煤储层渗透率、含气量以及煤储层压力和临界解吸压力是控制沁南煤层气井产能的主要地质因素;研究认为：煤储层地质条件在背斜轴部，煤层厚度大、含氣量高、临界解吸压力大且渗透率在0.2md～4.0md之间的区域为本区煤层气开采的有利区域。
关键词：煤层气;煤层气井;煤储层;产气量;主控因素
中图分类号：TE332 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2020）01-0150-02
本文通过分析沁南地区大量煤层气井的产量差异，研究气井的产能控制因素，以本区主采煤层为主要研究对象，分析和比较在不同的地质条件下煤层气井的产能特征，阐明地质条件对煤层气井产能的影响作用，为本区煤层气勘探开发及靶区优选提供参考依据。
1 沁南地区主要地质条件分析
1.1 地质构造
沁水盆地南部的地质构造大致是一些宽缓的褶皱，这些构造在某种程度上反映了在燕山期的一系列挤压作用。本区无岩浆活动且断层稀少，褶皱主要呈舒缓波状，是构造相对简单的地区。由于本区主要位于一些向西倾斜或向北倾斜的一些坡带区域，所以在盆地内部储气和气藏的中心部位容易形成烃类运移指向，这为此区成为煤层气开发的高产富集区提供了基础和有力保障。
1.2 煤层厚度
本区的主要含煤地层是下二叠统的山西组以及上石炭统的太原组。含煤地层的总厚度在118.96～145.74m，平均厚度在135.52m左右。本区的3#煤层层位稳定且煤层厚度大，纯煤厚度为4.11～6.96m，平均煤厚为5.57m，为本区的主要目的煤层，故本文将以3#煤层为例进行重点分析。
1.3 3#煤层含气量
对于用来预测产能和计算资源量来说，煤层含气量是非常重要的参考数据，3#煤层为区内煤层气开发的主要目标煤层之一。根据对樊庄区块进行的含气量测试的数据来看，晋试1井3#煤层平均含气量为24.82m3/t;晋试2井3#煤层平均含气量为22.84m3/t;晋试3井3#煤层平均含气量为15.23m3/t;晋试4井的3#煤层平均含气量可达25.48m3/t;晋试5井的3#煤层气的含气量在18.31m3/t左右，如图1所示。
1.4 煤储层渗透率
以樊庄区块为例，在樊庄区块通过取煤样进行孔隙特征分析，得出樊庄区块的煤储层微孔较少且基质致密，主要为裂隙型且渗透率普遍较低，如图2所示。
1.5 储层压力
沁水盆地南部多数为较低的储层压力，低储层压力的范围占总共测试范围的96%左右，只有很少的一部分地区储层压力呈现为较高的状况。本区有非常多数量的气井，通过对挑选出来的55口气井进行注水/降压，本区煤层气的储层压力的范围在0.17～8.75MPa之间，平均储层压力2.59MPa，而煤层的储层压力梯度一般为0.43～10.48kPa/m。
2 主要地质条件与煤层气井产能的关系
煤层气井产量的控制因素极多，本文仅重点研究其主要的地质影响因素。由于沁水盆地面积大，所在的煤层气公司多，区块多，所以各个区域，不管是从开采时间，开发方式等各个方面都不尽相同，所以选取合适且具有代表性的气井对于分析的客观性和准确性十分重要。因此，本文仅采用具有代表性和稳定性的气井来进行研究，这些井大多生产时间以及开采方式一致，钻井施工等产生的影响相对较少。本文主要通过分析该区气井的大量生产数据来研究影响煤层气井产气能力的主要地质因素。
一般而言，我们将日产气量大于3000m3的煤层气井称为高产井，将日产气量不足1000m3的煤层气井称为低产气井。
2.1 地质构造与煤层气井产能的关系
根据对中联公司在潘河地区建立的气井生产数据加以分析并通过统计不同级别气井的分布比例，可以得出构造对气井产能的影响关系。总体上表现为在背斜轴部的高产井数量要高于其他构造区[1]。经统计，在所有研究的煤层气井中，背斜轴部的煤层气井全部为产量较高的高产煤层气井，高产井比例达到100%，而在向斜部位分布的煤层气井中，高产井只占到所有向斜部位井总数的75%，在翼部的煤层气井中，高产煤层气井只占到所有翼部煤层气井总数的59%[2]。
樊庄区块的煤层气井生产数据也大致与以上的结论相吻合，即在褶皱的轴部以及背斜点的高产井所占的比例相对较高。陈振宏等在对樊庄区块的生产数据做分析研究时也指出，背斜区高产气井比例一般较高，为42.9%，而向斜区的高产气井比例则普遍较低，仅为6.7%。所以由此可以得出，在不考虑其他地质因素的前提下，背斜轴部等构造高点区域一般产气量较高，是煤层气勘探开发的有利地区。
2.2 煤层厚度与煤层气井产能的关系
图3为煤层厚度与气井产气量关系图。图中，煤层厚度在5.8米之前，高产井分布较少，随着煤层厚度的逐渐增大，高产井数量逐渐增多，占比逐渐增大，但各井的产量差异也开始逐渐变大。所以总体来看，煤层厚度对煤层气井产能的影响并不十分明显。
2.3 煤储层含气量与煤层气井产能的关系
沁南地区的潘庄区块，含气量普遍较高，平均可达15m3/t，通过资料数据显示该区块的高产能井也相对较多，而位于寺河西区一带的煤层气井产能相对较低，经测其含气量同样相对较低，平均为9m3/t左右。从图4中可以看出，随着煤层含气量的不断增高，高产能井开始逐渐增多，所占总井数比重不断增大。煤层气含气量对气井产能的影响明显，故煤层含气量为煤层气井产能的主控地质因素。
2.4 煤储层渗透率与煤层气井产能的关系
由于沁水盆地区域广泛且气井数量多，所以测试的煤储层渗透率的差异也较为明显，渗透率的总体范围在0.01× 10-3um2～3.61×10-3um2，其值的大小多数均为1×10-3um2左右[3]。 渗透率是煤层气井产能的主控地质因素。美国在很早以前的一份生产报告中就已经表明，渗透率对煤层气井的产气量影响明显。当煤层的渗透率很小时（0.02md），单井的日产气量极小甚至为零，在渗透率为0.02～0.2md范围内时日产气量明显升高，当渗透率达到0.2～2md范围内时，煤层气井普遍产气量较高，日产气量一般可以达到2500m3以上;当煤层的渗透率继续升高到2md以上时，各井的产量差异又开始逐渐变大，多数气井的產气量开始下降（图5）。这是因为当渗透率很高的时候（大于2md），某些产能较低的气井有可能处在构造的向斜区，致使气井处在一个汇水区域，导致在排水降压的时候变得非常困难，从而导致煤层气井产量的下降。
从图5中可以看出，煤层气的产气量随着渗透率的逐渐增大呈现出先增大后减小的趋势。大量的煤层气高产能井普遍位于渗透率在0.2×10-3um2～4.0×10-3um2范围内的区域。
2.5 煤储层压力与煤层气井产能的关系
通过大量的测试数据显示，本区内的煤储层压力多大在3Mpa以上，而临界解吸压力则均低于此值。由于储层压力与临界解吸压力越接近越有利于气井产气，故对于本区而言，临界解吸压力越大，对煤层气井的产能越有利。
3 结论
（1）通过研究分析认为影响沁水盆地南部地区煤层气井产能的主控地质因素为地层构造条件、煤层厚度、煤储层渗透率、含气量以及煤储层压力和临界解吸压力。（2）煤储层地质条件在背斜轴部，煤层厚度大、含气量高、临界解吸压力大且渗透率在0.2md～4.0md之间的区域为本区煤层气开采的有利区域。（3）在进行煤层气井的产能研究时，应在多种主控因素综合分析的基础上，分析单一主控因素与其他因素对煤层气井产气量的影响程度。
参考文献
[1] 陈振宏，王一兵，杨焦生，等.影响煤层气井产量的关键因素分析：以沁水盆地南部樊庄区块为例[J].石油学报，2009，30（3）：409-412.
[2] 王国强.影响煤层气井生产特征的关键因素分析：以沁水盆地南部潘河地区为例[C].煤层气学术研讨会.北京：地质出版社，2008.
[3] 张培河.基于生产数据分析的沁水南部煤层渗透性研究[J].天然气地球科学，2010，21（3）：503-507.
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