煤層氣多層合采開發單元劃分及有利區評價

楊兆彪，李洋陽，秦勇，孫晗森，張平，張爭光，吳叢叢，李存磊，陳長驍

（1.中國礦業大學煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇徐州 221008；2.中國礦業大學資源與地球科學學院，江蘇徐州 221116；3.中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016；4.中石油煤層氣有限責任公司忻州分公司，山西保德 041000）

0 引言

滇東黔西是中國南方重要的煤炭與煤層氣資源賦存區，上二疊統煤層氣地質資源量約占全國的10%[1]，具有“煤層層數多而薄、應力高、弱富水、煤體結構復雜”的地質特征[2]。該地區地質條件復雜，要經濟有效開發煤層氣資源，開發初期必須做好基礎地質研究工作，同時更要做好開發有利區、有利層段的優選工作。近幾年主要從資源、地質角度進行了開發早期評價，重點考慮了含氣量、滲透性、儲集層壓力及構造復雜程度對開發效果的影響，在此基礎上優選出開發有利區[3]，盡管取得了許多卓有成效的成果，但重點工作一直局限于對某一主力煤層進行開發有利區優選，未能對該區復雜的地質條件進行綜合、精細研究，主要表現為：①未能充分考慮煤層薄、多、煤體結構復雜的地質特點；②低滲透儲集層需要進行壓裂改造，可改造性對氣井產能有重大影響，儲集層的可改造性定量評價研究相對缺失；③主要采用了較為簡單的常規研究方法刻畫多煤層全層位儲集層物性的分布，不夠精細；④多層合采條件下的“靶區優選”研究工作尚未開展。

三維地質建模是油藏描述的有效手段，技術成熟，多用于描述常規油氣儲集層物性、沉積相、構造演化等[4-6]。近年來，煤層氣田大量實施地震數據采集與處理、測井解釋、試井等，資料豐富，具備了開展煤層氣儲集層物性三維建模，特別是精細刻畫多煤層全層位儲集層物性分布的條件。本文基于煤層氣井產能方程，重點考慮影響煤儲集層產氣潛力的關鍵物性參數，提出多煤層條件下開發單元劃分方法，并確定出開發單元劃分的定量指標；同時采用三維地質建模技術，構建多煤層地質體，實現多煤層全層位儲集層物性的精細分析與刻畫；以地質模型為基礎，依據評價指標，劃分單煤層、合采煤層的煤層氣開發單元，評價煤儲集層產層潛能，優選開發有利區。

1 開發單元劃分

合理劃分煤層氣田的開發單元是煤層氣經濟有效開發的關鍵環節。劃分開發單元，需要綜合考慮煤層氣儲集層的厚度、含氣量、滲透率、煤體結構、儲集層壓力及儲集層的可改造性等多項因素，制定可行的劃分開發單元的定量指標，合理評價煤層氣儲集層生產潛能。

1.1 開發單元劃分方法

楊兆彪等[7]基于煤層氣井產能公式提出了多煤層產層優化組合“三步法”，其中定義的主力產層優選指數可用于評價垂向多煤層中的主力產層。

煤層氣井產能公式為：

主力產層優選指數為：

在煤層氣多產層條件下，可將基于產能公式定義的主力產層優選指數引申為單層煤層氣產層潛能指數，其科學意義在于計算公式類似于產能公式，計算結果值可近似表征煤層氣單層產能。主力產層優選指數公式中忽略了氣井工程綜合影響系數B（主要受人為或技術因素影響，確定相對困難）和井底壓力p0（在穩產階段井底壓力基本為一定值，變化較?。?，并增加了煤體結構因子S，在計算中具有一票否決的作用。采用（2）式可進行單層煤層氣平面開發單元的劃分。

（2）式中滲透率（K）為原位滲透率（未經儲集層改造的滲透率）。低滲透煤層煤層氣開發過程中，多數情況下需要進行儲集層改造[8]，為反映煤層氣儲集層經壓裂改造后的真實生產能力，這里采用改造后的滲透率（K0）替代K，則（2）式可修正為：

影響改造滲透率的主要地質因素是地應力[9-11]與煤儲集層的脆性指數，脆性指數是頁巖儲集層可壓裂性的重要評價指標，近期引入用于評價煤儲集層的可壓裂性[12]，地應力小、脆性指數大有利于儲集層改造，改造后滲透率較高。

可引入校正系數對原位滲透率進行校正，計算煤儲集層改造后的滲透率。

校正系數可通過Rickman等[13]提出的公式進行計算。

根據（3）式可計算單層煤層氣產層潛能指數，某區域該值越大，其單層生產潛力越大，為可供開發的有利區塊。

1.2 開發單元劃分的關鍵參數界限

考慮方法的簡單實用性，以煤層氣產層潛能指數計算公式中各物性參數為關鍵評價指標，根據滇東黔西多煤層氣田實際情況，結合煤層氣勘探開發的前期研究成果，將煤儲集層的品位劃分為Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類。

1.2.1 煤層厚度

煤層厚度大小影響煤儲集層產氣潛力[14]，薄、中、厚煤層一般按1.3 m和3.5 m作為劃分界限[15]?？紤]到滇東黔西煤層群發育，以薄煤層為主，界限值適當降低，這里將煤厚3.0 m和1.0 m作為劃分Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ類煤儲集層的厚度分界值，這與煤層氣資源勘查技術規范[16]（GB/T 29119—2012）中規定的煤層氣單煤層有利目標區的厚度下限值（3.0 m）一致。

1.2.2 煤層含氣量

煤層含氣量是確定煤層氣資源量和可開發性必不可少的參數[17-19]。滇東黔西主力煤層從中煤階到高煤階均有分布，煤級變化大，但含氣量高[2]，根據煤層氣資源/儲量規范[20]（DZ/T 0216—2010）中的煤層含氣量下限，可統一將煤層含氣量下限標準定為8 m3/t，即Ⅱ和Ⅲ類煤儲集層的含氣量分界值，同時在滇東黔西低滲區煤層氣井想獲得高產，較高的煤層含氣量尤為重要[21-22]，煤層含氣量高意味著含氣飽和度高、臨儲比（臨界解吸壓力與儲集層壓力之比）大，可采性好。中國煤層含氣飽和度與單井日產量之間的關系統計表明，單井日產氣量超過1 000 m3的煤層氣井煤層含氣飽和度均大于60%[23]，滇東黔西高產井同樣具有類似的規律，如楊梅參1井含氣飽和度達到了70%以上[22]。研究區主要為中高煤階煤，在實驗溫度30 ℃時，煤空氣干燥基蘭氏體積隨煤級增高而增大（見圖1），中高煤階煤理論含氣飽和度達到60%，其平均含氣量大致在12～14 m3/t。為此可將12 m3/t作為Ⅰ和Ⅱ類煤儲集層的含氣量分界值，含氣飽和度一般可達到60%～100%。

圖1 滇東黔西煤空氣干燥基蘭氏體積與反射率關系

1.2.3 煤儲集層改造后滲透率

煤層滲透率是決定煤層氣可流動性和可開發性的重要地質因素[14,19]。滇東黔西煤層滲透率普遍偏低，以中、低滲透儲集層為主。傅雪海等[24]將中國中、低滲透儲集層劃分的分界標準定為原位儲集層滲透率等于0.1×10-3μm2，據此標準，可通過滇東黔西約80組試井滲透率與地應力的關系確定出三向地應力平均值分界標準約為20 MPa（見圖2a）。同時試井滲透率隨三向地應力平均值增大而減小，且三向地應力平均值隨埋深增大而增大（見圖2b），滲透率隨埋深增大普遍降低。在壓裂改造過程中，主應力差越小，越容易形成復雜的縫網[25]，越有利于儲集層的改造，而三向地應力平均值與主應力差具有正相關關系（見圖2c）。因此，三向地應力平均值大小既是原始儲集層滲透率的主控因素，同時也是后期儲集層壓裂改造效果的主控因素，隨埋深增大，地應力增大，儲集層難以有效改造。

圖2 滇東黔西煤層三向地應力平均值與滲透率（a）、埋深（b）、主應力差（c）的關系

脆性指數可反映儲集層壓裂后形成裂縫的復雜程度，其值越高越容易形成復雜的網狀裂縫，美國San Juan和Piceance盆地煤層脆性指數平均為40%，壓裂井的壓裂效果好[12]，Rickman等[13]認為脆性指數大于40%時，可以認定巖石是脆性的。參照此值，這里可取40%作為分界值。

根據（4）式，原位滲透率取0.1×10-3μm2，平均地應力取20 MPa，脆性指數取40%，計算得煤儲集層改造后的滲透率為0.2×10-3μm2，該值可作為劃分Ⅰ+Ⅱ和Ⅲ類煤儲集層改造后滲透率的分界值。

1.2.4 煤儲集層壓力

煤儲集層壓力是煤層氣發生流動的驅動源，隨埋深增大而增大。滇東黔西儲集層壓力從欠壓到超壓均有分布。在其他地質條件相同的情況下，煤儲集層壓力越高越容易排采，越有利于煤層氣井的生產。從國內煤層氣開發的實際情況來看，儲集層壓力一般在5 MPa以上開發效果較好，滇東黔西高產井埋深大部分超過500 m，儲集層壓力一般在5 MPa以上[21-22]。因此可將5 MPa作為劃分Ⅰ+Ⅱ和Ⅲ類煤儲集層的壓力分界值。

1.2.5 煤體結構

煤體結構是影響煤層氣壓裂改造的重要因素，碎裂煤和原生結構煤易于改造，而構造煤幾乎不可能被改造；在排采過程中，煤體結構越破碎，煤粉產出越多，裂縫閉合越嚴重，且易造成排采通道的堵塞[26-27]。確定煤體結構是煤層氣勘探開發中的一個關鍵問題，一般采用地質強度因子GSI法[28]計算煤體結構指數，進而對煤體結構進行測井解釋。根據煤體破碎程度不同，煤體結構可分為原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤4類。煤體結構指數大于45時（原生結構煤或碎裂煤），煤體結構因子等于1，該值可作為Ⅰ+Ⅱ類煤儲集層分類的定量指標；煤體結構指數小于45時（碎粒煤或糜棱煤），煤體結構因子等于0，該值可作為Ⅲ類煤儲集層分類的定量指標。

1.3 開發單元劃分定量指標

根據劃分Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類煤儲集層關鍵參數的分界值，采用（3）式計算產層潛能指數得：①對于單層，當產層潛能指數值大于36×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅰ類煤儲集層分布區，（8～36）×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅱ類煤儲集層分布區，小于8×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅲ類煤儲集層分布區。②多層合采需確定組合產層，滿足“三步法”產層組合條件[7]，即：第1步根據產層優選指數，在多煤層中完成主力產層優選；第2步根據組合指數完成主力產層的擴展組合，組合指數主要考慮儲集層壓力梯度差、臨界解吸壓力差不宜過大，保證儲集層流體屬性相似，主力產層平穩產氣和組合產層集中產氣為原則；第3步根據產能貢獻指數完成產層優化組合，基于產層經濟性評價，在第2步的基礎上剔除經濟性較差的產層，最終完成多煤層產層組合。組合產層平均產層潛能指數值大于36×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅰ類煤儲集層分布區，（8～36）×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅱ類煤儲集層分布區，小于8×10-15m6·MPa/t劃分為Ⅲ類煤儲集層分布區（見表1）。根據現場開發經驗，Ⅰ類煤儲集層分布區為最有利開發區，Ⅱ類煤儲集層分布區為次有利開發區，Ⅲ類煤儲集層分布區為非有利開發區。

表1 煤層氣開發單元劃分定量指標

2 有利區評價流程

煤層氣田開發單元劃分，最重要的技術環節是精細描述各項儲集層物性參數的空間分布，以現在的技術手段而言，油氣（煤層氣）儲集層三維建模技術比較成熟，基本可以滿足要求。開展煤層氣田開發有利區評價，主要有3個步驟：①根據現有的地質資料與認識，重構多煤層全層位儲集層物性三維精細模型；②計算各網格的產層潛能指數，并繪制單層或多層合采條件下產層潛能指數等值線；③根據產層潛能指數等值線的分布情況，采用開發單元劃分定量指標勾畫出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類煤儲集層分布區，進而優選出有利開發區。

2.1 多煤層全層位儲集層物性三維建模

收集整理研究區地震、試井、測井、巖心等地質資料，采用Petrel（或其他）地質建模軟件構建煤儲集層含氣量、滲透率、儲集層壓力、煤體結構、地應力、脆性指數等物性參數的三維地質模型，可分7步實現：①數據準備；②測井解釋；③建模數據處理；④構建地層格架；⑤構建巖相模型；⑥構建屬性模型；⑦構建儲集層物性模型。在屬性模型的約束下構建各個儲集層物性參數模型，然后采用垂向網格（層組）的平均值進行平面投影變換，生成二維平面圖與過典型井的連井剖面圖。

2.2 產層潛能指數平面分布與有利區評價

根據地質模型中各網格的儲集層物性參數采用（3）式計算相應網格的產層潛能指數，然后進行平面投影變換，生成二維平面參數場，繪制各小層或多煤層全層位平均產層潛能指數等值線圖。煤層氣開發單元劃分及有利區評價技術流程見圖3。

圖3 煤層氣多層合采開發單元劃分及評價技術流程圖

對單個小層而言，產層潛能指數主要生成包含8×10-15m6·MPa/t和36×10-15m6·MPa/t的等值線，依據煤層氣開發單元產層潛能指數劃分標準，對單煤層劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類煤儲集層分布區，其中Ⅰ類區為最有利的開發靶區。

對多層合采而言，運用產層優化組合“三步法”，首先對典型井進行產層優化組合[7]，在確定工區主要合采層段基礎上，在合采煤層平均產層潛能指數平面圖上生成包含8×10-15m6·MPa/t和36×10-15m6·MPa/t的等值線，劃分出Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ類煤儲集層分布區，其中Ⅰ類區為最有利的開發靶區。

3 應用實例

云南雨旺區塊位于老廠復背斜南翼，面積81.75 km2，總體為一平緩的單斜構造，邊緣為弧形斷裂圍繞，內部有次一級的寬緩褶曲，斷層稀少。含煤地層為上二疊統龍潭組，全區可采煤層為2#、3#、7#、8#、9#、16#、19#煤層共7層；大部分區域可采煤層為4#、13#、17#、18#煤層共4層?？刹擅簩涌偤?2.28 m；煤級為貧煤—無煙煤，部分煤層煤體結構較為破碎。煤層含氣量較高，平均含氣量在12 m3/t左右；試井滲透率較低，平均為0.13×10-3μm2，平均儲集層壓力梯度為1.05 MPa/100 m，儲集層壓力狀態為正?！瑝?。

雨旺區塊早期部署煤層氣開發井4口，參數井11口。2016年以來，通過實施“十三五”國家科技重大專項“滇東黔西煤層氣開發技術及先導性試驗”，新部署實施試驗井6口，目前正開展初期排水。該區塊地質與開發資料相對豐富，基本具備開發有利區優選的條件。

3.1 煤儲集層物性三維建模

采用Petrel地質建模軟件對研究區煤儲集層含氣量、滲透率、儲集層壓力、煤體結構、地應力、脆性指數等物性參數進行三維建模，主要參數平面與縱向上具有如下分布特點。

3.1.1 煤層含氣量

區塊含氣量0.78～19.75 m3/t，平面上西南部平均含氣量較高，東北部較低（見圖4）?？v向上煤層單層含氣量整體上隨埋深增加而增大；但層位上不具有該規律，主要呈波動式變化（見圖5），符合疊置煤層氣系統的基本特征[29-30]。

圖4 雨旺區塊煤儲集層平均含氣量分布

圖5 雨旺區塊煤儲集層含氣量連井剖面

3.1.2 煤儲集層滲透率

雨旺區塊試井滲透率（0.005 6～0.870 0）×10-3μm2，平均0.130 0×10-3μm2；測井平均滲透率（0.046～0.270）×10-3μm2，屬于中低滲—中滲儲集層，總體上以中低滲儲集層為主，局部發育中滲儲集層。

從平面分布來看，區塊中部滲透率較高，東北部最低（見圖6）。該區縱向上各層滲透率總體較低，局部發育高滲區（見圖7）。

3.1.3 煤儲集層壓力

煤儲集層壓力是煤層氣發生流動的驅動力。根據試井實測值及測井解釋結果，雨旺區塊煤儲集層壓力3.71～10.85 MPa，平均6.77 MPa。壓力系數0.63～1.43，變化范圍比較大，平均1.07，儲集層欠壓、超壓共存。平面上儲集層壓力西偏北及YW-S1井附近較低，東南部較高（見圖8）；縱向上，隨著埋深的增加儲集層壓力逐漸增大，但局部存在波動性（見圖9），與煤層的埋深分布趨勢基本一致，深部煤儲集層能量較高。

圖6 雨旺區塊煤儲集層平均滲透率平面分布

圖7 雨旺區塊煤儲集層滲透率連井剖面

圖8 雨旺區塊煤儲集層平均壓力平面分布

3.1.4 煤體結構

雨旺區塊原生結構煤占47%，碎裂煤占33%，碎粒煤和糜棱煤占20%。YW-S1井組附近煤體結構較好，平面上西南部煤體結構較好，東北部煤體結構較差（見圖10）?？v向上中間層位煤體結構較為破碎，淺部和深部較為完整（見圖11）。

此外還完成了三向地應力及脆性指數的三維建模，其平面分布具有區域差異性，垂向分布具有波動性，在此不再詳細描述。

3.2 開發單元劃分及有利區評價

3.2.1 單層有利區評價

在關鍵參數建模的基礎上，計算并生成了多煤層中部分主力煤層（7#+8#、9#、13#、19#）的產層潛能指數分布圖（見圖12）：①7#+8#煤層Ⅰ類區主要分布在YW-02井附近，Ⅱ類區大范圍分布，Ⅲ類區零星分布，主要集中在研究區的東南部。②9#煤層Ⅰ類區主要呈條帶狀分布在研究區的中部，即淺部地區，Ⅱ類區零散分布于中間地帶，Ⅲ類區以條帶狀主要分布在區塊邊緣，面積較大。③13#煤層Ⅰ類區主要分布在YW-02和YW-04井附近，Ⅱ類區主要分布在東北部，Ⅲ類區零星分布于區塊邊緣。④19#煤層Ⅰ類區呈北東走向的條帶，主要分布在研究區的中部及東南部YW-03井附近，Ⅱ類區主要分布在東北部和西北緣，Ⅲ類區零星分布在東北部。

圖9 雨旺區塊煤儲集層壓力連井剖面

圖10 雨旺區塊平均煤體結構指數平面分布圖

綜合評價表明，各主力煤層的開發有利區分布規律具有較大差異性，4個主力煤層中7#+8#煤層和19#煤層的Ⅲ類區面積最小，9#煤層的Ⅲ類區面積最大。

前期研究中，多煤層開發單元劃分往往采用某一主力單煤層的產氣潛能評價結果為標準，由此劃分全區域全煤層的開發有利區，顯然方法具有嚴重缺陷，評價結果準確性、精度較低，難以滿足多煤層煤層氣合采開發的選區要求。

3.2.2 合采有利區評價

根據多煤層產層優化組合“三步法”[7]和聚類分析組合法[31]，首先對研究區進行產層優化組合，可得9#及以上煤層和13#及以下煤層2套主力產層組合[32]，各組合內部儲集層物性和流體屬性相近，可兼容性高?；诖?，對9#及以上煤層和13#及以下煤層2套主力產層組合的產層潛能指數進行計算，形成平均產層潛能指數圖（見圖13），劃分出煤儲集層分布的Ⅰ類區、Ⅱ類區和Ⅲ類區。

圖11 雨旺區塊煤體結構指數連井剖面

圖12 雨旺區塊煤儲集層單層開發有利區評價

由評價結果可知，9#及以上煤層Ⅰ類區主要分布在研究區的西南部，YW-02井附近區域合采效果最佳；Ⅱ類區分布在研究區的中部和東北部；Ⅲ類區范圍小，僅分布在研究區的東北部。13#及以下煤層Ⅰ類區主要分布在研究區的中部、西南部及東南部；Ⅱ類區主要分布在研究區的東北部；無Ⅲ類區。

由此可見，13#及以下煤層適宜于大面積的合采。研究區西南部2套產層組合的Ⅰ類區存在重疊，9#及以上煤層組合與13#及以下煤層組合均有Ⅰ類區分布，更適合開展多層合采。研究區東北部無Ⅰ類區，不適宜進行多層合采開發。研究區中部，只有13#及以下煤層組合的Ⅰ類區，適合13#及以下煤層多層合采。

3.3 有利區評價結果可靠性分析

雨旺區塊早期部署了1個煤層氣叢式井組，包括5口煤層氣排采井（YW-05井、YW-S1井、YW-S2井、YW-S3、YW-S4井）。排采2年左右關井，最高日產氣量23.96～1 864.00 m3，平均日產量4.14～477.04 m3，開發效果較差。原因在于：①井組中4口井開發層位為7#+8#煤層和19#煤層，1口井開發層位為19#煤層，根據“三步法”產層優化組合結果，7#+8#煤層和19#煤層不宜組合[32]；②從單層或多層合采產層有利區評價結果看，7#+8#煤層單采、19#煤層單采、9#及以上煤層合采、13#及以下煤層合采4種情況下，YW-S井組附近都位于Ⅱ類次有利區，產層潛能較低，開發效果自然較差。

圖13 雨旺區塊煤儲集層多層合采有利開發區評價結果

目前正在排采的6口煤層氣井（YW-01井、YW-02井、YW-03井、YW-04井、YW-CS1井、YW-CS2井）中，YW-01井開發層位為7#+8#煤層和13#煤層，其他井開發層位為13#及以下煤層且采用了“三步法”進行產層優化組合[32]。到2018年9月為止排采超過4個月，處于平衡產水階段，還未產氣。從這幾口井的分布來看，井位部署在研究區的中部、西南部及東南部，基本位于單層、多層合采開發有利區，9#及以上煤層合采，YW-02井位于Ⅰ類區；13#及以下煤層合采，YW-02井、YW-03井、YW-04位于Ⅰ類區，YW-01井位于Ⅱ類區（見圖13）?？梢钥吹?，除個別井外，布井結果基本與開發有利區預測結果吻合，預計將會取得良好的開發效果。

4 結論

以煤層氣井產能方程為基礎，考慮煤儲集層可改造性對煤層氣井產氣能力的影響，修正產層優化組合“三步法”中的主力產層優選指數后，提出了煤層氣產層潛能指數用于評價多層合采條件下的開發有利區，可以更好地反映多煤層產層的生產潛能。

多煤層煤層氣開發單元劃分定量分級評級指標體系考慮了影響產層潛能指數的煤儲集層關鍵參數，結合地質建模技術形成的開發有利區評價方法經實際應用證實可以有效克服僅依靠某一主力單煤層的產氣潛能評價結果作為開發有利區優選標準的缺陷，提高了評價結果的準確性和精度，可以滿足多煤層煤層氣合采開發的選區要求。

符號注釋：

B——氣井工程綜合影響系數，1015t/（d·m3·MPa2）；BR——脆性指數，%；E——彈性模量，GPa；E0——常數，1 GPa；H——煤層厚度，m；K——原位滲透率，10-3μm2；K0——改造后滲透率，10-3μm2；p——儲集層壓力，MPa；p0——井底壓力，MPa；Q——煤層氣井產能，m3/d；S——煤體結構因子，當煤體結構為原生結構煤或碎裂煤時，S=1，當煤體結構為碎粒煤或糜棱煤時，S=0；U——泊松比，無因次；V——含氣量，m3/t；α——校正系數，無因次；β——常數，100 MPa；δ——煤層氣潛能指數（主力產層優選指數），10-15m6·MPa/t；σh,min——最小水平主應力，MPa；σh,max——最大水平主應力，MPa；σv——垂向應力，MPa。