Geological characteristics and development effect evaluation of coalbed methane reservoirs in Panguan syncline, Guizhou Province
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摘要: 贵州省上二叠统龙潭组煤层多，煤层气资源丰度高，具备煤层气开发的资源基础，但煤层渗透率较低，影响气、水产出，需探索适应贵州省低渗、多煤层条件下的煤层气开发关键技术。根据盘关向斜煤储层地质特征及煤层气井工程资料，从地质、压裂、排采指标3个维度开展研究分析，总结低渗、多煤层的煤层气开发技术。盘关向斜工程实践表明：①该向斜12#、18#煤层合层开发煤层气，渗透率、储层温度、破裂压力、每米煤层的加液量及加砂量、压降速率、提产速率对煤层气井产气的影响较大；②提高每米煤层的加液量及加砂量指标，能够显著提高压裂改造后的储层渗透率，YP-1井改造后渗透率达到64.158×10-3 μm2，提高1 304倍；③控制合适的压降速率、提产速率能够提高煤层气井的压裂液返排率及扩大压降漏斗半径，YP-1井排采210 d后压裂液累计返排率达到82.53%，产水半径达到压裂影响半径的91%，对扩大有效解吸半径及提高产气效果有利。针对盘关向斜低渗、多煤层的地质条件，建议采取“选层射孔、分段压裂、合层排采”的工艺技术进行煤层气开发，从而提高煤层气开发的地质及工程潜力。Abstract: The Upper Permian Longtan Formation in Guizhou Province contains multiple coal seams with abundant coalbed methane (CBM) resources, providing a solid base for CBM development. However, the low permeability of the coal seams hinders gas and water production, necessitating the development of key technologies for CBM development under conditions of low permeability and multiple coal seams in Guizhou. Based on the geological characteristics of coal reservoirs in the Panguan syncline and CBM well engineering data, the study analyzed geological, fracturing, and drainage and production parameters, and summarized development technologies for low-permeability and multi-seam CBM reservoirs. Engineering practices in Panguan syncline show that: (1) For commingled development of coal seams 12# and 18# in the syncline, factors such as permeability, reservoir temperature, fracture pressure, liquid and sand addition per meter of coal seam, pressure drop rate, and production enhancement rate significantly influence gas production of CBM wells. (2) Increasing the liquid and sand addition per meter of coal seam can significantly increase the reservoir permeability after fracturing. The permeability of well YP-1 after fracturing reached 64.158×10-3 μm2, 1 304 times higher than before. (3) Controlling pressure drop rate and production enhancement rate to appropriate levels can improve the fracturing fluid flowback rate and expand the pressure drop funnel radius of CBM wells. The cumulative fracturing fluid flowback rate of well YP-1 reached 82.53% after 210 days of drainage and production, with the water production radius reaching 91% of the fracturing influence radius. This helps to expand effective desorption radius and improve the effectiveness of gas production. For the Panguan syncline with low permeability and multiple coal seams, the study suggests adopting the technical approach of "selected layer perforation, segmented fracturing, and commingled drainage and production" to improve the geological and engineering potential of CBM development.
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我国煤层气资源丰富，2016—2018年，中国石油天然气集团有限公司重新对全国煤层气资源进行评价，埋深2 000 m以浅煤层气地质资源量约29.82×1012 m3，可采资源量约12.51×1012 m3，平均可采系数41.95%，其可靠地质资源量介于(11~14)× 1012 m3之间，其中可采资源量约为(4.5~6.3)×1012 m3[1-2]。“十一五”、“十二五”期间在沁水盆地、鄂尔多斯盆地实现了煤层气商业化、产业化开发，“十三五”、“十四五”期间逐渐成为非常规天然气开发的主战场[3]，并逐步扩展外延，由煤层气开发向煤系气开发转变，由浅层煤层气开发向深层煤层气开发进军，并取得显著效果。深层煤层气开发方面，直井日产气量突破2×104 m3，水平井日产气量突破10×104 m3，这一标志性成果突破了传统意义上煤层气勘探开发领域的深度禁区[4-5]。贵州省煤层气资源丰富，2 000 m以浅的煤层气地质资源总量达到3.15×1012 m3，位居全国第四，煤层气地质条件具有“一弱、两多、三高、四大”的特点[6]。其中，煤系地层煤层层数多、煤层气资源丰度高、资源量大，在煤系地层采取多层合采的方式开展煤层气开发工作具有得天独厚的资源优势。
针对贵州省煤层气地质条件，从煤层气开发现状、技术及对策方面进行研究[7-8]，将该省自1989年至今的煤层气评价及开发划分为资源调查评价、技术探索、技术突破三个阶段；开展了贵州省煤层气区块的多层叠置含气系统[4, 9]、有利区优选[10-11]等方面的研究。秦勇教授[4]于2008年首次提出了针对贵州省煤层群发育条件下多层叠置的独立煤层气系统，并以贵州典型向斜构造单元为例进行研究，后续研究者基于该理论开展了多煤层合层开采煤层气的层间干扰与判识、发育规律与控制机理、独立含气系统识别与判识标准等方面的研究，为多煤层的煤层气共采提供理论支撑。有利区优选方面，从煤层气地质背景、资源特征、赋存特征和储层特征等方面，建立了多级层次递进有利区评价指标及评价体系，即煤层气地质选区过程中的有利区、甜点区和甜点段的“多级层次递阶”优选体系，为多煤层的煤层气开发提供了横向选点、纵向选段的优选方法。针对贵州省煤层气开发效果，主要从开发技术效果评价[12-13]等方面进行研究。针对中石化织金煤层气区块、织金文家坝向斜区块、六盘水煤田等重点开发区域的煤层气开发技术、方法、效果方面进行研究，围绕煤层气井压裂、排采工程进行分析研究，形成了直井/定向井多层分压合采、水平井分段压裂体积改造相结合的特色开发模式，总结了以活性水压裂液造缝、石英砂充填及支撑裂缝、光套管注液+桥塞封隔的压裂施工方式，形成了贵州省煤层群发育条件下“高排量、高液量连续注液与分段、多次、阶梯、段塞式加砂”的多煤层合层压裂技术，制定了以“平衡排采、阶段降压”为理念、以“面积降压”为目的精细化排采管控制度，为贵州省多煤层的煤层气开发提供工程借鉴。
本文以贵州省盘关向斜的多煤层合层开发煤层气井YP-1井为例，开展了盘关向斜的煤层气储层地质特征、改造工艺、改造效果、产气效果分析与评价等方面的研究，总结盘关向斜煤层气开发关键技术，以期为盘关向斜煤层气规模化开发提供技术参考。
1. 研究区煤层气储层地质特征
1.1 煤层厚度及煤岩煤质特征
研究区主要含煤地层为上二叠统龙潭组，含煤地层厚度大，平均为240 m，可采煤层层数多，达12层，可采煤层的总平均厚度17.71 m，其中全区可采煤层为12#、18#煤层[14]，全区可采煤层的总平均厚度4.96 m。12#煤层含0~2层夹矸，煤层稳定、结构较简单，平均厚度为3.06 m，以中厚煤层为主，厚煤层次之，直接顶板为泥质粉砂岩和粉砂岩与菱铁质粉砂岩互层，直接底板为软质片状泥岩和砂质泥岩。18#煤层含0~3层夹矸，煤层较稳定、结构较简单，平均厚度为1.90 m，以中厚煤层为主，薄煤层次之，直接顶板为粉砂岩和菱铁质粉砂岩，直接底板为泥岩。贵州省煤层气开发研究表明，煤层厚度是煤层气开发富集区、有利区优选[15]的重要指标之一，且山西省煤层气开发显示，煤层厚度越大，资源丰度越高，其对每米煤层厚度的平均日产气量及每米煤层厚度的累计产气量贡献越大[16]。YP-1井位于盘关向斜的北部，从现有煤层气参数井的煤层厚度及展布规律来看，12#煤层的厚度及煤层结构均相对稳定，18#煤层的煤层结构不稳定，存在多个夹矸及煤分层尖灭的情况，煤层厚度及展布规律如图 1所示。
图 1 贵州省盘关向斜煤层气参数井连井剖面Figure 1. Connecting-well profile of coalbed methane parametric wells in Panguan syncline, Guizhou Province12#、18#煤层颜色为黑色，煤体结构以块状、碎块状为主，少量粉状。半亮煤为主，夹镜煤条带，见沥青光泽。裂隙少量发育，充填方解石脉。12#煤层镜质组反射率在0.79%~1.29%之间，平均为1.04%；18#煤层镜质组反射率在1.04%~1.15%之间，平均为1.10%。煤类在平面上以1/3焦煤(1/3JM)为主，部分区域发育气煤(QM)、肥煤(FM)，垂向上变化规律明显，随着煤层埋藏深度的增加，镜质组反射率呈增大的趋势，煤的变质程度逐渐增高。
1.2 保存条件及含气性特征
研究区煤层气成藏过程主要受到构造、水动力条件的控制，影响煤层气的富集保存。区内发育5条断层，以封闭性正断层为主，对煤层气保存有利。龙潭组煤系地层与顶底板含水层之间的水力联系较弱，且煤层自身为弱含水煤层，煤层气资源保存条件较好，有利于煤层气的富集保存。
根据研究区参数井YV-1井现场解吸获取的含气量及实验室测试的兰氏参数(表 1)和等温吸附曲线(图 2)，YV-1井12#、18#煤层的含气量分别为15.52和12.05 m3/t，含气饱和度均在80%以上，其中12#煤吸附能力最强，兰氏体积达22.90 m3/t。煤层气组分以CH4为主，占比达到90%以上，一般为90.10%~98.06%；N2次之，一般为1.82%~9.39%；CO2含量较少，一般为0.12%~0.50%。煤层厚度及含气量对煤层气资源丰度的影响较大，地质资源丰度越大，煤层气越富集，经济效益前景越好，煤层的含气饱和度及对甲烷的吸附能力较高，煤层气成藏潜力及获得持续高产的可能性较大，可为煤层气开发提供良好的资源保障。从两层煤的等温吸附曲线可以看出，等温吸附曲线斜率较大，两层煤的兰氏体积较大，煤层对甲烷气体的吸附能力较强，即煤层气井排水降压过程中，需将井底流压降低至敏感压力以下[17]，煤层中的吸附气才能大量解吸产出。
表 1 贵州省盘关向斜YV-1井含气性数据Table 1. Gas content of well YV-1, Panguan syncline, Guizhou Province煤层号 煤层深度/m 兰氏体积/(m3/t) 兰氏压力/MPa 实测含气量/(m3/t) 含气饱和度/% 12# 723 22.90 1.85 15.52 88 18# 774 17.63 1.43 12.05 82 
图 2 贵州省盘关向斜YV-1井煤层等温吸附曲线Figure 2. Isothermal adsorption curves of coal seams in well YV-1 of Panguan syncline, Guizhou Province1.3 煤层孔渗及温压特征
研究区参数井YV-1井、YV-3井注入压降试井获取的数据显示，12#、18#煤层的渗透率均低于0.1×10-3 μm2。根据我国煤层渗透率划分标准，将煤层划分为低渗煤层(渗透率小于0.1×10-3 μm2)、中渗煤层(渗透率介于0.1×10-3~1×10-3 μm2之间)、高渗煤层(渗透率大于1×10-3 μm2)，研究区12#、18#两层煤均属于低渗储层，具体煤层压汞体积比例如图 3所示。两层煤均为原生结构煤(图 4)。YV-1井18#煤层厚度2.31 m，测试的孔容、孔隙度、渗透率分别为25.5×10-3 m2/g、3.96%、0.049 2 × 10-3 μm2；V-3井12#煤层厚度4.01 m，测试的孔容、孔隙度、渗透率分别为25.4×10-3 m2/g、3.58%、0.035 8 ×10-3 μm2。测试两层煤的孔容差异较小，孔隙度、渗透率的差异较大，差异系数分别为9.60%、21.14%，但均属于低渗储层。根据2口参数井的压汞试验结果显示，各煤层均表现为以微孔、小孔为主，中、大孔少量发育的特征，其中YV-1井的12#、18#煤层大孔、中孔体积比例之和高于YV-3井对应煤层的大孔、中孔体积比例之和。
图 3 贵州省盘关向斜12#、18#煤层压汞体积比例Figure 3. Mercury injection volume ratios for coal seams 12# and 18# in Panguan syncline, Guizhou Province
图 4 贵州省盘关向斜12#、18#煤煤体结构Figure 4. Coal structure of coal seams 12# and 18# in Panguan syncline, Guizhou Province煤储层地温梯度对煤层气开发尤为重要。沁水盆地煤层气井生产情况表明，地温低异常区煤层气开发井的产气效果普遍较差[18]。盘关向斜YV-1井数据显示，龙潭组煤系地层地温梯度为2.59 ℃/hm。一般认为地温梯度低于3.0 ℃/hm为低温异常，即YV-1井煤系地层为地温低异常区。
从研究区两层煤的孔渗特征分析，两煤层属于低渗储层，不利于煤层气的开发；从两层煤的温压特征分析，两层煤属于地温低异常、欠压—常压储层，对煤层气解吸产出不利。
1.4 煤层可压性评价
基于参数井测井取得煤系地层补偿密度、补偿声波、泊松比、杨氏模量等岩石力学参数基础数据，12#煤层的顶板、煤层、底板杨氏模量分别为23.1、7.3、26.1 GPa，泊松比分别为0.24、0.20、0.21；18# 煤层的顶板、煤层、底板杨氏模量分别为27.3、7.6、20.1 GPa，泊松比分别为0.21、0.20、0.26。基于测井数据解释获取12#、18#煤层的破裂压力、闭合压力，对压裂施工参数优化具有重要意义，具体数据见表 2。
表 2 贵州省盘关向斜压力梯度Table 2. Pressure gradient of Panguan syncline, Guizhou Province井号 煤层号 煤层深度/m 破裂压力/MPa 破裂压力梯度/(MPa/hm) 闭合压力/MPa 闭合压力梯度/(MPa/hm) YV-1井 12# 723 13.85 1.92 12.17 1.69 18# 774 14.17 1.83 12.18 1.57 YV-3井 12# 567 13.22 2.30 11.59 2.02 根据测井数据，煤层杨氏模量低于顶底板的杨氏模量，后者是前者的2.6~3.6倍，差别较大。从测井取得的岩石力学参数解释的破裂压力、闭合压力数据可以看出，煤层破裂压力梯度在1.83~2.60 MPa/hm之间，闭合压力梯度在1.57~2.25 MPa/hm之间。煤层破裂压力、闭合压力的大小影响目的煤层压裂施工参数的选择及改造效果，选择合适的施工参数可有效降低压裂施工砂堵风险。从参数井测试获取的破裂及闭合压力梯度数据可以看出，YV-1井的12#、18#煤层破裂及闭合压力梯度均较低，有利于煤层的压裂改造，施工难度小，对煤层改造有利，对提高产气的促进效果更明显。
2. 储层改造工艺及效果评价
2.1 储层改造工艺
盘关向斜煤层透气性系数小，渗透率整体均较低，为低渗煤层。针对低渗储层，水力压裂是储层增渗的有效途径之一。山西省晋城矿区寺河煤矿二叠系山西组3#煤层的物理模拟结果显示，压裂后的平均裂缝长度、孔隙度及开度等裂缝参数均显著增加[19]，最大提高幅度达到253%、383%、32%。根据研究区煤层低渗特征及物理模拟的增渗效果，对两层煤采取水力压裂的增渗工艺进行储层改造，一方面能够提高地层的渗透率，另一方面可以提高地层能量，促进煤层气井排采过程中的气、水流体产出及扩大煤层的有效解吸半径。根据煤层气井钻遇煤层的储气能力(含气量、煤层厚度)、储层能量(储层压力、临界解吸压力、压力系数)、导流能力(孔隙度、渗透率、煤体结构)等参数综合评价，选择12#、18#煤层进行水力压裂增渗改造。根据两层煤的煤体结构、煤层结构特征及井筒条件，对12#、18#煤层进行煤层段射孔，其中夹矸采取避射的方式，降低压裂液在夹矸层造缝，有效提高压裂液利用效率。
研究区YP-1井射孔及压裂施工数据如表 3~表 5所示，压裂施工曲线如图 5所示。
表 3 贵州省盘关向斜煤层气井射孔数据Table 3. Perforation data of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province井号 压裂段 压裂煤层 煤层深度/m 煤层结构/m 射孔段/m 射孔厚度/m 孔密/(个/m) 相位/(°) 射孔数/个 射孔枪弹/mm 备注 YP-1井 第1段 18# 771.4 1(0.6)0.7 771.4~772.4 1.0 16 60 16 102/127 只射煤层夹矸避射 773.0~773.7 0.7 16 60 12 第2段 12# 719.7 3.6 719.7~722.7 3.0 16 60 48 注：煤层结构数据1(0.6)0.7表示煤(夹矸)煤的厚度。 表 4 贵州省盘关向斜煤层气井压裂规模Table 4. Fracturing scale of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province井号 煤层编号 煤层深度/m 煤层厚度/m 压裂液量/m3 压裂砂量/m3 每米煤层液量/ m3 每米煤层砂量/m3 加液量与加砂量比值 YP-1井 18# 771.4 1.7 803 38.16 472.35 22.45 21.04 12# 719.7 3.6 1 257 64.37 349.17 17.88 19.53 综合 / 5.3 2 060 102.53 388.68 19.35 20.09 表 5 贵州省盘关向斜煤层气井压裂及测压降数据Table 5. Fracturing and pressure drop data of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province井号 压裂段 压裂煤层 煤层深度/m 煤层厚度/m 加液量/ m3 加砂量/ m3 停泵压力/ MPa 测压降时间/min 测压降后压力/MPa 压力降幅/ MPa 压力降幅与停泵压力比值/% YP-1井 第1段 18# 771.4 1.7 803 38.16 17.1 60 13.0 4.1 23.98 第2段第1次 12# 719.7 3.6 695 35.03 9.9 30 7.3 2.6 26.26 第2段第2次 12# 719.7 3.6 562 29.34 12.4 60 10.7 1.7 13.71 
图 5 贵州省盘关向斜YP-1井压裂施工曲线Figure 5. Fracturing operation curves of well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province从表 5的压裂规模数据及图 5的施工曲线分析，YP-1井采取分段、多次、阶梯、段塞式加砂的方式，两层煤的加液量与加砂量的比值控制在20左右。由于活性水压裂液体系的黏度较低，携砂能力较弱，该井采取的加砂方式有效降低了持续加砂可能存在的砂堵风险。同时利用段塞加砂之间的隔离液能够将支撑剂(石英砂)向井筒远端运移，提高支撑剂铺置、压裂裂缝支撑及储层改造效果。煤层气井压裂规模与产气效果的数据统计显示，加大压裂规模能够有效提高煤层气井产气量[20]。
2.2 水力压裂改造效果评价
2.2.1 压裂施工过程
YP-1井压裂施工过程中，两层煤的注入排量均在8.5 m3/min左右，注入排量较稳定；施工压力在15~20 MPa之间，整体正常。第1段(18#)煤层厚度相对较薄，煤层厚度、射孔厚度均为1.7 m，射孔孔数为28个，单孔注入排量为0.30 m3/min左右，孔数少、单孔注入排量相对较高，导致该段施工压力略高，且在整个施工过程中施工压力呈现出持续缓慢上升的趋势，在施工中期出现轻微砂堵现象；采取停止加砂、加隔离液的措施后，施工压力逐渐恢复正常，该段累计加液量为803 m3，累计加砂量为38.16 m3，每米煤层加液量为472.35 m3/m、加砂量为22.45 m3/m，加液量与加砂量比值为21.04。第2段(12#)煤层厚度相对较厚，煤层厚度、射孔厚度分别为3.6、3.0 m，射孔孔数为48个，单孔注入排量减少，对射孔厚度进行优化，提高单孔注入排量，单孔排量为0.18 m3/min左右，施工过程中施工压力呈阶梯式缓慢下降，该段累计加液量为1 257 m3，累计加砂量为64.37 m3，按煤层厚度的每米煤层加液量、加砂量分别为349.17、17.88 m3/m，加液量与加砂量比值为19.53。
2.2.2 测压降效果
从水力压裂施工压力分析，第2段(12#)煤层厚度相对较大，采取主动停泵、二次加砂的工艺强化厚煤层的储层改造效果。该段压裂施工过程中，经过第2段(12#)第1次的压裂施工后，地层能量显著增加，停泵后地层应力重新分布，导致第2段(12#)第2次压裂结束时的停泵压力上升；经过主动停泵、二次加砂的压裂施工后，实现对该煤层的二次强化改造，显著提高了地层导流能力及地层能量。根据压裂施工曲线的压力参数变化类型，划分出稳定型、上升型、下降型三种曲线，总结了不同类型压裂施工曲线与产气量之间的关系[21]，结果显示稳定型、下降型压裂施工曲线的煤层气井产气效果较好。根据该井压裂施工曲线，施工压力以稳定型、下降型(不考虑轻微砂堵)为主。从该井施工压力变化分析，两个目的煤层的水力压裂增渗增能改造效果较好，有利于提高该井的产气效果。
从该井压裂施工曲线及数据可以看出，第2段(12#)煤层在经过2次压裂后，地层能量显著增加，表现在两个方面：一是第2段(12#)煤层经过2次压裂施工后，每米煤层的加液量、加砂量增加，即每米煤层加液量从193.06 m3/m提高到349.17 m3/m，增量为156.11 m3/m，增幅为80.86%；每米煤层加砂量从9.73 m3/m提高到17.88 m3/m，增量为8.15 m3/m，增幅为83.76%。二是压裂结束后的停泵压力、测压降后的井口压力均显著增加，停泵压力上升2.5 MPa，增幅25.25%；测压降30 min后的井口压力上升3.4 MPa以上，增幅44.16%以上。从测压降过程中的井口压力数据分析，第1段(18#)、第2段(12#)第1次的压力降幅均较大，压力降幅与停泵压力比值均超过20%，显示目的煤层水力压裂增渗增能改造后的裂隙连通性显著提高，停泵后压裂液滤失进入原生孔裂隙中，出现停泵后压力降幅较大的情况。
2.2.3 渗透率评价
基于试井工程原理，推导建立了煤层气井排采初期的渗透率预测模型[22]，定量反映了煤层气井的压裂改造效果，如下公式(1)：
K=2.121×10−3qμB|m|h (1) 式中：K为排采初期某时间段的煤层综合渗透率，单位10-3 μm2；q为煤层气井排采初期某时间段的平均日产水量，单位m3/d；μ为水的黏度，单位MPa·s；B为水的体积系数，单位m3/m3；|m|为排采初期某时间段稳定产水条件下的压力降落试井分析半对数曲线斜率；h为压裂增渗的煤层厚度，单位m。
根据渗透率预测模型及YP-1井排采初期的产水量数据，排采初期连续5 d的产水量变化较小。假定以恒定产水量为基础，计算该井水力压裂增渗后排采初期的综合渗透率为64.158×10-3 μm2，与参数井解释的原始渗透率相比，12#、18#煤层压裂改造后的渗透率显著提高，改造后的综合渗透率至少提高1 304倍。从排采初期单相水流阶段的综合渗透率及增渗倍数分析，压裂后煤层改造效果较好。
从压裂结束后的压裂液返排数据分析，该井依靠水力压裂后地层增加的能量实现压裂液自喷放溢流排液，该阶段累计产水量为287 m3，自喷返排阶段的产水半径达到压裂液影响半径的12%。从自喷返排阶段的产出流体相态分析，该井压裂裂缝与煤层的原生裂隙连通较好，原生裂隙中的游离态气体随自喷返排液产出，导致返排液中气泡较多，且产出气体可燃(图 6)。
图 6 贵州省盘关向斜YP-1井放溢流产水及出气情况Figure 6. Overflow water and gas production from well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province基于以上分析可以看出，YP-1井12#、18#煤层的水力压裂增渗改造效果较好，压裂裂缝与煤层的原生裂隙实现了有效连通，提高了低渗煤层的整体导流能力，有利于排采过程中获得良好的产气效果。
3. 煤层气井多层合采产气效果
3.1 排采控制及阶段划分
为降低排采控制不合理对产气效果造成的影响，该井排采参考沁水盆地较成熟的“快—慢—缓”的煤层气井控制原则，将煤层气井排采阶段划分为单相水流阶段、两相流初期上产阶段、两相流中后期阶段[24-25]，便于进行分阶段精细化控制。
第一阶段：单相水流阶段。该阶段的主要特点是产出流体为单相水，地层压力下降较快，产出水量逐渐增加，流体流速加快。单相水流阶段的主要目的有两方面，一方面是通过持续稳定产水，扩大煤储层的有效降压半径，为提高煤层的有效解吸半径提供基础，有助于后期解吸产气的稳定性; 另一方面利用单相水流阶段快速降流压时流体流速高的特点，将压裂改造储层中产生的煤粉颗粒连续、稳定地带出地层，疏通地层裂隙通道。
第二阶段：两相流初期上产阶段。该阶段的主要特点是产出流体由单相产水向气水两相过渡，地层压力降幅逐渐减小，由于气体解吸产出，产水量、含水饱和度大幅下降，产气量、含气饱和度上升。该阶段控制要点包括两个方面，一是控制好动液面和降压速度，保证气、水连续产出；二是产气初期控制好套压和气体瞬时流速，避免引起明显的储层伤害和附加流动阻力。
第三阶段：两相流中后期阶段。该阶段的主要特点是地层产水量、含水饱和度逐渐降低至较小的稳定值，含气饱和度增大且趋于稳定，地层压力下降较缓慢，产出流体以气相为主，水相比例较小，地层产出流体流态逐渐趋于稳定，产出煤粉的风险逐渐减小，主要控制地层压力稳定连续下降、保持地层流体产出稳定不波动即可。
3.2 产气效果评价
煤层气井目前常用的排水采气设备包括游梁式抽油机、螺杆泵、电潜泵、水力无杆泵、射流泵等。研究区YP-1井为直井，目的煤层为弱含水地层，最终该井采取“游梁式抽油机+管式泵”的排水采气设备，利用井下温压传感器对井下压力、温度进行监测，便于实现精细化排采控制。该设备操作简单、易维护，实现了该井稳定、连续排采，降低停抽对产气效果的影响，排采曲线如图 7所示。
图 7 贵州省盘关向斜YP-1井排采曲线Figure 7. Drainage and production curves of well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province3.2.1 单相水流阶段
该井开抽时，18#煤层顶板的井底流压为7.539 MPa，煤层解吸产气、井筒有套压时，18#煤层顶板的井底流压为4.899 MPa，地层压力(参考开抽时18#煤层顶板的流压)与解吸压力的差为2.640 MPa，综合临储比为0.62，解吸之前排采26 d，平均井底流压降幅为0.102 MPa/d，解吸前累计产水306 m3，单位压降的产水量为115.91 m3/MPa，平均日产水11.77 m3/d，最大日产水14.76 m3/d，开抽后压裂液返排率提高14.85%，压裂液返排率累计达到28.79%(含压裂后放溢流产水量)，产水半径达到压裂影响半径的53%。从产出液体分析，该井返排液主要为压裂液，原始地层含水较少，且无外源补给水层。
该井水力压裂增透效果较好，为了降低压裂液滤失对地层造成的伤害，在单相水流阶段采用快速降低流压的方式进行排采控制[26]，通过快速降压产水，疏通压裂后的裂隙通道。根据快速降压排采及压裂液返排效果可以看出，该阶段快速降压有效促进了压裂液的产出及产水半径的扩大，显示地层在水力压裂增渗后导流能力提高，对该井在产气阶段获得较好产气效果有利。根据油藏工程原理，在单相水流阶段，当煤层压力无明显下降时，井底流压与日产水曲线近似为斜率为负的直线，若曲线发生明显偏离，则表示煤层可能出现堵塞、伤害，据此可诊断生产状况[23]，排采初期单相水流阶段，井底流压与日产水之间呈线性负相关，显示煤层未出现堵塞、伤害。
3.2.2 两相流初期上产阶段
该井煤层解吸时18#煤层的井底流压为4.899 MPa，产气量提升至1 500 m3/d时，18#煤层的井底流压降低至2.802 MPa，排采51 d，平均井底流压降幅0.041 MPa/d，此阶段累计产水量为536 m3，单位压降的产水量为255.73 m3/MPa，平均日产水10.50 m3/d，压裂液返排率提高26.02%，返排率累计达到54.81%(含压裂后放溢流产水量)，产水半径达到压裂影响半径的73%，此阶段累计产气46 241 m3，阶段气水产量比为86.27∶1。
煤层解吸产气初始阶段，解吸产气不稳定，地层气、水两相流体相对渗透率变化较大，流体黏度变化也较大，容易造成流压、液柱高度、套压等排采控制参数的波动及地层出砂出粉不稳定。为避免排采控制参数的波动及地层出砂出粉不稳定造成的裂缝堵塞，在流压接近预测的煤层解吸压力值时，开始控制流压降幅，避免煤层解吸产气时引起的参数波动，在煤层解吸产气时，进一步控制流压降幅，确保煤层气、水流体产出相对稳定，降低对煤层的伤害。该井在两相流初期上产阶段控制井底流压降幅，流压降幅比例达到51.96%，但产水降幅较小，仅10.79%，显示地层气、水流体产出较稳定。
3.2.3 两相流中后期阶段
该井产气量达到1 500 m3/d时，18#煤层的井底流压降低至2.802 MPa，井底流压继续下降，产气量最高达到2 024 m3/d，后期产气量稳定在1 600 m3/d以上，排采至210 d时，井底流压降至0.760 MPa，日产水量降低至1.5 m3/d左右，此阶段累计产水571 m3，单位压降的产水量为279.63 m3/MPa，平均日产水量4.32 m3/d，压裂液返排率提高27.72%，返排率累计达到82.53%(含压裂后放溢流产水量)，产水半径达到压裂影响半径的91%，此阶段累计产气234 880 m3，阶段气水产量比为411.35∶1。
煤层稳定产气后，地层产出气多、水少，该井开抽210 d后的累计产水量达到1 412 m3，平均日产水量为6.724 m3/d，产水量相对较高，且以压裂液产出为主，原始地层中的产出水较少，显示地层的导流能力较高，为确保该井取得较好的产气效果提供了良好的产出通道保障。
3.3 产气效果控制因素
3.3.1 地质因素
从研究区总体地质特征来看，龙潭组煤系地层12#、18#煤层厚度较稳定、全区可采，两层煤平均厚度之和在5.0 m左右，含气量在15 m3/t左右。龙潭组整体属弱含水层，流体运移能力较弱，煤层气资源基础条件较好，有利于煤层气的保存，而煤储层低温、低渗、低压—常压的储层孔渗及温压条件不利于煤层气开发。从地质因素分析，盘关区块的储气性条件较好，为煤层气井的高产稳产提供了气源地质保障，但煤层的渗透率及地层能量较低，需通过储层改造为气体产出创造产出通道。
3.3.2 工程因素
从研究区YP-1井的储层改造及排采控制分析，该区块的原生裂隙较发育，但多为非连通的孔隙，导致渗透率较低。通过压裂改造，将压裂裂缝与原生裂隙连通，提高气水流体产出通道的导流能力。在改造工艺上，采取大液量、高排量、段塞加砂的工艺，克服地层破裂压力高、裂缝延伸困难的施工风险，通过提高压裂规模实现对低渗煤层的增渗增能改造，达到压裂裂缝与煤层原生裂隙连通，实现煤层缝网复杂化，强化煤层改造效果。在排采控制方面，控制单相水流阶段、两相流初期上产阶段的压降速率，促进地层优先产水、扩大压降漏斗半径，确保两相流中后期阶段的高产、稳产；在两相流初期上产阶段控制提产速率，确保地层由单相产水向气水两相平稳过渡，避免水相渗透率大幅下降造成的地层产水显著降低，最终实现地层产水半径、解吸半径的双半径最大化，为高产稳产提供气源工程保障。
4. 结论及建议
(1) 煤系地层的储层渗透率、储层温度、破裂压力、温度是影响煤层气解吸、产出的关键地质影响因素，破裂压力、压裂规模、压降速率是影响储层改造及产气效果的关键工程影响因素。
(2) 压裂影响因素差异主要是每米煤层的加液量、加砂量，提高每米煤层的加液量、加砂量，实现煤层缝网复杂化，便于煤基质解吸气体的高效产出。针对低渗煤层，现场应用结果显示，通过提高每米煤层的压裂规模，有利于在煤层中形成复杂缝网，提高煤储层的导流能力及渗透率，促进煤储层排水降压及扩大产水、产气半径。
(3) 排采控制影响因素主要是压降速率、提产速率，煤层气井的产水量受压降速率和提产速率影响，扩大产水半径及有效产气半径，以提高单井累计产气量。
(4) 盘关向斜多煤层发育，适合进行“选层射孔、分段压裂、合层排采”煤层气开发，但目前煤层气井的产气效果差异较大，需要从地质评价、储层改造、排采控制等方面加强分析研究，降低开发区块各参数对产气效果的影响，提高合层开发产气效果。
利益冲突声明/Conflict of Interests所有作者声明不存在利益冲突。All authors declare no relevant conflict of interests.作者贡献/Authors’Contributions胡海洋负责论文写作与修改；阳富芹参与论文写作及图表数据整理与图件绘制；陈捷参与论文设计及指导；娄毅、万玉亭指导论文写作。所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。HU Haiyang was responsible for the writing and revision of the paper. YANG Fuqin was involved in paper writing, data collation for figures and tables, and map drawing. CHEN Jie contributed to paper design and provided guidance. LOU Yi and WAN Yuting guided paper writing. All authors have read the final version of the paper and consented to its submission. -
图 1 贵州省盘关向斜煤层气参数井连井剖面
Figure 1. Connecting-well profile of coalbed methane parametric wells in Panguan syncline, Guizhou Province
图 2 贵州省盘关向斜YV-1井煤层等温吸附曲线
Figure 2. Isothermal adsorption curves of coal seams in well YV-1 of Panguan syncline, Guizhou Province
图 3 贵州省盘关向斜12#、18#煤层压汞体积比例
Figure 3. Mercury injection volume ratios for coal seams 12# and 18# in Panguan syncline, Guizhou Province
图 4 贵州省盘关向斜12#、18#煤煤体结构
Figure 4. Coal structure of coal seams 12# and 18# in Panguan syncline, Guizhou Province
图 5 贵州省盘关向斜YP-1井压裂施工曲线
Figure 5. Fracturing operation curves of well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province
图 6 贵州省盘关向斜YP-1井放溢流产水及出气情况
Figure 6. Overflow water and gas production from well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province
图 7 贵州省盘关向斜YP-1井排采曲线
Figure 7. Drainage and production curves of well YP-1 in Panguan syncline, Guizhou Province
表 1 贵州省盘关向斜YV-1井含气性数据
Table 1. Gas content of well YV-1, Panguan syncline, Guizhou Province
煤层号 煤层深度/m 兰氏体积/(m3/t) 兰氏压力/MPa 实测含气量/(m3/t) 含气饱和度/% 12# 723 22.90 1.85 15.52 88 18# 774 17.63 1.43 12.05 82 
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表 2 贵州省盘关向斜压力梯度
Table 2. Pressure gradient of Panguan syncline, Guizhou Province
井号 煤层号 煤层深度/m 破裂压力/MPa 破裂压力梯度/(MPa/hm) 闭合压力/MPa 闭合压力梯度/(MPa/hm) YV-1井 12# 723 13.85 1.92 12.17 1.69 18# 774 14.17 1.83 12.18 1.57 YV-3井 12# 567 13.22 2.30 11.59 2.02
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表 3 贵州省盘关向斜煤层气井射孔数据
Table 3. Perforation data of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province
井号 压裂段 压裂煤层 煤层深度/m 煤层结构/m 射孔段/m 射孔厚度/m 孔密/(个/m) 相位/(°) 射孔数/个 射孔枪弹/mm 备注 YP-1井 第1段 18# 771.4 1(0.6)0.7 771.4~772.4 1.0 16 60 16 102/127 只射煤层夹矸避射 773.0~773.7 0.7 16 60 12 第2段 12# 719.7 3.6 719.7~722.7 3.0 16 60 48 注：煤层结构数据1(0.6)0.7表示煤(夹矸)煤的厚度。
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表 4 贵州省盘关向斜煤层气井压裂规模
Table 4. Fracturing scale of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province
井号 煤层编号 煤层深度/m 煤层厚度/m 压裂液量/m3 压裂砂量/m3 每米煤层液量/ m3 每米煤层砂量/m3 加液量与加砂量比值 YP-1井 18# 771.4 1.7 803 38.16 472.35 22.45 21.04 12# 719.7 3.6 1 257 64.37 349.17 17.88 19.53 综合 / 5.3 2 060 102.53 388.68 19.35 20.09
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表 5 贵州省盘关向斜煤层气井压裂及测压降数据
Table 5. Fracturing and pressure drop data of coalbed methane wells in Panguan syncline, Guizhou Province
井号 压裂段 压裂煤层 煤层深度/m 煤层厚度/m 加液量/ m3 加砂量/ m3 停泵压力/ MPa 测压降时间/min 测压降后压力/MPa 压力降幅/ MPa 压力降幅与停泵压力比值/% YP-1井 第1段 18# 771.4 1.7 803 38.16 17.1 60 13.0 4.1 23.98 第2段第1次 12# 719.7 3.6 695 35.03 9.9 30 7.3 2.6 26.26 第2段第2次 12# 719.7 3.6 562 29.34 12.4 60 10.7 1.7 13.71
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