0 引 言
我国煤层气资源丰富，埋深在2 000 m以浅的煤层气地质资源量为29.82×1012 m3，可采资源量为12.51×1012 m3，但是大量低产低效井的存在严重制约了煤层气产能提升和产业发展[1-3]。古交区块位于沁水盆地西北部，属于晋中断陷，或称西山断陷，勘探开发总面积606.18 km2，目前全区开发井300余口，日产气约10万m3以上。但是古交区块直井多数呈现低产特征，很大一部分直井产气量小于500 m3/d，同时还有部分水平的产量小于2 000 m3/d。
针对煤层气高产区评价参数和标准，前人已经开展大量研究[4-7]。中高煤阶煤层气评价中，煤层气资源规模及丰度、煤层厚度、含气量、吸附饱和度、原始渗透率、有效地应力、构造发育状况及水文地质条件权重较大[8-10]，并且提出资源丰度、煤层厚度和水文地质条件因素等作为选区评价的关键参数[11-13]。我国煤层气储层地应力普遍较大，具有低含气饱和度、低渗透率和低储层压力的特征，增加了煤层气勘探开发的难度[14-16]。如何优选科学合理的评价参数，明确影响煤层产气量的关键因素，是煤层气单井采收率提高和产业发展的关键因素。古交矿区煤层气资源丰富，但是以往的勘探开发层段主体为山西组，针对下部太原组煤层气地质条件和开发潜力尚不明确。基于最新的煤层气勘探开发成果，系统评价太原组8、9号煤层的地质、储层和含气性特征，通过排采特征分析和数值模拟预测，为后续煤层气勘探开发提供支持。
1 区域地质背景
研究区位于沁水盆地西北部，处在华北板块山西过渡块体的中部(图1)。整个西山煤田中部和西部被南北向褶皱贯穿，构成东缓西陡的复式向斜，边缘断裂带由燕山期西倾的逆断层和东倾的正断层组合而成[17]。本区上石炭统—下二叠统厚100～200 m，由砂、泥岩夹石灰岩和煤层组成，为一套海陆交互相沉积，主要发育碳酸盐岩台地、局限浅海、障壁岛、潟湖、潮坪、三角洲等环境[18]。
图1 古交矿区主要断裂和构造发育情况
Fig.1 Main fractures and structures distribution in Gujiao mining area
古交矿区含煤地层为单斜构造，整体倾向西至南西，地层倾角5°～15°。区内主要发育狮子沟-马兰向斜、童子川向斜及峪道川向斜。东部断层欠发育，仅见落差范围在25～50 m的杜尔坪断裂带。西部的受狮子沟-马兰向斜控制，区内地层平缓，走向近南北，倾角一般小于10°。区内陷落柱不发育，燕山期狐偃山岩浆侵入体居于矿区西南隅[19-20]。8号平均煤层埋深504.65 m，从变化规律来看，中部地区的煤层埋深较大，为600～900 m不等，北部和东南部埋深较小，为300 m左右。8、9号煤层之间的间距很小，9号煤层的埋深具有和8号相似的规律，即中部地区的煤层埋深较大，为600～900 m不等，北部和东南部埋深较小，为300 m左右。
2 开发地质特征
2.1 煤层厚度和煤岩煤质
8号煤平均厚度2.62 m，9号煤平均厚度2.69 m，整个目标层段厚度在2.08～9.10 m，平均厚度为5.31 m。8号、9号煤层从西北向东南总体上有变厚的趋势，但地区间煤层厚度差异比较大(表1)。
表1 太原组8号和9号煤化学组成
Table 1 Chemical composition of coal seams No.8 and 9 in the Taiyuan Formation
煤层编号 工业分析水分Mad灰分Ad挥发分Vdaf 元素分析固定碳FCd全硫St,d磷Pd80.14～2.708.43～39.449.66～28.9234.48～80.230.81～7.060.008～0.0580.81(48)18.86(48)14.19(48)69.48(34)2.64(48)0.019(8)90.24～2.469.75～35.009.84～28.0246.79～80.090.46～7.420.003～0.0160.81(45)20.38(45)13.90(45)68.79(35)1.32(45)0.011(8)
注：数据格式为平均值(样品数)。
在北部屯兰、东曲矿区太原组煤层厚度变化范围小，在4.5～5.5 m，平均厚度约为5 m。在中部邢家社地区煤层厚度变化范围比北部要大，在4.0～6.0 m，平均厚度也大致为5 m 。由8号和9号煤层原煤灰分(Ad)和全硫含量可知：研究区内以低灰煤为主，中灰煤主要分布于研究区东、西北部，邢家社煤岩灰分在20%左右。研究区大部为低硫煤，中硫煤在研究区中部，由南向北呈带状分布。中高硫煤比较少，并且以环状形式分布其中。
2.2 含气性和储层物性
通过煤层气井采样测试与煤矿钻探取心测得的含气量测试，大部分地区含气量在6 m3/t以上(图2)。8号煤层的含气饱和度88.82%，含气量范围在5.46～15.71 m3/t，平均11.70 m3/t。9号煤层的含气饱和度96.59%，含气量范围在6.90～14.73 m3/t，平均11.34 m3/t 。横向上，在区块的中部和东南部，煤层气大量富集；垂向上，一般下部煤层煤层气含气量高于上部煤层；同一煤层，深部的煤层气含量高于浅部，符合煤层气的一般分布规律。马兰—草庄头向斜中南段和杜尔坪断裂带南部(邢家社勘探区及邻近地段和麦地掌与小回沟矿区附近)2个富集中心，是古交区块内最具有开发前景的地段[19]。
图2 太原组煤层含气量分布
Fig.2 Gas content distribution map of Taiyuan Formation coal seams
研究区煤层内生裂隙较为发育。从生产矿井及钻探采取的煤心中均可观察到在NWW,NNE和NE,NW向上各主要发育有两组裂隙。NE和NW向两组裂隙平直且紧密，属于压扭性。NWW和NNE向两组裂隙轨迹平直，呈张开状态，属张扭性，两组裂隙互相切割。煤层裂隙中除某些地方可见局部方解石脉以外，一般无充填物[19,21]。
研究区煤储层压力梯度为0.002 9～0.006 5 MPa/m，属于欠压储层。8号煤层储层温度平均23.71 ℃。8号煤的兰氏体积介于19.36～27.91 m3/t，平均为23.36 m3/t，兰氏压力介于1.24～2.89 MPa，平均为1.93 MPa。压力小于1 MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于3 MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓(图3a)。9号煤的兰氏体积介于18.51～27.41 m3/t，平均为22.50 m3/t，兰氏压力介于1.28～2.95 MPa，平均为2.07 MPa。压力小于1 MPa时，煤的吸附性随压力增加而呈线性增大；大于3 MPa后煤的吸附能力增加逐渐变缓(图3b)。
图3 储层温度下8和9号煤的等温吸附曲线
Fig.3 Adsorption curves of No. 8 and No. 9 coal at reservoir temperature
2.3 试井和压力分析
研究区8号煤井底流压主要分布于3～7 MPa ，平均5.28 MPa 。煤层压力梯度均小于1，主要介于0.004～0.008 MPa/m(77%)，平均0.006 6 MPa/m。8号煤层位于主力煤层最上部，其见气压力能代表单井见气压力。煤层见气压力主要分布在2～2.5 MPa，占统计总井数48%，见气压力大于1.5 MPa的井占了总井数的81%(图4)。在目前所有已见气井中，8号煤层见气压力最高为2.49 MPa，最小为0.67 MPa。
图4 研究区煤层井底流压、储层压力和见气压力分布区间
Fig.4 Distribution interval of bottom hole flow pressure,reservoir pressure and gas breakthrough pressure of coal seam in study area
3 排采情况分析
研究区煤层气井产水较少，产水井直井平均产水0.81 m3/d，水平井平均产水1.95 m3/d，直井平均水气比4.3 m3/km3，水平井平均水气比1.34 m3/km3。研究区2019年投产新井目前处于排水降压阶段，平均日产水0.79 m3/d，2018年投产井目前平均日产水1.44 m3/d，2017年投产直井目前平均产水0.77 m3/d，水平井1.27 m3/d，2016年投产直井平均产水0.25 m3/d。
3.1 构造影响
古交区块不同生产区域生产差距较大，受构造运动影响，在狮子沟-马兰向斜核部，单井产气量较低，并且形成连片低产区域，停排井都处于狮子沟-马兰向斜核部区域。目前产气效果最好的区域为北部中社地区及东北部龙子沟地区，目前直井平均产气量分别为1 112和844 m3/d。邢家社南部、北部及马兰向斜核部目前平均产气量分别为513、473、98 m3/d。
受到构造运动影响，导致马兰向斜核部渗透率变差，地层应力集中，压裂时加砂困难，工程改造效果较差，最终导致产气量降低，在该区域形成连片低产井。根据压裂曲线统计，目前古交区块产量小于500 m3/d的井中加砂困难井有34口。
3.2 见气压力
临界解吸压力对古交区块产能影响较大，由于全区缺乏临界解吸压力测试数据，根据生产数据，用见气压力替代临界解吸压力，定性分析全区临界压力分布情况。从8号煤见气压力与产气量统计来看，见气压力与单井平均产气量呈指数相关，见气压力达到1.8 MPa时产气效果较好(图5a)。8号煤和9号煤为主力产层，选择主力煤层上部煤层研究全区的见气压力比较准确。研究区8、9号煤的储量丰度相当，压裂方案是全部压开2套煤层，8号煤见气压力能够代表井的见气压力，也能够定性描述区块的临界解吸压力。
图5 研究区见气压力与平均产气量关系和单井投产时间分布
Fig.5 Relationship between gas pressure and average gas production in study area and distribution of single well production time
分析研究区已有的173口投产井，其中投产时间主要介于1～3 a，占总井数77%(图5b)。根据目前已有生产数据，见气压力与产气量呈现较好的正相关，在主力煤层见气压力较低的区域，气体解吸困难。
3.3 排采控制
研究区部分井由于停机检泵修泵或者管线等问题，导致暂时关井，关井后裂缝或者孔喉中的煤粉发生沉淀，导致地层渗透性变差，产量降低，影响最终的产气效果。其中研究区XJS019-1 V井经历2次停井，在排水降压阶段停井后，产水量从1.2 m3/d 降至0.4 m3/d，在产气阶段停井后，产气量从700 m3/d 降至500 m3/d。XJS019-2D井经历两次停井，在排水降压阶段停井后，产水量从1.2 m3/d降至0.8 m3/d，在产气阶段停井后，产气量从500 m3/d降至350 m3/d。两井均因停排导致煤粉沉淀，储层渗透性变差。
4 开发潜力优化
由以上分析可知，目前造成低产井的原因包括有：构造运动导致地应力集中，工程改造困难；主力煤层见气压力较低，气体解吸困难；由于生产原因间隙性排采，导致裂缝或孔喉堵塞等。目前古交大部分低产井处于应力集中区域、储量丰度较低区域及见气压力较低区域，就目前掌握的地质资料及钻井情况来看，前期布井大部分集中于这些区域，这也是目前造成古交区块开发效果不理想的原因[22-25]。
4.1 开发效果评价
在此基础上，基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟。结果显示：当储量丰度达到0.4×108 m3/km2，见气压力大于1.8 MPa时，20 a累计产气量达到957×104 m3。当储量丰度达到0.3×108 m3/km2，见气压力达到1.2 MPa时，20 a累计产气量达到739×104 m3。当储量丰度为0.2×108 m3/km2，见气压力小于1.2 MPa时，20 a累计产气量达到559×104 m3。基于此，可以划分不同的有利区段，其中资源量丰度大于0.4×108 m3/km2(图6)。
图6 不同资源丰度和见气压力条件下煤层产气量差异
Fig.6 Gas production difference of coal seam under different resource abundance and gas pressure
4.2 井型和井网选择
根据古交区块地质特征参数建立数值模拟模型:
参数数值埋深/m650煤层厚度/m3.5渗透率/m210-16孔隙度/%4.5煤密度/(g·cm-3)1.5储层压力/MPa2.26初始含气量/(m3·t-1)10.2含气饱和度/%94.52朗格缪尔体积/(m3·t-1)21.63朗格缪尔压力/MPa2.27
模拟不同井型单井及不同井网开发效果，以产能或经济性为原则对井型(包括水平井裂缝间距、水平井水平段长度、裂缝长度等)、井网(包括水平井井网、直井菱形井网及水平井+直井混合井网等)进行优化(图7)，得到最优井型和井网。具体为：①以水平井经济效益为目标优化水平井长度，得出最大经济效益对应的水平井长度；②控制水平井长度一致，逐渐增加裂缝条数来缩小裂缝间距，得出最大经济效益对应的压裂段数；③通过水平井产气利润为目标优化裂缝长度，得出最大经济效益对应的裂缝长度。
图7 直井菱形井网及水平井+直井混合井网优化模式示意
Fig.7 Optimization model of different well pattern combination types
模拟后发现：通过水平井经济效益为目标优化水平井长度，随着水平井长度的增加，其产气增加幅度逐渐降低，但其钻井成本在逐渐增加，在水平段长度为700 m左右时，其经济效益达到最大；当水平井长度一致时，随着裂缝间距的减少，水平井累计产气量增加，但增加幅度降低，压裂费用相应增加，在压裂段数在8段时(对应裂缝间距)，其经济效益达到最大；将裂缝长度转化为加液量来计算其成本，通过水平井产气利润为目标优化裂缝长度，随着加砂量的增加，裂缝长度增加变得缓慢，其产气增加幅度逐渐降低，但其压裂成本在逐渐增加。在裂缝长度为80 m左右时，其经济效益达到最大。
随着水平井井距的增加，单井累积产气量增加，但增加幅度在逐渐降低，当水平井井距达到300 m时，继续增加水平井井距，水平井累积产气量往后几乎不再增加，此时压力波达到最大波及范围，水平井井距最优为300 m。随着定向井与水平井距离的增加，压力波及范围增大，当距离增大至350 m时，产气量增加幅度大幅降低，在定向井与水平井距离达到350 m时，布井开发效率达到最大。随着短轴长度的增加，模型内定向井数量降低，相应的产气量降低，生产成本降低，经济效益先增加后降低，当短轴距离为200 m时，模型经济效益达到最大。随着定向井菱形井网长轴距离的增加，累计产气量逐渐增加，但增加幅度降低，当长轴距离达到300 m时，累计产气量几乎不再增加，此时的压降漏斗不在往外扩展，菱形井网最优长轴距离为300 m(图8)。
图8 不同井网优化条件下的累计产气量
Fig.8 Cumulative gas production under different well pattern optimization conditions
5 结 论
1)研究区主力煤层分布稳定，厚度中等，埋深适中，生气能力强，含气量高。煤层物性中等，含气饱和度高，临储比高，见气时间早，具有较好的开发潜力。
2)影响研究区煤层气开发的因素包括构造运动导致地应力集中，工程改造困难；主力煤层见气压力较低，气体解吸困难；开发过程中间隙性排采，导致裂缝或孔喉堵塞等。其中大部分低产井处于应力集中、储量丰度较低及见气压力较低区域，是造成研究区开发效果不理想的原因。
3)基于资源丰度和见气压力对煤层气产气效果进行模拟，当储量丰度达到0.4×108 m3/km2 ，见气压力大于1.8 MPa时开发效果较好。研究区水平井水平段长度为700 m、压裂8段、裂缝长度80 m时，经济效益最佳。水平井井距最优为300 m。随着定向井与水平井距离在350 m时，布井开发效率达到最大。在定向井菱形井网中，短轴距离为200 m、长轴距离为300 m，开发效果最佳。
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