6 大城试气井组动态分析与预测研究

6 大城试气井组动态分析与预测研究

6.1大城地区及试验井组煤层气地质特征

6.1.1大城地区煤层气概况

大城凸起位于沧县隆起北部西翼，东南以大城、静海断裂为界，毗邻里坦凹陷带，西北以下第三系尖灭线与西部的杨村斜坡、文安斜坡接壤，基本构造形态为东南高、西北低，走向北东，倾向北西的单斜构造，该区面积为2400 km2。至1998年底大城地氏有大参1井、大1–1井、大1–4、大1–5、大1–6、大试1井、大8、大10、D1、D2、D3胜1、葛2、葛3、葛4、葛5、葛8、西4、文36等19口井揭开或揭穿石炭二叠系煤第地层。

石炭二叠系的聚煤中心在凸起东南部，是早第三纪古地温异常区带，主要含煤层系为山西组、太原组、煤阶主要为肥煤阶，煤层顶部埋深最浅915m，煤层中部埋深1800m以浅的煤层展布面积达1000km2，煤层甲烷资源丰富。

1991年在大城凸起三呼庄构造上钻探大参1井，并于1993–1994年抽排试气，最高日产气达6391.7m3，打开了煤层气勘探开发试验的新局面。1996–1997年在凸起南部西翼钻探大试1井，由于该井处于煤层甲烷风化带，经抽排试气未获气流。为扩大勘探试验成果，勘探局新区事业部煤层气项目经理部在大参1井南侧打了一个试验井组，完钻了4口井，即大1–1、大1–4、大1–5及大1–6井。其中大参1、大1–1井为煤层气取芯井。试验井组于1998年4月开始抽排试气，1998年10月9日获得最高日产气3296 m3，其中大1–1井日产气为3128 m3。1998年11月3日抽排试气工作全部结束。实施状况表6-1。

表6–1 大城煤层气试验井组实施情况表

6.1.2煤层分布

石炭二叠系煤层分布较稳定，有两个聚煤中心，北部以胜1井为中心，煤层厚度33.55m，南部以西4井为中心，煤层厚度20.2m。总体上从北向南煤层变薄。在凸起高部位厚度大、埋藏浅，凸起低部位厚度小、埋藏深。纵向上共有六个煤组，三、六煤组为主力煤层。煤层有1–15个小层组成，总厚度7.7~33.59m，单层厚度0.2~7.73m。表6–2。

试验井组位于三呼庄构造之高点偏南部位，构造比较完整，井距200–250m；煤层分布比较稳定，连续性较好，共有煤层13–15层，总厚度25.5–30.4m，分六个煤层组；其中山西组自下而上分为三煤组、二煤组、一煤组；太原组煤层自下而上分六煤、五煤、四煤；主力煤层为三、六煤，其次为四、二煤。见表6–3。

表6–2 大城地区石炭二叠系煤层厚度表

表6–3 大城试验井组煤层厚度表

由表6–3可知，大1–1、大1–4、大1–5、大1–6井煤层分布比较稳定，但在厚度上有一定变化：

一煤组厚度较小，由2个层组成，单层厚1.0-1.4，煤层组厚1.9-2.6m，单层厚度小，最大与最小厚度差0.7m，不利于开发。

二煤组厚度较小，由1–2个煤层组成，单层厚1.4-3.4m，煤层组厚2.02-3.4m，最大与最小厚度差1.2m。

三煤组是最好的主力煤层，由2–4个煤层组成，单层厚1.0-4.73，煤组厚6.5-9.2m最大（大1–6）与最小（大1–4井）差2.7m。

四煤纵向分布层少且集中，横向分布稳定 ，但厚度较六煤小，由2个煤层组成，单层厚1.2-2.2，煤组厚3.0-4.2m，最大与最小厚度差1.2m。

五煤组厚度较小，由1个层组成，煤层厚0.8-1.4m，最大与最小厚度差0.6m,不利于开发。

六煤也是主力煤层之一，由4–6个煤层组成，单层厚0.8-6.0，煤组厚8.7-10.6m，最大与最小厚度差1.9m。

6.1.3煤岩煤质特征

1、宏观煤岩特征

本区煤层为半暗淡型煤一半光亮型煤，以亮煤为主，镜煤呈条带状分布，丝炭多呈薄透镜状分布。

2、煤质特征

本区煤的演化程度中等，挥发分产率偏低，煤层灰分偏高。见表7-4。 煤岩灰分是煤中不可燃烧的组分，主要来源于煤中无机矿物质。通常灰分产率与煤的含气量成反比。据西安煤科分院对大参1井煤岩灰分分析结果，山西组煤岩灰分产率界于12.55~46.43%，平均27.19%.，太原组煤岩灰分产率界于 12.76~17.40%,平均15.78%。河北省煤田地质公司对D1、D2、D3井煤岩灰分产率分析结果，山西组为10.81~47.53%，平均24.55%，太原组煤岩灰分产率界于13.69~27.53%，平均20.53%。廊坊分院对大1–1井煤岩灰分分析结果：山西组11.96~14.01%，平均12.99%、太原组3.26~32.33％，平均18.29%。从以上总的数据来看，本区煤岩灰分属中灰-富灰煤且不稳定，山西组灰分含量10.8~47.53%，平均22%、太原组灰分含量12.76~32.33%，

平均18.29%。

据煤含硫量(std)测定：大参1井1167~1180（山西组层段），测样品7个，含硫量界于1.83%~0.18%，平均0.63%，属特低硫煤（一个样品属于中硫煤），1189~1204.8m（太原组段）测样品5个，含硫量3.78%~1.75%，1189~1192m太原组顶部4个样品属富硫煤，只一个样品属中硫煤。据D1井含硫量测定，在1200.6~1232.35m（山西组）测定样品3个，含硫量1.06~0.43%，平均0.603%，属特低硫煤，D2井915-980.6m测煤样4个（山西组），含硫量2.09~0.53%，平均0.98%，也属特低硫量（一个样品中硫煤），1004.72~1069.62m（太原组）测4个样品，含硫量2.65~0.59%，除1004.72~1005.62太原组顶部一个样品属富硫煤外，其它属特低硫煤。D3井仅于山西采一个样品，含硫0.87%，仍属于特低硫煤。总之，山西组属特低硫煤，个别样品属中硫煤。太原组4个样品为富硫煤（都分布在太原组顶部），3个样品特低硫煤，一个属中硫煤，以上说明该区仅太原组顶部有海侵，基本上属于谈水沼泽环境。

表6-4 煤岩煤质测试结果

*—灰分含量过高，造成真密度过高

3、煤层的煤阶

煤层气的生成与煤阶有直接关系。一般情况下，中变质煤甲烷生气量最大。从大城地区Ro资料（表6-5）反映出：大城凸起高部位煤阶最高，大参1井、大1-1等井Ro为1.02-1.39%，属于肥煤，个别煤样属于焦煤，而低部

位则属于气肥煤。

表6–5 大城地区Ro分析成果表

4、煤岩显微组分

大城凸起已分析包括1–1井在内的煤岩显微组分44个样煤样，其稳定组分0~32.80%，壳质组分0~0.7%，镜质组分49.25~90.00%，惰质组分3.7~46.71%，从表6-6中可以看出，尽管各煤组镜质组含量有所差异，但变化范围不大，其平均值75.75%~83.5%，表现出镜质组含量高的特点，本区煤层以镜质组和隋性组为主，惰性组明显偏高。表6–7也说明：三、四煤在大参1井、大1–1井表现为高镜质组分，高的镜质组分可以形成大量天然气。

大参1井、大1–1井煤岩在镜下观察其镜质组主要为均质镜质体、结构镜质体和团块镜质体。在普通反射光下，这些镜质体一般为灰白—灰黄色，其中均质境质体具有明显的垂直裂缝。在荧光显微镜下，部分镜质体具有棕褐色荧光，镜质体的显微五角星缝见有黄绿色荧光的液体烃全充填、半充填或不连续充填。说明镜质体具有一定生成液态烃能力，且确有生液态烃的历史，但镜质体的荧光颜色普遍较深，荧光强度大部分较弱，又反映出生液态烃潜力不高。本地区稳定组分低，因此，从现有的分析看，大城凸起煤岩主要具备生气能力。

根据以上分析可知：大城凸起煤层具有丰富的镜质组分，中等演化程度

(Ro 1.6%)，能够形成大量的天然气；镜质组可以生成少量液态烃，但生液

态烃潜力不高；高的镜质组含量可能具有高的吸附能力。

表6–6 大城地区煤岩组份分析表

表6–7 大参1井、大1–1井煤岩组份分析表

6.1.4 煤层气储层特征

1、煤岩节理、割理、显微裂缝

煤岩中的节理、割理及显微裂缝是煤层甲烷渗流的主要通道 （1）节理

节理是构造应力作用的结果，它通常穿过煤层顶、底板。该类裂缝是气流、水流通过的主要通道。大参1井、胜1井岩芯均有出现，其密度小于10条/m，且节理壁平直、紧闭，多被方解石完全充填，属于剪性节理，它不是大城地区的主要流体通道。

（2）割理

割理是煤化作用和构造应力影响的产物，对渗透性影响大，煤中割理越发育，其渗透性愈高。据二难抛光煤片显微镜下观察统计，大参1井三煤组为半亮煤，具条带状结构，层状构造，该煤样水平裂隙稀少，但垂直裂隙发育，垂直裂隙不仅在镜煤条带中密集发育，在非镜煤条带中也有，但裂隙规模较小，间距较大。裂隙被方解石充填，在层面上可见两组发育程度不同的割理。大参1井四煤组，为半暗煤，具条带状一线理状结构，层状结构。该煤样中裂隙主要发育在亮煤和镜煤条带中，有垂直裂隙和顺镜煤条带的水平裂隙。在镜煤中的水平裂隙长达8cm，宽度达1.0mm；这类裂隙数量少，但连通性好，成为理想的流动通道。

通过对大1–1井主国煤层系统观察发现：三、六煤广泛发育裂隙及植物残体胞腔孔部分孔隙被充填，充填物为方解石、黄铁矿、四煤较发育粒间孔。现场煤芯观察，大1–1井三号煤层割理非常发育，金属光泽，阶梯断口，面割理频度1~2条/m，延伸

观察表明，煤中的面割理主要平行于显微煤岩类型和沿层理发育，其宽度0.003~1.0mm，一般0.2~0.4mm，间距8~10mm，延伸较远，一般长度30~40mm。端割理主要发育在镜煤及亮煤条带中，其宽度一般为0.2~0.7mm，比面割理宽，其高度一般不超过镜煤条带的宽度，通常达5~7mm，端割理间距一般3~5mm，另外，在非镜煤条带中也发育端割理，其宽度一般为0.05~0.10m，高度3~6mm，其规模不如镜煤条带中的大。有的裂隙被方解石、

黄铁矿等物质充填，有的充填物又可被后期力的作用再次破裂。值得注意的是：镜质体中普遍发育有裂缝，丝质体中割理亦然存在，一些被矿物充填的裂缝后期又在充填矿物中发生有裂缝，一些后期裂缝沿早期后生裂缝发育，并进一步扩大了早期裂缝。

表6–8 大1–1井煤芯割理观测统计表

（3）显微裂缝

对大参1井及大1–1井观察可知：①三煤较四煤显微裂 缝发育，其显微裂缝几乎是后者的二倍；②三煤上、中、下三个层以下煤层显微裂缝较其它层发育；四煤中上煤层比下煤层好，接近于三煤上煤层；③碳质泥岩的显微裂缝不如煤层发育；④显微裂缝宽度足以通过甲烷分子，因为煤层气气体分子直径小，而显微镜观察到的裂缝宽度最小的也超过大孔直径

-3

>1000A为强烈渗透空间；⑤显微裂缝中平行缝和>(100A=10mm，孔径)

斜缝比垂直缝发育。

（4）煤岩及碳质泥岩扫描电镜下裂缝特征

大参1井及大1–1井碳质泥岩及煤岩从电镜照片上可以看出煤样中裂缝形状多样，有直线缝、平行缝、丁字缝、交叉缝、颗内裂缝、晶间缝、颗粒断开缝、颗粒破碎缝、大小裂缝可以相通关系相配匹。这些大缝和连能的微缝无气体流动有重要意义。碳质泥岩相对比较致密，微裂缝多不连能。电镜扫描结果说明：①煤岩晶间、孔隙很发育，能容纳大量四烷气体；②煤岩中

裂缝类型多，大小缝相通性好，有利于气体运移，一旦大缝中气体压力平衡体系被破坏，大缝中的气体可以自由流向低压区，同时微小缝中气体流向大缝中，晶间缝、孔中吸附状态气体将渗流到小缝再流向大缝；③碳质泥岩中微裂缝的连能性差，这说明如果煤层顶板发育有碳质泥岩无疑对煤层气具很好的封盖作用。

（5）裂缝与煤岩组成

分析煤岩显微结构可以看出，在中等变质条件下，显微组分中镜质组含量越高，其对应的显微裂缝发育程度。由此推论：大城凸起煤岩的镜质组含量高，因而大城的微裂缝比较发育。

综上所述，认为：① 煤岩具较发育的微裂缝、晶间孔及割理，这些裂缝、孔隙有相当数量有利于煤层气的渗流，从而易于解吸开发；② 煤层孔隙度、渗透率比泥岩、本段砂岩、碳质泥岩都好，是煤系段最好的储气层；③ 电镜扫描照片显示大缝均具张裂缝特征，发育连通的裂缝系统是煤层具有高渗透率的关键；晶间孔、缝尽管可以连通，但喉道较小，很难使流体自由通过，特别是有较大分子流体堵塞时更是如此。因此，构造破裂作用和地层差民压实产生裂缝对于提高煤层渗透性很重要。

2、煤层孔隙度

根据现场获取的资料，大参1井煤芯实测孔隙度在1179.92m处为5.82%，1177.05m为4.4%，1178~1180m为2.86%，1204m为2.92%，与砂岩储油层相比属于特低孔隙类型。

为进一步研究大城凸起煤岩孔隙结构特征，我们对大1–1井的5个煤样进行压汞分析，分析仪器为9220，最高压力206.8423MPa，最小孔隙直径为0.003626μm，分析结果曲线形态可明显分为两种类型，见图6-1。 （1）孔隙型压汞曲线

一般这种曲线形态在致密砂岩储层中是最常见的形态特征，即初始压力低，克服麻皮效应的进汞量为5~20%，平均为15%。这里以出现平坦段切线作为排驱压力，这类曲线特征在煤中不多见，大1–1井5块煤样中有2块这样情况（曲线3、5），这类曲线特征如下：

I 汞饱和度较低； II 排驱压力大；

III 中值压力高，0.221~2.211MPa（表6-9）中值半径小，约为0.3326~3.357μm；

IV 退汞效率高，达70%~74%，视孔喉体积比小，孔喉相对均匀； V 与同类型的泥岩相比，泥岩退汞效率低（约40%），视也喉体积比小。

图6-1 大1–1井毛管压力曲线特征图

表6–9 大1–1井煤层气毛管压力曲线特征表

（2）裂缝-孔隙型压汞曲线

这类曲线在油层砂岩中很少发现，在汞曲线上出现一个和多个平坦段，在很低的压力下，汞饱和度可达50%以上，缺乏克服岩样麻皮效应的压力段或不明显，因此排驱压力不易确定，我们把类曲线称为裂隙—孔隙型曲线，大1–1井部分样品呈现这种情形（曲线2、4），其特征如下：

I 最大汞饱和度可达98%；

II 排驱压力不易确定，本次使用汞饱和度为10%时对应的压力；

III中值压力低（0.0042~0.0043MPa），中值半径大（100.7398~116.410

μm）；

IV 退汞效率高，视孔喉体积比大(1.44–1.98)，孔喉分选相对均匀。 另外还存在一种过渡类型，本井DS–1号样品呈现这种类型（曲线1）.综上所述，大1–1井煤层孔喉结构分为三大类（图6-2）。

图6-2 大1–1井两种不同类型典型孔喉分布频率直方图

A类：如6号煤，排驱压力高，中值半径小，微孔相对含量较高，主要体现为基质孔，难以开采。

B类：3煤及少量6煤，排驱压力低或划不出排驱压力，中值半径大，大孔总量相对含量较高，主要体现为裂隙孔，容易开采。

C类：为二者过渡类型：

综上所述，大1–1井区三煤组裂隙孔发育，有利于开采；六煤组基质孔发育，难以开采。

表6–10统计了大参1井三、四煤孔喉体积的分布情况。从表中可以看出，在大城凸起三、四煤组是以微孔为主，同时也具备气体扩散和流动中的中、大孔隙，特别是具有33–44%的大孔，这是开发煤层气时煤层气脱离煤表面后首先在煤层中流动的重要通道。这些中、大孔隙如被微裂缝连通，则对于气体的流动将非常有利。

表6–10 大参1井压汞测试结果表

6.1.5煤层含气性及吸脱附特征

1、煤层含气性

含气性是制定煤层甲烷开发计划，进行资源评价有可缺少的参数，对煤层气可采量的预测、井的结构和优化管理条件有直接影响。

据大1–1井现场测录井显示，在非含煤地层中未发现油气显示，从井深1104m气测开始异常，测井解释15层，其中含气水层5层20m，含气显示3层15m，煤层气层7层34m，见表6–11、6–12。

表6–11 大1–1井气测录井显示汇总表

从表6–11中可以看出煤层有效可解吸量1.02~11.69m/t，平均4.84 m/t，总含气量为1.41~13.25m3/t，平均5.33m3/t。五煤含气量明显大于六煤，现场作含气试验亦说明该问题，在1152~1277m（三煤芯）试验时，煤芯全部见气泡，部分煤芯出筒时能听到“滋滋”的声音；六煤虽见气泡，但出筒时未有声音。

试验区处于三省庄构造高点，含煤层系被断层侧向遮挡，未全部剥蚀。大参1井含气量为4.97~14.85 m3/t，平均10.79m3/t，甲烷含量89.27~98.06%，

表6–12 大1–1井含气量测试综合成果表

平均92.43%，甲烷碳同位素δ13C1为-4.687~-5.551%，平均含气量和甲烷含量比大1–1井高5.46m3/t、2.76%，差别较大，见表6–13。

表7–13 大参1、大1–1井煤层气含量对比表

上述分析表明本区煤层气含气量无论在纵向上和横向上变化都比较大。 位于大城凸南部斜坡的大试1井情况现是不同。大试1井钻井过程中无气测异常和录井无气的显示，据廊坊分院现场实测，该区煤层气含气量基本为0m3/t，见表6-14。反映了该区长期处于古甲烷风化带。石炭二叠系煤系地层沉积后，印支运动以来受沧县隆起持续抬升的影响，大城凸起遭受长期风化剥蚀，特别是大试1井井区煤系上覆有效厚度仅剩100m左右，气体散失逸尽，到喜山期晚第三纪明化镇组沉积，才整体覆盖一套河流相的粗碎屑岩地层。

表7-14 大试1井含气量测试综合成果表

2、吸脱附特征

煤中的气体主要是以物理吸附的形式被吸附在煤体内表面上，吸附量的大小受很多种因素影响，主要是压力、温度、煤的变质程度、煤岩组分、气体成分、水分等。研究吸附状态气体的赋规律及其影响因素，对于评价煤层

甲烷气富集条件，预测产能具有重要的现实意义。

廊坊分院对大1–1井5块样品进行了吸附等温测试，结果见表6-15、图6-3。

表6-15 大1–1井煤层等温吸附实验综合成果表

图6-3 大1–1井煤层等温吸附曲线

从表6-15中可以看出，本区主力煤层煤层气最大吸附量（即兰氏体积）为17.13~25.98m3/t，平均为21.6m3/t，兰氏压力为3.113~7.559MPa，平均为

4.44MPa，六煤的吸附能力较三煤稍强。

含气饱和度是实测含气量与原始储层压力对应的吸附量的比值。通过对含气量和吸附等温线的分析，可以确定煤层含气饱和度和解吸压力。经测算，大1—1井三煤、四煤的解吸压力分别为4.57MPa、2.13MPa，含气饱和度分别为79%、41%，从煤层含气饱和度和解吸压力来看，三煤高于四煤。

8.1.6渗透率特征

渗透率是衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标，煤岩变质程度、煤岩显分、埋深、煤层空间产状等都会影响渗透率值。获取方法有三种，实验室岩心分析测试（基质渗透率），不稳定试井及数值模拟。

廊坊分院对大1–1井三煤、六煤煤芯进行了全直径渗透率测试，测试结果表明大城地区煤层渗透率值较低，见表6-16。

表6-16 大1–1井三煤、六煤全直径渗透率测试结果表

不稳试井是获取渗透率的重要手段之一。在煤层气勘探开发早期，试井参数的获取对煤储层的评价起着至关重要的作用。大参1、大1–1、大1–5井均采用了注入/压降手段对煤层压裂前后进行测试，从测试结果看（表6–17），压裂前煤层渗透率均小于0.589⨯10-3μm2。结合现场录井及室内测试分析，可以认为大城地区煤储层的渗透率是比较低的，对煤层气的开采是有利的。

表6-17 大城试验井组煤层气试井测试结果表

气、水相对渗透率是描述煤储层气、水流动状态的重要参数之一。大1–1井煤层气、水相对渗透率曲线见图6-4。

图6-4 大1–1井煤层气、水相对渗透率曲线

6.2 试验井组工程简况及效果评价

6.2.1井组布井方式

试验井组位于天津市静海县子牙乡大邀铺东南1000附近，由大1–1、1–4、1–5、1–6和大参1井共同组成煤层气勘探试验井组，井距200-250m、原设计为不等距梅花形井网，因大1–2、大1–3井未钻，便形成目前的井网方式，见图6-5。

构造位置处于沧县隆起大城凸起三呼庄构造高部位，井口海拔5m，设计井深大1–1为1335m，实际完钻井深为1345m，大1–4井为1355m，实际完钻井深为1345m，大1–5井1380m，实际完钻井深为1350m，大1–6井为1380m，实际完钻井深为1340m.主要目的层为石炭二叠系山西组三煤和太原

组六煤组。

图6-5 大城试验井组井位示意图

钻探目的是：（1）通过井组钻探获取关键性评价参数，包括煤层的分布，煤质阶的演化规律，含气量的变化趋势，储层割理的发育程度和延伸方向等，进行储层产量历史模拟，确定井组最佳试气方案。（2）通过井组钻探，进行大面积排液、降压和试气试验，进一步深化理论研究和各项技术的系列化、规范化，掌握并完善一整套煤层气开采工艺技术系列，为2000年后煤层气工业的发展奠定基础。

6.2.2开采方式及工程试验效果评价

1、开采方式

大城试验井组采用大1–1、大1–4、大1–5、大1–6四口井同时排水降压的方式进行开采试验，大参1井作为观察井。当煤层压力降低到解吸压力以下时，吸附在煤层中的煤层气解吸出来，解吸的气体通过基岩孔隙和微孔隙脱附扩散进入裂缝网络，再经裂缝网络流向井筒。

试验井组选用的抽排设备为数控链条式抽油机系统，该系统综合了微电技术、电力电子技术、过程控制技术，是一种能随机改变运动“姿态”的实时数字控制电动系统。该系统采用的高新技术有：

（1）有多个微处理器的数控技术

（2）交流变频调整速器技术

（3）稀土低能耗电机

（4）精密的机械传动系统

2、工程进展简况及效果评价

（1）一般来说，钻井中钻遇煤层时容易出现垮塌现象，眼扩径，形成一个“大肚子”，固井后则在煤层部位出现水泥环过厚的状况。因此要求煤层射孔时枪弹的穿透率和穿透深度要比一般砂岩油气层要高，否则将不能达到很好地沟通煤层的目的。

在试验区煤层气井实施的过程中，4口井的射孔枪弹均采用了目前国内成型的正规厂家生产的产品，102枪、127弹射孔，射孔弹发射率均为100%。试井解释结果表明，采用上述工艺技术的煤层表皮系数为-1.73~-5.97，表明射孔质量为优良。

（2）单相注入压降试井

该项工序是在保持煤层原始压力系统的状态下，通过以低于破裂压力的排量保持一定时间的注入后关井测压降曲线，利用试井的原理进行煤层系统渗透率的解释，用这种方法确定的渗透率普遍认为较有代表性，弥补了煤层割理发育室内测试不准确的缺陷。

采用的管柱结构：压力计托筒+筛管+井下开关装置+压力锚+压力计托筒+反循环阀+油管+井口开关装置。

泵注系统是注入/压降测试的核心，特点是压力高，排量低，脉冲小，连续工作时间长。由于国内的注入泵很难满足上述要求，因此选用美国贝克休期公司的注入泵及绳缆车，配有变速、过压保护、压力缓冲、减震、计量等装置，不仅可用于套管测试，同时可用于煤层气井压裂前后裸眼中途测试。记录设备为电子存储式压力计。该工艺完整合理、精确度高，保证了试井质量及资料的可靠性。

（3）压裂

由于煤层的特殊性，要求压裂设备在高的施工压力下实现大排量的注入，并能够实现自动监测计量分析，以确保煤层压裂施工的成功率和资料录取的准确性。

煤层气试验区井的压裂设备选用了美国Halliburton和“西方”的公司生产的千型压裂车组，该车组最大排量大于8m3/min，最高压力大于100MPa，实践证明，能够满足煤层气井压裂施工的需要。

由于煤层储层具有松软、割理发育、内表面积大、吸附性强、压力低等

与油藏储层不同的特性，由此而引起的高注入压力、复杂的裂缝系统、砂堵支撑剂的嵌入、压裂液的返排及煤粉堵塞等问题，使得煤层气压裂液与油气田压裂液存在毒害差异，主要表现在：a、由于煤岩的表面积非常巨大，具有较强的吸附能力，要求压裂液同煤层完全配伍，不发生不良的吸附和反应；b、煤层割理发育，要求压裂液本身清洁，除配液用水应符合低渗注入水水质要求外，压裂液破胶残渣也应较低，以避免对煤层孔隙的堵塞；c、压裂液满足煤岩层防膨、降滤、返排、降阻、携砂等要求。对交联冻胶压裂液要求其快速彻底破胶。

根据煤层气试验区的煤层地质特征及压裂工艺的要求，对煤层气井交联冻胶压裂注解提出了以下要求：

①适用温度与地层温度相匹配；

②在地层温度、剪切速率170-1s下剪切lh，线性及压裂粘度不小于20mPa⋅s；交联冻胶压裂液粘度不低于40mPa⋅s；

③破胶时间10h以内，破胶后压裂粘度小于5mPa⋅s；

④控制压裂液体系和表面张力小于30mN/m、界面张力小于2mN/m； ⑤尽可能降低压裂液成本。

试验区压裂液使用情况：

活性水压裂液：大1–1井和大1–6井（各两次）。

冻胶压裂液：大1–4和大1–5井（各两次）。

在压裂施工中，每口井加砂23.1–45.83m3，排量4–7m3/min，每次施工51–120min时间，施工顺利，形成动态裂缝51–87m，支撑裂缝38–。从注入试井解释、裂缝监测结果及压后的产液出气情况来看，4口井的压裂是成功的。

（4）地面电位法诊断水力裂缝

地面电位法诊断水力裂缝的实施对评价压裂效果，优化施工方案都是及其重要的。压裂施工中，如果所用压裂液相对于地层为一良导体，即：注入液体电阻率与地层介质电阻率差异较大，这时向地层供电，这部分压裂液在地层中即可看成一个场源，由于它的存在将使原电场的分布形态发生变化。即：大部分电流集中到低阻带，造成低阻带周围介质的电流发生变化。因此，

在压裂井周围环形布置多圈测量电极，采用高精度的电位梯度观测系统观测压裂前后电位梯度的变化，经过一定的数据处理，就可达到解释推断裂缝延伸方位的目的。根据诊断结果，大1–1井二、三煤和四煤的裂缝方位为N42 E、S72 W，大1–5井二、三煤和四煤的裂缝方位为N55 E、S55 W，基本上与大城凸起纵轴的方向一致。说明试验井组的压裂效果是好的。

（5）井间CT成像评价压后效果

井间地震声波层析成像技术简称井间地震CT法，是90年代以来井间地震声波借助医学的CT技术发展起来的一项新兴技术。国外美国、加拿大在CT研究和试验方面取得了重要进展、资料表明，井间地震声波的主频在20–600HZ，可以分辨出3–5m左右的薄层，纵向分辨率可达：若震源频带进一步加宽，可分辨出1–2的薄层。

井间CT法是通过改变震源和接受器的位置进行发射和接收。由于地震波的传播速度和能量的衰减取决于地层的岩性、物性、流体性，故利用所激发的弹性波到接收器的传播时间、振幅特性，经数据处理即可进行煤层描述及压裂后变化特点分析。该方法由于采用井中激发和井接收，避开了地表噪声干扰及表层低速带造成的能量衰减，从而能获得高频信息。

利用井间CT方法，可以通过井间CT测量数据层析处理与分析，描述煤层厚度、形态、分布等，为煤层储层的特性宣评价提供资料。另外，通过压裂前、后煤层气井间CT测试，可对煤层压裂后形成的裂缝进行平面、垂向分布以及断裂构造分布特征研究，为煤层气井组可采性评价提供依据。

选择大1–5井为发射井，大1–1为接收井进行试验，测试井段1130–1210m（二、三、四煤组）。井间CT 测试结果如下：

① 压裂前低于2.99km/s的波速圈定的低速带有两大层，一层由大1–1井1144–1148m延伸至大1–5井1143–1148m处，该层对应于山西组二煤组。层内具有局部不均匀性，反应了煤层内部物性有一定差异，层内裂隙节理较发育。

另一层由大1–1井1164–1180m向大1–5井延伸至1168–1172m处该层对应于山西三煤组下部。层内裂隙节理发育，连通性好，但物性仍有差异。其顶部盖层分别为泥岩、砂岩层。下伏岩层为泥岩较薄的泥质砂岩和致密砂

岩。

太原组四煤组的波速较高，其中可能夹有砂岩或钙质白云岩。两小层中，第一层由大1–1井中1185–1189向大1–5井延伸至1182–1190m附近，中间速度分布不连续。第二层由大1–1井1198–1203向大1–5井延伸至1198–1203m处，连通性较好。该煤组顶底部均为砂岩层。

② 压裂后的CT层析成像图,从整体上看，低速带范围较压前明显扩大。山西组二煤组波速由压裂前的最高2.99km/s降低为压裂后的最高2.92km/s。横向上较压裂前分布均匀，在靠近大1–5井38处，压裂前后无明显变化，且层内桔红色层不连续，推断该处有一小的纵向断裂；纵向上大1–1井附近较压裂前增加了一小层低速带，井深1135–1142m，二煤纵向上扩展，向大1–5井延伸至160m左右，表明压裂缝向上增高。

三煤组变化较大，速度低于2.75km/s的显增加，横向上变化均匀，连能性变好；纵向上厚度变大，即由大1–1井1160–1180m向大1–5井延伸至1160–1180.5m。说明在所测两井剖面上该煤组的压裂效果最好。

太原组四煤组第一层大1–5井处波速由压裂前的3.13-3.4km/s降为

2.99km/s以下，横向上由大1–1井延伸至140m处。第二层波速也降低到

2.99km/s以下，横向上由大1–1井向大1–5井延伸至140米处，纵向上变厚，由压裂前的1198–1203m变为1200.5–1208m；大1–5井横向仅延伸至40m处。

综上所述，井间CT资料初步分析表明，压裂后低速区范围扩展，厚度增大，说明煤层已经被压开。

6.3单井、井组试采动态分析

6.3.1试采概况

试验井组自98年4月1日开始排采，到11月3日结束关井，试验时间为169–182天。试验井组进入正常排水试采工序后，于8月份开始连续产气，单井平均日产气量26.22-1171.5m3，单井累积产气量3459-107436m3，试采井组累积产气量125476m3，见表6–18。4口井均分别压裂二、三煤与四煤组后，合层排液试气，试采情况如下：

1、1–1井

大1–1井压裂后于1998年4月9日开始排采试气。1998年8月1日，

当液面降至742m，累计排液1653.75m3时，套管开始出气，初始日产气45m3/d，日产水24.06m3。1998年10月9日，液面降至1140m，累计排液2781.26m3时，套压0.47MPa，日产气量达到最高峰，为3128m3，日产水14.38m3。1998年11月3日关井，关井前液面为1134m，日产气1131m3，日产水5.48m3。

表6–18大城试验井组评价参数表

大1–1井从开始产气到关井连续产气92天，出气初期（8月初）日产气200m3左右，8月下旬~9月上旬产气量为700~800m3/d，10月9日达到高峰

后产气量下降。平均日产气1171.5m3，累计产气107436m3。日产水量由7月中旬的22~26m3一直呈下降趋势，关井前降为5.5~7m3/d，平均日产水量14.47m3，累计排液3007.45m3，最大液面降深1180m，见图6-6。

图6-6 大1–1井综合试采曲线

2、大1–4井

大1–4井压裂后于1998年4月7日开始排采试气，1998年7月21日，当液面降至929m，累计排液1323.73m3时，套管开始出气，初始日产气867m3/d，日产水19.88m3，随后进入不连续产气阶段。至1998年8月31日液面降至1143m，累计排液1717.56m3时，开始连续产气；初始日产气27.1m3，日产水15.06m3。1998年10月10日，液面降至1200m，累计排液2131.22m3时，日产气量达到最高峰，为219m3，日产水16.68m3，以后产气量下降，产水量稳定后期略降。1998年11月3日关井前，液面为1203m，日产气34.04m3，日产水8.07m3。连续产气时间为62天，平均日产气26.22m3，累计产气3459m3。平均日产水量10.41m3，累计排液2365m3，最大液面降深1207m，见图6–7。

3、大1–5井

大1–5井压裂后于1998年4月14日开始排采试气，1998年8月25日，当液面降至540m，累计排液4164.6m3时，套管开始出气，初始日产气16.9m3/d，日产水83.04m3。此后当动液面下降至900m左右时，产气量有所上升，产水量明显增大。10月上旬日产气40–46m3，日产水达115–126m3，1998年10月27日，液面降至830m，累计排液9970.99m3时，日产气量达

到最高峰，为179m3，日产水112.64m3。1998年11月3日关井，关井前液面为831m，日产气140m3，日产水115.84m3。连续产气时间为68天，平均日产气58.98m3，累计产气4226m3。平均日产水量109.57m3，累计排液11347m3，最大液面降深928m。在整个产气阶段，总的变化趋势是随着动液面的下降，井底流压降低，日产气量有所上升，日产水量连续上升，至9月13日以后才基本稳定在117–126m3，见图6-8。

图6-7 大1–4井综合试采曲线

图6-8 大1–5井综合试采曲线

4、大1–6井

大1–6井压裂后于1998年4月1日开始排采试气，1998年8月31日，当液面降至531m，累积排液6478.84m3时，套管开始出气，初始日产气

41.3m3/d，日产水105.3m3。至10月11日前，日产气基本稳定在50m3左右，日产水略降至92m3左右。10月12日以后，日产气开始上升。1998年10月26日，液面降至756m，累计排液12149.28m3时，日产气量达到最高峰，为429m3，日产水95.47m3。1998年11月3日关井，关井前液面为793m，日产气395m3，日产水89.85m3。连续产气时间64天，平均日产气161m3，累计产气10355m3。平均日产水量9967m3，累计排液12856m3，最大液面降深802m，见图6-9。

图6-9 大1–6井综合试采曲线

6.3.2试验井组试采动态分析

1、试验井组试采动态特征

虽然大城试验井组的4口试采井井距平均只有200m左右，煤层厚度差异不大，但气井试采时主要技术指标差异较大：

（1）平均日产气量差异大：在4口试采井中，大1–1井的产气量最高达3128m3/d，平均为1171.5m3/d；而大1–4井最低，平均只有26.22m3/d，大1–5、1–6井也只有58.98m3/d、161m3/d。从图6-10中也可以看出，大1–1井的日产气量比其它3口井要高出2000m3以上。

（2）平均日产水量差异大：大1–5井的日产水量最高，为120m3/d左右：其次是大1–6井，为100m3/d左右，大1–1和1–4井的产水量都较低，平均为14.47m3/d和10.41m3/d；大1–5、1–6井的产水量要比大1–1、1–4井多85m3左右，见图6-11。

图6-10 大城试验井组日产气量对比曲线

图6-11 大城试验井组日产水量对比曲线

（3）动液面深度差别较大：在试采阶段的后2个月，大1–4井动液面深度最大，为1207m，其次为大1–1井，为1180m，大1–5井为928m，大1–6井的动液面深度最小，为802m；大1–4井的动液面与深度最小的大1–6井差400m左右，与大1–5井差280m左右，与大1–1井差30m左右，见图6-12。

2、影响试采井组动态指标差异的主要因素

据分析，采井组动态指标差异的主要因素有以下几个方面：

（1）煤储层本身非均质性

根据前面第一部分所述，大城试验井组井与井之间煤层的煤层厚度、煤层气含量及煤储层物性无论在纵向上和横向上差别都较大。

图6-12 大城试验井组动液面对比曲线

① 从射开的二、三煤及四煤的煤层厚度统计结果来看，4口试采井的煤层厚度有差异，大1–1井比大1–4井厚2.7m，厚度上的差异可以造成解吸气量上的差异。见表6–19。

表6–19 大城试验井组二、三、四煤煤层厚度数据表

② 大参1井煤层含气量平均为10.8m3/t，而大1–1井的平均含气量只有

5.33m3/t，2口井差值为5.47m3/t。

③ 另据大城井组井间CT测试结果，大1–1等4口井间距虽然只有200m左右，但层内具有局部不均匀性，煤层内部物性有一定差别，造成含气量的分布不均匀。

从构造位置来看，大1–4、大1–1、大参1井处于构造的北东向轴线部位，推测裂隙发育，而大1–5、大1–6井虽然与上述3口井距离不远，但相对构造位置稍低，处于构造轴线一侧，推测裂隙发育较前者差。从构造运动来看，燕山后期构造运动频繁，断裂活动强烈，是造成煤储层非均质性的主

要因素。含气量分布的不均匀性及裂缝发育程度的差异导致了煤层气井的产气量有高有低，差异较大。

（2）根据测井解释，大1–5井1189m–1204.6m井段、大1–6井1190m–1207m井段两个煤层之间夹有一层砂岩，含泥质较低，为一物性较好的水层。压裂后与煤层沟通，导致大量出水。从大1–1~大1–6井的地下水质分析结果来看，采出水的水型与石炭二叠系的水型一致，都是NaHCO3型，见表6–20。从地下水离子鉴定结果看，水中的阳离子以Na+、K+为主，Ca+2+离子含量较低，由于砂岩中含有较多的长石，Na+、K+离子又易于随地下水迁移，因此可以证实煤层与顶板砂岩含水层连通。大1–5、大1–6井经压裂后大量出水的结果，直接影响了煤层排水，导致动液面下降速度缓慢，动液面高度与大1–4井相差达279–405m，煤层压力下降幅度小。在试气后期动液面较稳定的条件下，大1–5、大1–6井底流压仍较高，分别为3.4MPa和3.7MPa，回压较大。从而造成大1–5、大1–6井煤层气解吸量少，产气量低。而大1–1、1–4井出水量较少的原因是两个煤层之间的夹层是含泥质较高的粉砂岩，物性比前2口井差。

表6–20 大1–1井~大1–6井水质分析化验结果统计表

（3）压裂措施效果不同

大1–1、1–6井用的是活性水压裂液，而大1–4、大1–5井用的是冻胶压裂液。冻胶压裂液对煤层渗透性有一定影响，使得大1–4、大1–5井的产气

量低于大1–1、大1–6井。而冻胶压裂液对水量较高的含水层伤害不大，故大1–5、大1–6井虽然用了不同的压裂液，产水量均相当高。

（4）大城试验井组的含气饱和度和解吸压力都较低，如大1–1井平均饱和度只有30.94%，解吸压力为3.73MPa，气体不易解吸，因此导致整个井组产气量都较低。在目前的开采技术条件下，很难得到好的经济效益。

6.4产量预测

6.4.1煤层气藏数值模拟

煤层气数值模拟软件描述了煤层气的解吸扩散及渗流规律，主要用于模拟煤储层中的气–水流动，对煤储层进行生产历史拟合、储层参数敏感性分析、动态预测、产能预测、试采方案设计研究、增产措施评估、井网优化、开发方案编制及开发机理等多项研究工作。

1、模拟软件

研究仍然选用模型为三维二相双孔隙的COAL GAS煤层气数值模拟软件，对大1–1井进行试采历史拟合及动态预测。

2、煤层气数值模拟参数确定

数值模拟所需要参数较多，参数选取至关重要。经分析可以确定的参数包括煤层厚度、气水性质参数、含气量、等温吸附常数，压力、初始条件、边界条件及运行控制参数等多数为实际数据。详见表6–21。

表6–21大城试验井组模拟参数表

另外一些参数难以确定，对模拟结果有一定程度的影响，如渗透率、孔隙度。要通过反复模拟而定。

3、单井生产历史拟合

因为资料的限制，只对大1–1井进行生产拟合。根据大1–1 井实际生产数据，通过数值模拟计算结果与实际生产动态进行比较，适当调整模型参数，进行单井生产历史拟合：通过生产历史拟合，分析主要煤层参数的可靠性，使模型能够较准确地描述煤层气田地质开发的实际情况，确定主要煤层参数。在历史拟合过程中，主要对网格的渗透率及孔隙度进行了修改，最后得到了较好的历史拟合结果。见图6-13。

-32

Kx=3.2⨯10μm拟合结果：渗透率

Ky=0.9⨯10-3μm2

孔隙度φ=3.96%

图6-13 大1–1井模拟日产气量与实际日产气量拟合曲线

6.4.2产量预测

根据大1–1井生产历史拟合结果，采用拟合修正后的参数，对大城试验井组进行产能预测。

采用参数：

Kx=3.2(⨯10-3μm2)、Ky=0.9(⨯10-3μm2)、

Kz=0.2(⨯10-3μm2)，井距200m、裂缝半长38m，其它参数按煤层实际参数输入，预测结果见表6-22。

根据数值模拟预测结果，大城试验井组4口井十年累计产气310.51⨯104m3，平均单井累计产气77.6⨯104m3；十年平均日产气850m3，平均单井日产气212.5m3；第十年平均日产气90.39m3，平均单井日产气22.59m3，平均地层压力为0.28MPa，井底流压为0.1MPa。其中大1–1 井最高产气量为3128.56m3，十年累计产气量为1198⨯104m3，平均日产气量为328.23m3；第十年平均日产气量为36.68m3，平均地层压力为0.32MPa，井底流压为0.1MPa，生产压差为0.22MPa。从图6-14、6-15中可以看出，大城试验井组产气量从第二年开始下降，且下降速度很快。据经济评价结果，平均单井日产气量要在1000m3以上时，才可能有好的经济效益，而大城试验井组十年平均单井日产气量均远远低于；即使产气量最高的大1–1井，其平均单井日产气量在第二年就只有594.81m3，以后逐年下降。可见大城试验

井组在目前的开采条件下，很难得到好的经济效益。

表6-22 大城试验井组产气量预测表

图6-14 大城试验井组日产气量预测曲线

图6-15 大城试验井组累计产气量预测曲线

6.5 本章小结

通过大量的煤层气地质特征研究、动态分析及模拟研究，对大城煤层气试验区得到如下认识：

1、大城试验区煤层气井有一定产能，但产量普遍较低

试验井组中的大参1井压裂后抽排试气，日产气量最高达6391.7m3/d，大1–1井压裂后连续出气阶段平均日产气达1171.5m3/d，最高达3128m3/d，说明该试验区煤层气井有一定的产能。但从大1–1井产量预测结果看，十年累计产气量只有119.8 104m3，平均日产气量只有328.23m3/d,在目前的产量及开采技术条件下，很难得到较好的经济效益。

2、平面上煤层物性参数变化较严重

煤储层物性横向变化大，非均质性较严重，造成含气量的分布不均匀导致了煤层气井的产气量有高有低，差异较大。

3、含气饱和度和解吸压力低

大城试验井组的含气饱和度解吸压力都较低，气体不易解吸，气相渗透率低，层气井产量较低。

4、从试验情况看，现有钻井、完井压裂，测试及抽排试气等工艺基本能够满足煤层气勘探开发的需要，今后继续完善提高逐步规范化。