深部煤系气合采产层组合判识方法及效果评价

深部煤系气产层具有跨度大、多种类型储层叠置且层间非均质性强等特点。合层开发层间干扰问题严重，亟需建立科学的煤系气产层组合判识方法以支撑煤系气经济高效共探共采。

以鄂尔多斯盆地临兴西区块本溪组—山西组煤层和砂岩层为例，考虑产层组合的产能效果与经济性，提出了煤系气产层组合的基本原则，建立了产层组合判识的数学模型，确定了满足经济效益的产量下限及产层厚度；提出了将煤系气产能转换成产层厚度并以此分析煤系气合采产层组合的研究思路，提出了多层合采关键参数的校正系数，形成了简单、可靠的合采评价体系。研究结果显示，研究区满足经济极限的单井产量为9.8582 × 106 ｍ^３，煤层、砂岩层满足经济要求的产层厚度分别为 4.34 ｍ和 6.45 ｍ。考虑到单井产能的敏感性，引入了产层厚 度、渗 透 率、含气量以及储层压力的校正系数，由此构建了煤系气合采产层组合判识体系。

Ⅰ

鄂尔多斯盆地东缘临兴西区块构造简单，广覆式生烃的煤系烃源岩与大面积分布的致密砂岩储集层、煤储层及泥 岩 储 层 呈 相 互 叠 置。研究 区 内 的 本 溪组—山西组约发育 10 层煤层，主力煤层为 8 号＋ 9 号煤层和 4 号＋5号煤层（图１）；煤层埋深在 1744.20～2172.00 ｍ，为深部煤储层；煤层厚度为 9.50 ～28.60 ｍ，平均为 18.10  ｍ；储层压力为 17.46 ～ 21.17 ＭＰａ，平均为 19.21 ＭＰａ；煤层以半暗煤和半亮煤为主，含气量为 5.02 ～ 28.11 ｍ^３／ｔ，平均为 14.45 ｍ^３／ｔ；储层的孔隙结构以过渡 孔 为 主，孔 隙 度 为  3.02 ％ ～ 8.35 ％，平均 为 6.32 ％；渗透率为 0.022 ～ 0.411 ｍＤ，平均为 0.164 ｍＤ；含气饱和 度 为 70.24 ％～ 150.65 ％，平均为 112.23 ％，表明深部煤储层可能含有大量游离气。煤系地层水整体偏酸性，合采中压裂液侵入不会引起明显的酸敏和碱敏问题，同时地层水的配伍性良好，整体上煤系气的合采条件较好。

图1  临兴西区块构造位置及综合地层特征

Ⅱ

研究区的煤层和致密砂岩气层在垂向上分散性高，从下至上最大跨度达几百米，若能进行合理地产层组合，将煤层或煤层－砂岩气层互层段统一作为开发目的层进行合采，则能有效提高煤系气的开采效率，并显著提升煤系气开发的工程效益。

一、产层组合基本原则

基于前期煤系气合采技术可行性与地质条件兼容性等研究，提出煤系气产层组合时应遵循的原则：地质储量达标；产层属性相近；层间跨度适宜；组合隔层相间；方便开发管理。

二、满足经济效益的产层组合厚度的确定

1.单井产量下限

临兴地区的天然气出厂价格为1.7 ～1..9 元／ｍ^３，取 1.8 元／ｍ^３ 为基准值。煤系气项目的基准收益率一般为８％，油气公司制定的内部收益率一般要高于基准收益率，这里分别取 RIRR 为８％、10 ％和 12 ％，压裂层数设为１层，计算相应的单井产量下限。图２显示，在同一气价下，单井产量下限随内部收益率增大而增加。当内部收益率保持不变时，随气价升高，单井极限产量下降的幅度有所减缓。这说明，在高气价下，煤系气单井更容易获得较高的内部收益率。基于 1.8 元／ｍ^３ 的气价基准值，考虑 12 ％的内部收益率条件，得到满足经济要求的单井产量下限为 9.8582 × 106 ｍ^３。

图2  单井产量下限随气价的变动关系

2. 满足单井产量下限产层厚度

基于构建的研究区煤系气地质模型，利用数值模拟 （ CMG —GEM 模块）研 究 满 足 单 井 最 低 累 产 要 求 的产层厚度下限。模型的井底流压从20 ＭＰａ降至 15 ＭＰａ，压降速度为 0.083 ＭＰａ／ｄ；从 15 ＭＰａ降至１ＭＰａ，压降速度为 0.008 ８ＭＰａ／ｄ；井底流压降至１ＭＰａ后，采用定压生产。模型运算时间为 15 ａ，煤层气、致密砂岩气废弃产量根据当地生产经验分别取 300 ｍ^３／ｄ和 500 ｍ^３／ｄ。煤层气井的单井控制面积一般为 300 ｍ× 300 ｍ，但考虑到砂岩的压裂改造范围要更大，结合微地震监测结果，综合设定模 型 的 单 井 控 制 面 积 为 300 ｍ× 400 ｍ。

通过改变产层厚度得到“标准”储层条件下煤层、砂岩层厚度与单井累积产气量之间的对应关系图版，将单井的经济 极 限 产 量 9.8582 × 106 ｍ^３ 投影 到 图 版中，获得在表１基准参数条件下煤层、砂岩层满足经济要求的产层厚度下限分别为 4.34 ｍ 和 6.45 （图３）。

图3  煤层、砂岩层厚度与单井产气量的对应关系

三、产层组合的厚度校正

上述研究获得了理想的“标准”条件下合层开发的厚度下限，实际上，煤系气储层的参数差异较大，需要确定将其他非标准化 条 件转化为标准条件的函数关系。因此，在分析影响产能的关键储层参数的基础上，笔者引入校正系数来定量表征产层厚度、渗透率、含气量以及储层压力４项参数对煤系气单井产能的敏感性（图４）。

图4  煤、砂岩储层的产能校正系数随产能参数的变化关系

四、产层组合可行性判识体系

煤系气多层合采的产气效果受控于产层间物性及含流体状态的兼容性，但目前难以准确获得影响合采兼容性的关键地质要素的定量数理函数，可以用产层关键地质属性的相似度来判断产层之间的合采兼容性。根据样品聚类思想，基于产层关键地质属性的相似度进行聚类分析，并据此划分产层组合；根据上述数学模型判断产层组合是否达到满足经济要求的厚度下限，从而得出是否具有经济性；最后优选符合经济性要求的产层组合方案，并对不同产层组合方案的生产效果进行评价，便可建立研究区煤系气产层组合的可行性判识体系（图５）。

图5  煤系气开发产层组合的可行性判识体系

Ⅲ

一、典型井产层组合方案优选

综合区块含气层系和储层组合类型发育特征，选取Ｌ－01 井作为典型井进行分析。Ｌ－01 井位于临兴西区块北部，煤系中的含气层系共 16 层，各层的参数见表1。

表1  Ｌ－01 井各产层的主要参数

选取产层厚度、渗透率、储层压力梯度和脆性指数数据进行最优分割法聚类分析，利用距离系 数、不一致系数与聚类数关系图找到最优产层组合方案。根据距离系数的大小，产层组合可分为 2～7 种类型（图6），组合内的聚合系数越低，产层的相似 度越高。为了有效判定当次聚类效果的优劣，确定最终聚类个数，采用不一致系数衡量聚类结果的好坏，若不一致系数相比于上一次聚类结果有大幅变化，则认为上一次聚类效果比较好（图7）。

图6  Ｌ－01 井聚类树状图

图7  Ｌ－01 井不一致系数与聚类数的关系

图 7 显示，Ｌ－01 井的聚类数由 15 到 14 、由 11 到 10 和由 7 到 6 时，不一致系数增量较大，故聚类数为 15、11 １和 7 对应较优的 3 种聚类。考虑到产层的组合层数过多易造成合采兼容性问题突出，层数过少又难以满足经济性要求，笔者将 Ｌ－01 井的层系组合划分为 7 种最优产层组合（表2）。

表2  Ｌ－01 井产层组合的评价结果

二、产层组合效果评价与验证

笔者对 Ｌ－01 井符合经济要求的产层组合①和组合⑤利用数值模拟的方法进行了生产效果评价，验证数学模型的可靠性。各产层组合的产能预测结果见表 3 。组合①中，模拟结果与校正结果的合采可行性吻合，但对于组合⑤，在不增渗的条件下，模拟结果与校正结果的合采可行性不吻合，在增渗 5 倍的条件下吻合。由上述结果得知，利用笔者提出的煤系气开发产层组合可行性判识体系，校正结果与模拟结果的合采可行性吻合性较好，特别是当产层进行压裂改造后，校正结果与模拟结果的合采可行性一致，二者得到的产层厚度较为接近。

表3  Ｌ－01 井产层组合的开发效果与验证

Ⅳ

(1) 临兴西区块本溪组—山西组的开发重点以深部煤层气和致密砂岩气为主，含气层系在垂向上跨度大，加之多类型储层叠置、产层物性差异大、多套流体压力系统发育，产层的垂向非均质性强。

(2) 综合煤系气合采的地质兼容性与经济技术可行性，提出了煤系气合层开发层系组合的 5 条基本原则，建立了煤系气单井产层组合可行性判识的数学模型。

(3) 综合煤系气合采产层组合的产能效果与经济性，指出临兴西地区满足经济要求的单井极限产气量为 9.8582 × 106 ｍ^３，得出煤层、砂岩层满足经济要求的厚度下限分别为 4.34 ｍ 和 6.45 ｍ。

(4) 基于煤系气合层开发的产能与主控因素关系，提出了将煤系气产能转换成产层厚度并以此分析煤系气合采产层组合的可行性，确立了砂层、煤层厚度等效转化为产层厚度、渗透率、含气量和储层压力 4 项关键参数的校正系数，由此将多产层复杂要素转换为单一等效参数，建立了煤系气开发产层组合判识方法体系。

(5) 以临兴西区块 Ｌ－01 井为例，划分出 7 类最优产层组合，采用建立的产层组合判识方法确定了 2 套适合开展合层开发的产层组合，其可靠性得到了数值模拟验证，证实了该方法体系能够有效指导煤系的多产层合层开发。