煤层气干扰试井测试在保德区块产能分析中的应用研究

王卫东

(中国煤炭地质总局第一勘探局地质勘查院，河北邯郸 056004)

井间干扰是煤层气井扩大解吸区域、有效动用储量的必要条件，而干扰试井测试是判断区域或井组是否达到井间干扰的重要手段。干扰试井测试可以获得井间连通性、方位渗透率、孔隙度等参数，还可以通过对测试井的井底流压、压力恢复速率等参数的分析，计算目前地层压力及单井渗透率，为产能分析、开发方案制定等提供依据[1]。

保德区块是我国煤层气开发利用最为成功的地区之一[2]，也是我国最早投入开发的低煤阶煤层气区，该区中石油已建产能8亿m3[3]。经过十多年的开采，煤层气日产量已达到150×104m3/d，大部分井已经进入了稳产、高产阶段。保德区块试验区当前共有排采井215口，平均单井产量可达2 300 m3/d，但日产气量低于500 m3的单井仍占总井数的25%左右[2]。部分井产气效果并不理想，主要表现为区域性低产和个体性低产(个体性低产即同一井组内，部分井高产，部分井低产)。保德区块区域性低产的原因已比较明确，主要是资源丰度低或区域渗透性差，而个体性低产的原因尚不够清晰。因此，本文在保德区块选取多个已经进行了5年以上排采历史的井组进行了干扰试井测试，获取了丰富的开发期地质参数，进而探寻其个体性低产的原因。

本文选取三个代表性的井组(个体性低产井组)，拟通过对井组均质性、井间连通性、储层能量等与井组产量的对应关系进行分类分析，从而得出个体性低产井的产量制约及影响因素。

1 研究区地质概况

保德区块位于鄂尔多斯盆地东缘，构造位置属于晋西褶曲带北段，山西河东煤田的北端。区域地层与鄂尔多斯盆地及华北地区其他成煤盆地基本一致。出露的地层由老到新：中奥陶统峰峰组，上石炭统本溪组、太原组，下二叠统山西组，中二叠统石盒子组，上二叠统石千峰组，下三叠统刘家沟组、和尚沟组，中三叠统二马营组，新生界新近系及第四系。含煤地层为上石炭统太原组和山西组，主要由砂岩、泥岩和煤层组成，厚度120～210m。区内发育煤层15～16层，总厚14～34m[4-6]。

研究区构造性质既有别于活动强烈的山西地块先期挤压褶皱和后期伸展断陷，又不同于相对稳定的鄂尔多斯盆地内部构造，总体表现为过渡性质的盆缘构造类型，褶皱、断裂主要发育于该区的中南部，多呈NNE或NE向展布。总体构造形态简单，表现为向西倾的单斜构造，走向南北[7]，断层和褶皱不发育，同时煤层构造形态简单，东高西低，地层平缓，一般1°～5°，局部发育5°～10°。断裂稀少且规模不大，断层以北东方向为主，断距10～25m。全区煤层较厚，无岩浆活动。分布稳定而且厚度较大的煤层的存在，为煤层气藏的形成提供了基础，煤层的厚度及其稳定性，是评价煤层气藏的一个重要参数。

研究区主要可采煤层为山西组4#、5#煤层和太原组8#、9#煤层。煤层发育较厚，平面分布较稳定[6]，是勘探区的主力煤层，也是煤层气主要开发目的层(图1)。

图1 保德区块煤系地层综合柱状图Figure 1 Comprehensive stratigraphic columnof coal measures strata in Baode block

其中4#+5#煤层平均厚7.2m，埋深300～1 000m，煤层结构多样，具较强的非均质性，夹矸1～3层，从北向南煤层逐渐变薄，埋深变大，从东向西煤层变厚，埋深变大。8#+9#煤平均厚9.7m，埋深350～1 200m，非均质性强，夹矸1～3层，从北向南煤层厚度变薄，埋深变大，从东向西煤层厚度先变薄后逐渐变厚，埋深变大[6]。

8#+9#煤镜质组平均含量55.7%，宏观煤岩类型主要为半暗煤-暗淡型，部分为半亮型[8]。煤心多呈碎块状，大小1.0～5.4cm，部分为短柱状，柱长2.7～5.5cm。层理较清晰，手捻不易碎。割理十分发育，显示其煤层气储层渗透性较好。对3口井进行DST试井测试，8#+9#煤渗透率为2～12.9mD，均值7.1mD[9]。

保德区块属于中低阶煤层气田，该区域煤层气具有低压、低渗和低饱和度的特点，布井密度大，井间距小，单井产量低，因此该区多采用丛式井进行煤层气开发[10]。

2 煤层气生产井干扰试井测试及解释方法

气藏生产过程中地层压力传播速度的快慢，井间干扰大小，以及井间连通性等问题备受关注，传统的方法就是开展井间干扰试井测试或全气藏关井测压[11-12]。

2.1 测试工艺

煤层气排采井干扰试井测试技术目前已趋于成熟，测试工艺为设置激动井(干扰井)和观察井，同时下入高灵敏度的电子压力计，改变激动井(干扰井)的工作制度，即以恒定排量进行注入激动，从观察井上接收由于激动井工作制度改变所造成的压力变化，同时为了缩短测试时间，激动井及观测井均下入井下封隔器并采用井下关井，减少井筒储集效应影响。通过观察井与激动井井下压力实时监测与压力比较，判断两个井之间流体(水力)连通性，获得井间的流动参数结果[13]。

2.2 解释方法和测试结果

煤储层渗透率是影响煤层气产量和开采效率的关键参数之一，煤层气开发过程中储层渗透性会随着地层压力动态变化，早期以应力敏感为主[14-15]。

借鉴于常规油气干扰试井解释原理与方法，煤层气生产井干扰试井的解释方法与之基本相同，通常采用极值点分析法和图版拟合法，二者主要区别：在常规的油气井干扰试井测试中，净干扰压力一般采用直线法进行计算，但本次选取的目标井均为排采两年以上的井，观测井的背景压力不再是线性变化，所以需要通过研究背景压力的变化规律再进行背景压力剔除。

干扰试井测试结果包括井间连通性、目前地层压力、方位渗透率等地层特性参数。目前地层压力可以反映区域地层压力的下降程度，渗透率反映了排采对地层物性的影响，边界距离则在一定程度上反映了小区域的非均质性。

3 测试结果及讨论

3.1 均质性井组

保德区块共进行了8个井组的干扰试井测试，其中4个井组表现为很好的均质性：即井组井间连通性好，井间渗透率差值小，井底流压一致性强且产量相近。B3-11井组为典型的高均质性井组(表1)。

目前地层压力是指用观测井压力恢复曲线分析所得的外推压力，代表目前状态下该井探测半径范围内的平均地层压力，测试前井底流压指干扰试井测试之前监测的井底流压，二者的差值反映了井的压降漏斗形态(图2)。

B3-11井组四口井渗透率为17.45～31.87mD，平均值为23.17mD，渗透率远高于勘探期的区域平均渗透率4.5mD，且渗透率与产水量呈明显的正相关(图3)；井组目前地层压力为3.92～4.03MPa，分布范围小，平均目前地层压力为3.97MPa，基本可以代表井组区域内的目前地层压力；差值2.14～2.59MPa，平均值为2.42MPa，指示该井组已达到多井干扰和区域压降，这和干扰试井测试所获得的井间连通性是一致的。B3-11井组4口井均表现为较高的产水量和很低的产气量，基本可以排除工程技术和排采制度两方面的因素，而整个井组渗透率均较高，推测低其产气量与区域低含气量有关。

表1 B3-11井组解释结果

图2 井底流压与目前地层压力示意图Figure 2 Schematic diagram of well bottom flowpressure and current formation pressure

图3 B3-11井组产水量与渗透率相关性Figure 3 Interdependency between water yield andpermeability in B3-11 well group

3.2 非均质性井组

保德区块8个井组中，有4个表现为较强的非均质性，其中2个井组产气量较低或无产气量，本文选取两个产气量相对较高的井进行分析(表2)。

两个井组受工程因素影响，在排采期有多次停排情况，平均产气、产水量不具有代表性，因此本文采用最高日产气量和最高日产水量作为评价指标。

最高日产气量、最高日产水量与渗透率均无明显的相关性，说明该井组在经历长时间的排采后，渗透率已不是产量的制约因素(图4、图5)。

B1-09井组的渗透率低于B3-03井组的渗透率，但B1-09井组产气量要高于B3-03井组产气量，产水量低于B3-03井组产气量，可见，保德区块产气量的主要受资源丰度控制。

3.2.1 目前地层压力与产气量、产水量关系

目前地层压力实质上反映了目前地层能量，B1-09井组投产早于B3-03井组，而产气量及目前地层压力均高于B3-03井组，证明B1-09井组的资源丰度及潜力均优于B3-03井组。这与实际生产情况一致。

表2 B1-09、B3-03井组干扰试井成果

渗透率/mD图4 最高日产气量与渗透率相关性Figure 4 Interdependency between maximum dailyCBM output and permeability

渗透率/mD图5 最高日产水量与渗透率相关性Figure 5 Interdependency between maxium dailywater yield and permeability

差值/MPa图6 最高日产气量与差值相关性Figure 6 Interdependency between maximum dailyCBM output and D-values

3.2.2 差值与产气量关系

图6为两个井组差值与最高日产气量的相关性图，两个井组的差值与最高日产气量成明显的负相关。说明在非均质性的井组中，解吸区域是气产量的主要制约因素。两个井组的趋势线成平行关系，两条线之间的间距大约为1 000m3/d，即在同等差值条件下，B1-09井组比B3-03井组日产高1 000m3左右(图7、图8)。

差值/MPa图7 B3-03井组最高日产水量与差值相关性Figure 7 Interdependency between maximum dailywater yield and D-values in well group B3-03

差值/MPa图8 B1-09井组最高日产水量与差值相关性Figure 8 Interdependency between maximum dailywater yield and D-values in well group B1-09

4 结论

保德区块煤层气井产量影响因素包括资源条件(含气量、煤储层厚度、资源丰度、含气饱和度等)、开发条件(埋深、渗透率、储层压力梯度等)、工程因素(钻井、压裂、排采等)。

保德区块均质性井组整体低产的原因包括资源条件差、开发条件差，因此导致的低产，二次可改造性较差，高效率开发潜力弱。

如果同一井组中，即存在高产井，又存在不产或低产井，则为非均质性井组。造成非均质性井组低产的主要原因为渗透率低及工程因素影响。资源条件造成低产的可能性小。开发条件中，有可能造成单井低产的条件为渗透率，此类井进行二次改造有一定的提产潜力，可通过多次压裂提高储层渗透性实现增产。