辽宁红阳燃气开发有限公司 辽宁沈阳 110122
摘要：煤层气是我国重要的非常规天然气资源之一，沁水和鄂东中高煤阶（Ro>0.7%）煤层气资源已取得商业化开发，中低煤阶（Ro<2.0%）煤层气资源勘探开发正处于推进阶段。准噶尔盆地南缘侏罗系煤层具有厚度大、层数多、高倾角、热演化程度低以及含气量适中等特征，满足大规模煤层气藏形成的地质条件；新疆煤田地质局在阜康－白杨河矿区建成新疆第一个煤层气示范工程，新疆科林思德在阜康四工河煤层气勘探取得关键突破，定向井日产气量可达2.39×104m3；准噶尔盆地南缘煤层气富集条件复杂，前人对该地区煤层气成藏模式、主控因素以及赋存规律进行了一系列分析研究，指出构造-水动力组合是其成藏的重要控制因素，同时开展了准南部分区域煤层气资源潜力评价，并优选出勘探开发有利区。但目前准南煤层气产能建设主要集中在乌鲁木齐河以东地区，以西地区尽管进行了区块优选并初步开发，但其产能效果并不明显，玛参、昌式等系列井盖层封盖能力差，裂隙发育导致产水量居高不下，因此查明影响产能主控因素，将有助于提高选区评价的准确性。
关键词：准噶尔盆地；产能特征；主控因素；聚类分析；评价标准
引言：
针对高倾角复杂地质条件制约下选区评价参数优选问题，本文通过对准南乌鲁木齐河东-大黄山地区产能建设示范区进行剖析，探讨高倾角地质耦合条件下中低煤阶煤层气井的产能影响因素，分析发现影响高倾角煤层产能的单因素作用效果往往有限，地质耦合条件制约下，各项地质参数匹配关系以及工程开发对策的合理实施是决定煤层气井高产、稳产的关键。因此，进一步总结出控制煤层气产能效果的三大综合因素：资源禀赋条件、气藏关键要素以及开发技术对策，并结合勘探开发现状，优选出了适应性较强的评价参数。此外，针对现阶段选区评价过程中，低煤阶煤层气资源选区评价指标标准尚未明确的问题，采用模糊数学聚类分析方法，深入分析不同区域煤层同一指标属性值之间的逻辑关系，对研究区煤层含气量、热演化程度以及多煤层组合系数进行系统聚类，最终建立适用于本次选区定量指标参数的评价标准。最后利用多层次模糊数学综合评判（AHP），进行乌鲁木齐河以西地区煤层气资源潜力评价，结果表明，其开发潜力：乌鲁木齐河西地区＞呼图壁地区＞硫磺沟地区。
1.煤层气开发效果
1.1示范区定向井产能特征
乌鲁木齐河东示范区煤层气排采井主要分布于八道湾向斜构造部位，平均日产气575~1170m3，日产水0.47~10m3，见气时间10~150d。现阶段高产井为WS-13，持续稳产约370d，产气量1600mm3/d；四工河示范区煤层气排采井主要分布于阜康向斜两翼，平均日产气量7~15726m3，日产水量0.65~28m3，见气时间12~251d，高产井主要分布阜康向斜转折端部位，如CS11-X2，截止2018年8月，平均日产量15726m3；白杨河示范区煤层气排采井主要分布在黄山二工河向斜构造部位，平均日产气量229~2136m3，日产水量4~117m3，见气时间42~299d。现阶段高产井为FS-77，最高达4964m3，目前日产气量基本维持在4200m3左右，产量稳定。本次产能资料统计过程中，四工河示范区生产资料相对较多，且气井排采周期长，产气量特征明显，平均日产气量小于500m3/d共14口，500~1000m3/d共3口，1000~2000m3/d共7口，大于2000m3/d共17口，故气井产能主控因素主要基于四工河煤层气井资料进行探讨。同时，对于长期修井、停井等工程因素而导致低产的气井，其排采数据不应用于分析地质因素对产能的控制作用，故在分析过程中进行了针对性剔除[1]。
1.2气井产能主控因素
1）资源禀赋条件。
资源配置关系：准南东区煤层厚度整体上表现为高产井对应厚煤层，排采煤层总厚度均>20m；准南东区主采煤层煤层含气量以四工河最高（约15.5m3/t），白杨河次之（约13m3/t），河东最低（约5.8m3/t），区域之间与产能有一定对应关系。然而同一示范区煤层厚度、含气量与产能的相关性并不强，有学者分析发现，由厚度、含气量、埋深定义的综合系数，与产气量有着较好的相关性。基于示范区多煤层合采的排采方案以及该地区煤层层数多、厚度差异大的特征，提出多煤层组合系数（γ=可采煤层数×多煤层厚度标准差），用于表征多层合采潜力，对比分析发现，该系数与气井产气量有较好的指数拟合关系；热演化程度：煤变质作用程度直接影响煤岩生烃能力以及生烃量的大小。煤化程度越高，热演化过程中生烃量越大，同时煤基质对甲烷气体的吸附能力也越强，致使煤储层含气量增高。准南东区煤储层Ro值为0.51%~0.77%，与煤层气井产量整体上呈现正相关关系；煤层埋深：四工河煤层气井产气量与埋深表现为负相关性，河东及白杨河区域并未表现出明显规律。就四工河区域而言，高产层位埋深多分布于1000m左右，过浅或过深均不利于气井高产，埋深加大导致储层渗透率降低及煤层含气系统复杂化，埋藏过浅则与地表沟通导致甲烷气体逸散不利于煤层气保存[2]。
2）气藏关键要素。储层渗透性：阜康向斜转折端部位的挤压碎裂导致这一构造部位煤层发生有效破碎，处于局部应力释放区，渗透率得到极大的改善，因此，相同埋深下向斜转折端附近煤层气井产气量明显高于两翼：向斜转折端13井组和18井组平均日产气量3502m3/d，日产水量5.37m3/d；北翼5井组和8井组平均日产气量438m3/d，日产水量11.58m3/d。同时渗透率受埋深增加而减小，位于向斜转折端部位的三个井组，平均日产气量呈现随埋深增大而减小的特征；构造-水动力组合：水动力与褶皱构造组合控气是该区域煤层气富集的典型特点之一，向斜构造为汇水部位，易形成局部滞留的水体环境。构造挤压变形使得同一套煤层的水动力环境在褶皱构造中体现为风氧化带以浅煤层长期沟通地面，地表水径流下大量混入N2、CO2等气体，风氧化带以深煤层甲烷受水动力封堵作用，得到有效保存。
2.有利区优选
AHP数学评价模型作为近年来化石能源选区评价的关键方法手段，已在中高阶煤层气勘探领域得到广泛的应用。基于多层次模糊数学综合评判模型，结合聚类分析得到的评价标准，对煤层气井相关参数值进行评价打分，即可得到该井位主厚煤层的潜力值U。由于该区域煤层和煤层甲烷受风氧化带、高倾角等地质因素影响显著，因此需基于地质认识并结合surfer软件对等值线图进行修正，得到准南西区煤层特征等值线图。通过实际调查发现，基于产能主控因素所优选的评价指标对准南东区的评价与其产气特征具有较好的一致性，因此准南西区选区评价结果具可靠性。最后，根据U值特征将准南西区划分为两类有利区，Ⅰ类有利区U值：U＞0.72，主要分布在乌鲁木齐河西地区；Ⅱ类有利区U值：0.72＞U＞0.68，主要分布在硫磺沟、呼图壁地区。从评价结果来看，3个区域勘探开发潜力：乌鲁木齐河西地区＞呼图壁地区＞硫磺沟地区[3]。
结论：
简而言之，资源富集程度与地质参数的配置关系决定了资源的开采潜力，气藏关键要素与针对性的开发技术对策是制约气井高产的重要控制因素。同时，采用模糊聚类分析对评价参数值进行定量分析描述，利用SPSS软件进行数据处理，客观的将数据分为多个类或簇，确定了评价标准区间。
参考文献：
[1]张洲，王生维，陈文文，等.新疆阜康白杨河矿区煤层水特征及开发建议[J].煤炭技术，2019，35（2）：118-120.
[2]谢相军，张军，张洲，等.新疆阜康白杨河矿区煤层气藏特征及开采技术对策[J].煤矿安全，2016，47（5）：81-84.
[3]王安民，张强，任会康，等.准南硫磺沟矿区及周边地区煤层气保存条件分析[J].中国煤炭地质，2018，26（12）：7-10.