Bowen盆地TB区块煤层气地质影响因素及甜点区预测

杨勇 ¹ 张铭 ¹ 别爱芳 ¹ 别涵宇 ² 李勇根 ¹ 刘晓燕 ¹ 朱晓琳 ¹

1.中国石油天然气勘探开发研究院，北京 100083；2.石油工业出版社，北京 100011

摘要： 为指导煤层气田下一阶段的高效开发，对澳大利亚昆士兰州Bowen盆地TB区块33口生产井进行了排采动态分析，提取了典型动态指标。在地质模型的基础上，研究了煤层厚度、煤密度、上覆砂岩厚度、含气量、渗透率、倾角、曲率、地震属性等地质影响因素与典型动态指标间的相关关系。利用主成分分析和神经网络方法，分析上述地质影响因素与产能之间内在非线性关系，建立了该区块的产能预测模型，划分了四类有利区域及甜点区分布。研究表明：煤层气产能地质影响因素主要为曲率、埋深和倾角，其次为渗透率、上覆砂体厚度、煤层密度、煤厚等。一级甜点区指标为：埋深＜480m、上覆砂体厚度＜25m、归一化含气量渗透率乘积指数＞0.1、倾角＞2.5°、煤厚＜4.6m、密度＜1.4g/cm ³ 。

关键词： 含气量；渗透率；主控因素；主成分分析；神经网络

Bowen盆地TB区块煤层气田位于澳大利亚昆士兰州东南部，面积约35km ² ，主要目的层为晚二叠世Moranbah煤层组GM煤层。气田在产气井33口，产能差异明显，高产井日产气峰值超过40000m ³ ，低产井日产气峰值不超过1000m ³ ，这些低产井严重影响煤层气的整体开发效果。TB区块煤层气井生产动态的巨大差异与渗透率、含气量、钻井、排水、生产控制等地质因素和工程因素有关（Philpot J.A.et al.，2013；Zhang M.et al.，2014；Zhao C.B.et al.，2014；Towler B.et al.，2018；Johnson R.L.et al.，2000）。迫于油气市场压力及后续新钻井的增多，需要重新认识并总结煤层气井的动态规律和影响产能的地质参数，制定合理的增产措施，满足后期开发的需要。

本文研究了煤层厚度、埋深、上覆岩性、密度、含气量、渗透率、曲率等地质影响因素，并利用主成分分析和神经网络技术分析了这些因素与产能之间的内在复杂关系。建立了产能预测模型，划分了有利区域，为该区块及邻区气井的后期开发和提高产能提供了依据。

一、地质背景

Bowen盆地二叠统Blackwater群为河湖相沉积，总厚度约150m，自下而上发育Moranbah、Fort Cooper和Rangal三套煤层组。其中Moranbah煤系地层为浅海大陆架上河流冲积平原一三角洲沉积，岩性主要为岩屑砂岩、粉砂岩、碳质泥岩、泥岩和煤，发育GL、GM、P、GU等煤层，其中GM煤层是TB区块的主力产层。

GM煤层厚度2～8m，平均5m，上覆岩层以砂岩、粉砂岩或页岩为主，下伏岩层以粉砂岩为主（Towler B.et al.，2016；Brakel A.T.et al.，2009；Yang F.Z.et al.，2013；Li Z.H.et al.，2014）。样品分析表明，GM煤层镜质组反射率为0.9%～1.1%，密度为1.1～1.9g/cm ³ ，平均1.5g/cm ³ ；含气量6～14m ³ /t，平均12m ³ /t；渗透率为0.1～80mD，平均10mD；灰分平均为17%，饱和度平均为70%。在TB区块，GM煤层厚度较大且分布较稳定，含气量高，灰分较低，渗透性中等，是Moranbah煤层组内的优质产层。

TB区块构造总体为北西向东南倾斜的单斜，海拔-300m～-110m，区块东北部边缘发育北西一南东走向大倾角区域逆断层，区块内部主要发育北东、北北西走向的高倾角正断层，这些断层长度为120～1500m，倾角70度以上，断距为5～15m（如图1所示）。

二、典型动态指标及生产动态分析

（一）典型动态指标

TB区块煤层气井生产动态曲线受地质和工程因素影响，多呈跳跃式大幅变化，极大影响了生产曲线对应的地质和工程信息的分析判断。研究从排采动态曲线中提取了四个典型动态指标：典型产气量（煤层气井在稳定生产期内的日平均产气量），典型产水量（煤层气井在稳定生产期内的平均日产水量），峰值产气率和峰值产水率。利用这四个典型动态指标来定量反映煤层气井在气、水同一生产阶段的排采动态特征。

（二）生产动态分析

根据生产特点，将TB区块生产井分为高、中、低三种类型。对于高产井，典型产气量大于20000m ³ /d，曲线表现为前期排放时间近一年，后期压力急剧下降后产气量迅速增加，然后趋于稳定。如图2中的M070井，2008年12月开始生产，不到3个月的时间，峰值产气量迅速达到48000m ³ /d，井底压力在6个月内迅速下降到100kPag，随后趋于稳定。最高产水量为30m ³ /d，一年后降至4m ³ /d。典型产水量约为6m ³ /d，典型产气量长期维持在36000m ³ /d左右。

中产量井的典型产气量为6000～20000m ³ /d，初期产气量较高，后期产气量下降。如图3中的M072井，生产始于2009年1月，采气时井底压力近2200kPag，初期产气量基本维持在12000m ³ /d以上，峰值产气量大于15000m ³ /d，后期产气量逐渐减少，典型产气量约为11000m ³ /d。初期最高产水量为40m ³ /d，两年后降至4m ³ /d，典型产水量为5m ³ /d。井底压力在近一年内由2200kPag降到100kPag，并长期保持稳定。

低产井的典型产气量小于6000m ³ /d，具有产水量大、持续低产气的特点。图4中的M126井，生产始于2009年7月，最高产水量约为30m ³ /d，两年后降至10m ³ /d。典型产水量约12m ³ /d。初始阶段井底压力峰值为4000kPag，一年后稳定在100kPag。峰值产气量约为2500m ³ /d，后期继续下降，典型产气量约为1600m ³ /d。

三、地质影响因素

煤层气产能除了受工程因素影响，还受到煤层空间分布、含气量、渗透率、构造等诸多地质因素影响。通过井震标定、速度建模、层位及断层解释、时深转换等研究，建立了Marambah煤层组各煤层空间分布的三维构造模型。三维属性模型是在岩心分析和测井资料解释成果等综合研究的基础上，结合地震属性参数，建立各煤层含气量、渗透率、灰分、水分、镜质体反射率、密度、煤层厚度、上覆砂体厚度、倾角、曲率、与断层距离等参数模型。通过典型动态指标与三维地质模型中地质影响因素的相关分析，研究影响TB区块煤层气产能的地质主控因素。

（一）埋深

TB区块GM煤层埋深380～600m，产气量最大的井埋深约420m，产气量大于10000m ³ /d的7口井，埋深都小于500m，大于500m的井绝大部分产气量小于8000m ³ /d。图5中的绿色饼图是典型产气量图，饼图面积越大，产量越高。三维地质模型提取的埋深数据与典型产气量散点图中的典型产气量随埋深增大而减小，二者表现出负相关关系。

（二）煤层厚度

通过地震反演生成岩性模型，获得了GM煤层厚度空间分布（如图6所示）。TB区块内GM煤层平均厚度为4.5m，最大厚度为6m。通常煤层厚度越大，天然气资源越丰富，产量越大。从图6中，我们发现煤层厚度与生产数据之间存在不明显的负相关关系，厚度大于4.6m的煤层典型产气量较小（以面积较小的饼图表示）。从工程角度看，煤层越厚，产粉概率越大，从而可能影响储层渗透率，降低产能。

（三）含气量和渗透率

通常含气量越高，单位控制面积内的煤层气资源量就越大，产能也越高。从图7中我们可以看出，随着含气量增大，典型产气量似乎呈现先增大后减小的趋势，二者总体上较为分散，关系不甚明显。渗透率是影响煤层气井产量的重要因素。一般来说，渗透率越高，流动性越好，产液量也越高。从图中我们可以看出，产气量与渗透率有较为明显的相关关系，渗透率大于1mD后，典型产气量大于10000m ³ /d的中高生产井明显增多。

由于含气量和渗透率两个参数随埋深的变化呈现相反趋势，三维地质模型中建立了归一化的含气量和渗透率乘积指数模型，该乘积指数由比例在0和1之间的含气量和渗透率相乘所得，既代表了煤层某种程度的饱和度特征，也代表了煤层某种程度的渗流特征。从图7中我们可以看出，典型产气量较高的井，大多乘积指数也高，大于0.1；区块东南部乘积指数较低的井，典型产气量也较低。因此，该区块乘积指数大于0.1的煤层往往具有较高的煤层气生产潜力。

（四）曲率

曲率反映了煤层倾角的变化，也是区域应力的表现，曲率面中高曲率带是高应变累积带，是构造断裂强度增加的区域，可能发育天然构造裂缝，因此可能具有更高的渗透率和更高的产量。图8中的最大曲率图中，暖色代表高曲率值，典型产气量高低由饼图面积大小决定。可以看出，高产井与高曲率有较为明显的正相关关系。

（五）上覆砂岩厚度

煤层上方或下方岩性的封闭性决定了煤层气的保存和逸散条件，围岩岩性、厚度、连续性等影响着煤层气的封闭性。煤层上覆的黏土岩、页岩、粉砂岩等岩石最有利于煤层气的保存，而上覆砂岩对煤层气逸出的封闭性相对较差，易使围岩中的水流入煤层，导致低产气量。通过地震反演生成的砂岩模型，提取了GM煤层的上覆砂岩厚度图（如图9所示）。图9中，随着上覆砂岩厚度的增加，产气量表现出下降的趋势。北部上覆砂岩厚度大于25m，一般对应较低的典型产气量，典型产气量相对较高的井多位于上覆砂岩较薄区域。

（六）倾角

通过三维地质模型提取了GM煤层顶面倾角分布，如图10所示。图中倾角与典型产气量之间存在正相关关系。中高产井多位于角大于2.5°的地区，低产井多位于倾角小于2.5°的地区。适度的煤层产状向下倾斜时，可以使得煤层内的解析水更容易流入生产井然后排出，从而使井眼附近能够更充分地降压。

（七）煤密度

三维地质模型中密度反演体提取的GM煤层密度在1.2～1.8g/cm ³ ，平均为1.4g/cm ³ （如图11所示）。较高的产气井附近密度值相对较低（＜1.4g/cm ³ ），而在南部、东部和北部相对高密度的区域，典型产气量相对较低。

四、产量预测模型与甜点区预测

如上所述，曲率、倾角、密度、埋深、上覆砂体厚度、渗透率、含气量和煤厚都不同程度影响了产气量，其中曲率、倾角和渗透率与产气量正相关，其余参数与产气量负相关，但相关系数都不高，最大约0.5，主导因素不明显。这种地质因素与产气量松散、模糊的关系意味着除工程因素外，数据之间有着更为复杂的内在联系，煤层气井的产能是这些因素综合作用的结果。因此研究中通过神经网络方法，来建立各地质因素与生产数据之间复杂的非线性关系。

采用主成分分析法对上述地质参数进行降维处理。在主成分分析得到的成分矩阵中，第一主成分中埋深、归一化含气量和渗透率乘积指数、煤密度和上覆砂岩厚度的影响较大，绝对相关系数大于0.6，这些因素与决定储层储集能力的沉积环境密切相关。第二主成分中倾角、归一化含气量和渗透率乘积指数的贡献较大，绝对相关系数约0.6，这些因素可能与气井中流体的流动和渗流有关。第三主成分中煤层厚度和最大曲率与产量有较高的相关系数，这两个因素可能影响了流体渗流和钻井工程。

上述三个主成分累积贡献率为84.35%，因此将这三个主成分作为神经网络分析输入参数，并将典型产气量设定为神经网络分析的输出参数。利用50%的输入输出数据进行训练，建立内在非线性关系。然后利用剩余的输入输出数据验证非线性模型，从而生成综合多个控制因素的神经网络模型。以神经网络模型为约束，采用地质统计建模方法，建立典型产气量预测模型。

图12是上述神经网络建模工作流程生成的GM煤层典型产气量分布。高产区主要分布在区块西部中间部位，该区域具有相对较高的构造、较薄的上覆砂岩厚度（意味着较厚的粉砂岩或泥岩，封闭能力好，易于煤层气的富集）、相对较高渗透率和倾角（水、气等流体易于流动）。低产区主要分布在区块北部和东南部，这些区域或者上覆砂岩厚度较大，或者埋深较大，渗透率相对较差。

根据产能预测结果，结合地质因素，建立了有利区域评价地质指标（如表1所示），将TB区块划分为四类区域：Ⅰ类为一级甜点区，Ⅱ类为二级甜点区，Ⅲ类为较有利区，Ⅳ类为一般—较差区（如图12所示）。Ⅰ类甜点区对应高产井，集中分布在区块中西部；Ⅱ类甜点区较Ⅰ类甜点区来说，产气量相对低一些，对应的中高产井主要位于Ⅰ类甜点区周边，以区块中部和西南部为主，面积相对较大；Ⅲ类较有利区主要对应中产井，主要在Ⅱ类甜点区北部分布；Ⅳ类一般—较差区主要对应低产井，分布于区块北部、东南部和东部。图12中的Ⅰ、Ⅱ类甜点区，特别是Ⅰ类一级甜点区，西部构造高的部位是新井优先部署的有利区域。

五、结论

（1）TB区块煤层气产能地质影响因素主要为曲率、埋深和倾角，其次为渗透率、上覆砂体厚度、煤层密度、煤厚等，这些地质参数的综合作用影响了煤层气产能。

（2）在主成分分析和神经网络建模基础上建立了典型产气量模型，结合三维地质模型，获得了有利区域评价地质指标，划分了四类区域和一二级甜点区。一级甜点区指标为：埋深＜480m、上覆砂体厚度＜25m、归一化含气量渗透率乘积指数＞0.1、倾角＞2.5°、煤厚＜4.6m、密度＜1.4g/cm ³ 。

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作者简介：杨勇，男，高工，中石油勘探开发研究院。Tel：13681089460；E-mail：yy123@petrochina.com.cn。 0GiXK6mxfzkjIWiqPZYBkdiUdQI0upUtwmRn00/KDNJqGH48h4ym2EJF1Ipx9J0G