莫俊杰 霸 振 關(guān)濟(jì)朋 彭春花 孫澤軍

(中國(guó)石油與天然氣股份有限公司華北油田山西煤層氣勘探開(kāi)發(fā)分公司，山西 048000)

鄭莊區(qū)塊單井為300×300m井距的菱形井網(wǎng)，單井控制面積0.1km2，平均單井控制儲(chǔ)量1200萬(wàn)m3。通過(guò)統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)該區(qū)自然遞減點(diǎn)出現(xiàn)在單井累產(chǎn)氣量超過(guò)200萬(wàn)m3，相當(dāng)于采出程度大于16.6%時(shí)，開(kāi)始遞減。鄭莊區(qū)塊目前共投產(chǎn)直井840口，其中下降井400口，主要分為兩類(lèi)：一是采出程度高或者含氣飽和度低，自然下降井230口；二是含氣量高、采出程度低，非自然下降井170口，呈全區(qū)分布。非自然下降井過(guò)多嚴(yán)重制約著區(qū)塊產(chǎn)氣量的上升，導(dǎo)致整體開(kāi)發(fā)效果較差。近些年，通過(guò)在儲(chǔ)層改造、排采工藝上，不斷的探索、改進(jìn)、創(chuàng)新，部分非自然下降井區(qū)通過(guò)措施成功轉(zhuǎn)變?yōu)樯仙畢^(qū)，為后續(xù)的治理提供理論依據(jù)和技術(shù)支撐。

1 礦區(qū)概況

鄭莊區(qū)塊位于沁水盆地馬蹄形斜坡帶的中部偏西，區(qū)內(nèi)地層寬闊平緩，總體向西傾斜，地層傾角一般為2～7°，以發(fā)育小斷距正斷層和低緩平行褶皺為主，褶皺展布方向以北東向和南北向?yàn)橹鳌Ｖ饕刹擅簩訛樯轿鹘M3號(hào)煤層和太原組15號(hào)煤層，保存完整，橫向分布穩(wěn)定。3號(hào)煤埋深介于300～1200m，厚度5～8m。15號(hào)煤埋深較3號(hào)煤層深100m左右，厚度介于1.5～5m，總體上自東向西、由南往北埋深變大,煤層物性總體較差,非均質(zhì)性強(qiáng)。煤巖孔隙度在3.08～10.9%,平均6.41%,原始滲透率多在0.5mD以下,平均0.147mD。煤層含氣量介于7～32m3/t之間，一般大于20m3/t，整體地質(zhì)條件較好，利于煤層氣的開(kāi)發(fā)。

2 非自然下降井原因分析

2.1 埋深大，滲透性差，壓降面積小

研究區(qū)北部埋深800～1100m，平均880m左右，滲透率0.03～0.04mD，儲(chǔ)層壓力6～10MPa，解吸壓力1.6～4.5MPa，平均2.4MPa，含氣量在23m3/t以上，含氣量普遍較高，但開(kāi)發(fā)效果不理想。分析認(rèn)為，隨著埋深逐漸增大，儲(chǔ)層壓力升高，有效應(yīng)力逐漸增大，滲透率逐漸降低，制約壓降漏斗擴(kuò)展，壓降面積小(圖1)。

圖1 滲透率與壓降關(guān)系示意圖

2.2 井網(wǎng)不完善

井網(wǎng)井距的大小決定煤層氣資源的動(dòng)用程度，井位分布要求能夠充分、有效、均衡動(dòng)用煤層氣資源。區(qū)塊南部構(gòu)造平緩，煤體以原生結(jié)構(gòu)為主，含氣量20m3/t以上，但是大多數(shù)單井產(chǎn)氣不理想。分析認(rèn)為，300×300m井距基礎(chǔ)偏大，滲流能力弱，井間干擾不能有效疊加，排水降壓過(guò)程中井與井之間的壓降不均勻，不能形成面積降壓，導(dǎo)致單井采出程度低，遞減快。

2.3 一次壓裂效果差

煤層屬裂縫發(fā)育的多孔性?xún)?chǔ)層,其滲透性是影響煤層產(chǎn)氣量的重要因素，但煤層滲透率通常很低，儲(chǔ)層改造是改善滲透性的主要措施。一次壓裂效果差，壓裂施工過(guò)程中壓力曲線(xiàn)突升、突降，破裂壓力不明顯(圖2)。所產(chǎn)生的裂縫短小狹窄，不能有效延伸，無(wú)法溝通細(xì)微縫隙形成連通的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，滲透性差。排采過(guò)程中表現(xiàn)為產(chǎn)水量少，降液速度快，套壓高，放氣后短時(shí)間內(nèi)達(dá)到峰值后，迅速、持續(xù)下降。

圖2 壓裂曲線(xiàn)示意圖

2.4 排采管控差

煤層氣井排采控制遵循“連續(xù)、漸變、穩(wěn)定”的原則，以平穩(wěn)降壓為核心。生產(chǎn)實(shí)際中，由于管控不當(dāng)、設(shè)備故障以及惡劣天氣等因素，導(dǎo)致部分單井排水期短，降液快，單次放氣量大或者流壓突變、排采不連續(xù)等，造成地層氣鎖、應(yīng)力閉合、煤粉堵塞等現(xiàn)象。單井排采曲線(xiàn)表現(xiàn)為峰值高、衰減快、長(zhǎng)期低產(chǎn)。

3 治理對(duì)策

3.1 水平井耦合降壓

魚(yú)骨刺水平井通過(guò)分支末端對(duì)直井助排，實(shí)現(xiàn)耦合面積降壓(圖3)，可以提升井組產(chǎn)量，從而提高資源動(dòng)用程度，是目前較為成熟的水平井增產(chǎn)改造技術(shù)。

2016年在研究區(qū)含氣量高、采出程度低、埋深大的北部區(qū)域試驗(yàn)鉆探孔34井組兩口水平井，水平井在煤層中平均進(jìn)尺2400m以上，分支9條。通過(guò)溝通井網(wǎng)內(nèi)原有裂縫，形成人工網(wǎng)絡(luò)縫，增強(qiáng)滲流能力，耦合降壓促進(jìn)解吸，有效提升整個(gè)井組產(chǎn)氣量。目前該井組平均套壓0.32MPa，平均流壓0.35MPa，穩(wěn)產(chǎn)10000m3，鄰近分支的老井產(chǎn)氣量平均上升800m3。

圖3 水平井耦合降壓示意圖

3.2 井網(wǎng)井距優(yōu)化

煤層氣的開(kāi)發(fā)需要形成一定規(guī)模的煤層氣井群，在合理井距條件下，通過(guò)井間干擾形成大面積均衡降壓，取得較好的脫氣效果，才能較大幅度地提高煤層氣井的單井平均產(chǎn)氣量和總產(chǎn)氣量。

針對(duì)井網(wǎng)不完善的遞減直井區(qū)，縮短井距，加密井位部署(圖4)，采用250×250m井距的正三角形井網(wǎng)。協(xié)同老井，大面積降壓，有效提升單井產(chǎn)氣量。2015年在區(qū)塊南部研究部署4口加密調(diào)整井，增產(chǎn)效果顯著，平均單井產(chǎn)氣量3000m3，相鄰老井平均增產(chǎn)500m3。

圖4 井網(wǎng)加密示意圖

3.3 儲(chǔ)層二次改造

針對(duì)因一次壓裂效果差及排采管控差造成非自然下降的單井實(shí)施二次壓裂，重建縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)，恢復(fù)滲流能力。二次壓裂井曲線(xiàn)形態(tài)與初次壓裂發(fā)生較大變化，通過(guò)初次壓裂與二次壓裂微地震裂縫監(jiān)測(cè)成果來(lái)看，初次壓裂裂縫基本沿著最大主應(yīng)力方向，二次壓裂裂縫方向與最大主應(yīng)力方面出現(xiàn)了15～30°的夾角。分析認(rèn)為一次壓裂后經(jīng)過(guò)較長(zhǎng)時(shí)間的排水降壓，應(yīng)力狀態(tài)發(fā)生較大變化，二次壓裂后在橫向和縱向上進(jìn)一步擴(kuò)展了裂縫的空間范圍，形成長(zhǎng)縫、縫網(wǎng)。

2015年在區(qū)塊北部實(shí)施二次壓裂井28口，增產(chǎn)效果明顯，平均單井日增氣量800m3。以孔2-002井(圖5)為例：該井埋深890m，含氣量24m3/t。放氣初期兩天內(nèi)由400m3上升至1500m3，之后突變下降至200m3，長(zhǎng)期排采氣量不見(jiàn)漲。分析認(rèn)為，該井因排采管控差，單次放氣量過(guò)大，導(dǎo)致地層氣鎖。2015年實(shí)施解堵性二次壓裂后，氣量穩(wěn)步增漲至2000m3。

圖5 孔2-002排采曲線(xiàn)圖

二次壓裂能有效擴(kuò)寬、延伸原有裂縫，創(chuàng)造新縫，形成縫網(wǎng)，提高儲(chǔ)層滲透性，是單井增產(chǎn)的有效措施。