李 瑩，鄭 瑞，羅 凱，朱延茗，張毅敏

(1.浙江油田公司勘探開發(fā)一體化中心，浙江 杭州 310023；2.浙江油田公司西南采氣廠，四川 宜賓 644000)

我國煤層氣資源儲量豐富，埋深2 000 m 以淺的煤層氣地質(zhì)資源量29.82 萬億m3[1]。但是我國煤層氣主力產(chǎn)區(qū)構(gòu)造復(fù)雜、壓力系數(shù)低、儲層滲透率低，煤層氣開發(fā)難度較大，平均氣井產(chǎn)量低、開發(fā)效果不理想[2]，且增產(chǎn)改造措施與地質(zhì)條件匹配性差[3-4]。張亞蒲等[5]對于煤層氣井的增產(chǎn)改造措施進(jìn)行了總結(jié)，針對我國煤層氣“三低一高”的現(xiàn)狀，分析了水力壓裂改造技術(shù)、煤中多元?dú)怏w驅(qū)替技術(shù)和定向羽狀水平鉆井技術(shù)的適用性。隨后，很多學(xué)者研究了壓裂過程中不同壓裂液、不同壓裂介質(zhì)及不同添加劑的壓裂改造效果及其對產(chǎn)能改造的影響[6-7]。同時(shí)，也有學(xué)者從儲層條件出發(fā)，提出針對性增產(chǎn)改造措施，包括根據(jù)產(chǎn)區(qū)的地質(zhì)情況，對產(chǎn)能較低的煤層氣單井有針對性地進(jìn)行不同方式的二次壓裂[8-9]；地質(zhì)條件和施工工藝不匹配是導(dǎo)致煤層氣富集區(qū)產(chǎn)能不理想的主要原因[10]。近幾年，隨著對天然氣產(chǎn)能需求的提升，對表現(xiàn)為低產(chǎn)低效的煤層氣井也開展綜合分析，針對性的增產(chǎn)改造對提升煤層氣產(chǎn)能和促進(jìn)產(chǎn)業(yè)發(fā)展至關(guān)重要。四川筠連地區(qū)已經(jīng)實(shí)現(xiàn)了規(guī)模化的煤層氣開采，總體開發(fā)效果較好，但氣井產(chǎn)量差異顯著，低產(chǎn)低效井仍占有一定比例?；谇叭说难芯空J(rèn)識，筆者從地質(zhì)因素、壓裂工藝、施工過程3 個(gè)方面對研究區(qū)煤層氣井進(jìn)行綜合分析，檢驗(yàn)不同改造措施的有效性，以期為低產(chǎn)低效井綜合治理理論提升和方法應(yīng)用提供借鑒。

1 區(qū)域概況

1.1 地質(zhì)概況

四川筠連沐愛地區(qū)構(gòu)造上位于東西向云臺寺斷層和NE—SW 向的武德向斜、沐愛-老牌坊背斜、鐵廠溝向斜和沐愛斷層的交匯區(qū)[9]。其中，東西向構(gòu)造帶構(gòu)成了本區(qū)的基本格架。云臺寺斷層的斷層面呈舒緩波狀，傾向多變，傾角大，破碎帶寬10～50 m，其中構(gòu)造透鏡體、碎裂巖、糜棱巖化十分普遍，斷面上具有大量順扭型水平擦痕。沐愛斷層是沐愛煤層氣工區(qū)內(nèi)的主要斷層，延伸長約16 km，走向NE，傾向SE，傾角60°左右，破碎帶達(dá)10～20 m(圖1a)，由角礫巖、碎裂巖組成，常見構(gòu)造透鏡體長軸走向近 SN，顯示壓扭性特征。地表出露最新的地層為第四系全新統(tǒng)，除缺失志留系上統(tǒng)、泥盆系及石炭系、古近系和新近系外，可見寒武系以上其他地層。

區(qū)內(nèi)煤層氣主力產(chǎn)層上二疊統(tǒng)樂平組上段為海陸交互相含煤沉積，樂平組與下伏晚二疊世峨眉山玄武巖組呈平行不整合接觸。樂平組上段平均厚45.27 m，自上而下發(fā)育C1、C2、C3、C5、C7、C8、C9號煤層，主力煤層為C2、C3、C7、C8。其中，C2和C3煤層分布較穩(wěn)定，煤層間距一般變化不大。C7和C8煤層間距變化較大，變化規(guī)律與其間的巖性組合密切相關(guān)，當(dāng)其間巖性主要為砂巖時(shí)，則相鄰煤層層間距隨砂巖厚度增大而增加，隨泥巖含量增多而減小。C7煤層及其頂?shù)装逯谐Ｒ妶F(tuán)塊狀黃鐵礦；而C8煤中黃鐵礦主要分布在煤的上分層，特別是頂部分層中，形態(tài)以線理狀和小透鏡狀為主。

1.2 區(qū)域產(chǎn)氣概況

研究區(qū)目前共有生產(chǎn)井325 口，其中，關(guān)停井7 口，開井生產(chǎn)318 口。以YL203 井組、YL204 井組和YL103 井組等主要高產(chǎn)井作為核心區(qū)(圖1b)，在核心區(qū)日產(chǎn)過千方的井組連片分布，日產(chǎn)千方以下的井主要分布在核心區(qū)的西部。盡管高產(chǎn)井總體比較集中，但是高產(chǎn)井區(qū)域內(nèi)仍分布有低產(chǎn)井。

區(qū)域內(nèi)的低產(chǎn)井可分為兩大類，其一為中南部的部分新投未產(chǎn)氣井，需要進(jìn)一步觀察評價(jià)，部分已經(jīng)表現(xiàn)出較好的產(chǎn)氣潛力，為本區(qū)提產(chǎn)的潛力井組；其二為本次研究的重點(diǎn)，即研究區(qū)北部及西部的已經(jīng)投入生產(chǎn)但是穩(wěn)定產(chǎn)氣期間產(chǎn)量較低的低產(chǎn)老井。

根據(jù)穩(wěn)產(chǎn)期間的產(chǎn)氣量進(jìn)行單井的產(chǎn)氣效果分類，按照產(chǎn)氣量1 000 m3/d 作為達(dá)到預(yù)期目標(biāo)計(jì)算，達(dá)產(chǎn)井占35%，貢獻(xiàn)了70%以上的總產(chǎn)氣量，65%的井達(dá)不到預(yù)期目標(biāo)，僅貢獻(xiàn)了不足 30%的總產(chǎn)量(圖2)。

需要說明的是，未達(dá)到穩(wěn)定產(chǎn)氣的井不在本次統(tǒng)計(jì)的范圍內(nèi)，并對各井進(jìn)行檢查和過濾，確保不是短時(shí)間故障引起的停井導(dǎo)致的誤判。

圖2 各產(chǎn)氣階段煤層氣井占比及其產(chǎn)氣貢獻(xiàn)率Fig.2 Proportion of coalbed methane wells in each gas production stage and its contribution rate

2 煤層氣地質(zhì)特征

2.1 煤層氣含量

研究區(qū)煤層氣含量在5.0～25.0 m3/t。其中，C2煤層氣含量為7.4～15.9 m3/t，平均13.2 m3/t，主要呈現(xiàn)西低東高的特點(diǎn)，高值區(qū)主要分布在沐愛核心區(qū)；C3煤層含氣量為5.0～25.0 m3/t，平均13.47 m3/t，主要呈現(xiàn)南高北低的特點(diǎn)，高值區(qū)主要分布YL203 井區(qū)附近；C7煤層含氣量為7.2～17.7 m3/t，平均14.7 m3/t，主要呈現(xiàn)南高北低的特點(diǎn)，高值區(qū)主要分布在研究區(qū)塊中部和南部，C8煤層含氣量為6.8～17.5 m3/t，平均14.4 m3/t，其展布特點(diǎn)與C7煤層相同?？傮w上，含氣量隨埋深增加而增高，即C7+8煤層含氣性優(yōu)于C2+3煤層，實(shí)際開發(fā)效果也表現(xiàn)為相同的趨勢。

2.2 產(chǎn)水量

產(chǎn)氣階段，煤層氣井的產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量主要受產(chǎn)水階段排水降壓效果影響。排水降壓階段通過影響煤層氣的解吸量，氣、水兩相飽和度和相對滲透率控制氣井之間的產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量差異。排水降壓效果越好，含氣飽和度越高，氣相相對滲透率就越大，產(chǎn)氣量越高、產(chǎn)水量越低[10]。研究區(qū)達(dá)到目標(biāo)產(chǎn)量的開發(fā)井主要集中在中、南部，當(dāng)前產(chǎn)水量低于1.0 m3/d，流壓低于1.0 MPa。煤層氣井高產(chǎn)區(qū)較低產(chǎn)區(qū)總體表現(xiàn)為產(chǎn)水量小、流壓低、持續(xù)產(chǎn)氣時(shí)間長，形成了整體降壓。

2.3 產(chǎn)煤粉量

煤粉產(chǎn)出對煤層氣井產(chǎn)能的影響表現(xiàn)在：①煤粉在遷移過程中直接堵塞儲層中的人工裂縫及天然裂縫，降低滲透率；② 煤粉被吸入水泵內(nèi)部，影響泵的穩(wěn)定性，降低排水效率，進(jìn)而降低排采效率；③煤粉沉淀在井筒處，發(fā)生埋泵現(xiàn)象[11]。研究區(qū)內(nèi)高產(chǎn)氣井中產(chǎn)煤粉量多的井基本呈NW—SE 向分布，其余高產(chǎn)井產(chǎn)煤粉量少，產(chǎn)煤粉時(shí)間短；高產(chǎn)氣井的總體產(chǎn)水量一般小于1.0 m3/d，但是也存在少數(shù)產(chǎn)水量較大的井組；低產(chǎn)井較高產(chǎn)井總體上產(chǎn)水量較大，產(chǎn)煤粉量也隨之增加?？傮w上，產(chǎn)水量與產(chǎn)煤粉量呈正相關(guān)，即高產(chǎn)水的井產(chǎn)煤粉量也大。

2.4 水化學(xué)特征

煤層氣開采是在排水降壓的過程下完成，采氣過程和地下水的動態(tài)變化相關(guān)[12]。地下水化學(xué)成分可表征地下水活動，反映地下水動力場的變化[13]，能夠指導(dǎo)煤層氣的排采[14-15]。研究區(qū)內(nèi)總礦化度總體呈現(xiàn)南高北低的分布規(guī)律，與氯離子濃度的分布規(guī)律基本一致，地下水總體由南向北徑流，在沐愛核心區(qū)的局部地區(qū)形成地下水的滯流區(qū)。在滯流區(qū)，地層水的總礦化度和氯離子濃度都較高，如YL203及YL204 等高產(chǎn)井組主要分布在該區(qū)域。而核心區(qū)的西部及北部低礦化度區(qū)域的井產(chǎn)氣量大都較低。

3 低產(chǎn)低效井原因分析

3.1 地質(zhì)因素

3.1.1 含氣性和滲透性

研究區(qū)北部地層抬高，解吸壓力普遍偏低且差別大，地層含氣性差，非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)氣量低(表1)。解吸前該區(qū)域平均產(chǎn)水量0.58 m3/d，與全區(qū)平均產(chǎn)水量1.04 m3/d 相比明顯偏低，地層滲透性也相對較差，滲透率為(0.01～0.06)×10-3μm2。C8煤層底板標(biāo)高介于0～100 m，有排采井10 口，當(dāng)前日產(chǎn)氣量過千方井有2 口(YL17 井和YL1703-4 井)，全區(qū)日產(chǎn)氣量過千方的井臨界解吸壓力平均為4.4 MPa，這10 口井平均臨界解吸壓力為2.86 MPa，解吸壓力整體偏低，地層含氣性差?？梢妰拥暮瑲庑院蜐B透性是決定煤層氣產(chǎn)量的基本地質(zhì)因素。

3.1.2 斷 層

研究區(qū)YL12、YL1201-3 和YL1201-4 等井位于斷層附近。該斷層走向NE—SW 向，傾角大于60°，傾向NW 的逆斷層，落差小于50 m。其中，YL12井表現(xiàn)為初始壓力相對偏低，產(chǎn)水量明顯高于同井組的其他兩口井，氣水規(guī)律異常，判斷是斷層溝通了含水層，導(dǎo)致該井前期產(chǎn)水量大、產(chǎn)氣量低(圖3)。

表1 YL1701 和YL1703 井組臨界解吸壓力和產(chǎn)水量統(tǒng)計(jì)Table 1 Desorption pressure and water production statistics of well groups YL1701 and YL1703

3.1.3 開采層位

研究區(qū)YL1901-1 井及同井組YL1901-3 井開采C2、C3和C7、C8煤層，初期產(chǎn)水量大，未能正常產(chǎn)氣，對C2+3層水泥封堵后，水量明顯下降，產(chǎn)氣量達(dá)到2 000 m3/d。分析該井具體的產(chǎn)水來源發(fā)現(xiàn)，YL1901 井組共5 口井，都打開了C2+3、C7+8四層煤，其測井響應(yīng)均表現(xiàn)出C2、C3煤之間的砂巖及C2煤層上部間接頂板灰?guī)r發(fā)育，但只有 YL1901-1 和YL1901-3 井存在水量大的現(xiàn)象，因此，推斷水不是來自C2、C3煤之間的砂層和C2煤的間接頂板灰?guī)r。與同井組其他 3 口井相比，只有 YL1901-1 和YL1901-3 井C3煤層下部砂巖發(fā)育，推測突增水量來自C3煤層下部砂巖。

圖3 YL12 井排采曲線Fig.3 Production curves of well YL12

3.2 排采及工程原因

3.2.1 排采制度

煤層氣開采是通過排水降壓使儲層中的甲烷解吸出來的，保證長期、連續(xù)、穩(wěn)定的排水降壓，才能避免儲層傷害及其導(dǎo)致的煤層氣井產(chǎn)量的下降[16]。排采初期，由于工程方面因素，可能會發(fā)生多次或長時(shí)間的停排，以YL1901-6 井為例(圖4)，在排采初期多次長時(shí)間暫停排采，導(dǎo)致穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間短，排采過程中產(chǎn)生的懸浮煤粉絮凝沉降，阻塞原有的運(yùn)移通道，降低儲層滲透率，從而導(dǎo)致產(chǎn)氣量降低。

此外，多次、長時(shí)間中斷排采的同時(shí)，井底流壓升高，儲層中的甲烷并未停止解吸，并且逐漸積聚形成一個(gè)大的甲烷氣泡，此時(shí)重啟排采，在排驅(qū)壓力及孔喉直徑較小的情況下，大氣泡堵塞吼道很難從中排出，形成氣鎖[17]。氣鎖導(dǎo)致了儲層滲透率下降，即使將壓力降至較低，產(chǎn)氣量仍難以恢復(fù)。

圖4 YL1901-6 井排采曲線Fig.4 Production curves of well YL1901-6

排采過程中也會產(chǎn)生水鎖、煤粉堵塞的現(xiàn)象。以YL206-2 井為例(圖5)，該井在壓裂施工初期壓力異常，達(dá)到30 MPa，表明井筒附近有堵塞，使用大排量沖洗并用段塞打磨后，施工壓力正常且停泵后壓力迅速穩(wěn)定，表明壓裂過程中造縫效果良好。該井在排采初期，穩(wěn)定產(chǎn)氣量達(dá)到1 500 m3/d 以上，在快速提產(chǎn)后，產(chǎn)氣量大幅降低，認(rèn)為是提產(chǎn)過快而造成了儲層傷害。自最高產(chǎn)氣量開始下降至產(chǎn)氣穩(wěn)定，共計(jì)耗時(shí)4 個(gè)半月，推測排采過程中提產(chǎn)過快，導(dǎo)致煤粉運(yùn)移到井筒附近堵塞裂縫，因此，可以通過反向注入攜帶能力較高的液體將煤粉推至地層深處，從而解除支撐裂縫堵塞。

3.2.2 壓裂竄井

在壓裂過程中，若將臨近在排老井壓竄時(shí)，以被壓竄的老井YL301-2 及YL306-3 為例(圖6)，受影響的老井產(chǎn)氣量一般會急劇下降，且長時(shí)間不能恢復(fù)。因此，壓裂時(shí)要注意井間距、裂縫延伸方位和壓裂規(guī)模，避免壓竄老井。

圖5 YL206-2 井排采曲線Fig.5 Production curves of well YL206-2

圖6 壓竄典型老井排采曲線Fig.6 Production curves of typical old pressed wells

3.3 低效井成因綜合分析

產(chǎn)區(qū)內(nèi)平均單井煤層氣產(chǎn)量較高，但產(chǎn)氣量低于500 m3/d 的低產(chǎn)井有約100 口，嚴(yán)重影響區(qū)塊總體的開發(fā)效益，所以低產(chǎn)井的成因分析和增產(chǎn)改造勢在必行。通過地質(zhì)、工程和排采綜合分析和診斷，認(rèn)為，產(chǎn)區(qū)內(nèi)造成煤層氣井低產(chǎn)的主要原因有地質(zhì)、排采及工程3 個(gè)方面，其模式如圖7 所示。

圖7 低產(chǎn)低效井成因模式Fig.7 Genetic model of low production and low efficiency wells

4 增產(chǎn)改造措施應(yīng)用情況分析

4.1 二次壓裂

壓裂施工過程復(fù)雜，壓裂成功與否受諸多因素影響[18]。壓裂失敗會造成儲層永久性傷害，對后續(xù)開采非常不利，甚至導(dǎo)致氣井停產(chǎn)報(bào)廢。研究區(qū)西部YL1205 井組二次壓裂2 口井，分別為YL1205-2、YL1205-4 井，開采層位均為C7+8煤。由壓裂前后效果對比可知，YL1205-2 井改善效果不明顯，YL1205-4 井提產(chǎn)效果明顯，但該井壓裂引起YL 1205-3 井竄，壓竄后產(chǎn)氣量下降40%(圖8)。

4.2 酸洗解堵

井筒及輸送管道內(nèi)結(jié)垢會導(dǎo)致管道截面積減小、液體運(yùn)移阻力變大，從而降低生產(chǎn)效率[19-20]。對區(qū)域內(nèi)低產(chǎn)低效煤層氣井共進(jìn)行酸洗33 口井次，目前增產(chǎn)效果明顯的井有20 口，包括YL1903 及YL1901-5 井(圖9)，至2018 年12 月累計(jì)增加產(chǎn)氣量達(dá)549 萬m3，酸化效果明顯。但酸洗施工方案也應(yīng)依據(jù)煤層及頂?shù)装鍘r性優(yōu)化配置，如，從YL1 井和昭104 井，由測井成果可知，煤層及頂?shù)装鍘r性中含有酸敏性泥巖，需通過優(yōu)化酸洗方案，避免酸液進(jìn)入煤層引起新的儲層傷害。

經(jīng)過酸洗二次改造后，雖然多數(shù)井取得了較好改造效果，但也存在著相當(dāng)大比例的失敗案例，表明針對儲層特性差異，需優(yōu)化酸洗選井的標(biāo)準(zhǔn)。有過高產(chǎn)量的歷史，證實(shí)煤層的可采性，如果產(chǎn)氣量快速下降，可考慮近井地帶堵塞及后期中斷引起的儲層污染。但是近井筒酸化距離有限，有效期短，需要對近井筒疏通和儲層改造進(jìn)行綜合考慮。針對產(chǎn)氣量快速遞減下降、正常排采未長期中斷的井，進(jìn)行近井地帶堵塞解除后，提產(chǎn)效果明顯。

4.3 震蕩解堵

研究區(qū)內(nèi)進(jìn)行震蕩解堵施工共8 井次，目前有效井1 口，有效率需要評估，效果見表2。YL306-2井是解堵效果最好的井(圖10)，該井正常排采過程中出現(xiàn)氣產(chǎn)量快速下降，歷經(jīng)4 個(gè)月，由日產(chǎn)氣量800 m3下降到小于100 m3，期間產(chǎn)水微量，產(chǎn)氣量速度下降率較正?？?～7 倍，判斷近井地帶存在明顯的堵塞，震蕩解堵后，日產(chǎn)氣量恢復(fù)到約700 m3。

5 增產(chǎn)改造措施應(yīng)用展望

5.1 二次壓裂適宜條件

二次壓裂改造老井的可行性，應(yīng)從地質(zhì)、測井、應(yīng)力和排采等方面進(jìn)行綜合考量。

a.地質(zhì)因素 平面上未見斷層發(fā)育，臨儲比較高且具有良好地質(zhì)基礎(chǔ)；從排采角度看，產(chǎn)氣潛力良好，能夠連續(xù)產(chǎn)氣，但當(dāng)前日產(chǎn)氣量均明顯低于同井組其他井產(chǎn)氣量；當(dāng)前產(chǎn)水量較低，壓裂后大量產(chǎn)水的可能性較小，便于采氣。

針對以上因素，研究區(qū)選取的適宜二次壓裂的井參數(shù)見表3。并對YL203-1 井進(jìn)行了二次壓裂試驗(yàn)，產(chǎn)氣量上升至900 m3/d，效果顯著。

b.測 井 根據(jù)測井參數(shù)建立合理的評分函數(shù)，選取評分較高的井，結(jié)合其他參數(shù)進(jìn)行綜合考量，如YL1904 井C7+8煤層頂?shù)装遒ゑR值較高，主要為炭質(zhì)泥巖和泥巖，封堵性好，但是容易因煤泥分散導(dǎo)致支撐裂縫被堵塞，二次壓裂需優(yōu)化施工參數(shù)。

c.排采方面 煤層氣井具有穩(wěn)定的生產(chǎn)歷史，并且部分井出現(xiàn)過產(chǎn)氣高峰期。如，YL1904 井排采前期、中期曾經(jīng)出現(xiàn)高產(chǎn)期，后再次被堵塞，累計(jì)產(chǎn)氣量低。判斷其原因：與支撐劑在裂縫閉合前落入裂縫底部，煤層中部未得到充分支撐有關(guān)。

d.應(yīng)力方面 煤層氣井開采的目的煤層和其頂?shù)装鍛?yīng)力相差較大，以免壓竄、溝通頂?shù)装搴畬踊蚱渌?/p>

5.2 解堵改造措施應(yīng)用策略

統(tǒng)計(jì)2013 年至2017 年45 口封停井及325 口在產(chǎn)井的記錄，對累計(jì)煤粉量、平均煤粉量和出煤粉天數(shù)進(jìn)行對比，遴選出累計(jì)產(chǎn)煤粉和出煤粉天數(shù)上有異常高的井進(jìn)行分析，對后期解堵改造具有指示意義。分析發(fā)現(xiàn)煤粉產(chǎn)出具有以下幾項(xiàng)規(guī)律：①日產(chǎn)水量大的井出煤粉比例高，出煤粉量和產(chǎn)煤粉天數(shù)也多，與水量大攜帶煤粉的能力強(qiáng)有關(guān)；② 排采井產(chǎn)煤粉主要發(fā)生在解吸至初始提產(chǎn)階段，由于氣體的解吸增大了液體的黏度，使得排采水?dāng)y帶煤粉的能力大大增強(qiáng)；③降壓速度的控制也是影響煤粉產(chǎn)出的重要因素。在解吸產(chǎn)氣階段嘗試引入動能的概念：動能=日產(chǎn)水×日產(chǎn)氣(折算至井下)×日降壓幅度×0.001，動能與煤粉的關(guān)系仍需要進(jìn)一步研究和完善，同時(shí)確認(rèn)臨界值。

因此，根據(jù)煤粉產(chǎn)出規(guī)律，將計(jì)劃洗井與應(yīng)急洗井相結(jié)合，完善洗井制度，在解吸前后與提產(chǎn)期間加密洗井，將有效降低煤粉產(chǎn)出量大的井的檢泵次數(shù)，從而延長檢泵周期，實(shí)現(xiàn)氣井的連續(xù)、穩(wěn)定排采。

6 結(jié)論

a.四川筠連地區(qū)，煤層氣高產(chǎn)井主要分布在中部和南部，其地質(zhì)、工程條件表明，高產(chǎn)井主體上產(chǎn)水量低于1 m3/d，具有低流壓、產(chǎn)氣時(shí)間持續(xù)長、煤粉產(chǎn)量低、破裂壓力低、停泵壓力低及地層水高礦化度的特點(diǎn)。個(gè)別井因壓裂溝通了C2+3煤層附近含水層，初期產(chǎn)水量及產(chǎn)煤粉量較高，經(jīng)堵水作業(yè)后產(chǎn)氣量大幅提升，總體上產(chǎn)水量與產(chǎn)煤粉量呈正相關(guān)。

圖8 YL1205 井組煤層氣采曲線Fig.8 Production curves of well YL1205

圖9 典型酸洗解堵改造井排采曲線Fig.9 Production curves of typical pickling cleaning and plug removal wells

表2 震蕩解堵前后措施井參數(shù)及產(chǎn)氣效果對比Table 2 Comparison of gas production effect before and after vibration plug removal measures

圖10 YL306-2 井排采曲線Fig.10 Production curves of well YL306-2

表3 二次壓裂選井參數(shù)Table 3 Selection parameters of secondary fracturing well

b.低產(chǎn)井主體分布在研究區(qū)北部，地質(zhì)條件差是其低產(chǎn)的主要因素。地質(zhì)因素包括地層抬升造成的煤層含氣性差，解吸壓力低且差異大；相鄰含水層被斷層溝通，初始地層壓力及解吸壓力低，前期產(chǎn)水量大，產(chǎn)氣量小。工程和排采因素包括開采節(jié)奏變化(反復(fù)長時(shí)間停關(guān)井、快速提產(chǎn)等)造成儲層傷害，產(chǎn)氣量突然增加而后迅速下降；二次壓裂施工參數(shù)不合理導(dǎo)致老井被壓竄，產(chǎn)氣量突然下降且長時(shí)間不能恢復(fù)。

c.二次改造需結(jié)合地質(zhì)條件優(yōu)化施工參數(shù)，減少壓竄對鄰井的影響。針對高產(chǎn)煤粉井，實(shí)施酸洗及水力震蕩解堵改造，其中，酸洗有效性強(qiáng)，但有效期短。水力震蕩解堵效果不顯著，煤粉對井筒粘附力較強(qiáng)，其效果有待進(jìn)一步驗(yàn)證。

d.煤層氣低效井治理，重點(diǎn)在井位選取，從地質(zhì)角度評價(jià)儲層資源狀況和產(chǎn)氣潛力，從壓裂角度評估儲層的改造效果，從試井的角度評估儲層滲透性，從排采角度驗(yàn)證和分析排采井的真實(shí)產(chǎn)氣潛力，圍繞地質(zhì)-工程-排采一體化分析低產(chǎn)原因，謹(jǐn)慎優(yōu)選有潛力的低產(chǎn)低效井再進(jìn)行二次改造。

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