趙興龍，常 昊

(1.中國石化華東油氣分公司臨汾煤層氣分公司，山西臨汾 041000;2.中國冶金地質(zhì)總局西北地質(zhì)勘察院，西安 710000)

在煤層氣開采過程中，如何實現(xiàn)氣井的高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)是保障氣田效益開發(fā)的核心問題，有效的儲層改造和合理的排采制度則是實現(xiàn)這一目標的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。近幾年，整體壓裂工藝技術(shù)取得一定進展，有效促進儲層改造效果，但氣井投產(chǎn)后的整體排采制度，以及如何有效實現(xiàn)井間干擾，提升氣井產(chǎn)氣水平等方面研究較為欠缺。以往在排采制度研究方面，往往只注重單井排采制度的建立和優(yōu)化[1-7]，對于小井組或區(qū)域性多井的整體排采制度方面研究較少。

溫慶志等(2009)通過室內(nèi)實驗回歸了啟動壓力梯度與滲透率的函數(shù)關(guān)系，在此基礎(chǔ)上建立了低滲透非達西滲流整體壓裂的數(shù)學模型[8]。王益維等(2010)通過長期導流能力的實驗， 回歸支撐裂縫導流能力與閉合應(yīng)力及時間的變化關(guān)系式，在此基礎(chǔ)上建立了考慮啟動壓力和水力裂縫長期導流能力的整體壓裂數(shù)學模型[9]。呂鐵等(2013)優(yōu)選L 區(qū)塊裂縫參數(shù)范圍，再采用正交優(yōu)化和模糊數(shù)學的方法建立整體壓裂方案，確定整體壓裂參數(shù)[10]。李國鋒等(2013)探討了叢式水平井組整體壓裂工藝技術(shù)在致密低滲透氣藏中的應(yīng)用[11]。李玉偉等(2013)提出可通過改變同步體積壓裂的裂縫施工參數(shù)，改變誘導應(yīng)力場，調(diào)整井間地層的最大、最小水平主應(yīng)力差值，誘導裂縫轉(zhuǎn)向形成網(wǎng)狀裂縫；改變與設(shè)計轉(zhuǎn)向裂縫相鄰或距離較近裂縫的參數(shù)時，誘導應(yīng)力場變化明顯，利于裂縫轉(zhuǎn)向[12]。賴建林等(2018)為了提高延川南煤層氣整體壓裂開發(fā)效果，提出了煤層復雜裂縫等效滲流表征方法，將復雜的網(wǎng)絡(luò)裂縫等效為高滲透帶，通過優(yōu)化高滲透帶的大小和滲透率，獲得最佳的整體壓裂裂縫長度和導流能力[13]。

本次研究以延川南煤層氣田為研究區(qū)，通過整體壓裂試驗，探索合理施工方法和參數(shù)，提出適用于該氣田的整體排采制度，提升氣井產(chǎn)氣效果，為氣田的效益開發(fā)提供保障。

1 地質(zhì)背景

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東緣南段河東煤田的南部。東以紫荊山斷裂帶與晉西隆起帶相連，西南接韓城礦區(qū)(圖1)，屬盆地內(nèi)穩(wěn)定型海陸交互相含煤碎屑沉積。古生代以后的燕山運動、喜馬拉雅運動對本區(qū)影響不大，區(qū)內(nèi)主要可采煤層厚度較大，層位穩(wěn)定，構(gòu)造簡單。氣田內(nèi)發(fā)育四條二級斷層，將延川南煤層氣田劃分為兩個主要的二級構(gòu)造單元，分別是：譚坪構(gòu)造帶和萬寶山構(gòu)造帶。

譚坪構(gòu)造帶位于氣田東部，較西部萬寶山構(gòu)造帶，主力煤層2#煤埋深較淺，為800～1 000m，煤巖鏡質(zhì)組反射率Ro為2.0%～2.4%，煤變質(zhì)程度和解吸壓力(3.0～4.0MPa)稍低；萬寶山構(gòu)造帶2#煤埋深較大，為1 000～1 500m，煤巖鏡質(zhì)組反射率Ro為2.5%～2.9%，煤變質(zhì)程度和解吸壓力(6.0～8.0MPa)稍高。

圖1 鄂爾多斯盆地延川南煤層氣田構(gòu)造位置及構(gòu)造單元劃分Figure 1 Tectonic setting and structural element partitioning of Yanchuannan CBM field in Ordos Basin

2 整體壓裂試驗

為了探索有效提高壓裂改造范圍和壓裂縫導流能力的技術(shù)工藝，在延川南煤層氣田選取兩個平臺進行整體壓裂試驗，分別是W121和W127平臺。W121、W127平臺周邊最近的探井為延23井。

W121平臺、W127平臺和延23井均位于萬寶山構(gòu)造帶西北部，W121平臺位于延23井西偏南1 670m，W127平臺位于延23井往西約2km。W121和W127兩個平臺15口氣井均為定向井，延23井為直井(圖2)。該井區(qū)目的煤層為山西組2#煤，煤層埋深較大，平均在1 400m左右，煤層厚度平均4.5m，儲層滲透率0.001 2mD，儲層壓力6.15MPa,井網(wǎng)為350 m×300 m矩形井網(wǎng)。

圖2 W121平臺和W127平臺構(gòu)造位置圖Figure 2 Structural location of platforms W121 and W127

以延23井為參考對象，其煤層壓裂施工時的裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)表明該區(qū)域2煤層裂縫方位為北東向。延23井人工裂縫方位為北東向79度，兩側(cè)縫長基本對稱，半縫長約140～150m(圖3)。壓裂施工順序主要結(jié)合現(xiàn)場實際進行安排(表1)。

圖3 延23井微震點分布及方位擬合圖Figure 3 Well Y23 microseismic point distributionsand azimuth fitting

表1 整體壓裂施工順序表

采用三維網(wǎng)狀裂縫擴展軟件Meyer模擬實現(xiàn)最優(yōu)裂縫參數(shù)需要的液量和排量等參數(shù)，模擬優(yōu)化延川南煤層氣壓裂設(shè)計排量8m3/min，液量800～900m3，砂量50m3(賴建林，2018)?，F(xiàn)場各井通、探、洗作業(yè)做好壓前準備；統(tǒng)一安排各平臺煤層氣井射孔作業(yè)；壓裂隊進場準備，設(shè)備就位；按照既定的施工順序進行壓裂作業(yè)。從各井實際壓裂施工參數(shù)來看(表2)，兩個平臺15口井壓裂平均排量為7.7m3/min，總液量為865.1m3，加砂量53m3。

表2 W121和W127壓裂施工參數(shù)統(tǒng)計表

3 整體排采制度的建立

在延川南煤層氣田，對于單井排采制度，通過跟蹤氣井排采效果，總結(jié)規(guī)律經(jīng)驗，以儲層壓力、臨界解吸壓力和穩(wěn)產(chǎn)壓力為關(guān)鍵控制節(jié)點，將煤層氣單井的排采過程劃分為5個階段，分別是井底流壓高于儲層壓力時的快速提液降壓階段、井底流壓從儲層壓力降至接近臨界解吸壓力的連續(xù)降壓排水階段、繼續(xù)降至臨界解吸壓力的緩慢降壓排水階段、臨界解吸壓力降至穩(wěn)產(chǎn)壓力的控壓排水階段和產(chǎn)量趨于穩(wěn)定的穩(wěn)產(chǎn)排采階段。

在快速提液降壓階段日降井底流壓控制在0.1MPa左右；連續(xù)降壓排水階段，日降井底流壓要控制在0.01MPa左右；緩慢降壓排水階段，日降井底流壓要小于0.01MPa；控壓排水階段合理的日降井底流壓在0.005MPa左右；穩(wěn)產(chǎn)排采階段井底流壓和產(chǎn)量趨于穩(wěn)定，通過微調(diào)井底流壓保持產(chǎn)量平穩(wěn)即可。

為盡快實現(xiàn)區(qū)域整體降壓排采，提高氣井產(chǎn)氣水平，以單井排采模型為框架，建立整體排采制度，既要保證排采控制的合理性，盡快實現(xiàn)井間干擾，又要盡量控制排采周期，節(jié)約排采成本。基于以上因素，以儲層壓力(Pc)、臨界解吸壓力(Pj)和井間干擾壓力(Pr)為井底流壓關(guān)鍵控制節(jié)點，將整體排采制度劃分為5個階段，并對各階段排采參數(shù)進行了定量化研究，明確了各排采階段控制的目的及要求，具體見表3。

表3 整體排采制度階段劃分及定量化統(tǒng)計表

4 現(xiàn)場效果分析

W121和W127兩個平臺15口井壓裂后，采取同時放噴的方式，井口壓力降至0MPa時，一定時間內(nèi)同時進行投產(chǎn)作業(yè)，基本上同步投入排采生產(chǎn)。排采過程中，嚴格按照既定的整體排采制度進行生產(chǎn)，從井底流壓下降情況來看，基本實現(xiàn)了同步降壓(圖4、圖5)。

圖4 W121平臺煤層氣井整體排采井底流壓下降趨勢圖Figure 4 Platform W121 CBM wells integral drainage bottom-hole flowing pressure reducing trend

圖5 W127平臺煤層氣井整體排采井底流壓下降趨勢圖Figure 5 Platform W127 CBM wells integral drainagebottom-hole flowing pressure reducing trend

通過對比這兩個平臺與相鄰平臺產(chǎn)氣效果，實施整體壓裂和整體排采的W121和W127平臺產(chǎn)量明顯高于相鄰平臺(表4)。相鄰平臺W136位于W121平臺東北方向，直線距離5km左右；W138平臺位于W127平臺東北方向3km左右處。W136和W138兩個平臺12口井壓裂施工總液量平均單井868m3，加砂量平均單井48m3，施工排量平均7.6m3/min，這兩個平臺氣井均采取普通壓裂方式和單井排采模式，未實施整體壓裂和整體排采。從平均單井最高日產(chǎn)來看，W121平臺和W127平臺分別達到了2 109m3和3 911m3，明顯高于相鄰兩個平臺的1 500m3左右；從平均單井穩(wěn)定產(chǎn)量來看，整體壓裂和排采的兩個平臺均達到了1 000m3以上，W127平臺更是高達2 390m3，明顯高于相鄰平臺的900m3左右。

表4 整體壓裂及排采平臺與相鄰平臺產(chǎn)氣效果對比表

5 結(jié)論

1)以單井排采模型為框架，建立了整體排采制度，既要保證排采控制的合理性，盡快實現(xiàn)井間干擾，又要盡量控制排采周期。以儲層壓力(Pc)、臨界解吸壓力(Pj)和井間干擾壓力(Pr)為井底流壓關(guān)鍵控制節(jié)點，將整體排采制度劃分為5個階段，分別是：井底流壓快速調(diào)整階段、井底流壓緩慢調(diào)整階段、井底流壓基本一致階段、同步降壓排采階段和井間干擾階段。

2)根據(jù)單井排采制度各階段參數(shù)定量化控制標準，結(jié)合整體排采制度控制目的和要求，提出了各階段井底流壓合理降幅。其中，井底流壓快速調(diào)整階段日降流壓小于0.08MPa；井底流壓緩慢調(diào)整階段小于0.02MPa；井底流壓基本一致階段小于0.01MPa，同步降壓排采階段和井間干擾階段小于0.005MPa。

3)兩個整體壓裂的平臺15口井，通過整體排采后，產(chǎn)氣效果相比鄰近平臺有較大提升，無論從平均單井最高日產(chǎn)，還是從平均單井穩(wěn)定日產(chǎn)，整體壓裂及排采井產(chǎn)氣效果均明顯好于相鄰平臺井。