沁水盆地樊莊區塊煤層氣井開發特點及管理方法

李夢溪 王立龍 胡秋嘉 劉春春 崔新瑞

(華北油田山西煤層氣分公司，山西 048000)

樊莊區塊位于沁水盆地東南部，于2006年開始煤層氣商業化開發，主采煤層為山西組3號煤層，開發區主要包括樊莊、成莊、鄭村三個井區，開發井型為直井、叢式井、多分支水平井。區塊內早期投產的煤層氣井生產時間已接近6年，截至到目前累計投產煤層氣井753口，合計建產能8億m3，日產氣量150萬m3，其中直井單井平均日產氣量1640m3，水平井單井平均日產氣量6700m3。本文通過對753口煤層氣井的生產動態數據進行分析研究，對其生產特征有了一定認識，總結出一些開發特點和規律。并以此為基礎，提出了針對不同排采階段的控制方法及針對不同產量井的現場管理辦法。

1 樊莊區塊地質特征

樊莊區塊位于沁水盆地馬蹄形斜坡帶的東南緣，區內地層寬闊平緩，總體向西傾斜，地層傾角一般為2～7°，以發育小斷距正斷層和低緩平行褶皺為主，褶皺展布方向以北北東向和近南北向為主。區內地層由老至新包括奧陶系中統峰峰組、石炭系中統本溪組、石炭系上統太原組、二疊系下統山西組、下石盒子組、二疊系中統上石盒子組、石千峰組、新生界第四系。其主力煤層為山西組3號煤層和太原組15號煤層。其中3號煤層埋深介于400～800m之間，厚度介于5～8m之間，分布穩定，總體為由南西向北東逐漸增厚的趨勢。3號煤含氣量介于7～32m3/t之間，一般大于20m3/t。含氣量變化主要受構造及水動力條件控制明顯，斷層、陷落柱和甲烷風化帶附近煤層含氣量顯著降低。3號煤屬低孔低滲儲層，孔隙裂隙以微孔為主，孔隙度一般2.90%～7.09%;次生割理發育，割理寬約l微米;滲透率總體呈現出隨煤層埋藏深度增加而降低的趨勢。3號煤層的滲透率一般小于1mD。煤儲層為欠壓－常壓儲層，總體上具有低壓、低滲、含氣量高、非均質性強的特征。

2 樊莊區塊煤層氣開發特點

2.1 高階煤的煤巖特征決定了煤層氣井需長時間降壓才能解吸產氣

煤層氣主要以吸附狀態賦存于煤儲層之中，其產出是一個復雜的“排水-降壓-解吸-擴散-滲流”的過程。實驗數據表明，隨著煤階的增高，解吸時間有增大的趨勢，其中以高階煤煤巖吸附時間跨度最大，其受沉積環境、煤巖組分、煤階、煤巖結構等諸多地質因素影響。統計結果顯示樊莊區塊煤層氣井受地質條件、開發工藝不同的影響，其解吸見氣的時間存在一定的差異，但總體上均需較長時間。其中直井純排水時間一般為1～9個月，平均為103天 (見圖1)，解吸見氣后6個月至1.5年后達到穩產;水平井純排水時間一般為2～3個月，平均為71天，解吸見氣后6個月至1年后達到穩產 (見圖2)。個別井受斷層影響，產水量大，降壓困難，純排水時間較長，到達穩產時間較晚。

圖1 樊莊區塊直井見氣時間統計

圖2 樊莊區塊水平井見氣時間統計

2.2 直井開發需大型壓裂改造

高階煤煤儲層是割理、孔隙型儲層，具有低孔低滲特征。沁水盆地南部高階煤壓汞實測3號煤孔隙度一般為2.90%～7.09%，平均3.345%，以微孔－小孔為主，吸附性強，但連通性差。取心煤樣裂隙觀測顯示，區內煤巖裂隙發育，且面割理較端割理發育，面割理密度25－47條/10cm，但大部分被粘土礦物與碳酸鹽巖礦物充填。因此，高階煤孔裂隙結構特點決定高階煤煤儲層為低孔低滲儲層，其滲透性一般小于1mD。開發過程中若采用洞穴、射孔等完井方式煤層氣直井一般沒有自然產能，必須通過大型壓裂改造。通過幾年的壓裂實踐表明，實施大液量、變排量、中高砂比的活性水壓裂，煤層氣直井產氣效果相對較好，從2006年到2011年，隨壓裂施工參數的優化，單井平均日產氣量從1009m3上升為1517m3(見表1)。

2.3 產氣量差異大，平面分布規律性不明顯

樊莊區塊煤層非均質性較強，在生產上表現為井間氣產量差異性大。高產氣井、低產氣井平面分布規律性差 (見圖3)，排采1年以上直井最大日產氣量達1.6萬m3，最小日產氣量僅100～200m3，甚至不產氣。分析原因主要與四方面因素有關。一是與含氣量高低有關。統計結果顯示，直井日產氣量2000m3以上井，噸煤含氣量一般大于18m3/t，日產氣量500～1500m3井，噸煤含氣量一般在12～18m3，日產氣量小于500m3井，噸煤含氣量一般小于12m3/t;二是與其所處構造位置有關。開發區內地質構造 (小構造)對煤層氣富集高產具有控制性影響，構造翼部及相對高部位是高產有利區域，背斜軸部產氣效果差，斷層附近普遍水大、氣少;三是與儲層改造效果好壞有關。隨著壓裂工藝技術的不成熟，改造效果逐漸提高，直井單井產量逐步上升;四是與排采控制有關。煤儲層為低壓、低滲儲層，敏感性強，如排采控制不當、可導致煤粉堵塞人工裂縫，或儲層產生壓敏或速敏效應，滲透率不可恢復性下降，氣井低產。

表1 樊莊區塊直井儲層改造參數統計表

圖3 樊莊井區產量柱狀圖

2.4 單井產水量差異大，對排采設備要求高

受開發層系、構造位置、生產階段的不同，樊莊區塊煤層氣井產水量在平面上差異較大。一是本區主力3號煤層和15號煤層之間產水量差異大。3號煤層主要含水巖層為二疊系下石盒子組、山西組碎屑巖類裂隙水，屬弱富水性，單井普遍產水量低，平均日產水4.5m3;15號煤層主要為含水性較大的奧陶系碳酸鹽巖巖溶水含水層，單井產水量相對較高，平均32.5m3;二是不同構造位置，產水差異大。斷層附近產水量最大，日產水量最大可達100m3左右，褶皺向斜部位較背斜部位產水量大;三是不同井型、不同排采階段產水量差異大。直井解吸前日產水一般5.0～7.0m3，產氣后日產水一般0.1～3.0m3;水平井解吸前日產水一般10.0～15.0m3，產氣后日產水一般5.0～8.0m3。因此排采設備必須要有從低排量到高排量較大范圍內的排水能力，同時要有一定的防煤灰、防氣體影響的能力，且連續、可控。

2.5 井口壓力低，對地面集輸系統要求高

從煤巖等溫吸附曲線可以看出，隨著壓力的逐漸降低，甲烷解吸量逐漸增大。因此在生產過程中為最大限度提高單井產量，必須將井底壓力降至最低。樊莊區塊于2006年開始規模投產，通過長時間的排水產氣，目前多數井呈現出低套壓產氣的現象，單井平均套壓0.14MPa，與集輸系統回壓相近。生產中表現為隨系統壓力的升高產氣量下降，井口壓力越低的井影響越大。以樊莊某一試驗井區為例，試驗區井數95口，其中套壓小于0.15MPa井70口，套壓0.15～0.2MPa井25口，當系統壓力由0.09MPa上升到0.11MPa時，氣量分別降低11%和4%(見圖4)。

圖4 系統壓力對不同套壓井影響圖

2.6 煤粉產出量大，對生產過程影響大

直井壓裂、水平井鉆井、作業施工及排采過程中應力變化，均可造成煤粉的產出。雖然有利于疏通地層，提高滲透率，但由于目前煤層氣井的抽采設備主要沿用常規油氣的設備，煤粉適應能力較差。這些煤粉隨水進入泵筒，與上下凡爾球發生摩擦，長時間作用下，導致凡爾失效，泵效降低，產出水減少，嚴重時出現煤灰卡泵、氣鎖等問題，影響排采工作的連續性。同時產出的煤層氣中也含有大量的粉煤灰，顆粒極其細微、不易分離，易加快壓縮機磨損速率，造成集輸系統運行不穩定，增加運行成本。

2.7 井底流壓變化對產氣量影響大

實驗表明煤層巖心對應力相當敏感，隨著有效圍壓的升高，滲透率明顯下降。尤其是開始階段下降較快，隨后 (有效圍壓4～5MPa以后)變化相對較慢。因此井底流壓是煤層氣井排采控制的核心參數。當井底壓力出現波動時，單井產氣量隨即發生變化。如樊莊區塊的X號水平井，于2008年1月投產，投產后一年達到穩定日產氣量50000m3，2009年5月受停電影響，井底流壓出現波動，從0.4MPa回升至0.6MPa，產氣量從50000m3快速下降至20000m3，待流壓恢復至0.4MPa后，產量也隨即恢復至50000m3。

但當井底壓力出現突變時，煤層基巖發生應力敏感，基巖滲透率急劇降低，裂隙、割理閉合，井眼周圍煤儲層將形成一個封閉圈，阻礙壓力在煤層的傳播，導致壓降面積難以形成。因此排采過程中如何保證井底流壓連續、漸變、穩定是避免儲層傷害的重要手段。

2.8 穩產期長，目前未見遞減跡象

樊莊區塊煤儲層滲透率低，煤層氣賦存狀態以吸附態為主。生產中表現為單井生產周期長，即隨著排水時間的延長，壓降面積逐漸形成，產氣量緩慢增加。如2006年底投產的第一批排采井，目前依然在穩定生產，還未出現產量遞減現象 (圖5)。且部分含氣量較高、井網完善的井，通過長期的持續排水降壓，產量呈現上升趨勢，目前該類井共計75口，占開井數的18.6%，2010年底與2011年底對比，日產氣量由11.5萬m3上升到14.6萬m3。

圖5 樊莊第一批直井綜合生產曲線

2.9 產量構成以老井為主，新井、措施產量比例低

樊莊區塊從2006年投入規模開發，2010年產能基本建設完成。其中2009年新井、措施井產量占當年總產量的2.91%，2010年新井、措施井產量占當年總產量的12.58%，2011年新井、措施井產量占當年總產量的6.99%(表2)，總體表現為產量構成以老井為主，新井、措施產量比例低。分析原因主要受兩方面因素影響。一是煤層氣“排水-降壓-解吸-擴散-滲流”的產氣機理決定了地面開發是一個長期的過程。統計結果顯示樊莊區塊直井純排水平均為103天，解吸見氣后6個月至1.5年后達到穩產，水平井純排水時間平均為71天，解吸見氣后6個月至1年后達到穩產。因此新井對當年產量貢獻值小;二是措施單一，增產量小。目前較為成熟的解堵性二次壓裂，成功率為75%，措施后單井平均純增量500m3/d。

表2 樊莊區塊2009～2011年產量構成表 單位:萬m3

3 煤層氣項目管理辦法

通過六年的開發實踐，華北油田不斷總結經驗教訓，逐步建立起具有地區特色的煤層氣管理模式。在生產井管理方面，依靠制定依據、明確分工，探索完善排采控制方法，建立現場管理辦法等方式為產量的快速上升提供了保障。

3.1 建立依據，明確分工

實踐表明地質系統、工程系統的合力快速運作是保障煤層氣勘探開發技術始終處于領先的關鍵。華北油田通過不斷的摸索總結，目前就煤層氣開發的地質系統建立了《煤層氣井排采管理辦法》、《排采井資料錄取規定》、 《單井精細管理實施細則》、《煤層氣井排采相關部門崗位職責》等管理依據;就工程系統建立了《新井投產工作流程》、《不出液井處理工作流程》、《卡泵停抽處理工作流程》、《停電后啟井工作流程》、《電氣故障處理工作流程》、《抽油機故障處理工作流程》、《集輸設備故障處理工作流程》、《煤層氣井排采相關部門崗位職責》等管理依據。并在此基礎上明確了地質、工程、作業區的分工，確保生產井連續穩定排采、產氣量穩步上升。其中地質主要負責新井、措施井排采管理、制定增產技術措施、研究排采控制技術、提出排采工藝技術需求、指導作業區進行排采管理;工程負責實施增產措施、維護性作業、研究排采工藝技術、排采井自動化系統管理、地面集輸工藝優化、指導作業區進行日常維護管理;作業區負責老井排采管理、排采現場維護、工程、地質指令執行、工程、地質資料錄取。

3.2 探索完善排采控制方法

合理的排采控制是獲得高產穩產的重要手段。在六年的排采實踐中，通過反復探索，認識不斷深入，結合高階煤煤層氣的產氣規律，華北油田將樊莊區塊煤層氣井的生產過程劃分為“單相排水段，控壓排水段、控壓產氣段，穩定產氣段和衰竭段”，圍繞井底流壓、解吸壓力、地層壓力，即按照“五段三壓法”排采制度進行管理，排采原則是連續、漸變、穩定，控制核心是井底流壓和煤粉。

3.3 建立現場管理辦法

沁水盆地南部為丘陵、山地類地理環境，地形起伏大，山巒疊障，溝壑縱橫。一年的氣候多變，春夏兩季多發雷雨，秋冬兩季頻現霧雪。植被茂盛，地理環境不利于煤層氣勘探開發建設。加之氣田單位產能建井數多，現場管理難度大。為確保產量平穩運行，避免非地質因素導致的產氣量大幅波動，根據井型、井別、排采時間、產量高低、措施情況等，將單井劃分為A類、B類、C類井，實行分類管理。其中:

A類井主要包括排采時間小于半年的新井、日產氣量大于1500m3的老井、排采時間小于3個月的措施井和試采評價井。該類井出現問題，按照水平井－新井－措施井－評價井逐級處理，要求4小時之內現場診斷、初步處理，上報處理結果，各項自指令至下達后8小時內完成;

B類井主要包括排采時間大于半年的新井、日產氣量800～1500m3的老井、高產井的助排井和排采時間大于3個月的措施井。該類井出現問題，按照水平井－新井－措施井逐級處理，要求8小時之內現場診斷、初步處理，上報處理結果，各項自指令至下達后48小時內完成;

C類井主要包括日產氣量小于800m3的老井和未解吸見套壓井 (液面較高)。該類井出現問題，要求24小時之內現場診斷、初步處理，上報處理結果，各項自指令至下達后72小時內完成。

現場通過實行“ABC”動態分類管理，取得一定效果。樊莊井區老井產量運行相對平穩 (見圖6)，避免了非地質因素導致的產氣量大幅波動。

圖6 樊莊井區老井生曲線

4 結論與建議

(1)高階煤煤儲層為低孔低滲儲層，非均質性強，產氣規律復雜，生產上具有氣水產量差異大、低產井比例高、井口壓力低、煤粉產出量大、應力敏感性強、增產手段少、穩產期長、持續排采產量緩慢上升的特點，與常規油氣差異明顯;

(2)沁水盆地南部地理環境不利于煤層氣勘探開發建設，且氣田單位產能建井數多，產量結構脆弱，因此建立科學完善的煤層氣勘探開發體制機制，是實現產量平穩上升的重要保障;

(3)影響煤層氣單井產量的三大因素是地質條件、工程條件和排采控制。核心是含氣量、煤層割理發育程度，即優選高滲富集區是獲得高產的基礎，工程條件的成功是獲得高產的關鍵，合理的排采控制是獲得高產的手段;

(4)在幾年的開發實踐中，持續深化煤層氣開發特點認識，不斷探索排采管理辦法，取得了一定的成效。但目前排采管理仍處于定性－半定量階段。為此，我們要進一步深化區塊煤層氣富集規律和開發特征研究，細分流動單元，探索定量化、差異化的精細化排采管理辦法，切實提高單井產量，最大限度提高開發效益。

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