沁水區(qū)塊老井低產(chǎn)原因分析及對策研究

許立超 顧 健 張紅星 原紅超 王福勝 莫俊杰

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

沁水區(qū)塊目前共投產(chǎn)840口直井，產(chǎn)能到位率24%，總體開發(fā)效果不理想，其中低產(chǎn)井(日產(chǎn)氣小于200m3)共計380口，占總井數(shù)的45%。低產(chǎn)井過多制約了產(chǎn)氣量的上升。投產(chǎn)3年以來，通過不斷的認識與治理，2013年的150口低產(chǎn)井，目前已成功轉變?yōu)橹懈弋a(chǎn)井，為下一步400口低產(chǎn)井的治理提供了良好的思路。

1 礦區(qū)概況

沁水區(qū)塊位于沁水盆地南部，主體部分位于寺頭斷層西側，整體構造較平緩，構造類型主要為北傾單斜地層和鼻狀構造組合，局部發(fā)育有小規(guī)模背斜和向斜。地層傾角一般3°～7°，平均4°左右。斷層較發(fā)育，整個區(qū)塊分布斷層78條，斷層走向多為近東西向、南北向。

山西組3號煤是該區(qū)的主力開發(fā)煤層，煤層厚5～7m，平均6m，全區(qū)發(fā)育穩(wěn)定，煤巖為無煙煤Ⅲ號，孔隙以微孔為主。

煤層埋深呈北深南淺趨勢，南區(qū)埋深400～600m，平均500m左右；北區(qū)埋深700～1000m，平均800m，埋深較大，滲透性變差。

全區(qū)含氣量普遍大于20m3/t，總體富集。斷層、陷落柱附近含氣量低于15m3/t。

在氣藏保存方面，頂?shù)装逡阅鄮r為主，封蓋能力強，并且水文地質特征簡單，煤層為弱含水層，所以該區(qū)3號煤層煤層氣藏整體為優(yōu)質氣藏。

根據(jù)以上地質條件，再參考控制煤層氣產(chǎn)能地質因素的研究，該區(qū)直井日產(chǎn)氣量可達1000～1500m3。

2 直井開發(fā)效果及低產(chǎn)原因分析

2.1 區(qū)塊直井開發(fā)情況

區(qū)塊投產(chǎn)直井840口，解吸井740口，產(chǎn)氣井520口(見圖1)，目前平均流壓0.5MPa，平均套壓0.3MPa，日產(chǎn)氣41.4×104m3，日產(chǎn)水1700m3。平均單井日產(chǎn)氣500m3，日產(chǎn)氣大于2000m3井35口，1000～2000m3井125口，200～1000m3井300口，小于200m3井380口。低產(chǎn)井占總井數(shù)的45%，目前平均流壓0.2MPa，日產(chǎn)氣2.2×104m3。主要集中于區(qū)塊東部，累計產(chǎn)氣3000×104m3，累計產(chǎn)水285×104m3，產(chǎn)出程度0.5%，采氣速度0.09%。

圖1 沁水區(qū)塊低產(chǎn)井分布圖

2.2 影響直井產(chǎn)氣量的主要因素

國內(nèi)外煤層氣開發(fā)實踐表明，煤層氣井產(chǎn)能主控因素主要有儲層改造、含氣性、埋深、滲透性等多方面的因素,其中滲透率是決定儲層氣、水流動的主要因素，而儲層改造就是改善滲透性的主要措施，但是改造效果與煤層的其它基本條件息息相關。在沁水區(qū)塊造成低產(chǎn)井較多的主要因素為儲層改造不適應、保存條件受到破壞、儲解壓差大等三方面的原因。

2.3 產(chǎn)水量過大，煤層降壓困難

沁水區(qū)塊中部，含氣量較高，在20～24m3/t。該區(qū)單井解吸后套壓快速上升，但產(chǎn)氣后氣量快速下降，長期排采后不見上升，目前低產(chǎn)或不產(chǎn)氣。

通過分析，認為是儲層改造過程中壓穿了頂板，溝通了上覆的山西組上段砂巖含水層，造成單井“排水不降壓”的現(xiàn)象。

2.4 受構造影響，煤層氣大量逸散，含氣量低

沁水區(qū)塊發(fā)育斷距大于10m以上斷層74條、發(fā)育陷落柱27個，斷層、陷落柱在發(fā)育過程中導致局部應力釋放，地層較為破碎，煤層氣保存較為困難。距離斷層、陷落柱100m以內(nèi)井，生產(chǎn)表現(xiàn)為產(chǎn)水量較大、解吸壓力較低(圖2)。

圖2 煤層壓裂示意圖

沁水區(qū)塊東部共發(fā)育3個規(guī)模較小的背斜。核部張裂隙發(fā)育，出現(xiàn)開放性斷層，且域構造曲率較大，導致煤層氣通過斷裂、大裂隙大量逸散。兩翼到弧頂含氣性逐漸變差，單井解吸壓力從兩翼到弧頂逐漸降低(圖3)，平均從2.5MPa降低至0.5MPa。單井生產(chǎn)表現(xiàn)為解吸壓力較低，從產(chǎn)氣初期到目前，一直維持低產(chǎn)水平，無上升趨勢。

圖3 煤層氣逸散示意圖

2.5 埋深大，滲透性差，儲層降壓緩慢

區(qū)塊北部埋深700～1100m，平均820m左右，低產(chǎn)井解吸壓力0.6～4.5MPa，平均2.4MPa，推算含氣量在23m3/t以上，含氣量普遍較高，但開發(fā)效果較差。

分析認為，大埋深井低產(chǎn)的主要原因是滲透性差和儲層壓力高兩方面原因導致。區(qū)塊北部通過試井實測滲透率為0.03～0.04mD，儲層壓力在6～10MPa，壓降漏斗擴展十分緩慢，煤層排水降壓困難。

從圖4、圖5中可以看出：儲層壓力與解析壓力差值越大，單井儲層壓力降至解吸壓力所需時間越多，產(chǎn)氣量提升較為困難。

圖4 煤層氣排采示意圖

圖5 產(chǎn)氣量與壓力差關系圖

3 增產(chǎn)對策

3.1 低產(chǎn)區(qū)水平井耦合降壓

從樊莊多分支水平井末端鉆直井助排情況來看，水平井末端實施耦合降壓，工藝成熟，增產(chǎn)效果較好。短期內(nèi)實現(xiàn)了整體降壓，單井氣量高。在低產(chǎn)井區(qū)可借鑒實施，提高開發(fā)成效。樊莊實施助排直井，5口井平均單井日產(chǎn)量5500m3，是鄰井直井的1.8倍。3口被助排水平井，平均單井日增氣2000m3。井組平均增產(chǎn)15000m3。

目前沁水區(qū)塊實施的3個耦合降壓井組，短期內(nèi)實現(xiàn)了整體降壓，單井氣量高于鄰井。在樊莊區(qū)塊直井助排水平井耦合降壓成效顯著，沁水區(qū)塊耦合降壓初見成效的基礎上，下步計劃在沁水區(qū)塊推廣水平井-直井耦合降壓。在低產(chǎn)直井區(qū)域內(nèi)鉆水平井，對低產(chǎn)區(qū)域整體盤活。

3.2 大埋深區(qū)域

(1)二次壓裂

2014年年初以來，針對大埋深井經(jīng)研究、探索和實驗，在沁水區(qū)塊800m以深區(qū)域實施二次壓裂井40口，增產(chǎn)效果明顯，預計平均單井日增氣600～800m3。

二次壓裂井曲線形態(tài)與初次壓裂發(fā)生較大變化，通過初次壓裂與二次壓裂微地震裂縫監(jiān)測成果來看，初次壓裂裂縫基本沿著最大主應力方向，二次壓裂裂縫方向與最大主應力方面出現(xiàn)了15°～30°的夾角。分析認為一次壓裂后經(jīng)過較長時間的排水降壓，應力狀態(tài)發(fā)生較大變化，二次壓裂后在縱向上進一步擴展了裂縫的空間范圍。

同時在構造煤發(fā)育區(qū)，分析認為煤層的力學強度較低，壓裂砂較容易嵌入煤層，構造煤中更容易出現(xiàn)煤粉與壓裂砂的混合體，從而產(chǎn)生堵塞。而壓裂砂基本不嵌入砂巖，壓裂形成的通道穩(wěn)定可靠，為煤層產(chǎn)氣創(chuàng)造了良好條件。

(2)多分支水平井

2016年在沁莊區(qū)塊鉆探高試34平1、高試34平2兩口水平井，水平井在煤層中平均進尺2400m以上、鉆遇率達95%以上，分支與主支夾角平均30°。這兩口水平井采用篩管完井，沒有進行壓裂改造。這兩口井產(chǎn)氣量還處于上升階段，預計穩(wěn)產(chǎn)后日產(chǎn)氣量均可達到8000m3以上(圖6)。

圖6 高試34平1#、平2#排采曲線