樊莊區塊井網調整技術研究與應用

李 俊 石 斌 張 聰 趙家攀 張光波 紀彥波

(中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048000)

煤層氣開發是通過降低儲層壓力至臨界解吸壓力后，使甲烷從吸附態變成游離態再采出的過程。通過井網開發可以大幅度降低煤儲層壓力，釋放煤基質孔隙內表面的吸附氣。完善的井網可以使煤層氣井的壓降漏斗疊加，進而可以大幅提高煤儲層壓力的下降速度，提高煤層氣解吸速率，增大解吸體積。所以，煤層氣開發過程中，壓降漏斗的疊加是提高產量的重要手段。劉世奇等研究認為，影響壓降漏斗疊加的因素包括滲透率、井網井距、水動力條件、排水量等。沁水盆地南部樊莊區塊已經過十多年的煤層氣開發歷程，由于前期對井網開發的認識不足，經過長期排采后，井與井之間并未形成理論上的井間干擾。近幾年力圖通過井網調整與完善，以達到井間干擾的效果，目前部分井區取得了較好的效果。據此，本文探討了樊莊區塊煤層氣井井網調整的應用與效果。

1 樊莊區塊開發特征

1.1 地質背景

樊莊區塊位于沁水盆地南部晉城馬蹄形斜坡帶上，西側緊鄰寺頭斷層，總體呈東南高，西北低的構造特征。樊莊區塊煤層氣資源豐富，目前開發煤層氣的主力煤層為山西組3號煤和太原組的15號煤，埋深介于400～800m，總體上東深西淺，厚度5～6m，全區分布穩，含氣量較高，一般為23m3/t，在斷層附近，顯著降低，煤層結構簡單，一般在底部發育0.7m左右的構造煤。而樊莊區塊大斷層不甚發育，但小規模的斷裂構造卻廣泛分布，主要以北東或北西向正斷層為主。對研究區內晉試1、晉試2、晉試3井和晉試4井4口煤層氣探井進行注入/壓降測試，獲取的煤層滲透率數據為0.01～0.514mD，說明煤儲層的滲透性較差，非均質性較強。儲層壓力測試結果顯示，4口探井的煤層儲層壓力為5MPa，壓力系數接近1.0，為常壓儲層。

1.2 開發歷程

樊莊區塊作為煤層氣工業化開發典型代表區塊，自2006年以來，累計投產井數1000余口，建成產能10億m3，產能到位率75%以上，2013年達到產量高峰，年產氣能力達到6億m3/a；2014年以來，受部分井產量遞減影響，區塊產氣量持續下降，最高年遞減率達到10%。為此，2014年在樊莊進行穩產技術研究，試圖通過井網調整技術，完善井網，實現協同降壓作用，最終提高區塊產氣量及采收率。

1.3 開發中存在的問題

樊莊區塊以往開發井型主要以直井和多分支水平井為主，連片部署。直井采用井距300m×300m 的規則井網，但在實施過程中，由于開發區內地表條件復雜，局部呈現出不規則狀井網，井距偏大，一般井距在280～400m范圍。研究區內單井壓裂裂縫監測顯示，壓裂裂縫以北東方向為主，但局部南北向、東西向、北西向均有分布。以往井距的部署方案，未考慮到局部應力變化導致裂縫形態發生改變，不同單井的壓降擴展具有差異性。最終難以形成井間干擾，壓降漏斗無法疊加。

2 井網調整對策及效果

井網調整需要綜合考慮地質條件和壓降擴展方向，確定最優化井距，以實現井間干擾，最大程度控制井區資源。首先通過構造確定井網內壓裂裂縫優勢方向，即壓降擴展長軸方向，結合原井網內井區的采出程度，確定井區內剩余資源分布；其次通過統計及模擬滲透率對單井壓降范圍及采收率的影響，可計算不同地質條件下調整井網的合理井距(圖1)。

圖1 確定調整井網的流程圖

2.1 確定剩余資源分布

我國煤儲層原始滲透率低，主要采用直井壓裂的方式開發，壓裂裂縫作為儲層中的高滲通道，使得儲層的各向異性增大，壓降擴展具有明顯的方向性，裂縫長軸方向的壓力傳播較短軸方向快，其壓力傳播的等勢面以橢圓的形式逐漸向外擴展(圖2)。對于煤層氣壓裂直井，選擇矩形或菱形井網比較容易形成井間干擾。矩形長邊沿裂縫長軸方向，短邊沿裂縫短軸方向，矩形長寬之比受裂縫參數和儲層滲透率的影響。確定壓降橢圓的長軸方向，必須要確定壓裂裂縫的優勢方向。樊莊區塊大量的壓裂裂縫監測顯示，煤儲層裂縫發育方向及規模存在較強的差異性，且與局部構造作用明顯(圖3)。其中單斜構造及褶皺翼部的壓裂裂縫擴展與區域最大水平主應力一致；背斜軸部受局部拉張應力，形成與軸向平行的裂縫，即長軸方向與背斜軸向方向平行；向斜軸部的裂縫方向近似與向斜軸向垂直，即長軸方向與背斜軸向方向垂直。該方法對于判斷區域構造背景下的復雜構造單元的壓裂裂縫形態具有較好的指導作用。

圖2 壓裂裂縫控制的煤層壓力傳播示意圖

圖3 壓裂裂縫實測分布規律

通過上述方法，確定了不同構造單元中壓裂井的壓降橢圓，再結合目前單井的采出程度，最終可確定井間剩余資源分布。

2.2 不同井距效果分析

井間干擾受控于井距、滲透率等因素影響，滲透率不同的井區，產生井間干擾的模式不同，在相同井距下，低滲區無井間干擾，中滲區以不均衡井間干擾為主，高滲區則產生強井間干擾。通過數值模擬和生產實踐可以看出，小井距、高滲透率條件下更易產生壓降漏斗的疊加(表1)，最終采收率也越高。滲透率0.1mD時，井距300×300m，最終采收率只有12%，當井距縮小到250×230m時，最終采收率達到24%；滲透率0.5mD時，井距300×300m最終采收率28%，井距250×230m最終采收率50%；滲透率1mD時，井距300×300m最終采收率50%，井距250×230m最終采收率可達92%(圖4)。在實際開發過程中，應利用2.1所述方法確定所處位置的優勢裂縫方向，進而明確井網的長軸方向。

表1 滲透率與井距對井間干擾的影響

圖4 不同滲透率與不同井網條件下采收率對比

2.3 井網調整方法

在已確定剩余資源平面分布及不同滲透率下不同井距控制的采收率的基礎上，可形成確定井網調整的方法。依此方法，針對樊莊區塊不同的滲透率，確定優勢裂縫的基礎上，對原有固定的300×300m井距進行了調整。對于滲透率>0.5mD的井區，井距縮短至250×300m；滲透率0.1-0.5mD的井區，井距縮短至200×250m；滲透率<0.1mD的井區，井距縮短至180×220m(表2)。2014年以來分3批實施，共實施了80口井。

表2 井距調整前后對比

2.4 開發調整效果

通過井網調整后，調整井與老井之間表現出較強的干擾特征，其主要可以分為裂縫溝通型和壓降擴展型兩類。

裂縫溝通型，即調整井的裂縫與老井裂縫直接溝通，主要有兩個特征：①調整井壓裂施工曲線為突降型；②調整井壓裂過程中，相鄰老井流壓回升，產水量上升。如G6-23井于2009年投產，至2014年最高產量800m3。鄰井X20-3與該井井距250m，X20-3在壓裂時施工壓力突降，溝通G6-23壓裂裂縫，導致G6-23井底流壓突然回升，產水量增大。X20-3投產后，兩井經過共同排水降壓，達到區域降壓的效果，兩井產量均大幅增加。G6-23最高產量達2000m3，X20-3目前仍穩產3000m3(圖5)。

圖5 G6-23與X20-3生產曲線

壓降擴展型，即調整井投產后，縮小了井距，隨著井組的排水降壓，加快了新井與老井的壓降漏斗的疊加，煤層氣解吸量成倍提高。以鄭村井區為例，鄭村井區西南部先期投產6口井，平均井距280m，至2016年最高產量1.8萬m3，單井產量3000m3。在相鄰井投產后，平均井距縮小至240m，通過1年時間的共同排采，老井與新井產量同時上升，至2018年6月份，老井日產氣量達到2.8萬m3，增產1.0萬m3(圖6)。

圖6 鄭村西南部井組生產曲線

通過優化井網井距，實現了區域的井間干擾，有效控制了資源，不僅新井產量大幅提升，井區內的老井產量也由遞減趨勢轉為上升，預計井區最終采收率由50%上升至70%(圖7)。

圖7 開發調整對井區產量影響示意圖

3 結論

通過對井網的認識，形成了井網調整思路，經過井網調整技術，最終達到了提高采氣速度及最終采收率的效果。

(1)局部構造導致局部主應力發生改變，影響單井的壓裂裂縫長軸方向，進而影響壓降擴展方向，部署井位時應充分考慮壓降擴展方向，開發過程中才易產生井間干擾作用。

(2)滲透率和井距同時影響井間干擾效果，開發實踐表明：滲透率高，井距小，發生干擾的井數占比高，所需時間短；滲透率低，井距大，發生干擾的井數占比低，所需時間長。通過開發調整，優化井網井距后，井區整體產量提升，提高了最終采收率。

(3)發生井間干擾主要分2種模式，一是新井壓裂時壓裂裂縫直接與老井溝通；二是通過井組持續排水降壓，壓降漏斗疊加后，產生協同降壓。