筠連地區煤層氣低產低效井成因及增產改造措施

李 瑩，鄭 瑞，羅 凱，朱延茗，張毅敏

(1.浙江油田公司勘探開發一體化中心，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 以淺的煤層氣地質資源量29.82 萬億m3[1]。但是我國煤層氣主力產區構造復雜、壓力系數低、儲層滲透率低，煤層氣開發難度較大，平均氣井產量低、開發效果不理想[2]，且增產改造措施與地質條件匹配性差[3-4]。張亞蒲等[5]對于煤層氣井的增產改造措施進行了總結，針對我國煤層氣“三低一高”的現狀，分析了水力壓裂改造技術、煤中多元氣體驅替技術和定向羽狀水平鉆井技術的適用性。隨后，很多學者研究了壓裂過程中不同壓裂液、不同壓裂介質及不同添加劑的壓裂改造效果及其對產能改造的影響[6-7]。同時，也有學者從儲層條件出發，提出針對性增產改造措施，包括根據產區的地質情況，對產能較低的煤層氣單井有針對性地進行不同方式的二次壓裂[8-9]；地質條件和施工工藝不匹配是導致煤層氣富集區產能不理想的主要原因[10]。近幾年，隨著對天然氣產能需求的提升，對表現為低產低效的煤層氣井也開展綜合分析，針對性的增產改造對提升煤層氣產能和促進產業發展至關重要。四川筠連地區已經實現了規模化的煤層氣開采，總體開發效果較好，但氣井產量差異顯著，低產低效井仍占有一定比例。基于前人的研究認識，筆者從地質因素、壓裂工藝、施工過程3 個方面對研究區煤層氣井進行綜合分析，檢驗不同改造措施的有效性，以期為低產低效井綜合治理理論提升和方法應用提供借鑒。

1 區域概況

1.1 地質概況

四川筠連沐愛地區構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[9]。其中，東西向構造帶構成了本區的基本格架。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內的主要斷層，延伸長約16 km，走向NE，傾向SE，傾角60°左右，破碎帶達10～20 m(圖1a)，由角礫巖、碎裂巖組成，常見構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，除缺失志留系上統、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。

區內煤層氣主力產層上二疊統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，變化規律與其間的巖性組合密切相關，當其間巖性主要為砂巖時，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煤層及其頂底板中常見團塊狀黃鐵礦；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，形態以線理狀和小透鏡狀為主。

1.2 區域產氣概況

研究區目前共有生產井325 口，其中，關停井7 口，開井生產318 口。以YL203 井組、YL204 井組和YL103 井組等主要高產井作為核心區(圖1b)，在核心區日產過千方的井組連片分布，日產千方以下的井主要分布在核心區的西部。盡管高產井總體比較集中，但是高產井區域內仍分布有低產井。

區域內的低產井可分為兩大類，其一為中南部的部分新投未產氣井，需要進一步觀察評價，部分已經表現出較好的產氣潛力，為本區提產的潛力井組；其二為本次研究的重點，即研究區北部及西部的已經投入生產但是穩定產氣期間產量較低的低產老井。

根據穩產期間的產氣量進行單井的產氣效果分類，按照產氣量1 000 m3/d 作為達到預期目標計算，達產井占35%，貢獻了70%以上的總產氣量，65%的井達不到預期目標，僅貢獻了不足 30%的總產量(圖2)。

需要說明的是，未達到穩定產氣的井不在本次統計的范圍內，并對各井進行檢查和過濾，確保不是短時間故障引起的停井導致的誤判。

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

2 煤層氣地質特征

2.1 煤層氣含量

研究區煤層氣含量在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，主要呈現西低東高的特點，高值區主要分布在沐愛核心區；C3煤層含氣量為5.0～25.0 m3/t，平均13.47 m3/t，主要呈現南高北低的特點，高值區主要分布YL203 井區附近；C7煤層含氣量為7.2～17.7 m3/t，平均14.7 m3/t，主要呈現南高北低的特點，高值區主要分布在研究區塊中部和南部，C8煤層含氣量為6.8～17.5 m3/t，平均14.4 m3/t，其展布特點與C7煤層相同。總體上，含氣量隨埋深增加而增高，即C7+8煤層含氣性優于C2+3煤層，實際開發效果也表現為相同的趨勢。

2.2 產水量

產氣階段，煤層氣井的產水量和產氣量主要受產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水量和產氣量差異。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，產氣量越高、產水量越低[10]。研究區達到目標產量的開發井主要集中在中、南部，當前產水量低于1.0 m3/d，流壓低于1.0 MPa。煤層氣井高產區較低產區總體表現為產水量小、流壓低、持續產氣時間長，形成了整體降壓。

2.3 產煤粉量

煤粉產出對煤層氣井產能的影響表現在：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 煤粉被吸入水泵內部，影響泵的穩定性，降低排水效率，進而降低排采效率；③煤粉沉淀在井筒處，發生埋泵現象[11]。研究區內高產氣井中產煤粉量多的井基本呈NW—SE 向分布，其余高產井產煤粉量少，產煤粉時間短；高產氣井的總體產水量一般小于1.0 m3/d，但是也存在少數產水量較大的井組；低產井較高產井總體上產水量較大，產煤粉量也隨之增加。總體上，產水量與產煤粉量呈正相關，即高產水的井產煤粉量也大。

2.4 水化學特征

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變化相關[12]。地下水化學成分可表征地下水活動，反映地下水動力場的變化[13]，能夠指導煤層氣的排采[14-15]。研究區內總礦化度總體呈現南高北低的分布規律，與氯離子濃度的分布規律基本一致，地下水總體由南向北徑流，在沐愛核心區的局部地區形成地下水的滯流區。在滯流區，地層水的總礦化度和氯離子濃度都較高，如YL203及YL204 等高產井組主要分布在該區域。而核心區的西部及北部低礦化度區域的井產氣量大都較低。

3 低產低效井原因分析

3.1 地質因素

3.1.1 含氣性和滲透性

研究區北部地層抬高，解吸壓力普遍偏低且差別大，地層含氣性差，非均質性強，產氣量低(表1)。解吸前該區域平均產水量0.58 m3/d，與全區平均產水量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煤層底板標高介于0～100 m，有排采井10 口，當前日產氣量過千方井有2 口(YL17 井和YL1703-4 井)，全區日產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。可見儲層的含氣性和滲透性是決定煤層氣產量的基本地質因素。

3.1.2 斷 層

研究區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井表現為初始壓力相對偏低，產水量明顯高于同井組的其他兩口井，氣水規律異常，判斷是斷層溝通了含水層，導致該井前期產水量大、產氣量低(圖3)。

表1 YL1701 和YL1703 井組臨界解吸壓力和產水量統計Table 1 Desorption pressure and water production statistics of well groups YL1701 and YL1703

3.1.3 開采層位

研究區YL1901-1 井及同井組YL1901-3 井開采C2、C3和C7、C8煤層，初期產水量大，未能正常產氣，對C2+3層水泥封堵后，水量明顯下降，產氣量達到2 000 m3/d。分析該井具體的產水來源發現，YL1901 井組共5 口井，都打開了C2+3、C7+8四層煤，其測井響應均表現出C2、C3煤之間的砂巖及C2煤層上部間接頂板灰巖發育，但只有 YL1901-1 和YL1901-3 井存在水量大的現象，因此，推斷水不是來自C2、C3煤之間的砂層和C2煤的間接頂板灰巖。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、穩定的排水降壓，才能避免儲層傷害及其導致的煤層氣井產量的下降[16]。排采初期，由于工程方面因素，可能會發生多次或長時間的停排，以YL1901-6 井為例(圖4)，在排采初期多次長時間暫停排采，導致穩產時間短，排采過程中產生的懸浮煤粉絮凝沉降，阻塞原有的運移通道，降低儲層滲透率，從而導致產氣量降低。

此外，多次、長時間中斷排采的同時，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大的甲烷氣泡，此時重啟排采，在排驅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]。氣鎖導致了儲層滲透率下降，即使將壓力降至較低，產氣量仍難以恢復。

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

排采過程中也會產生水鎖、煤粉堵塞的現象。以YL206-2 井為例(圖5)，該井在壓裂施工初期壓力異常，達到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定，表明壓裂過程中造縫效果良好。該井在排采初期，穩定產氣量達到1 500 m3/d 以上，在快速提產后，產氣量大幅降低，認為是提產過快而造成了儲層傷害。自最高產氣量開始下降至產氣穩定，共計耗時4 個半月，推測排采過程中提產過快，導致煤粉運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，以被壓竄的老井YL301-2 及YL306-3 為例(圖6)，受影響的老井產氣量一般會急劇下降，且長時間不能恢復。因此，壓裂時要注意井間距、裂縫延伸方位和壓裂規模，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

產區內平均單井煤層氣產量較高，但產氣量低于500 m3/d 的低產井有約100 口，嚴重影響區塊總體的開發效益，所以低產井的成因分析和增產改造勢在必行。通過地質、工程和排采綜合分析和診斷，認為，產區內造成煤層氣井低產的主要原因有地質、排采及工程3 個方面，其模式如圖7 所示。

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

4 增產改造措施應用情況分析

4.1 二次壓裂

壓裂施工過程復雜，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，對后續開采非常不利，甚至導致氣井停產報廢。研究區西部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 井提產效果明顯，但該井壓裂引起YL 1205-3 井竄，壓竄后產氣量下降40%(圖8)。

4.2 酸洗解堵

井筒及輸送管道內結垢會導致管道截面積減小、液體運移阻力變大，從而降低生產效率[19-20]。對區域內低產低效煤層氣井共進行酸洗33 口井次，目前增產效果明顯的井有20 口，包括YL1903 及YL1901-5 井(圖9)，至2018 年12 月累計增加產氣量達549 萬m3，酸化效果明顯。但酸洗施工方案也應依據煤層及頂底板巖性優化配置，如，從YL1 井和昭104 井，由測井成果可知，煤層及頂底板巖性中含有酸敏性泥巖，需通過優化酸洗方案，避免酸液進入煤層引起新的儲層傷害。

經過酸洗二次改造后，雖然多數井取得了較好改造效果，但也存在著相當大比例的失敗案例，表明針對儲層特性差異，需優化酸洗選井的標準。有過高產量的歷史，證實煤層的可采性，如果產氣量快速下降，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行綜合考慮。針對產氣量快速遞減下降、正常排采未長期中斷的井，進行近井地帶堵塞解除后，提產效果明顯。

4.3 震蕩解堵

研究區內進行震蕩解堵施工共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氣產量快速下降，歷經4 個月，由日產氣量800 m3下降到小于100 m3，期間產水微量，產氣量速度下降率較正常快5～7 倍，判斷近井地帶存在明顯的堵塞，震蕩解堵后，日產氣量恢復到約700 m3。

5 增產改造措施應用展望

5.1 二次壓裂適宜條件

二次壓裂改造老井的可行性，應從地質、測井、應力和排采等方面進行綜合考量。

a.地質因素 平面上未見斷層發育，臨儲比較高且具有良好地質基礎；從排采角度看，產氣潛力良好，能夠連續產氣，但當前日產氣量均明顯低于同井組其他井產氣量；當前產水量較低，壓裂后大量產水的可能性較小，便于采氣。

針對以上因素，研究區選取的適宜二次壓裂的井參數見表3。并對YL203-1 井進行了二次壓裂試驗，產氣量上升至900 m3/d，效果顯著。

b.測 井 根據測井參數建立合理的評分函數，選取評分較高的井，結合其他參數進行綜合考量，如YL1904 井C7+8煤層頂底板伽馬值較高，主要為炭質泥巖和泥巖，封堵性好，但是容易因煤泥分散導致支撐裂縫被堵塞，二次壓裂需優化施工參數。

c.排采方面 煤層氣井具有穩定的生產歷史，并且部分井出現過產氣高峰期。如，YL1904 井排采前期、中期曾經出現高產期，后再次被堵塞，累計產氣量低。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。

d.應力方面 煤層氣井開采的目的煤層和其頂底板應力相差較大，以免壓竄、溝通頂底板含水層或其他井。

5.2 解堵改造措施應用策略

統計2013 年至2017 年45 口封停井及325 口在產井的記錄，對累計煤粉量、平均煤粉量和出煤粉天數進行對比，遴選出累計產煤粉和出煤粉天數上有異常高的井進行分析，對后期解堵改造具有指示意義。分析發現煤粉產出具有以下幾項規律：①日產水量大的井出煤粉比例高，出煤粉量和產煤粉天數也多，與水量大攜帶煤粉的能力強有關；② 排采井產煤粉主要發生在解吸至初始提產階段，由于氣體的解吸增大了液體的黏度，使得排采水攜帶煤粉的能力大大增強；③降壓速度的控制也是影響煤粉產出的重要因素。在解吸產氣階段嘗試引入動能的概念：動能=日產水×日產氣(折算至井下)×日降壓幅度×0.001，動能與煤粉的關系仍需要進一步研究和完善，同時確認臨界值。

因此，根據煤粉產出規律，將計劃洗井與應急洗井相結合，完善洗井制度，在解吸前后與提產期間加密洗井，將有效降低煤粉產出量大的井的檢泵次數，從而延長檢泵周期，實現氣井的連續、穩定排采。

6 結論

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

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及產氣效果對比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Table 3 Selection parameters of secondary fracturing well

b.低產井主體分布在研究區北部，地質條件差是其低產的主要因素。地質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，前期產水量大，產氣量小。工程和排采因素包括開采節奏變化(反復長時間停關井、快速提產等)造成儲層傷害，產氣量突然增加而后迅速下降；二次壓裂施工參數不合理導致老井被壓竄，產氣量突然下降且長時間不能恢復。

c.二次改造需結合地質條件優化施工參數，減少壓竄對鄰井的影響。針對高產煤粉井，實施酸洗及水力震蕩解堵改造，其中，酸洗有效性強，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，其效果有待進一步驗證。

d.煤層氣低效井治理，重點在井位選取，從地質角度評價儲層資源狀況和產氣潛力，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，從排采角度驗證和分析排采井的真實產氣潛力，圍繞地質-工程-排采一體化分析低產原因，謹慎優選有潛力的低產低效井再進行二次改造。

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