沁水盆地煤層氣水平井壓后產(chǎn)氣量影響因素分析

摘" 要：近20年來，我國煤層氣資源開采取得很大進(jìn)展，但產(chǎn)業(yè)瓶頸日益凸顯，具體表現(xiàn)為單井產(chǎn)量低、有效動(dòng)用率低、成本效益倒掛等問題，實(shí)際產(chǎn)量與目標(biāo)產(chǎn)量存在較大差異，影響商業(yè)開采。為查明產(chǎn)氣量影響因素，針對(duì)沁水盆地柿莊、南燕竹等區(qū)塊選取22口壓裂水平井典型參數(shù)進(jìn)行灰度關(guān)聯(lián)法分析。研究表明，水平段純煤進(jìn)尺、井筒與地層最大主應(yīng)力方向夾角、水平段傾角為影響煤層氣井產(chǎn)量的主控因素，合理的井眼軌跡有利于最大化儲(chǔ)層動(dòng)用和煤層氣排水解析，對(duì)指導(dǎo)后續(xù)改進(jìn)水平井鉆完井參數(shù)，確保我國煤層氣產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)具有現(xiàn)實(shí)意義。

關(guān)鍵詞：煤層氣；主控因素；水平井；產(chǎn)氣量；儲(chǔ)層改造

中圖分類號(hào)：TE377 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A " " 文章編號(hào)：2095-2945（2023）15-0080-05

Abstract： In the past 20 years， great progress has been made in the exploitation of coalbed methane resources in China， but the industrial bottleneck has become increasingly prominent， such as low output per well， low effective operating rate， inverted cost-benefit and so on. There exists a great difference between the actual production and the target production， affecting commercial exploitation. In order to find out the influencing factors of gas production， the typical parameters of 22 fracturing horizontal wells in Shizhuang and Nanyanzhu blocks of Qinshui basin were analyzed by gray correlation method. The study shows that the pure coal footage in the horizontal section， the angle between the maximum principal stress direction of the wellbore and the formation and the inclination angle of the horizontal section are the main controlling factors affecting the production of coalbed methane wells， and a reasonable wellbore trajectory is beneficial to maximize reservoir production and coalbed methane drainage analysis. It is of practical significance to guide the follow-up improvement of horizontal well drilling and completion parameters and to ensure the steady commercial development of China's coalbed methane industry.

Keywords： coalbed methane; main controlling factors; horizontal well; gas production; reservoir reconstruction

20世紀(jì)90年代以來，煤層氣資源勘探逐步進(jìn)入產(chǎn)業(yè)化階段，但直井產(chǎn)量低、抽采效率并不理想，始終無法突破瓶頸。國內(nèi)學(xué)者針對(duì)這些問題展開了大量研究，近年來，煤層氣水平井壓裂改造越來越多地應(yīng)用于煤層氣開發(fā)中并取得了一定的突破[1-3]。有學(xué)者等先后優(yōu)化過煤層氣水平井壓裂參數(shù)，但是多采用模擬的方法理論研究產(chǎn)能影響因素，水平井壓后產(chǎn)能影響因素的實(shí)際研究較少，缺乏系統(tǒng)性的認(rèn)知[4-6]。沁水盆地是煤層氣勘探開發(fā)時(shí)間最早、地質(zhì)認(rèn)識(shí)最為成熟的區(qū)塊之一，至今已施工各類煤層氣井過萬口，主要賦煤地層為上石炭統(tǒng)太原組的15號(hào)煤和下二疊統(tǒng)山西組3號(hào)煤[7-8]。經(jīng)過十幾年的開采暴露出儲(chǔ)量有效動(dòng)用率低、產(chǎn)能到位率低、單井產(chǎn)量低及開發(fā)利潤低等問題，成為制約商業(yè)開采的關(guān)鍵因素[9-13]。2020年至2021年間中聯(lián)公司對(duì)柿莊、南燕竹等區(qū)塊部署的22口煤層氣水平井進(jìn)行了壓裂改造[14-16]，其中13口井已產(chǎn)氣，產(chǎn)量最高達(dá)1.08×104 m3/d。以上水平井中，水平段煤層鉆遇率達(dá)87.06%～100%，同層系壓裂參數(shù)近似但產(chǎn)量差距較大。工程實(shí)踐表明，水平井壓裂改造是一種促進(jìn)產(chǎn)能釋放的十分有效的措施，但是如對(duì)其增產(chǎn)主控因素認(rèn)識(shí)不足，會(huì)給后續(xù)諸多工藝帶來不確定性。所以，分析各參數(shù)對(duì)產(chǎn)量的影響，找出主控因素對(duì)指導(dǎo)后續(xù)改進(jìn)水平井鉆完井參數(shù)，確保我國煤層氣產(chǎn)業(yè)穩(wěn)步實(shí)現(xiàn)商業(yè)開發(fā)具有十分重要的意義[17-20]。

1" 地層描述

沁水盆地是古生界基底上發(fā)育的盆地，介于太行和霍山隆起帶之間，復(fù)向斜軸線大致位于榆社—沁縣—沁水一線，盆地內(nèi)斷層不甚發(fā)育。盆地南北翹起端呈箕狀斜坡，東西兩翼基本對(duì)稱，西翼地層傾角相對(duì)稍陡，一般在10～20°，東翼相對(duì)平緩，一般在10°左右。

沁水盆地東南部山西組主要由砂巖、砂質(zhì)泥巖、泥巖和煤層組成，分析井3號(hào)煤以黑色亮煤為主，少量靜煤巖，呈脆性，埋深641～902 m，主體深度641～765 m，厚度3.8～7.6 m，平均6.26 m，含氣量11.0～21.02 m3/t，平均含氣量13.69 m3/t；太原組15號(hào)煤位于沁心盆地北端，脆性、污手、易燃，巖屑呈片狀，斷口光滑，見少量亮煤，埋深1 100～1 300 m，主體深度1 150～1 250 m，厚度3.8～7.6 m，平均6.26 m，含氣量14.05～21.00 m3/t，平均含氣量11.82 m3/d。

2" 儲(chǔ)層改造

2.1" 壓裂方式選擇

所屬板塊實(shí)施水平井均采用連續(xù)油管帶底封拖動(dòng)分段環(huán)空加砂壓裂工藝，如圖1所示，該方式采用“連續(xù)油管+噴射工具+底封”工具組合；通過MCCL進(jìn)行定位，確保噴砂射孔位置處在預(yù)先選定的壓裂位置（接箍定位器在徑向設(shè)有3～4塊凸起定位片，當(dāng)接箍定位器經(jīng)過套管接箍處的內(nèi)徑擴(kuò)大而外張，隨接箍處內(nèi)徑縮小而收縮，由此帶來連續(xù)油管軸向拉力的變化）；依靠工具的上提下放實(shí)現(xiàn)封隔器解封坐封；通過連續(xù)油管進(jìn)行噴砂射孔，射開套管溝通儲(chǔ)層；在套管和連續(xù)油管環(huán)空內(nèi)加砂進(jìn)行主壓裂施工。

連續(xù)油管噴砂射孔環(huán)空壓裂最后一層壓裂技術(shù)后所有工具都能完整退出井筒，維護(hù)全通徑套管；通過水力噴砂射孔孔眼無壓實(shí)帶，有利于保護(hù)儲(chǔ)層；該工具可多次坐封分段壓裂，甚至一趟管柱完成整井施工。該完井方式具有安全、快速、可靠及經(jīng)濟(jì)的優(yōu)點(diǎn)。

2.2" 壓裂設(shè)計(jì)與施工參數(shù)

清潔壓裂液有利于促進(jìn)煤的解析，柿莊南、柿莊北采用“清水+2%KCl”活性水壓裂液，參數(shù)見表1，設(shè)計(jì)排量3～8 m3/min，選用40/70目支撐劑打磨段塞，30/50目、20/40目石英砂作為主體支撐劑支撐裂縫，提高鋪砂濃度，優(yōu)化裂縫形態(tài)，維持足夠裂縫倒流能力。現(xiàn)場(chǎng)施工、設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)液量符合率為94.5%～101.9%，砂量符合率67%～108.9%。

2.3" 壓裂施工曲線分析

SX-XX3H井第5段施工曲線如圖2所示，在施工排量基本一致的情況下，噴砂射孔，套壓明顯下降，射孔完善。在經(jīng)過段塞階段，打磨填充為裂縫后，裂縫延伸良好，施工至11%砂比，壓力開始波動(dòng)且呈上升趨勢(shì)。停砂后，壓力緩慢下降，繼續(xù)高砂比施工壓力上漲，裂縫延伸困難，施工結(jié)束。整體加砂過程正常。

SX-XX3H井第6段施工曲線如圖3所示，針對(duì)射孔不完善井進(jìn)行補(bǔ)射，第6段在施工排量基本一致的情況下，一次噴砂射孔后，套壓變化不明顯，試擠高壓疑似射孔不完善。補(bǔ)射二次噴砂射孔后壓力下降明顯，整體加砂工程正常。

3" 壓裂效果分析

3.1" 純煤進(jìn)尺與產(chǎn)氣量的關(guān)系

純煤進(jìn)尺同產(chǎn)氣量的關(guān)系如圖4所示，在同一煤層中，產(chǎn)氣量與煤層有效長(zhǎng)度基本呈正相關(guān)。在3#中部分井隨著有效煤層長(zhǎng)度增加產(chǎn)量反而降低，考慮為對(duì)儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)不足選段分簇參數(shù)或壓裂參數(shù)設(shè)置導(dǎo)致，也可能該井控儲(chǔ)能力不夠所致。

3.2" 主應(yīng)力方向與產(chǎn)氣量關(guān)系

研究表明，壓裂裂縫走向?yàn)榈貙幼畲笾鲬?yīng)力方向，圖5顯示，在同等地層物性及壓裂施工條件下，當(dāng)?shù)貙幼畲笾鲬?yīng)力與水平井段夾角較小（近似平行）時(shí)，裂縫縫網(wǎng)寬度將會(huì)相應(yīng)變窄，射孔附近縫網(wǎng)變得更為復(fù)雜，單孔眼附近地層改造出現(xiàn)邊際效應(yīng)，儲(chǔ)層動(dòng)用體積變小產(chǎn)量降低；最大主應(yīng)力與水平段夾角為50～90°時(shí)，儲(chǔ)層改造體積增大，產(chǎn)氣效果較好。

3.3" 地層傾角與產(chǎn)氣量關(guān)系

取其中TS-XX井與SN-XX井為例，如圖6、圖7所示，兩者氣測(cè)曲線相近，前者水平段微微上翹，后者前半井段上翹后下傾。經(jīng)加砂壓裂改造后，前者平均每段產(chǎn)氣量達(dá)到6 632 m3/d，后者無產(chǎn)量。

4" 結(jié)論

1）水平井純煤層段進(jìn)尺與產(chǎn)氣量基本呈正相關(guān)，應(yīng)設(shè)計(jì)合理的水平段長(zhǎng)度并優(yōu)化鉆井工藝提高煤層鉆遇率。

2）水平段與最大主應(yīng)力方向成50～90°夾角壓后產(chǎn)氣效果較好，水平井布井應(yīng)充分考慮方位角的影響。

3）水平段在目的層軌跡呈上傾、近似水平的壓裂效果好，下傾或井眼軌跡不平滑不利于水平段積液排出，影響產(chǎn)量，鉆井設(shè)計(jì)階段綜合考慮方位角及上傾角合理設(shè)計(jì)井身結(jié)構(gòu)。

4）目前煤層氣水平井壓裂各區(qū)塊施工工藝和壓裂參數(shù)較為單一，后期可嘗試不同工藝，試驗(yàn)改造效果，如采用泵送橋塞分段大規(guī)模壓裂工藝；CO2或N2伴注壓裂提高采收率的實(shí)驗(yàn)。

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