延川南煤層氣田低效井原因分析與措施優(yōu)選

李 鑫，肖 翠，陳貞龍，金曉波

（中國石化華東油氣分公司勘探開發(fā)研究院，江蘇南京210019）

延川南煤層氣田是目前國內(nèi)商業(yè)開發(fā)最深的煤層氣田之一。氣田主力煤層埋深1 000～1 600 m，平均埋深1 290 m，埋深1 000 m 以上的井超過700口，占比74%。氣田屬于特低孔、特低滲儲(chǔ)層，孔隙度一般為3%～6%，滲透率普遍小于1×10-3μm2，開發(fā)難度極大[1]。延川南煤層氣田目前低產(chǎn)低效井較多，難以達(dá)到預(yù)期的開發(fā)效益水平。因此，明確氣井低產(chǎn)低效原因并制定相適應(yīng)的增產(chǎn)措施是當(dāng)務(wù)之急。

煤層氣增產(chǎn)技術(shù)方面的研究與應(yīng)用目前以國內(nèi)為主。張永民、郭智棟等[2-3]開展脈沖解堵技術(shù)提高煤層氣采收率的機(jī)理研究和現(xiàn)場實(shí)踐，取得了較好的效果；中國石油煤層氣公司在韓城區(qū)塊開展跨層壓裂、封堵堵水、酸化解堵、加大排采強(qiáng)度等針對(duì)性老井挖潛技術(shù)，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著[4]；林英松等[5]認(rèn)為在煤儲(chǔ)層中實(shí)施體積壓裂技術(shù)是可行的，并開展了適應(yīng)體積壓裂的煤儲(chǔ)層特性評(píng)價(jià)；李貴川等[6]利用煤層氣水平井注氮?dú)飧脑旒夹g(shù)，解除地層堵塞，達(dá)到了增產(chǎn)目的；淮北礦區(qū)探索碎軟煤層開發(fā)對(duì)策，形成了緊鄰碎軟煤層的頂板巖層水平井開發(fā)技術(shù)，為碎軟煤層的開發(fā)提供了一條新的技術(shù)途徑[7]，倪曉明、李勇等[8-9]開展低效井原因分析和治理體系的構(gòu)建，為煤層氣效益開發(fā)提供了新思路，但針對(duì)深層煤層氣田的低產(chǎn)低效尚缺乏系統(tǒng)的分析研究和有效的增產(chǎn)措施，通過開展地質(zhì)工程一體化研究，分析延川南煤層氣田的低產(chǎn)低效原因，提出相適應(yīng)的增產(chǎn)措施，現(xiàn)場應(yīng)用取得了較好的增產(chǎn)效果。

1 氣田概況

氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣晉西撓曲帶和陜北斜坡的結(jié)合部，形態(tài)為一簡單的單斜，地層走向北東，向西傾伏，傾角一般為5°左右，氣田發(fā)育斷層22條，平面分布在背斜構(gòu)造翼部和緩坡構(gòu)造上，走向多為北東向和北北東向，斷距小，延伸短（圖1）。2號(hào)煤層埋深650～1 350 m，東南部淺、西北部深，煤層厚度2.3～6.7 m，平均4.5 m，橫向分布穩(wěn)定且連續(xù)，煤層一般含1～2層夾矸，局部發(fā)育3層夾矸，夾矸總厚0～0.80 m，平均0.35 m，煤鏡質(zhì)體反射率變化為1.96%～3.22%，平均2.45%，整體處于貧煤、無煙煤階段，煤層煤體結(jié)構(gòu)主要為原生結(jié)構(gòu)—碎裂煤為主，孔隙度3%～6%，滲透率（0.01～0.99）×10-3μm2，屬于特低孔、特低滲儲(chǔ)層。含氣量6～20 m3/d，一般＞12 m3/d，淺部以及斷層附近含氣量＜12 m3/d，煤層頂?shù)装逡阅鄮r為主，封蓋能力強(qiáng)，水文地質(zhì)特征平面差異大，在氣田東部淺層為弱徑流區(qū)，受埋深和斷層封堵的作用，深部地層礦化度急劇升高，pH值降低，為滯留環(huán)境，局部斷層發(fā)育區(qū)為垂直滲流區(qū)，氣田平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。

圖1 延川南煤層氣田構(gòu)造Fig.1 Structure of South Yanchuan CBM Gas Field

2 低效原因分析

2.1 開發(fā)現(xiàn)狀

延川南煤層氣田總井?dāng)?shù)908口，開井?dāng)?shù)796口，平均單井日產(chǎn)氣1 020 m3。單井日產(chǎn)氣＜500 m3的低產(chǎn)低效井368口，占總開井?dāng)?shù)的46%。

2.2 低效原因分析

國內(nèi)外煤層氣開發(fā)實(shí)踐表明，煤層氣的資源基礎(chǔ)和采出條件是氣產(chǎn)量的主控因素。對(duì)于延川南深層煤層氣田，保存條件較好，含氣量較高，資源基礎(chǔ)落實(shí)，造成低產(chǎn)低效的原因主要在于采出條件。結(jié)合氣田實(shí)際分析[10-15]，氣田開發(fā)存在排采速度不合理導(dǎo)致煤儲(chǔ)層滲流通道堵塞，儲(chǔ)層改造不到位導(dǎo)致泄流面積小，低壓區(qū)地層能量不足導(dǎo)致煤層氣解吸受限三大問題。

2.2.1 排采速度不合理，滲流通道堵塞

煤儲(chǔ)層在排采過程中，易發(fā)生3種儲(chǔ)層敏感性效應(yīng)，即壓敏效應(yīng)、速敏效應(yīng)和賈敏效應(yīng)[16-18]，對(duì)氣井產(chǎn)能造成較大影響。當(dāng)排采速度過快，煤巖所受應(yīng)力變化過快導(dǎo)致脆性變形，同時(shí)煤基質(zhì)表面產(chǎn)生的細(xì)微煤粉易堵塞滲流通道，氣田煤巖樣品應(yīng)力敏感室內(nèi)實(shí)驗(yàn)顯示，壓力降至5 MPa時(shí)，滲透率損害率達(dá)到20%。

延川南煤層氣田主體區(qū)含氣量高，煤體結(jié)構(gòu)好，合理的排采制度是高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的保障，單向流生產(chǎn)階段流壓降幅以及見氣后上產(chǎn)速度直接影響氣井的產(chǎn)氣效果。根據(jù)氣田生產(chǎn)井見氣前壓降速度與日產(chǎn)氣量關(guān)系（圖2）可知，當(dāng)見氣前流壓日降幅度＞0.03 MPa時(shí)，日產(chǎn)氣量不超過1 600 m3，氣井在單向流階段壓降速度偏快容易造成裂縫閉合，同時(shí)，見氣后產(chǎn)量上升過快極易使煤粉產(chǎn)生和運(yùn)移，最終導(dǎo)致煤粉堵塞煤層滲流通道，對(duì)產(chǎn)氣效果造成極大影響。

圖2 見氣前流壓降幅與日產(chǎn)氣量關(guān)系Fig.2 Relation of flowing pressure drop and daily gas production before gas breakthrough

Y17井煤層埋深1 497.20～1 501.1 m，厚度3.9 m，含氣量12.5 m3/t，該井2012年3月26日啟抽，2012年10月13日解吸見氣，解吸壓力6.95 MPa，顯示出較好的產(chǎn)氣潛力。由于早期經(jīng)驗(yàn)不足，產(chǎn)氣初期產(chǎn)量上漲過快的情況下，沒有合理地控制排采速度，動(dòng)液面快速降至煤層頂板后日產(chǎn)氣量由高峰3 600 m3很快降至1 000 m3以下，直至完全不產(chǎn)氣，由于排采制度不合理，對(duì)儲(chǔ)層造成了不可逆的傷害（圖3）。

圖3 延川南Y17井排采生產(chǎn)曲線Fig.3 Drainage and production curves of well-Y17 in South Yanchuan

2.2.2 壓裂改造不到位，泄流面積小

壓裂改造效果決定了單井泄流面積[19]，延川南煤層氣田譚坪、萬寶山地質(zhì)特征差異大。氣田前期普遍采用常規(guī)水力加砂壓裂施工，壓裂施工規(guī)模和壓裂方式基本相同，單井注入液量600～800 m3為主，加砂量40～60 m3，施工排量一般6～8 m3，但是不同的地質(zhì)條件呈現(xiàn)出的壓裂特征不一致。

譚坪構(gòu)造帶埋深淺，地應(yīng)力偏低，天然裂縫發(fā)育，壓裂施工壓力低，壓裂液濾失嚴(yán)重，造成主裂縫縫長受限，生產(chǎn)特征表現(xiàn)為穩(wěn)產(chǎn)產(chǎn)量偏低，采出程度不足；而萬寶山構(gòu)造帶深部為高應(yīng)力特低滲儲(chǔ)層，原生裂隙不發(fā)育，壓裂特征顯示為破裂壓力高、施工壓力逐步上升、加砂困難，產(chǎn)生的人工裂縫短小狹窄，無法形成主裂縫，最終泄壓半徑小，壓降空間無法有效拓展，排采呈現(xiàn)出尖峰型產(chǎn)氣曲線，穩(wěn)產(chǎn)期短、產(chǎn)水量極低，產(chǎn)氣效果差，達(dá)不到預(yù)期效果（表1）。

通過工區(qū)煤礦井下觀測早期儲(chǔ)層壓裂改造特征發(fā)現(xiàn)，壓裂支撐劑充填于煤層裂隙之間，延伸不連續(xù)，支撐劑主要集中于井筒8 m范圍內(nèi)，縱向改造不均勻，主縫延伸＜30 m。氣田微地震監(jiān)測裂縫半長達(dá)到130～170 m，分析認(rèn)為該縫長反映的是液體壓力波及的距離，并不能真實(shí)反映壓裂有效支撐距離，由于液體的濾失作用以及高地應(yīng)力特征導(dǎo)致常規(guī)水力加砂壓裂改造支撐范圍有限，實(shí)際壓裂難以達(dá)到微地震監(jiān)測的裂縫半長，觀測結(jié)果也佐證了常規(guī)壓裂施工支撐效果的局限性。

2.2.3 深層低壓煤層氣解吸受限

圖4 典型壓裂施工曲線Fig.4 Typical fracturing curves

表1 壓裂改造不合理原因及特征分析Table1 Analysis on the unreasonable reasons and characteristics of fracture reconstruction

蘭氏體積反映了煤的最大吸附能力[20]，以等溫吸附實(shí)驗(yàn)為基礎(chǔ)，通過建立煤層氣解吸效率方程，推導(dǎo)出轉(zhuǎn)折壓力和敏感壓力，將見氣后階段定量劃分為3個(gè)階段：緩慢解吸、快速解吸和敏感解吸階段。根據(jù)萬寶山、譚坪不同的等溫吸附曲線特征以及解吸壓力特征分析（圖5），譚坪構(gòu)造帶壓力系數(shù)低，解吸壓力低，解吸點(diǎn)位于位于快速解吸階段，萬寶山構(gòu)造帶埋藏深度大，地層壓力系數(shù)高，解吸壓力高，解吸點(diǎn)位于緩慢解吸階段，因此，在解吸初期萬寶山深層煤層解吸效率低于譚坪構(gòu)造帶，但是萬寶山構(gòu)造帶后期解吸效率優(yōu)于譚坪。隨著壓力進(jìn)一步降低，萬寶山構(gòu)造帶煤層解吸效率逐步提高，在實(shí)際生產(chǎn)中表現(xiàn)為萬寶山構(gòu)造帶排采上產(chǎn)時(shí)間長，初期增產(chǎn)速度慢，但是隨著連續(xù)降壓達(dá)到敏感解吸階段后，萬寶山深部煤層氣增產(chǎn)速度明顯高于譚坪，后期上產(chǎn)空間大。

圖5 萬寶山/譚坪等溫吸附特征對(duì)比Fig.5 Comparison of isothermal adsorption characteristics between Manbaoshan and Tanping area

萬寶山北部為深層低壓區(qū)，其含氣量與南部含氣量基本相同，但其煤層埋深超過1 400 m，壓力梯度偏低，僅為0.43左右，低于萬寶山南部壓力梯度0.7～0.86。實(shí)際生產(chǎn)特征顯示，萬寶山北部與南部地區(qū)在井底流壓＞2.2 MPa時(shí)，即敏感解吸壓力之前，二者解吸速率基本一致。單井累產(chǎn)氣量約為60×104m3，當(dāng)壓力進(jìn)一步下降至2.2 MPa 以下時(shí)，萬寶山南部進(jìn)入敏感解吸階段，氣體解吸速率明顯增強(qiáng)，目前累產(chǎn)氣量將近200×104m3，而萬寶山北部生產(chǎn)井的敏感解吸特征不明顯，氣體解吸速率基本不變，目前累產(chǎn)氣量僅120×104m3左右（圖6），實(shí)際生產(chǎn)規(guī)律與等溫吸附曲線特征不一致。北區(qū)在地層壓力梯度偏低的影響下，地層能量不足，進(jìn)入敏感解吸階段后，煤層氣解吸困難。

3 增產(chǎn)措施

圖6 萬寶山北部單位壓降累產(chǎn)氣量曲線Fig.6 Gas production per unit pressure drop in the north of Wanbaoshan

針對(duì)不同地質(zhì)條件下的低效原因分析，圍繞解除堵塞、疏導(dǎo)促解吸、儲(chǔ)層體積壓裂重復(fù)改造的思路，制定相應(yīng)的增產(chǎn)措施。采用可控強(qiáng)脈沖解堵增透，治理主體區(qū)近井筒堵塞問題造成的低產(chǎn)井，采用注氮?dú)鈹_動(dòng)疏導(dǎo)促解吸治理深部低壓低產(chǎn)氣井；采用體積壓裂重復(fù)改造治理儲(chǔ)層前期改造不到位的問題，均取得了不同程度的增產(chǎn)效果。

3.1 可控強(qiáng)脈沖解堵

可控強(qiáng)脈沖以脈沖功率技術(shù)為基礎(chǔ)，利用水中高壓放電的脈沖大電流或金屬絲電爆炸，在局部范圍內(nèi)形成能量的快速沉積，產(chǎn)生等離子體，使放電通道劇烈膨脹擴(kuò)張，從而推動(dòng)水介質(zhì)形成沖擊波，達(dá)到撕裂煤層的目的，同時(shí)對(duì)于對(duì)長期生產(chǎn)的煤儲(chǔ)層可剝離滲流通道表面的附著煤粉，疏通滲流通道。試驗(yàn)結(jié)果表明，在一個(gè)區(qū)域通過多次重復(fù)作業(yè)加強(qiáng)增透效果，隨沖擊波作業(yè)次數(shù)的增加，煤層裂隙條數(shù)和長度不斷發(fā)展，裂隙連通性不斷增強(qiáng)，最終形成了裂隙網(wǎng)絡(luò)。

該措施具有作業(yè)周期短、成本相對(duì)低的優(yōu)勢，通過開展措施增產(chǎn)機(jī)理研究和適應(yīng)性分析，開展了3個(gè)階段先導(dǎo)試驗(yàn)：第一階段針對(duì)煤層氣富集區(qū)低產(chǎn)井開展先導(dǎo)試驗(yàn)，證實(shí)技術(shù)可行；第二階段開展工藝優(yōu)化試驗(yàn)，通過開展沖擊的強(qiáng)度和沖擊次數(shù)調(diào)整，確定沖擊強(qiáng)度采用增強(qiáng)型，單層沖擊次數(shù)為5次左右，是最經(jīng)濟(jì)有效的工藝技術(shù)方案；第三階段明確針對(duì)保存條件好，煤體結(jié)構(gòu)為原生—碎裂煤，儲(chǔ)層壓裂改造到位，后期排采導(dǎo)致的近井筒堵塞井，措施適應(yīng)性較好。2019年推廣實(shí)施24口井，增產(chǎn)20口，單井日增產(chǎn)氣105～4 069 m3，平均單井日增產(chǎn)氣約1 000 m3，日增產(chǎn)氣2.0×104m3，累計(jì)增產(chǎn)氣400×104m3（圖7）。

3.2 體積壓裂實(shí)現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向

圖7 沖擊波實(shí)施前后日產(chǎn)氣對(duì)比Fig.7 Comparison of daily gas production before and after shockwave implementation

原生裂隙發(fā)育區(qū)，液體濾失強(qiáng)，以及高應(yīng)力特低滲區(qū)初次壓裂施工壓力高，易砂堵，加砂困難，難形成有效的導(dǎo)流裂縫。針對(duì)此類井，通過加大壓裂規(guī)模、增大排量、提高加砂強(qiáng)度和注液強(qiáng)度，來實(shí)現(xiàn)多裂縫開啟、長距離延伸、增大支撐半徑的壓裂效果。為了觀察裂縫轉(zhuǎn)向的壓裂特征，氣田先導(dǎo)試驗(yàn)井Y25井連續(xù)壓裂煤層5次，壓裂特征顯示，該井第1次壓裂破裂壓力35 MPa，破壓明顯，延伸壓力平穩(wěn)下降至17 MPa，曲線特征顯示支撐劑沿著老縫充填，南北向鄰井出現(xiàn)施工響應(yīng)，液面回漲，意味著壓裂形成了溝通鄰井的長距離人工裂縫；第2次持續(xù)加砂充填老縫，壓裂施工壓力持續(xù)上漲，超過35 MPa，鄰井無響應(yīng)特征；第3次壓裂施工壓力突降至30 MPa 后平穩(wěn)下降，施工延伸壓力較第2次壓裂明顯降低，意味著這次壓裂開啟了新縫，第4～5次壓裂特征與第3次基本一致，支撐劑持續(xù)充填新縫。本次先導(dǎo)試驗(yàn)證實(shí)了體積壓裂通過與南北向鄰井溝通，多次壓裂形成裂縫轉(zhuǎn)向，區(qū)域支撐導(dǎo)流能力明顯提升，日產(chǎn)液達(dá)到8 m3，累產(chǎn)液2 800 m3，泄壓面積明顯擴(kuò)大，日產(chǎn)氣量由550 m3增長至5 000 m3，措施后生產(chǎn)390 d，產(chǎn)氣300 d，累計(jì)增產(chǎn)達(dá)97×104m3/d，目前穩(wěn)產(chǎn)生產(chǎn)，通過生產(chǎn)歷史擬合和產(chǎn)量預(yù)測，該井預(yù)計(jì)穩(wěn)產(chǎn)期超過2 a，EUR（Estimated Ultimate Recovery，估算最終采收量）達(dá)到600×104m3（圖8）。在先導(dǎo)試驗(yàn)的基礎(chǔ)上，2019年推廣實(shí)施10口井，綜合考慮先導(dǎo)試驗(yàn)效果和施工成本，壓裂次數(shù)以2～3次為主，目前排采時(shí)間128～196d，7口井日增產(chǎn)氣超過1000m3，措施效果顯現(xiàn)。

圖8 Y25井生產(chǎn)曲線Fig.8 Production curve of well-Y25

3.3 氮?dú)鈹_動(dòng)疏通促解吸

受儲(chǔ)層壓力相對(duì)較低、煤粉堵塞影響，氣田低壓區(qū)氣井在生產(chǎn)特征表現(xiàn)為早期高產(chǎn)，后期產(chǎn)氣產(chǎn)液同步下降，產(chǎn)量快速遞減。氮?dú)鈹_動(dòng)通過地面增壓系統(tǒng)實(shí)施小排量氮?dú)馔掏伦鳂I(yè)，提高煤層壓力，然后逐漸釋放壓力，當(dāng)壓力降到一定數(shù)值時(shí)，再進(jìn)行增壓，以此反復(fù)作業(yè)，打通由于煤粉堵塞的滲流通道，疏通導(dǎo)流通道，同時(shí)壓力擾動(dòng)作用降低遠(yuǎn)端煤層中甲烷的有效分壓，促進(jìn)煤層氣的解吸，持續(xù)向低濃度井眼方向流動(dòng)，當(dāng)煤層中的壓力達(dá)到平衡后，滲透性得到改善，煤層氣甲烷得到有效置換。該措施操作簡單、成本低、不需要井下作業(yè)。氣田2019年共實(shí)施21口井，全部見效，平均單井日增氣400 m3，措施成本低，產(chǎn)氣穩(wěn)定，有效率100%。從產(chǎn)氣的分析化驗(yàn)結(jié)果看，注氮?dú)夂螽a(chǎn)氣井的氣體組分甲烷含量達(dá)80%以上，置換效果顯著。

3.4 增產(chǎn)措施綜合評(píng)價(jià)

通過先導(dǎo)試驗(yàn)和應(yīng)用推廣，從技術(shù)適用范圍、儲(chǔ)層改造效果、氣井增產(chǎn)效果、技術(shù)成本等方面對(duì)3類增產(chǎn)措施進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)（表2）。認(rèn)為體積壓裂針對(duì)前期儲(chǔ)層改造不到位的低產(chǎn)井可以有效實(shí)現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，達(dá)到儲(chǔ)層體積改造的目的，增產(chǎn)效果顯著，技術(shù)適應(yīng)性強(qiáng)，是目前最為有效的增產(chǎn)手段?？煽貜?qiáng)脈沖解堵技術(shù)成本較低，作業(yè)時(shí)間短，區(qū)塊前期經(jīng)過多輪次試驗(yàn)明確了措施的適應(yīng)條件，對(duì)氣藏保存條件好、煤體結(jié)構(gòu)為原生—碎裂煤、儲(chǔ)層改造到位、有高產(chǎn)歷史、近井筒堵塞導(dǎo)致的低產(chǎn)井適應(yīng)性較好。但該技術(shù)對(duì)選井條件要求較高，氣田符合技術(shù)增產(chǎn)條件的井相對(duì)較少，而且技術(shù)成功與否受地質(zhì)、工程、排采綜合因素的影響大，成功率總體偏低。氮?dú)鈹_動(dòng)對(duì)低壓儲(chǔ)層，煤層氣解吸受限的低產(chǎn)井效果較好，該技術(shù)成本低，井口操作即可，不需要作業(yè)施工，應(yīng)用便捷，但是措施增產(chǎn)氣量相對(duì)有限。綜合以上，各類增產(chǎn)技術(shù)各有優(yōu)劣，均能不同程度提高單井產(chǎn)能，綜合評(píng)價(jià)體積壓裂是目前延川南煤層氣田最為有效的增產(chǎn)措施手段。

表2 延川南煤層氣田增產(chǎn)措施綜合評(píng)價(jià)Table2 Comprehensive evaluation of CBM stimulation measures in South Yanchuan

4 結(jié)論

1）隨著開發(fā)實(shí)踐的深入，對(duì)延川南煤層氣田低效井原因的認(rèn)識(shí)逐漸清晰，認(rèn)為排采制度不合理導(dǎo)致儲(chǔ)層滲流通道堵塞，儲(chǔ)層改造不到位導(dǎo)致泄流面積小，低壓區(qū)地層能量不足導(dǎo)致煤層氣解吸受限是造成延川南煤層氣田低產(chǎn)低效井的主要原因。

2）針對(duì)低產(chǎn)低效原因，提出相對(duì)應(yīng)的增產(chǎn)措施，結(jié)合現(xiàn)場應(yīng)用效果，認(rèn)為體積壓裂可以達(dá)到有效改善儲(chǔ)層物性的目的，單井日增產(chǎn)氣1 000～4 000 m3，增產(chǎn)效果顯著，是延川南煤層氣田目前最為有效的增產(chǎn)措施?？煽貜?qiáng)脈沖解堵成本較低，作業(yè)時(shí)間短，但是適用范圍有限，而且成功率受地質(zhì)、工程、排采等綜合因素的影響大。氮?dú)鈹_動(dòng)成本低，應(yīng)用便捷，但是措施增產(chǎn)氣量有限。