沁水盆地南部樊莊區(qū)塊煤層氣井增產(chǎn)措施與實踐

摘 要

摘要：沁水盆地南部煤層氣田樊莊區(qū)塊自規(guī)模投產(chǎn)以來一直受單井平均產(chǎn)氣量低的制約，難以規(guī)模上產(chǎn)，隨著開發(fā)實踐的不斷深入，逐步認識到該區(qū)塊氣井低產(chǎn)的原因及增產(chǎn)措施的重要性。為
摘要：沁水盆地南部煤層氣田樊莊區(qū)塊自規(guī)模投產(chǎn)以來一直受單井平均產(chǎn)氣量低的制約，難以規(guī)模上產(chǎn)，隨著開發(fā)實踐的不斷深入，逐步認識到該區(qū)塊氣井低產(chǎn)的原因及增產(chǎn)措施的重要性。為此，制訂了針對該區(qū)低產(chǎn)井的改造方案，詳細總結分析了解堵性二次壓裂在煤層氣開發(fā)中的運用效果。實踐表明：系列化的水力壓裂技術是該區(qū)較為有效的增產(chǎn)手段；電脈沖解堵、徑向水力噴射技術是新的嘗試、有利的補充技術，但其增產(chǎn)效果還有待進一步觀察。上述技術用于煤層氣井的增產(chǎn)，將加快該區(qū)煤層氣產(chǎn)能建設的步伐。
關鍵詞：沁水盆地南部；煤層氣井；增產(chǎn)措施；解堵；二次壓裂；水力噴射；電脈沖
1 煤層氣增產(chǎn)技術概況
1.1 各種井型及完井技術
    煤層氣井直井、叢式井為目前主要的井型，隨著開發(fā)實踐的不斷認識，在地質條件滿足的區(qū)域實施羽狀水平井[1]、U型井技術[2]可以數(shù)倍地提高煤層氣產(chǎn)量；套管射孔完井為主要的完井方式，洞穴井[3]、徑向水力側鉆[4]也逐步運用于煤層氣增產(chǎn)。
1.2 各種類型的壓裂技術
    水力壓裂作為煤層氣儲層改造常規(guī)技術，目前已形成了較為成熟的煤層氣壓裂體系，并針對不同的壓裂液、支撐劑、壓裂規(guī)模、壓裂工藝的探索試驗。在此工藝技術上，國內外煤層氣研究機構及企業(yè)進行了N2、C02、煙道氣等多種氣體驅替的增產(chǎn)試驗。
1.3 其他增產(chǎn)技術
    目前國內還在進行井網(wǎng)調整增產(chǎn)、高能氣體壓裂、高能電脈沖解堵技術等方面的論證與試驗。
2 樊莊區(qū)塊增產(chǎn)措施與實踐
2.1 煤層氣井水力壓裂解堵認識
    經(jīng)過分析研究認為，沁水盆地南部煤層氣田樊莊區(qū)塊地質條件好的區(qū)域內低產(chǎn)井主要包括兩大類：一類為儲層首次壓裂改造效果差導致低產(chǎn)井；另一類為煤儲層后期傷害。后一類表現(xiàn)為3種形式[5]：①排采過程中或作業(yè)過程中造成的煤粉顆粒堵塞；②煤層氣井解吸見氣初期，由于停抽時間較長或停抽比較頻繁，使井內液面上升，井底流壓波動而導致的地層氣鎖；③隨著氣體的解吸，煤層的基質收縮超過某值，在地應力作用下，可能導致煤基質的應力閉合。根據(jù)總結各類傷害井的生產(chǎn)表現(xiàn)形式(表1)，可以參考判斷低產(chǎn)井的類型。

2.1.1針對性壓裂改造措施
    根據(jù)首次壓裂改造參數(shù)和氣井生產(chǎn)歷史，判別低產(chǎn)類型，針對不同類型的低產(chǎn)井制訂相應解堵性二次壓裂施工工藝，達到解除傷害或者進一步改造儲層的目的。經(jīng)過反復論證及現(xiàn)場試驗得出了一套適合樊莊區(qū)塊煤層氣井的水力壓裂改造措施：①針對煤粉堵塞井，進行小規(guī)模的水力壓裂解除堵塞，采取活性水壓裂液，入井液量150～200m3，石英砂2m3，排量控制在2～4m3/min，砂比控制在2%～4%；②針對氣鎖井，進行中等規(guī)模的水力壓裂解氣鎖，采取活性水壓裂液，入井液量350～400m3，石英砂5m3，排量控制在4～5m3/min，砂比控制在2%～4%；③針對應力閉合井，進行大規(guī)模的水力壓裂解堵，采取活性水壓裂液，入井液量400～450m3，石英砂10m3，排量控制在6.5～8.0m3/min，砂比控制在12%～15%；④針對壓裂效果差井，進行二次重新壓裂技術，采取活性水壓裂液，入井液量500～550m3，石英砂40m3，排量控制在7～8m3/min，砂比控制在12%～20%。另外，判別為可能存在上述多種原因導致的低產(chǎn)井，需按照對應較大壓裂規(guī)模執(zhí)行。
2.1.2措施效果分析
    近兩年期間，在樊莊區(qū)塊共實施各類水力壓裂改造井80口，其中小規(guī)模解堵井38口，中等規(guī)模解堵井12口，大規(guī)模解堵井22口，二次重新壓裂井8口，日平均增加產(chǎn)氣量44032m3，單井日平均產(chǎn)氣量提高550m3以上，措施有效率達到78%(表2)。

2.1.2.1小規(guī)模解堵井實例分析
   FB20-2井于2007年4月10日完鉆，完鉆井深520m。2008年6月25日壓裂3#煤，壓裂井段457.3～462.7m，厚度5.4m，共注入活性水壓裂液446m3，石英砂40m3。2008年9月4日投產(chǎn)，排采98d解吸見氣，最高日產(chǎn)氣量達到2644m3，產(chǎn)氣高峰時日產(chǎn)水1.9m3，維持90d后產(chǎn)氣量迅速下降至813m3，水量1.4m3。判斷為粉煤灰堵塞地層通道，導致產(chǎn)量下降。2010年6月5日進行小規(guī)模壓裂解堵，措施后279d，產(chǎn)氣量增加至2200m3，截至目前已穩(wěn)產(chǎn)75d(圖1)，已累計增產(chǎn)氣15×104m3。

2.1.2.2 中規(guī)模解堵井實例分析
    FN5-24井于2006年11月12日完鉆，完鉆井深783m。2007年4月14日壓裂3#煤層，壓裂井段721.6～727.5m，厚度5.9m，共注入活性水壓裂液551m3，石英砂45m3。2007年12月9日投產(chǎn)，排采134d解吸見氣，最高日產(chǎn)氣量達到693m3，產(chǎn)氣高峰時日產(chǎn)水3.5m3，維持30d后日產(chǎn)氣量迅速下降至211m3，水量0.9m3。解吸初期套壓高，出現(xiàn)頻繁俜抽導致井底壓力波動，低產(chǎn)判斷為由于井底壓力反復波動導致地層氣鎖，導致套壓、產(chǎn)氣量迅速下降(圖2)。2010年4月6日進行中等規(guī)模壓裂解堵，措施后183d，產(chǎn)氣量增加至2683m3，截至目前已穩(wěn)產(chǎn)24d，累計增產(chǎn)氣40×104m3。

2.1.2.3 大規(guī)模解堵井實例分析
    FB9-8井于2006年8月2日完鉆，完鉆井深585m。2008年6月27日壓裂3#煤層，壓裂井段523.8～528.8 m，厚度5.0 m，共注入活性水壓裂液356m3，石英砂30m3。2008年11月7日投產(chǎn)，排采40d解吸見氣，最高日產(chǎn)氣量達到1746m3，產(chǎn)氣高峰時日產(chǎn)水0.8m3，維持138 d后日產(chǎn)氣量迅速下降至466m3，水量0.1m3。判斷為地層氣鎖及地層應力閉合雙重影響，導致產(chǎn)量下降(圖3)。2010年5月1日進行大規(guī)模壓裂解堵，措施后65d，產(chǎn)氣量增加至2400m3，截至目前已穩(wěn)產(chǎn)312d，累計增產(chǎn)氣約54×104m3。
 

2.1.2.4 二次壓裂改造實例分析
    FB18-3井于2007年5月12日完鉆，完鉆井深650m。2008年6月6日壓裂3#煤層，壓裂井段587.9～592.5m，厚度4.6m，共注入清潔壓裂液246m3，石英砂30m3。2008年6月21日投產(chǎn)，排采301d解吸見氣，最高日產(chǎn)氣量達到1226m3，產(chǎn)氣高峰時日產(chǎn)水16.2m3，維持30 d后產(chǎn)氣量迅速下降至87m3，水量11.5m3。判斷為首次壓裂效果差，導致見氣后套壓迅速下降，降壓范圍難以擴展(圖4)。2010年3月27日進行二次壓裂，措施后168d，產(chǎn)量增加至2632m3，目前已穩(wěn)產(chǎn)238d，累計增產(chǎn)氣59×104m3。
 

2.1.2.5 未見效井實例分析
    FB6-18井于2007年4月6日完鉆，完鉆井深763m。2007年7月10日壓裂3#煤層，壓裂井段702.8～707.5m，厚度4.7m，共注入活性水壓裂液460m3，石英砂40m3。2007年12月20日投產(chǎn)，排采127d解吸見氣，最高日產(chǎn)氣量達到1555m3，產(chǎn)氣高峰時日產(chǎn)水3.5m3，維持242d后日產(chǎn)氣量迅速下降至696m3，水量1.5m3。判斷為作業(yè)導致煤粉堵塞，或氣鎖，導致難以高產(chǎn)。2009年6月4日進行中等規(guī)模壓裂解堵，目前氣量700m3，日產(chǎn)水0.7m3。經(jīng)分析未見效的主要原因該井處于煤層斷層帶附近，煤體結構破碎，煤層堵塞后，難以用壓裂方法解開地層堵塞，只有采取連續(xù)排采，平穩(wěn)降壓的方法，進一步擴大解吸范圍，提高產(chǎn)氣量，隨著排采時間的增長，該井產(chǎn)量開始緩慢上升(圖5)。

2.1.3水力解堵壓裂技術初步結論
    通過不斷實踐，認為煤層氣水力壓裂解堵措施為目前較為有效的增產(chǎn)手段。而亦有部分井效果較差，綜合分析，水力解堵井未見效的主要原因有3類：①選井依據(jù)不足導致措施無效，例如含氣量推測不準，構造不落實而導致的誤選；②水力壓裂改造措施的局限性，對原有裂縫改造困難，有天然裂縫區(qū)難以形成有效裂縫，或壓裂注入大量水后，延長排水期導致短期內難以見效；③解堵后，排采管理要求高，排采管理不當會導致措施無效。
2.2 煤層氣井其他增產(chǎn)試驗
2.2.1電脈沖增產(chǎn)試驗
   煤層氣井通過下套管固井、射孔壓裂完井后投入生產(chǎn)，流體入井直接通道為射孔孔眼、井筒附近煤層壓裂破碎帶，由于煤層氣生產(chǎn)為低壓生產(chǎn)，與常規(guī)油氣相比，該區(qū)域更容易被粉煤灰、泥漿、頂?shù)装迥鄮r、作業(yè)帶來入井內的外來物質等填充堵塞，即近井地帶污染堵塞，堵塞后煤層氣產(chǎn)量會快速遞減。用水力壓裂的方法可以解除近井地帶堵塞，而水力壓裂具有施工規(guī)模大，成本高，實施時間長，見效周期較長等局限性。針對該類問題，2011年以來在樊莊區(qū)塊開展了運用高能電脈沖技術解除近井地帶污染增產(chǎn)試驗。其基本原理是運用高壓放電技術作用煤層氣井內液體，使其產(chǎn)生強大的沖擊波，在近井地帶產(chǎn)生的壓力脈沖將井筒附近的地層污染解開[6]。該措施具有作業(yè)周期短、成本相對低等優(yōu)勢，但也具有脈沖壓力波及范圍小、對選井條件判別要求高等局限性。
2.2.2徑向水力噴射試驗
    根據(jù)壓裂監(jiān)測與模擬結果，煤層氣井壓裂具有濾失量大、有效壓裂裂縫短、裂縫方向難以控制的特點[7]。而煤層氣高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的根本條件為降壓范圍、解吸范圍大，常規(guī)壓裂井由于有效裂縫短，導致排采后期解吸面積難以擴大。為增加人工裂縫長度、擴大解吸降壓范圍的目的，運用徑向水力噴射的方法，通過直井套管開窗、按既定方位順煤層近鉆孔[4]，可以擴展煤層氣井解吸滲流通道，大幅提高煤層氣產(chǎn)氣量。2011年在樊莊區(qū)塊開展徑向水力噴射增產(chǎn)試驗，選擇煤層穩(wěn)定連續(xù)區(qū)域，無斷層構造、地層發(fā)育平緩(傾角小于2°)的井區(qū)，針對3#煤層進行了2層不同方向鉆井100m的噴射鉆孔。目前現(xiàn)場鉆孔工作已經(jīng)結束，效果有待進一步觀察。
    煤層氣增產(chǎn)課題已經(jīng)成為氣田投產(chǎn)后規(guī)模增產(chǎn)、提高區(qū)塊整體采收率的重要課題。在樊莊區(qū)塊煤層氣井探索實踐中，深刻認識到針對不同的低產(chǎn)類型，需要制訂針對性增產(chǎn)措施，而目前煤層氣增產(chǎn)技術手段還遠不能滿足開發(fā)需求。
3 結論
    1) 隨著開發(fā)實踐的不斷深入，對低產(chǎn)井認識也逐漸深入。筆者總結了沁水盆地南部樊莊區(qū)塊地質條件好區(qū)域的低產(chǎn)井的類型，總結出運用針對性二次性水力壓裂解堵的方式進行低產(chǎn)井改造，實踐取得了較好的效果。認為煤層氣水力壓裂解堵為目前較為有效的增產(chǎn)手段。
    2) 鑒于水力壓裂自身存在的局限性，在樊莊區(qū)塊探索了電脈沖解堵、徑向水力噴射等增產(chǎn)措施，由于實施時間短，效果有待進一步觀察。
    3) 煤層氣增產(chǎn)課題貫穿于煤層氣開發(fā)的全過程，目前的增產(chǎn)技術遠不能滿足開發(fā)需求。
參考文獻
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(本文作者：張聰1 李夢溪1 王立龍1 石漢友2 王晶1 1.中國石油華北油田煤層氣勘探開發(fā)分公司；2.中國石油華北油田公司新能源部)