摘要：沁水煤層氣田的煤層氣開(kāi)發(fā)已初具規(guī)模，但部分煤層氣開(kāi)發(fā)井由于地質(zhì)、工程或排采因素的影響而產(chǎn)量低，亟需查明原因。為此，從地質(zhì)因素(構(gòu)造位置、陷落柱、斷層等)、工程因素(鉆完井及水力壓裂過(guò)程中儲(chǔ)層污染等)和排采因素(套壓控制、排液速度、停電停抽等)3個(gè)方面對(duì)煤層氣單井產(chǎn)氣量的影響進(jìn)行了詳細(xì)的分析，闡述了嵌套鉆井、短半徑水力噴射鉆井、小井眼側(cè)鉆、二次(重復(fù))水力壓裂等增產(chǎn)改造技術(shù)的特點(diǎn)及優(yōu)勢(shì)，并結(jié)合對(duì)煤層氣低產(chǎn)井原因的分析，給出了不同增產(chǎn)改造技術(shù)的適用特性。對(duì)煤層氣規(guī)模開(kāi)發(fā)過(guò)程中老井、低產(chǎn)井的后期改造提供了技術(shù)支撐。

關(guān)鍵詞：煤層氣；生產(chǎn)能力；增產(chǎn)；水力噴射；小井眼；側(cè)鉆；壓裂(巖石)

    我國(guó)煤層氣資源量豐富，但煤儲(chǔ)層普遍具備低壓、低滲、低孔“三低”特征，因而羽狀水平井及直井水力壓裂技術(shù)是目前我國(guó)煤層氣主要開(kāi)發(fā)技術(shù)^[1～9]。由于受地質(zhì)、工程或排采因素的影響，目前投入規(guī)模開(kāi)發(fā)的沁水盆地部分開(kāi)發(fā)直井和羽狀水平井單井產(chǎn)量低。因此對(duì)這部分低產(chǎn)井開(kāi)展低產(chǎn)原因分析及適用性增產(chǎn)改造技術(shù)研究以提高其單井產(chǎn)量和經(jīng)濟(jì)效益，勢(shì)在必行。

1.1.1 位于構(gòu)造低部位或下傾部位

   構(gòu)造位置對(duì)井的供液能力和產(chǎn)氣能力有較大影響，表現(xiàn)出較明顯的“氣、水差異流向”趨勢(shì)。

1.1.1.1 直井

   位于構(gòu)造高部位、大規(guī)模面積降壓區(qū)域中部的直井氣產(chǎn)量相對(duì)較高，位于構(gòu)造低部位及開(kāi)發(fā)區(qū)域邊緣的直井供液能力強(qiáng)，產(chǎn)水量大，單井產(chǎn)氣量低。以沁水盆地南部某區(qū)塊60口煤層氣排采井為例，處于構(gòu)造高部位的井產(chǎn)氣量大多在2000m³/d以上，少數(shù)井高達(dá)5000m³/d以上，產(chǎn)水量絕大部分都在1m³/d以下；而處于構(gòu)造低部位的井則大多產(chǎn)氣量低于1000m³/d，有的甚至不產(chǎn)氣，產(chǎn)水量則高達(dá)15m³/d以上。

1.1.1.2 羽狀水平井

    位于構(gòu)造上傾部位、主支末端上傾的羽狀水平井產(chǎn)量較高，單井產(chǎn)氣一般超過(guò)30000m³/d，部分井超過(guò)50000m³/d；主支末端水平或下傾幅度小于30m的井產(chǎn)量一般也在10000～20000m³/d；而位于構(gòu)造下傾部位或主支末端下傾幅度大于30m的羽狀水平井，排采過(guò)程中排水降壓困難，單井產(chǎn)氣一般在10000m³/d以下，有的甚至只有幾十至幾百立方米^[10]。

1.1.2 鄰近陷落柱或斷層，煤儲(chǔ)層條件差

    陷落柱和斷層等對(duì)煤儲(chǔ)層儲(chǔ)集和保存煤層氣的能力有很大影響。

    陷落柱由于地層交錯(cuò)破碎及地下水的交換，煤儲(chǔ)層保持條件差，所吸附的煤層氣發(fā)生解吸、釋放和逸散，含氣量低、飽和度低。

    斷層的存在使上下地層溝通起來(lái)，從而煤儲(chǔ)層保存條件差，煤層氣含氣飽和度低，煤層氣井排采過(guò)程中由于煤儲(chǔ)層與上下水層溝通產(chǎn)水量較大，產(chǎn)氣量很低。

    部分煤層氣開(kāi)發(fā)井，由于靠近陷落柱或斷層，排采過(guò)程中產(chǎn)水量較大，單井產(chǎn)量低，如沁南某開(kāi)發(fā)井井組(VW05井組)，由于靠近陷落柱，單井產(chǎn)氣只有140～800m³/d，遠(yuǎn)低于鄰區(qū)平均2500m³/d以上的單井產(chǎn)氣量^[10]。

1.2.1 鉆井工程因素

1.2.1.1 固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染損害

    鉆井、固井、完井液中的固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染和損害非常大。在鉆完井過(guò)程中一旦固相顆粒進(jìn)入煤儲(chǔ)層微孔隙微裂縫，堵塞其滲流通道，則煤儲(chǔ)層滲透率急劇下降，即使采用射孔壓裂等增產(chǎn)改造措施，其滲透率也無(wú)法完全恢復(fù)，部分煤層氣開(kāi)發(fā)井單井產(chǎn)量依然很低。對(duì)于煤層水平段采取裸眼完井的羽狀水平井，固相顆粒對(duì)煤儲(chǔ)層的污染損害對(duì)單井產(chǎn)量的影響尤為巨大。在早期試驗(yàn)的幾口羽狀水平井由于采用鉆井液進(jìn)行煤層段三開(kāi)鉆進(jìn)，致使井筒附近煤儲(chǔ)層受鉆井液污染，滲透率下降，排水降壓困難，單井產(chǎn)量低。

1.2.1.2 鉆遇斷層、天然裂縫等

    部分井在鉆井過(guò)程中由于鉆遇斷層、天然裂縫等，溝通鄰近水層，產(chǎn)水量大，降壓困難，單井產(chǎn)氣量低，如樊莊某羽狀水平井，由于鉆井過(guò)程中鉆遇斷層，煤層進(jìn)尺較少，排采過(guò)程中日產(chǎn)水量較高，大約10m³，日產(chǎn)氣量較低，僅200m^3[10～11]。

1.2.2 壓裂施工因素

1.2.2.1 壓裂液的影響

    早期開(kāi)展的煤層氣直井壓裂采用的壓裂液主要有活性水、清潔壓裂液、凍膠3大類。其中活性水壓裂液對(duì)煤儲(chǔ)層傷害最小、成本最低，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果也最佳。以沁南某地區(qū)60多口壓裂排采直井為例，活性水壓裂的40口井中，產(chǎn)氣量超過(guò)1000m³/d有25口，占62.5%，其中超過(guò)2000m³/d有12口，占30%；清潔壓裂液對(duì)煤儲(chǔ)層傷害雖然也較低，但對(duì)產(chǎn)水量低的煤層破膠難且成本高，目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果欠佳，所施工的21口井中只有2口井產(chǎn)氣量超過(guò)2000m³/d，僅占9.5%，產(chǎn)氣量超過(guò)1000m³/d也僅4口，絕大部分井產(chǎn)氣低于1000m³/d，有待后期進(jìn)一步改造；而凍膠壓裂液雖然攜砂能力強(qiáng)，但傷害較高，且多裂縫控制難，成本較高，目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用較少，現(xiàn)場(chǎng)施工2口井，其中1口井產(chǎn)氣超過(guò)2000m³/d，而另外1口則低于1000m³/d^[10～11]。

1.2.2.2 壓裂技術(shù)措施的影響

    前置液量、壓裂液排量及加砂量的合理設(shè)計(jì)是決定壓裂效果的3個(gè)關(guān)鍵因素。前置液量過(guò)少，在壓裂過(guò)程中過(guò)早耗盡，裂縫可能在寬度窄的裂縫區(qū)內(nèi)橋塞；前置液過(guò)多則泵注停止后，裂縫繼續(xù)延伸，在裂縫的端部附近遺留下較大的未支撐區(qū)，壓后裂縫內(nèi)的殘余塑性流動(dòng)使支撐劑被攜帶至端部，并最終形成較差的支撐劑分布。壓裂液排量過(guò)小，在同樣的儲(chǔ)層條件下濾失將較大，使造縫效率低下，容易誘發(fā)早期砂堵，但對(duì)縫高控制有利；反之，若壓裂液排量過(guò)大，縫高難以有效控制，且排量過(guò)大容易使井筒附近微裂縫開(kāi)啟，出現(xiàn)超壓，嚴(yán)重時(shí)導(dǎo)致壓裂失敗。加砂量過(guò)低，則壓裂后在近井筒處難以獲得理想的且具有較高導(dǎo)流能力的支撐剖面；加砂量過(guò)高則容易早期砂堵或中后期砂堵。早期水力壓裂的部分開(kāi)發(fā)井由于前置液量、壓裂液排量或加砂量選擇不合理而效果不佳，單井產(chǎn)氣量低于1000m³/d，有待進(jìn)一步增產(chǎn)改造^[11]。

1.2.2.3 壓裂裂縫連通斷層或附近含水層

    由于煤巖非均質(zhì)性強(qiáng)，微孔隙、微裂縫發(fā)育，且斷裂韌性比常規(guī)砂巖、泥巖低，在水力壓裂施工過(guò)程中裂縫擴(kuò)展不完全受地應(yīng)力方位控制，還受濾失高的主天然裂縫控制。部分井在壓裂施工過(guò)程中，煤層破碎明顯，隨著裂縫的延伸，壓穿了上下砂巖層或連通了斷層，從而溝通了鄰近水層(圖1)，在排采過(guò)程中產(chǎn)水量大，排水降壓困難，產(chǎn)氣量低或完全不產(chǎn)氣^[11]。

 

1.3.1 套壓控制不合理，工作制度調(diào)整頻繁

    套壓的合理有效控制是煤層氣排采過(guò)程中的一大關(guān)鍵。套壓過(guò)高會(huì)造成氣體大量涌入油管，混氣水?dāng)y帶煤粉能力大大增強(qiáng)，進(jìn)而容易造成井筒附近煤層滲流通道堵塞或卡泵；套壓過(guò)低則會(huì)造成套管環(huán)空氣體產(chǎn)出速度過(guò)快，形成井底壓力激動(dòng)，導(dǎo)致煤粉容易形成和產(chǎn)出，容易造成井筒附近煤層微孔隙微裂縫堵塞和卡泵等，煤儲(chǔ)層滲透率降低，單井產(chǎn)量低，水平井排采過(guò)程中井底壓力激動(dòng)過(guò)大時(shí)洞穴直井甚至容易發(fā)生煤層垮塌等事故。目前部分煤層氣井由于套壓控制不合理，工作制度調(diào)整太頻繁，造成液面震蕩次數(shù)過(guò)多，對(duì)煤層傷害很大，煤粉產(chǎn)出增多，導(dǎo)致檢泵次數(shù)增多，排采效率降低，煤層氣單井產(chǎn)量低^[11]。

1.3.2 排采速度過(guò)快

    排采速度的快慢也是影響煤層氣單井產(chǎn)量的決定性因素之一。排采速度快，液面下降快，煤層氣井見(jiàn)氣時(shí)間早，但由于煤儲(chǔ)層的塑性特征，降壓快煤巖壓敏效應(yīng)更容易發(fā)生，導(dǎo)致井筒附近煤儲(chǔ)層滲透率降低。而煤儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性具有明顯的不可逆性，即當(dāng)煤儲(chǔ)層有效應(yīng)力恢復(fù)以后，煤儲(chǔ)層滲透率無(wú)法恢復(fù)到原來(lái)的水平。此外，排采速度越快，井底流壓越低，壓力衰竭程度越高，單井產(chǎn)量下降幅度也越高。目前部分煤層氣井由于初期排水降壓速度過(guò)快，致使煤儲(chǔ)層壓力衰竭、滲透率降低而單井產(chǎn)量低，且現(xiàn)有排采工藝措施下下無(wú)法恢復(fù)和提高其產(chǎn)量，唯有開(kāi)展增產(chǎn)改造措施^[5]。

1.3.3 自然因素

   煤層氣井的排采必須堅(jiān)持“緩慢、長(zhǎng)期、持續(xù)、穩(wěn)定”的抽排原則。若長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽，會(huì)使井底氣液混相流體產(chǎn)生賈敏效應(yīng)，形成較大的氣泡，在微孔隙微裂隙中難以流動(dòng)，影響氣、水產(chǎn)量；同時(shí)由于停抽，流體中的煤粉容易沉積或吸附在井筒附近煤儲(chǔ)層微孔隙微裂隙表面，從而降低裂縫導(dǎo)流能力和儲(chǔ)層滲透率，進(jìn)而影響煤層氣的單井產(chǎn)量。目前部分煤層氣開(kāi)發(fā)井由于遭受雨雪、洪水和停電等自然因素的影響，致使長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽，恢復(fù)生產(chǎn)后單井產(chǎn)量下降明顯，且大部分井產(chǎn)量無(wú)法恢復(fù)^[11]。

   羽狀水平井、直井嵌套鉆井技術(shù)即在羽狀水平井控制面積范圍內(nèi)及其周圍鉆直井，利用羽狀水平井與直井相互間井間干擾，協(xié)同排水降壓開(kāi)采煤層氣。圖2顯示的是羽狀水平井排采5a和10a時(shí)井眼周圍壓力數(shù)值模擬結(jié)果。由圖可以看出，羽狀水平井主支及分支井眼周圍儲(chǔ)層排水降壓速度較快，而主支間、分支井眼間的儲(chǔ)層及控制面積外圍儲(chǔ)層壓降波及速度較慢，排采10a左右仍存在一定的降壓盲區(qū)。因此在羽狀水平井主支、分支間及控制面積外圍嵌套鉆直井，充分利用羽狀水平井面積排水降壓及羽狀水平井、直井相互井間干擾作用，可加快區(qū)域煤層氣降壓解吸，提高羽狀水平井與直井單井產(chǎn)量，縮短排采周期。開(kāi)發(fā)實(shí)踐也證明了這一點(diǎn)。采用羽狀水平井和直井嵌套鉆井開(kāi)發(fā)煤層氣，不僅羽狀井自身單井日產(chǎn)氣高，而且周邊直井單井日產(chǎn)氣量也明顯高于同地區(qū)其他直井。以沁水盆地南部羽狀井PHW01-1井為例，該井自2006年9月開(kāi)始排采以來(lái)累計(jì)產(chǎn)氣已達(dá)587.37×1O⁴m³，產(chǎn)氣量介于8000～10000m³/d，最高達(dá)20000m³/d，其周邊的12口開(kāi)發(fā)直井日產(chǎn)氣量有10口都在2000m³以上，其中有4口井日產(chǎn)氣量超過(guò)4000m^3[10～11]。

    因此，對(duì)于處于構(gòu)造下傾部位或處于構(gòu)造上傾部位但主支末端下傾(井眼高差超過(guò)30m)、排水降壓困難、單井產(chǎn)量低的羽狀水平井，在其控制面積范圍內(nèi)及周圍采用嵌套鉆井技術(shù)，通過(guò)鉆助排直井，利用直井輔助羽狀水平井排水降壓，可以提高羽狀水平井與開(kāi)發(fā)直井的單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)兩者互利雙贏。該技術(shù)在目前已鉆羽狀水平井低產(chǎn)井的后期改造中具有良好的應(yīng)用優(yōu)勢(shì)，在今后羽狀水平井布井方案設(shè)計(jì)中也具有良好的應(yīng)用前景。

    短半徑水力噴射鉆井技術(shù)，其特點(diǎn)是可以實(shí)現(xiàn)在0.12m直徑的立井井段中完成從垂直轉(zhuǎn)向水平，并可以沿不同方位對(duì)煤層鉆水平孔眼開(kāi)采煤層氣(圖3)。與常規(guī)直井水力壓裂相比，短半徑水力噴射鉆井具備定向效果好、穿透深度長(zhǎng)等一系列技術(shù)優(yōu)勢(shì)^[12～13]：①水力噴射可以沿井筒任意方位進(jìn)行，從而可根據(jù)煤儲(chǔ)層應(yīng)力分布情況，使水平孔眼最大限度地溝通煤層天然裂縫，提高裂縫的導(dǎo)流能力；②能根據(jù)需求在煤層中沿不同方位鉆出120m以上的長(zhǎng)直孔，從而可以增大井眼與煤儲(chǔ)層接觸面積，擴(kuò)大煤層氣井的降壓解吸范圍；③煤層鉆孔后，孔眼周圍煤儲(chǔ)層應(yīng)力降低，形成新的微裂紋，從而可以提高水平孔眼周圍煤儲(chǔ)層透率；④水平孔眼可采取分層布孔或螺旋布孔，通過(guò)優(yōu)化孔眼結(jié)構(gòu)、充分利用孔眼間相互干擾作用可加快區(qū)域煤層氣降壓解吸，提高煤層氣井單井產(chǎn)量。

    因此，對(duì)于近井地帶污染嚴(yán)重的低產(chǎn)井和因排采措施不當(dāng)或管理不當(dāng)而造成的低產(chǎn)井，采取短半徑水力噴射鉆井技術(shù)，通過(guò)分層或螺旋布孔，在垂直井筒徑向上鉆水平孔眼穿透近井污染帶(固相顆粒污染或煤粉堵塞)，創(chuàng)造新的滲流通道，可以提高或恢復(fù)煤層氣低產(chǎn)井單井產(chǎn)氣量。

    小井眼側(cè)鉆技術(shù)是利用老井井身對(duì)油氣藏開(kāi)發(fā)再挖潛，并充分利用老井原有采輸設(shè)備，使其生產(chǎn)潛力得以充分發(fā)揮的新技術(shù)新工藝。通過(guò)對(duì)老井、低產(chǎn)井采取小井眼側(cè)鉆技術(shù)，可以延長(zhǎng)其使用壽命，提高單井產(chǎn)量，還可以大幅度降低施工成本，縮短施工周期，提高綜合經(jīng)濟(jì)效益。目前該技術(shù)在油田老井、低產(chǎn)井改造中應(yīng)用比較成熟，并取得了良好的應(yīng)用效果^[14]。

    目前部分煤層氣開(kāi)發(fā)井在鉆井過(guò)程中由于煤儲(chǔ)層受鉆井液污染，井筒附近煤儲(chǔ)層微孔隙、微裂縫被鉆井液固相所充填堵塞，射孔壓裂后排采效果不佳，單井產(chǎn)量低；部分開(kāi)發(fā)井早期產(chǎn)氣量高，但后期排采過(guò)程中由于排采措施不當(dāng)，或遭受洪澇、停電等自然因素影響，

長(zhǎng)時(shí)間停泵停抽，恢復(fù)抽排后單井產(chǎn)氣量變低，且無(wú)法恢復(fù)。對(duì)于這部分低產(chǎn)井，采用小井眼側(cè)鉆直井復(fù)合完井或側(cè)鉆水平井技術(shù)，在側(cè)鉆直井煤層段采取裸眼洞穴或洞穴篩管完井，側(cè)鉆水平井采取裸眼或篩管完井^[8]，既可充分利用原有井場(chǎng)及井身結(jié)構(gòu)、套管柱等，大幅度降低鉆井成本，又在儲(chǔ)層中形成了新的井眼及滲流通道，可有效提高或恢復(fù)其單井產(chǎn)量。

    二次(重復(fù))水力壓裂改造技術(shù)即對(duì)已開(kāi)展過(guò)水力壓裂的老井、低產(chǎn)井進(jìn)行解堵性再壓裂的一種復(fù)合完井增產(chǎn)技術(shù)^[15]。該技術(shù)以活性水作為壓裂液，壓裂過(guò)程中采取小排量、低砂比壓裂模式，在沁水煤層氣田改造的十幾口井中取得了明顯的增產(chǎn)效果，單井日產(chǎn)氣量普遍提高了3～10倍。

    以HP-1井和HX-6井為例(如圖4、5所示)。HP-1井二次壓裂改造前套壓僅0.05MPa左右，產(chǎn)氣385m³/d，產(chǎn)水2.1m³/d，通過(guò)采取活性水二次壓裂(壓裂液液量134.4m³，排量3.5m³/min，加砂量2.4%)改造后，套壓上升到0.42MPa，產(chǎn)氣4062m³/d，產(chǎn)水0.8m³/d，單井日產(chǎn)氣提高了10倍。HX1-6井二次壓裂改造前套壓為0.04MPa左右，產(chǎn)氣775m³/d，產(chǎn)水5.3m³/d，通過(guò)采取活性水二次壓裂(壓裂液液量104.0m³，排量4.0m³/min，加砂量3.8%)改造后，套壓上升到0.30MPa，產(chǎn)氣2120m³/d，產(chǎn)水0.9m³/d，單井日產(chǎn)氣也提高了3倍^[10～11]。

    目前部分煤層氣開(kāi)發(fā)井由于在第一次水力壓裂過(guò)程中沒(méi)有形成長(zhǎng)、穩(wěn)裂縫或裂縫沒(méi)有得到有效支撐，在后期降壓排采過(guò)程中隨著煤儲(chǔ)層壓力降低，裂縫閉合，從而煤儲(chǔ)層滲透率下降，煤層氣單井產(chǎn)量急劇下降并最終維持在一個(gè)較低的產(chǎn)量(圖4中改造前曲線)；部分開(kāi)發(fā)井早期單井產(chǎn)量較高，但由于后期排采措施采取不當(dāng)或管理不當(dāng)，煤粉產(chǎn)出嚴(yán)重，致使井筒附近煤層微孔隙、微裂縫堵塞，從而煤層氣單井產(chǎn)氣量逐步降低且無(wú)法恢復(fù)(圖5中改造前曲線)。因此，對(duì)于這部分老井、低產(chǎn)井，采用二次(重復(fù))水力壓裂改造技術(shù)，可以有效地疏導(dǎo)第一壓裂所形成的裂縫系統(tǒng)，穿透近井污染或堵塞地帶，并在此基礎(chǔ)上形成新的裂縫系統(tǒng)，從而可以有效提高煤儲(chǔ)層滲透率和單井產(chǎn)量。

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(本文作者：張義¹ 鮮保安² 孫粉錦¹ 王一兵¹ 鮑清英¹ 1.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院廊坊分院；2.中國(guó)地質(zhì)大學(xué) 北京)