樊莊區塊煤層氣低產井治理實踐及認識

趙武鵬 劉昌平 李鵬鵬 袁延耿 霍洪濤 金德輝

(中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048203)

山西沁水盆地樊莊區塊是我國煤層氣勘探開發的重要基地。該區塊構造較簡單，煤層以東西向、北東向褶皺為主，地層傾角小于5°;斷層不發育，局部井區發育高角度小斷層。煤層埋深為400～850m，受構造抬升影響，整體呈現東部淺西部深，北部深南部淺。3號煤層厚度大、分布穩定，平均厚度6.0m。本區煤層以原生結構煤為主，煤巖變質程度高，煤層孔隙度低(0.3%)、滲透性差(小于0.5mD)。隨著排采持續進行，部分生產井產量明顯下降，同時還有部分單井一直呈現低產態勢，區塊產能未能得到有效釋放。針對這一問題，從地質構造和工程兩方面分析原因，并提出一些建議和措施。

1 煤層氣低產井原因分析

1.1 地質因素

(1)煤層構造條件差

通常來講，若煤儲層區域內發育張性正斷層，巖層發生相對位移，這就很容易形成煤層氣的散失通道，不利于煤層氣的保存；煤儲層發育陷落柱的區域一般都具有活躍的水動力條件和良好的地下水通道，陷落柱的存在不僅會破壞煤層的連續性，也會使鄰近水層與煤儲層連通，嚴重影響煤層的含氣性。由于早期地質認識存在偏差，有些排采井部署在張性正斷層或者陷落柱附近，含氣量低、吸附飽和度不高，導致排采過程中產水量較大，產氣量低。據不完全統計，樊莊區塊某區域中低產井中受地質構造條件差影響的井多達22口，其中16口井受到區域內發育的局部小斷層影響(距斷層距離小于50m)，6口井受到陷落柱影響。以A井為例，該井于2012年投產，由于鄰近斷層的緣故，導致煤儲層封蓋性不好，投產10多年以來累計產氣僅600m3，累計產水10.8×104m3，套壓0.03MPa。以B井為例，B井由于鄰近陷落柱，導致煤儲層不連續，儲層含氣量低，投產8年多，一直未見產氣，累計產水3×104m3。這就要求今后再部署排采井井位時要充分了解區域內單井的地質構造情況，避開斷裂作用強烈的區域。

(2)井距布置不合理

理論上在煤層氣開發過程中，隨著壓降范圍的擴大，最終可以達到協同降壓、井間干擾。由于初期基礎資料少，直井井網配置關系較差，井網設計多采用井距300m×300m的規則井網，實施時由于開發區內地表條件復雜，局部呈現出不規則狀井網，井距偏大，2010年以前投產的直井局部井距甚至大于600m以上。投入排采后，暴露出單井產氣量偏低，面積降壓困難等開發問題。以樊莊區塊南部為例，自2006年以來相繼投產500余口直井，由于受井距偏大影響，未能達到井網協同降壓，到了開發中后期，絕大多數單井都呈現出產量低、穩產難的問題，年產氣遞減率達到17%(圖1)。

圖1 樊莊區塊南部單井產氣遞減趨勢

1.2 工程施工

(1)下泵位置不合理

由于早期對大斜度井、水平井工藝的認識有限，追求更大的生產壓差來釋放單井產能，將泵的安裝位置都設計在穩斜斷(水平段)或者接近造斜點的位置附近。經過后期的排采實踐發現：部分井雖然短期內可以快速提高產量，但是也導致泵的故障率升高，檢泵周期縮短，影響排采時率。經過深入分析認為：①部分水平井穩斜段以及造斜點位置狗腿度較大，在這些大狗腿度位置下泵會使泵體彎曲程度增加，無形中使活塞驅動力增加，造成活塞間隙增大，泵漏失的概率增加，縮短檢泵周期，影響排水效率。②在高溫、高壓等因素影響下，煤儲層地應力和局部變化擠壓力會使部分水平井井下套管蠕變而發生塑性流動，使原來的井眼軌跡發生變形、彎曲，這也加劇了井下泵在大狗腿度位置的磨損程度，導致檢泵頻次增加，影響排采效率。以樊莊區塊南部為例，樊M平L井投產于2020年6月，正常產水量26m3/d，受下泵位置處于大狗腿度井段影響，頻繁出現活塞運移阻力增加，活塞與泵筒間隙過大，漏失嚴重，導致泵效下降的問題，日產氣量由4000m3降至1000m3。據不完全統計，樊莊區塊存在類似問題的水平井達到10口，嚴重影響區塊產能的釋放，急需治理。

(2)井型設計不合理

在地質構造條件、鉆完井工藝、排采管控相似的情況下，影響水平井單井產量的關鍵因素是分支產狀。以樊莊區塊P井組和Q井組為例，兩個井組地質構造條件相似，分支展布相似，分支下傾井的產量明顯低于分支上傾井的產量。分析認為，當分支產狀下傾時，各分支的水不容易流向洞穴井，直接影響排水降壓效率，造成水平分支控制區域難以形成有效的降壓面積，影響解吸氣量，致使水平井產氣效果不理想。據了解，樊莊區塊南部共有煤層氣多分支水平井29口，其中分支下傾井12口，直接影響排水降壓效率，導致產能無法完全釋放，區塊儲量動用程度有限。

2 增產對策及實踐

2.1 對高產水井實施堵水工藝

堵水工藝就是向井中注入堵劑以阻止或減少氣井出水，在油田開發中后期，經常采用堵水工藝來解決油氣井高產水難降液的問題。堵水的重點在于怎么去找到出水的具體位置，如何選擇出匹配程度高的堵劑。研究人員借鑒堵水工藝在油田領域應用的實踐經驗，引入堵水工藝，嘗試解決高產水煤層氣井低產的難題。

樊71平H是樊莊區塊于2017年投產的水平井，近5年來，累計產水5.1×104m3，平均日產水27.8m3，套壓0.013MPa，流壓2.89MPa，目標儲層壓力難以下降，單井累計產氣量僅為0.1×104m3。經過對該井地質構造條件以及壓裂改造等資料的研究，認為該井在599m處遇到小斷層或小型陷落柱，聯通頂底板灰巖含水層，不斷向井底補給水源，導致單井產水量大，未能實現對目標儲層有效降壓，抑制產能的釋放。研究人員通過對該井鉆井、錄井及測井資料進行系統分析，成功確定了井下產水的出水通道；通過對化學堵劑、纖維堵劑等堵劑的優點、缺點進行綜合考量，選用成本較低、強度大、耐髙溫的水泥作為堵劑。在水和水泥混合而成的水泥漿中添加緩凝劑、減阻劑、懸浮劑等輔劑來改善堵劑的性能，實現更好的封堵效果。2021年4月份，在樊71平H井場實施堵水工藝試驗，經過近1年的跟蹤觀察，單井日產水量由27.8m3降至3m3，目標儲層壓力穩步下降，日產氣量由100m3提升至1500m3。研究人員于今年年初又優選出15口高產水井，進行推廣試驗，實現對高產水井出水通道進行有效封堵，提高單井產量，目前施工效果正在跟蹤評價中。

2.2 部署多分支水平井，促進形成井間干擾

煤層氣井形成井間干擾的必要條件為：①較完善的井網和合理的井距；②井間存在可連通的裂隙系統，包含煤巖自身的滲流通道，天然裂隙系統和人工改造的滲流通道；③對煤儲層排水降壓。

以樊莊區塊樊X井區為例，該井區下轄X1、X2、X3、X4、X5、X6等6口低產井，技術人員通過對該井區低產井的地質條件和生產數據進行深入對比、分析，發現：該井區地質條件比較優越，構造簡單平緩、含氣量較高；經過多年開發，該井區低產井平均井底流壓1.0MPa，平均套壓0.02MPa，平均日產氣100m3，平均日產水0.3m3，增產潛力巨大。技術人員最終確定在該井區內部署干擾井，促進形成井間干擾。由于多分支水平井相對于垂直井具有導流能力高、解吸面積大、單井產量高、采氣時間短、占地面積少等明顯優勢。所以，最終采用多分支水平井作為實驗干擾井的井型。樊XPS作為樊X井區干擾井于2021年6月投產，經過近1年多排采平穩降壓，階梯式小幅度調氣，目前該井套壓1.5MPa，井底流壓1.6MPa，日產氣6000m3，日產水2m3，氣量呈快速上升趨勢，同時處于該井區的6口低產鄰井日產氣量均有所增加。分析認為：在樊X井區部署干擾多分支水平井后，有效縮小了單井的間距，使得井距更加合理；排采過程中排水壓降與流體產出后，壓力能波及至距離井筒較遠的地方，井間壓力產生相互關系，形成井間干擾；另外通過科學管控，使得地層壓力平穩降低，壓裂縫網得到保護，避免了由于煤層應力狀態突變導致裂縫過早閉合。

2.3 在煤層氣水平井下傾分支末端部署助排直井

煤層氣降壓的主要動力為儲層壓力差，在地層傾角大的煤層中，單井控制面積內低部位降壓程度要明顯低于高部位。若低部位井持續排水，則會對高部位相鄰井形成助排降壓的作用。FZP04-H井為樊莊區塊一口多分支水平井，其分支剖面走向為下傾，產氣量效果較差，排采3年來累計產氣量僅為1000m3，分析認為分支末端剖面走向為下傾，難以形成有效降壓。2020年，為達到協同降壓的效果，在其水平分支末端構造下傾部位部署2口直井(4-H1、4-H2)，協助FZP04-H井排水降壓。經過近半年的跟蹤評價，該多分支水平井日產氣量上升4000m3，兩口助排直井平均日產氣量3500m3，協同降壓效果明顯。截止目前，已在3口低產水平井分支末端實施助排直井5口，井均日增氣2000m3。接著計劃再進行井位優選，在水平井下傾分支末端部署助排直井，實現助排直井壓裂裂縫與相鄰多分支水平井實現協同降壓，提高井組開發水平。

2.4 上提泵筒至狗腿度小的位置

針對部分水平井由于將泵下放至狗腿度較大的位置，從而使泵體彎曲程度高，造成活塞間隙增大，泵漏失的概率增加，影響排水效率的問題，研究人員對下泵位置進行適當的上提，將其從狗腿度大的位置提升至狗腿度較小的位置，減小活塞與泵筒的間隙，提高排水效率。通過對樊M平L井的下泵位置優化，將下泵位置上提至狗腿度小的位置(表1)，目前日產水由18m3增加至28m3，日產氣量由4000m3提升至7000m3。研究人員在這一基礎上又將剩余的10口典型井實施了優化下泵位置的施工，產水量明顯增加，產氣量也大幅提高。

表1 樊M平L井下泵位置優化對比

3 結論與認識

(1)選用成本較低、強度大，耐髙溫的水泥作為堵劑，在水和水泥混合而成的水泥漿中添加緩凝劑、減阻劑、懸浮劑等輔劑來改善堵劑的性能，實現對高產水井出水通道進行有效封堵，降低目標儲層壓力，提高單井產量，這給位于斷層、陷落柱等高滲流通道附近的低產井增產提供了一個全新的思路，有一定的借鑒和指導作用。

(2)在低產井區部署水平井不僅可以縮小井距，也可以實現分支井眼與直井壓裂裂縫的相互交錯串接，使煤層裂隙間暢通，很大程度上提高裂隙的導流能力，實現水平井和直井井間達到井間干擾，實現耦合降壓，提髙單井產氣量，提高區域的儲量動用程度。

(3)在煤層氣水平井下傾分支末端部署助排直井協同降壓，區域盤活，可以實現井組產量的提升，是目前較為成熟的水平井增產改造技術，具有較好的示范推廣作用。

(4)對部分低產水平井下泵位置進行優化，將其從狗腿度高的位置調整至狗腿度低的位置，減小泵筒彎曲程度和活塞與泵筒的間隙，提高了排水效率，促進井下流壓穩步下降，使得井下產能得以進一步釋放。