李夢溪 王立龍 胡秋嘉 劉春春 崔新瑞

(華北油田山西煤層氣分公司，山西 048000)

樊莊區(qū)塊位于沁水盆地東南部，于2006年開始煤層氣商業(yè)化開發(fā)，主采煤層為山西組3號(hào)煤層，開發(fā)區(qū)主要包括樊莊、成莊、鄭村三個(gè)井區(qū)，開發(fā)井型為直井、叢式井、多分支水平井。區(qū)塊內(nèi)早期投產(chǎn)的煤層氣井生產(chǎn)時(shí)間已接近6年，截至到目前累計(jì)投產(chǎn)煤層氣井753口，合計(jì)建產(chǎn)能8億m3，日產(chǎn)氣量150萬m3，其中直井單井平均日產(chǎn)氣量1640m3，水平井單井平均日產(chǎn)氣量6700m3。本文通過對(duì)753口煤層氣井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)進(jìn)行分析研究，對(duì)其生產(chǎn)特征有了一定認(rèn)識(shí)，總結(jié)出一些開發(fā)特點(diǎn)和規(guī)律。并以此為基礎(chǔ)，提出了針對(duì)不同排采階段的控制方法及針對(duì)不同產(chǎn)量井的現(xiàn)場管理辦法。

1 樊莊區(qū)塊地質(zhì)特征

樊莊區(qū)塊位于沁水盆地馬蹄形斜坡帶的東南緣，區(qū)內(nèi)地層寬闊平緩，總體向西傾斜，地層傾角一般為2～7°，以發(fā)育小斷距正斷層和低緩平行褶皺為主，褶皺展布方向以北北東向和近南北向?yàn)橹?。區(qū)內(nèi)地層由老至新包括奧陶系中統(tǒng)峰峰組、石炭系中統(tǒng)本溪組、石炭系上統(tǒng)太原組、二疊系下統(tǒng)山西組、下石盒子組、二疊系中統(tǒng)上石盒子組、石千峰組、新生界第四系。其主力煤層為山西組3號(hào)煤層和太原組15號(hào)煤層。其中3號(hào)煤層埋深介于400～800m之間，厚度介于5～8m之間，分布穩(wěn)定，總體為由南西向北東逐漸增厚的趨勢。3號(hào)煤含氣量介于7～32m3/t之間，一般大于20m3/t。含氣量變化主要受構(gòu)造及水動(dòng)力條件控制明顯，斷層、陷落柱和甲烷風(fēng)化帶附近煤層含氣量顯著降低。3號(hào)煤屬低孔低滲儲(chǔ)層，孔隙裂隙以微孔為主，孔隙度一般2.90%～7.09%;次生割理發(fā)育，割理寬約l微米;滲透率總體呈現(xiàn)出隨煤層埋藏深度增加而降低的趨勢。3號(hào)煤層的滲透率一般小于1mD。煤儲(chǔ)層為欠壓－常壓儲(chǔ)層，總體上具有低壓、低滲、含氣量高、非均質(zhì)性強(qiáng)的特征。

2 樊莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)特點(diǎn)

2.1 高階煤的煤巖特征決定了煤層氣井需長時(shí)間降壓才能解吸產(chǎn)氣

煤層氣主要以吸附狀態(tài)賦存于煤儲(chǔ)層之中，其產(chǎn)出是一個(gè)復(fù)雜的“排水-降壓-解吸-擴(kuò)散-滲流”的過程。實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，隨著煤階的增高，解吸時(shí)間有增大的趨勢，其中以高階煤煤巖吸附時(shí)間跨度最大，其受沉積環(huán)境、煤巖組分、煤階、煤巖結(jié)構(gòu)等諸多地質(zhì)因素影響。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示樊莊區(qū)塊煤層氣井受地質(zhì)條件、開發(fā)工藝不同的影響，其解吸見氣的時(shí)間存在一定的差異，但總體上均需較長時(shí)間。其中直井純排水時(shí)間一般為1～9個(gè)月，平均為103天 (見圖1)，解吸見氣后6個(gè)月至1.5年后達(dá)到穩(wěn)產(chǎn);水平井純排水時(shí)間一般為2～3個(gè)月，平均為71天，解吸見氣后6個(gè)月至1年后達(dá)到穩(wěn)產(chǎn) (見圖2)。個(gè)別井受斷層影響，產(chǎn)水量大，降壓困難，純排水時(shí)間較長，到達(dá)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較晚。

圖1 樊莊區(qū)塊直井見氣時(shí)間統(tǒng)計(jì)

圖2 樊莊區(qū)塊水平井見氣時(shí)間統(tǒng)計(jì)

2.2 直井開發(fā)需大型壓裂改造

高階煤煤儲(chǔ)層是割理、孔隙型儲(chǔ)層，具有低孔低滲特征。沁水盆地南部高階煤壓汞實(shí)測3號(hào)煤孔隙度一般為2.90%～7.09%，平均3.345%，以微孔－小孔為主，吸附性強(qiáng)，但連通性差。取心煤樣裂隙觀測顯示，區(qū)內(nèi)煤巖裂隙發(fā)育，且面割理較端割理發(fā)育，面割理密度25－47條/10cm，但大部分被粘土礦物與碳酸鹽巖礦物充填。因此，高階煤孔裂隙結(jié)構(gòu)特點(diǎn)決定高階煤煤儲(chǔ)層為低孔低滲儲(chǔ)層，其滲透性一般小于1mD。開發(fā)過程中若采用洞穴、射孔等完井方式煤層氣直井一般沒有自然產(chǎn)能，必須通過大型壓裂改造。通過幾年的壓裂實(shí)踐表明，實(shí)施大液量、變排量、中高砂比的活性水壓裂，煤層氣直井產(chǎn)氣效果相對(duì)較好，從2006年到2011年，隨壓裂施工參數(shù)的優(yōu)化，單井平均日產(chǎn)氣量從1009m3上升為1517m3(見表1)。

2.3 產(chǎn)氣量差異大，平面分布規(guī)律性不明顯

樊莊區(qū)塊煤層非均質(zhì)性較強(qiáng)，在生產(chǎn)上表現(xiàn)為井間氣產(chǎn)量差異性大。高產(chǎn)氣井、低產(chǎn)氣井平面分布規(guī)律性差 (見圖3)，排采1年以上直井最大日產(chǎn)氣量達(dá)1.6萬m3，最小日產(chǎn)氣量僅100～200m3，甚至不產(chǎn)氣。分析原因主要與四方面因素有關(guān)。一是與含氣量高低有關(guān)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示，直井日產(chǎn)氣量2000m3以上井，噸煤含氣量一般大于18m3/t，日產(chǎn)氣量500～1500m3井，噸煤含氣量一般在12～18m3，日產(chǎn)氣量小于500m3井，噸煤含氣量一般小于12m3/t;二是與其所處構(gòu)造位置有關(guān)。開發(fā)區(qū)內(nèi)地質(zhì)構(gòu)造 (小構(gòu)造)對(duì)煤層氣富集高產(chǎn)具有控制性影響，構(gòu)造翼部及相對(duì)高部位是高產(chǎn)有利區(qū)域，背斜軸部產(chǎn)氣效果差，斷層附近普遍水大、氣少;三是與儲(chǔ)層改造效果好壞有關(guān)。隨著壓裂工藝技術(shù)的不成熟，改造效果逐漸提高，直井單井產(chǎn)量逐步上升;四是與排采控制有關(guān)。煤儲(chǔ)層為低壓、低滲儲(chǔ)層，敏感性強(qiáng)，如排采控制不當(dāng)、可導(dǎo)致煤粉堵塞人工裂縫，或儲(chǔ)層產(chǎn)生壓敏或速敏效應(yīng)，滲透率不可恢復(fù)性下降，氣井低產(chǎn)。

表1 樊莊區(qū)塊直井儲(chǔ)層改造參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

圖3 樊莊井區(qū)產(chǎn)量柱狀圖

2.4 單井產(chǎn)水量差異大，對(duì)排采設(shè)備要求高

受開發(fā)層系、構(gòu)造位置、生產(chǎn)階段的不同，樊莊區(qū)塊煤層氣井產(chǎn)水量在平面上差異較大。一是本區(qū)主力3號(hào)煤層和15號(hào)煤層之間產(chǎn)水量差異大。3號(hào)煤層主要含水巖層為二疊系下石盒子組、山西組碎屑巖類裂隙水，屬弱富水性，單井普遍產(chǎn)水量低，平均日產(chǎn)水4.5m3;15號(hào)煤層主要為含水性較大的奧陶系碳酸鹽巖巖溶水含水層，單井產(chǎn)水量相對(duì)較高，平均32.5m3;二是不同構(gòu)造位置，產(chǎn)水差異大。斷層附近產(chǎn)水量最大，日產(chǎn)水量最大可達(dá)100m3左右，褶皺向斜部位較背斜部位產(chǎn)水量大;三是不同井型、不同排采階段產(chǎn)水量差異大。直井解吸前日產(chǎn)水一般5.0～7.0m3，產(chǎn)氣后日產(chǎn)水一般0.1～3.0m3;水平井解吸前日產(chǎn)水一般10.0～15.0m3，產(chǎn)氣后日產(chǎn)水一般5.0～8.0m3。因此排采設(shè)備必須要有從低排量到高排量較大范圍內(nèi)的排水能力，同時(shí)要有一定的防煤灰、防氣體影響的能力，且連續(xù)、可控。

2.5 井口壓力低，對(duì)地面集輸系統(tǒng)要求高

從煤巖等溫吸附曲線可以看出，隨著壓力的逐漸降低，甲烷解吸量逐漸增大。因此在生產(chǎn)過程中為最大限度提高單井產(chǎn)量，必須將井底壓力降至最低。樊莊區(qū)塊于2006年開始規(guī)模投產(chǎn)，通過長時(shí)間的排水產(chǎn)氣，目前多數(shù)井呈現(xiàn)出低套壓產(chǎn)氣的現(xiàn)象，單井平均套壓0.14MPa，與集輸系統(tǒng)回壓相近。生產(chǎn)中表現(xiàn)為隨系統(tǒng)壓力的升高產(chǎn)氣量下降，井口壓力越低的井影響越大。以樊莊某一試驗(yàn)井區(qū)為例，試驗(yàn)區(qū)井?dāng)?shù)95口，其中套壓小于0.15MPa井70口，套壓0.15～0.2MPa井25口，當(dāng)系統(tǒng)壓力由0.09MPa上升到0.11MPa時(shí)，氣量分別降低11%和4%(見圖4)。

圖4 系統(tǒng)壓力對(duì)不同套壓井影響圖

2.6 煤粉產(chǎn)出量大，對(duì)生產(chǎn)過程影響大

直井壓裂、水平井鉆井、作業(yè)施工及排采過程中應(yīng)力變化，均可造成煤粉的產(chǎn)出。雖然有利于疏通地層，提高滲透率，但由于目前煤層氣井的抽采設(shè)備主要沿用常規(guī)油氣的設(shè)備，煤粉適應(yīng)能力較差。這些煤粉隨水進(jìn)入泵筒，與上下凡爾球發(fā)生摩擦，長時(shí)間作用下，導(dǎo)致凡爾失效，泵效降低，產(chǎn)出水減少，嚴(yán)重時(shí)出現(xiàn)煤灰卡泵、氣鎖等問題，影響排采工作的連續(xù)性。同時(shí)產(chǎn)出的煤層氣中也含有大量的粉煤灰，顆粒極其細(xì)微、不易分離，易加快壓縮機(jī)磨損速率，造成集輸系統(tǒng)運(yùn)行不穩(wěn)定，增加運(yùn)行成本。

2.7 井底流壓變化對(duì)產(chǎn)氣量影響大

實(shí)驗(yàn)表明煤層巖心對(duì)應(yīng)力相當(dāng)敏感，隨著有效圍壓的升高，滲透率明顯下降。尤其是開始階段下降較快，隨后 (有效圍壓4～5MPa以后)變化相對(duì)較慢。因此井底流壓是煤層氣井排采控制的核心參數(shù)。當(dāng)井底壓力出現(xiàn)波動(dòng)時(shí)，單井產(chǎn)氣量隨即發(fā)生變化。如樊莊區(qū)塊的X號(hào)水平井，于2008年1月投產(chǎn)，投產(chǎn)后一年達(dá)到穩(wěn)定日產(chǎn)氣量50000m3，2009年5月受停電影響，井底流壓出現(xiàn)波動(dòng)，從0.4MPa回升至0.6MPa，產(chǎn)氣量從50000m3快速下降至20000m3，待流壓恢復(fù)至0.4MPa后，產(chǎn)量也隨即恢復(fù)至50000m3。

但當(dāng)井底壓力出現(xiàn)突變時(shí)，煤層基巖發(fā)生應(yīng)力敏感，基巖滲透率急劇降低，裂隙、割理閉合，井眼周圍煤儲(chǔ)層將形成一個(gè)封閉圈，阻礙壓力在煤層的傳播，導(dǎo)致壓降面積難以形成。因此排采過程中如何保證井底流壓連續(xù)、漸變、穩(wěn)定是避免儲(chǔ)層傷害的重要手段。

2.8 穩(wěn)產(chǎn)期長，目前未見遞減跡象

樊莊區(qū)塊煤儲(chǔ)層滲透率低，煤層氣賦存狀態(tài)以吸附態(tài)為主。生產(chǎn)中表現(xiàn)為單井生產(chǎn)周期長，即隨著排水時(shí)間的延長，壓降面積逐漸形成，產(chǎn)氣量緩慢增加。如2006年底投產(chǎn)的第一批排采井，目前依然在穩(wěn)定生產(chǎn)，還未出現(xiàn)產(chǎn)量遞減現(xiàn)象 (圖5)。且部分含氣量較高、井網(wǎng)完善的井，通過長期的持續(xù)排水降壓，產(chǎn)量呈現(xiàn)上升趨勢，目前該類井共計(jì)75口，占開井?dāng)?shù)的18.6%，2010年底與2011年底對(duì)比，日產(chǎn)氣量由11.5萬m3上升到14.6萬m3。

圖5 樊莊第一批直井綜合生產(chǎn)曲線

2.9 產(chǎn)量構(gòu)成以老井為主，新井、措施產(chǎn)量比例低

樊莊區(qū)塊從2006年投入規(guī)模開發(fā)，2010年產(chǎn)能基本建設(shè)完成。其中2009年新井、措施井產(chǎn)量占當(dāng)年總產(chǎn)量的2.91%，2010年新井、措施井產(chǎn)量占當(dāng)年總產(chǎn)量的12.58%，2011年新井、措施井產(chǎn)量占當(dāng)年總產(chǎn)量的6.99%(表2)，總體表現(xiàn)為產(chǎn)量構(gòu)成以老井為主，新井、措施產(chǎn)量比例低。分析原因主要受兩方面因素影響。一是煤層氣“排水-降壓-解吸-擴(kuò)散-滲流”的產(chǎn)氣機(jī)理決定了地面開發(fā)是一個(gè)長期的過程。統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示樊莊區(qū)塊直井純排水平均為103天，解吸見氣后6個(gè)月至1.5年后達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)，水平井純排水時(shí)間平均為71天，解吸見氣后6個(gè)月至1年后達(dá)到穩(wěn)產(chǎn)。因此新井對(duì)當(dāng)年產(chǎn)量貢獻(xiàn)值小;二是措施單一，增產(chǎn)量小。目前較為成熟的解堵性二次壓裂，成功率為75%，措施后單井平均純?cè)隽?00m3/d。

表2 樊莊區(qū)塊2009～2011年產(chǎn)量構(gòu)成表 單位:萬m3

3 煤層氣項(xiàng)目管理辦法

通過六年的開發(fā)實(shí)踐，華北油田不斷總結(jié)經(jīng)驗(yàn)教訓(xùn)，逐步建立起具有地區(qū)特色的煤層氣管理模式。在生產(chǎn)井管理方面，依靠制定依據(jù)、明確分工，探索完善排采控制方法，建立現(xiàn)場管理辦法等方式為產(chǎn)量的快速上升提供了保障。

3.1 建立依據(jù)，明確分工

實(shí)踐表明地質(zhì)系統(tǒng)、工程系統(tǒng)的合力快速運(yùn)作是保障煤層氣勘探開發(fā)技術(shù)始終處于領(lǐng)先的關(guān)鍵。華北油田通過不斷的摸索總結(jié)，目前就煤層氣開發(fā)的地質(zhì)系統(tǒng)建立了《煤層氣井排采管理辦法》、《排采井資料錄取規(guī)定》、 《單井精細(xì)管理實(shí)施細(xì)則》、《煤層氣井排采相關(guān)部門崗位職責(zé)》等管理依據(jù);就工程系統(tǒng)建立了《新井投產(chǎn)工作流程》、《不出液井處理工作流程》、《卡泵停抽處理工作流程》、《停電后啟井工作流程》、《電氣故障處理工作流程》、《抽油機(jī)故障處理工作流程》、《集輸設(shè)備故障處理工作流程》、《煤層氣井排采相關(guān)部門崗位職責(zé)》等管理依據(jù)。并在此基礎(chǔ)上明確了地質(zhì)、工程、作業(yè)區(qū)的分工，確保生產(chǎn)井連續(xù)穩(wěn)定排采、產(chǎn)氣量穩(wěn)步上升。其中地質(zhì)主要負(fù)責(zé)新井、措施井排采管理、制定增產(chǎn)技術(shù)措施、研究排采控制技術(shù)、提出排采工藝技術(shù)需求、指導(dǎo)作業(yè)區(qū)進(jìn)行排采管理;工程負(fù)責(zé)實(shí)施增產(chǎn)措施、維護(hù)性作業(yè)、研究排采工藝技術(shù)、排采井自動(dòng)化系統(tǒng)管理、地面集輸工藝優(yōu)化、指導(dǎo)作業(yè)區(qū)進(jìn)行日常維護(hù)管理;作業(yè)區(qū)負(fù)責(zé)老井排采管理、排采現(xiàn)場維護(hù)、工程、地質(zhì)指令執(zhí)行、工程、地質(zhì)資料錄取。

3.2 探索完善排采控制方法

合理的排采控制是獲得高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的重要手段。在六年的排采實(shí)踐中，通過反復(fù)探索，認(rèn)識(shí)不斷深入，結(jié)合高階煤煤層氣的產(chǎn)氣規(guī)律，華北油田將樊莊區(qū)塊煤層氣井的生產(chǎn)過程劃分為“單相排水段，控壓排水段、控壓產(chǎn)氣段，穩(wěn)定產(chǎn)氣段和衰竭段”，圍繞井底流壓、解吸壓力、地層壓力，即按照“五段三壓法”排采制度進(jìn)行管理，排采原則是連續(xù)、漸變、穩(wěn)定，控制核心是井底流壓和煤粉。

3.3 建立現(xiàn)場管理辦法

沁水盆地南部為丘陵、山地類地理環(huán)境，地形起伏大，山巒疊障，溝壑縱橫。一年的氣候多變，春夏兩季多發(fā)雷雨，秋冬兩季頻現(xiàn)霧雪。植被茂盛，地理環(huán)境不利于煤層氣勘探開發(fā)建設(shè)。加之氣田單位產(chǎn)能建井?dāng)?shù)多，現(xiàn)場管理難度大。為確保產(chǎn)量平穩(wěn)運(yùn)行，避免非地質(zhì)因素導(dǎo)致的產(chǎn)氣量大幅波動(dòng)，根據(jù)井型、井別、排采時(shí)間、產(chǎn)量高低、措施情況等，將單井劃分為A類、B類、C類井，實(shí)行分類管理。其中:

A類井主要包括排采時(shí)間小于半年的新井、日產(chǎn)氣量大于1500m3的老井、排采時(shí)間小于3個(gè)月的措施井和試采評(píng)價(jià)井。該類井出現(xiàn)問題，按照水平井－新井－措施井－評(píng)價(jià)井逐級(jí)處理，要求4小時(shí)之內(nèi)現(xiàn)場診斷、初步處理，上報(bào)處理結(jié)果，各項(xiàng)自指令至下達(dá)后8小時(shí)內(nèi)完成;

B類井主要包括排采時(shí)間大于半年的新井、日產(chǎn)氣量800～1500m3的老井、高產(chǎn)井的助排井和排采時(shí)間大于3個(gè)月的措施井。該類井出現(xiàn)問題，按照水平井－新井－措施井逐級(jí)處理，要求8小時(shí)之內(nèi)現(xiàn)場診斷、初步處理，上報(bào)處理結(jié)果，各項(xiàng)自指令至下達(dá)后48小時(shí)內(nèi)完成;

C類井主要包括日產(chǎn)氣量小于800m3的老井和未解吸見套壓井 (液面較高)。該類井出現(xiàn)問題，要求24小時(shí)之內(nèi)現(xiàn)場診斷、初步處理，上報(bào)處理結(jié)果，各項(xiàng)自指令至下達(dá)后72小時(shí)內(nèi)完成。

現(xiàn)場通過實(shí)行“ABC”動(dòng)態(tài)分類管理，取得一定效果。樊莊井區(qū)老井產(chǎn)量運(yùn)行相對(duì)平穩(wěn) (見圖6)，避免了非地質(zhì)因素導(dǎo)致的產(chǎn)氣量大幅波動(dòng)。

圖6 樊莊井區(qū)老井生曲線

4 結(jié)論與建議

(1)高階煤煤儲(chǔ)層為低孔低滲儲(chǔ)層，非均質(zhì)性強(qiáng)，產(chǎn)氣規(guī)律復(fù)雜，生產(chǎn)上具有氣水產(chǎn)量差異大、低產(chǎn)井比例高、井口壓力低、煤粉產(chǎn)出量大、應(yīng)力敏感性強(qiáng)、增產(chǎn)手段少、穩(wěn)產(chǎn)期長、持續(xù)排采產(chǎn)量緩慢上升的特點(diǎn)，與常規(guī)油氣差異明顯;

(2)沁水盆地南部地理環(huán)境不利于煤層氣勘探開發(fā)建設(shè)，且氣田單位產(chǎn)能建井?dāng)?shù)多，產(chǎn)量結(jié)構(gòu)脆弱，因此建立科學(xué)完善的煤層氣勘探開發(fā)體制機(jī)制，是實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量平穩(wěn)上升的重要保障;

(3)影響煤層氣單井產(chǎn)量的三大因素是地質(zhì)條件、工程條件和排采控制。核心是含氣量、煤層割理發(fā)育程度，即優(yōu)選高滲富集區(qū)是獲得高產(chǎn)的基礎(chǔ)，工程條件的成功是獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵，合理的排采控制是獲得高產(chǎn)的手段;

(4)在幾年的開發(fā)實(shí)踐中，持續(xù)深化煤層氣開發(fā)特點(diǎn)認(rèn)識(shí)，不斷探索排采管理辦法，取得了一定的成效。但目前排采管理仍處于定性－半定量階段。為此，我們要進(jìn)一步深化區(qū)塊煤層氣富集規(guī)律和開發(fā)特征研究，細(xì)分流動(dòng)單元，探索定量化、差異化的精細(xì)化排采管理辦法，切實(shí)提高單井產(chǎn)量，最大限度提高開發(fā)效益。

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