吳 斌，安 慶，杜世濤.

(新疆維吾爾自治區(qū)煤田地質(zhì)局一六一地質(zhì)勘探隊(duì)，新疆烏魯木齊 830046)

煤層氣生產(chǎn)井井型適應(yīng)性分析是在區(qū)域地質(zhì)的基礎(chǔ)上，結(jié)合歷史排采數(shù)據(jù)，對(duì)比不同井型生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表征和產(chǎn)能差異，是優(yōu)選適合區(qū)域性井型的依據(jù)。湯達(dá)禎等[1]根據(jù)柳林地區(qū)煤層氣井產(chǎn)水特征、實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)、地質(zhì)、水文等認(rèn)為煤層氣井產(chǎn)水受多因素控制，優(yōu)選適應(yīng)的井型、合理的開發(fā)步驟是柳林地區(qū)快速降壓產(chǎn)氣的最佳對(duì)策；王生維等[2]通過建立新疆白楊河礦區(qū)急傾斜煤層氣井排采過程中氣水分異、滲流通道堵塞、壓降漏斗擴(kuò)散等與產(chǎn)氣量的關(guān)系，認(rèn)為順煤層井對(duì)大傾角煤層瓦斯的開采有顯著優(yōu)勢(shì)；傅雪海等[3]通過對(duì)阜康礦區(qū)西段急傾斜煤層生產(chǎn)井排采歷史擬合與井型優(yōu)化，認(rèn)為將煤層氣井布置在煤層上傾下部位有利于實(shí)現(xiàn)快速降壓解吸，這一觀點(diǎn)在后期相關(guān)學(xué)者的研究中也得到了驗(yàn)證[4-5]；李曉平等[6]通過建立不同井型的產(chǎn)量方程和產(chǎn)能指數(shù)，認(rèn)為目的層厚度角、射孔段長(zhǎng)度、表皮系數(shù)等綜合因素對(duì)生產(chǎn)井產(chǎn)能有很大影響；康永尚等[7]基于壽陽(yáng)區(qū)塊煤層氣井的系統(tǒng)分析和地質(zhì)因素，提出優(yōu)化壓裂規(guī)?？梢砸种飘a(chǎn)水和提高產(chǎn)氣；楊兆彪等[8]基于煤層氣井產(chǎn)能方程的產(chǎn)能優(yōu)化法，提出主力產(chǎn)層優(yōu)選指數(shù)大于30%、其他指數(shù)大于10%，才能保證生產(chǎn)井的經(jīng)濟(jì)效益；曹運(yùn)興等[5]基于新疆阜康礦區(qū)大傾角厚煤層水平井眼軌跡與累計(jì)產(chǎn)氣量的關(guān)系研究，認(rèn)為針對(duì)高傾角煤層可以通過水平井沿煤層走向的軌跡來(lái)提高產(chǎn)能，這一點(diǎn)在本文筆者所述的研究區(qū)中已經(jīng)實(shí)現(xiàn)；代由進(jìn)等[9]基于煤層氣生產(chǎn)井井型長(zhǎng)期邊際成本研究，認(rèn)為水平井和定向井的生產(chǎn)效益因各區(qū)塊地質(zhì)和煤層物性不同而異，同時(shí)受后期運(yùn)營(yíng)成本的控制。前人針對(duì)煤層氣井的效益問題進(jìn)行了多角度的研究，但受示范區(qū)地質(zhì)構(gòu)造的特殊性，以及煤儲(chǔ)層厚度、開發(fā)煤層層數(shù)、煤層孔滲差異等關(guān)鍵參數(shù)限制，前人的研究成果在新疆庫(kù)拜煤田中區(qū)西部煤層氣開發(fā)利用先導(dǎo)性示范區(qū)(下稱“示范區(qū)”)不能“照搬照用”，但部分研究方法和思路卻為筆者探索示范區(qū)井型優(yōu)化起到了很重要的指導(dǎo)和啟示作用?；诖?，筆者在借鑒前人研究方法、觀點(diǎn)、成果的基礎(chǔ)上，結(jié)合示范區(qū)現(xiàn)有的地質(zhì)儲(chǔ)層物性、排采歷史數(shù)據(jù)特征反饋等資料，展開研究區(qū)井型優(yōu)化探索，力爭(zhēng)對(duì)影響示范區(qū)生產(chǎn)井產(chǎn)能的因素有更進(jìn)一步的認(rèn)識(shí)，探索出一套與示范區(qū)綜合條件相適應(yīng)的井型方案。

1 煤層氣開發(fā)利用示范區(qū)簡(jiǎn)介

示范區(qū)位于天山中段南麓、塔里木盆地的北緣，面積約100 km2。煤系地層主要為中生界，以侏羅世地層為主，北部中高山區(qū)出露有古生界二疊系，煤層(煤層氣潛力層)賦存于侏羅系下統(tǒng)。區(qū)內(nèi)總體構(gòu)造形態(tài)為一向南傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角一般為60°～85°，總體近東西走向，局部地段直立倒轉(zhuǎn)，具有東陡西緩的變化規(guī)律?；鶐r屬弱含水層，且?guī)r性較復(fù)雜，含水層之間被透水性極差的泥巖、泥質(zhì)粉砂巖分割，造成地下水水循環(huán)條件差、補(bǔ)給條件差。

據(jù)煤巖樣品統(tǒng)計(jì)和資料總結(jié)，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之間，平均為7.34%； 9口井的滲透率在0.008～1.370 mD之間，平均為0.612 mD；煤層傾角大(60°～85°)，煤層氣主采煤層4層，單煤層較厚(1.50～8.85 m)，煤層臨儲(chǔ)比高(0.66%～0.93%)、含氣量高(5～15 m3/t)，煤質(zhì)類型以1/3焦煤及氣煤為主。示范區(qū)現(xiàn)有叢式定向井臺(tái)6個(gè)(包括23口單井)，L型水平井2口，定向井4口。截至目前，該區(qū)投產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)的井近1 200 d，60%的井處于穩(wěn)產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量逾2×104m3。綜上，從基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)到生產(chǎn)井產(chǎn)能，都顯示了較好的儲(chǔ)層物性和較大的產(chǎn)氣潛力。此外，示范區(qū)臨近克拉2區(qū)塊、大北區(qū)塊、克深區(qū)塊、博孜區(qū)塊以及英買力等西氣東輸主力氣田，為氣體的集輸和銷售提供了極大便利。因此，開展井型優(yōu)選探索對(duì)于后期煤層氣的勘探開發(fā)、實(shí)現(xiàn)效益最大化尤為重要。

2 示范區(qū)各井型生產(chǎn)動(dòng)態(tài)參數(shù)研究

生產(chǎn)井液柱高度、井底流壓在單位時(shí)間內(nèi)波動(dòng)參數(shù)可以直接反應(yīng)單井、井組、臨井的生產(chǎn)狀態(tài)、表征井間聯(lián)動(dòng)和干擾強(qiáng)度，控制煤儲(chǔ)層解吸時(shí)間和氣體產(chǎn)出[10-15]。通過對(duì)比分析其變化特征，可以定性評(píng)價(jià)同一地質(zhì)條件和儲(chǔ)層物性的各井型生產(chǎn)狀態(tài)及其適應(yīng)性。

所提取的關(guān)鍵排采參數(shù)根據(jù)以下原則：

(1)排采歷史數(shù)據(jù)采集截至2019年7月15日的日數(shù)據(jù)。其中，剔除因修井、停電、施工等時(shí)間段的數(shù)據(jù)。

(2)根據(jù)研究區(qū)生產(chǎn)井的井型，將區(qū)內(nèi)生產(chǎn)井分為單井定向井臺(tái)(下稱“定向井”，圖1a)、叢式井多分枝井臺(tái)(下稱“叢式井”，圖1c)、L型水平井(圖1b)三類。分別對(duì)叢式井的液柱高度和井底流壓進(jìn)行分析對(duì)比，認(rèn)識(shí)各分支井井間的干擾情況；對(duì)定向井和L型水平井開展液柱和井底流壓日降幅分析，總結(jié)其變化趨勢(shì)。

圖1 井型與煤儲(chǔ)層配置關(guān)系示意Fig.1 Relation of well type and coal reservoir configuration

(3)引入三類井型已解吸井的解吸時(shí)長(zhǎng)、降儲(chǔ)比、臨儲(chǔ)比，探討不同井型的解吸特征。

(4)引入氣水比，比較不同井型的生產(chǎn)效益，優(yōu)選與示范區(qū)地質(zhì)構(gòu)造和產(chǎn)能特征相匹配的井型。

(5)檢泵周期計(jì)算的是卡泵、泵體磨穿、視管柱斷脫、腐蝕漏液、泵效過低等，為正常檢泵。

2.1 叢式井組井間干擾表征分析對(duì)比

X叢式井臺(tái)的4口井，該井組深度在1 054～1 301 m，排采的煤層是A9-10、A7、A6、A5四層。X井最先投產(chǎn)，投產(chǎn)650 d時(shí)，另外3口分支井開始?jí)毫压ぷ?，此時(shí)受壓裂影響，X井液柱高度有一個(gè)急劇上升的趨勢(shì)，對(duì)應(yīng)的井底流壓也呈現(xiàn)一個(gè)短暫的突增。770 d時(shí)隨著3口分支井的投產(chǎn)，X井液柱高度和井底流壓回歸壓裂前趨勢(shì)，但隨著排采的進(jìn)行，井底流壓降勢(shì)明顯大于該井之前單獨(dú)排采階段(圖2a、2d)。由X叢式井組(非同時(shí)壓裂投產(chǎn)井臺(tái))的液柱高度和井底流壓在單獨(dú)排采一口井階段、其余分支井的壓裂階段、同時(shí)排采階段三個(gè)時(shí)間段的變化趨勢(shì)對(duì)比，可以看出叢式井組之間存在較為敏感的儲(chǔ)層聯(lián)動(dòng)和干擾。

對(duì)比X叢式井臺(tái)各單井所排采煤層的差別(表1)，共同排采的煤層為A9-10和A5，差異排采A7和A6，最多的單井排采4層煤，最少2層。結(jié)合圖2a，液柱高度跟排采煤層數(shù)呈正相關(guān)關(guān)系，即每層煤對(duì)井底供水都有貢獻(xiàn)，同樣，每口單井的井底液柱降低對(duì)同一井臺(tái)的其他井實(shí)現(xiàn)“排水降壓、快速見氣”都有一定程度的貢獻(xiàn)。

圖2 叢式井臺(tái)排采典型參數(shù)提取動(dòng)態(tài)曲線Fig.2 Extraction of typical production dynamic curves index of cluster wells

表1 各井型井基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of each well type

Y叢式井臺(tái)3口單井的目的層深度在1 221～1 278 m之間，整體較X井組深，但深度區(qū)間較小，共同排采煤層為A5、A7，2層(表1)。初始液柱高度表現(xiàn)了與所排采煤層數(shù)的正相關(guān)關(guān)系，這一點(diǎn)與X井組一致。排采初期(第20 d)，Y井液柱高度顯示一個(gè)急劇大幅度的壓降，而Y1與Y2井液柱降幅基本一致，推斷兩井共同排采的A5、A7煤層連通性較好，且供液能力持續(xù)穩(wěn)定，A9-10煤層供液能力低于A5、A7；第70 d時(shí)，Y井液柱高度低于Y2井，而Y井排采的煤層數(shù)大于Y2井，進(jìn)一步說明A9-10煤層供液能力相對(duì)較低；第110 d時(shí)，Y井和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，Y2井液柱高度降幅斜率明顯變小，而且液柱高度與井底流壓變換趨勢(shì)呈現(xiàn)較為吻合的呼應(yīng)特點(diǎn)。把同時(shí)投產(chǎn)的Y井臺(tái)各單井液柱高度和井底流壓歷史排采曲線降幅與該井臺(tái)排采的目的煤層組合分析認(rèn)為：①Y1和Y2兩口井雖初始液柱高度和井底流壓大小有差異，但是整體歷史曲線趨勢(shì)基本一致，說明井底供液充足，考慮到所排采煤層的差異(表1)，認(rèn)為液柱水源主要來(lái)源于A5、A7，且這兩個(gè)煤層連通性比較好，A9-10煤層含水量較低；②Y2井液柱高度和井底流壓降幅在投產(chǎn)第8 d左右開始出現(xiàn)明顯下降，而Y1井的此現(xiàn)象發(fā)生在第15 d左右，結(jié)合目的層埋藏深度( Y2井為1 278 m，Y1井為1 245 m，表1)，推測(cè)這種相同目的層的聯(lián)動(dòng)性變化受深度牽制，較深部目的層最先受到影響，即構(gòu)造單斜的下傾部位，這一點(diǎn)在傅雪海和王超文提出的煤層上傾下部位有利快速降壓結(jié)論相一致[3-4]；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50 d時(shí)液柱和流壓降幅變大，這個(gè)時(shí)間節(jié)點(diǎn)時(shí)另外兩口井相應(yīng)數(shù)據(jù)變化的高點(diǎn)處，推測(cè)此時(shí)間點(diǎn)為該井組所有目的層同時(shí)開始聯(lián)動(dòng)的起點(diǎn)(圖2b、2e)。

Z井臺(tái)與X井臺(tái)和Y井臺(tái)的不同之處在于該井臺(tái)有一口L型水平井，即ZL1井，從排采數(shù)據(jù)歷史曲線看，該井臺(tái)沒有出現(xiàn)像X井臺(tái)壓裂干擾的反應(yīng)，也沒有顯出明顯的儲(chǔ)層聯(lián)動(dòng)呼應(yīng)，更沒有凸顯出水平井與其他井的排采結(jié)果的不同之處(圖2c、2f)。推測(cè)原因可能為：①目的煤層埋深差異較大(300 m左右，表1)，各分支井目的層的溝通范圍沒有交叉，不能形成有效的井間干擾；②共同投產(chǎn)階段時(shí)間較短(120 d左右)，因排采引起的層間互動(dòng)還沒凸顯。對(duì)于此，筆者會(huì)持續(xù)跟蹤探索，力求追尋出該類井型組合的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征。

形成有效的井間干擾是煤層氣生產(chǎn)井設(shè)計(jì)的重要目的之一，也為實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)后高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和提高煤層氣采收率打下了基礎(chǔ)[16-17]。合理的目的層間距設(shè)計(jì)，不但能實(shí)現(xiàn)井間干擾，還能避免臨層(臨井)壓穿和最大化地?cái)U(kuò)大有效開發(fā)面積。示范區(qū)叢式井組井間干擾較為敏感，但各井組干擾敏感度差異較大，關(guān)鍵影響因素還沒在“量”的層面得到證實(shí)和確認(rèn)，這一點(diǎn)也是需要努力探索的方向。

2.2 定向井排采典型參數(shù)分析對(duì)比

基于定向井的井距較遠(yuǎn)(1 km)，一般不會(huì)形成井間干擾，所以針對(duì)定向井臺(tái)的研究立足于液柱高度和井底流壓日降幅角度之間的比值，以探索隨排采的進(jìn)行相應(yīng)考察參數(shù)的變化表征。

如圖3a所示，兩口單井投產(chǎn)至140 d之前，液柱日降幅基本保持一致，認(rèn)為此階段原始儲(chǔ)層為欠壓狀態(tài)，而后期壓裂液的侵入提高了近井孔端儲(chǔ)層的含水飽和度，井孔供液能力相對(duì)充足；第140～400 d，液柱日降幅和波動(dòng)幅度較該時(shí)間段前后都較為突出，對(duì)應(yīng)時(shí)間段井底流壓也顯示了同樣特征，推測(cè)該階段為目的層壓降漏斗以井孔為中心逐漸向遠(yuǎn)端擴(kuò)展，持續(xù)推進(jìn)溝通遠(yuǎn)端裂隙，即壓降漏斗形成擴(kuò)展階段；第400 d之后，液柱和井底流壓降幅整體趨于穩(wěn)定，說明該階段壓降漏斗延展到最大，裂隙達(dá)到最大化溝通，井底能量供應(yīng)持續(xù)穩(wěn)定，產(chǎn)氣量為上升階段(圖3a、圖4b)?？傮w上看，定向井表現(xiàn)出平穩(wěn)→波動(dòng)→平穩(wěn)的“三段”趨勢(shì)。

圖3 定向井臺(tái)排采典型參數(shù)提取動(dòng)態(tài)曲線Fig.3 Extraction of typical production dynamic curves index of directional wells

2.3 L型水平井液柱高度與井底流壓日降幅分析對(duì)比

示范區(qū)兩口順煤層水平井，其中ZL2井2016年11月開始投產(chǎn)，投產(chǎn)第100 d放氣，至今累計(jì)排采近700 d，平均日產(chǎn)氣量近7 000 m3，累計(jì)產(chǎn)氣近3.3×106m3。ZL1為叢式井臺(tái)中的一口，2019年1月開始投產(chǎn)，投產(chǎn)第120 d放氣，至今排采220 d，累計(jì)產(chǎn)氣近9×103m3。

如圖4a所示，液柱高度日降幅曲線呈現(xiàn)出如定向井“三段式”特點(diǎn)：第100 d之前液柱日降幅非常平穩(wěn)；100～150 d，液柱降幅變化較大，此波動(dòng)時(shí)長(zhǎng)遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于X、Y叢式井組和定向井，突出了L型水平井供液能力更加穩(wěn)定。但井底流壓在第150 d之前波動(dòng)相對(duì)劇烈，基于150 d這一前后明顯差異的節(jié)點(diǎn)，結(jié)合水平井底部與煤儲(chǔ)層的位置關(guān)系特點(diǎn)(圖1b)：①排采段井筒順同一煤層延伸，物性特征可視為相同；②水平段分多段壓裂射孔，ZL1井在560 m長(zhǎng)分8段壓裂射孔，ZL2井在560 m長(zhǎng)分7段射孔。此種情況下，儲(chǔ)層壓力一旦失衡(排水)，各射孔點(diǎn)(段)會(huì)在短時(shí)間內(nèi)迅速聯(lián)動(dòng)，射孔點(diǎn)(段)近端壓力短時(shí)間內(nèi)降低至解吸壓力，氣體釋放后沿液體滲流通道流向井筒，造成套壓劇烈波動(dòng)。但截止到第150 d節(jié)點(diǎn)之后，兩類參數(shù)曲線都趨于穩(wěn)定狀態(tài)，說明近射孔點(diǎn)(段)端壓降釋放到煤層吸附壓力以下，壓降范圍逐漸向遠(yuǎn)端擴(kuò)展(圖4)，形成較叢式井臺(tái)和定向井穩(wěn)定的排水降壓趨勢(shì)。水平井的生產(chǎn)優(yōu)勢(shì)在新疆白楊河區(qū)塊[5]、樊莊—鄭莊區(qū)塊[18]、沁水盆地南部[19]等多方面驗(yàn)證，可以說水平井針對(duì)煤層氣井的排水、降壓、穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)等具備較普遍的適用性。

圖4 L型水平井液柱高度及井底流壓日降幅Fig.4 Extraction of typical production dynamic curves index of L-type horizontal well

3 示范區(qū)生產(chǎn)井適應(yīng)性驗(yàn)證和經(jīng)濟(jì)效益分析

在控制井孔液柱和井底流壓日降幅和最大限度地保護(hù)煤層之間尋找一種平衡，來(lái)實(shí)現(xiàn)連續(xù)平穩(wěn)降壓、縮短煤層的解吸時(shí)間和盡早實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)收益，這就需要科學(xué)地確定井型，使其與目的層的水滲流系統(tǒng)和壓力系統(tǒng)相配伍。根據(jù)示范區(qū)目前3種井型的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，提取重要的排采參數(shù)：日液柱、日井底流壓和日電機(jī)扭矩值，計(jì)算日液柱高度、日井底流壓的波動(dòng)差值，然后求日電機(jī)扭矩值、日液柱高度和日井底流壓的波動(dòng)差值，三類數(shù)據(jù)的標(biāo)準(zhǔn)方差，以考察井底水的聚集和壓力傳導(dǎo)的穩(wěn)定性。在此基礎(chǔ)上，通過氣水比分析，進(jìn)一步考察生產(chǎn)井的經(jīng)濟(jì)效益。

3.1 生產(chǎn)井適應(yīng)性分析驗(yàn)證

對(duì)液柱高度和井底流壓日降幅求標(biāo)準(zhǔn)方差，可以判別各井型目的層供液和壓力傳導(dǎo)的穩(wěn)定性，若其不穩(wěn)定，會(huì)導(dǎo)致煤粉和壓裂砂的擾動(dòng)，表現(xiàn)出排采電機(jī)扭矩變大。如圖5a所示，三類井型中：①4口定向井的液柱日降幅標(biāo)準(zhǔn)方差高于31%的叢式井組單井和水平井，4口定向井的流壓日降幅標(biāo)準(zhǔn)方差高于69%的叢式井組單井和水平井，3口定向井的電機(jī)扭矩標(biāo)準(zhǔn)方差高于56%的叢式單井和L型水平井；②2口L型水平井的液柱日降幅標(biāo)準(zhǔn)方差高于56%的其他各井，2口L型水平井電機(jī)扭矩標(biāo)準(zhǔn)方差高于50%的其他各井。由以上數(shù)據(jù)認(rèn)為叢式井組的穩(wěn)定性最高。此外，叢式井組X井流壓日降幅標(biāo)準(zhǔn)方差值異常高，分析該井組的施工生產(chǎn)史，認(rèn)為X井與該叢式井組中的壓裂施工和投產(chǎn)排采時(shí)間相差650 d，在另外3口井施工和投產(chǎn)時(shí)，X井經(jīng)歷一段時(shí)間的排采，已經(jīng)在該井臺(tái)所控制的儲(chǔ)層范圍內(nèi)建立一種液、壓平衡，另外3口井投產(chǎn)時(shí)逐漸建立新的儲(chǔ)層液、壓平衡對(duì)原有平衡強(qiáng)烈干擾所致。

為了找出影響電機(jī)扭矩變化的主要因素，進(jìn)而量化影響井底穩(wěn)定性的主要因素，筆者對(duì)三類重要排采參數(shù)的標(biāo)準(zhǔn)方差進(jìn)行了相關(guān)性分析(表2)。在 0.05 級(jí)別相關(guān)性顯著(雙尾)，Kendall和Pearson兩種相關(guān)性分析方法都把主要因素指向了井底液柱日降幅，證明液柱日降幅，即井底供液能力對(duì)井底的穩(wěn)定性影響最大。

表2 排采關(guān)鍵參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)方差相關(guān)性分析表Table 2 Analysis of standard variance correlation analysis of key parameters of drainage

3.2 經(jīng)濟(jì)效益分析

任何生產(chǎn)井型的設(shè)計(jì)目的都是為了實(shí)現(xiàn)最短解吸時(shí)間和最大產(chǎn)氣量。為探索此目的在示范區(qū)實(shí)際生產(chǎn)中的體現(xiàn)，筆者針對(duì)研究區(qū)生產(chǎn)井的生產(chǎn)效益問題，以解吸時(shí)間為節(jié)點(diǎn)：①解吸前，解吸時(shí)間越短，說明見到效益前的投入(設(shè)備維護(hù)、耗電量等)越少，反之投入相對(duì)增高。如圖5a，解吸時(shí)長(zhǎng)的總體由短到長(zhǎng)為叢式井組→L型水平井→定向井，叢式井組在縮短解吸時(shí)間、減少見氣前的投入方面占有優(yōu)勢(shì)。②解吸后的見氣階段，提出了氣水比理念：即根據(jù)排采歷史天數(shù)據(jù)，把日產(chǎn)水與日產(chǎn)氣相對(duì)比。氣水比越高，說明生產(chǎn)效益越好。氣水比是考察一口井最終生產(chǎn)目的的重要參數(shù)[14,20]，為使探索結(jié)論更可靠，分別選取了排采時(shí)間和產(chǎn)氣較長(zhǎng)(>1 000 d)的叢式X井臺(tái)、ZL2型水平井和4口定向井開展研究(圖6)。

圖5 排采關(guān)鍵參數(shù)標(biāo)準(zhǔn)方差和解吸時(shí)長(zhǎng)統(tǒng)計(jì)Fig.5 Statistical analysis of standard deviation and resolution duration of key parameters of drainage

圖6 研究區(qū)各井型歷史排采氣水比Fig.6 Comparison of gas and water ratios of various well types in the study area

在X叢式井組目的層存在敏感的相互干擾和快速解吸見氣事實(shí)的基礎(chǔ)上，該探索選取了排采歷史較長(zhǎng)(>1 000 d)且已達(dá)到產(chǎn)氣穩(wěn)定段作為研究對(duì)象。在單獨(dú)排采叢式井組的一口井時(shí)，氣水比較大，且波動(dòng)幅度也大。示范區(qū)地層傾角大、煤層較厚，單井生產(chǎn)煤層真厚在6.5～20.3 m之間，64%的井煤層厚度大于10 m，大傾角、厚煤層易產(chǎn)生斷塞流，產(chǎn)水(氣)曲的波幅和頻率代表了地層供液強(qiáng)度和間隔周期。斷塞流的波幅大、周期長(zhǎng)易造成目的層煤粉和壓裂砂的擾動(dòng)與靜置，地層供液長(zhǎng)期在大幅度、長(zhǎng)周期的波動(dòng)狀態(tài)，是誘發(fā)砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，這一點(diǎn)在新疆白楊河礦區(qū)高傾角煤層氣井排采表征上也有凸顯[21]。該區(qū)的地質(zhì)及生產(chǎn)層厚度與X井臺(tái)的液柱高度曲線(200～400 d)和氣水比曲線(單井排采階段)的波動(dòng)形成了明顯的因果關(guān)系。但是，在該井臺(tái)其他井投產(chǎn)之后，液柱高度和氣水比曲線的波動(dòng)幅度明顯降低，即卡泵風(fēng)險(xiǎn)也在降低。同時(shí)，氣水比曲線呈明顯上升趨勢(shì)，即叢式井組明顯降低了卡泵風(fēng)險(xiǎn)，保證生產(chǎn)井持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，提高了產(chǎn)氣量(圖6a)。

研究區(qū)ZL2井是區(qū)內(nèi)唯一一口達(dá)到持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的水平井，如圖6b所示，水平井的氣水比值呈線性穩(wěn)定增長(zhǎng)，相比于叢式井組產(chǎn)氣潛力得到了有效激發(fā)，突出隨著排采產(chǎn)氣的進(jìn)行，水平井采收率和生產(chǎn)效益在持續(xù)走高，是一種長(zhǎng)期增效的潛力井型。但是，水平井在鉆井過程中施工難度大、費(fèi)用高(是定向井費(fèi)用的3倍之多)。此外，投產(chǎn)時(shí)，由于水平井身的特殊軌跡，往往采用電潛螺桿泵，其費(fèi)用可達(dá)到管式泵的10倍之多。一系列的費(fèi)用增加，卻只能對(duì)一層煤實(shí)現(xiàn)有效開發(fā)(表1)，顯然此井型不具備叢式井多煤層共同開發(fā)的優(yōu)勢(shì)。

研究的4口定向井中1口井的氣水比隨排采的進(jìn)行大幅度持續(xù)走高，如圖6c所示，這一點(diǎn)與圖6a的X井單獨(dú)排采階段的氣水比走勢(shì)相似，其余3口井卻保持平穩(wěn)。此現(xiàn)象說明示范區(qū)整體產(chǎn)氣潛力較強(qiáng)，但單井對(duì)產(chǎn)層的控制能力差異較大，相比于叢式井組，煤層得不到相互干擾；此外，相比于水平井，有效儲(chǔ)層得不到擴(kuò)展，產(chǎn)氣潛力沒有得到有效激發(fā)，穩(wěn)產(chǎn)后提高產(chǎn)能的希望不大。鑒于此，示范區(qū)不宜采用單井臺(tái)定向井開發(fā)。

4 結(jié)論

(1)50%以上叢式井組中單井在流壓日降幅和液柱日降幅標(biāo)準(zhǔn)方差表征的井底穩(wěn)定性方面占有優(yōu)勢(shì)；在標(biāo)準(zhǔn)方差的相關(guān)性分析中，在置信度0.05級(jí)別水平，顯示液柱日降幅對(duì)井底穩(wěn)定性影響較大。

(2)叢式井組間干擾敏感，降壓效果明顯。雖解吸時(shí)間相對(duì)滯后，但壓降漏斗能得到有效擴(kuò)散；對(duì)于定向井的定性，認(rèn)為應(yīng)結(jié)合叢式井組(X井組)的單井排采和井組共采階段的動(dòng)態(tài)表征，建議在后期開發(fā)中根據(jù)儲(chǔ)層特征將其改造為叢式井組；L型水平井的氣水比值呈線性穩(wěn)定增長(zhǎng)，展示了其生產(chǎn)效益在持續(xù)走高，但相比于叢式井組受其工程造價(jià)高、投產(chǎn)設(shè)備昂貴、資源得不到最大化開發(fā)等不利因素的限制，在后期開發(fā)中暫不宜采用此井型。