沁水区块老井低产原因分析及对策研究

许立超 顾 健 张红星 原红超 王福胜 莫俊杰

(中国石油与天然气股份有限公司华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

沁水区块目前共投产840口直井，产能到位率24%，总体开发效果不理想，其中低产井(日产气小于200m3)共计380口，占总井数的45%。低产井过多制约了产气量的上升。投产3年以来，通过不断的认识与治理，2013年的150口低产井，目前已成功转变为中高产井，为下一步400口低产井的治理提供了良好的思路。

1 矿区概况

沁水区块位于沁水盆地南部，主体部分位于寺头断层西侧，整体构造较平缓，构造类型主要为北倾单斜地层和鼻状构造组合，局部发育有小规模背斜和向斜。地层倾角一般3°～7°，平均4°左右。断层较发育，整个区块分布断层78条，断层走向多为近东西向、南北向。

山西组3号煤是该区的主力开发煤层，煤层厚5～7m，平均6m，全区发育稳定，煤岩为无烟煤Ⅲ号，孔隙以微孔为主。

煤层埋深呈北深南浅趋势，南区埋深400～600m，平均500m左右；北区埋深700～1000m，平均800m，埋深较大，渗透性变差。

全区含气量普遍大于20m3/t，总体富集。断层、陷落柱附近含气量低于15m3/t。

在气藏保存方面，顶底板以泥岩为主，封盖能力强，并且水文地质特征简单，煤层为弱含水层，所以该区3号煤层煤层气藏整体为优质气藏。

根据以上地质条件，再参考控制煤层气产能地质因素的研究，该区直井日产气量可达1000～1500m3。

2 直井开发效果及低产原因分析

2.1 区块直井开发情况

区块投产直井840口，解吸井740口，产气井520口(见图1)，目前平均流压0.5MPa，平均套压0.3MPa，日产气41.4×104m3，日产水1700m3。平均单井日产气500m3，日产气大于2000m3井35口，1000～2000m3井125口，200～1000m3井300口，小于200m3井380口。低产井占总井数的45%，目前平均流压0.2MPa，日产气2.2×104m3。主要集中于区块东部，累计产气3000×104m3，累计产水285×104m3，产出程度0.5%，采气速度0.09%。

图1 沁水区块低产井分布图

2.2 影响直井产气量的主要因素

国内外煤层气开发实践表明，煤层气井产能主控因素主要有储层改造、含气性、埋深、渗透性等多方面的因素,其中渗透率是决定储层气、水流动的主要因素，而储层改造就是改善渗透性的主要措施，但是改造效果与煤层的其它基本条件息息相关。在沁水区块造成低产井较多的主要因素为储层改造不适应、保存条件受到破坏、储解压差大等三方面的原因。

2.3 产水量过大，煤层降压困难

沁水区块中部，含气量较高，在20～24m3/t。该区单井解吸后套压快速上升，但产气后气量快速下降，长期排采后不见上升，目前低产或不产气。

通过分析，认为是储层改造过程中压穿了顶板，沟通了上覆的山西组上段砂岩含水层，造成单井“排水不降压”的现象。

2.4 受构造影响，煤层气大量逸散，含气量低

沁水区块发育断距大于10m以上断层74条、发育陷落柱27个，断层、陷落柱在发育过程中导致局部应力释放，地层较为破碎，煤层气保存较为困难。距离断层、陷落柱100m以内井，生产表现为产水量较大、解吸压力较低(图2)。

图2 煤层压裂示意图

沁水区块东部共发育3个规模较小的背斜。核部张裂隙发育，出现开放性断层，且域构造曲率较大，导致煤层气通过断裂、大裂隙大量逸散。两翼到弧顶含气性逐渐变差，单井解吸压力从两翼到弧顶逐渐降低(图3)，平均从2.5MPa降低至0.5MPa。单井生产表现为解吸压力较低，从产气初期到目前，一直维持低产水平，无上升趋势。

图3 煤层气逸散示意图

2.5 埋深大，渗透性差，储层降压缓慢

区块北部埋深700～1100m，平均820m左右，低产井解吸压力0.6～4.5MPa，平均2.4MPa，推算含气量在23m3/t以上，含气量普遍较高，但开发效果较差。

分析认为，大埋深井低产的主要原因是渗透性差和储层压力高两方面原因导致。区块北部通过试井实测渗透率为0.03～0.04mD，储层压力在6～10MPa，压降漏斗扩展十分缓慢，煤层排水降压困难。

从图4、图5中可以看出：储层压力与解析压力差值越大，单井储层压力降至解吸压力所需时间越多，产气量提升较为困难。

图4 煤层气排采示意图

图5 产气量与压力差关系图

3 增产对策

3.1 低产区水平井耦合降压

从樊庄多分支水平井末端钻直井助排情况来看，水平井末端实施耦合降压，工艺成熟，增产效果较好。短期内实现了整体降压，单井气量高。在低产井区可借鉴实施，提高开发成效。樊庄实施助排直井，5口井平均单井日产量5500m3，是邻井直井的1.8倍。3口被助排水平井，平均单井日增气2000m3。井组平均增产15000m3。

目前沁水区块实施的3个耦合降压井组，短期内实现了整体降压，单井气量高于邻井。在樊庄区块直井助排水平井耦合降压成效显著，沁水区块耦合降压初见成效的基础上，下步计划在沁水区块推广水平井-直井耦合降压。在低产直井区域内钻水平井，对低产区域整体盘活。

3.2 大埋深区域

(1)二次压裂

2014年年初以来，针对大埋深井经研究、探索和实验，在沁水区块800m以深区域实施二次压裂井40口，增产效果明显，预计平均单井日增气600～800m3。

二次压裂井曲线形态与初次压裂发生较大变化，通过初次压裂与二次压裂微地震裂缝监测成果来看，初次压裂裂缝基本沿着最大主应力方向，二次压裂裂缝方向与最大主应力方面出现了15°～30°的夹角。分析认为一次压裂后经过较长时间的排水降压，应力状态发生较大变化，二次压裂后在纵向上进一步扩展了裂缝的空间范围。

同时在构造煤发育区，分析认为煤层的力学强度较低，压裂砂较容易嵌入煤层，构造煤中更容易出现煤粉与压裂砂的混合体，从而产生堵塞。而压裂砂基本不嵌入砂岩，压裂形成的通道稳定可靠，为煤层产气创造了良好条件。

(2)多分支水平井

2016年在沁庄区块钻探高试34平1、高试34平2两口水平井，水平井在煤层中平均进尺2400m以上、钻遇率达95%以上，分支与主支夹角平均30°。这两口水平井采用筛管完井，没有进行压裂改造。这两口井产气量还处于上升阶段，预计稳产后日产气量均可达到8000m3以上(图6)。

图6 高试34平1#、平2#排采曲线