郑庄区块非自然下降井原因分析及对策研究

2019-06-03莫俊杰关济朋彭春花孙泽军

中国煤层气 2019年1期

莫俊杰霸振关济朋彭春花孙泽军

(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)

郑庄区块单井为300×300m井距的菱形井网，单井控制面积0.1km2，平均单井控制储量1200万m3。通过统计发现该区自然递减点出现在单井累产气量超过200万m3，相当于采出程度大于16.6%时，开始递减。郑庄区块目前共投产直井840口，其中下降井400口，主要分为两类：一是采出程度高或者含气饱和度低，自然下降井230口；二是含气量高、采出程度低，非自然下降井170口，呈全区分布。非自然下降井过多严重制约着区块产气量的上升，导致整体开发效果较差。近些年，通过在储层改造、排采工艺上，不断的探索、改进、创新，部分非自然下降井区通过措施成功转变为上升井区，为后续的治理提供理论依据和技术支撑。

1 矿区概况

郑庄区块位于沁水盆地马蹄形斜坡带的中部偏西，区内地层宽阔平缓，总体向西倾斜，地层倾角一般为2～7°，以发育小断距正断层和低缓平行褶皱为主，褶皱展布方向以北东向和南北向为主。主要可采煤层为山西组3号煤层和太原组15号煤层，保存完整，横向分布稳定。3号煤埋深介于300～1200m，厚度5～8m。15号煤埋深较3号煤层深100m左右，厚度介于1.5～5m，总体上自东向西、由南往北埋深变大,煤层物性总体较差,非均质性强。煤岩孔隙度在3.08～10.9%,平均6.41%,原始渗透率多在0.5mD以下,平均0.147mD。煤层含气量介于7～32m3/t之间，一般大于20m3/t，整体地质条件较好，利于煤层气的开发。

2 非自然下降井原因分析

2.1 埋深大，渗透性差，压降面积小

研究区北部埋深800～1100m，平均880m左右，渗透率0.03～0.04mD，储层压力6～10MPa，解吸压力1.6～4.5MPa，平均2.4MPa，含气量在23m3/t以上，含气量普遍较高，但开发效果不理想。分析认为，随着埋深逐渐增大，储层压力升高，有效应力逐渐增大，渗透率逐渐降低，制约压降漏斗扩展，压降面积小(图1)。

图1 渗透率与压降关系示意图

2.2 井网不完善

井网井距的大小决定煤层气资源的动用程度，井位分布要求能够充分、有效、均衡动用煤层气资源。区块南部构造平缓，煤体以原生结构为主，含气量20m3/t以上，但是大多数单井产气不理想。分析认为，300×300m井距基础偏大，渗流能力弱，井间干扰不能有效叠加，排水降压过程中井与井之间的压降不均匀，不能形成面积降压，导致单井采出程度低，递减快。

2.3 一次压裂效果差

煤层属裂缝发育的多孔性储层,其渗透性是影响煤层产气量的重要因素，但煤层渗透率通常很低，储层改造是改善渗透性的主要措施。一次压裂效果差，压裂施工过程中压力曲线突升、突降，破裂压力不明显(图2)。所产生的裂缝短小狭窄，不能有效延伸，无法沟通细微缝隙形成连通的复杂裂缝网络，渗透性差。排采过程中表现为产水量少，降液速度快，套压高，放气后短时间内达到峰值后，迅速、持续下降。

图2 压裂曲线示意图

2.4 排采管控差

煤层气井排采控制遵循“连续、渐变、稳定”的原则，以平稳降压为核心。生产实际中，由于管控不当、设备故障以及恶劣天气等因素，导致部分单井排水期短，降液快，单次放气量大或者流压突变、排采不连续等，造成地层气锁、应力闭合、煤粉堵塞等现象。单井排采曲线表现为峰值高、衰减快、长期低产。

3 治理对策

3.1 水平井耦合降压

鱼骨刺水平井通过分支末端对直井助排，实现耦合面积降压(图3)，可以提升井组产量，从而提高资源动用程度，是目前较为成熟的水平井增产改造技术。

2016年在研究区含气量高、采出程度低、埋深大的北部区域试验钻探孔34井组两口水平井，水平井在煤层中平均进尺2400m以上，分支9条。通过沟通井网内原有裂缝，形成人工网络缝，增强渗流能力，耦合降压促进解吸，有效提升整个井组产气量。目前该井组平均套压0.32MPa，平均流压0.35MPa，稳产10000m3，邻近分支的老井产气量平均上升800m3。

图3 水平井耦合降压示意图

3.2 井网井距优化

煤层气的开发需要形成一定规模的煤层气井群，在合理井距条件下，通过井间干扰形成大面积均衡降压，取得较好的脱气效果，才能较大幅度地提高煤层气井的单井平均产气量和总产气量。

针对井网不完善的递减直井区，缩短井距，加密井位部署(图4)，采用250×250m井距的正三角形井网。协同老井，大面积降压，有效提升单井产气量。2015年在区块南部研究部署4口加密调整井，增产效果显著，平均单井产气量3000m3，相邻老井平均增产500m3。

图4 井网加密示意图

3.3 储层二次改造

针对因一次压裂效果差及排采管控差造成非自然下降的单井实施二次压裂，重建缝网结构，恢复渗流能力。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，二次压裂后在横向和纵向上进一步扩展了裂缝的空间范围，形成长缝、缝网。

2015年在区块北部实施二次压裂井28口，增产效果明显，平均单井日增气量800m3。以孔2-002井(图5)为例：该井埋深890m，含气量24m3/t。放气初期两天内由400m3上升至1500m3，之后突变下降至200m3，长期排采气量不见涨。分析认为，该井因排采管控差，单次放气量过大，导致地层气锁。2015年实施解堵性二次压裂后，气量稳步增涨至2000m3。