低液量挤注解堵技术在煤层气井产量恢复中的应用

2019-07-31刘春春李学博冯树仁

中国煤层气 2019年3期

彭鹤石斌张聪刘春春李学博冯树仁

(中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

1 生产区概况

樊庄-郑庄区块煤层气开发的主要层系为二叠系下统山西组3号煤层、石炭系上统太原组15号煤层。

3号煤层储层压力梯度介于0.5×10-2MPa/m～1.0×10-2MPa/m之间，平均0.78×10-2MPa/m；15号煤层储层压力梯度介于0.6×10-2MPa/m～1.2×10-2MPa/m之间，平均0.85×10-2MPa/m。属于常压—欠压储层。

3号煤层埋深介于400～1100m之间，平均700m；15号煤层埋深介于500～1200m之间，平均800m。根据区内测试压力梯度计算，3号煤储层压力一般在2.0～10MPa之间，平均6.0MPa；15号煤储层压力一般在3.5～11MPa之间，平均7.1MPa。储层压力较低。

3号煤储层渗透率介于0.02～0.5mD之间，平均0.1mD。15号煤储层渗透率介于0.01～0.6mD之间，平均0.1mD。为低渗储层。

2 产气量突降井类型及原因判别

产气量突降井指在短时间内气量大幅下降，通过常规调参、作业等手段产量无法完全恢复，产气量损失较大井。樊庄-郑庄区块出现气量突降的井共计30余口，单井日产气量下降500～3000 m3。气量突降井主要有2种类型，一种是由于井下泵故障，修井作业后泵况恢复正常，但产气量未恢复井；第二种是受到邻井压裂干扰，产气量下降井。

2.1 修井作业后气量无法恢复

部分井由于泵况差、油管磨漏、抽油杆断脱等原因导致井底压力上升、产气量下降，需进行修井作业。作业后，井下管杆泵恢复正常，但产气量较生产正常时大幅降低。

如Z93井，2013年5月由于泵效降低，产水量下降，井底压力回升，产气量由正常的1500m3/d下降至600m3/d，需要修井作业。修井作业后，泵况恢复正常、井底压力降至作业前水平，但产气量未恢复，维持日产气350m3/d左右低产(图1)。通过作业前后生产数据对比发现，该井正常生产时水质较差，含有一定量煤粉，修井作业后水质变清，煤粉含量大幅降低；同时，该井修井作业后日产水量较正常生产时下降2m3。

图1 Z93井生产曲线

由于直井产出的煤粉主要是由于压裂改造导致的煤岩破裂产生，并由气水携带，通过裂隙系统进入井筒。Z93井产出煤粉减少、水量降低、气量降低说明该井煤粉及气水产出通道出现了堵塞。经过分析认为，该井堵塞物主要是作业过程中起下管柱对井筒内液体、固体颗粒物扰动形成的，堵塞的位置为射孔井眼。

2.2 邻井压裂干扰气量突降

由于部分井区早期井位部署、开发工艺针对性不强，导致单井产气量较低，需要进行井网调整或二次压裂。在新井压裂或老井二次压裂时，易干扰相邻老井，导致邻井产气量大幅降低。

如Y6井，2014年7月位于NE向180m的邻井X26-1(图2)实施压裂改造，对Y6井造成了干扰。Y6井生产参数突变，井底压力由0.3MPa上升至4.7MPa，日产气量由820m3下降至不产气，日产水量由0.3m3上升至6.6m3，产出水煤粉含量大幅上升(图3)。

图2 Y6井区构造井位图

图3 Y6井生产曲线

由于煤岩具有抗拉、抗压强度低，高泊松比、低弹性模量的特点。压裂液注入井筒时，高压、大排量的液体易造成储层压力激动，煤岩破碎，导致了大量煤粉的产生。同时，由于老井排采时间长，井控范围内储层压力较低；而邻井压裂施工压力一般在15MPa以上，导致了压裂液、煤粉向储层压力低值区运移，进而造成低值区储层压力上升、煤粉污染。在井距较小、一定方位的情况下，相邻老井易受到干扰，导致井底压力上升、气水通道污染，产量大幅下降。

3 挤注解堵施工设计及工序

针对以上两种气量突降情况，提出了挤注解堵工艺。其中，针对修井作业导致的产气量突降井，试验利用低排量、低液量挤注工艺冲洗套管及射孔井眼，达到恢复气水产出通道的目的。针对邻井压裂干扰导致的产气量突降井，由于低排量挤注解堵作用范围较小，无法达到解除储层污染的目的，但大规模水力压裂易对邻井造成干扰，因此试验利用低排量、中等液量挤注工艺解除近井地带储层污染，达到部分疏通气水产出通道的目的。

挤注解堵施工施工设备主要包括修井机1台，400型压裂泵车2～3台，250型井口1套，管线等。一施工工序一般为起管柱-清理井筒-安装井口-安装管线-循环试压-挤注-放喷。设计注入液量80～160m3，设计注入排量1～2m3/min左右。工艺流程如图4所示。