库拜煤田煤层气生产井适应性分析及井型优选

吴 斌，安 庆，杜世涛.

(新疆维吾尔自治区煤田地质局一六一地质勘探队，新疆乌鲁木齐 830046)

煤层气生产井井型适应性分析是在区域地质的基础上，结合历史排采数据，对比不同井型生产动态表征和产能差异，是优选适合区域性井型的依据。汤达祯等[1]根据柳林地区煤层气井产水特征、实际生产数据、地质、水文等认为煤层气井产水受多因素控制，优选适应的井型、合理的开发步骤是柳林地区快速降压产气的最佳对策；王生维等[2]通过建立新疆白杨河矿区急倾斜煤层气井排采过程中气水分异、渗流通道堵塞、压降漏斗扩散等与产气量的关系，认为顺煤层井对大倾角煤层瓦斯的开采有显著优势；傅雪海等[3]通过对阜康矿区西段急倾斜煤层生产井排采历史拟合与井型优化，认为将煤层气井布置在煤层上倾下部位有利于实现快速降压解吸，这一观点在后期相关学者的研究中也得到了验证[4-5]；李晓平等[6]通过建立不同井型的产量方程和产能指数，认为目的层厚度角、射孔段长度、表皮系数等综合因素对生产井产能有很大影响；康永尚等[7]基于寿阳区块煤层气井的系统分析和地质因素，提出优化压裂规模可以抑制产水和提高产气；杨兆彪等[8]基于煤层气井产能方程的产能优化法，提出主力产层优选指数大于30%、其他指数大于10%，才能保证生产井的经济效益；曹运兴等[5]基于新疆阜康矿区大倾角厚煤层水平井眼轨迹与累计产气量的关系研究，认为针对高倾角煤层可以通过水平井沿煤层走向的轨迹来提高产能，这一点在本文笔者所述的研究区中已经实现；代由进等[9]基于煤层气生产井井型长期边际成本研究，认为水平井和定向井的生产效益因各区块地质和煤层物性不同而异，同时受后期运营成本的控制。前人针对煤层气井的效益问题进行了多角度的研究，但受示范区地质构造的特殊性，以及煤储层厚度、开发煤层层数、煤层孔渗差异等关键参数限制，前人的研究成果在新疆库拜煤田中区西部煤层气开发利用先导性示范区(下称“示范区”)不能“照搬照用”，但部分研究方法和思路却为笔者探索示范区井型优化起到了很重要的指导和启示作用。基于此，笔者在借鉴前人研究方法、观点、成果的基础上，结合示范区现有的地质储层物性、排采历史数据特征反馈等资料，展开研究区井型优化探索，力争对影响示范区生产井产能的因素有更进一步的认识，探索出一套与示范区综合条件相适应的井型方案。

1 煤层气开发利用示范区简介

示范区位于天山中段南麓、塔里木盆地的北缘，面积约100 km2。煤系地层主要为中生界，以侏罗世地层为主，北部中高山区出露有古生界二叠系，煤层(煤层气潜力层)赋存于侏罗系下统。区内总体构造形态为一向南倾斜的单斜构造，地层倾角一般为60°～85°，总体近东西走向，局部地段直立倒转，具有东陡西缓的变化规律。基岩属弱含水层，且岩性较复杂，含水层之间被透水性极差的泥岩、泥质粉砂岩分割，造成地下水水循环条件差、补给条件差。

据煤岩样品统计和资料总结，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之间，平均为7.34%； 9口井的渗透率在0.008～1.370 mD之间，平均为0.612 mD；煤层倾角大(60°～85°)，煤层气主采煤层4层，单煤层较厚(1.50～8.85 m)，煤层临储比高(0.66%～0.93%)、含气量高(5～15 m3/t)，煤质类型以1/3焦煤及气煤为主。示范区现有丛式定向井台6个(包括23口单井)，L型水平井2口，定向井4口。截至目前，该区投产时间最长的井近1 200 d，60%的井处于稳产阶段，日产气量逾2×104m3。综上，从基础实验数据到生产井产能，都显示了较好的储层物性和较大的产气潜力。此外，示范区临近克拉2区块、大北区块、克深区块、博孜区块以及英买力等西气东输主力气田，为气体的集输和销售提供了极大便利。因此，开展井型优选探索对于后期煤层气的勘探开发、实现效益最大化尤为重要。

2 示范区各井型生产动态参数研究

生产井液柱高度、井底流压在单位时间内波动参数可以直接反应单井、井组、临井的生产状态、表征井间联动和干扰强度，控制煤储层解吸时间和气体产出[10-15]。通过对比分析其变化特征，可以定性评价同一地质条件和储层物性的各井型生产状态及其适应性。

所提取的关键排采参数根据以下原则：

(1)排采历史数据采集截至2019年7月15日的日数据。其中，剔除因修井、停电、施工等时间段的数据。

(2)根据研究区生产井的井型，将区内生产井分为单井定向井台(下称“定向井”，图1a)、丛式井多分枝井台(下称“丛式井”，图1c)、L型水平井(图1b)三类。分别对丛式井的液柱高度和井底流压进行分析对比，认识各分支井井间的干扰情况；对定向井和L型水平井开展液柱和井底流压日降幅分析，总结其变化趋势。

图1 井型与煤储层配置关系示意Fig.1 Relation of well type and coal reservoir configuration

(3)引入三类井型已解吸井的解吸时长、降储比、临储比，探讨不同井型的解吸特征。

(4)引入气水比，比较不同井型的生产效益，优选与示范区地质构造和产能特征相匹配的井型。

(5)检泵周期计算的是卡泵、泵体磨穿、视管柱断脱、腐蚀漏液、泵效过低等，为正常检泵。

2.1 丛式井组井间干扰表征分析对比

X丛式井台的4口井，该井组深度在1 054～1 301 m，排采的煤层是A9-10、A7、A6、A5四层。X井最先投产，投产650 d时，另外3口分支井开始压裂工作，此时受压裂影响，X井液柱高度有一个急剧上升的趋势，对应的井底流压也呈现一个短暂的突增。770 d时随着3口分支井的投产，X井液柱高度和井底流压回归压裂前趋势，但随着排采的进行，井底流压降势明显大于该井之前单独排采阶段(图2a、2d)。由X丛式井组(非同时压裂投产井台)的液柱高度和井底流压在单独排采一口井阶段、其余分支井的压裂阶段、同时排采阶段三个时间段的变化趋势对比，可以看出丛式井组之间存在较为敏感的储层联动和干扰。

对比X丛式井台各单井所排采煤层的差别(表1)，共同排采的煤层为A9-10和A5，差异排采A7和A6，最多的单井排采4层煤，最少2层。结合图2a，液柱高度跟排采煤层数呈正相关关系，即每层煤对井底供水都有贡献，同样，每口单井的井底液柱降低对同一井台的其他井实现“排水降压、快速见气”都有一定程度的贡献。

图2 丛式井台排采典型参数提取动态曲线Fig.2 Extraction of typical production dynamic curves index of cluster wells

表1 各井型井基本参数Table 1 Basic parameters of each well type

Y丛式井台3口单井的目的层深度在1 221～1 278 m之间，整体较X井组深，但深度区间较小，共同排采煤层为A5、A7，2层(表1)。初始液柱高度表现了与所排采煤层数的正相关关系，这一点与X井组一致。排采初期(第20 d)，Y井液柱高度显示一个急剧大幅度的压降，而Y1与Y2井液柱降幅基本一致，推断两井共同排采的A5、A7煤层连通性较好，且供液能力持续稳定，A9-10煤层供液能力低于A5、A7；第70 d时，Y井液柱高度低于Y2井，而Y井排采的煤层数大于Y2井，进一步说明A9-10煤层供液能力相对较低；第110 d时，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显变小，而且液柱高度与井底流压变换趋势呈现较为吻合的呼应特点。把同时投产的Y井台各单井液柱高度和井底流压历史排采曲线降幅与该井台排采的目的煤层组合分析认为：①Y1和Y2两口井虽初始液柱高度和井底流压大小有差异，但是整体历史曲线趋势基本一致，说明井底供液充足，考虑到所排采煤层的差异(表1)，认为液柱水源主要来源于A5、A7，且这两个煤层连通性比较好，A9-10煤层含水量较低；②Y2井液柱高度和井底流压降幅在投产第8 d左右开始出现明显下降，而Y1井的此现象发生在第15 d左右，结合目的层埋藏深度( Y2井为1 278 m，Y1井为1 245 m，表1)，推测这种相同目的层的联动性变化受深度牵制，较深部目的层最先受到影响，即构造单斜的下倾部位，这一点在傅雪海和王超文提出的煤层上倾下部位有利快速降压结论相一致[3-4]；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50 d时液柱和流压降幅变大，这个时间节点时另外两口井相应数据变化的高点处，推测此时间点为该井组所有目的层同时开始联动的起点(图2b、2e)。

Z井台与X井台和Y井台的不同之处在于该井台有一口L型水平井，即ZL1井，从排采数据历史曲线看，该井台没有出现像X井台压裂干扰的反应，也没有显出明显的储层联动呼应，更没有凸显出水平井与其他井的排采结果的不同之处(图2c、2f)。推测原因可能为：①目的煤层埋深差异较大(300 m左右，表1)，各分支井目的层的沟通范围没有交叉，不能形成有效的井间干扰；②共同投产阶段时间较短(120 d左右)，因排采引起的层间互动还没凸显。对于此，笔者会持续跟踪探索，力求追寻出该类井型组合的生产动态特征。

形成有效的井间干扰是煤层气生产井设计的重要目的之一，也为实现投产后高产稳产和提高煤层气采收率打下了基础[16-17]。合理的目的层间距设计，不但能实现井间干扰，还能避免临层(临井)压穿和最大化地扩大有效开发面积。示范区丛式井组井间干扰较为敏感，但各井组干扰敏感度差异较大，关键影响因素还没在“量”的层面得到证实和确认，这一点也是需要努力探索的方向。

2.2 定向井排采典型参数分析对比

基于定向井的井距较远(1 km)，一般不会形成井间干扰，所以针对定向井台的研究立足于液柱高度和井底流压日降幅角度之间的比值，以探索随排采的进行相应考察参数的变化表征。

如图3a所示，两口单井投产至140 d之前，液柱日降幅基本保持一致，认为此阶段原始储层为欠压状态，而后期压裂液的侵入提高了近井孔端储层的含水饱和度，井孔供液能力相对充足；第140～400 d，液柱日降幅和波动幅度较该时间段前后都较为突出，对应时间段井底流压也显示了同样特征，推测该阶段为目的层压降漏斗以井孔为中心逐渐向远端扩展，持续推进沟通远端裂隙，即压降漏斗形成扩展阶段；第400 d之后，液柱和井底流压降幅整体趋于稳定，说明该阶段压降漏斗延展到最大，裂隙达到最大化沟通，井底能量供应持续稳定，产气量为上升阶段(图3a、图4b)。总体上看，定向井表现出平稳→波动→平稳的“三段”趋势。

图3 定向井台排采典型参数提取动态曲线Fig.3 Extraction of typical production dynamic curves index of directional wells

2.3 L型水平井液柱高度与井底流压日降幅分析对比

示范区两口顺煤层水平井，其中ZL2井2016年11月开始投产，投产第100 d放气，至今累计排采近700 d，平均日产气量近7 000 m3，累计产气近3.3×106m3。ZL1为丛式井台中的一口，2019年1月开始投产，投产第120 d放气，至今排采220 d，累计产气近9×103m3。

如图4a所示，液柱高度日降幅曲线呈现出如定向井“三段式”特点：第100 d之前液柱日降幅非常平稳；100～150 d，液柱降幅变化较大，此波动时长远远低于X、Y丛式井组和定向井，突出了L型水平井供液能力更加稳定。但井底流压在第150 d之前波动相对剧烈，基于150 d这一前后明显差异的节点，结合水平井底部与煤储层的位置关系特点(图1b)：①排采段井筒顺同一煤层延伸，物性特征可视为相同；②水平段分多段压裂射孔，ZL1井在560 m长分8段压裂射孔，ZL2井在560 m长分7段射孔。此种情况下，储层压力一旦失衡(排水)，各射孔点(段)会在短时间内迅速联动，射孔点(段)近端压力短时间内降低至解吸压力，气体释放后沿液体渗流通道流向井筒，造成套压剧烈波动。但截止到第150 d节点之后，两类参数曲线都趋于稳定状态，说明近射孔点(段)端压降释放到煤层吸附压力以下，压降范围逐渐向远端扩展(图4)，形成较丛式井台和定向井稳定的排水降压趋势。水平井的生产优势在新疆白杨河区块[5]、樊庄—郑庄区块[18]、沁水盆地南部[19]等多方面验证，可以说水平井针对煤层气井的排水、降压、稳产增产等具备较普遍的适用性。

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

3 示范区生产井适应性验证和经济效益分析

在控制井孔液柱和井底流压日降幅和最大限度地保护煤层之间寻找一种平衡，来实现连续平稳降压、缩短煤层的解吸时间和尽早实现经济收益，这就需要科学地确定井型，使其与目的层的水渗流系统和压力系统相配伍。根据示范区目前3种井型的实际生产数据，提取重要的排采参数：日液柱、日井底流压和日电机扭矩值，计算日液柱高度、日井底流压的波动差值，然后求日电机扭矩值、日液柱高度和日井底流压的波动差值，三类数据的标准方差，以考察井底水的聚集和压力传导的稳定性。在此基础上，通过气水比分析，进一步考察生产井的经济效益。

3.1 生产井适应性分析验证

对液柱高度和井底流压日降幅求标准方差，可以判别各井型目的层供液和压力传导的稳定性，若其不稳定，会导致煤粉和压裂砂的扰动，表现出排采电机扭矩变大。如图5a所示，三类井型中：①4口定向井的液柱日降幅标准方差高于31%的丛式井组单井和水平井，4口定向井的流压日降幅标准方差高于69%的丛式井组单井和水平井，3口定向井的电机扭矩标准方差高于56%的丛式单井和L型水平井；②2口L型水平井的液柱日降幅标准方差高于56%的其他各井，2口L型水平井电机扭矩标准方差高于50%的其他各井。由以上数据认为丛式井组的稳定性最高。此外，丛式井组X井流压日降幅标准方差值异常高，分析该井组的施工生产史，认为X井与该丛式井组中的压裂施工和投产排采时间相差650 d，在另外3口井施工和投产时，X井经历一段时间的排采，已经在该井台所控制的储层范围内建立一种液、压平衡，另外3口井投产时逐渐建立新的储层液、压平衡对原有平衡强烈干扰所致。

为了找出影响电机扭矩变化的主要因素，进而量化影响井底稳定性的主要因素，笔者对三类重要排采参数的标准方差进行了相关性分析(表2)。在 0.05 级别相关性显著(双尾)，Kendall和Pearson两种相关性分析方法都把主要因素指向了井底液柱日降幅，证明液柱日降幅，即井底供液能力对井底的稳定性影响最大。

表2 排采关键参数标准方差相关性分析表Table 2 Analysis of standard variance correlation analysis of key parameters of drainage

3.2 经济效益分析

任何生产井型的设计目的都是为了实现最短解吸时间和最大产气量。为探索此目的在示范区实际生产中的体现，笔者针对研究区生产井的生产效益问题，以解吸时间为节点：①解吸前，解吸时间越短，说明见到效益前的投入(设备维护、耗电量等)越少，反之投入相对增高。如图5a，解吸时长的总体由短到长为丛式井组→L型水平井→定向井，丛式井组在缩短解吸时间、减少见气前的投入方面占有优势。②解吸后的见气阶段，提出了气水比理念：即根据排采历史天数据，把日产水与日产气相对比。气水比越高，说明生产效益越好。气水比是考察一口井最终生产目的的重要参数[14,20]，为使探索结论更可靠，分别选取了排采时间和产气较长(>1 000 d)的丛式X井台、ZL2型水平井和4口定向井开展研究(图6)。

图5 排采关键参数标准方差和解吸时长统计Fig.5 Statistical analysis of standard deviation and resolution duration of key parameters of drainage

图6 研究区各井型历史排采气水比Fig.6 Comparison of gas and water ratios of various well types in the study area

在X丛式井组目的层存在敏感的相互干扰和快速解吸见气事实的基础上，该探索选取了排采历史较长(>1 000 d)且已达到产气稳定段作为研究对象。在单独排采丛式井组的一口井时，气水比较大，且波动幅度也大。示范区地层倾角大、煤层较厚，单井生产煤层真厚在6.5～20.3 m之间，64%的井煤层厚度大于10 m，大倾角、厚煤层易产生断塞流，产水(气)曲的波幅和频率代表了地层供液强度和间隔周期。断塞流的波幅大、周期长易造成目的层煤粉和压裂砂的扰动与静置，地层供液长期在大幅度、长周期的波动状态，是诱发砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，这一点在新疆白杨河矿区高倾角煤层气井排采表征上也有凸显[21]。该区的地质及生产层厚度与X井台的液柱高度曲线(200～400 d)和气水比曲线(单井排采阶段)的波动形成了明显的因果关系。但是，在该井台其他井投产之后，液柱高度和气水比曲线的波动幅度明显降低，即卡泵风险也在降低。同时，气水比曲线呈明显上升趋势，即丛式井组明显降低了卡泵风险，保证生产井持续稳定运行，提高了产气量(图6a)。

研究区ZL2井是区内唯一一口达到持续稳产高产的水平井，如图6b所示，水平井的气水比值呈线性稳定增长，相比于丛式井组产气潜力得到了有效激发，突出随着排采产气的进行，水平井采收率和生产效益在持续走高，是一种长期增效的潜力井型。但是，水平井在钻井过程中施工难度大、费用高(是定向井费用的3倍之多)。此外，投产时，由于水平井身的特殊轨迹，往往采用电潜螺杆泵，其费用可达到管式泵的10倍之多。一系列的费用增加，却只能对一层煤实现有效开发(表1)，显然此井型不具备丛式井多煤层共同开发的优势。

研究的4口定向井中1口井的气水比随排采的进行大幅度持续走高，如图6c所示，这一点与图6a的X井单独排采阶段的气水比走势相似，其余3口井却保持平稳。此现象说明示范区整体产气潜力较强，但单井对产层的控制能力差异较大，相比于丛式井组，煤层得不到相互干扰；此外，相比于水平井，有效储层得不到扩展，产气潜力没有得到有效激发，稳产后提高产能的希望不大。鉴于此，示范区不宜采用单井台定向井开发。

4 结论

(1)50%以上丛式井组中单井在流压日降幅和液柱日降幅标准方差表征的井底稳定性方面占有优势；在标准方差的相关性分析中，在置信度0.05级别水平，显示液柱日降幅对井底稳定性影响较大。

(2)丛式井组间干扰敏感，降压效果明显。虽解吸时间相对滞后，但压降漏斗能得到有效扩散；对于定向井的定性，认为应结合丛式井组(X井组)的单井排采和井组共采阶段的动态表征，建议在后期开发中根据储层特征将其改造为丛式井组；L型水平井的气水比值呈线性稳定增长，展示了其生产效益在持续走高，但相比于丛式井组受其工程造价高、投产设备昂贵、资源得不到最大化开发等不利因素的限制，在后期开发中暂不宜采用此井型。