五阳矿区煤层气井开发效果分析

李思齐

（山西潞安环保能源开发股份有限公司 五阳煤矿，山西 长治 046205）

0 引 言

我国具有丰富的煤层气资源，其中埋深2 000 m 以浅的地质资源储量为36.8 万亿m3[1]。对煤层气的开发，不仅能够提高能源的利用率，而且可以减少温室气体排放、防治煤矿瓦斯灾害。随着技术发展，煤层气地面开发逐渐成为一种重要的开发方式，我国众多学者也对煤层气井开发技术进行了大量研究。

张文勇等[2]基于断裂力学理论，系统分析了煤层气井液氮伴注压裂的增产机制，发现压裂后能有效提高地层能量，提高临界解吸压力，缩短煤层气井排采见气周期。张亚蒲等[3]对于煤层气井的增产改造措施进行了总结，分析了水力压裂改造技术、煤中多元气体驱替技术和定向羽状水平钻井技术的适用性。李莹等[4]从地质、工程一体化的角度，结合地质条件，并从工程因素出发，剖析高产井与地质因素的耦合关系，揭示地质、排采及工程3 个方面影响下的低效井成因，并针对性提出相应的改造措施。季长江等[5]为探究沁水盆地南部赵庄区块松软低渗煤层煤层气井低产原因，采用液氮吸附、扫描电镜及X 衍射等手段，对目的煤层的孔—裂隙发育特征、黏土矿物组成等进行分析。慕甜等[6]以捞砂煤粉为研究对象，通过控制不同相流控制煤粉产出，开展多相流条件下不同粒径煤粉启动—运移试验模拟，系统研究了煤层气井中多相流条件下煤粉启动—运移规律。刘江等[7]基于贵州六盘水地区以往煤层气勘查与试采工作，分析该区二叠系龙潭组煤层气地质条件和煤储层特征，对比分析两口煤层气井合层排采管控制度及其效果。赵国飞等[8]构建了煤层气区块生产潜力评价指标体系，确定了评价参数权重，建立了区间值灰色关联度煤层气区块优选模型。刘磊[9]阐述了液氮伴注技术提高煤层临界解吸压力机理和CO2驱替煤层甲烷机理并进行了工业性试验，提高了煤层气井的开发效果。

综上所述，前人对煤层气井的开发进行了多种研究，但是对不同工艺下煤层气井的开发效果缺乏系统的研究。本文以五阳矿区煤层气井为例，从压裂方式、压裂工艺、加砂方式3 个方面对不同工艺下煤层气井的开发效果进行了分析。

1 矿区概况

五阳矿区位于五阳井田西部，地处襄垣县境内，位于文王山正断层和西川正断层之间。除南北边界断层（文王山北正断层和西川正断层） 外，还发育有王家庄正断层、小黄庄正断层、大黄庄正断层、太平背斜、天仓向斜、五阳背斜构造形迹，它们的走向均大体平行呈NEE 向，表现为堑—垒相间的构造组合，北部还发育有走向呈NNW 向的次级褶曲；陷落柱主要集中在天仓向斜轴两侧；地层倾角变化较大，一般小于10°，整体上构造复杂。煤层埋深呈现东高西低，埋深500 ～600 m，平均埋深560 m；3 号煤层厚度5 ～7.6 m，平均6.4 m，煤层结构简单，南北较厚，厚度变化不大，属稳定型煤层。煤层顶板为泥岩、砂质泥岩、粉砂岩，局部为砂岩。底板为黑色泥岩、砂质泥岩，深灰色粉砂岩，且该区煤层顶底板均为非渗透性泥岩，封盖条件好利于煤层气藏保存。矿区目前产气井共94 口。

2 不同压裂方式下产气效果

早期施工的煤层气井采用活性水、液氮伴注、氮气泡沫、胍胶4 种压裂方式，其中活性水压裂井数为 8 口，分别为 1-6、1-7、1-9、1-10、1-11、1-23、1-29；液氮伴注压裂井数为7 口，分别为1-18、 1-19、 1-24、 1-25、 1-30、 1-31、 1-32；氮气泡沫压裂井数为5 口，分别为1-22、1-27、1-28、1-33、1-34；胍胶压裂井数为3 口，分别为1-20、1-21、1-26。将不同压裂方式下产气量划分为4 个等级：产气量>1 000 m3/d、产气量500～1 000 m3/d、产气量100 ～500 m3/d、产气量<100 m3/d。不同压裂方式下煤层气井产气量所占比例如图1 所示。

图1 不同压裂方式下产气量占比分布Fig.1 Gas production proportion distribution under different fracturing modes

从图1 中可以看出，活性水压裂方式中，产气量在1 000 m3/d 以上的井数占比37.5%，所占比例最多；液氮伴注压裂方式产气量主要集中在<100 m3/d，井数占比71.4%；氮气泡沫压裂方式产气量主要集中在100 ～500 m3/d，井数占比达到80%；胍胶压裂方式产气量占比较为均匀，但产气量不高。氮气泡沫和胍胶压裂方式产气量没有在1 000 m3/d 以上的。从以上分析中可以看出，活性水、液氮伴注、氮气泡沫、胍胶4 种压裂方式中，采用活性水压裂的煤层气井效果较好。

3 不同压裂工艺下产气效果

在后续生产过程中，试验了同步压裂和单独压裂下煤层气井的产气效果，除压裂工艺外，其他条件均相同。其中1-83、1-84、1-75 号井同步压裂，其周围1-74、1-76、1-82、1-85 号井单独压裂，各井产气量及产气量占比见表1 和图2 所示。

表1 同步压裂与单独压裂井产气量Table 1 Gas production from simultaneous fracturing and separate fracturing gas

图2 不同压裂工艺产气量占比Fig.2 Gas production ratios of different fracturing processes

从表1 和图2 中可以看出，同步压裂方式煤层气井产气量主要集中在500 ～1 000 m3/d，3 口井中只有1 口井产气量低于500 m3/d，为304 m3/d，井数占比33.3%；单独压裂方式煤层气井产气量主要集中在100 ～500 m3/d，4 口井中只有1 口井产气量高于500 m3/d，为536 m3/d，井数占比25%。同步压裂方式煤层气井最高产气量为831 m3/d，高于单独压裂的536 m3/d；同步压裂方式煤层气井产气量最低产气量为304 m3/d，高于单独压裂的196 m3/d；同步压裂方式煤层气井平均产气量为592 m3/d，高于单独压裂的368 m3/d。

从以上分析中可以看出，采用同步压裂方式压裂的煤层井产气效果要优于单独压裂方式，这是由于同步压裂有助于改善煤层整体渗透率，增透效果与单独压裂相比更好。

4 不同加砂工艺下产气效果

加砂工艺有常规加砂、二次加砂和段塞加砂，五阳矿区试验了各方式下的产气效果，除加砂方式外，其他均相同。二次加砂井号为1-92、1-93，段塞加砂井号为1-90、1-91，普通加砂井号为1-77、1-78。各加砂方式煤层气井产气量见表2。

表2 各加砂方式煤层气井产气量Table 2 Gas production of coalbed methane with each sand addition method

采用普通加砂、二次加砂、段塞加砂时，煤层气井最高产气量分别为308、387、447 m3/d，最低产气量分别为272、347、408 m3/d。图3 为不同加砂方式煤层气井平均产量，从图3 中可以看出，与普通加砂方式相比，二次加砂和段塞加砂煤层气井产气量效果较好，分析认为二次加砂和段塞加砂方式与普通加砂方式相比，二次加砂和段塞加砂方式支撑距离远、铺砂浓度高，增加了人工裂缝，为煤层气的产出提供了通道。在三种加砂方式中，段塞加砂煤层气产出效果最好。

图3 不同加砂方式煤层气井平均产量Fig.3 Average production of CBMwells with different sanding methods

5 结 论

（1） 采用活性水、液氮伴注、氮气泡沫压裂方式时，煤层气井产出量分别集中在>1 000 m3/d、<100 m3/d 和100 ～500 m3/d，胍胶压裂方式产气量占比分布比较均匀，但产气量不高，4 种压裂方式中活性水压裂方式产气效果最好。

（2） 采用同步压裂方式压裂的煤层井产气效果要优于单独压裂方式，同步压裂有助于改善煤层整体渗透率，增透效果与单独压裂相比更好。

（3） 与普通加砂方式相比，二次加砂和段塞加砂方式支撑距离远、铺砂浓度高，增加了人工裂缝，为煤层气的产出提供了通道，3 种加砂方式中段塞加砂方式煤层气井产出效果最好。