寿阳区块煤层气井排采中断对储层伤害的定量化分析

张红军 王海侨 胡宇霆 韩军昌

(中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

1 引言

排水采气是煤层气开发的一个非常重要的环节，煤层气的排采遵循“连续、稳定、缓慢、长期”的基本理念和原则，在通常的排采中一般都会从工艺、设备、制度等多方面尽可能的保持排采的连续，以保持储层中流体稳定的向井筒流动，不断扩大井筒外压降的范围。

排采管控的基本原则是，在避免储层伤害的基础上，通过优化排采设备和排采制度，尽量提高压降扩展的效率。排采过程中的储层伤害机理通常主要包括应力敏感、煤粉堵塞、气锁或水锁、结构失稳等。合理的排采制度和精细的排采控制是保证煤层气井排采成功的关键因素，非连续性排采、排采强度过大及井底流压降低过快是影响我国煤层气井产量的主要工程因素。

排采控制在整个煤层气开发过程中非常重要，有学者认为，我国的煤层气产业已经进入了排采的时代，排采工艺在某种程度上已成为我国煤层气产业发展的瓶颈。

煤层气井的排采中断是影响产气效果的一个重要原因，由于设备、自然、人为及储层变化等各种因素造成排采中断时，排水降压暂停，井底压力开始恢复，井筒附近储层压力回升，储层中的流体渗流状态和甲烷吸附-解吸状态发生改变，对储层造成伤害。本文从储层渗透率和井底压力临界降速的角度，对寿阳区块Q-H2井的3次排采中断前后的参数进行了定量计算，通过对比来定量分析排采中断的储层伤害程度。

2 井区地质和排采背景

(1)研究区位置和资源条件

寿阳区块位于沁水盆地东北缘(图1)，煤层气资源的主力煤层是太原组15号煤。本区是典型的高瓦斯煤矿区，也是煤层气资源较为富集的区域。

图1 研究区及目标井位置图

Q-H2井组是一组U型远距离对接水平井，由1口单支水平井和1口直井组成。该井的生产层位为15号煤，井区产层埋深739～764m，厚度4.3～4.4m，煤层和轨迹倾向均为N180°，煤层倾角约3°，煤层中下部发育一层0.4m左右的夹矸。本井水平段进尺为701m，煤层钻遇率为96%，水平井使用φ50mmPE打孔筛管完井，未进行储层改造。煤层顶板为一层0.4m厚不稳定发育的泥岩，其上为3m的灰岩，底板为厚3.2m的泥岩。本井区煤层起伏平缓，无断层和陷落柱，井身剖面见图2。本井区15煤的平均厚度4.4m，含气量约11.6m3/t，资源丰度约0.74×108m3/km2，资源条件良好。但本地区15煤的储层参数相对较差,渗透率较低，仅有0.1mD左右；储层严重欠压，压力系数仅有0.3左右；煤体结构破碎严重，以碎粒结构为主。

图2 Q-H2井排采曲线

(2)排采历史

Q-H2井开抽的初始流压为1.865MPa，排采105天后于井底流压0.701MPa时见气产生套压，排采276天后日流压降至0.13MPa时，日最高产气量仅1200m3，此时液柱仅剩10m，日产气量下降至400m3/d，日产水量0.6m3/d。经分析后认为本井已产气潜力，结束第一个周期的排采，开始进行增产改造。

本井是一口水平段纯煤进尺接近700m的水平井，但日产气量最高仅1200m3/d，分析主要原因是本地区15号煤为低压低渗煤层，且为典型的构造煤，而本井钻井过程为保持井眼安全使用了聚合物泥浆体系，后期仅进行了破胶作业，未采用任何压裂等储层增产改造措施，完井方式为筛管完井。该工艺下，井筒周围无人工裂缝，聚合物钻井液的污染使得本来就较低的储层渗透率进一步下降，整个排采过程的压降漏斗基本未得到扩展。

(3)排采中断情况

本井在排采过程中共发生了3次排采中断，中断时的基本生产参数见表1。

表1 Q-H2井产气后排采中断统计表

3 排采中断定量分析

(1)产气半径分析

产气半径是煤层气井排采生产的一个重要技术参数，生产过程中对产气半径及其变化趋势进行连续动态监控对于判断产气的状态与潜力极为重要。由于煤层的强非均质性及人工裂缝方向性等因素的影响，煤层气井真正的产气范围是不规则的，但目前的技术手段还无法准确掌握煤层所有参数，因此通常都将煤层简化为一个均质储层来进行各项研究，将产气范围作为一个均匀的圆形来进行计算。这种情况下，单独某个产气半径数据本身可能仅有参考意义，但其连续变化表现出来的趋势，则具有重要的排采效果指示意义。产气半径的获取因不同模型而有所差异，但都是由资源参数、储层参数和生产数据共同综合确定。Q-H2井的产气半径演化曲线如图3所示。

图3 Q-H2井产气半径扩展曲线

根据产气半径的连续监测，3次排采中断前的产气半径分别是0.66m、0.81m和1.05m(图4)，中断后的产气半径分别下降为0.57m、0.60m和0.57m，下降幅度分别为13.6%、25.9%和45.7%。

(2)渗透率分析

煤储层的渗透率是一个随着排采的持续而不断变化的动态值，井筒外不同位置、同一位置在不同时间其渗透率都在发生变化。排采管控的一个重要技术目标就是规避储层伤害，通过合理的排采制度来保持储层渗透率的稳定，甚至引导储层渗透率不断提高。针对Q-H2井的3次排采中断，分别对其中断前后的渗透率进行拟合计算，进而通过前后对比对排采中断的伤害进行定量表征。

3次排采中断前后拟合的渗透率见图5，煤储层渗透率分别从中断前的0.062、0.103和0.147mD下降到0.057、0.097和0.090mD，下降幅度分别为8.1%、5.8%和38.8%。前两次的伤害程度均未超过10%，第3次中断的伤害大幅度上升至接近40%，可能与其中断时间最长、压力恢复最大有关。

图5 3次中断前后的储层渗透率拟合曲线

(3)流压临界降速分析

在对产气半径进行连续跟踪计算的基础上，对流压降速和产气半径的扩展速度进行交汇分析，可以得到不同阶段不同时间的井底流压临界降速。对Q-H2井前期及3次排采中断后的临界降速计算后发现，其在第一次排采中断之前的流压临界降速为17.77kPa/d，3次排采中断之后的临界降速依次下降为11.63、6.43和4.97kPa/d，累计下降幅度分别为34.6%、63.8%和72.0%，排采中断的影响非常明显(图6)。

图6 Q-H2井产气半径扩展与流压降幅交会图

(4)中断时间影响分析

根据3次中断的储层渗透率伤害程度与其他参数的交汇分析发现，排采中断的储层伤害程度与中断时间和压力恢复有明显的正相关关系：中断时间越长、压力恢复越大，储层伤害就越大。中断超过3天、压力恢复超过150kPa储层伤害会明显加剧(图7)。因本次分析仅针对目标井的3次中断，样本数量少，该规律仅能反映大致趋势。

图7 储层伤害程度分析交汇图