樊庄区块煤层气低产井治理实践及认识

2022-03-21赵武鹏刘昌平李鹏鹏袁延耿霍洪涛金德辉

中国煤层气 2022年6期

赵武鹏刘昌平李鹏鹏袁延耿霍洪涛金德辉

(中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048203)

山西沁水盆地樊庄区块是我国煤层气勘探开发的重要基地。该区块构造较简单，煤层以东西向、北东向褶皱为主，地层倾角小于5°;断层不发育，局部井区发育高角度小断层。煤层埋深为400～850m，受构造抬升影响，整体呈现东部浅西部深，北部深南部浅。3号煤层厚度大、分布稳定，平均厚度6.0m。本区煤层以原生结构煤为主，煤岩变质程度高，煤层孔隙度低(0.3%)、渗透性差(小于0.5mD)。随着排采持续进行，部分生产井产量明显下降，同时还有部分单井一直呈现低产态势，区块产能未能得到有效释放。针对这一问题，从地质构造和工程两方面分析原因，并提出一些建议和措施。

1 煤层气低产井原因分析

1.1 地质因素

(1)煤层构造条件差

通常来讲，若煤储层区域内发育张性正断层，岩层发生相对位移，这就很容易形成煤层气的散失通道，不利于煤层气的保存；煤储层发育陷落柱的区域一般都具有活跃的水动力条件和良好的地下水通道，陷落柱的存在不仅会破坏煤层的连续性，也会使邻近水层与煤储层连通，严重影响煤层的含气性。由于早期地质认识存在偏差，有些排采井部署在张性正断层或者陷落柱附近，含气量低、吸附饱和度不高，导致排采过程中产水量较大，产气量低。据不完全统计，樊庄区块某区域中低产井中受地质构造条件差影响的井多达22口，其中16口井受到区域内发育的局部小断层影响(距断层距离小于50m)，6口井受到陷落柱影响。以A井为例，该井于2012年投产，由于邻近断层的缘故，导致煤储层封盖性不好，投产10多年以来累计产气仅600m3，累计产水10.8×104m3，套压0.03MPa。以B井为例，B井由于邻近陷落柱，导致煤储层不连续，储层含气量低，投产8年多，一直未见产气，累计产水3×104m3。这就要求今后再部署排采井井位时要充分了解区域内单井的地质构造情况，避开断裂作用强烈的区域。

(2)井距布置不合理

理论上在煤层气开发过程中，随着压降范围的扩大，最终可以达到协同降压、井间干扰。由于初期基础资料少，直井井网配置关系较差，井网设计多采用井距300m×300m的规则井网，实施时由于开发区内地表条件复杂，局部呈现出不规则状井网，井距偏大，2010年以前投产的直井局部井距甚至大于600m以上。投入排采后，暴露出单井产气量偏低，面积降压困难等开发问题。以樊庄区块南部为例，自2006年以来相继投产500余口直井，由于受井距偏大影响，未能达到井网协同降压，到了开发中后期，绝大多数单井都呈现出产量低、稳产难的问题，年产气递减率达到17%(图1)。

图1 樊庄区块南部单井产气递减趋势

1.2 工程施工

(1)下泵位置不合理

由于早期对大斜度井、水平井工艺的认识有限，追求更大的生产压差来释放单井产能，将泵的安装位置都设计在稳斜断(水平段)或者接近造斜点的位置附近。经过后期的排采实践发现：部分井虽然短期内可以快速提高产量，但是也导致泵的故障率升高，检泵周期缩短，影响排采时率。经过深入分析认为：①部分水平井稳斜段以及造斜点位置狗腿度较大，在这些大狗腿度位置下泵会使泵体弯曲程度增加，无形中使活塞驱动力增加，造成活塞间隙增大，泵漏失的概率增加，缩短检泵周期，影响排水效率。②在高温、高压等因素影响下，煤储层地应力和局部变化挤压力会使部分水平井井下套管蠕变而发生塑性流动，使原来的井眼轨迹发生变形、弯曲，这也加剧了井下泵在大狗腿度位置的磨损程度，导致检泵频次增加，影响排采效率。以樊庄区块南部为例，樊M平L井投产于2020年6月，正常产水量26m3/d，受下泵位置处于大狗腿度井段影响，频繁出现活塞运移阻力增加，活塞与泵筒间隙过大，漏失严重，导致泵效下降的问题，日产气量由4000m3降至1000m3。据不完全统计，樊庄区块存在类似问题的水平井达到10口，严重影响区块产能的释放，急需治理。

(2)井型设计不合理

在地质构造条件、钻完井工艺、排采管控相似的情况下，影响水平井单井产量的关键因素是分支产状。以樊庄区块P井组和Q井组为例，两个井组地质构造条件相似，分支展布相似，分支下倾井的产量明显低于分支上倾井的产量。分析认为，当分支产状下倾时，各分支的水不容易流向洞穴井，直接影响排水降压效率，造成水平分支控制区域难以形成有效的降压面积，影响解吸气量，致使水平井产气效果不理想。据了解，樊庄区块南部共有煤层气多分支水平井29口，其中分支下倾井12口，直接影响排水降压效率，导致产能无法完全释放，区块储量动用程度有限。

2 增产对策及实践

2.1 对高产水井实施堵水工艺

堵水工艺就是向井中注入堵剂以阻止或减少气井出水，在油田开发中后期，经常采用堵水工艺来解决油气井高产水难降液的问题。堵水的重点在于怎么去找到出水的具体位置，如何选择出匹配程度高的堵剂。研究人员借鉴堵水工艺在油田领域应用的实践经验，引入堵水工艺，尝试解决高产水煤层气井低产的难题。

樊71平H是樊庄区块于2017年投产的水平井，近5年来，累计产水5.1×104m3，平均日产水27.8m3，套压0.013MPa，流压2.89MPa，目标储层压力难以下降，单井累计产气量仅为0.1×104m3。经过对该井地质构造条件以及压裂改造等资料的研究，认为该井在599m处遇到小断层或小型陷落柱，联通顶底板灰岩含水层，不断向井底补给水源，导致单井产水量大，未能实现对目标储层有效降压，抑制产能的释放。研究人员通过对该井钻井、录井及测井资料进行系统分析，成功确定了井下产水的出水通道；通过对化学堵剂、纤维堵剂等堵剂的优点、缺点进行综合考量，选用成本较低、强度大、耐髙温的水泥作为堵剂。在水和水泥混合而成的水泥浆中添加缓凝剂、减阻剂、悬浮剂等辅剂来改善堵剂的性能，实现更好的封堵效果。2021年4月份，在樊71平H井场实施堵水工艺试验，经过近1年的跟踪观察，单井日产水量由27.8m3降至3m3，目标储层压力稳步下降，日产气量由100m3提升至1500m3。研究人员于今年年初又优选出15口高产水井，进行推广试验，实现对高产水井出水通道进行有效封堵，提高单井产量，目前施工效果正在跟踪评价中。

2.2 部署多分支水平井，促进形成井间干扰

煤层气井形成井间干扰的必要条件为：①较完善的井网和合理的井距；②井间存在可连通的裂隙系统，包含煤岩自身的渗流通道，天然裂隙系统和人工改造的渗流通道；③对煤储层排水降压。

以樊庄区块樊X井区为例，该井区下辖X1、X2、X3、X4、X5、X6等6口低产井，技术人员通过对该井区低产井的地质条件和生产数据进行深入对比、分析，发现：该井区地质条件比较优越，构造简单平缓、含气量较高；经过多年开发，该井区低产井平均井底流压1.0MPa，平均套压0.02MPa，平均日产气100m3，平均日产水0.3m3，增产潜力巨大。技术人员最终确定在该井区内部署干扰井，促进形成井间干扰。由于多分支水平井相对于垂直井具有导流能力高、解吸面积大、单井产量高、采气时间短、占地面积少等明显优势。所以，最终采用多分支水平井作为实验干扰井的井型。樊XPS作为樊X井区干扰井于2021年6月投产，经过近1年多排采平稳降压，阶梯式小幅度调气，目前该井套压1.5MPa，井底流压1.6MPa，日产气6000m3，日产水2m3，气量呈快速上升趋势，同时处于该井区的6口低产邻井日产气量均有所增加。分析认为：在樊X井区部署干扰多分支水平井后，有效缩小了单井的间距，使得井距更加合理；排采过程中排水压降与流体产出后，压力能波及至距离井筒较远的地方，井间压力产生相互关系，形成井间干扰；另外通过科学管控，使得地层压力平稳降低，压裂缝网得到保护，避免了由于煤层应力状态突变导致裂缝过早闭合。

2.3 在煤层气水平井下倾分支末端部署助排直井

煤层气降压的主要动力为储层压力差，在地层倾角大的煤层中，单井控制面积内低部位降压程度要明显低于高部位。若低部位井持续排水，则会对高部位相邻井形成助排降压的作用。FZP04-H井为樊庄区块一口多分支水平井，其分支剖面走向为下倾，产气量效果较差，排采3年来累计产气量仅为1000m3，分析认为分支末端剖面走向为下倾，难以形成有效降压。2020年，为达到协同降压的效果，在其水平分支末端构造下倾部位部署2口直井(4-H1、4-H2)，协助FZP04-H井排水降压。经过近半年的跟踪评价，该多分支水平井日产气量上升4000m3，两口助排直井平均日产气量3500m3，协同降压效果明显。截止目前，已在3口低产水平井分支末端实施助排直井5口，井均日增气2000m3。接着计划再进行井位优选，在水平井下倾分支末端部署助排直井，实现助排直井压裂裂缝与相邻多分支水平井实现协同降压，提高井组开发水平。

2.4 上提泵筒至狗腿度小的位置

针对部分水平井由于将泵下放至狗腿度较大的位置，从而使泵体弯曲程度高，造成活塞间隙增大，泵漏失的概率增加，影响排水效率的问题，研究人员对下泵位置进行适当的上提，将其从狗腿度大的位置提升至狗腿度较小的位置，减小活塞与泵筒的间隙，提高排水效率。通过对樊M平L井的下泵位置优化，将下泵位置上提至狗腿度小的位置(表1)，目前日产水由18m3增加至28m3，日产气量由4000m3提升至7000m3。研究人员在这一基础上又将剩余的10口典型井实施了优化下泵位置的施工，产水量明显增加，产气量也大幅提高。