沁水盆地南部樊庄区块煤层气井增产措施与实践

摘 要

摘要：沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约，难以规模上产，随着开发实践的不断深入，逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。为
摘要：沁水盆地南部煤层气田樊庄区块自规模投产以来一直受单井平均产气量低的制约，难以规模上产，随着开发实践的不断深入，逐步认识到该区块气井低产的原因及增产措施的重要性。为此，制订了针对该区低产井的改造方案，详细总结分析了解堵性二次压裂在煤层气开发中的运用效果。实践表明：系列化的水力压裂技术是该区较为有效的增产手段；电脉冲解堵、径向水力喷射技术是新的尝试、有利的补充技术，但其增产效果还有待进一步观察。上述技术用于煤层气井的增产，将加快该区煤层气产能建设的步伐。
关键词：沁水盆地南部；煤层气井；增产措施；解堵；二次压裂；水力喷射；电脉冲
1 煤层气增产技术概况
1.1 各种井型及完井技术
    煤层气井直井、丛式井为目前主要的井型，随着开发实践的不断认识，在地质条件满足的区域实施羽状水平井[1]、U型井技术[2]可以数倍地提高煤层气产量；套管射孔完井为主要的完井方式，洞穴井[3]、径向水力侧钻[4]也逐步运用于煤层气增产。
1.2 各种类型的压裂技术
    水力压裂作为煤层气储层改造常规技术，目前已形成了较为成熟的煤层气压裂体系，并针对不同的压裂液、支撑剂、压裂规模、压裂工艺的探索试验。在此工艺技术上，国内外煤层气研究机构及企业进行了N2、C02、烟道气等多种气体驱替的增产试验。
1.3 其他增产技术
    目前国内还在进行井网调整增产、高能气体压裂、高能电脉冲解堵技术等方面的论证与试验。
2 樊庄区块增产措施与实践
2.1 煤层气井水力压裂解堵认识
    经过分析研究认为，沁水盆地南部煤层气田樊庄区块地质条件好的区域内低产井主要包括两大类：一类为储层首次压裂改造效果差导致低产井；另一类为煤储层后期伤害。后一类表现为3种形式[5]：①排采过程中或作业过程中造成的煤粉颗粒堵塞；②煤层气井解吸见气初期，由于停抽时间较长或停抽比较频繁，使井内液面上升，井底流压波动而导致的地层气锁；③随着气体的解吸，煤层的基质收缩超过某值，在地应力作用下，可能导致煤基质的应力闭合。根据总结各类伤害井的生产表现形式(表1)，可以参考判断低产井的类型。

2.1.1针对性压裂改造措施
    根据首次压裂改造参数和气井生产历史，判别低产类型，针对不同类型的低产井制订相应解堵性二次压裂施工工艺，达到解除伤害或者进一步改造储层的目的。经过反复论证及现场试验得出了一套适合樊庄区块煤层气井的水力压裂改造措施：①针对煤粉堵塞井，进行小规模的水力压裂解除堵塞，采取活性水压裂液，入井液量150～200m3，石英砂2m3，排量控制在2～4m3/min，砂比控制在2%～4%；②针对气锁井，进行中等规模的水力压裂解气锁，采取活性水压裂液，入井液量350～400m3，石英砂5m3，排量控制在4～5m3/min，砂比控制在2%～4%；③针对应力闭合井，进行大规模的水力压裂解堵，采取活性水压裂液，入井液量400～450m3，石英砂10m3，排量控制在6.5～8.0m3/min，砂比控制在12%～15%；④针对压裂效果差井，进行二次重新压裂技术，采取活性水压裂液，入井液量500～550m3，石英砂40m3，排量控制在7～8m3/min，砂比控制在12%～20%。另外，判别为可能存在上述多种原因导致的低产井，需按照对应较大压裂规模执行。
2.1.2措施效果分析
    近两年期间，在樊庄区块共实施各类水力压裂改造井80口，其中小规模解堵井38口，中等规模解堵井12口，大规模解堵井22口，二次重新压裂井8口，日平均增加产气量44032m3，单井日平均产气量提高550m3以上，措施有效率达到78%(表2)。

2.1.2.1小规模解堵井实例分析
   FB20-2井于2007年4月10日完钻，完钻井深520m。2008年6月25日压裂3#煤，压裂井段457.3～462.7m，厚度5.4m，共注入活性水压裂液446m3，石英砂40m3。2008年9月4日投产，排采98d解吸见气，最高日产气量达到2644m3，产气高峰时日产水1.9m3，维持90d后产气量迅速下降至813m3，水量1.4m3。判断为粉煤灰堵塞地层通道，导致产量下降。2010年6月5日进行小规模压裂解堵，措施后279d，产气量增加至2200m3，截至目前已稳产75d(图1)，已累计增产气15×104m3。

2.1.2.2 中规模解堵井实例分析
    FN5-24井于2006年11月12日完钻，完钻井深783m。2007年4月14日压裂3#煤层，压裂井段721.6～727.5m，厚度5.9m，共注入活性水压裂液551m3，石英砂45m3。2007年12月9日投产，排采134d解吸见气，最高日产气量达到693m3，产气高峰时日产水3.5m3，维持30d后日产气量迅速下降至211m3，水量0.9m3。解吸初期套压高，出现频繁俜抽导致井底压力波动，低产判断为由于井底压力反复波动导致地层气锁，导致套压、产气量迅速下降(图2)。2010年4月6日进行中等规模压裂解堵，措施后183d，产气量增加至2683m3，截至目前已稳产24d，累计增产气40×104m3。

2.1.2.3 大规模解堵井实例分析
    FB9-8井于2006年8月2日完钻，完钻井深585m。2008年6月27日压裂3#煤层，压裂井段523.8～528.8 m，厚度5.0 m，共注入活性水压裂液356m3，石英砂30m3。2008年11月7日投产，排采40d解吸见气，最高日产气量达到1746m3，产气高峰时日产水0.8m3，维持138 d后日产气量迅速下降至466m3，水量0.1m3。判断为地层气锁及地层应力闭合双重影响，导致产量下降(图3)。2010年5月1日进行大规模压裂解堵，措施后65d，产气量增加至2400m3，截至目前已稳产312d，累计增产气约54×104m3。
 

2.1.2.4 二次压裂改造实例分析
    FB18-3井于2007年5月12日完钻，完钻井深650m。2008年6月6日压裂3#煤层，压裂井段587.9～592.5m，厚度4.6m，共注入清洁压裂液246m3，石英砂30m3。2008年6月21日投产，排采301d解吸见气，最高日产气量达到1226m3，产气高峰时日产水16.2m3，维持30 d后产气量迅速下降至87m3，水量11.5m3。判断为首次压裂效果差，导致见气后套压迅速下降，降压范围难以扩展(图4)。2010年3月27日进行二次压裂，措施后168d，产量增加至2632m3，目前已稳产238d，累计增产气59×104m3。
 

2.1.2.5 未见效井实例分析
    FB6-18井于2007年4月6日完钻，完钻井深763m。2007年7月10日压裂3#煤层，压裂井段702.8～707.5m，厚度4.7m，共注入活性水压裂液460m3，石英砂40m3。2007年12月20日投产，排采127d解吸见气，最高日产气量达到1555m3，产气高峰时日产水3.5m3，维持242d后日产气量迅速下降至696m3，水量1.5m3。判断为作业导致煤粉堵塞，或气锁，导致难以高产。2009年6月4日进行中等规模压裂解堵，目前气量700m3，日产水0.7m3。经分析未见效的主要原因该井处于煤层断层带附近，煤体结构破碎，煤层堵塞后，难以用压裂方法解开地层堵塞，只有采取连续排采，平稳降压的方法，进一步扩大解吸范围，提高产气量，随着排采时间的增长，该井产量开始缓慢上升(图5)。

2.1.3水力解堵压裂技术初步结论
    通过不断实践，认为煤层气水力压裂解堵措施为目前较为有效的增产手段。而亦有部分井效果较差，综合分析，水力解堵井未见效的主要原因有3类：①选井依据不足导致措施无效，例如含气量推测不准，构造不落实而导致的误选；②水力压裂改造措施的局限性，对原有裂缝改造困难，有天然裂缝区难以形成有效裂缝，或压裂注入大量水后，延长排水期导致短期内难以见效；③解堵后，排采管理要求高，排采管理不当会导致措施无效。
2.2 煤层气井其他增产试验
2.2.1电脉冲增产试验
   煤层气井通过下套管固井、射孔压裂完井后投入生产，流体入井直接通道为射孔孔眼、井筒附近煤层压裂破碎带，由于煤层气生产为低压生产，与常规油气相比，该区域更容易被粉煤灰、泥浆、顶底板泥岩、作业带来入井内的外来物质等填充堵塞，即近井地带污染堵塞，堵塞后煤层气产量会快速递减。用水力压裂的方法可以解除近井地带堵塞，而水力压裂具有施工规模大，成本高，实施时间长，见效周期较长等局限性。针对该类问题，2011年以来在樊庄区块开展了运用高能电脉冲技术解除近井地带污染增产试验。其基本原理是运用高压放电技术作用煤层气井内液体，使其产生强大的冲击波，在近井地带产生的压力脉冲将井筒附近的地层污染解开[6]。该措施具有作业周期短、成本相对低等优势，但也具有脉冲压力波及范围小、对选井条件判别要求高等局限性。
2.2.2径向水力喷射试验
    根据压裂监测与模拟结果，煤层气井压裂具有滤失量大、有效压裂裂缝短、裂缝方向难以控制的特点[7]。而煤层气高产稳产的根本条件为降压范围、解吸范围大，常规压裂井由于有效裂缝短，导致排采后期解吸面积难以扩大。为增加人工裂缝长度、扩大解吸降压范围的目的，运用径向水力喷射的方法，通过直井套管开窗、按既定方位顺煤层近钻孔[4]，可以扩展煤层气井解吸渗流通道，大幅提高煤层气产气量。2011年在樊庄区块开展径向水力喷射增产试验，选择煤层稳定连续区域，无断层构造、地层发育平缓(倾角小于2°)的井区，针对3#煤层进行了2层不同方向钻井100m的喷射钻孔。目前现场钻孔工作已经结束，效果有待进一步观察。
    煤层气增产课题已经成为气田投产后规模增产、提高区块整体采收率的重要课题。在樊庄区块煤层气井探索实践中，深刻认识到针对不同的低产类型，需要制订针对性增产措施，而目前煤层气增产技术手段还远不能满足开发需求。
3 结论
    1) 随着开发实践的不断深入，对低产井认识也逐渐深入。笔者总结了沁水盆地南部樊庄区块地质条件好区域的低产井的类型，总结出运用针对性二次性水力压裂解堵的方式进行低产井改造，实践取得了较好的效果。认为煤层气水力压裂解堵为目前较为有效的增产手段。
    2) 鉴于水力压裂自身存在的局限性，在樊庄区块探索了电脉冲解堵、径向水力喷射等增产措施，由于实施时间短，效果有待进一步观察。
    3) 煤层气增产课题贯穿于煤层气开发的全过程，目前的增产技术远不能满足开发需求。
参考文献
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[7] 单学军，张士诚，李安启，等.煤层气井压裂裂缝扩展规律分析[J].天然气工业，2005，29(1)：32-35.
 
(本文作者：张聪1 李梦溪1 王立龙1 石汉友2 王晶1 1.中国石油华北油田煤层气勘探开发分公司；2.中国石油华北油田公司新能源部)