鄭莊區塊煤層氣低產井增產技術研究

趙武鵬 劉春春 申興偉 彭鶴 霍洪濤

中國石油華北油田山西煤層氣分公司

鄭莊區塊煤層氣低產井增產技術研究

趙武鵬 劉春春 申興偉 彭鶴 霍洪濤

中國石油華北油田山西煤層氣分公司

山西沁水盆地鄭莊區塊經過多年開發，目前已初具規模。但是隨著排采持續進行，部分生產井產量已經呈現明顯下滑的態勢。針對低產原因，從地質構造（斷層、陷落柱）以及工程施工（壓裂液、壓裂參數）2個方面對排采井低產原因進行深入分析，提出現場施工采用活性水壓裂液以及采用變排量施工工藝，尤其針對埋深大、滲透率極低的低產井提出“大液量、大砂量、變排量”壓裂工藝，確保儲層改造達到預期的效果。由于煤層堵塞導致生產井產量下降，建議采用解堵性二次水力壓裂改造措施，并且在鄭莊區塊首次實施微生物解堵的實驗性措施，探索了該技術在鄭莊區塊低產井治理中的有效性。

鄭莊區塊；煤層氣增產；地質構造；工程施工 ；變排量；微生物解堵

山西沁水盆地是我國煤層氣勘探開發的重要基地。鄭莊區塊位于沁水盆地南部，主體部分隸屬山西省沁水縣，地表以山地丘陵為主，地層寬緩，地層傾角平均只有4°左右，低緩、平行褶皺普遍發育；斷層相對不發育，區內最大斷層是寺頭正斷層和后城腰斷層以及與之伴生的斷層，區塊內發育有一定數量的陷落柱。目前主要開發層系為二疊系山西組3#煤層和石炭系太原組15#煤層［1］。該區塊煤層氣儲量豐富，勘探開發潛力大。但是由于煤儲層普遍具備“低壓、低滲、低飽和”特征，同時受地質構造和工程施工方面的影響［2］，目前部分排采井產量較低。根據現場情況，對煤層氣生產井低產原因進行了深入的研究。

1 煤層氣單井低產原因分析

Analysis on the reasons for the low production rate of CBM well

1.1 地質構造因素

Geological structure

通常來講，若煤儲層區域內發育張性正斷層，巖層發生相對位移，這就很容易形成煤層氣的散失通道，不利于煤層氣的保存；煤儲層發育陷落柱的區域一般都具有活躍的水動力條件和良好的地下水通道，陷落柱的存在不僅會破壞煤層的連續性，也會使鄰近水層與煤儲層連通，嚴重影響煤層的含氣性［3］。由于早期地質認識存在偏差，有些排采井部署在張性正斷層或者陷落柱附近，含氣量低（小于14 m3/t）、吸附飽和度不高（解吸壓力小于1.5 MPa），導致排采過程中產水量較大，產量低。據不完全統計，鄭莊區塊某作業區低產井中受地質構造條件影響的井達57口，其中37口井位于東北部大斷層2側，15口井受到區域內發育的局部小斷層影響（距斷層距離＜50 m），5口井受到陷落柱影響。以M井為例（如圖1所示），M井于2012年投產，由于鄰近張性斷層（距離斷層50 m）的緣故，導致煤儲層封蓋性不好，投產4年多以來累計產氣僅726 m3，累計產水3 564 m3，套壓0.05 MPa。以N井為例（如圖2所示），N井由于鄰近陷落柱，導致煤儲層不連續，儲層含氣量低，投產4年多，一直未見產氣，累計產水763.1 m3。此類井提高產量還沒找到有效的辦法。這就要求今后再部署排采井井位時要充分了解區域內單井的地質構造情況，避開斷裂作用強烈的區域［4］。

1.2 工程施工因素

Engineering construction

（1）鉆井液污染煤儲層。鄭莊區塊煤儲層普遍具有“三低”（低壓、低滲、低飽和）特征以及微裂隙、割理發育、機械強度低、易破碎、易吸附性等特征。為了防止井壁坍塌和提高鉆井液的攜帶能力，部分排采井在前期鉆、完井過程中，都會往鉆井液中加入一些高分子聚合物。這些聚合物分子量非常大，會隨著鉆井液運移到煤儲層微孔隙、微裂縫中。高分子聚合物的吸附作用易引起黏土絮凝堵塞，羧基水化作用易引起黏土膨脹堵塞，從而導致煤儲層滲透率急劇下降，排水降壓困難，單井產氣量低［5］。鉆井液中也含有固相顆粒，它們一部分來自鉆井液本身（黏土顆粒），也有來自鉆井過程中產生的鉆屑（如巖屑、煤粒等）。在正壓差的作用下，鉆井液中的膠體顆粒和其他細微顆粒被吸附堵塞在煤層氣的孔隙喉道上，鉆井液濾液的侵入也易發生各類敏感性反應，從而生成各類不溶性沉淀物［6］，嚴重影響煤儲層滲透率。根據前期的鉆完井資料以及后期的生產數據綜合分析，鄭莊區塊某作業區低產井中受鉆、完井過程中儲層傷害導致低產的比例相當大，占60%，甚至有一部分井，從前期投產開始就一直不產氣，不產水。

圖2 N井構造剖面圖Fig. 2 Structural map of Well N

（2）凍膠壓裂液堵塞煤儲層。部分排采井在早期儲層改造過程中使用了凍膠壓裂液，傷害了儲層，導致滲流通道堵塞，滲透率下降，單井產量低。煤儲層具有吸附性強、微裂隙發育和機械強度低、易變形的特性，這就要求儲層改造過程中降低濾失量，使壓裂縫長能夠延伸到更遠的地層，也對壓裂液的攜砂性提出了更高的要求。在早期煤層氣儲層改造過程中，經常使用的壓裂液有3大類：凍膠、清潔壓裂液和活性水。實驗表明，在這3類壓裂液中，凍膠壓裂液的攜砂能力最好。但是由于煤儲層具有低溫、低壓的特點，該種壓裂液在施工過程中返排比較困難，同時破膠不徹底，容易在煤層滲流通道內殘留大量的固相殘渣［7］，這對于煤儲層的滲透性造成很大影響，不利于煤層氣單井的排水降壓工作，導致產量低。

（3）不合理的壓裂參數影響壓裂效果。部分排采井在早期儲層改造過程中采用不合理的壓裂技術參數（前置液量、壓裂液量、支撐劑量等），導致第1次壓裂沒有形成長、穩裂縫或裂縫沒有有效支撐，在后期排采過程中隨著儲層壓力降低，裂縫閉合，從而煤儲層滲透率下降，單井產量急劇下降［8］。鄭莊區塊在前期的儲層改造中，由于對部分單井周邊的地質情況了解程度不夠，很多單井的儲層改造方案設計都是相同的，比如大排量施工方法，單一加砂量、相同的壓裂液量等。鄭莊區塊某作業區曾經對所管轄的部分單井的前期儲層改造方案做過后評價，發現在部分井的施工方案中所加入的前置液量和支撐劑量嚴重不足，這對裂縫的縫長和縫寬的增加產生很大影響，不利于擴大單井的降壓范圍，造成單井低產；部分單井的施工排量從一開始到結束都是大排量施工，這對裂縫的控制非常困難，對于濾失量較大的井，很難積聚有效應力張開裂縫，導致最終形成的有效裂縫很少，影響壓裂效果。

2 增產技術

Stimulation technology

2.1 優化壓裂技術參數和采用“大液量大砂量變排量”工藝

Optimization of fracturing technology parameter and adoption of “high liquid rate, high sand rate and variable displacement” technology

凍膠壓裂液雖然攜砂能力強，但是破膠后容易在儲層滲流通道內留下固相殘渣，對儲層傷害較大，而且裂縫控制難；而活性水壓裂液不僅成本低廉，而且對煤層傷害較小［2］。儲層改造過程中，若要形成長、穩裂縫且裂縫有效支撐，除了選用活性水壓裂液體系，還要堅持合理化設計，在充分了解單井地質條件的前提下，針對不同的低產井選擇合理的前置液量、壓裂液排量以及加砂量。合理安排壓裂施工規模，采用變排量施工工藝，開始時采用小排量施工，到了后期采用大排量施工，這樣有利于提高裂縫寬度、降低濾失量，提高壓裂效果。

鄭莊區塊某作業區通過對轄區內63口生產井生產數據進行細致對比，并且結合前期儲層壓裂改造方案進行詳細分析，發現對于煤層埋深800 m以內的單井，前置液量 200～250 m3，攜砂液量 250～350 m3，總液量 500～650 m3，注砂量大于等于 40 m3，砂液比為10%～15% 時煤層氣井的最高產氣量較高；壓裂液排量采用變排量施工工藝，排量范圍4～8 m3/min，破裂壓力15～28 MPa，大多數煤層氣生產井產量較高。當煤層埋深位于800 m以下時，由于煤層埋深加大，滲透率極低（0.01 mD左右），壓裂造長縫、寬縫的難度加大，這就要求壓裂的技術參數有些相應變化。2015年2月鄭莊區塊某作業區在Z井儲層改造過程中嘗試了“大液量、大砂量、變排量”的壓裂工藝。Z井煤層埋深990 m，滲透率0.01 mD，構造簡單，位于背斜翼部，遠離張性斷層、陷落柱等區域，原生煤結構發育，煤層厚度5.5 m，含灰分較少，含氣量 22 m3/t，解吸壓力 4.7 MPa，日產氣 50 m3，日產水0.1 m3。主要施工工藝：前置液比例低（20%），多段支撐劑（低密度支撐劑或者細砂、中砂、粗砂搭配使用），中砂 60 m3，粗砂 40 m3，砂比 15% 左右，壓裂液量 1 000 m3，變排量 4～8 m3/min，破裂壓力 12.6～45.4 MPa，平均28.3 MPa。經過近一年的排采觀察，目前該井日產氣750 m3，日產水0.5 m3。據了解，該作業區在鄭莊區塊部署了5口與Z井同類型井，目前4口井已產氣量，日產氣 2 500 m3，500～1 000 m3井 2口，單井平均日產氣625 m3，單井平均日產水6.7 m3。分析認為，壓裂液量、砂量、排量對于煤層滲透率和氣體解吸有一定的相關性。對于埋深大于800 m的單井，“大液量、大砂量”壓裂工藝改造加大了壓裂規模，有效提升了活性水壓裂液的攜帶能力，提高了壓裂造縫的延展性和支撐性，增大了改造體積，改善了滲透性，具有相對較好的適應性和推廣價值。針對此類埋深大于800 m的單井，該作業區計劃在對構造狀況、排采數據、儲層物性以及測井曲線等資料進行綜合評價的基礎上，擴大使用該壓裂工藝的規模，提高大埋深、低滲透率的單井產量。

2.2 二次水力壓裂改造措施

Secondary hydraulic fracturing technology

部分生產井在前期鉆井、完井過程中，儲層受到污染，導致井筒附近導流通道被堵塞，造成單井產量低；部分井由于第1次儲層改造沒有達到預期的效果，在后期排采過程中，裂縫閉合，從而煤儲層滲透率下降，單井產量急劇下降。這些井建議通過解堵性二次（重復）水力壓裂改造技術，有效疏導滲流通道，提高單井產量。解堵性二次水力壓裂改造，首先要利用鉆井、測井等各項資料對低產井所在區域的地質條件進行再認識，精細地質選井，依據“構造簡單區（遠離大斷層500 m以上，盡量避開褶曲發育區）、含氣量高值區（解吸壓力＞2.0 MPa，折算含氣量＞18 m3/t）、井網完善井（鄰井穩產氣量＞500 m3）、煤層結構好（原生結構煤、頂底板為泥巖或砂質泥巖、厚度大于5 m）4個原則優選出適合解堵性二次水力壓裂改造的排采井。以鄭莊區塊某作業區為例，該作業區于2014年2月份實施共計12口，氣量由1 000 m3/d上升至11 000 m3/d，目前平均流壓0.28 MPa，平均套壓0.25 MPa，見效率達82%，增產效果較好，建議繼續優選實施解堵性二次水力壓裂改造措施。

2.3 微生物解堵技術

Microbial blockage removing technology

通過現場實驗以及生產數據綜合分析，這種技術對于鄭莊區塊低效井治理具有一定的成效，該工藝簡單、投資少、無污染。微生物解堵工藝通過向煤層注入微生物工作液，激活煤層中的細菌和產甲烷菌，這些微生物在生長繁殖過程中能夠將煤組分中的纖維素、半纖維素、木質素等物質降解為小分子酸、CO2及H2，增加煤層孔隙度；同時，產生的小分子物質還能在乙酸發酵還原產甲烷菌和二氧化碳還原產甲烷菌的作用下生成甲烷氣體，提高煤層氣單井產量。根據該工藝的特點，鄭莊區塊某作業區優選了一批長期低產井實施微生物解堵。這些井需具備長期低產，含氣量高，埋藏深以及儲層物性差等特點。鄭莊區塊有4口低產井實施了微生物解堵措施，目前正處在排水降壓階段，解堵效果有待進一步觀察。

3 結論與認識

Conclusions and cognitions

（1）張性正斷層和陷落柱附近容易形成煤層氣散失通道，不利于保存，嚴重影響煤層含氣量。所以在部署井位時應該避開斷裂作用強烈的區域。

（2）對于埋深小于800 m的單井壓裂施工，前置液量 200～250 m3，攜砂液量 250～350 m3，總液量500～650 m3時，注砂量至少達到 40 m3，砂液比為10%～15%，壓裂液排量采用變排量施工工藝，變排量在 4～8 m3/min，破裂壓力處于 15～28 MPa，有利于在煤層形成長、穩裂縫，產氣量較高。

（3）對于埋深大于800 m的單井壓裂改造，“大液量、大砂量、變排量”壓裂工藝加大了壓裂規模，有效提升了活性水壓裂液的攜帶能力，提高了壓裂裂縫的延展性和支撐性，增大了改造體積，改善了滲透性，增氣效果明顯。這為同類的低產井治理工作提供了一個全新的思路，具有一定的借鑒和指導作用。

（4）微生物解堵技術不僅可以增加煤層孔隙度，還可以生成新的甲烷氣。目前該項技術在鄭莊區塊屬于探索性的試驗，措施效果還有待于進一步觀察。

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（修改稿收到日期 2017-06-30）

〔編輯 薛改珍〕

Study on the stimulation technologies for low-yield CBM wells in Zhengzhuang Block

ZHAO Wupeng, LIU Chunchun, SHEN Xingwei, PENG He, HUO Hongtao
CBM Branch Company, CNPC Huabei Oil field Company, Jincheng 048000, Shanxi, China

After years’ development, CBM production is currently taking shape in Zhengzhuang Block, the Qinshui Basin, Shanxi.As the drainage gas recovery continues, however, the production rate of some production wells presents the obvious decline trend. In this paper, the reasons for the low production rate of drainage wells were analyzed deeply from the aspects of geological structure (fault and collapse column) and engineering construction (fracturing fuid and fracturing parameters). In order to realize the desired reservoir stimulation effect, it was proposed to adopt active water fracturing fuid and variable displacement construction technology in construction sites, and especially to apply the fracturing technology of “high liquid rate, high sand rate and variable displacement” in low-yield wells which are deep with extra low permeability. Production decline is caused by coal bed blockage, so it was recommended to take the blockage removing measure of secondary hydraulic fracturing. And microbial blockage removing technology was, for the frst time,experimentally implemented in Zhengzhuang Block to explore its effectiveness in treating the low-yield wells in this block.

Zhengzhuang Block; CBM stimulation; geological structure; engineering construction; variable displacement; microbial blockage removal

趙武鵬，劉春春，申興偉，彭鶴，霍洪濤.鄭莊區塊煤層氣低產井增產技術研究［J］ .石油鉆采工藝，2017，39（4）：491-494.

TE121； TD712.6

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0491 – 04

10.13639/j.odpt.2017.04.017

:ZHAO Wupeng, LIU Chunchun, SHEN Xingwei, PENG He, HUO Hongtao. Study on the stimulation technologies for low-yield CBM wells in Zhengzhuang Block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 491-494.

趙武鵬（1984-），2011年畢業于長江大學資源勘查工程專業，現從事煤層氣勘探開發，生產管理方面的工作。通訊地址：（048000）山西省晉城市文博南路969號華北油田煤層氣分公司地質研究所。E-mail：390675643@qq.com