沁水區塊老井低產原因分析及對策研究

許立超 顧 健 張紅星 原紅超 王福勝 莫俊杰

(中國石油與天然氣股份有限公司華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048000)

沁水區塊目前共投產840口直井，產能到位率24%，總體開發效果不理想，其中低產井(日產氣小于200m3)共計380口，占總井數的45%。低產井過多制約了產氣量的上升。投產3年以來，通過不斷的認識與治理，2013年的150口低產井，目前已成功轉變為中高產井，為下一步400口低產井的治理提供了良好的思路。

1 礦區概況

沁水區塊位于沁水盆地南部，主體部分位于寺頭斷層西側，整體構造較平緩，構造類型主要為北傾單斜地層和鼻狀構造組合，局部發育有小規模背斜和向斜。地層傾角一般3°～7°，平均4°左右。斷層較發育，整個區塊分布斷層78條，斷層走向多為近東西向、南北向。

山西組3號煤是該區的主力開發煤層，煤層厚5～7m，平均6m，全區發育穩定，煤巖為無煙煤Ⅲ號，孔隙以微孔為主。

煤層埋深呈北深南淺趨勢，南區埋深400～600m，平均500m左右；北區埋深700～1000m，平均800m，埋深較大，滲透性變差。

全區含氣量普遍大于20m3/t，總體富集。斷層、陷落柱附近含氣量低于15m3/t。

在氣藏保存方面，頂底板以泥巖為主，封蓋能力強，并且水文地質特征簡單，煤層為弱含水層，所以該區3號煤層煤層氣藏整體為優質氣藏。

根據以上地質條件，再參考控制煤層氣產能地質因素的研究，該區直井日產氣量可達1000～1500m3。

2 直井開發效果及低產原因分析

2.1 區塊直井開發情況

區塊投產直井840口，解吸井740口，產氣井520口(見圖1)，目前平均流壓0.5MPa，平均套壓0.3MPa，日產氣41.4×104m3，日產水1700m3。平均單井日產氣500m3，日產氣大于2000m3井35口，1000～2000m3井125口，200～1000m3井300口，小于200m3井380口。低產井占總井數的45%，目前平均流壓0.2MPa，日產氣2.2×104m3。主要集中于區塊東部，累計產氣3000×104m3，累計產水285×104m3，產出程度0.5%，采氣速度0.09%。

圖1 沁水區塊低產井分布圖

2.2 影響直井產氣量的主要因素

國內外煤層氣開發實踐表明，煤層氣井產能主控因素主要有儲層改造、含氣性、埋深、滲透性等多方面的因素,其中滲透率是決定儲層氣、水流動的主要因素，而儲層改造就是改善滲透性的主要措施，但是改造效果與煤層的其它基本條件息息相關。在沁水區塊造成低產井較多的主要因素為儲層改造不適應、保存條件受到破壞、儲解壓差大等三方面的原因。

2.3 產水量過大，煤層降壓困難

沁水區塊中部，含氣量較高，在20～24m3/t。該區單井解吸后套壓快速上升，但產氣后氣量快速下降，長期排采后不見上升，目前低產或不產氣。

通過分析，認為是儲層改造過程中壓穿了頂板，溝通了上覆的山西組上段砂巖含水層，造成單井“排水不降壓”的現象。

2.4 受構造影響，煤層氣大量逸散，含氣量低

沁水區塊發育斷距大于10m以上斷層74條、發育陷落柱27個，斷層、陷落柱在發育過程中導致局部應力釋放，地層較為破碎，煤層氣保存較為困難。距離斷層、陷落柱100m以內井，生產表現為產水量較大、解吸壓力較低(圖2)。

圖2 煤層壓裂示意圖

沁水區塊東部共發育3個規模較小的背斜。核部張裂隙發育，出現開放性斷層，且域構造曲率較大，導致煤層氣通過斷裂、大裂隙大量逸散。兩翼到弧頂含氣性逐漸變差，單井解吸壓力從兩翼到弧頂逐漸降低(圖3)，平均從2.5MPa降低至0.5MPa。單井生產表現為解吸壓力較低，從產氣初期到目前，一直維持低產水平，無上升趨勢。

圖3 煤層氣逸散示意圖

2.5 埋深大，滲透性差，儲層降壓緩慢

區塊北部埋深700～1100m，平均820m左右，低產井解吸壓力0.6～4.5MPa，平均2.4MPa，推算含氣量在23m3/t以上，含氣量普遍較高，但開發效果較差。

分析認為，大埋深井低產的主要原因是滲透性差和儲層壓力高兩方面原因導致。區塊北部通過試井實測滲透率為0.03～0.04mD，儲層壓力在6～10MPa，壓降漏斗擴展十分緩慢，煤層排水降壓困難。

從圖4、圖5中可以看出：儲層壓力與解析壓力差值越大，單井儲層壓力降至解吸壓力所需時間越多，產氣量提升較為困難。

圖4 煤層氣排采示意圖

圖5 產氣量與壓力差關系圖

3 增產對策

3.1 低產區水平井耦合降壓

從樊莊多分支水平井末端鉆直井助排情況來看，水平井末端實施耦合降壓，工藝成熟，增產效果較好。短期內實現了整體降壓，單井氣量高。在低產井區可借鑒實施，提高開發成效。樊莊實施助排直井，5口井平均單井日產量5500m3，是鄰井直井的1.8倍。3口被助排水平井，平均單井日增氣2000m3。井組平均增產15000m3。

目前沁水區塊實施的3個耦合降壓井組，短期內實現了整體降壓，單井氣量高于鄰井。在樊莊區塊直井助排水平井耦合降壓成效顯著，沁水區塊耦合降壓初見成效的基礎上，下步計劃在沁水區塊推廣水平井-直井耦合降壓。在低產直井區域內鉆水平井，對低產區域整體盤活。

3.2 大埋深區域

(1)二次壓裂

2014年年初以來，針對大埋深井經研究、探索和實驗，在沁水區塊800m以深區域實施二次壓裂井40口，增產效果明顯，預計平均單井日增氣600～800m3。

二次壓裂井曲線形態與初次壓裂發生較大變化，通過初次壓裂與二次壓裂微地震裂縫監測成果來看，初次壓裂裂縫基本沿著最大主應力方向，二次壓裂裂縫方向與最大主應力方面出現了15°～30°的夾角。分析認為一次壓裂后經過較長時間的排水降壓，應力狀態發生較大變化，二次壓裂后在縱向上進一步擴展了裂縫的空間范圍。

同時在構造煤發育區，分析認為煤層的力學強度較低，壓裂砂較容易嵌入煤層，構造煤中更容易出現煤粉與壓裂砂的混合體，從而產生堵塞。而壓裂砂基本不嵌入砂巖，壓裂形成的通道穩定可靠，為煤層產氣創造了良好條件。

(2)多分支水平井

2016年在沁莊區塊鉆探高試34平1、高試34平2兩口水平井，水平井在煤層中平均進尺2400m以上、鉆遇率達95%以上，分支與主支夾角平均30°。這兩口水平井采用篩管完井，沒有進行壓裂改造。這兩口井產氣量還處于上升階段，預計穩產后日產氣量均可達到8000m3以上(圖6)。

圖6 高試34平1#、平2#排采曲線