新疆庫拜煤田煤層氣開發利用先導性試驗區井型探索

吳 斌 安 慶 杜世濤

(新疆維吾爾自治區煤田地質局一六一地質勘探隊，新疆 830046)

1 示范區概況

新疆庫拜煤田中區西部煤層氣開發利用先導性示范區(下稱：示范區)位于天山中段南麓、塔里木盆地的北緣，面積約100km2。煤系地層主要沉積了中生界地層，以侏羅世為主，北部中高山區出露有古生界二疊系，煤層(煤層氣潛力層)賦存于侏羅系下統(圖1)。區內總體構造形態為一向南傾斜的單斜構造，地層傾角一般60°～85°，總體為近東西走向，局部地段直立倒轉，具有東陡西緩的變化規律。基巖屬弱含水層，且巖性較復雜，含水層之間被透水性極差的泥巖、泥質粉砂巖分割，造成地下水補給條件差，巖層裂隙和孔隙不甚發育，地下水循環條件差。

圖1 示范區地質及工程布置簡圖

據煤巖樣品統計和資料總結，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之間，平均為7.34%； 9口井的滲透率在0.008～1.37 mD之間，平均為0.612mD；煤層傾角大(60°～85°)、煤層氣主采煤層4層、單煤層較厚(1.5～8.85m)、煤層臨儲比高(0.66%～0.93%)、含氣量高(5～15m3/t)，煤質類型以1/3焦煤及氣煤為主。示范區現有叢式定向井臺6個(包括23口單井)，L型水平井2口和定向井4口。截止目前，該區投產時間最長的井近1200d，60%的井處于穩產階段，日產氣量逾2×104m3。綜上，從基礎實驗數據到生產井產能，都顯示了較好的儲層物性和較大的儲層潛力。此外，示范區臨近克拉2區塊、大北區塊、克深區塊、博孜區塊以及英買力等西氣東輸主力氣田，為氣體的集輸和銷售提供了極大便利。因此，開展井型優選探索對于后期煤層氣勘探開發，實現效益最大化尤為重要。

2 研究方法

(1)排采歷史數據采集截止至2019年6月15日的日數據。其中，剔除因修井、停電、施工等時間段的數據。

(2)根據研究區生產井的井臺、井型，將區內生產井分為單井定向井臺(下稱：定向井)、叢式井多分枝井臺(下稱：叢式井)、L型水平井三類。分別對不同井臺叢式井的液柱高度和井底流壓分析對比，探索各分支井井間干擾情況；對定向井和L型水平井開展液柱和井底流壓日降幅分析，探索其變化趨勢。

(3)引入三類已解析井的解析時長、降儲比、臨儲比，探討不同井型的解析特征。

(4)引入氣水比，比較不同井型生產效益，優選示范區地質和產能特征相匹配的井型。

3 各井型生產過程主要參數對比分析

生產井液柱高度、井底流壓及其單位時間波動等參數可以直接反應單井、井組、臨井的生產狀態、表征井間聯動和干擾強度，控制煤儲層解析時間和氣體產出。通過對比分析其變化特征，可以定性評價同一地質條件和儲層物性的各井型生產狀態及其適應性。

3.1 叢式井井組井間干擾表征分析對比

X叢式井臺的4口井，該井組深度在1054～1301m，共同排采的煤層是A9-10、 A7、A6、A5，4層。X井最先投產，投產650d時，另外3口分支井開始壓裂工作，此時受壓裂影響，X井液柱高度有一個急劇上升的趨勢，對應的井底流壓也呈現一個短暫的突增。770d時隨著3口分支井的投產，X井液柱高度和井底流壓回歸壓裂前趨勢，但隨著排采的進行，井底流壓降勢斜率明顯大于該井之前單獨排采階段(圖2a，圖2d)。由X叢式井組(非同時壓裂投產井臺)的液柱高度和井底流壓在單獨排采一口井階段、其余分支井的壓裂階段、同時排采階段，三個時間段的變化趨勢對比，可以看出多分枝定向井臺各單井之間存在較為敏感的儲層聯動和干擾。對比X叢式井臺各單井所排采煤層的不同。

Y井臺與X井臺的不同之處在于3口分支井同時投產，該井臺3口定向井組目的層深度在1221～1278m之間，間距比較小，共同排采煤層為A5、A7，兩層(表1)。該井組井較深，深度區間較小，初始井底流壓與深度顯示了密切的正相關關系。排采初期(第20d)，Y1井液柱高度顯示一個急劇大幅度的壓降，第60d時，Y與Y2井液柱高度降幅斜率出現了一個降勢的交叉轉換。第110d時，Y和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，而Y2井液柱高度降幅斜率明顯變小，而且液柱高度與井底流壓變換趨勢呈現較為吻合的呼應特點。從同時投產的Y井臺液柱高度與井底流壓歷史排采曲線降幅結合該井臺排采的目的煤層組合分析認為：①Y1和Y2兩口井雖初始液柱高度和井底流壓大小有差異，但是，整體歷史曲線趨勢基本一致，說明井底供液充足，考慮到所排采煤層的差異(表1)，認為液柱水源主要來源于A5、A7，且這兩煤層連通性比較好，A9-10煤層含水量較低；②Y2液柱高度和井底流壓降幅在投產第8d左右開始出現明顯下降，而Y1井的此現象發生在第15d左右，結合目的層埋藏深度，Y2為1278m，Y1井為1245m(表1)，推測這種相同目的層的聯動性變化受深度牽制，較深部目的層最先受到影響，即構造單斜的下傾部位，這一點在傅雪海和王超文提出的煤層上傾下部位有利快速降壓解結論相一致；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50d天時液柱和流壓降幅變大，這個時間點出現在另外兩口井相應數據數據變化的高點處，推測此時間點為該井組所有目的層同時開始聯動的啟點(圖2b，圖2e)。

表1 各井型井基本參數表

注：A10 、A7、A6、A5與4.9、5、2.5、7.9是相互對應的煤層號及厚度。

圖2 叢式井臺液柱及井底流壓降勢圖

圖3 定向井臺液柱高度及井底流壓日降幅圖

Z井臺與X井臺和Y井臺不同之處在于該井臺有一口L型水平井，即ZL1井，從排采數據歷史曲線看，該井臺沒有出現像X井臺的曲線的“三階段”的特點，也沒有顯出明顯的儲層聯動呼應，更沒有凸顯出水平井與其他井的排采結果的不同之處(圖2c,圖2f)。推測原因可能為：①井深相差比較大(220～500m左右)(表1)，當前各分支井目的溝通范圍沒有交叉，還沒形成井間干擾；②共同投產階段時間較短(120天左右)，因排采引起的層間互動還沒凸顯。對于此，筆者會持續跟蹤探索，力求追尋出該類井型組合的生產動態特征。

形成有效的井間干擾是煤層氣生產井設計的重要目的之一，也為實現投產后高產穩產和提高煤層氣采收率打下了基礎。合理的目的層間距設計，不但能實現井間干擾，還能避免臨層(臨井)壓穿和最大化的擴大有效開發面積。示范區叢式井組井間干擾較為敏感，但各井組干擾敏感度差異較大，關鍵影響因素還沒在“量”的層面得到證實和確認，這一點也是需要努力探索的方向。

3.2 定向生產表征分析對比

基于定向井的井距較遠，失去了直接對比分析液柱高度與井底流壓降幅體現出井間干擾的實際意義，所以針對單井臺定向井的研究立足于液柱高度和井底流壓日降幅角度之間的對比，以探索隨排采的進行，相應考察參數的變化表征。

圖3a兩口單井投產至140d之前，液柱日降幅基本保持一致，認為此現象的原因為原始儲層為欠壓狀態，而后期壓裂液的侵入，提高了儲層井孔近端的含水飽和度，井孔供液能力相對充足；第140～700d，液柱日降幅變化較大，推測此現象為目的層壓降漏斗以井孔為中心逐漸向遠端擴展，持續推進溝通遠端裂隙，即壓降漏斗形成擴展階段；第700d之后，液柱日降幅整體趨于穩定，推測該階段壓降漏斗擴展到極限，為產氣量上升階段(圖3a)。對應的井底流壓日降幅(圖3b),也表現出明顯的平穩→波動→平穩的“三段”趨勢。

3.3 L型水平井液柱高度與井底流壓日降幅分析對比

示范區兩口順煤層水平井，其中ZL2井2016年11月開始投產，投產第100d放氣，至今累計排采近700d，平均日產氣量近7000m3，累計產氣近3.3×106m3。ZL1為叢式定向井臺中的一口，2019年1月開始投產，投產第120d放氣，至今排采220天，累計產氣近9×103m3。

從圖4液柱高度日降幅曲線呈現出“三段式”特點，而井底流壓沒有表現出該動態特征。但截止到第150d節點，兩類參數曲線都趨于穩定狀態，與定向井的生產動態相比，體現了針對單煤層排采的水平井供液量穩定，井底兩相流更易被調控(圖4)。水平井的生產優勢在新疆白楊河區塊、樊莊-鄭莊區塊，沁水盆地南部等多方面驗證，可以說水平井針對煤層氣井的排水、降壓、穩產增產等具備較普遍的適用性。

3.4 不同井型煤儲層解析參數對比及分析

在探索不同井型儲層干擾和排采特征的基礎上，選取了示范區15口生產井的排采解析時長、臨儲比、降儲比(臨界解析壓力與儲層壓力的差值/儲層壓力)與井型相結合，以探索研究區不同井的解析時間受控因素和關鍵參數之間的關聯性。

圖4 L型水平井液柱高度及井底流壓日降幅圖

井號H1H2H3H4XX1X2X3YY1Y2ZZ1ZL1ZL2井型定向井叢式井L型水平井解析時長/d4351122119119815788410714614963109115降儲比/%0.110.070.160.140.090.020.340.090.120.270.140.220.170.140.29臨儲比/%0.890.930.840.860.910.980.660.910.880.730.860.780.830.860.71

圖5 煤層解析參數對比圖

圖6 研究區各井型歷史排采氣水比圖

從表2和圖5可知，定向井、叢式井、L型水平井的平均解析時長分別為84d、92d、112d，降儲比分別為0.12%、0.16%、0.22%，臨儲比分別為0.88%、0.84%、0.79%，解析時長與儲降比表現出正相關關系，這一特征在定向井和L型水平井中表現的最為突出，在叢式井組中這一關系表現的先對滯后。降儲比和臨儲比在任何井中都表現出明顯的負相關關系，再次印證了叢式多分枝定向井之間具備較強的井間干擾和降壓效果明顯。立足于解析時長及解析過程排采產生的費用和后期效益問題，叢式井組平均解析時長比單井井臺相差較短，但遠低于L型水平井，是比較適合示范區的井型。

4 不同井型生產效益分析對比

任何生產井型的設計目的都是為了最大限度地解析產氣，降低工程階段和生產維護檢修成本。為探索此目的在示范區實際生產中的體現，筆者對不同井型井臺的生產效益，提出了氣水比理念：即根據排采歷史天數據，把日產水與日產氣相比。氣水比越高，說明生產效益越好，是考察一口井最終生產目的的重要參數。為使探索結論更可靠，分別選取了排采時間和產氣較長(>1000d)的叢式X井臺、ZL2型水平井和4定向井開展研究(圖6)。

在X叢式井組目的層存在敏感的相互干擾和快速解析見氣事實的基礎上，該探索選取了排采歷史較長(>1000d)，且已達到產氣高峰生產井作為研究對象。在單獨排采叢式井組的一口井時，氣水比較大，且波動幅度也大。根據示范區地層傾角大、煤層較厚，單井生產煤層真厚在6.5～20.3m之間，64%的井大于10m。大傾角、厚煤層易產生斷塞流，產水(氣)曲的波幅和頻率代表了地層供液強度和間隔周期。斷塞流的波幅大，周期長易造成目的層煤粉和壓裂砂的擾動與靜置，地層供液長期在大幅度、長周期的波動狀態，是誘發砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，這一點在新疆白楊河礦區高傾角煤層氣井排采表征上也有凸顯。該區的地質及生產層厚度與X井臺的液柱高度曲線(200～400d)和氣水比曲線(單井排采階段)的波動形成了明顯的因果關系。但是，在該井臺其它井投產之后，液柱高度和氣水比曲線的波動幅度明顯降低，即卡泵風險也在降低。同時，氣水比曲線呈明顯上升趨勢，即叢式井組明顯降低了卡泵風險，保證生產井持續穩定運行，提高了生產效益(圖6a)。

針對水平井，研究區ZL2井是區內唯一一口達到持續穩產高產的井，如圖6b，水平井的氣水比值呈線性穩定增長，產氣潛力得到了有效釋放，突出了水平井隨著排采產氣的進行，其采收率和生產效益在持續走高，是一種長期增效的潛力型井型。但是，水平井在鉆井過程中，施工難度大，費用高(是定向井費用的3倍之多)。此外，投產時，由于水平井身的特殊軌跡，一般的管式泵很難滿足排采目的，往往采用電潛螺桿泵，其費用可達到管式泵的10倍之多。一系列的費用增加，卻只能對一層煤實現有效開發，顯然此井型占不具備叢式井多煤層共同開發的優勢。

針對定向井的氣水比，如圖6c，所研究的4口井中1口井的氣水比隨排采的進行以大幅度持續走高，這一點與圖6a的X井單獨排采階段的氣水比走勢相似，其余3口井保持平穩。此顯現一方面說明了示范區整體產氣潛力較強，另一方面傳遞了單井對產層的控制能力差異較大，易發生速敏效應，有效儲層得不到擴展等信息。鑒于此，示范區不宜采用單井臺定向井開發。