多層合采井排采管控方法探討

李學博 崔新瑞 劉春春 彭 鶴 李 俊 張金笑

(華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 046000)

1 基本概況

針對鄭莊區塊前期開發效果差，產能到位率低的生產現狀，通過深入地質研究與技術攻關，開展了先導試驗，取得了產量突破。在此基礎上，編制實施了開發調整方案，實施后單井產能到位率大幅提升至90%以上。雖然整體開發較老井產量有明顯提高，但在實際開發中仍存在兩方面問題，一是調整井平面產量差異大；二是部分3號煤、15號煤合采井產量低于單采井，即存在“1+1<2”的情況。由于對調整區的3號煤地質、開發情況已具有較為清晰的認識，屬于地質甜點區，具有較好的產氣能力。因此，需要對15號煤地質、產氣能力及多層合采井氣、水產出情況進行分析。

2 15號煤層概述

2.1 儲層條件

研究表明，鄭莊區塊西南部上石炭統太原組15號煤儲層橫向連續性及穩定性較好。構造簡單，以寬緩背斜為主。煤層厚度一般為2～6m，平均3m。埋深范圍450～900m，平均650m左右。含氣量結余18～27m3/t，平均20m3/t。資源基礎落實，開發動用程度低。

研究區15號煤孔隙度為2.25%～10.9%，平均為6.2%。滲透率為0.02～0.9mD，平均0.44mD。儲層孔滲條件較差，屬于低孔低滲儲層。

2.2 頂底板巖性

區內15號煤頂板以灰巖為主，裂隙不發育，厚度一般為8～10m左右，封蓋能力較強。底板以泥巖為主。

2.3 水源分析

產水來源及其富水性控制單井產水量的大小，影響儲層降壓效果，影響單井產能。15號煤產水來源主要是頂板灰巖，其中斷層是灰巖含水的導水通道，大斷層發育區地面補給、小斷層發育區為層內補給，鄭莊區塊西南部距離寺頭大斷層較遠，因此補給程度較小，含水性較弱。

研究顯示，15號煤上部灰巖裂隙發育不均勻，致使其富水性不均一。通過分析測井曲線中自然電位(SP)、密度(DEN)等參數可間接表征灰巖孔裂隙發育程度，即當自然電位越低、密度值越低時，其裂隙較發育。運用該方法辨識煤巖上部灰巖裂縫發育程度，指導后期壓裂改造。

2.4 開發成效

通過15號煤地質研究，結合前期試采井情況，15號煤具備1000～1500m3/d產氣能力(圖1)，合采井平均氣量2400m3左右。實踐表明，15號煤具備較好的開發潛力，下步可作為產能接替層系，提高區塊開發效果。

圖1 單采15號煤井開發效果

3 多層合采井氣、水產出機理分析

實踐證實15號煤具備較好的產氣能力。那多層合采井產氣效果不佳，我們通過對不同煤儲層壓力及氣、水產出情況進行分析，發現存在層間干擾。

3.1 產能貢獻大小與煤層本身性質有關

受儲層條件差異性及非均質性影響，結合評價井實測數據，同一構造部位，不同煤儲層的蘭式體積和蘭式壓力是不同的；不同構造部位，同一煤儲層的蘭式體積和蘭式壓力也是不同的(圖2)。根據蘭式方程，不同部位的甲烷吸附含量是不同的。因此，經過計算后其解吸壓力是不同的。即同一煤儲層，不同構造部位的井其解吸壓力不同，這在開發中是比較常見的。但同一構造部位，不同煤儲層的解吸壓力不同是導致層間干擾的因素之一。

圖2 部分評價井不同煤儲層蘭式體積與蘭式壓力值

在實際排采過程中，在不借助分層測試等手段前提下，通過鉆、錄、固、測等有限資料我們是無法判斷合采井哪一煤儲層解吸、產氣情況的。因此，存在3號煤先解吸、3號、15號煤同時解吸和15號煤先解吸三種可能(圖3)。

圖3 部分評價井經蘭式方程換算后的解吸壓力值

3.2 多層合采井層間干擾分析

多層合采井因不同層位產能差異影響，貢獻能力強的儲層會在一定程度上抑制貢獻能力弱的儲層。

隨著排采不斷進行，上部煤層解吸產氣后，由單一水相流轉變為氣泡流和氣、水兩相流，逐漸形成氣、水產出的連續穩定狀態。但當下部煤層開始解吸產氣后，會打破原有上部氣、水相的穩定狀態。若下部煤層產能貢獻高于上部煤層，會對上部煤層的產出有一定阻礙。由于上部煤層井筒附近已形成一定程度的壓降漏斗，即存在壓力低值區，下部較強供氣能力會對上部煤層氣、水的產出造成阻力，甚至出現“倒灌”的情況，打破了上部煤層氣原有的壓降狀態，造成儲層傷害。

我們以最高套壓參數作為參考，初步判識不同層位產能貢獻情況，主要存在以下幾種情況：

(1)3號煤先解吸

當上部煤儲層先解吸時，并不能直接判斷下部15號煤儲層產氣貢獻能力大小，因此需要逐步排采觀察。在15號煤儲層解吸前，3號煤為主力貢獻層位。在15號煤解吸后，在不控制套壓的前提下，若最高套壓高于3號煤解吸壓力，則初步判斷為15號煤儲層產氣能力高于3號煤；若最高套壓低于3號煤解吸壓力，則判斷為3號煤儲層產氣能力高于15號煤。

(2)3號、15號煤同時解吸

結合蘭式方程換算結果來看，是存在多個目標層同時解吸的情況。此時最高套壓應大于單層煤儲層解吸壓力值，小于多層煤儲層各自解吸壓力值的和。

(3)15號煤先解吸

15號煤先解吸意味著，15號煤產能貢獻大于3號煤產能貢獻。最高套壓小于15號煤儲層解吸壓力。

3.3 多層合采井排采管控方法

原排采管控方法是按照單層排采模式管控，即3號煤降壓解吸后降低并穩定降液速度，保持流壓平穩下降。起套壓后不憋壓，按照穩定的提產幅度與提產周期放壓提產。這種管控模式未考慮不同煤層產能的貢獻能力大小，忽略了縱向上不同儲層的差異性，易造儲層傷害；其次開發上易導致產量差異大，給低產井原因分析帶來一定困難。

對此，提出了多層合采井排采管控的優化改進建議：①根據鄰井生產情況及相關資料估算、預計3號煤、15號煤解吸壓力，在排水段合理的調整降液幅度；②在3號煤先解吸、15號煤未解吸的情況下，維持液面在3號煤附近一段時間，充分保障15號煤排水效率，擴大壓降范圍；③在上部儲層完全暴露后，盡可能避免套壓大幅波動，減少對儲層傷害；④通過單位壓降增氣量或實際提產后壓力降幅情況等綜合判斷單井的產氣能力，合理的調整提產幅度、提產周期和穩產氣量，保障排采井健康穩定的生產。

多層合采井采用優化的排采管控模式后，單井產量提升明顯，低產低效井比例明顯降低(圖4)。

圖4 管控模式優化前后生產曲線對比圖