鄭莊區塊非自然下降井原因分析及對策研究

莫俊杰 霸 振 關濟朋 彭春花 孫澤軍

(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)

鄭莊區塊單井為300×300m井距的菱形井網，單井控制面積0.1km2，平均單井控制儲量1200萬m3。通過統計發現該區自然遞減點出現在單井累產氣量超過200萬m3，相當于采出程度大于16.6%時，開始遞減。鄭莊區塊目前共投產直井840口，其中下降井400口，主要分為兩類：一是采出程度高或者含氣飽和度低，自然下降井230口；二是含氣量高、采出程度低，非自然下降井170口，呈全區分布。非自然下降井過多嚴重制約著區塊產氣量的上升，導致整體開發效果較差。近些年，通過在儲層改造、排采工藝上，不斷的探索、改進、創新，部分非自然下降井區通過措施成功轉變為上升井區，為后續的治理提供理論依據和技術支撐。

1 礦區概況

鄭莊區塊位于沁水盆地馬蹄形斜坡帶的中部偏西，區內地層寬闊平緩，總體向西傾斜，地層傾角一般為2～7°，以發育小斷距正斷層和低緩平行褶皺為主，褶皺展布方向以北東向和南北向為主。主要可采煤層為山西組3號煤層和太原組15號煤層，保存完整，橫向分布穩定。3號煤埋深介于300～1200m，厚度5～8m。15號煤埋深較3號煤層深100m左右，厚度介于1.5～5m，總體上自東向西、由南往北埋深變大,煤層物性總體較差,非均質性強。煤巖孔隙度在3.08～10.9%,平均6.41%,原始滲透率多在0.5mD以下,平均0.147mD。煤層含氣量介于7～32m3/t之間，一般大于20m3/t，整體地質條件較好，利于煤層氣的開發。

2 非自然下降井原因分析

2.1 埋深大，滲透性差，壓降面積小

研究區北部埋深800～1100m，平均880m左右，滲透率0.03～0.04mD，儲層壓力6～10MPa，解吸壓力1.6～4.5MPa，平均2.4MPa，含氣量在23m3/t以上，含氣量普遍較高，但開發效果不理想。分析認為，隨著埋深逐漸增大，儲層壓力升高，有效應力逐漸增大，滲透率逐漸降低，制約壓降漏斗擴展，壓降面積小(圖1)。

圖1 滲透率與壓降關系示意圖

2.2 井網不完善

井網井距的大小決定煤層氣資源的動用程度，井位分布要求能夠充分、有效、均衡動用煤層氣資源。區塊南部構造平緩，煤體以原生結構為主，含氣量20m3/t以上，但是大多數單井產氣不理想。分析認為，300×300m井距基礎偏大，滲流能力弱，井間干擾不能有效疊加，排水降壓過程中井與井之間的壓降不均勻，不能形成面積降壓，導致單井采出程度低，遞減快。

2.3 一次壓裂效果差

煤層屬裂縫發育的多孔性儲層,其滲透性是影響煤層產氣量的重要因素，但煤層滲透率通常很低，儲層改造是改善滲透性的主要措施。一次壓裂效果差，壓裂施工過程中壓力曲線突升、突降，破裂壓力不明顯(圖2)。所產生的裂縫短小狹窄，不能有效延伸，無法溝通細微縫隙形成連通的復雜裂縫網絡，滲透性差。排采過程中表現為產水量少，降液速度快，套壓高，放氣后短時間內達到峰值后，迅速、持續下降。

圖2 壓裂曲線示意圖

2.4 排采管控差

煤層氣井排采控制遵循“連續、漸變、穩定”的原則，以平穩降壓為核心。生產實際中，由于管控不當、設備故障以及惡劣天氣等因素，導致部分單井排水期短，降液快，單次放氣量大或者流壓突變、排采不連續等，造成地層氣鎖、應力閉合、煤粉堵塞等現象。單井排采曲線表現為峰值高、衰減快、長期低產。

3 治理對策

3.1 水平井耦合降壓

魚骨刺水平井通過分支末端對直井助排，實現耦合面積降壓(圖3)，可以提升井組產量，從而提高資源動用程度，是目前較為成熟的水平井增產改造技術。

2016年在研究區含氣量高、采出程度低、埋深大的北部區域試驗鉆探孔34井組兩口水平井，水平井在煤層中平均進尺2400m以上，分支9條。通過溝通井網內原有裂縫，形成人工網絡縫，增強滲流能力，耦合降壓促進解吸，有效提升整個井組產氣量。目前該井組平均套壓0.32MPa，平均流壓0.35MPa，穩產10000m3，鄰近分支的老井產氣量平均上升800m3。

圖3 水平井耦合降壓示意圖

3.2 井網井距優化

煤層氣的開發需要形成一定規模的煤層氣井群，在合理井距條件下，通過井間干擾形成大面積均衡降壓，取得較好的脫氣效果，才能較大幅度地提高煤層氣井的單井平均產氣量和總產氣量。

針對井網不完善的遞減直井區，縮短井距，加密井位部署(圖4)，采用250×250m井距的正三角形井網。協同老井，大面積降壓，有效提升單井產氣量。2015年在區塊南部研究部署4口加密調整井，增產效果顯著，平均單井產氣量3000m3，相鄰老井平均增產500m3。

圖4 井網加密示意圖

3.3 儲層二次改造

針對因一次壓裂效果差及排采管控差造成非自然下降的單井實施二次壓裂，重建縫網結構，恢復滲流能力。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，二次壓裂后在橫向和縱向上進一步擴展了裂縫的空間范圍，形成長縫、縫網。

2015年在區塊北部實施二次壓裂井28口，增產效果明顯，平均單井日增氣量800m3。以孔2-002井(圖5)為例：該井埋深890m，含氣量24m3/t。放氣初期兩天內由400m3上升至1500m3，之后突變下降至200m3，長期排采氣量不見漲。分析認為，該井因排采管控差，單次放氣量過大，導致地層氣鎖。2015年實施解堵性二次壓裂后，氣量穩步增漲至2000m3。

圖5 孔2-002排采曲線圖

二次壓裂能有效擴寬、延伸原有裂縫，創造新縫，形成縫網，提高儲層滲透性，是單井增產的有效措施。