筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施_李莹.pdf

第 48 卷 第 4 期 煤田地质与勘探 Vol. 48 No.4 2020 年 8 月 COAL GEOLOGY 2. Southwest Gas Production Plant, Zhejiang Oilfield Company, Yibin 644000, China Abstract Coalbed methane fields in Junlian area have good development potential, but the existence of a large number of low-production and low-efficiency wells has restricted the increase of productivity. This paper analyzes the coupling relationship between high-productivity wells and geological factors from the perspective of geological engineering integration, analyzes the causes of inefficient wells from three aspects of geology, drainage and engi- neering, and uates the corresponding re measures. The results show that the ation of inefficient wells in the north and the west of the study area is mainly affected by gas-bearing properties, fault distribution, produc- tion horizons, production and drainage rhythms, and fracturing channeling wells. High-production wells in the middle and the south area have low water production, low flow pressure, long drainage time, low pulverized coal production and high TDS. For the treatment of low yield wells, it is found that the pickling effect is better, the secondary hydraulic fracturing needs to strictly control the construction parameters, and the effect of shock plug- ging is not obvious. The treatment of low-yield and low-efficiency wells for coalbed methane should start from the deployment of well locations, and carry out well location design and construction management around the integra- tion of geology-engineering-discharge production. Keywords coalbed methane; causes of low yield wells; stimulation measures; pickling effect; secondary hydraulic frac- turing; Junlian of Sichuan 我国煤层气资源储量丰富，埋深 2 000 m 以浅 的煤层气地质资源量 29.82 万亿 m3[1]。但是我国煤 层气主力产区构造复杂、压力系数低、储层渗透率 低，煤层气开发难度较大，平均气井产量低、开发 效果不理想[2]，且增产改造措施与地质条件匹配性 差[3-4]。张亚蒲等[5]对于煤层气井的增产改造措施进 ChaoXing 第 4 期 李莹等 筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施 147 行了总结，针对我国煤层气“三低一高”的现状，分 析了水力压裂改造技术、煤中多元气体驱替技术和 定向羽状水平钻井技术的适用性。 随后， 很多学者研 究了压裂过程中不同压裂液、 不同压裂介质及不同添 加剂的压裂改造效果及其对产能改造的影响[6-7]。同 时， 也有学者从储层条件出发， 提出针对性增产改造 措施， 包括根据产区的地质情况， 对产能较低的煤层 气单井有针对性地进行不同方式的二次压裂[8-9]；地 质条件和施工工艺不匹配是导致煤层气富集区产能 不理想的主要原因[10]。近几年，随着对天然气产能 需求的提升，对表现为低产低效的煤层气井也开展 综合分析，针对性的增产改造对提升煤层气产能和 促进产业发展至关重要。四川筠连地区已经实现了 规模化的煤层气开采，总体开发效果较好，但气井 产量差异显著，低产低效井仍占有一定比例。基于 前人的研究认识，笔者从地质因素、压裂工艺、施 工过程 3 个方面对研究区煤层气井进行综合分析， 检验不同改造措施的有效性，以期为低产低效井综 合治理理论提升和方法应用提供借鉴。 1 区域概况 1.1 地质概况 四川筠连沐爱地区构造上位于东西向云台寺断 层和 NESW 向的武德向斜、沐爱-老牌坊背斜、 铁厂沟向斜和沐爱断层的交汇区[9]。其中，东西向构 造带构成了本区的基本格架。云台寺断层的断层面呈 舒缓波状，倾向多变，倾角大，破碎带宽 10～50 m， 其中构造透镜体、碎裂岩、糜棱岩化十分普遍，断 面上具有大量顺扭型水平擦痕。沐爱断层是沐爱 煤层气工区内的主要断层，延伸长约 16 km，走 向 NE，倾向 SE，倾角 60左右，破碎带达 10～20 m 图 1a，由角砾岩、碎裂岩组成，常见构造透镜 体长轴走向近 SN，显示压扭性特征。地表出露 最新的地层为第四系全新统，除缺失志留系上 统、泥盆系及石炭系、古近系和新近系外，可见 寒武系以上其他地层。 区内煤层气主力产层上二叠统乐平组上段为 海陆交互相含煤沉积，乐平组与下伏晚二叠世峨 眉山玄武岩组呈平行不整合接触。乐平组上段平 均厚 45.27 m，自上而下发育 C1、C2、C3、C5、 C7、C8、C9号煤层，主力煤层为 C2、C3、C7、C8。 其中，C2和 C3煤层分布较稳定，煤层间距一般变 化不大。C7和 C8煤层间距变化较大，变化规律与 其间的岩性组合密切相关，当其间岩性主要为砂 岩时，则相邻煤层层间距随砂岩厚度增大而增加， 随泥岩含量增多而减小。C7煤层及其顶底板中常 见团块状黄铁矿；而 C8煤中黄铁矿主要分布在煤 的上分层，特别是顶部分层中，形态以线理状和 小透镜状为主。 1.2 区域产气概况 研究区目前共有生产井 325 口，其中，关停井 7 口，开井生产 318 口。以 YL203 井组、YL204 井 组和 YL103 井组等主要高产井作为核心区图 1b， 在核心区日产过千方的井组连片分布，日产千方以 下的井主要分布在核心区的西部。尽管高产井总体 比较集中，但是高产井区域内仍分布有低产井。 区域内的低产井可分为两大类，其一为中南部 的部分新投未产气井，需要进一步观察评价，部分 已经表现出较好的产气潜力，为本区提产的潜力井 组；其二为本次研究的重点，即研究区北部及西部 的已经投入生产但是稳定产气期间产量较低的低产 老井。 图 1 筠连构造及沐爱工区产气情况 Fig.1 Tectonics in Junlian area and gas production situation in Muai block ChaoXing 148 煤田地质与勘探 第 48 卷 根据稳产期间的产气量进行单井的产气效果分 类， 按照产气量 1 000 m3/d 作为达到预期目标计算， 达产井占 35，贡献了 70以上的总产气量，65 的井达不到预期目标，仅贡献了不足 30的总产 量图 2。 需要说明的是，未达到稳定产气的井不在本次 统计的范围内，并对各井进行检查和过滤，确保不 是短时间故障引起的停井导致的误判。 图 2 各产气阶段煤层气井占比及其产气贡献率 Fig.2 Proportion of coalbed methane wells in each gas production stage and its contribution rate 2 煤层气地质特征 2.1 煤层气含量 研究区煤层气含量在 5.0～25.0 m3/t。其中，C2 煤层气含量为 7.4～15.9 m3/t，平均 13.2 m3/t，主要 呈现西低东高的特点，高值区主要分布在沐爱核心 区；C3煤层含气量为 5.0～25.0 m3/t，平均 13.47 m3/t， 主要呈现南高北低的特点， 高值区主要分布 YL203 井 区附近； C7煤层含气量为7.2～17.7 m3/t， 平均14.7 m3/t， 主要呈现南高北低的特点，高值区主要分布在研究 区块中部和南部，C8煤层含气量为 6.8～17.5 m3/t， 平均 14.4 m3/t，其展布特点与 C7煤层相同。总体 上，含气量随埋深增加而增高，即 C78煤层含气 性优于 C23煤层，实际开发效果也表现为相同的 趋势。 2.2 产水量 产气阶段，煤层气井的产水量和产气量主要受 产水阶段排水降压效果影响。排水降压阶段通过影 响煤层气的解吸量，气、水两相饱和度和相对渗透 率控制气井之间的产水量和产气量差异。排水降压 效果越好，含气饱和度越高，气相相对渗透率就越 大，产气量越高、产水量越低[10]。研究区达到目标 产量的开发井主要集中在中、南部，当前产水量低 于 1.0 m3/d，流压低于 1.0 MPa。煤层气井高产区较 低产区总体表现为产水量小、流压低、持续产气时 间长，形成了整体降压。 2.3 产煤粉量 煤粉产出对煤层气井产能的影响表现在 ① 煤 粉在迁移过程中直接堵塞储层中的人工裂缝及天然 裂缝，降低渗透率；② 煤粉被吸入水泵内部，影响 泵的稳定性，降低排水效率，进而降低排采效率； ③ 煤粉沉淀在井筒处， 发生埋泵现象[11]。 研究区内 高产气井中产煤粉量多的井基本呈 NWSE 向分 布，其余高产井产煤粉量少，产煤粉时间短；高产 气井的总体产水量一般小于 1.0 m3/d，但是也存在 少数产水量较大的井组；低产井较高产井总体上产 水量较大，产煤粉量也随之增加。总体上，产水量 与产煤粉量呈正相关， 即高产水的井产煤粉量也大。 2.4 水化学特征 煤层气开采是在排水降压的过程下完成，采气 过程和地下水的动态变化相关[12]。地下水化学成分 可表征地下水活动，反映地下水动力场的变化[13]， 能够指导煤层气的排采[14-15]。研究区内总矿化度总 体呈现南高北低的分布规律，与氯离子浓度的分布 规律基本一致，地下水总体由南向北径流，在沐爱 核心区的局部地区形成地下水的滞流区。 在滞流区， 地层水的总矿化度和氯离子浓度都较高，如 YL203 及 YL204 等高产井组主要分布在该区域。而核心区 的西部及北部低矿化度区域的井产气量大都较低。 3 低产低效井原因分析 3.1 地质因素 3.1.1 含气性和渗透性 研究区北部地层抬高，解吸压力普遍偏低且差 别大， 地层含气性差， 非均质性强， 产气量低表 1。 解吸前该区域平均产水量 0.58 m3/d，与全区平均产 水量 1.04 m3/d 相比明显偏低， 地层渗透性也相对较 差，渗透率为0.01～0.0610-3 μm2。C8煤层底板标 高介于 0～100 m，有排采井 10 口，当前日产气量过 千方井有 2 口YL17 井和 YL1703-4 井，全区日产 气量过千方的井临界解吸压力平均为 4.4 MPa，这 10 口井平均临界解吸压力为 2.86 MPa， 解吸压力整 体偏低，地层含气性差。可见储层的含气性和渗透 性是决定煤层气产量的基本地质因素。 3.1.2 断 层 研究区 YL12、YL1201-3 和 YL1201-4 等井位 于断层附近。 该断层走向NESW向， 倾角大于60， 倾向 NW 的逆断层，落差小于 50 m。其中，YL12 井表现为初始压力相对偏低，产水量明显高于同井 组的其他两口井，气水规律异常，判断是断层沟通 了含水层， 导致该井前期产水量大、 产气量低图 3。 ChaoXing 第 4 期 李莹等 筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施 149 表 1 YL1701 和 YL1703 井组临界解吸压力和产水量统计 Table 1 Desorption pressure and water production statis- tics of well groups YL1701 and YL1703 井号 开采层位 临界解吸 压力/MPa 单相水阶段平均 产水量/m3d-1 YL17 C23C78 3.12 1.70 YL1701-1 C78 1.29 YL1701-2 C78 2.60 YL1701-3 C78 3.40 YL1703 C78 3.16 0.33 YL1703-1 C78 1.12 0.54 YL1703-2 C78 4.33 YL1703-3 C78 0.32 YL1703-4 C78 4.52 0.50 YL1703-5 C78 2.16 2.9 3.1.3 开采层位 研究区 YL1901-1 井及同井组 YL1901-3 井开采 C2、C3和 C7、C8煤层，初期产水量大，未能正常产 气，对 C23层水泥封堵后，水量明显下降，产气量 达到 2 000 m3/d。分析该井具体的产水来源发现， YL1901 井组共 5 口井， 都打开了 C23、 C78四层煤， 其测井响应均表现出 C2、C3煤之间的砂岩及 C2煤 层上部间接顶板灰岩发育，但只有 YL1901-1 和 YL1901-3 井存在水量大的现象，因此，推断水不是 来自 C2、C3煤之间的砂层和 C2煤的间接顶板灰岩。 与同井组其他 3 口井相比，只有 YL1901-1 和 YL1901-3 井 C3煤层下部砂岩发育，推测突增水量 来自 C3煤层下部砂岩。 图 3 YL12 井排采曲线 Fig.3 Production curves of well YL12 3.2 排采及工程原因 3.2.1 排采制度 煤层气开采是通过排水降压使储层中的甲烷解 吸出来的，保证长期、连续、稳定的排水降压， 才能避免储层伤害及其导致的煤层气井产量的下 降[16]。排采初期，由于工程方面因素，可能会发生 多次或长时间的停排，以 YL1901-6 井为例图 4， 在排采初期多次长时间暂停排采， 导致稳产时间短， 排采过程中产生的悬浮煤粉絮凝沉降，阻塞原有的 运移通道，降低储层渗透率，从而导致产气量降低。 此外，多次、长时间中断排采的同时，井底流 压升高，储层中的甲烷并未停止解吸，并且逐渐积 聚形成一个大的甲烷气泡，此时重启排采，在排驱 压力及孔喉直径较小的情况下，大气泡堵塞吼道很 难从中排出，形成气锁[17]。气锁导致了储层渗透率 下降，即使将压力降至较低，产气量仍难以恢复。 图 4 YL1901-6 井排采曲线 Fig.4 Production curves of well YL1901-6 ChaoXing 150 煤田地质与勘探 第 48 卷 排采过程中也会产生水锁、煤粉堵塞的现象。 以 YL206-2 井为例图 5， 该井在压裂施工初期压力 异常，达到 30 MPa，表明井筒附近有堵塞，使用大 排量冲洗并用段塞打磨后，施工压力正常且停泵后 压力迅速稳定，表明压裂过程中造缝效果良好。该 井在排采初期，稳定产气量达到 1 500 m3/d 以上， 在快速提产后，产气量大幅降低，认为是提产过快 而造成了储层伤害。自最高产气量开始下降至产气 稳定，共计耗时 4 个半月，推测排采过程中提产过 快，导致煤粉运移到井筒附近堵塞裂缝，因此，可 以通过反向注入携带能力较高的液体将煤粉推至地 层深处，从而解除支撑裂缝堵塞。 3.2.2 压裂窜井 在压裂过程中，若将临近在排老井压窜时，以 被压窜的老井 YL301-2 及 YL306-3 为例图 6，受 影响的老井产气量一般会急剧下降，且长时间不能 恢复。因此，压裂时要注意井间距、裂缝延伸方位 和压裂规模，避免压窜老井。 图 5 YL206-2 井排采曲线 Fig.5 Production curves of well YL206-2 图 6 压窜典型老井排采曲线 Fig.6 Production curves of typical old pressed wells ChaoXing 第 4 期 李莹等 筠连地区煤层气低产低效井成因及增产改造措施 151 3.3 低效井成因综合分析 产区内平均单井煤层气产量较高，但产气量低 于 500 m3/d 的低产井有约 100 口，严重影响区块总 体的开发效益，所以低产井的成因分析和增产改造 势在必行。通过地质、工程和排采综合分析和诊断， 认为， 产区内造成煤层气井低产的主要原因有地质、 排采及工程 3 个方面，其模式如图 7 所示。 图 7 低产低效井成因模式 Fig.7 Genetic model of low production and low efficiency wells 4 增产改造措施应用情况分析 4.1 二次压裂 压裂施工过程复杂，压裂成功与否受诸多因素 影响[18]。压裂失败会造成储层永久性伤害，对后续 开采非常不利，甚至导致气井停产报废。研究区西 部 YL1205 井组二次压裂 2 口井， 分别为 YL1205-2、 YL1205-4 井，开采层位均为 C78煤。由压裂前后效 果 对 比 可 知 ， YL1205-2 井 改 善 效 果 不 明 显 ， YL1205-4 井提产效果明显，但该井压裂引起 YL 1205-3 井窜，压窜后产气量下降 40图 8。 4.2 酸洗解堵 井筒及输送管道内结垢会导致管道截面积减 小、液体运移阻力变大，从而降低生产效率[19-20]。 对区域内低产低效煤层气井共进行酸洗 33 口井次， 目前增产效果明显的井有 20 口，包括 YL1903 及 YL1901-5 井图 9，至 2018 年 12 月累计增加产气 量达 549 万 m3，酸化效果明显。但酸洗施工方案也 应依据煤层及顶底板岩性优化配置，如，从 YL1 井 和昭 104 井，由测井成果可知，煤层及顶底板岩性 中含有酸敏性泥岩，需通过优化酸洗方案，避免酸 液进入煤层引起新的储层伤害。 经过酸洗二次改造后，虽然多数井取得了较好 改造效果，但也存在着相当大比例的失败案例，表 明针对储层特性差异，需优化酸洗选井的标准。有 过高产量的历史，证实煤层的可采性，如果产气量 快速下降，可考虑近井地带堵塞及后期中断引起的 储层污染。但是近井筒酸化距离有限，有效期短， 需要对近井筒疏通和储层改造进行综合考虑。针对 产气量快速递减下降、正常排采未长期中断的井， 进行近井地带堵塞解除后，提产效果明显。 4.3 震荡解堵 研究区内进行震荡解堵施工共 8 井次，目前有 效井 1 口，有效率需要评估，效果见表 2。YL306-2 井是解堵效果最好的井图 10，该井正常排采过程 中出现气产量快速下降，历经 4 个月，由日产气量 800 m3下降到小于 100 m3，期间产水微量，产气量 速度下降率较正常快 5～7 倍，判断近井地带存在明 显的堵塞， 震荡解堵后， 日产气量恢复到约 700 m3。 5 增产改造措施应用展望 5.1 二次压裂适宜条件 二次压裂改造老井的可行性，应从地质、测井、 应力和排采等方面进行综合考量。 a. 地质因素 平面上未见断层发育，临储比较 高且具有良好地质基础；从排采角度看，产气潜力 良好，能够连续产气，但当前日产气量均明显低于 同井组其他井产气量；当前产水量较低，压裂后大 量产水的可能性较小，便于采气。 针对以上因素，研究区选取的适宜二次压裂的 井参数见表 3。并对 YL203-1 井进行了二次压裂试 验，产气量上升至 900 m3/d，效果显著。 b. 测 井 根据测井参数建立合理的评分函 数，选取评分较高的井，结合其他参数进行综合 考量，如 YL1904 井 C78煤层顶底板伽马值较高， 主要为炭质泥岩和泥岩，封堵性好，但是容易因 煤泥分散导致支撑裂缝被堵塞，二次压裂需优化 施工参数。 c. 排采方面 煤层气井具有稳定的生产历史， 并且部分井出现过产气高峰期。如，YL1904 井排采 前期、中期曾经出现高产期，后再次被堵塞，累计 产气量低。判断其原因与支撑剂在裂缝闭合前落 入裂缝底部，煤层中部未得到充分支撑有关。 d. 应力方面 煤层气井开采的目的煤层和其 顶底板应力相差较大，以免压窜、沟通顶底板含水 层或其他井。 5.2 解堵改造措施应用策略 统计 2013 年至 2017 年 45 口封停井及 325 口在 ChaoXing 152 煤田地质与勘探 第 48 卷 产井的记录，对累计煤粉量、平均煤粉量和出煤粉 天数进行对比，遴选出累计产煤粉和出煤粉天数上 有异常高的井进行分析，对后期解堵改造具有指示 意义。分析发现煤粉产出具有以下几项规律① 日 产水量大的井出煤粉比例高，出煤粉量和产煤粉天 数也多，与水量大携带煤粉的能力强有关；② 排采 井产煤粉主要发生在解吸至初始提产阶段，由于气 体的解吸增大了液体的黏度，使得排采水携带煤粉 的能力大大增强； ③ 降压速度的控制也是影响煤粉 产出的重要因素。在解吸产气阶段尝试引入动能的 概念 动能日产水日产气折算至井下日降压幅 度0.001，动能与煤粉的关系仍需要进一步研究和 完善，同时确认临界值。 因此，根据煤粉产出规律，将计划洗井与应急 洗井相结合，完善洗井制度，在解吸前后与提产期 间加密洗井，将有效降低煤粉产出量大的井的检泵 次数，从而延长检泵周期，实现气井的连续、稳定 排采。 6 结 论 a. 四川筠连地区，煤层气高产井主要分布在中 部和南部，其地质、工程条件表明，高产井主体上 产水量低于 1 m3/d，具有低流压、产气时间持续长、 煤粉产量低、破裂压力低、停泵压力低及地层水高 矿化度的特点。个别井因压裂沟通了 C23煤层附近 含水层，初期产水量及产煤粉量较高，经堵水作业 图 8 YL1205 井组煤层气采曲线 Fig.8 Production curves of well YL1205 ChaoXing 154 煤田地质与勘探 第 48 卷 表 3 二次压裂选井参数 Table 3 Selection parameters of secondary fracturing well 井号 临储比 产水峰 值/m3d-1 产气峰 值/m3d-1 累计产水 量/m3 累计产气 量/m3 井组平均产气 量/m3d-1 平均产气 量/m3d-1 YL1904 0.93 102.0 1 286 316 332 364 687 393 YL1904-1 0.96 1 427 231 768 154 687 338 YL1905-3 0.86 1.2 547 166 91 933 1 169 367 YL203-1 0.65 2.7 1 605 449 834 039 1 086 494 YL301-2 0.99 555 953 786 112 后产气量大幅提升，总体上产水量与产煤粉量呈正 相关。 b. 低产井主体分布在研究区北部，地质条件差 是其低产的主要因素。地质因素包括地层抬升造成 的煤层含气性差，解吸压力低且差异大；相邻含水 层被断层沟通，初始地层压力及解吸压力低，前期 产水量大，产气量小。工程和排采因素包括开采节 奏变化反复长时间停关井、快速提产等造成储层 伤害，产气量突然增加而后迅速下降；二次压裂施 工参数不合理导致老井被压窜，产气量突然下降且 长时间不能恢复。 c. 二次改造需结合地质条件优化施工参数，减 少压窜对邻井的影响。针对高产煤粉井，实施酸洗 及水力震荡解堵改造，其中，酸洗有效性强，但有 效期短。水力震荡解堵效果不显著，煤粉对井筒粘 附力较强，其效果有待进一步验证。 d. 煤层气低效井治理，重点在井位选取，从地 质角度评价储层资源状况和产气潜力，从压裂角度 评估储层的改造效果，从试井的角度评估储层渗透 性， 从排采角度验证和分析排采井的真实产气潜力， 围绕地质-工程-排采一体化分析低产原因，谨慎优 选有潜力的低产低效井再进行二次改造。 请听作者语音介绍创新技术成果 等信息，欢迎与作者进行交流 参考文献References OSID 码 [1] 庚勐，陈浩，陈艳鹏，等. 第 4 轮全国煤层气资源评价方法及 结果[J]. 煤炭科学技术，2018，46664-68. 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