沁水煤层气田樊庄区块产能影响因素分析

孟庆春 左银卿 魏 强 周 崔丽华

(中国石油华北油田勘探开发研究院, 河北 062552)

2000 年, 对沁水煤层气田6 口井采用小井距进行先导试验, 日产气稳定在2000～2700m3/d 之间, 最高达5800m3/d。2006 年规模投产转入生产排采阶段。同时, 按照产能建设方案, 在樊庄区块采用了水平井开采。

在樊庄区块地质构造特征划分的十几个构造区块中, 煤层气井的生产, 井与井之间以及单井在不同的生产阶段, 呈现出不同的生产特征, 通过单井监测及跟踪研究, 这些特征受各种不同因素的控制。本文以樊庄区块为例, 从地质角度结合数值模拟技术探究煤层气井生产产能影响。

1 煤层气储层条件对煤层气产能的影响

影响煤层气生产能力的储层因素主要有煤层渗透率、煤层分布状况 (煤层厚度) 、煤阶、含气量、沉积环境、构造应力以及水动力条件等。采用Eclipse 数值模拟软件中的煤层气模型, 讨论煤层厚度、煤层裂缝孔隙度、含气量、煤层的压裂改造(裂缝长度、渗透率) 和井底流压对煤层气井产量的影响。分析模拟结果, 煤层厚度、含气量以及压裂改造的裂缝半长和渗透率对煤层气产能影响较大, 各参数对煤层气井的产量的影响见表1。

表1 数值模拟分析煤层产气量影响因素

煤层厚度、含气量对煤层气产能的影响显而易见, 在其它地质条件相同、工作制度一致的情况下, 煤层含气量越高, 煤层越厚, 煤层气的地质储量越大, 单井控制储量越大, 其开采潜力越大。

2 工程条件对煤层气产能的影响

裂缝半长越长产能越高, 随着裂缝长度的增大, 产气量、最大产气量、稳产时间都在增加。但是渗透率对产气量的影响不同, 开发早期, 较大渗透率的情况下, 产气量增大, 达到产气峰值的时间早, 主要因为渗透率增大, 减小了气、水流动的阻力, 使产水量增大, 储层压力下降更快, 气体解吸速度加快。到开发后期, 渗透率越大, 产气量比低渗透率情况下的反而小, 但累积产气量仍然高于低渗透率条件。

结合煤层气井供液能力数学模型, 在同等压裂改造、地质条件相当的情况下, 在煤层厚度、供给半径、气井半径、含气性、流体特性等参数基本相当的条件下影响产气的主要因素, 归纳起来也就是含气饱和度 (含气量) 和渗透性两个主要影响因素。影响煤储层含气量、渗透率的因素十分复杂,有时是综合因素的影响, 有时是某一因素起主导作用。

3 地质构造对单井产能影响

3．1 背斜构造初始产气可能早, 但产气量不高,产水量也不太大

(1) 初始产气时间

统计樊庄区块不同构造产气时间, 在固县背斜、玉溪西背斜的排采产气井的初始产气时间在15～130 天, 由于后期投产井大部分没有放气, 因而, 统计了其起套压时间, 同样, 固县背斜的排采井的起套压时间平均在34 天之内, 仍然为最先起套压的排采井。

(2) 产水/产气量

樊庄区块不同构造产水/产气量的统计数据表明, 背斜部位井一般产水量在1．9～3．8m3/d, 平均日产水量2．7m3, 累计产水150～370m3, 开始产气, 平均日产气量500m3/d。图1 显示, 背斜部位的井的日产气/累计产气量不高。

尤其在煤层底板等高线的圈闭部位, 与外界水动力联系很弱, 煤层气保存条件较好, 在张力作用下游离气较多, 初始产气时间较短。在背斜圈闭部位的煤层气井, 降压容易, 产气量峰值到达时间早, 产水量少。由于与其他构造部位联系较少, 致使产气周期短、产气量少, 玉溪西背斜的气井生产情况即是如此。

图1 樊庄区块产气分布图

3．2 背斜翼部是产气的有利部位

位于背斜翼部的生产井, 储层受力均匀, 顶底板比较完好, 在上部水压头和下部“奥灰水”补给作用下, 煤层气不易被解吸逸散, 从而聚集成藏。排采过程中压降漏斗影响范围大, 形成井间压力重叠和主要产气区。

樊庄区块构造翼部排采井的产气/产水统计,与背斜构造不同处表现为产气量高于前者, 一般为3．9～5．9m3/d, 平均为4．5m3/d, 累计产气量也高于前者。图1 显示出差别比较明显。

3．3 断层的导水性

断层的导水性导致断层附近含气量低, 排采井可能产水量大、产气量较小或不产气。而向斜构造低部位水体大, 同样压降慢, 压力短期内难以达到解吸压力, 造成产气晚、产水量大、产气量小。

(1) 由地震及井分层所建立的层面构造, 区块内部构造结构比较复杂, 存在若干个小规模的背斜、向斜构造, 在内部小断层的控制下, 构造结构更为复杂。

断层导水作用除了地表水向深部各含水层的补给外, 深部主要表现为以中奥陶统灰岩为主的岩溶裂隙水向煤系含水层、煤层进行灌注与补给。

断层附近裂缝发育, 通过压裂易与断层、地层水或地表水沟通, 煤层气沿裂缝散逸, 排采井可能产水量大、产气量较小或不产气。统计断层附近的目前生产井的生产情况, 数据变化受地质构造的控制, 向斜构造的较低部位的煤层气井, 大部分井产水量在10m3以上, 见套压时间相对晚, 产气量小(或排采2 年时间还没产气) ;

(2) 由于处于同一区块的煤层处于同一水动力压力系统, 构造低部位水体大、压降慢, 压力短期内难以达到解吸压力, 因此产气晚、产水量大, 产气量小。在向斜构造较低部位的煤储层, 在排水采气过程中, 会接受来自翼部储层中水的补给, 储层中水汇集于此, 排水强度最大, 产水量大, 压降漏斗却小, 产气量峰值达到时间晚。所以, 在构造低部位平均单井日产水量超过10m3/d 的居多, 甚至达到55m3/d。樊庄区块断层附近和构造低部位气井产量统计结果, 平均日产水量14．7m3, 累计产气量很少。

在初始降压过程中储层中水补给量的大小, 煤储层中水的流动是制约煤层气井产量的主要因素,而构造特点则决定了煤储层中水的流动方向, 基于上述分析, 精细煤储层描述、研究煤储层构造底板等高线展布是选择煤层气井部署区域、提高煤层气井产量基础。

3．4 地质条件也是决定煤层气水平井排采效果好坏的决定性因素

多分支水平井技术在沁水煤层气田的应用, 标志着煤层气钻井和完井技术的发展, 随着樊庄区块多分支水平井的陆续投产, 从目前排采现状暴露的问题分析, 研究地质构造是多分支水平井钻井成功、大幅度提高产量的关键。

(1) 水平井产量与水平井所处构造位置及钻遇断层发育程度有关

目前生产的水平井5 口井的日产气量在1．5 万m3以上, 从构造图上分析, 这五口水平井所处构造相对简单, 基本处于构造宽缓的翼部, 水平段沿煤层上倾方向钻进, 没有钻遇断层或很少。表2 显示了部分生产井与构造的关系, 随着生产时间的延长, 暴露出的问题会更明显。

表2 樊庄区块部分水平井产量统计

例如FZP02 - 3 井是目前多分支水平井排采时间较长、产气量较高的一口井, 该井煤质结构很好(图2) , 工程井与洞穴井连通后, 水平段沿地层上倾方向钻进 (图3) , 煤层进尺3579m, 没有钻遇断层, 且钻出煤层的层段相对少, 该井水平段煤层连通率相对高。FZP02- 3 井于2008 年1 月9 日投产,目前产气5 万m3/天, 累计产气320 万m3。

由于前期的地质构造不太清楚, 在完钻的45口多分支水平井中, 有部分井 (图4) 水平段沿下倾方向钻进, 且延伸到构造低部位, 甚至单井钻遇多条断层, 排除工程原因 (例煤层坍塌) 的各种影响, 仅从地质角度考虑, 有可能产水量大, 倾斜地层可能使生产井的产气时间滞后, 但是否影响产气量且影响程度大小, 尽管目前的实际资料还无法证实, 也将不利煤层气解吸产出。

图2 FZP02- 3 井煤层结构

(2) 水平井产量与水平段煤层钻遇率、连通程度有关

图3 FZP02- 3HL4 (L2) 钻井轨迹

图4 FZP03- 1HL7 (L6) 钻井轨迹

FZP3- 1H 多分支水平井钻有2 个水平主支, 8个水平分支, 总进尺为5523m, 统计实际煤层中累计水平进尺3662m, 该井总体特点为： ①主井眼连通性差; ②分支井眼从分支点起水平段在煤层外或煤层底部 (顶部) 居多; ③钻遇断层多, 地质条件复杂, 特别是地层倾向变化时地质导向准确率降低, 例L8 (L6) 分支水平段的钻进, 整个分支水平段的连通性极差; ④水平段中煤层钻遇率低; ⑤实际钻进轨迹与设计相差大。由于众多不利因素,该井生产中排水降压困难, 该井目前累计产水18455m3, 未见产气, 套压为0, 平均日产水46m3。

另外, 如果多分支水平井的水平段煤层钻遇率高, 仅仅是沿倾斜地层下倾方向延伸, 但水平延伸段仍处于构造的有利富气区, 可能产气时间滞后,但产气量的影响程度相对小的多 (表3) 。

表3 水平井分支走向统计表

(3) 水平段延伸方向与主裂缝发育方向相交,沟通的裂缝越多, 越有利于产气。

水平井水平段延伸方向与主裂缝发育方向垂直或存在一定角度优于平行于主裂缝方向。煤层的面割理方位直接决定了主水平井眼的方位。

郑庄- 樊庄区块以NE65 - 85°、NW20 - 50°方位裂缝最发育, 排采井水平段延伸方向与两组裂缝成正交状态, 即水平分支走向为北北东和北北西的水平井大都产气情况比较好。

从以上分析不难理解, 目前樊庄区块水平井产气情况也与构造位置高低相关, 倾斜地层可能使生产井的产气时间滞后, 但是否影响产气量且影响程度大小, 尽管目前的实际资料还无法证实, 但是研究地质构造, 优选多分支水平井井位及钻井轨迹也是非常关键的环节。2008 年新采集的二维地震资料解释结果认为郑庄区块煤层条件比樊庄区块更复杂, 所以为顺利完成15 亿m3产能建设, 更应在仔细研究现有资料的前提下部署多分支水平井。

4 煤体结构对煤层气井产量的影响

煤体结构是煤储层渗透率的间接反映, 煤体结构资料的的获得主要依靠井下实际编录和钻井取芯, 但是井巷编录在未采区的资料无法获得, 而钻井取芯常因煤层取心率低, 进行煤体结构分析准确度不高, 而方便快捷的评价方法是利用测井资料评价煤体结构, 在视电阻率曲线和在自然伽玛曲线上, 软煤表现为数值降低和增大, 同时三孔隙度曲线也有相应变化。

图5 地层剖面显示纵向上煤岩质量的差异, 纵向上煤层段可大致分为三层, 不同井煤体结构的差异不尽相同。但是软煤的存在可能造成每口井的压裂增产效果不同, 使得有的井可以高产, 有的井产量不理想, 因此, 在后面的投产直井中, 全部压裂三层结构的上面2 层, 虽然部分井顶部一层煤层厚度相对薄, 但顶部一层相对厚的情况也并非个别井, 例如华蒲2- 12 井, 因此投产井优化射孔方案关系着单井的排采效果。

实际排采资料统计, 产气稳定、产气量高 (上升) 的煤层气井粉煤灰的排出大致有： ①煤粉灰短期内排出总量多, 但排出时间短; ②粉煤灰总体排出少, 间断排出。而且排采初期就开始产出煤粉,例如华溪4- 10、蒲1 - 10 等井, 一段时间后产出煤粉量减少, 但产气量增加。统计目前低产的煤层气井, 除因产出水量大使得煤层气难以解吸的煤层井, 不能排除煤粉灰的堵塞作用。如果在排采过程中排出一部分煤粉灰, 适当采取增产措施, 仍有可能提高产气量。因此, 关注排采初期煤粉灰的产出是煤层气井稳定生产的关键环节, 是减少因煤粉灰(砂) 堵塞检泵的一个手段。例如蒲2- 4 井, 该井曾持续一段时间排出少量的煤粉灰, 初期也有部分煤粉灰产出, 排出总量不大, 产气量在1000m3/d左右, 实行水力解堵后, 产气量达到2400m3/d,半年时间稳产在2000m3/d 以上, 并在以后的生产过程中, 仍不时有煤粉产出, 可能仍存在堵塞。实行水力解堵后也有见效微或不见效井, 分析其原因, 大部分仍然存在堵塞的问题。例如华溪6 - 14井水力解堵后启抽憋压, 6 天内套压由0．03 上升至0．31MPa, 憋压近2 个月放气, 目前日产气600m3左右, 套压0．42MPa, 产气有上升趋势。但是在水力解堵后排采过程初期多次停抽, 影响正常生产, 可能仍有堵塞存在。因此, 对影响煤层气排采的产量变化的煤粉的控制监测也需要逐渐展开。

图5 测井剖面

5 初步结论与建议

(1) 樊庄区块煤层气产能主要受控于煤储层含气量、渗透率、地质构造和水文地质条件是影响含气量、渗透率的关键因素, 并且煤层气井排采效果受煤体结构影响。

水文地质条件控制煤层气富集运移, 煤层形成后的构造运动影响煤层气的保存, 樊庄区块产气量高 (上升) 井一般位于构造的翼部, 低产井位于背斜构造高 (圈闭) 处、构造低部位及断层附近。多分支水平井的排采效果也受地质构造条件影响。

(2) 随着对樊庄区块构造、高产规律的认识不断深化和水平井开采方式的深入研究, 在今后的井位部署中, 选择褶曲的宽缓翼部布井, 避开地下水补给边界和断裂以及合理的开发方式, 对即将实施的郑庄区块9 亿m3产能建设及今后沁南地区规模开发具有指导意义。

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