沁水盆地南部煤层气水平井井型优化及应用

孟庆春 左银卿 周 魏 强 郭希波

(中国石油华北油田勘探开发研究院, 河北 062552)

沁水盆地是我国最主要的高阶煤发育区, 具有低压、低渗、低饱和、非均质性强的特征, 开采难度大[1], 制约着沁水盆地南部煤层气产能建设目标的实现, 因此亟需着重解决制约煤层气规模开发面临的关键技术和实际问题, 其中在沁水煤层气田开采方式优化方面进行技术攻关, 采用水平井开发煤层气是一项重要举措。

煤层气水平井依靠其主、分支将煤层中的裂缝系统有效相互沟通, 使渗流通道呈网状分布, 突破了煤层非均质的局限[2], 从而增加了煤层气的解吸范围。此外, 流体在水平井段内的流动阻力相对于在煤层裂缝内要小得多, 并且分支井眼与煤层裂缝的相互交错, 使煤层裂隙间相互畅通, 很大程度提高了裂隙的导流能力。

煤层气水平井的优化设计不仅关系到水平井部署的合理和科学性, 更关系到煤层气水平井的开采效益。而我国对煤层气水平井的研究应用非常欠缺, 严重制约了中国煤层气开发进程。通过对水平井的增产机理分析, 水平井的基本参数、分支形态、井型等优化设计, 是水平井设计的关键要素。

1 沁水盆地煤层气水平井井型优化

1．1 水平段长度

由于水平段井筒存在流动内阻, 水平段越长,内阻越大, 水平井筒内沿末端方向的流动压力增加, 水平段末端的压降较井口小, 造成水平段末端的产量减小。

但是当水平井处于不同的地层产状时, 例如下倾地层, 水平井会由于水平井产状下行, 其末端位置比井口低, 造成末端的地层压力较井口处地层压力大, 因此水平段末端的地解压差较井口处大, 导致水平段末端的产量减少。水平段愈长, 压力差愈大, 低效水平段就可能越长。因此要使水平井经济效益最大, 就存在合理的水平段长度。

针对不同地层产状对产能的影响, 分别设计了水平模型和倾斜模型 (上倾和下倾, 斜角为7°) ,各模型其它参数均相同。

(1) 水平煤层水平段长度优化

在保证产量的同时, 又要实现单位成本最大效益, 因此, 对各水平段长度方案的百米日产气量进行了分析 (图1) 。

图1 表明, 百米日产气量随水平长度的增加而减少, 长度小于1000m 范围内时, 百米日产气量随水平段长度的增加急剧下降, 说明其产量对管内流动摩阻敏感; 2000m 后, 百米日产气量随水平段长度的增加基本保持稳定不变, 说明单支水平井的产量主要产自2000m 之前的水平段, 2000m 后的水平段的百米日产气量很低。

图1 (水平煤层) 水平段长度与日产气量关系曲线图

(2) 不同地层产状条件下水平段长度优化

嘉靖十二年，《宰辅年表》将方献夫排名于李时前，有误。嘉靖十一年八月，张孚敬致仕，《宰辅年表》记载李时的官职是“太子太傅礼部尚书兼文渊阁大学士”，按照《明史·李时传》《世宗实录》《首辅传·李时传》，当为“太子太保吏部尚书武英殿大学士”，与方献夫的官职相同。《首辅传》载：“俄而孚敬复用，时居次。”［7］（卷2，李时传）《世宗实录》自嘉靖十一年五月方献夫入阁到十三年四月致仕这段时间，都将李时列于方献夫前。由此可知，嘉靖十一年八月张孚敬致仕后李时为首辅。

首先考察了下倾地层情况下水平段长度与百米日产气量的关系 (见图2) , 水平段长度小于500m时, 百米日产气量随水平段长度增加而增加; 水平长度大于500m 后, 百米日产气量随水平段长度增加而减少, 特别是水平段长度大于2000m 后百米日产气量的变化非常小, 说明虽然水平段长度增加,但其贡献率并不大。

图2 (下倾煤层)水平段长度与百米日产气量关系曲线图

分别对上倾、水平和下倾地层在相同水平段长度情况下的产气情况做了相应的对比, 当水平段长度小于500m 的倾斜地层与水平地层的百米日产气量相差较大, 沿下倾地层百米日产气量最低, 沿上倾地层百米日产气量最高, 但水平长度大于1000m后, 百米日产气量变化不大, 甚至非常相近, 因此, 认为合理的水平段长度为500～1000m, 同是为获得最大的经济效益, 水平段应尽量沿上倾方向钻进。

1．2 分支夹角与方位

从图3 计算的结果可见, 分支夹角为30°时,因为分支间垂直裂缝发育方向的水平长度较长, 而且其控制的面积和形成压力叠加的速度较为合理。而夹角90°时产气量最小的原因则是由于其垂直裂缝发育方向的水平长度最短, 而且角度过大不利于形成压力叠加区, 虽然控制面积大, 但产量很低。可以看出, 对非均质煤层而言, 压力叠加对产量有一定的影响, 但最主要的影响因素还是垂直裂缝发育方向的水平长度的大小。

图3 (非均质模型)分支夹角与累积产气量关系曲线图

无论均质还是非均质地层水平井的最佳分支角度为30°左右; 水平井钻进的水平井段方向如果沿着高渗方向钻进, 不利于水平井获得最大产气量。因此, 在明确主渗透方向前提下, 应尽量使水平井的水平段钻进方向与该主渗方向形成一定的夹角,这样有利于分支之间或分支与主支之间形成最大的压力叠加区, 提高水平井的产气量。

1．3 分支间距

在设计井型之前, 需要考察分支之间的距离,选择最优的间距尽量做到资源量最大利用率和产能的最高。

根据经验和钻井需求, 设计分支间距分别为200m、300m、400m、600m 等4 个方案, 计算对比结果见图4。由图4 可见, 分支间距为300m 累积产气量的值最高, 开发效果最好, 根据渗透率稍的高低, 分支间距可适当增大减小。

图4 分支间距与累积产气量关系曲线图

图5 不同井型压降重叠区示意图

1．4 井型优化

设计水平井井型, 水平段总长度等基本参数相同, 在井型选取中仍然以十年生产年限为重点分析各井型的生产特征, 图5 为七种井型十年累计压降面积示意图。

经过计算七种井型的控制面积及十年累积产气量, 结合图5 上压降重叠区域分布, 分别分析了七种井型的资源利用率及可选用井型情况 (见表1) 。

表1 不同井型控制面积及产量对比表

①井型1、2 和3, 结构简单, 控制资源量相对大, 但不利于形成压力叠加区, 泄压范围小、资源面积空白区多、单位面积产气量低, 而井型3 需要排采井数还多, 投资多, 因此不建议选用。但是对于井型1 和2 井型, 基于动用资源量、单位面积利用率及井型最优等方面考虑, 在有利泄压范围内部署短半径的V 型井 (图6) , 水平段长度320～500m。也可部署单支水平井组排列的钻井方式(图7) 。

图6 V 型井

②考虑到井型7 的钻井难度大, 煤层稳定系数低, 虽然该井型在产气量及资源利用率方面占有优势, 但是综合考虑该井型不适宜用于实际钻井, 风险比较大。

③井型4 控制面积最小, 单位面积利用率最大, 生产年限内产气量最大, 但是该井型的使用可能有一定的限定条件。

图7 单支水平井井组

④井型5 和井型6 虽然资源利用率和产气量低于井型4, 但是在动用资源量、单位面积利用率、保证煤层稳定系数等方面比较稳妥, 风险相对小,适于规模开发, 不过井型6 在经济效益方面优于井型5。

通过以上分析, 综合考虑在动用资源量、单位面积利用率、保证煤层稳定系数等方面, 首先排除选用井型1、2、3 和7, 可考虑选择井型6 (或井型5) 和井型4。

(2) 非均质煤层对水平井产气量的影响

选择对比井型4 和井型6 两种井型在非均质煤层情况下的井型与产能的关系, 为煤层气开发水平井井型优化选取提供基础依据。

以井型4 各分支与主裂缝发育方向垂直和平行两种情况下, 进行井型4 和井型6 十年累积产气量的比较。图8 为一种情况的计算结果, 井型4 的各分支与裂缝发育方向一致, 在初期两种井型产量相差不大, 中后期井型6 生产情况明显好于井型4。其原因是由于井型4 垂直于主裂缝方向的长度较小, 所以稳产时间较短。

图8 非均质地层两种井型的累计产气量 (Kx ＞Ky)

表2 为两种情况下两种井型的累积产气量数值对比分析, 井型4 当裂缝发育方向与水平分支延伸方向垂直与一致的条件下十年累积产气量增加了684 万m3, 而井型6 仅变化了184 万m3, 说明井型4 受煤层非均质性影响程度大得多, 但在地质构造清楚、目的层裂缝发育方向明确的前提下, 选择井型4 是提高采收率的最佳井型。一般情况选用井型6 比较稳妥。

表2 不同裂缝发育方向十年累积产气量对比表

(3) 不同产状地层对水平井产能的影响

由于水平段百米日产气量受地层产状的影响,为此, 对优选的井型6 (即复合V 形井型) 计算了不同产状地层条件下计算的日产气量的对比曲线(图9) , 认为下倾地层钻进水平井不仅稳产时间短, 而且累产气量少。主要原因是下倾地层不利排水降压, 煤层解吸受到地层产状的影响, 因此, 在水平井井位部署及实际钻进时尽量降低少产气风险, 沿上倾方向钻进将取得最佳的经济效益。

图9 不同产状地层条件下水平井的日产气量变化图

2 实际钻采效果分析

截止目前沁水煤层气田樊庄区块水平井投入排采最长的几口井中, 其中5 口井的日产气量在1．5万m3以上。这5 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, 没有或很少钻遇断层, 而位于补给边界附近部署的几口水平井排采效果较差。

图10 及图11 分别为两个井组的井位图, 这两组井井位相邻, 地质条件接近, 但其开采状况差距较大 (见表3) 。FZP02- 3 井比FZP02 - 2 井排采时间短, 但累计产气量却是FZP02 - 2 井的7 倍多,分析其原因主要是由于FZP02- 3 井的井控面积大,是FZP02- 2 井的2 倍。而FZP04- 2 井与FZP04- 3井排采时间相同, 井控面积相同, 累计产气量却是FZP04- 3 井的近15 倍, 其原因主要是由于FZP04- 3 井的主、分支的方向与该区块的主裂缝方向接近, 不能有效沟通裂缝系统。以上分析结果表明,排除地质因素的影响, 井位选择以及井型优化对煤层气开采效果影响重大。

图10 井位图FZP02 井组

图11 井位图FZP04 井组

表3 FZP02 井组及FZP04 井组井况表

根据实际钻采资料初步分析： 认为主分支结构合理井型, 主分支间距、主分支夹角、主分支数量与理想模型接近, 整体产气水平较高, 但水平井两侧或前后分支分布不均衡的情况, 对产气量有不同程度的影响。而由于钻遇地层地质构造复杂, 钻井事故多造成煤层坍塌, 使得水平井有效煤层段少,必然影响其产能。

3 结论

(1) 水平井产气情况与构造位置、井型相关,研究地质构造, 优选水平井井位、井型及钻井轨迹是非常关键的环节。

(2) 可考虑在有利泄压范围内部署简单结构的V 型井或按优化井距、长度设计单支水平井组排列的方式部署井位。在裂缝发育方向、地质条件清楚地前提下, 可选用多分支水平结构的井型, 或选用复合V 形井型, 水平段尽量沿上倾方向钻进。考虑到复杂结构水平井易井壁坍塌等钻井事故, 并且后期改造难等因素, 水平井井型结构、参数及适应性还有待进一步研究。

[1] 李文阳, 马新华, 赵庆波, 等．中国煤层气地质评价与勘探技术新进展 [M] ．徐州： 中国矿业大学出版社, 2001．

[2] 张仟, 邓志敏, 刘金玮。新型煤层气水平井钻井工具 [J] ．国外油田工程, 2008 (9) ： 45．