煤层气水平井井眼堵塞原因分析及治理措施探索

崔新瑞 张建国 刘 忠 张光波 彭 鹤 申兴伟

（中国石油华北油田山西煤层气分公司，山西 048000）

煤层气水平井井眼堵塞原因分析及治理措施探索

崔新瑞 张建国 刘 忠 张光波 彭 鹤 申兴伟

（中国石油华北油田山西煤层气分公司，山西 048000）

目前沁南煤层气田广泛采用多分支水平井开发建产，但受裸眼完井工艺影响，排采过程中局部井眼易被堵塞，导致单井产能降低。通过对多分支水平井井壁垮塌机理、煤粉产出规律等研究后，结果表明多分支水平井井眼堵塞存在主井眼煤粉堵塞、近井筒主井眼垮塌堵塞和中远端井眼垮塌堵塞等三种主要原因。针对不同的堵塞原因分别探索试验了氮气泡沫解堵、主井眼重建和耦合降压等针对性增产措施，现场实施14口井，平均单井日增产量2000m3以上，措施成效较好。

煤层气 多分支水平井 井眼垮塌 堵塞增产技术

1 樊庄区块多分支水平井开发概况

1.1 多分支水平井井型概况

自2006年至今，樊庄区块内累计完钻煤层气多分支水平井65口。该井型一般由2口井组成，分别为1口垂直井，也可称为洞穴井或排采井，用于下泵生产；1口工艺井，也可称为H井，与垂直井连通后，在煤层中钻大量水平分支后裸眼完井。工艺井采用三开井身结构，一般钻2主支6分支，煤层进尺4000m以上，井控面积大于0.35km2。

1.2 多分支水平井生产概况

樊庄区块自2006年至今累计投产多分支水平井60口，单井最高日产气量可达50000m3／d。其中南部区域开发效果最好，区内埋深约300～500m，构造简单，单井日产气量一般大于20000m3／d；中部区域埋深500～700m，构造较复杂，单井日产气量100～15000m3／d；北部区域埋深大于700m，渗透性变差，单井产量一般3000～8000m3／d。生产中发现，部分水平井因水平井眼通道被堵塞导致产气能力低于预期，长期自然排采产量不能有效增加，亟待治理。

2 水平井井眼堵塞原因及位置分析

根据水平井开发效果、井眼实钻轨迹、井壁应力分布和煤岩结构等综合分析后，认为井眼堵塞原因和堵塞位置主要有三种类型，第一类为煤粉在井眼V型低洼处逐渐堆积形成煤桥堵塞井眼；第二类为洞穴井附近主井眼发生垮塌导致堵塞；第三类是钻遇大段构造煤的主、分支井眼垮塌堵塞。

2.1 煤粉在井眼V型低洼处堆积堵塞的原因分析

水平井钻井过程中为了追求纯煤钻遇率，井眼轨迹尽量追煤层钻进（见图1）。由于煤层存在较多的微幅构造，倾角变化快，导致水平井井眼不平直，局部呈W型或V型形状。排采过程中，煤粉在气、水作用下向井筒方向运移。当卡泵、关井等原因停止排采后，煤粉在水平井眼内自然沉降；再次恢复排采后，煤粉再次运移，但聚集在V型井眼低洼处的煤粉难以被全部排出。多次停抽后，V型井眼低洼处沉降的煤粉越来越多，导致通道变窄，最后可能被完全堵塞。尤其是近井筒附近主井眼轨迹V型处多或高差较大时，极易造成严重堵塞，导致产气量明显下降。

图1 樊平06井实钻轨迹剖面

以樊平06井为例，该井位于局部小型向斜翼部，无断层，3号煤埋深290m，煤厚6～7m，含气量19～24m3／t；钻2主支6分支，煤层进尺4400m，控制面积0.5km2，地质、工程条件好。该井2009年4月投产，2010年5月初达到最高日产气量35000m3／d。因煤粉产出量大，频繁卡泵，每次检泵后日产气量台阶式下降，最低降至5000m3／d，长期排采产气量无法自然上升（见图2）。

图2 樊平06井排采曲线

2.2 位于洞穴井附近的主井眼发生垮塌的原因分析

采用有限元理论模拟钻井过程，发现多分支水平井主、分支井眼结合部应力集中明显，容易发生变形、坍塌（见图3）。钻井过程中应增大侧钻点的间距。但由于受煤岩结构、钻井条件等限制，部分水平井分支侧钻点集中分布在短距离主井眼上，该段易发生严重垮塌、堵塞。

图3 主、分支结合部有限元模型

该类水平井生产表现为正常排采过程中日产气量、日产水量、井底流压快速下降为0，水质突然变差，井筒内出现大量的煤粉。检泵过程中可捞出大量煤粉、煤块，后期无法恢复正常产量。表明近井筒附近发生了严重垮塌。

以樊平20井为例，该井位于局部单斜构造，无断层，3号煤埋深572m，煤厚5～6m，含气量20～26m3／t，钻3主支8分支，煤层进尺4600m，控制面积0.45km2。该井2010年8月投产，产气量最高达到12000m3／d后，产气量、产水量、流压短时内突然快速下降至0，产出水中含大量煤粉。检泵过程中捞出6m3煤粉、煤块。后期日产气量恢复至1000m3／d左右，长期排采无自然上升趋势（见图4）。

图4 樊平20井排采曲线

2.3 钻遇大段构造煤井眼堵塞的原因分析

樊庄区块内3号煤层底部普遍发育一层0.5～1m左右的构造煤，俗称软煤。水平井实钻过程中，井眼轨迹易钻入软煤层中。当井眼内水持续排出，井壁有效应力增加后，软煤段内井眼发生不同程度的垮塌、堵塞，导致堵塞段后的分支不再解吸产气，造成资源浪费。

以樊平03井为例，该井位于局部向斜翼部，无断层，3号煤埋深388m，煤厚6～7m，含气量20～26m3／t，钻2主支6分支，煤层进尺3800m，控制面积0.35km2，地质、工程条件好。该井2009年4月投产，产气量上升缓慢，大于13000m3／d后波动（见图5）。同一井组多分支水平井产量可达30000m3／d以上。应用四维向量动态监测后发现，中远端分支内流体流动性差，表明堵塞严重，对产气量贡献低（见图6）。

3 增产技术探索

图5 樊平03井生产曲线

图6 樊平03井四维向量监测数据

水平井采用裸眼完井的工艺，如果采用水力注入方式进行解堵、增产时，会导致煤粉冲入井眼中后段或导致井眼垮塌，引起二次污染。因此，必须探索新型增产技术。

3.1 氮气泡沫解堵技术探索

氮气是惰性气体，可压缩且不污染煤层。利用氮气泡沫液高膨胀能冲击解除煤桥堵塞，且氮气返排过程中可大量携带煤粉返出，疏通堵塞。以樊平06井为例，该井2015年初实施氮气泡沫解堵，放喷过程中返出煤粉及煤糊近2m3。措施后日产气量由5000m3／d上升至13000m3／d，增产8000m3／d（见图2），成效明显。樊庄区块累计实施10口井氮气泡沫解堵，已有6口井见到明显效果，平均日增产3000m3／d以上。

3.2 主井眼重钻增产技术探索

因侧钻点集中分布段主井眼垮塌堆积严重，必须利用较大的冲击能力持续作用才能解除堵塞。因此，创新提出了重建主井眼的增产技术。对樊平20井实施该技术试验，重钻1000m长主井眼，完钻后下入D114.3mm筛管完井，恢复渗流能力的同时防止再次垮塌。措施后樊平20井产气量持续上升，目前日产气量达4000m3，纯增量3000m3，仍有流压0.3MPa（见图4）。

3.3 耦合降压增产技术探索

利用四维向量监测技术确定无贡献的分支后，钻直井压裂，利用压裂裂缝与原井眼形成沟通，使直井、水平井形成耦合降压，扩大压降范围，提高单井产气量。对樊平03井实施后，樊平03井产气量快速上升，由措施前最高13000m3／d增加到19000m3／d，并保持稳产1.5年以上。目前受采出程度逐渐增高影响，产气量缓慢下降（见图5）。助排直井日产气量最高达8000m3／d，稳产气量6000m3／d以上，是邻井稳产气量的近3倍。樊庄区块累计对3口水平井耦合降压，水平井平均增产2000m3／d以上，耦合直井产气量4000m3／d以上。

综合对比三类增产措施优缺点及适用对象见表1。

表1 水平井解堵措施工艺优缺点对比表

4 结论与建议

对樊庄－郑庄区块煤层气多分支水平井井眼堵塞原因分析及增仓措施探索后，得出以下几点结论。

（1）多分支水平井受煤岩煤质、裸眼完井工艺等影响，排采过程中易发生井眼堵塞，导致单井产能降低。

（2）井眼堵塞主要有三种类型，分别为煤粉聚集堵塞、主井眼垮塌堵塞和钻遇构造煤井眼垮塌堵塞。煤粉堵塞主要发生在洞穴井附近主井眼V型轨迹的低部位，受煤粉沉降堆积形成煤桥堵塞，产气量台阶式下降；主井眼垮塌堵塞出现在主井眼分支侧钻点集中段，堵塞后产气量大幅突降；钻遇构造煤井眼垮塌主要是煤体结构差导致垮塌，部分分支无贡献，产气量明显低于邻井。

（3）探索试验了氮气泡沫解堵、井眼重建和耦合降压等针对性增产措施，解除了部分堵塞，平均单井日增产量2000m3以上，措施成效较好。

（4）需要对水平井完井方式进行持续优化，实现井眼平滑、稳定，达到气、水畅通流动且发生堵塞时能在水平段内下入工具进行维护性作业的效果。

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（责任编辑 黄 岚）

Reason Analysis and Control Measures Exploration of Hole Blocking for CBM HorizontalWell

CUIXinrui，ZHANG Jianguo，LIU Zhong，ZHANG Guangbo，PENG He，SHEN Xinwei
（Shanxi Coalbed Methane Branch，PetroChina Huabei Oilfield Company，Shanxi048000）

At present，multi-branch horizontal well has been widely used in development and construction of CBM field in south Qinshui Basin.However，affected by open hole completion technology，partial holes are easily blocked in the process of drainage and lead to the production decreasing of single well.Through the research of wall collapse mechanism，pulverized coal production rule，and so on，it shows there are three main reasons for hole blocking of multi-branch horizontal wells，Using targeted methods for different blocking reasons to increase production，such as Nitrogen foam plug removal，main hole reconstruction and coupled buck.After using thesemethods for 14 wells，average daily production of single well increasesmore than 2000 m3，which shows the good effect of themethods.

CBM；multi-branch horizontal well；wellbore collapse blocking；pulverized coal blockage；production increasing technology

崔新瑞，男，从事煤层气勘探、开发等现场工作。