柿庄南区块煤层气井产能影响因素分析

张亚飞 张 翔 王小东 王春东

(中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 048000)

柿庄南区块煤层气井产能影响因素分析

张亚飞 张 翔 王小东 王春东

(中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 048000)

通过系统分析该区构造地质条件、水文特征、储层动态变化、钻采工艺、排采制度和生产特征，总结了影响单井产量的地质因素、工程因素和排采因素，并以此对低产井进行了分类，揭示了低产井的主控影响因素。因含气量低、发育小断层和陷落柱等地质因素导致产气量低的煤层气井占低产井的9%；因部分区域煤体结构破碎、井径扩大率超标、压裂施工困难等工程因素导致产气量低的煤层气井占低产井的4%；因排采速率过快、排水降压连续性差导致产气量低的煤层气井占低产井的87%。

煤层气井 产能 含气量 井径扩大率 压降速率

1 地质因素

1.1 含气量影响

柿庄南区块3号煤层原煤含气量6～23m3/t，平均13.3m3/t，中部含气量最高，由南向北随着煤层埋深增加，含气量有逐渐增高的趋势。柿庄南区块位于低含气区(<8m3/t)的排采井共18口，排采2～3年，目前平均液柱高度12m，平均产气量仅为215m3/d。

1.2 构造影响

1.2.1 断层

由于断层沟通了顶底板或含水层，导致断层附近水动力条件活跃，甲烷气体容易逸散，造成断层附近煤层气井产水量大、产气量低甚至不产气。柿庄南区块20口直井位于断层附近，排采1.5～2年，目前平均液柱高度9m，受断层影响平均产气仅为155m3/d；4口水平井钻遇断层，产水量大，液面下降困难，平均液柱高度164m，平均产气50m3/d。针对断层附近相邻井产气差异大的情况，选择断层附近的3口同期生产的煤层气井，对其断层两盘岩性对接及封闭性进行对比，根据侧向封闭差异性寻找低产原因。

3口井同期投产，产水量较大。由于Fa、Fb两条断层存在分段性特征，此位置断距均较大，大于煤储层盖层厚度，封闭性盖层完全被断裂错开，与对盘可疑砂岩含水层对接，从而造成液面下降缓慢，产水量大，影响产气(图1)。

图1 断层附近不同产能煤层气井组连井剖面

1.2.2 陷落柱

陷落柱不利于煤层气井的排采，表现在：(1)陷落柱导致煤层缺失，以致有些煤层气井未见煤层；(2)由于煤层填充的上层岩石还未重新压实，裂隙发育，造成煤层气的散失，故陷落柱影响范围内，煤层气含量降低，含气饱和度减小；(3)陷落柱煤层段如果胶结不好，可能沟通上覆砂岩含水层，对煤层气井后期排采不利。

柿庄南区块15口直井位于陷落柱附近，煤层气逸散严重，排采4～5年，目前平均液柱高度9m，受陷落柱影响平均日产气仅为176m3/d。

1.2.3 向斜轴部

向斜轴部处于构造低部位，地层水相对富集。位于该构造部位的煤层气井初期产水大，见气速度慢，产气量低。柿庄南区块48口井位于向斜轴部，排采2～3年，目前平均产气263m3/d，附近位于向斜翼部的生产井平均产气464m3/d(图2)。

图2 不同构造部位煤层气井产能情况

向斜轴部对产能的影响是有时间性的，一般排采初期对见气时间、产气量、产水量影响较大，但随着大面积压降漏斗的形成，向斜轴部和翼部产气井的差别会逐步缩小，最终的采出量取决于井区资源量，而不是所处的构造位置(图3)。Z2井位于向斜轴部，排采924天达到高产(累产水5500m3)，最高产气量2650m3/d，目前稳定在1800m3/d，累产171万m3；Z1井位于轴部与翼部转换带，排采320天达到高产(累产水1000m3)，最高产气量3948m3/d，目前稳定在3683m3/d，累产354万m3。

图3 不同构造部位煤层气井生产动态

总之，位于向斜轴部的低产气井，初期产水量大，对翼部高产气井降压、井间干扰的形成起到不可或缺的作用。

2 工程因素

煤岩具有低渗、低弹性模量、高泊松比的特征，在钻完井和压裂施工过程中，钻井液和压裂液容易对储层造成污染，对煤层气井的产能造成较大影响。

2.1 井径扩大率的影响

井径扩大率超标，会造成固井困难，钻井液严重污染煤层，影响后期压裂。柿庄南区块共计14口井因井径扩大问题造成产气量较低，通过分析对比发现产气量与井径扩大率成负相关关系，高产井井径扩大率一般不超过15%(图4)。

2.2 压裂施工异常

柿庄南区块排采井共有12口井，压裂时施工压力较高，加砂困难，未形成有效支撑裂缝，排水降压范围较小，排采1～3年，平均累积产水693m3，均未产气；另压裂液浸泡时间过长，“水锁效应”、煤体软化、生成沉淀物沉淀造成储层伤害，导致低产。柿庄南区块中高产区产气量与压裂液浸泡时间相关性较好，成负相关关系，产气量高的井压裂液浸泡时间都低于200天(图5)。

图4 井径扩大率与产气量关系

图5 压裂液浸泡时间与产气量关系

3 排采因素

煤层气井排采初期，储层压力降低，有效应力增大，渗透率降低，但合理的排水降压速度会使后期煤储层渗透率逐步改善，是煤层气井高产的保证。如果排采控制不合理，导致井底流压下降过快，就会显著增大生产压差，有效应力明显增大，同时产生速敏效应，煤粉或支撑剂堵塞裂缝，储层渗透率严重降低，压降漏斗得不到充分扩展，气源补给范围受限，造成煤层气井低产；如发生停抽，地层供水使得井底流压回升，地层流体流速减缓，正在排出的煤粉或支撑剂会发生沉淀，堵塞地层通道或造成卡泵。

通过对煤层气井实际生产数据统计分析发现，该区见气前临界压降速率为28.5kPa/d。然而，该区98口煤层气低产井(<500m3/d)排采初期液面下降过快，见气前压降速率为131.0kPa/d，目前平均井底流压为0.25MPa，平均产气仅为126m3/d。

例如，S1井2012年11月投产后动液面控制较好，见气前压降速率为9.8kPa/d，排采65天后开始见气。该井见气后控压阶段持续时间较长，直到2014年11月份加强排采强度，动液面下降，产气量迅速提高。该井目前液柱高度保持在10m以内，套压0.36MPa(该区平均套压0.2MPa)，产气量3700m3/d，仍有较大提产潜力。S2井2012年6月投产后动液面下降较快，见气前压降速率为45.2kPa/d，投产45天后开始见气，该井见气后动液面波动较大，并中断排采3个月之久。2014年底因泵效较低，对该井进行修井作业后产气量逐渐恢复。目前该井液柱高度保持在15m左右，套压0.2MPa，产气量610m3/d，与S1井产量相差较大，且提产潜力不大(图6)。

图6 见气前不同压降速率煤层气井生产动态数据(上为S1井，下为S2井)

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(责任编辑 王一然)

Analysis of Influencing Factors of CBM Wells Productivity in Shizhuang South Block

ZHANG Yafei, ZHANG Xiang, WANG Xiaodong, WANG Chundong

(Jincheng Subsidiary Company of China United CBM Co., Ltd, Shanxi 048000)

Based on the analysis of regional geological conditions, reservoir hydrological and dynamic characteristics, drilling process, drainage system and productivity fluctuation characteristics, this article divided the types of stripper wells and distinguished the main controlling factors among different stripper wells. Poor geological conditions such as low gas concentration, small fault and collapse column led to 9% of stripper wells; Engineering factors such as crushed coal structure, exceeded well-hole enlargement rate and hard fracturing process accounted for 4% stripper well. There are about 87% stripper wells caused by too fast drainage rate and poor continuity of drainage pressure drops.

CBM well; productivity; gas concentration; the ratio of well-hole enlargement; the rate of pressure drop

张亚飞，男，硕士，工程师,从事煤层气开发生产工作。