鱼骨刺水平井改善高阶煤低产区开发效果研究

范书军，许立超，董建秋，彭 鹤，曹 原

(1.中国石油与天然气股份有限公司华北油田山西煤层气勘探开发分公司，晋城 048000)

鱼骨刺水平井改善高阶煤低产区开发效果研究

范书军，许立超，董建秋，彭 鹤，曹 原

(1.中国石油与天然气股份有限公司华北油田山西煤层气勘探开发分公司，晋城 048000)

目前高庄区块采用的开发方案主要为直井钻井、水力压裂增产开发方式及油管排液、套管采气的抽油机排采工艺，但产气效果不甚理想。面对高庄区块东部高含气量、低渗透率导致的低产井集中、自然上产能力差的现状，借鉴苏庄区块开发经验，采用逆向思维在高庄区块低产直井井区部署新型鱼骨刺水平井。这种新型水平井设计在煤层中钻探多个水平分支，提高了井区煤层的渗透率和连通性，有效解决高庄区块东部区域含气量高但渗透率低导致形成大批低产井的问题，进而整体盘活低产区。

鱼骨刺水平井；渗透率；压降漏斗；高庄区块

0 矿区概况

沁南煤层气田高庄开发区位于山西省沁水县，区内主力开发煤层为山西组3号煤层，煤层全区含气量高，但是埋深偏大，造成该区以小孔发育、大孔发育欠佳的孔隙系统结构，煤储层孔隙系统孔喉分布差异较大，孔隙配置很不合理，存在连通性差、渗透性差的问题。孔隙一般小于0.2×10-3μm2，且非均质性很强。前期开发井网为三角形，井距以200～300m为主，而监测压裂裂缝的半长一般在60～80m[1]，造成短期内难以实现面积降压，产气效果不理想。

基于此，2016年华北油田煤层气公司在高庄开发区高试34井区先期实施了高试34平1、高试34平2两口鱼骨刺水平井。目前两口水平井平均日产气3600m3，改善了邻井的开发效果，达到了增产的目的。

1 鱼骨刺水平井增产机理

鱼骨刺水平井是指在水平主井筒基础上侧钻出两个或者两个以上分支井筒的水平井，图1为模拟鱼骨刺水平井示意图[2]。鱼骨刺水平井具有增大降压面积、降低钻井数、有效利用现有井、节省开发成本的特点，特别是针对边际开采具有明显优势。近年来鱼骨刺水平井技术在国内外油气开发中倍受重视，并得到广泛应用。

1.1 鱼骨刺水平井对煤层的影响

1.1.1 鱼骨刺水平井数值模拟

吕冲[3]应用数值模拟软件中的模型，模拟了鱼骨刺井的生产动态，分析了井型、分支角度、分支长度和分支位置等参数对生产动态的影响规律以及不同井网对开发动态的影响，模拟结果见图 2。

图1 鱼骨刺水平井示意图Figure 1 A schematic diagram of herringbone horizontal well

该模型中水平井主支为东西向、长度400m，6个分支呈北东向和西南向、夹角30°、分支长度100m。根据数值模拟显示，鱼骨刺水平井周围的压力分布呈以主枝为主轴的椭圆形，初期压力分布基本覆盖椭圆区向外100m范围，说明该水平井钻井对储层的应力影响产生的裂缝有效连通了以井身中点为中心方圆200m的区域。

1.1.2 水平井产气机理分析

水平井从煤层中大量搬运煤体及大规模造穴，形成了非常好的应力释放环境，这种应力释放环境可以诱发裂缝扩张与扩展，极大地解放了对煤层渗透率的束缚[4]。

为分析生产过程中水平井对产能的影响因素，需要认识有效压差作用下某时刻的产气量。产气量与压力、储层渗透率等参数的数学关系[5]可以表示为：

(公式中，qsg为气体流量，m3；ka为绝对渗透率，mD；krg为气体的相对渗透率，mD；h为煤层厚度，m；p为抽放区域的平均压力，MPa；Pwf为井底流压，MPa；μg为气体黏度，MPa·s；Bg为气体地层体积系数；re为抽采半径，m；rw为井筒半径，m；s为表皮因子；K为取决于单位制的系数。)

对于一个给定的井眼布置来说，煤层厚度、抽采半径、井筒直径等为常数，黏度和地层体积系数是在其基数上变化很小的数， 能引起产气量较大变化的参数为绝对渗透率、相对渗透率、压差[6]。绝对渗透率越高，产气量越大，二者呈正比关系；相对渗透率是水饱和度的函数，同时与煤体性质有关，水饱和度越低，气相渗透率越高[7]；压差(P-Pwf)表示井底压力与储藏压力的差值，是煤层气渗流的动力，也是煤层气解吸的决定因素，只有使储藏压力降低到解吸压力以下才能使煤层气解吸，同时只有绝对渗透率较高时，压降才能有效的在煤层中传递[8]。

图2 鱼骨刺水平井压力场分布图Figure 2 Herringbone horizontal well pressure field distribution

1.2 高试34钻井

高试34平1、高试34平2两口井位于高庄开发区东部高试34井区，井位图和立体图(图3)，直井井距在200～300m，水平井在煤层中平均进尺2 400m以上，钻遇率达95%以上，分支与主支夹角平均30°(表1)。这两口水平井采用筛管完井，没有进行压裂改造。

表1 高试34平1、高试34平2钻井数据表Table 1 Data sheet of wells GS34P1 and GS34P2

考虑到相邻区块苏庄3号煤压裂造缝长度在60～80m[9]、高庄地区煤层渗透率比苏庄更差的因素，本次水平井部署的位置距离直井井距50m，取得了较好的开发效果。

由于高试34平1、高试34平2钻井基本数据与前述模型类似，根据模型模拟结果分析得出：这两口水平井所造裂缝可沟通周围16口直井，如图3淡红色覆盖区域。这样就在该区域煤层中形成大面积的导流系统，不仅可以将压降快速传递到最远的储层深处，扩大压降漏斗，还能使煤层内气体的解吸程度大大增加，提高本区域内煤层气井的产气量和采收率[10]。

2 两口水平井开发效果分析

2.1 水平井开发效果分析

高试34平1：目前该井流压0.80MPa，日产气量3350m3；

高试34平2：目前该井流压0.67MPa，日产气量3850m3；

这两口井产气量还处于上升阶段，预计稳产后日产气量均可达到8000m3以上，排采曲线见图4。

2.2 井区内老井受影响情况

2.2.1 钻井过程中1口邻井受到干扰

在高试34平1井分支L1钻进时，距分支70m的高1-324受到影响，气量由1600m3下降至800m3，水量由0.2m3上升至0.4m3。

2.2.2 老井开发效果前后对比

自高试34平1、高试34平2两口井于2016年5月30日投产后，区域内老井产气量也有一定程度的上升，其中高1-328和高1-329最为明显(如图5，粉色线为水平井投产时间)：

图3 高试34平1、高试34平2井位图和立体图Figure 3 Wells GS34P1 and GS34P2 location map and block diagram

图4 高试34平1、平2排采曲线Figure 4 Drainage curves of wells GS34P1 and GS34P2

高1-328单井日产气由原来400m3上升至目前990m3，增产147%，高1-329单井日产气由原来550m3上升至目前770m3,增产40%。

3 几点认识

①高庄开发区地质条件差异性较大，前期设计的直井井距可能偏大或者压裂措施没有达到预期效果，造成单井形成的降压漏斗面积小，不能与邻井形成协同降压。

②鱼骨刺水平井能有效扩大周围的降压面积，作为高庄井区有效的提产手段，可以继续在其他低产区推广，以有效提高低产井区产能和采收率。

③高庄区块煤层渗透率平均为0.2×10-3μm2，苏庄平均0.4×10-3μm2，苏庄区块煤层渗透性要好于高庄区块，造成在苏庄区块实施的常规压裂措施在高庄区块实施的效果并不好，建议在高庄地区改进压裂方式。

④与传统的直井钻井结合常规压裂的方式相比，鱼骨刺水平井除了有效沟通煤储层裂隙外，还对煤层的压力释放通道形成了保护，对煤体结构的破坏降到最低，避免了压裂过程中的支撑剂和煤粉对煤层造成的堵塞效应。

⑤从钻井、煤层改造措施以及后期排采管理的成本核算和实际开发效果上看鱼骨刺水平井要优于常规直井结合压裂方式，可以在沁南地区老区全面推广，提高煤层气的投入产出比和采收率。

⑥鱼骨刺水平井的钻探对煤层气基本地质条件要求较高，而实际开发区内煤层气地质条件差异较大，常规的直井开发方式则相对灵活，两种井型开发方式相需结合起来以达到最佳效果。

[1]邢景宝，高峰辉，何世明，等.中国鱼骨水平井技术特色及分类研究[J].钻采工艺，2010，33(5): 44-46.

[2]吕 冲，杨海涛，等.基于有限元方法的鱼骨刺水平井数值模拟研究[J].化学工程与装备，2016，(7).

[3]刘升贵，郝 耐，王建强，等.煤层气水平井降压漏斗扩展规律研究[J].辽宁工程技术大学学报(自然科学版)，2012，31(1).

[4]陈江，等.煤层气产能影响因素及开发技术研究[J].资源与产业，2011，13(1):108 -113.

[5] 陈振宏，王一兵，杨焦生，等.影响煤层气井产量的关键因素分析—以沁水盆地南部樊庄区块为例[J].石油学报,2009,30(3):409-412.

[6] 饶孟余，钟建华，杨陆武，等.无烟煤煤层气成藏与产气机理研究—以沁水盆地无烟煤为例[J].石油学报，2004，25(4):23 -28.

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[8]李国富，田永东.煤层气井排水采气机理浅探[J].中国煤炭，2007,(7): 33 -35.

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[10]张新民.中国煤层气资源区划[M].北京:煤炭工业出版社，2002.

Study on Exploitation Effect in Herringbone Horizontal Well Improved High Ranked Coal Low Yield Area

Fan Shujun, Xu Lichao, Dong Jianqiu, Peng He and Cao Yuan

(Shanxi CBM Exploration and Exploitation Branch, North China Oilfield, CNPC, Jincheng, Shanxi 048000)

The present exploitation scheme in the Gaozhuang block is mainly vertical well hydraulic fracturing yield increasing mode and drainage techniques of oil pipe liquid drainage, casing gas recovery, but the gas production effect is not so ideal. Faced the high gas content in the eastern part of Gaozhuang block, with concentration of low yield wells resulted in low permeability, poor natural production improving ability status quo, referenced exploitation experiences from the Suzhuang block, through counterfactual thinking to lay out new herringbone horizontal wells in Gaozhuang block low yield vertical wells area. This new typed horizontal wells have designed multiple horizontal branches, thus improved coal seam permeability and connectivity, effectively solved the issue of high gas content with low permeability caused bulk low yield wells in Gaozhuang block eastern part, and then revitalized low yield area as a whole.

herringbone horizontal well; permeability; pressure depression cone; Gaozhuang block

10.3969/j.issn.1674-1803.2017.07.09

1674-1803(2017)07-0036-04

范书军(1969—)，男，河北正定县人，硕士研究生，从事煤层气勘探开发研究工作。

2017-06-20

责任编辑：孙常长

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