柿庄南区块开发工艺与生产动态分析

卢国军 张亚飞 周来诚

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 100016；2.中联煤层气有限责任公司晋城分公司，山西 048000)

1 概述

柿庄南区块整体构造简单，3号煤层平均埋深750m，平均煤层厚度5.95m，平均含气量13.5m3/t，临界解吸压力达到1.36MPa，具有较好的开发生产效果。然而，由于煤储层非均质性较强，如煤体结构、含气量、含气饱和度、临界解吸压力及渗透率等分布不均，同一区块不同区域煤储层物性差别较大，采用的开发工艺技术不同，管理方式亦不同，故分为不同采区(图1)。本文主要对比4区和5区的煤层气开发工艺。

图1 柿庄南区块分区图

4区3号煤层以原生煤为主，煤层分布稳定且倾角较小，埋深450～570m，原煤含气量12～26m3/t,储层渗透率0.01～5.51mD，煤层气井型以U型连通水平井为主，筛管完井。5区断层较为发育，3号煤层以碎裂煤为主，埋深600～1100m，原煤含气量13～20m3/t,储层渗透率0.004～1.01mD，煤层气井型以直井、定向井为主，储层改造方式为活性水压裂。

2.开发生产工艺

2.1 钻井工艺

4区钻井采用空气钻与水基钻井液相结合，一开采用空气钻井，钻具组合为φ311.2mm潜孔锤+φ173mmDC+φ114mmDP，采用大气量钻进，及时清除井底岩屑，钻速较水基钻井液快4～5倍。二开钻具组合为φ215.9mm潜孔锤或φ215.9mmPDC+φ165mm无磁钻铤+φ127mmDP，钻井液为清水+0.5%的纯碱液，可以清除Ca2+离子，防止钻井液结垢，保护钻井液性能，提高钻进效率，钻速为2.5～4m/h。三开钻具组合为φ155.6mmPDC+SLH90无磁钻铤+φ85.7DP，钻井液为高黏低固相水基钻井液(0.5%大分子聚合物HP)，提高悬浮携带能力，控制井壁稳定，防止水化膨胀,减小对煤储层损害。

5区钻井采用水基钻井液，一般使用水文井钻机和小型石油钻机(如TSJ-1000钻机、TSJ-2000钻机、GZ-2000钻机)，以清水钻井液为循环介质进行常规钻井作业。一开钻具组合为φ311.2mm牙轮+φ168mmDC+φ127mmDP，二开钻具组合为φ215.9mmPDC+φ168mmDC+φ127mmDP。该区3号煤层黏土矿物含量为9.2%，使用清水钻井液引起黏土矿物水化膨胀，造成井壁失稳，井径扩大率大于20%的井达28.7%。分析表明(图2)，钻井井径扩大率越大，煤层气井产气量越低，井径扩大率小于25%的煤层气井产气量较高。

图2 柿庄南区块井径扩大率与产气量关系

5区直井和U型井建井周期均比4区时间长，但近两年差距逐渐缩小。钻井过程中，5区非生产时间超过生产时间的井占19.9%，4区非生产时间超过生产时间的井占12.8%。生产时间中，5区和4区钻井各作业项目中纯钻时间比例分别66.37%和52%，4区辅助钻井时间比例较大，为19%；非生产时间中，5区钻井停待时间所占比例达到84.66%，4区钻井修理时间比例较大，为17%。分析表明(图3)，钻井液浸泡时间越大，煤层气井产气量越低，浸泡时间小于150h的煤层气井产气量较高。

图3 柿庄南区块钻井液浸泡时间与产气量关系

2.2 完井工艺

4区和5区直井均采用射孔压裂完井，压裂液为活性水+2%KCL，支撑剂为石英砂(圆度不低于0.8，球度不低于0.8)，施工排量不高于8m3/min。4区U型井采用直井玻璃钢套管和定向井筛管完井，U型井水平段裸眼完井，采用PE筛管保护储层稳定，防止井壁坍塌，产气量较高，平均产气量3129m3/d，最高单井产气量达到14400m3/d。

5区直井压裂时间与投产时间间隔小于60d的井仅占10.8%，平均单井产量为437m3/d；4区直井压裂与投产时间间隔小于60d的占91.5%，平均单井产量为1422 m3/d(图4)。压裂液浸泡时间对产气量影响较大，压裂液浸泡时间越长，煤层气井产能越低，浸泡时间小于60d的煤层气井产气量较高。文献资料表明，压后尽早返排投产可以在保证入井支撑剂不回流的前提下，充分利用压裂裂缝初期具有高导流能力，而裂缝闭合后初期导流能力迅速下降约50%。

2.3 排采工艺

(1)煤层气井口袋较小，沉砂空间有限，不利于排水降压和单井产气量的提升4区和5区煤层气井均采用梁式泵进行排水降压，泵的吸入口位置在煤层底板以下的排采井分别占90.3%和52.6%(表1)。5区排采井口袋相对较小，煤粉、压裂砂在排采初期返排较多，容易造成砂埋，该区产气井比例57.2%，平均泵效17.7%。4区排采井泵入口处装有气锚，产气井比例71.1%，平均泵效26.5%。

图4 柿庄南区块煤层气井返排时间间隔情况

分析表明，同等条件下，泵吸入口位置在煤层顶板以上的煤层气井平均产气量较低，上产速度较慢。排水降压中后期，优化泵吸入口位置至煤层底板以下可以有效提升单井产气量，措施成功率达到80.3%以上，平均单井产气量增加266m3/d。

表1 柿庄南区块4区和5区煤层气井井下工艺对比

(2)连续精细化排采是高产稳产的前提

煤储层产能释放的过程是通过排水降压启动甲烷解吸，甲烷解吸造成煤基质收缩，促使渗透率逐渐改善，加快扩大降压范围，进一步激发解吸。引导煤储层产能释放的过程需要精细化控制两个重要条件，一个是排采强度的控制，一个是排采连续性的维持。

4区排采动力为电网，动力较为稳定可靠，排采时率高达97.6%；5区多采用气动机和发电机，受环境影响大，稳定性差，排采时率为75.8%。该区煤层气井排采不连续，井底压力反复波动，使裂缝闭合，煤粉堵塞运移通道，导致减产或停产。

通过对地质条件相似、钻完井工艺相同煤层气井分析，发现排采时效与产气量之间具有较明显的正相关关系(图5)，排采时率超过90%时，产气量上升明显。

图5 柿庄南区块产气量与生产时率关系图

2.4 生产现状分析

(1)开发工艺的差异造成开发效果的差异

5区煤层气井排采一年以内的井占6%，排采三年以上井占68%，排采一年以内产气井占50%，该区排采井压裂后返排不及时，储层改造效果较差，没有实现连续稳控排采，平均产气量较低；4区煤层气井排采一年以内的井占27%，排采一年以内产气井85%。该区排采井返排及时，实现连续稳控精细，平均产气量较高。随排采时间的推移，5区井日产气量呈现出逐渐上涨的趋势，但产气量上升并不明显，且五年以上排采井的日产气量略有降低，而4区五年以上排采井的日产气量较高(图6)。可以看出，4区开发工艺整体较为合理，排采井见气时间短，单井产气量高，开发效果相对较好。

图6 柿庄南区块煤层气井不同排采阶段平均产气量情况

(2)井底流压普遍高于4区排采井，是5区排采井产气量较低的另一个重要原因

分析发现，5区排采井平均井底流压为1.18MPa，4区的平均井底流压为0.58MPa(图7)。 4区五年以上排采井的井底流压为0.07MPa，远远低于5区五年以上井的井底流压。而其累计产水量更是高达5区五年以上排采井的四倍之多，排采的连续性差和有效排采时间短是出现这种现象的主要原因。

图7 柿庄南区块煤层气井不同排采阶段井底流压情况

(3)5区有效排采时间短，累计产水量低，排水降压不充分

5区排采井平均累计产水量为3556m3，4区平均累计产水量为15579m3(图8)；一年以内排采井，5区和4区的累计产水量相当，两年以上排采井，4区的累计产水量远大于5区， 排采时间越长，差距越大。

4区电网供电，排采井运行率高，5区采用发电机、气动机作为动力源，设备稳定性较差，有效排采时间短，是累计产水量低的原因之一。 5区89.2%的煤层气井压裂液返排时间大于60天，导致部分裂缝闭合，有效渗透率降低，是累计产水量低的原因之二。

图8 柿庄南区块煤层气井不同排采时间井累计产水量

3 结论

(1)4区煤层埋深较浅，含气量较高，钻完井工艺合理，钻井时效高，储层伤害小，排采工艺满足精细化排采需求，取得了较好的开发效果。

(2)5区断层相对发育，煤体结构破碎，钻完井周期较长，有效排采时间短，排水降压不充分，具有较大的上产潜力。