樊庄区块井网调整技术研究与应用

李 俊 石 斌 张 聪 赵家攀 张光波 纪彦波

(中国石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000)

煤层气开发是通过降低储层压力至临界解吸压力后，使甲烷从吸附态变成游离态再采出的过程。通过井网开发可以大幅度降低煤储层压力，释放煤基质孔隙内表面的吸附气。完善的井网可以使煤层气井的压降漏斗叠加，进而可以大幅提高煤储层压力的下降速度，提高煤层气解吸速率，增大解吸体积。所以，煤层气开发过程中，压降漏斗的叠加是提高产量的重要手段。刘世奇等研究认为，影响压降漏斗叠加的因素包括渗透率、井网井距、水动力条件、排水量等。沁水盆地南部樊庄区块已经过十多年的煤层气开发历程，由于前期对井网开发的认识不足，经过长期排采后，井与井之间并未形成理论上的井间干扰。近几年力图通过井网调整与完善，以达到井间干扰的效果，目前部分井区取得了较好的效果。据此，本文探讨了樊庄区块煤层气井井网调整的应用与效果。

1 樊庄区块开发特征

1.1 地质背景

樊庄区块位于沁水盆地南部晋城马蹄形斜坡带上，西侧紧邻寺头断层，总体呈东南高，西北低的构造特征。樊庄区块煤层气资源丰富，目前开发煤层气的主力煤层为山西组3号煤和太原组的15号煤，埋深介于400～800m，总体上东深西浅，厚度5～6m，全区分布稳，含气量较高，一般为23m3/t，在断层附近，显著降低，煤层结构简单，一般在底部发育0.7m左右的构造煤。而樊庄区块大断层不甚发育，但小规模的断裂构造却广泛分布，主要以北东或北西向正断层为主。对研究区内晋试1、晋试2、晋试3井和晋试4井4口煤层气探井进行注入/压降测试，获取的煤层渗透率数据为0.01～0.514mD，说明煤储层的渗透性较差，非均质性较强。储层压力测试结果显示，4口探井的煤层储层压力为5MPa，压力系数接近1.0，为常压储层。

1.2 开发历程

樊庄区块作为煤层气工业化开发典型代表区块，自2006年以来，累计投产井数1000余口，建成产能10亿m3，产能到位率75%以上，2013年达到产量高峰，年产气能力达到6亿m3/a；2014年以来，受部分井产量递减影响，区块产气量持续下降，最高年递减率达到10%。为此，2014年在樊庄进行稳产技术研究，试图通过井网调整技术，完善井网，实现协同降压作用，最终提高区块产气量及采收率。

1.3 开发中存在的问题

樊庄区块以往开发井型主要以直井和多分支水平井为主，连片部署。直井采用井距300m×300m 的规则井网，但在实施过程中，由于开发区内地表条件复杂，局部呈现出不规则状井网，井距偏大，一般井距在280～400m范围。研究区内单井压裂裂缝监测显示，压裂裂缝以北东方向为主，但局部南北向、东西向、北西向均有分布。以往井距的部署方案，未考虑到局部应力变化导致裂缝形态发生改变，不同单井的压降扩展具有差异性。最终难以形成井间干扰，压降漏斗无法叠加。

2 井网调整对策及效果

井网调整需要综合考虑地质条件和压降扩展方向，确定最优化井距，以实现井间干扰，最大程度控制井区资源。首先通过构造确定井网内压裂裂缝优势方向，即压降扩展长轴方向，结合原井网内井区的采出程度，确定井区内剩余资源分布；其次通过统计及模拟渗透率对单井压降范围及采收率的影响，可计算不同地质条件下调整井网的合理井距(图1)。

图1 确定调整井网的流程图

2.1 确定剩余资源分布

我国煤储层原始渗透率低，主要采用直井压裂的方式开发，压裂裂缝作为储层中的高渗通道，使得储层的各向异性增大，压降扩展具有明显的方向性，裂缝长轴方向的压力传播较短轴方向快，其压力传播的等势面以椭圆的形式逐渐向外扩展(图2)。对于煤层气压裂直井，选择矩形或菱形井网比较容易形成井间干扰。矩形长边沿裂缝长轴方向，短边沿裂缝短轴方向，矩形长宽之比受裂缝参数和储层渗透率的影响。确定压降椭圆的长轴方向，必须要确定压裂裂缝的优势方向。樊庄区块大量的压裂裂缝监测显示，煤储层裂缝发育方向及规模存在较强的差异性，且与局部构造作用明显(图3)。其中单斜构造及褶皱翼部的压裂裂缝扩展与区域最大水平主应力一致；背斜轴部受局部拉张应力，形成与轴向平行的裂缝，即长轴方向与背斜轴向方向平行；向斜轴部的裂缝方向近似与向斜轴向垂直，即长轴方向与背斜轴向方向垂直。该方法对于判断区域构造背景下的复杂构造单元的压裂裂缝形态具有较好的指导作用。

图2 压裂裂缝控制的煤层压力传播示意图

图3 压裂裂缝实测分布规律

通过上述方法，确定了不同构造单元中压裂井的压降椭圆，再结合目前单井的采出程度，最终可确定井间剩余资源分布。

2.2 不同井距效果分析

井间干扰受控于井距、渗透率等因素影响，渗透率不同的井区，产生井间干扰的模式不同，在相同井距下，低渗区无井间干扰，中渗区以不均衡井间干扰为主，高渗区则产生强井间干扰。通过数值模拟和生产实践可以看出，小井距、高渗透率条件下更易产生压降漏斗的叠加(表1)，最终采收率也越高。渗透率0.1mD时，井距300×300m，最终采收率只有12%，当井距缩小到250×230m时，最终采收率达到24%；渗透率0.5mD时，井距300×300m最终采收率28%，井距250×230m最终采收率50%；渗透率1mD时，井距300×300m最终采收率50%，井距250×230m最终采收率可达92%(图4)。在实际开发过程中，应利用2.1所述方法确定所处位置的优势裂缝方向，进而明确井网的长轴方向。

表1 渗透率与井距对井间干扰的影响

图4 不同渗透率与不同井网条件下采收率对比

2.3 井网调整方法

在已确定剩余资源平面分布及不同渗透率下不同井距控制的采收率的基础上，可形成确定井网调整的方法。依此方法，针对樊庄区块不同的渗透率，确定优势裂缝的基础上，对原有固定的300×300m井距进行了调整。对于渗透率>0.5mD的井区，井距缩短至250×300m；渗透率0.1-0.5mD的井区，井距缩短至200×250m；渗透率<0.1mD的井区，井距缩短至180×220m(表2)。2014年以来分3批实施，共实施了80口井。

表2 井距调整前后对比

2.4 开发调整效果

通过井网调整后，调整井与老井之间表现出较强的干扰特征，其主要可以分为裂缝沟通型和压降扩展型两类。

裂缝沟通型，即调整井的裂缝与老井裂缝直接沟通，主要有两个特征：①调整井压裂施工曲线为突降型；②调整井压裂过程中，相邻老井流压回升，产水量上升。如G6-23井于2009年投产，至2014年最高产量800m3。邻井X20-3与该井井距250m，X20-3在压裂时施工压力突降，沟通G6-23压裂裂缝，导致G6-23井底流压突然回升，产水量增大。X20-3投产后，两井经过共同排水降压，达到区域降压的效果，两井产量均大幅增加。G6-23最高产量达2000m3，X20-3目前仍稳产3000m3(图5)。

图5 G6-23与X20-3生产曲线

压降扩展型，即调整井投产后，缩小了井距，随着井组的排水降压，加快了新井与老井的压降漏斗的叠加，煤层气解吸量成倍提高。以郑村井区为例，郑村井区西南部先期投产6口井，平均井距280m，至2016年最高产量1.8万m3，单井产量3000m3。在相邻井投产后，平均井距缩小至240m，通过1年时间的共同排采，老井与新井产量同时上升，至2018年6月份，老井日产气量达到2.8万m3，增产1.0万m3(图6)。

图6 郑村西南部井组生产曲线

通过优化井网井距，实现了区域的井间干扰，有效控制了资源，不仅新井产量大幅提升，井区内的老井产量也由递减趋势转为上升，预计井区最终采收率由50%上升至70%(图7)。

图7 开发调整对井区产量影响示意图

3 结论

通过对井网的认识，形成了井网调整思路，经过井网调整技术，最终达到了提高采气速度及最终采收率的效果。

(1)局部构造导致局部主应力发生改变，影响单井的压裂裂缝长轴方向，进而影响压降扩展方向，部署井位时应充分考虑压降扩展方向，开发过程中才易产生井间干扰作用。

(2)渗透率和井距同时影响井间干扰效果，开发实践表明：渗透率高，井距小，发生干扰的井数占比高，所需时间短；渗透率低，井距大，发生干扰的井数占比低，所需时间长。通过开发调整，优化井网井距后，井区整体产量提升，提高了最终采收率。

(3)发生井间干扰主要分2种模式，一是新井压裂时压裂裂缝直接与老井沟通；二是通过井组持续排水降压，压降漏斗叠加后，产生协同降压。