新疆库拜煤田煤层气开发利用先导性试验区井型探索

吴 斌 安 庆 杜世涛

(新疆维吾尔自治区煤田地质局一六一地质勘探队，新疆 830046)

1 示范区概况

新疆库拜煤田中区西部煤层气开发利用先导性示范区(下称：示范区)位于天山中段南麓、塔里木盆地的北缘，面积约100km2。煤系地层主要沉积了中生界地层，以侏罗世为主，北部中高山区出露有古生界二叠系，煤层(煤层气潜力层)赋存于侏罗系下统(图1)。区内总体构造形态为一向南倾斜的单斜构造，地层倾角一般60°～85°，总体为近东西走向，局部地段直立倒转，具有东陡西缓的变化规律。基岩属弱含水层，且岩性较复杂，含水层之间被透水性极差的泥岩、泥质粉砂岩分割，造成地下水补给条件差，岩层裂隙和孔隙不甚发育，地下水循环条件差。

图1 示范区地质及工程布置简图

据煤岩样品统计和资料总结，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之间，平均为7.34%； 9口井的渗透率在0.008～1.37 mD之间，平均为0.612mD；煤层倾角大(60°～85°)、煤层气主采煤层4层、单煤层较厚(1.5～8.85m)、煤层临储比高(0.66%～0.93%)、含气量高(5～15m3/t)，煤质类型以1/3焦煤及气煤为主。示范区现有丛式定向井台6个(包括23口单井)，L型水平井2口和定向井4口。截止目前，该区投产时间最长的井近1200d，60%的井处于稳产阶段，日产气量逾2×104m3。综上，从基础实验数据到生产井产能，都显示了较好的储层物性和较大的储层潜力。此外，示范区临近克拉2区块、大北区块、克深区块、博孜区块以及英买力等西气东输主力气田，为气体的集输和销售提供了极大便利。因此，开展井型优选探索对于后期煤层气勘探开发，实现效益最大化尤为重要。

2 研究方法

(1)排采历史数据采集截止至2019年6月15日的日数据。其中，剔除因修井、停电、施工等时间段的数据。

(2)根据研究区生产井的井台、井型，将区内生产井分为单井定向井台(下称：定向井)、丛式井多分枝井台(下称：丛式井)、L型水平井三类。分别对不同井台丛式井的液柱高度和井底流压分析对比，探索各分支井井间干扰情况；对定向井和L型水平井开展液柱和井底流压日降幅分析，探索其变化趋势。

(3)引入三类已解析井的解析时长、降储比、临储比，探讨不同井型的解析特征。

(4)引入气水比，比较不同井型生产效益，优选示范区地质和产能特征相匹配的井型。

3 各井型生产过程主要参数对比分析

生产井液柱高度、井底流压及其单位时间波动等参数可以直接反应单井、井组、临井的生产状态、表征井间联动和干扰强度，控制煤储层解析时间和气体产出。通过对比分析其变化特征，可以定性评价同一地质条件和储层物性的各井型生产状态及其适应性。

3.1 丛式井井组井间干扰表征分析对比

X丛式井台的4口井，该井组深度在1054～1301m，共同排采的煤层是A9-10、 A7、A6、A5，4层。X井最先投产，投产650d时，另外3口分支井开始压裂工作，此时受压裂影响，X井液柱高度有一个急剧上升的趋势，对应的井底流压也呈现一个短暂的突增。770d时随着3口分支井的投产，X井液柱高度和井底流压回归压裂前趋势，但随着排采的进行，井底流压降势斜率明显大于该井之前单独排采阶段(图2a，图2d)。由X丛式井组(非同时压裂投产井台)的液柱高度和井底流压在单独排采一口井阶段、其余分支井的压裂阶段、同时排采阶段，三个时间段的变化趋势对比，可以看出多分枝定向井台各单井之间存在较为敏感的储层联动和干扰。对比X丛式井台各单井所排采煤层的不同。

Y井台与X井台的不同之处在于3口分支井同时投产，该井台3口定向井组目的层深度在1221～1278m之间，间距比较小，共同排采煤层为A5、A7，两层(表1)。该井组井较深，深度区间较小，初始井底流压与深度显示了密切的正相关关系。排采初期(第20d)，Y1井液柱高度显示一个急剧大幅度的压降，第60d时，Y与Y2井液柱高度降幅斜率出现了一个降势的交叉转换。第110d时，Y和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，而Y2井液柱高度降幅斜率明显变小，而且液柱高度与井底流压变换趋势呈现较为吻合的呼应特点。从同时投产的Y井台液柱高度与井底流压历史排采曲线降幅结合该井台排采的目的煤层组合分析认为：①Y1和Y2两口井虽初始液柱高度和井底流压大小有差异，但是，整体历史曲线趋势基本一致，说明井底供液充足，考虑到所排采煤层的差异(表1)，认为液柱水源主要来源于A5、A7，且这两煤层连通性比较好，A9-10煤层含水量较低；②Y2液柱高度和井底流压降幅在投产第8d左右开始出现明显下降，而Y1井的此现象发生在第15d左右，结合目的层埋藏深度，Y2为1278m，Y1井为1245m(表1)，推测这种相同目的层的联动性变化受深度牵制，较深部目的层最先受到影响，即构造单斜的下倾部位，这一点在傅雪海和王超文提出的煤层上倾下部位有利快速降压解结论相一致；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50d天时液柱和流压降幅变大，这个时间点出现在另外两口井相应数据数据变化的高点处，推测此时间点为该井组所有目的层同时开始联动的启点(图2b，图2e)。

表1 各井型井基本参数表

注：A10 、A7、A6、A5与4.9、5、2.5、7.9是相互对应的煤层号及厚度。

图2 丛式井台液柱及井底流压降势图

图3 定向井台液柱高度及井底流压日降幅图

Z井台与X井台和Y井台不同之处在于该井台有一口L型水平井，即ZL1井，从排采数据历史曲线看，该井台没有出现像X井台的曲线的“三阶段”的特点，也没有显出明显的储层联动呼应，更没有凸显出水平井与其他井的排采结果的不同之处(图2c,图2f)。推测原因可能为：①井深相差比较大(220～500m左右)(表1)，当前各分支井目的沟通范围没有交叉，还没形成井间干扰；②共同投产阶段时间较短(120天左右)，因排采引起的层间互动还没凸显。对于此，笔者会持续跟踪探索，力求追寻出该类井型组合的生产动态特征。

形成有效的井间干扰是煤层气生产井设计的重要目的之一，也为实现投产后高产稳产和提高煤层气采收率打下了基础。合理的目的层间距设计，不但能实现井间干扰，还能避免临层(临井)压穿和最大化的扩大有效开发面积。示范区丛式井组井间干扰较为敏感，但各井组干扰敏感度差异较大，关键影响因素还没在“量”的层面得到证实和确认，这一点也是需要努力探索的方向。

3.2 定向生产表征分析对比

基于定向井的井距较远，失去了直接对比分析液柱高度与井底流压降幅体现出井间干扰的实际意义，所以针对单井台定向井的研究立足于液柱高度和井底流压日降幅角度之间的对比，以探索随排采的进行，相应考察参数的变化表征。

图3a两口单井投产至140d之前，液柱日降幅基本保持一致，认为此现象的原因为原始储层为欠压状态，而后期压裂液的侵入，提高了储层井孔近端的含水饱和度，井孔供液能力相对充足；第140～700d，液柱日降幅变化较大，推测此现象为目的层压降漏斗以井孔为中心逐渐向远端扩展，持续推进沟通远端裂隙，即压降漏斗形成扩展阶段；第700d之后，液柱日降幅整体趋于稳定，推测该阶段压降漏斗扩展到极限，为产气量上升阶段(图3a)。对应的井底流压日降幅(图3b),也表现出明显的平稳→波动→平稳的“三段”趋势。

3.3 L型水平井液柱高度与井底流压日降幅分析对比

示范区两口顺煤层水平井，其中ZL2井2016年11月开始投产，投产第100d放气，至今累计排采近700d，平均日产气量近7000m3，累计产气近3.3×106m3。ZL1为丛式定向井台中的一口，2019年1月开始投产，投产第120d放气，至今排采220天，累计产气近9×103m3。

从图4液柱高度日降幅曲线呈现出“三段式”特点，而井底流压没有表现出该动态特征。但截止到第150d节点，两类参数曲线都趋于稳定状态，与定向井的生产动态相比，体现了针对单煤层排采的水平井供液量稳定，井底两相流更易被调控(图4)。水平井的生产优势在新疆白杨河区块、樊庄-郑庄区块，沁水盆地南部等多方面验证，可以说水平井针对煤层气井的排水、降压、稳产增产等具备较普遍的适用性。

3.4 不同井型煤储层解析参数对比及分析

在探索不同井型储层干扰和排采特征的基础上，选取了示范区15口生产井的排采解析时长、临储比、降储比(临界解析压力与储层压力的差值/储层压力)与井型相结合，以探索研究区不同井的解析时间受控因素和关键参数之间的关联性。

图4 L型水平井液柱高度及井底流压日降幅图

井号H1H2H3H4XX1X2X3YY1Y2ZZ1ZL1ZL2井型定向井丛式井L型水平井解析时长/d4351122119119815788410714614963109115降储比/%0.110.070.160.140.090.020.340.090.120.270.140.220.170.140.29临储比/%0.890.930.840.860.910.980.660.910.880.730.860.780.830.860.71

图5 煤层解析参数对比图

图6 研究区各井型历史排采气水比图

从表2和图5可知，定向井、丛式井、L型水平井的平均解析时长分别为84d、92d、112d，降储比分别为0.12%、0.16%、0.22%，临储比分别为0.88%、0.84%、0.79%，解析时长与储降比表现出正相关关系，这一特征在定向井和L型水平井中表现的最为突出，在丛式井组中这一关系表现的先对滞后。降储比和临储比在任何井中都表现出明显的负相关关系，再次印证了丛式多分枝定向井之间具备较强的井间干扰和降压效果明显。立足于解析时长及解析过程排采产生的费用和后期效益问题，丛式井组平均解析时长比单井井台相差较短，但远低于L型水平井，是比较适合示范区的井型。

4 不同井型生产效益分析对比

任何生产井型的设计目的都是为了最大限度地解析产气，降低工程阶段和生产维护检修成本。为探索此目的在示范区实际生产中的体现，笔者对不同井型井台的生产效益，提出了气水比理念：即根据排采历史天数据，把日产水与日产气相比。气水比越高，说明生产效益越好，是考察一口井最终生产目的的重要参数。为使探索结论更可靠，分别选取了排采时间和产气较长(>1000d)的丛式X井台、ZL2型水平井和4定向井开展研究(图6)。

在X丛式井组目的层存在敏感的相互干扰和快速解析见气事实的基础上，该探索选取了排采历史较长(>1000d)，且已达到产气高峰生产井作为研究对象。在单独排采丛式井组的一口井时，气水比较大，且波动幅度也大。根据示范区地层倾角大、煤层较厚，单井生产煤层真厚在6.5～20.3m之间，64%的井大于10m。大倾角、厚煤层易产生断塞流，产水(气)曲的波幅和频率代表了地层供液强度和间隔周期。断塞流的波幅大，周期长易造成目的层煤粉和压裂砂的扰动与静置，地层供液长期在大幅度、长周期的波动状态，是诱发砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，这一点在新疆白杨河矿区高倾角煤层气井排采表征上也有凸显。该区的地质及生产层厚度与X井台的液柱高度曲线(200～400d)和气水比曲线(单井排采阶段)的波动形成了明显的因果关系。但是，在该井台其它井投产之后，液柱高度和气水比曲线的波动幅度明显降低，即卡泵风险也在降低。同时，气水比曲线呈明显上升趋势，即丛式井组明显降低了卡泵风险，保证生产井持续稳定运行，提高了生产效益(图6a)。

针对水平井，研究区ZL2井是区内唯一一口达到持续稳产高产的井，如图6b，水平井的气水比值呈线性稳定增长，产气潜力得到了有效释放，突出了水平井随着排采产气的进行，其采收率和生产效益在持续走高，是一种长期增效的潜力型井型。但是，水平井在钻井过程中，施工难度大，费用高(是定向井费用的3倍之多)。此外，投产时，由于水平井身的特殊轨迹，一般的管式泵很难满足排采目的，往往采用电潜螺杆泵，其费用可达到管式泵的10倍之多。一系列的费用增加，却只能对一层煤实现有效开发，显然此井型占不具备丛式井多煤层共同开发的优势。

针对定向井的气水比，如图6c，所研究的4口井中1口井的气水比随排采的进行以大幅度持续走高，这一点与图6a的X井单独排采阶段的气水比走势相似，其余3口井保持平稳。此显现一方面说明了示范区整体产气潜力较强，另一方面传递了单井对产层的控制能力差异较大，易发生速敏效应，有效储层得不到扩展等信息。鉴于此，示范区不宜采用单井台定向井开发。