煤层气井低产原因及二次改造技术应用分析

李勇胡海涛王延斌韩文龙吴翔吴鹏刘度

1. 中国矿业大学(北京)地球科学与测绘工程学院,北京 100083；2. 中联煤层气有限责任公司,北京 100011

我国在沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘等地区已实现了煤层气工业化开发,但是很大一部分煤层气井产量较低,制约了气田产能提升和产业发展[1]。当前国内已有煤层气钻井18 000 余口,很多直井平均产能在1 000 m3/d 以下,没有达到经济产量[2-3]。针对煤层气井低产、低效问题,很多学者从地质、工程和排采等方面进行了剖析,提出了煤层气开发工程技术适应性问题及解决思路[4]。除了部分煤层气井所处地区地质和资源条件较差外,相当数量的煤层气井存在钻井施工过程污染、压裂改造不彻底、排采管控不连续等储层伤害问题[5]。如何将煤层气低效井进行系统改造、提高单井产气量,是煤层气开发近期和未来很长一段时间工作的重点。

煤层气低效井不仅包括首次改造失利的井,也包括因为储层污染、排采间断等造成产气量下降或者未达产的井。低效井的界定因不同地区施工和开发成本、产气量时间长短而存在差异,可以综合考虑投产时间、动液面高度和产气量3 个参数建立联合约束的判别指标[6]。

煤层气井二次改造是指当煤层气井低产、低效时,在地质、储层、工程和排采分析基础上,通过工程和工艺技术改造储层、改善排采,使气井达到或接近正常产能并实现稳产的举措。煤层气井二次改造涵盖三个方面:一是气井控制范围内煤层的改造和优化,以提高渗透性和导流能力；二是气井自身故障的处理和改进,保证排采设备的良好运行；三是改变原有排采和开发措施,优化气井排采管控和开发方式,旨在提高气井产气量和资源采收率。

煤层本身具有复杂煤体结构,力学强度和弹性模量低、泊松比高,储层改造本身具有不确定性[7-8]。针对初次改造后煤层气井产能效果不佳,现场应用中采取了二次改造增产措施,包括煤层二次压裂、间接压裂顶板、氮气震动解堵、酸洗解堵等方法[9]。在低效井治理过程中,煤层气赋存的构造和沉积背景是可改造性的基础,初次储层改造和排采管控效果决定了二次改造施工的可行性和技术选择。针对不同的地质、工程和排采条件,选择合适的二次改造工艺技术决定了气井后续开发效果。本文在重新梳理煤层气井低产原因的基础上,分析总结已有的二次改造技术,剖析不同地质和工程背景下二次改造技术选择,以期为煤层气井单井产能提升提供技术支持。

1 煤层气井低产原因

当前国内煤层气井低产、低效的原因,主要有:①煤储层地质条件差,包括构造复杂、断裂发育、构造煤发育、含气量和渗透率低等因素；②储层改造方式不适应,包括钻井和固井等过程造成的煤层伤害、压裂裂缝单一且扩展范围有限、压裂液污染等；③开发设计不科学,包括井网部署针对性差、井型和井距不适应、排采管控不合理等[10-12]。

上述因素中单一或多种综合作用,均可造成储层改造范围小、导流能力差、储层污染及煤粉堵塞等问题,影响开发效果[13]。可见,在煤层气井改造中,应当综合考虑地质、工程和排采各方面因素,既要保证地质条件和工程施工措施的一体化,也要保证排采和开发方式的适用性(图1)。

图1 煤层气井产能影响因素Fig.1 Influencing factors of coalbed methane well production

1.1 地质储层条件

煤层厚度、孔隙度、渗透率、储层压力、煤体结构和含气量等地质因素都会影响煤层气的产能[14]。国内大部分煤层具有煤体结构复杂、渗透率低、储层普遍低压、欠饱和的特点,这些因素直接影响排水降压效果和气水渗流产出[15-17]。其中,煤体结构是影响储层物性和储层可改造性的重要因素,其又受控于区域构造背景和煤岩本身性质,是影响初次和二次改造的关键参数。以樊庄区块为例,虽然该区含气量较高,但东部及北部地区大多数煤层气井为低产井。研究发现,该区地质储层具有埋深大、断裂构造聚集且发育、水动力活跃等特点。例如,HG60-1 井受附近高角度断层影响,投产后产水量大且无自然产能；HY7-4 井煤层埋深较大且物性差,虽然含气量高但日产气量低,仅为200 m3/d[18]。

1.2 工程施工改造

工程施工过程中诸多因素会造成储层污染和伤害,影响开发效果。钻井过程中井径扩大和钻井液渗入会引起储层伤害,影响气体解吸。如果储层改造方式与地质特性不适应,开发效果提升就不明显,甚至会造成气井低产[19]。煤层气储层本身压裂难度大,难点主要包括:①低压低渗条件下裂缝长度如何拓展；②低杨氏模量和高泊松比松软煤层如何保证支撑效果；③低地层压力系数条件下如何控制压裂液返排；④敏感性煤储层如何避免压裂液伤害；⑤碎裂煤、碎粒煤等构造煤的压裂效果如何保证[20]。除此之外,压裂过程会使煤骨架进一步压缩,增加了压裂液和地层水产出难度,影响排水降压效果。同时,在煤层气井工程施工中,施工偏差、压裂低效、井筒堵塞等也是造成气井低产的重要因素。韩城区块中XB-18-1 井最大日产气量仅有505 m3/d,且日产水量极高,最高可达47 m3/d,而与其位于同一井台的XB-18 井高产气,经检查发现,XB-18-1 井低产是由于固井质量不合格,造成了管外窜槽。因工程施工造成的煤层气井低产,应及时排查并修复以减小损失[21]。

1.3 井网设计和排采控制

煤层气井排采的核心是保证井网协调稳定降压,以促使区域内煤层气有效解吸产出[22-23]。在实际生产过程中,设备故障、管控不当等因素会造成动液面降低过快、流压突变、排采不连续以及煤粉堵塞、水锁等现象,在产气曲线上表现为长期低产、峰值跳跃、衰减速度快[24]。除此之外,排采造成气井低产的原因还包括井网协同降压程度低、裂缝闭合、压差不足。因此,煤层气井排采需要在排水期有效疏通因压裂形成的煤粉堵塞,并且在有效时间内尽快见气,形成经济产能。

除了单井管控之外,合理的井网井距设计也是影响气井开发效果的重要因素。井距大小决定了资源动用程度,井距偏小会造成经济浪费,井距偏大会使井间干扰不能有效叠加。地质因素中的储层厚度、埋深和煤体结构等也是影响井网设计的因素。当煤体结构破碎时,井间压降难以协同,影响气体产出[25]。柿庄南区块SZ-1 井与SZ-2 井物性条件大致相同,但SZ-1 井日产气量为528 m3/d,仅为SZ-2井一半。研究发现,SZ-1 井压裂时沟通了顶底板含水层,且SZ-1 井排采速率过快,短时间内井底流压起伏较大,高速流体向井筒运移时携带了大量煤粉而造成裂缝堵塞,降低了储层渗透率,影响了气井生产[26]。

2 二次改造技术进展

为提高煤层气井产气量,煤层气产业界采取了多种储层改造技术。考虑不同技术的持续改进和完善,这里仅介绍已经应用于二次改造和潜在可应用于二次改造的技术(表1)。

2.1 二次水力压裂

二次压裂是在煤储层初次压裂基础上,使老裂缝得到有效延伸或造出新裂缝,建立井筒与煤层有效通道。按工艺方式和目的不同,二次压裂可分为撑开并延伸原有裂缝、在原有裂缝基础上转向延伸裂缝和压裂产生新裂缝3 种类型。二次压裂是当前最为普遍的二次改造措施,在樊庄、郑庄[27]和淮北[28]等区块开展了实践应用。

二次压裂的首要工作是压裂井和压裂层段的选取。确定选取标准需要综合考虑多种因素:①地质因素,包括煤岩物性、煤体结构、地应力等；②初次压裂效果,包括液量、前置液比例、平均砂比和最大排量等；③气井开发历史和当前产气产水情况。在具体设计二次压裂施工方案工作中,应按照“压裂层位优选→加砂工艺优化→压裂液体系优化→支撑剂组合优化→返排工艺优化”流程进行。

2.1.1 关键参数指标

二次改造的关键在于裂缝的延展和转向、裂缝高度控制和支撑剂嵌入,受煤岩脆性指数、裂缝发育程度、抗张拉强度和水平应力差等因素影响。其中,水平应力差直接影响二次裂缝扩展效果(图2)[29]。以沁水盆地柿庄南区块为例,当水平压力差小于2 MPa时,天然裂缝影响大,转向缝随机扩展,不易控制；当水平压力差处于4 ～6 MPa 时,转向缝垂直于一次压裂裂缝并延伸至边界,转向半径大；压力差大于8 MPa时,对裂缝扩展限制较大且易形成水平缝,难以转向成功。暂堵剂浓度的选择也是储层二次压裂需要考虑的因素之一。暂堵剂浓度较低会导致封堵裂缝效果差,裂缝无法有效延伸且转向半径小；暂堵剂浓度高,裂缝会延伸至边界且转向半径大。在二次压裂中适当提高支撑剂用量,有利于复杂缝网形成[30]。此外,提高排量可促进水力裂缝的扩展,进一步沟通层理或天然裂缝,形成复杂的裂缝网络。

图2 不同水平压力差二次压裂裂缝延展对比Fig.2 Fracture extension comparison after secondary fracturing with different horizontal pressures

2.1.2 二次压裂前后评价

二次压裂的低产井需要满足的条件,包括井位远离断层、煤层处于中等水平应力差(4 ～6 MPa)以及综合地质、储层因素评价可改造性较好。以柿庄南区块SN-562D4、SN02-2D 和SN-169 井为例,其一次压裂及二次压裂后的产能曲线、压裂裂缝如表2 和图3 所示。其中,SN-562D4 和SN02-2D 井二次压裂后分别产生了狭长缝和高短缝且增产效果好,压后日产气量分别为888 m3/d 和2 448 m3/d；而SN-169 井二次压裂后,裂缝压穿高滤失层,导致压裂效果差,未能实现有效改造。

图3 柿庄南区块SN-562D4、SN02-2D、SN-169 井产能曲线Fig.3 Production capacity curves of Well SN-562D4,SN02-2D and SN-169 in Shizhuangnan Block

表2 不同裂缝形态产能评价Tab.2 Productivity evaluation under different fracture morphologies

2.2 二次无水压裂技术

无水压裂技术是利用N2或CO2等气体替代水对煤层进行压裂。目前,常见的无水压裂包括N2压裂、CO2液体相变压裂和低温液氮增产等。

N2压裂是以高压压缩后的N2作为压裂介质,在达到设定压力后瞬间释放N2对目的层位进行冲击并注入大量N2,改善煤层原有裂缝系统并返排煤粉等物质,疏通流体运移通道以提高渗透率,从而提高单井产气量[图4(a)]。对晋城3 号煤层(干煤)的DQJD-01 和DQJD-02 井进行N2震动压裂解堵试验,压裂影响半径在140 m 左右,气井产能提高且排采周期缩短[31]。

液态CO2相变压裂技术[图4(b)]是将CO2置于储存管中,运用化学方法对液态CO2加热,使其在极短时间内由液态转化为气态。在此过程中CO2体积迅速膨胀,当储存管的压力超过承受极限后,切割板断裂,高压CO2注入释放管,产生的能量作用于煤体,形成新裂缝,从而对储层进行二次改造。液体CO2相变压裂技术目前已在我国多个地方得到了应用,使用该技术后产气量提高了2 ～5 倍[32-33]。

低温液氮增产技术是指将低温液氮注入煤层后,液氮的气化和低温效应使煤体破裂形成裂缝,从而提高煤层渗透率[图4(c)]。在平顶山十三矿的现场实验表明,该技术使单井日产气量有明显提高,在构造煤发育地区实现了连续稳产的目标[34]。该方法优势是节约水并且不会对地下水造成污染,但目前保持液氮低温状态的设备和方法不够完善,成本也高于水力压裂。另外,由于液氮黏度较低无法携带支撑剂,形成裂缝相比于水力压裂裂缝闭合速度较快。

图4 二次无水压裂技术原理Fig.4 Principle of anhydrous fracturing technologies

2.3 间接压裂技术

间接压裂是指对煤层邻近层或顶板进行射孔压裂,使新生成裂缝与煤层原有裂缝沟通,提高煤层附近岩性界面和顶板裂缝半长,控制煤粉排出,使煤层水通过裂缝进入井筒从而实现降压以提高产气量[35]。该技术施工压力低,施工较简单,可降低煤粉产出量,有效降低了压裂对煤层的伤害。在阜新地区运用该方法后,产气井的连续产气时间提前且产气量相比之前有所提高[36]。该技术适用于薄煤层,对于提高裂缝规模有较好效果。在煤层较厚地区,压裂比较复杂,间接压裂效果差。以韩城区块为例,对该区120 余口井运用间接压裂后,单井平均增产近1 000 m3/d。该区5 号煤层顶板为11 m厚砂岩,产气较好。以该区H1井为例,运用238 m3前置液、357 m3携砂液、8 m3顶替液,采取间接压裂技术射开顶板1.2 m 砂岩增产,稳定产气量在4 000 m3/d 以上,是邻井产气量的4 倍。

2.4 微生物增透技术

微生物增透技术是指向煤层中注入甲烷菌等微生物及其所需营养物质,通过微生物降解煤中小分子物质来提高煤层渗透率和产气量的技术[37]。对义马千秋煤矿、大同永定煤矿和柳林沙曲煤矿长焰煤、气煤和焦煤进行微生物增透实验后发现,煤样裂缝数量增加,改善了孔隙结构,提高了渗透性,有利于CH4解吸[38]。运用该技术需要内/外源微生物具备降解煤岩产生CH4的能力。

但该技术目前还存在许多问题需要解决,主要有:①对生物降解煤产生CH4的机理认识还不足,现阶段研究多处于实验室模拟研究阶段,现场实验较少；②不同地质温度压力条件下合适的微生物选择存在难度；③煤层微生物的繁殖环境需进一步研究和优化；④微生物难以降解高阶煤；⑤微生物法见效时间长,短期内难以提高产量。

2.5 酸化增透和泡沫酸洗

酸化增透技术在石油、天然气、页岩气等领域作为一种有效的增产措施而被广泛应用。该技术主要通过向煤层中添加化学试剂,使之与煤层发生反应以改变物性特征,从而提高煤层渗透性[39]。在陕西中能煤矿的现场实验中发现,该技术增加了CH4的扩散通道,酸化后产生的CO2也促进了CH4的解吸,提高了采收率[40]。该技术可应用于高应力、高非均质性和低渗透性储层,但也存在诸多缺点:①煤层中所含酸蚀矿物质少,酸化作用对煤层改造效果小；②对地下水存在潜在污染；③造成管道和泵腐蚀；④不适用于矿物含量低的煤层。

泡沫酸洗技术是在常规酸化的酸液中加入起泡剂和稳泡剂[41]再注入储层,使酸液与储层岩石发生反应,达到解堵和提高渗透率目的,从而实现对储层的改造[42]。四川盆地筠连地区煤储层呈现弱速敏、弱水敏、弱盐敏性和强应力敏感性,在充分考虑压裂液与地层水配伍性的基础上,对该区33口井实施酸洗,目前有效井有20 口,约1年的时间里累计增产气量达5.49 Mm3[43]。

2.6 洗井、动压调节、负压抽采和井网改造

针对煤层气开发中煤粉沉降等低产原因,可以采用洗井洗泵等增产方式。洗井是将洗井液注入井筒,将堵塞井筒的物质携带到地面,从而增加井筒导流能力的过程。洗井一般包括机械洗井和化学药剂洗井。其中,机械洗井又分为清水洗井、气举洗井、活塞洗井和冲砂洗井等；化学药剂洗井包括酸洗井、焦磷酸钠洗井和液态二氧化碳洗井等[44]。在洗井过程中要减少洗井液的侵入,维持井底流压稳定以减少对煤储层的损害。对焦作地区ZM-1 井组进行洗井后,地层渗透率明显提高,其中ZM-1-V 井渗透率是洗井前的8 倍[45]。在煤层气井开采时,泵筒中吸入煤粉引起卡泵导致采收率降低时,可以通过洗泵减少卡泵事故发生,保证排采连续性。洗泵具体操作是:将原井的抽油杆柱和柱塞提出,下入空心抽油杆后将井口密封,通过向新下入的空心抽油杆中注入高速高压的流体,实现冲洗泵筒内固定阀和油管内壁,将煤粉携带出地面[46]。

动压调节是在单井管控中控制合理的生产压差,以期实现气井稳产[2]。随着煤层气井运行,地下储层动力下降、压差不足,会造成煤层气井产气量下降,降低采收率。此时需要针对性采取动压调节、负压抽采和井网改造等措施,以提高产气效果。

负压排采技术是通过在地面井口安装负压设备,进一步降低套管压力、增大煤层与井筒内生产压差,达到气井增产目的。煤层气井废弃压力一般为0.2 MPa,使用负压增产,能够使废弃压力大大降低。

井网设计需要考虑煤层埋深、厚度、孔隙率、渗透率和顶底板物性等地质条件,根据不同井网类型适用条件选取最合适的井网[47]。一般情况下,各方向渗透性差异小的开发区,可采用矩形井网；各方向渗透性差异较大的开发区,可采用菱形井网,并且沿着主渗透和垂直主渗透两个方向布井[48]。煤岩面割理方向压力传播速度快,水力压裂裂缝一般沿面割理方向延伸,渗透率较高,在井网部署或者水平井钻井时应充分考虑[49-50]。

2.7 其他改造增产技术

针对煤层气储层改造,深孔爆破、水力喷射、等离子脉冲、声波增透、微波辐射、电压裂及氧化剂解堵等技术也被探索,在实验室或者现场开展了应用实验,相关技术也可以被应用到煤层气井的二次改造。

深孔爆破是指在钻孔作业的深孔处装入炸药对煤层进行爆破,破坏煤体并释放钻孔周围应力,从而提高储层渗透率。对静水压力状态埋深800 m、厚30 m 的煤层进行爆破增透的数值模拟,发现单孔最大增透半径为3.5 m,且控制孔尺寸越大,煤层中产生裂缝面积也越大[51]。

等离子脉冲技术应用于沁水盆地寺河区块两口低效井进行增产试验,两口井产能增加明显,稳产时间较长,证明了该技术可行性[52]。

水力喷射是在埋藏浅、机械强度低的低渗煤储层直井或水平井中,将流体加压后经喷嘴在裂缝中高速射出,由于速度越快周围压力越低,使得缝内压力升高,驱动裂缝延展[图5(a)][53-54]。

声波增透技术是指在干燥或低含水的煤层中通过大功率声波辐射使煤层与声波发生共振,通过交替改变煤体的压应力与拉应力、伸长和压缩形变来提高储层渗透率的技术[图5(b)][55]。对重庆南桐和天府煤矿的贫煤煤样进行实验,通过声波机械振动和热效应,使发现煤体温度增加了12 ℃,减弱了甲烷吸附能力,增强了煤体渗透性,使解吸量增加了20% 以上[56]。

微波辐射技术是指利用煤中显微组分和矿物组成存在多样性和差异性,通过高功率微波辐射在煤层内部形成一定温度梯度、产生热诱导应力,促使煤层破裂而提高储层渗透率[图5(c)]。对阜新地区海州矿区煤样进行微波辐射实验结果显示,煤样渗透率随辐射时间增长而增大。但是,井下微波加热的实现,有很多工程问题需要解决。

高压电压裂可分为电液压裂和电压裂2 种。电液压裂中煤是被压缩应力所破碎,而电压裂主要是通过拉张应力实现的[图5(d)][57-58]。煤的抗拉强度通常仅为其抗压强度的4% ～5%[59-60],因此电压裂所需能量远小于电液压裂所需能量,但是电压裂单次压裂范围小,裂缝延伸方向无法控制。电液压裂是在饱含水的地层中释放高聚能电脉冲,在液电效应作用下将高功率能量转换为冲击波来改造储层[图5(e)]。对沁水盆地寺河3 号煤层电液压裂试验发现,电压越高,形成的裂缝越宽、分布范围越大且越复杂[61-62]。

图5 二次改造增产技术原理Fig.5 Principle of secondary enhancing production technologies

氧化剂对煤的孔隙结构具有一定的改造作用。目前,煤层中常用的氧化剂有二氧化氯和硫酸铵,二者对煤层解堵均有较好效果。前人对不同煤阶煤样运用上述氧化剂进行预处理,运用压汞法对处理后煤样孔隙结构进行分析,发现各煤阶煤样孔隙度均有不同程度增大,煤阶越低,孔隙度增加程度越大[63]。此外,氧化剂还会与煤的部分侧链和官能团反应,对煤储层产生氧化刻蚀,降低煤的总比表面积及对甲烷的吸附能力,可促进煤层气的解吸运移[64]。

3 二次改造技术综合应用分析

二次改造按照工艺技术类别可划分为物理法、化学法、生物法和其他方法(表1)。

不同改造技术措施适用的储层地质条件和开发井田均有不同。同时,选择储层改造技术方法还应综合考虑煤层气井低产的具体原因。

二次水力压裂和顶板压裂技术应用较为广泛,在韩城煤层气田取得了很好效果[35]。二次水力压裂的实施需要煤体结构以原生结构和碎裂煤为主,可以促进初次裂缝的继续扩张和次生裂缝的转向和生成。该技术在松软煤层中难以实施,同时必须考虑初次裂缝扩张情况、地应力分布和黏土矿物的水化膨胀等影响。顶板间接压裂技术主要面向顶板稳定的煤层,且在地质历史中煤层具有较高的生气能力,直接砂岩顶板之上存在较好的泥页岩等盖层。顶板间接压裂技术施工相对简单,可以避免煤粉和储层伤害,考虑深部煤层气开发难度和煤系气协调综合开发,是未来重要的应用方向。但是该技术在厚煤层发育区和构造复杂区难以系统实施。

等离子脉冲、声波、深孔爆破、电液压裂、电压裂和微波辐射等技术,当前主要以室内研究为主,仅在个别地区开展了现场应用。这些技术虽无须重新钻井,但应用困难。首先是仪器下井难度大,需要设计和开发可以安全下井且有效应用的设备；其次是井下实施应用的效果、范围有待进一步揭示,如何保证改造效果在井筒周边有效扩展。同时,不同技术对煤层条件要求有差异。声波法一般应用于干燥或低含水的煤层,而电液压裂和微波辐射技术则要求煤层含水或饱含水[62]。水力喷射技术是应用高压射流的水力破岩作用,解决近井地带堵塞等问题,在低机械强度煤层中更利于裂缝延展,但是需要考虑高压流体的泄露问题。

CO2和N2压裂技术已经开展了大量的室内实验,同时在沁水盆地等开展了现场应用。这些技术要求煤层封盖条件良好,在一定程度上能促进CH4的解吸[33]。在具体应用中,需要考虑气体的状态变化,如CO2在超临界状态下如何保证其有效稳定注入,是需要解决的难题。酸化增透和泡沫酸化等技术适用于具有一定矿物含量的煤层中,可以有效提高渗透性,但是需要考虑管柱抗腐蚀程度、流体在地层中的滤失以及防治地层污染[42]。微生物增透技术在近年有诸多研究,需要考虑地下条件有合适的微生物繁殖环境,且煤层可以被有效降解。

气井改造措施中的洗井、洗泵、动压条件和负压抽采技术均需要在井壁稳定的煤层气井中实施,同时要求煤层原始含气量较高,在气井改造后有足够的气体可以连续生产。但是,在具体施工中需要考虑修井过程中的储层敏感性、防治水敏等储层伤害。井网改造是煤层气井田有效整体改造的措施,但是需要煤层展布稳定,才能在井网开发条件下达到有效区域降压[23,47]。

不同区块煤层气井低产原因存在较大差别,因此在二次改造中应选择适宜的改造技术。本文选择郑庄、柿庄和筠连三个地区的煤层气开发和二次改造措施进行分析,揭示不同改造方式的适用性。

3.1 郑庄区块

沁水盆地郑庄区块大多数煤层气老井一次改造后普遍存在低产现象,部分是由于煤层气井位于断层、陷落柱附近等地质因素造成。针对不同地质条件,可采取不同的二次改造措施(表3):

表3 不同地质条件二次改造技术选择Tab.3 Technical selection of secondary reconstruction under different geological conditions

(1) 对以原生结构煤为主的构造平缓区,采用中、大规模为主的二次压裂及分段加砂压裂。

(2) 对裂隙发育的断层发育区,采取暂堵转向体积压裂、前置液加砂塞的改造措施。

(3) 对煤体结构破碎的褶皱发育区,采用顶板间接压裂的方法。

郑庄地产区优选二次压裂180 口井,目前已实施二次改造的井有30 口,平均单井日增气1 000 m3/d。以ZN2-02 井为例,该井前期由于排采管控差造成地层气锁,在实施二次压裂改造后,产气量稳步提升,最终在2 000 m3/d 左右实现稳产[65](图6)。

图6 ZN2-02 井排采曲线Fig.6 Production curves for well ZN2-02

3.2 柿庄区块

柿庄区块煤层气井低产原因包括钻井污染、压裂参数不合理、煤粉堵塞及储层敏感等[66]。

对钻井污染导致的井筒堵塞、导流能力降低的气井,采取了酸化增透技术。对比发现,采用3%HCl+3% HF+3% CH3COOH 配比的酸液能比较充分地解除井筒污染。

对于由于压裂参数不合理导致的低产,需要分类讨论。当储层煤质为硬煤,采取二次水力压裂改造以增产；若储层煤质为软煤,则可采取顶底板间接压裂技术,通过减少煤层内部横向运移距离,提高导流能力来实现增产。

对由于煤粉堵塞或应力敏感的低产井,则采取调整泵挂深度、控制裂缝转向、冲洗泵、加速泵的冲次以及注入液氮等方法,实现增产。

以研究区SN-4 井为例,该井初期的液面降低速率达24.4 m/d,过快的降液速率造成降压速率过快,导致压敏效应,且煤粉等物质堆积在近井地带,致使孔渗性变差,产气量仅为580 m3/d。将排水阶段的动液面下降速率控制在10 m/d 以内,产气初期的动液面降幅控制在2 m/d 以内,减缓降压速率后该井在1 600 m3/d 时实现稳产[67]。

3.3 筠连地区

筠连地区煤层气井低产的原因,一方面是压裂过程中老井受到影响,产气量迅速下降且恢复时间较长；另一方面是排采制度不合理,造成了水锁或煤粉堵塞、降低了渗透率(图7)。通过二次压裂、酸洗解堵以及震荡解堵等措施对部分低产井进行增产改造后,产气量明显增加[73]。但是,这些增产措施也在一定程度上造成压裂窜井和储层伤害等问题。

图7 针对部分工程排采原因的二次改造技术优选Flg.7 Selection of secondary reconstruction technology for the reasons of engineering and drainage

以YSL306-2 井为例,该井产气量非正常下降,4 个月内产气量由800 m3/d 下降至不到100 m3/d,且产水量较小。研究发现,该井因放气过快导致煤粉运移至煤层附近,造成堵塞。据此,采用震荡解堵的措施后,该井产能明显上升,在700 m3/d 左右实现稳产(图8)。

图8 YSL306-2 井排采曲线Fig.8 Production curves for well YSL306-2

4 结 论

(1) 我国煤层气井低效原因涉及地质、工程和排采等方面,主要体现为地质条件差、储层改造方式不符合煤层特性、工程施工造成储层伤害、井网部署不合理、井型和井距适应性差、排采管控不科学等。

(2) 二次改造工艺技术按类别可分为物理法、化学法、微生物法和其他方法。不同方法的优势和适用煤层不同。目前,物理法中的二次水力压裂、间接压裂和无水压裂技术以及化学法中的酸化和泡沫酸化技术运用较为广泛。

(3) 低效井治理过程中,煤层气赋存构造和储层特征是可改造的基础。初次储层改造和排采管控效果决定了二次改造施工可行性和技术选择。针对不同地质背景,应结合煤体结构等因素,综合选择二次压裂、顶板压裂等技术；针对不同工程技术和排采原因造成的低产,选择二次压裂、酸洗解堵以及震荡解堵等方法,以达到增产效果。