探讨煤层气低产井低产原因及增产改造技术

朱家伟 胡海洋 易旺

(1.贵州省煤田地质局一四二队; 2.贵州省煤层气页岩气工程技术研究中心 贵州贵阳 550081)

我国具有丰富的煤层气，但是从探明的情况来看，煤储层具有低渗、低压、低孔等特点，单井产量低。可见，加强对煤层气低产井低产原因及增产改造技术的探讨，提高单井产量与经济效益意义重大，必须加强对相关内容的分析。

1 煤层气概述

煤层气是指与煤伴生、共生的一种气体资源，其是存在煤层内的一种烃类气体，其成分以甲烷为主，是一种非常规天然气，如果将其直接排放到大气中，不仅严重的浪费了能源，而且会引起温室效应，会破坏生态环境[1]。开采煤层气主要有井下瓦斯抽放和地面钻井两种，后者是最为常用的一种。采煤前，开采和抽放煤层内瓦斯，能够减少风排瓦斯量，从而降低煤矿瓦斯爆炸率，提高开采安全性，降低事故的发生率[2]。由此可见，开采煤层气一举多得，煤层气是一种洁净资源，对其进行开采与应用，具有良好的经济效益与环境效益。

2 分析煤层气低产井低产原因

2.1 地质条件差

区域内断层发育情况下、煤层埋藏深，这都会导致该区域内储压层、煤层含气量、围岩、煤体结构等各项内容对煤层补给水情况的影响存在显著差异。通过对不同区域内煤层气低产井低产情况进行分析可以发现，引起此现象的煤储层地质条件差的原因主要体现在以下几个方面。

2.1.1 含气量低

含气量低形成煤层气低产井的主要原因。例如:某地区西南区域，煤层埋深不到580 m，该区域内煤层含气量不足7.6 m3/t，煤层气井稳定产量不到580 m3/d，通过对该区域进行分析可以确定，该区域内煤层气不具有经济开发价值，暂不将作为增长改造的重点内容[3]。

2.1.2 煤层压力传递有限

煤层压力传递有限是形成煤层气低产井低产的一项主要原因。通过分析可以发现，局域地区内煤层气井内的产水量较大，围岩含水层对煤层会进行大量补给，这一情况的存在，将会对煤层结构造成严重破坏，导致煤层结构会以糜棱煤和碎粒煤为主，这也就导致开展排采作业时，煤层内压力难以快速、稳定传递到远处，这也就会在区域内形成煤层气低产井，通过对这一类井进行分析可以发现，其增长难度较大，具体问题分析时，不将其作为增产改造的重点内容[4]。

2.2 钻层储层遭受污染

大量研究和实践结果表明：煤层气的实际开发量与井网的具体布置情况，以及最终形成的降压漏斗的联系紧密。针对煤层气区块结构较为简单区域，在实际作业期间，为了保证单井的具体产量能够保持持续、稳定，在布置煤层气井网期间，常用的形状有梅花形、矩形、菱形等[5]。需要注意的是，如果区域内压力与储能不足，该区域内煤岩渗透率则无法处于相对理想情况，针对这一现象，在具体生产期间采取加压方式，确保生产作业顺利进行，而这容易导致井筒地被污染，这将会对后续作业造成不良影响，降低煤层气产量[6]。通过对实践情况进行分析可以发现，随着开采的不断深入，井径将会持续扩大，这将会加重钻井污染，从而不断降低煤储层渗透率，导流将会发生波动，这会影响煤层气生产。

2.3 排采煤层气制度存在问题

排水降压是煤层气井产气的主要方式，在实际生产期间，不同排采制度，以及完井管柱布置方式，这都会影响煤层气井产气量。通过分析可以发现，由于排采引起煤层气低产井低产的原因主要体现在以下几个方面。

（1）泵挂相对较浅，这也就致使降压较为有限，从而会形成煤层气低产井。如果煤层气井泵位于煤层上部超过5.0 m时，随着时间推移，动液面将会不断降低，当其降低到泵挂区域后，则不能继续下降，此时，区域内具有较高产气潜力的煤层气井，受井底压力降低最小值约束，煤层气解吸范围被限制，这也就形成了煤层气低产井。

（2）煤层气井底压力快速降低，将会导致应力过于敏感，形成了煤层气低产井，降低产量。排采煤层气井期间，若煤层气井底压力快速下降，快速排出煤储层近井筒区域内的积水，这会持续加大煤基质承受应力；同时，煤储层渗透率还会快速下降，降低煤层气井产量。

（3）排采速度过快或动液面动荡过于频繁都将会导致气量和水量会频繁变化，会出现时大时小情况，这将会导致煤粉发生移动，会引起堵塞现象，从而使煤层气产量降低。

2.4 压裂工艺不合理

压裂是指依据煤层气产生的地质条件，提出具有针对性的一种处理策略。考虑不同煤层结构存在一定差异，在实际问题分析期间，若依据统一软煤和硬煤情况进行划分，难以确保地质情况与压力参数相互匹配，这将会对单井产量造成不良影响。在软煤内，若发生没有触污就进行压裂现象时，井筒将会发生更严重污染，压裂期间将会出现压力发生陡然降低或上升现象；采取的压裂工艺与煤层特性之间存在矛盾，虽然并不会引起污染问题，但会导致煤层直接被压裂，形成多样化压裂曲线。硬煤层段内，开展压裂作业时，在前置液内并未添加适量降滤剂，这会引起滤失过重，致使煤储层存在的原始裂隙发生过度发育现象，区域内压力频繁变化，时大时小；如果加砂量不足，将会出现单位厚度加砂量不足、油压不足等问题；若加入前置液不足，则难以促进煤储层原始裂隙发育，这将会导致煤储层区域内，形成多道裂隙。上述各项问题的存在，会导致生产作业发生波动，无法保持稳定。

3 煤层气低产井增产改造的合理措施

3.1 针对地质条件的改进

地质条件是天然因素，是不可控的，针对先天存在的问题，要改善地质条件显然不合实际，因此，在实际生产期间，可以依据区域内地质条件，不断优化生产技术与工艺，从而降低不良地质条件造成的不良影响，使煤层气低产井低产问题得到解决。目前，常用的改进技术主要有以下几种。

3.1.1 羽状水平井、直井嵌套钻井技术

该项技术指的就是在羽状水平井控制面积范围内和周围钻直井，通过对直井与羽状水平井两者间的相互干扰进行应用，从而达到排水降压目的，完成采煤层气作业。从实际情况来看，该项技术应用在已钻羽状水平井低产井改造中优势显著，并且在日后设计羽状水平井布井方案中，也有着不错应用前景，因此，对该项技术进行应用是可行的。

3.1.2 小井眼侧钻技术

该项技术的具体应用就是通过对老井井身进行应用，再次挖掘油气藏潜能，对原有采输设备进行应用，适当引入新技术，发挥采输设备的潜力。采取小井眼侧钻技术对低产井、老井进行处理，可以提高煤层气产量，延长其寿命，而且可以缩短工期，提高生产效益。目前，小井眼侧钻技术应用在低产井、老井改造中，随着人们对该技术应用与研究的不断深入，逐渐成熟，其具体应用也取得了良好的效果。

3.1.3 短半径水力喷射钻井技术

该项技术在实际应用期间，其主要特点就是能够应用在直径0.12 m 立井井段中，实现由垂直方向转向水平方向；同时，能够沿着不同方位，针对煤层钻水平孔眼，完成煤层气开采作业。短半径水力喷射钻井与常规直径水力压力相比，其在实际作业时，具有穿透深度长、定向效果好等多项优势，这也是该项技术得到了广泛应用的主要原因。

3.1.4 二次水力压裂改造技术

该项技术就是对低产井开展解堵性再压裂的一种增产技术，具体作业开展时，压裂液就是活性水，压裂时，为了提高压裂效果，应当采取的低砂比压力、小排量模式，这一方式在许多煤层气低产井中都得到了广泛应用，而且从具体应用情况来看，取得了良好的增产效果，部分单井日常煤层气量提高了最少为3倍，部分煤层气低产井的产生甚至提高了10 倍，由此可见，采用该项技术是可行的。

3.2 解决钻井层污染现象

钻井层一旦遭受污染，会直接影响煤储层导流能力，通过对污染物的物理性质和化学性质进行分析，采用酸化法，溶解钻井层内的各种污染物。具体实践期间，可以选择CH3COOH、HCl、HF 这3 种酸作为研究对象，采取不同质量分数搭配，最终选择出一种最佳组合。利用2.0%、3.0%、4.5%、5.0%、9.0%几种质量分数，一共得到了以下几种不同组合方式。

组合1：3种酸的质量分数都为3.0%。

组合2：质量分数为9.0%的HF。

组合3：质量分数为9.0%的HCl。

组合4：质量分数为9.0%的CH3COOH。

组合5：质量分数为4.5%的HF和HCl。

组合6：质量分数为4.5%的CH3COOH和HCl。

组合7：质量分数为2.0%的CH3COOH 和HF 质量分数为5.0%的HCl。

组合8：质量分数为4.5%的CH3COOH和HF。

组合9：质量分数为2.0%的HF和HCl质量分数为5.0%的CH3COOH。

组合10：质量分数为2.0%的CH3COOH 和HCl，以及质量分数为5.0%的HF。

通过对上述10种搭配方案的实际应用进行分析，不同搭配方案，其在具体应用期间，呈现出的溶蚀效果也会存在一定差异，在72 h内，组合1、组合8、组合9这3 种组合方式的溶蚀率始终都处于增长状态，但是通过对实践进行分析可以发现，HF 在具体应用期间，随着时间推移，将会产生杂质，因此，与CH3COOH相互配合应用，能够抑制各种杂质的出现，但是这会减缓反应速度。综合来说，在上述10种组合方式中，组合1应用效果最稳定，因此应当依据组合1为基础，依据具体情况，调整质量分数，不断调整，从而得到最佳质量分数。

3.3 处理排采作业引起的问题

针对煤层气低产井低产现象，在实际作业开展时，应当自始至终都坚持“缓慢降压、稳定排采”原则进行，不得盲目追求过快排采率，以免由于速度过快，从而在作业现场引发事故，造成巨大经济损失。处理排采作业引起的问题可以从以下几个方面入手。

3.3.1 选择符合需求的设备

在排采作业期间，为了保证作业动力始终都充足，实际作业开展时，要对煤层气区块地质条件进行全面分析，掌握区域内情况，采取符合区域内地质情况的设备。例如：对于区域内煤层少、砂少的煤层气低产井，可以采用螺杆泵和杆泵；同时，减少对射流泵的应用，确保排水可以保持连续，避免发生中断现象。此外，考虑煤层气低产井经常会存在水量较高现象，为了确保动液面可以持续下降，并且能够保持缓慢下降，最好采用电潜泵开展作业。

3.3.2 不断改进排采作业采用的技术

实际排采期间，改进排采作业采用的技术过程中，要全面结合信息化、数字化技术，实现对管杆的控制。分析生产需求，依据具体需求，进行信息软件程序设计，通过分析油管液柱、管式泵、动液面等各项影响因素，在程序中，完成对上下冲程最大荷载的设定，在这一基础上，完成对境内三维轨迹的合理绘制，明确管杆运动最佳轨迹和范围的明确，采取程序化，实现数字化控制。利用信息技术，完成对临界解析深度数值、等温吸附线各项内容的计算，并采取数字化方式进行模拟。

3.3.3 采用井网联合排采降压半径技术

在具体作业开展期间，考虑排采作业的具体效率问题，可以采用井网联合排采降压半径技术，通过对该项技术进行应用，利用软件，实现对井口模型的绘制，工作人员需对单井地质情况进行全面分析，掌握单井地质条件，通过对煤层供液能力和排采制度相同两种方式，实现对两种方式降压单井具体传播半径大小的动态调整，保证降压漏斗能够相互连接，做好上述工作，为后续联合排采作业的开展提供了便利条件。

3.4 处理压裂工艺带来的问题

针对硬煤层段来说，采用的压裂工艺对于煤层气产量造成的影响主要体现在工艺参数设置不合理。通过对硬煤进行分析可以确定，其主要由碎裂煤和原生结构煤构成，针对储煤层进行二次改造，优化工艺参数，从而为后续生产作业提供支持。例如：某煤层气区块内的7 号井，其是一个具有代表性的原生结构煤储层，对其进行调查，其整体深度约为746 m，通过对数字化软件进行应用，能够实现对砂量、前置液量、施工液量等各项基础信息的模拟，与详细资料进行适当配合。煤层平均渗透率、厚度、平均孔隙率，以及储层的实际压力大小和最大应力等各项内容，能够实现对压力工艺实践之后压力效果的合理模拟，通过对计算机软件进行应用，完成对参数的改进与优化，实现对最佳压裂工艺参数的合理模拟，从而为后续相应工作开展提供数据支持。在深度为746 m 原生煤储层内，将注入总液量、砂量、前置液比例分别控制在545 m3、54 m3、30%，从而使压裂效果达到最佳状态。

对于软煤层段来说，针对压裂参数的改进，可以采取活性水压裂技术进行，通过这一方式，能够使储煤层处于有效裂隙有限状态，如果含水层补给量偏低，在开展作业时，可以通过调整，直接增加导流能力；若煤层受含水层影响，补给量较大，这将会导致活性水压裂技术作用无法得到合理发挥，针对这一情况，要尽早预测围岩和煤层顶板含水情况，预测数据应当尽量精准，明确控制缝高度和排水量，而且要对其进行约束，保证生产作业时，各项操作都能够远离含水层，避免因为积水的操作造成不良影响。

4 结语

总而言之，煤层气低产井低产受许多因素影响，通过对以往大量实践经验进行总结分析可以发现，造成这一现象的主要原因有地质条件差、钻层储层遭受污染、排采煤层气制度存在问题、压裂工艺不合理等，针对具体问题进行分析时，应当制订相应的改进方案，从而使煤层气低产井低产问题得到解决，提高煤层气产量，促进行业发展。