李學博 崔新瑞 劉春春 彭 鶴 李 俊 張金笑

(華北油田山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 046000)

1 基本概況

針對鄭莊區(qū)塊前期開發(fā)效果差，產(chǎn)能到位率低的生產(chǎn)現(xiàn)狀，通過深入地質(zhì)研究與技術(shù)攻關(guān)，開展了先導試驗，取得了產(chǎn)量突破。在此基礎上，編制實施了開發(fā)調(diào)整方案，實施后單井產(chǎn)能到位率大幅提升至90%以上。雖然整體開發(fā)較老井產(chǎn)量有明顯提高，但在實際開發(fā)中仍存在兩方面問題，一是調(diào)整井平面產(chǎn)量差異大；二是部分3號煤、15號煤合采井產(chǎn)量低于單采井，即存在“1+1<2”的情況。由于對調(diào)整區(qū)的3號煤地質(zhì)、開發(fā)情況已具有較為清晰的認識，屬于地質(zhì)甜點區(qū)，具有較好的產(chǎn)氣能力。因此，需要對15號煤地質(zhì)、產(chǎn)氣能力及多層合采井氣、水產(chǎn)出情況進行分析。

2 15號煤層概述

2.1 儲層條件

研究表明，鄭莊區(qū)塊西南部上石炭統(tǒng)太原組15號煤儲層橫向連續(xù)性及穩(wěn)定性較好。構(gòu)造簡單，以寬緩背斜為主。煤層厚度一般為2～6m，平均3m。埋深范圍450～900m，平均650m左右。含氣量結(jié)余18～27m3/t，平均20m3/t。資源基礎落實，開發(fā)動用程度低。

研究區(qū)15號煤孔隙度為2.25%～10.9%，平均為6.2%。滲透率為0.02～0.9mD，平均0.44mD。儲層孔滲條件較差，屬于低孔低滲儲層。

2.2 頂?shù)装鍘r性

區(qū)內(nèi)15號煤頂板以灰?guī)r為主，裂隙不發(fā)育，厚度一般為8～10m左右，封蓋能力較強。底板以泥巖為主。

2.3 水源分析

產(chǎn)水來源及其富水性控制單井產(chǎn)水量的大小，影響儲層降壓效果，影響單井產(chǎn)能。15號煤產(chǎn)水來源主要是頂板灰?guī)r，其中斷層是灰?guī)r含水的導水通道，大斷層發(fā)育區(qū)地面補給、小斷層發(fā)育區(qū)為層內(nèi)補給，鄭莊區(qū)塊西南部距離寺頭大斷層較遠，因此補給程度較小，含水性較弱。

研究顯示，15號煤上部灰?guī)r裂隙發(fā)育不均勻，致使其富水性不均一。通過分析測井曲線中自然電位(SP)、密度(DEN)等參數(shù)可間接表征灰?guī)r孔裂隙發(fā)育程度，即當自然電位越低、密度值越低時，其裂隙較發(fā)育。運用該方法辨識煤巖上部灰?guī)r裂縫發(fā)育程度，指導后期壓裂改造。

2.4 開發(fā)成效

通過15號煤地質(zhì)研究，結(jié)合前期試采井情況，15號煤具備1000～1500m3/d產(chǎn)氣能力(圖1)，合采井平均氣量2400m3左右。實踐表明，15號煤具備較好的開發(fā)潛力，下步可作為產(chǎn)能接替層系，提高區(qū)塊開發(fā)效果。

圖1 單采15號煤井開發(fā)效果

3 多層合采井氣、水產(chǎn)出機理分析

實踐證實15號煤具備較好的產(chǎn)氣能力。那多層合采井產(chǎn)氣效果不佳，我們通過對不同煤儲層壓力及氣、水產(chǎn)出情況進行分析，發(fā)現(xiàn)存在層間干擾。

3.1 產(chǎn)能貢獻大小與煤層本身性質(zhì)有關(guān)

受儲層條件差異性及非均質(zhì)性影響，結(jié)合評價井實測數(shù)據(jù)，同一構(gòu)造部位，不同煤儲層的蘭式體積和蘭式壓力是不同的；不同構(gòu)造部位，同一煤儲層的蘭式體積和蘭式壓力也是不同的(圖2)。根據(jù)蘭式方程，不同部位的甲烷吸附含量是不同的。因此，經(jīng)過計算后其解吸壓力是不同的。即同一煤儲層，不同構(gòu)造部位的井其解吸壓力不同，這在開發(fā)中是比較常見的。但同一構(gòu)造部位，不同煤儲層的解吸壓力不同是導致層間干擾的因素之一。

圖2 部分評價井不同煤儲層蘭式體積與蘭式壓力值

在實際排采過程中，在不借助分層測試等手段前提下，通過鉆、錄、固、測等有限資料我們是無法判斷合采井哪一煤儲層解吸、產(chǎn)氣情況的。因此，存在3號煤先解吸、3號、15號煤同時解吸和15號煤先解吸三種可能(圖3)。

圖3 部分評價井經(jīng)蘭式方程換算后的解吸壓力值

3.2 多層合采井層間干擾分析

多層合采井因不同層位產(chǎn)能差異影響，貢獻能力強的儲層會在一定程度上抑制貢獻能力弱的儲層。

隨著排采不斷進行，上部煤層解吸產(chǎn)氣后，由單一水相流轉(zhuǎn)變?yōu)闅馀萘骱蜌狻⑺畠上嗔?，逐漸形成氣、水產(chǎn)出的連續(xù)穩(wěn)定狀態(tài)。但當下部煤層開始解吸產(chǎn)氣后，會打破原有上部氣、水相的穩(wěn)定狀態(tài)。若下部煤層產(chǎn)能貢獻高于上部煤層，會對上部煤層的產(chǎn)出有一定阻礙。由于上部煤層井筒附近已形成一定程度的壓降漏斗，即存在壓力低值區(qū)，下部較強供氣能力會對上部煤層氣、水的產(chǎn)出造成阻力，甚至出現(xiàn)“倒灌”的情況，打破了上部煤層氣原有的壓降狀態(tài)，造成儲層傷害。

我們以最高套壓參數(shù)作為參考，初步判識不同層位產(chǎn)能貢獻情況，主要存在以下幾種情況：

(1)3號煤先解吸

當上部煤儲層先解吸時，并不能直接判斷下部15號煤儲層產(chǎn)氣貢獻能力大小，因此需要逐步排采觀察。在15號煤儲層解吸前，3號煤為主力貢獻層位。在15號煤解吸后，在不控制套壓的前提下，若最高套壓高于3號煤解吸壓力，則初步判斷為15號煤儲層產(chǎn)氣能力高于3號煤；若最高套壓低于3號煤解吸壓力，則判斷為3號煤儲層產(chǎn)氣能力高于15號煤。

(2)3號、15號煤同時解吸

結(jié)合蘭式方程換算結(jié)果來看，是存在多個目標層同時解吸的情況。此時最高套壓應大于單層煤儲層解吸壓力值，小于多層煤儲層各自解吸壓力值的和。

(3)15號煤先解吸

15號煤先解吸意味著，15號煤產(chǎn)能貢獻大于3號煤產(chǎn)能貢獻。最高套壓小于15號煤儲層解吸壓力。

3.3 多層合采井排采管控方法

原排采管控方法是按照單層排采模式管控，即3號煤降壓解吸后降低并穩(wěn)定降液速度，保持流壓平穩(wěn)下降。起套壓后不憋壓，按照穩(wěn)定的提產(chǎn)幅度與提產(chǎn)周期放壓提產(chǎn)。這種管控模式未考慮不同煤層產(chǎn)能的貢獻能力大小，忽略了縱向上不同儲層的差異性，易造儲層傷害；其次開發(fā)上易導致產(chǎn)量差異大，給低產(chǎn)井原因分析帶來一定困難。

對此，提出了多層合采井排采管控的優(yōu)化改進建議：①根據(jù)鄰井生產(chǎn)情況及相關(guān)資料估算、預計3號煤、15號煤解吸壓力，在排水段合理的調(diào)整降液幅度；②在3號煤先解吸、15號煤未解吸的情況下，維持液面在3號煤附近一段時間，充分保障15號煤排水效率，擴大壓降范圍；③在上部儲層完全暴露后，盡可能避免套壓大幅波動，減少對儲層傷害；④通過單位壓降增氣量或?qū)嶋H提產(chǎn)后壓力降幅情況等綜合判斷單井的產(chǎn)氣能力，合理的調(diào)整提產(chǎn)幅度、提產(chǎn)周期和穩(wěn)產(chǎn)氣量，保障排采井健康穩(wěn)定的生產(chǎn)。

多層合采井采用優(yōu)化的排采管控模式后，單井產(chǎn)量提升明顯，低產(chǎn)低效井比例明顯降低(圖4)。

圖4 管控模式優(yōu)化前后生產(chǎn)曲線對比圖