影响煤层气单井产量关键因素分析

1、影响煤层气单井产量关键因素分析2前 言 随着国内煤层气产业化稳步推进，提高单井产量、实现效益开发逐渐成为煤层气开发工作的重点。沁水煤储层低孔、低渗的特点决定一般煤层气井未经储层改造无自然产能。目前采用直井压裂及羽状水平井技术扩大渗流通道揭示影响煤层气单井产量的控制因素，是实现高效增产与排采的前提，成为煤层气开发阶段的关键之一。现将在樊庄区块单井产量控制因素进行初步总结，请教于各位专家3生产概况沁水盆地南部煤层气勘探开发形势图 截止2010年8月底，中石油樊庄区块分批投产直井累计439口，羽状水平井45口4直井：稳定产气井312口，合计日产气量52万方， 5000方以上11口，2000-5000

2、方的产气井82口，单井平均日产气量1650方樊庄区块直井产量曲线图 2直井动态5按生产效果上看，前四批直井排采2-4年，单井产量逐步稳定第一、三批：产量上升比较缓慢，达到高峰时间较长第二、四、五批：产量上升较快樊庄区块不同投产批次单井平均日产气量曲线图6从生产特征上看，排采曲线可归纳为3种类型标准型：水产量下降，气产量稳定上升尖峰型：气、水产量同时大幅度下降，恢复困难产水型：水产量持续较高，降压困难，气产量增加缓慢樊庄区块3种典型生产曲线示意图 71号井排采曲线2号井排采曲线标准型：一般排采1-1.5年气达到产量高峰，日产气量2000m3/d以上的井多属于该类型83号井排采曲线4号井排采曲线次

3、标准型：气产量曲线形态较好，但日产气量多介于1000-2000m3，约占产气井的一半99号井排采曲线10号井排采曲线产水型：水产量持续较高水平，液面下降困难，产气较少或基本不产气10水平井：稳定产气井27口，10000方以上产气井6口，合计日产气量22万方，日产水量180方，单井平均日产气量8100方樊庄区块羽状水平井产量曲线图 3水平井动态11其中，2009年之前投产的18口水平井已经超过1年半，稳定产气13口，平均单井日产气量1.24万m3，效果较好12影响单井产量的主要因素：含气量、吸附饱和度、绝对渗透率、供给半径、相对渗透率及生产压差，受地质条件、增产改造工艺及排采技术等综合影响气相相

4、对渗透率生产压差绝对渗透率煤层厚度供给半径井筒半径流体特性综合系数 含气量吸附饱和度131直井樊庄区块2500m3/d直井分布与含气量关系图 含气量、吸附饱和度：2000m3/d直井一般含气量20m3/t，吸附饱和度75%樊庄东部：含气量不足12m3/t，饱和度仅55%，产气效果差（1）地质条件优越是高产的基础樊庄区块直井产量与吸附饱和度关系14井号含气量m3/t吸附饱和度%产气量m3/d备注122.0283.32130无陷落柱218.681.41766323.4593.82355415.7369.6600靠近陷落柱510.549.5140611.554.9350713.8563.5400陷落

5、柱附近含气性及产量对照表陷落柱附近煤层气井相对位置及产量对比图 靠近陷落柱的区域，煤层气散失严重，含气量、吸附饱和度下降，单井产量仅140-600m3/d，远低于邻区2200m3/d的平均单井产量15 渗透率：1500m3/d的直井渗透率一般要求0.3md樊庄区块直井产量分布与渗透率关系图16 分布规律：稳定高产的直井一般分布在滞留水区域的构造翼部鼻隆补给区：产气快，衰竭快向斜斜轴部承压区：持续产水量高樊庄区块高产井分布规律图鼻隆-补给区：尖峰型向斜轴部-承压区：产水型17补给区：强水动力条件，保存条件较差，煤层气易散失承压区：压力大，煤层气富集，产水量大，气体向浅翼部运移滞留区：翼部物性较好

6、，气源充足、易于降压地下水向深部运移煤层气向浅部运移煤层气构造翼部高产机制图 高产机制：承压区：富集不高产的困扰补给区：樊庄东部，强烈水动力条件导致含气量、吸附饱和度下降，产气效果差18 优化井位部署启示：调整均匀布井，采用构造翼部小井距、低部位承压区大井距，补给区不布井的方式煤层海拔与产水量关系图19（2）有效的水力压裂改造是高产的关键 压裂难点：破胶难、伤害高滤失高，易砂堵缝高控制困难，近井筒多裂缝发育应力差超过4MPa之后则缝高的控制作用明显排量超过5m3/min对顶底板的穿透趋势更大煤岩断裂韧性实验结果20 从生产实际看，单井产量与压裂施工曲线有一定的对应关系。压裂施工曲线可分为：稳定

7、型、持续下降型、上升型（波动型） 1）稳定型：说明滤失小，造缝效率高，裂缝在煤层稳定延伸，压裂效果好。高产井的压裂曲线基本属于该类型施工压力稳定，裂缝有效延伸，稳产产气5563m3/d，水7m321 压裂施工曲线分析：稳定型、持续下降型、上升型（波动型） 2）持续下降型：说明沟通了天然裂缝，增加滤失量。部分产水量大的井属于该类型 压裂施工压力不断下降，推测压穿上部砂岩层，导致水产量大于20m3/d，基本不产气22 压裂施工曲线分析：稳定型、持续下降型、上升型（波动型） 3）上升型/波动型：形成近井筒多裂缝，压裂液效率降低，支撑剂沉积过早，易砂堵，裂缝延伸较短。该类型的井降压范围较小，气产量下降

8、较快施工压力上升，近井筒堵塞，产气589m3/d，水1.1-3.2m3 23 比较理想的压裂效果：低伤害-优化压裂液体系主裂缝延伸100m以上-优化压裂规模近井筒缝网较简单-优化施工工艺1）压裂液体系：活性水体系比较适合樊庄区块，冻胶有待进一步试验不同压裂液体系的产气效果不同压裂液体系的造缝能力242）施工规模：大液量400-600m3、砂量40m3比较适合樊庄区块 裂缝长度：监测裂缝延伸100m以上，产气效果较好加砂量与产气量关系图监测裂缝长度与产气量关系图253）施工工艺优化：变排量施工：前期利于控制缝高，后期利于输砂与形成有效缝网，降低多裂缝加砂风险合理提升砂比：铺砂均匀逐渐增加支撑剂粒

9、径：初期细砂支撑微裂缝，尾追粗砂增加近井筒裂缝导流能力可得到较理想的支撑剖面和裂缝导流能力前置液阶段变排量 携砂液阶段变排量 变排量顶替 控制裂缝高度和滤失冲散及携带沉降砂堤，提高砂比，有效支撑裂缝，降低砂堵风险砂比提升、粒径增加前期低起步(2-3%)，克服近井多裂缝程度高而引发的砂比高敏感度后期高砂比(35-50%)、粗砂尾追提高裂缝导流能力26（3）科学的排采控制是高产的保障排水生产过程中，随生产压差增大，有效应力增加，裂缝有效宽度和体积都将逐渐变窄和变小，渗透率降低。模拟实验表明，应力敏感性导致渗透性下降50以上同时，煤层气从煤基质内解吸出来，引起煤基质收缩，导致渗透率提高。实验表明，沁

10、水地区煤质较硬，煤基质收缩量小生产压差5MPa时，应力敏感性导致累计产量减少20% 86420压力变化煤样动态渗透率模拟结果饱和吸附量250ml，开始解吸至200ml，横纵向应变很小，从200ml以后开始加大。可见煤基质收缩对渗透率影响较小27 实际生产中，排采制度不科学导致强应力敏感性及煤粉堵塞，极大影响生产煤粉爆发，气水产量下降，解堵后，气产量上升至1300m3/ d28这就要求在煤层气藏的开发中，尤其对液量少的井，不要急于将井底压力下降的太多以获得较高的产量因此，一味地的增大生产压差，会导致强烈的应力敏感性，永久伤害储层，应当合理应用煤层压力变化，降低应力敏感对煤层渗透率的伤害，又尽可能

11、地提高排水强度和效率，扩大有效压降范围产气之前累计排出水792方，历时203天，若以7-8方/天的速度，可缩短到100天29樊庄典型高产直井排采曲线合理的排采制度：降低应力敏感性科学控制煤粉排出排采三个阶段： I：初期快速降低液面，提高排水效率，至临界解吸压力以上及时回调工作制度 II：出现两相流后微调，控制液面在解吸压力以上20米，降低应力敏感性 III：控制液面在煤层以上10-20米，套压稳定至0.3MPa0.6MPa生产，防止煤粉堵塞渗流通道，小冲程、大冲次三点控制：液面、套压、煤粉302水平井（1）煤层进尺、泄流面积 水平进尺4000m，产气效果好 分支形态展布不合理，产气效果差3号井

12、与4、5号井地质条件、煤层进尺等差不多，但泄流面积不足0.2km2，日产气仅2000方井号控制面积水平段长度日产气水平10.1137220020.091195030.163332 200040.363203 1100050.294041 38000地质条件及排采控制对水平井产量的影响与直井类似，主要探讨水平井改造的效果对产量的控制作用N煤层进尺与产量的关系钻遇断层发育区，进尺不足2000m，最高日产气200方31（2）分支产状 渗透率1md，分支产状对产量影响不明显 潘庄井组渗透性1-10md，井眼轨迹对产量影响小，6口井平均单井日产气3.6万m3潘庄水平井组排采数据表井号井眼轨迹日产气（m3/d）一般最高PZP01-1下倾4241965417PZP01-2下倾5215584097PZP02-1平伸6085967115PZP02-2平伸略上翘1891847857PZP03-1上翘35635105133PZP03-2平伸略上翘931624868潘庄井组3D投影图32 渗透率0.5md，分支上倾效果好水平井段末端下