煤層氣低產(chǎn)井原因及下步改進方案研究

安省蓬

摘 要：臨汾煤層氣區(qū)塊是中石化華東分公司的開發(fā)主力區(qū)，已形成一定的產(chǎn)量規(guī)模。但在近年的生產(chǎn)中，煤層氣區(qū)塊產(chǎn)量呈現(xiàn)出極大的差異，因此，對煤層氣低產(chǎn)井原因及下步改進方案進行重點分析。

關(guān)鍵詞：煤層氣；低產(chǎn)井原因；改進方案

隨著國家油氣重大專項項目的啟動，我國煤層氣開發(fā)進入了高速發(fā)展階段，截至2018年，成熟的煤層氣鉆井?dāng)?shù)量已突破18 000口。為了保障在激烈競爭環(huán)境中的優(yōu)勢，中石化華東分公司臨汾煤層氣區(qū)塊低產(chǎn)井問題必須解決。

1 煤層氣低產(chǎn)井原因

1.1 地質(zhì)原因

臨汾煤層氣區(qū)塊主體部分位于山西省臨汾市，瀕臨鄂爾多斯盆地東部邊緣地帶，其主體區(qū)域薄層為黃土覆蓋層，地形主要為山地高原，經(jīng)過了千百年的風(fēng)化與切割，地表相對破碎，溝壑較多。鄂爾多斯盆地基底由元古宙以及太古宙組成，這是寒武紀時期存在的一種中奧陶世碳酸鹽巖，其經(jīng)過地質(zhì)的變遷后，表面遭受風(fēng)化、淋濾、剝蝕，最終因沉積以及海陸變遷形成了奧陶系巖溶地貌以及碳酸鹽巖巖溶孔隙型儲層[1]。從該區(qū)塊的外觀上來看，整體上呈現(xiàn)出“一隆一凹以及兩斜坡”的結(jié)構(gòu)；從地層分類上來看，主要由新世界的第四系、中世界的三疊系、古生界的二疊系與石炭系及奧陶系構(gòu)成。該地質(zhì)條件導(dǎo)致區(qū)塊整體含氣量偏低，而且圍巖含水層大量補給煤層，斷層位置儲層壓力始終達不到理想狀態(tài)。

1.2 鉆井儲層污染問題

實踐和研究表明，煤層氣開發(fā)量與井網(wǎng)布置以及形成的降壓漏斗有著密切的關(guān)系。臨汾煤層氣區(qū)塊結(jié)構(gòu)相對簡單，為了保障單井產(chǎn)量的穩(wěn)定與持續(xù)性，臨汾煤層氣區(qū)井網(wǎng)布置以“矩形”“梅花型”“菱形”為主，采用常規(guī)鉆井技術(shù)進行生產(chǎn)[2]。但由于該區(qū)塊儲層能量與壓力不足，煤巖滲透率始終無法達到理想狀態(tài)，在生產(chǎn)過程中通過加壓等方式保障生產(chǎn)的順利進行，極易造成井筒地污染問題?；诠剑?img src="https://cimg.fx361.com/images/2021/03/04/qkimagesxdyhxdyh202005xdyh20200524-1-l.jpg"/>

1.3 排采制度

排水降壓是煤層氣產(chǎn)氣環(huán)節(jié)的關(guān)鍵步驟，在生產(chǎn)中會根據(jù)實際情況以及產(chǎn)量需求制定排采制度，因此，排采制度的合理性與科學(xué)性成為影響產(chǎn)量的重要因素。排采制度制定的主要依據(jù)為煤系地層分布特征、富集規(guī)律以及煤層氣控氣地質(zhì)條件。近年來，為了保障排采一體化的有效落實，臨汾煤層氣區(qū)塊基于實現(xiàn)煤層產(chǎn)氣規(guī)律與排放方案相契合的理念制定排采制度，避免引起煤層激動[3]。這就決定生產(chǎn)過程中使用的泵掛降壓能力有限，生產(chǎn)時需要頻繁出現(xiàn)動液面動蕩，導(dǎo)致應(yīng)力敏感區(qū)壓力下降過快，水量以及氣量無法保持穩(wěn)定，諸多產(chǎn)氣潛力較高的單井產(chǎn)量也會受到影響。

1.4 壓裂工藝問題

壓裂是根據(jù)煤層氣生產(chǎn)地質(zhì)條件提出的策略，臨汾煤層氣區(qū)塊主要采用測井多參數(shù)擬合方式預(yù)測煤層含量，保障壓裂工藝的科學(xué)性，但由于不同煤層結(jié)構(gòu)不同，統(tǒng)一按照硬煤以及軟煤兩種情況劃分，無法保證地質(zhì)條件與壓裂參數(shù)匹配，從而成為影響單井產(chǎn)量的因素。具體來講，在軟煤中如果出現(xiàn)未解污即開始壓裂的情況，將導(dǎo)致井筒地出現(xiàn)更嚴重的污染，壓裂過程中壓力出現(xiàn)陡然升高與下降的情況；壓裂工藝與煤層特性不匹配，雖然不會造成污染，但導(dǎo)致煤層直接被壓裂，將出現(xiàn)多樣化壓裂曲線[4]。在硬煤層段中，壓裂過程中未將降濾劑添加在前置液中，導(dǎo)致濾失過重，促使煤儲層原始裂隙過度發(fā)育，壓力將忽大忽??；如果前置液量過少，無法使煤儲層原始裂隙發(fā)育，會使煤儲層出現(xiàn)多道裂隙，鉆井液攜砂進行作業(yè)，無法保障能力；加砂量過少，會導(dǎo)致單位厚度加砂量不足，出現(xiàn)油壓過低的情況。這些問題都將導(dǎo)致生產(chǎn)無法穩(wěn)定進行。

2 煤層氣低產(chǎn)井改進方案

2.1 針對地質(zhì)條件

地質(zhì)條件并非人為可控因素，面對“先天條件有限”的問題，改善地質(zhì)條件并不現(xiàn)實，因此，在生產(chǎn)過程中可通過工藝、生產(chǎn)技術(shù)水平等方面的優(yōu)化，減少地質(zhì)條件的干擾，解決低產(chǎn)井產(chǎn)量低的問題。

2.2 針對鉆井層污染問題

鉆井層被污染后，煤儲層導(dǎo)流能力受到直接影響，根據(jù)污染物物理化學(xué)性質(zhì)，可通過酸化法溶蝕污染物質(zhì)。在實踐過程中，選擇HF、HCl以及CH3COOH這3種酸作為分析對象，通過不同質(zhì)量分數(shù)間的搭配，選擇最合適的組合。利用2.0%、3.0%、4.5%、5.0%、9.0%這5種質(zhì)量分數(shù)情況，獲得10種組合方式：（1）HF、HCl、CH3COOH的質(zhì)量分數(shù)均為3.0%；（2）僅質(zhì)量分數(shù)為9.0%的HF；（3）僅質(zhì)量分數(shù)為9.0%的HCl；（4）僅質(zhì)量分數(shù)為9.0%的CH3COOH；（5）HF，HCl的質(zhì)量分數(shù)均為4.5%；（6）HCl、CH3COOH的質(zhì)量分數(shù)均為4.5%；（7）HF、CH3COOH的質(zhì)量分數(shù)均為4.5%；（8）質(zhì)量分數(shù)均為2.0%的HF和CH3COOH+質(zhì)量分數(shù)為5.0%的HCl；（9）質(zhì)量分數(shù)均為2.0%的HCl和CH3COOH+質(zhì)量分數(shù)為5.0%的HF；（10）質(zhì)量分數(shù)均為2.0%的HF、HCl+質(zhì)量分數(shù)為5.0%的CH3COOH。10種搭配方案在實踐中體現(xiàn)出了不同的溶蝕效果，其中在72 h內(nèi)，溶蝕率始終處于增長狀態(tài)的組合為（1）（7）（10），但發(fā)現(xiàn)HF在使用中會產(chǎn)生新的雜質(zhì)，配合CH3COOH的使用抑制雜質(zhì)的產(chǎn)生，但會使反應(yīng)速率變慢[5]。因此，綜合來看，組合（1）效果最穩(wěn)定，以此為配制基礎(chǔ)，可根據(jù)實際情況進行質(zhì)量分數(shù)調(diào)整，以達到滿意的效果。

2.3 針對排采工作

面對低產(chǎn)問題，應(yīng)始終遵循“緩慢降壓、穩(wěn)定排采”原則，切勿追求過快的排采率，導(dǎo)致現(xiàn)場出現(xiàn)安全事故。（1）做好設(shè)備選型。為保證排采過程中動力充足，根據(jù)臨汾煤層氣區(qū)塊地質(zhì)條件，應(yīng)改用桿泵與螺桿泵，減少使用射流泵。桿泵和螺桿泵是兩種穩(wěn)定性好、適應(yīng)力較強的設(shè)備，適用于臨汾煤層氣煤粉少、砂少的低產(chǎn)井中，保障連續(xù)排水?？紤]到低產(chǎn)井中存在水量較高的情況，為了保證動液面持續(xù)緩慢下降，應(yīng)使用電潛泵。（2）優(yōu)化排采技術(shù)，結(jié)合數(shù)字化、信息化技術(shù)，對管桿加以控制，根據(jù)生產(chǎn)需要設(shè)計信息軟件程序，基于生產(chǎn)中油管液柱、摩阻、管式泵、動液面及其相關(guān)影響因素的關(guān)系，在程序中設(shè)定上下沖程的最大荷載，繪制井中的三維軌跡，確定管桿運動的最佳范圍，利用程序展開數(shù)字化控制；同時，基于信息技術(shù)科學(xué)計算臨界解析深度數(shù)值、等溫吸附線、測試資料進行臨界解析深度數(shù)字化模擬，計算出煤芯甲烷壓力的最大臨界數(shù)值，經(jīng)過解吸試驗計算出最大臨界解析壓力[6]。（3）考慮到排采效率問題，應(yīng)用井網(wǎng)聯(lián)合排采降壓半徑技術(shù)，基于軟件繪制井口模型，分析單井地質(zhì)條件，以排采制度相同、煤層供液能力調(diào)整兩種方式壓降單井傳播半徑，實現(xiàn)壓降漏斗相接，以便完成聯(lián)合排采工作。

2.4 針對壓裂工藝

在硬煤層段中，壓裂工藝對產(chǎn)量的影響主要體現(xiàn)為工藝參數(shù)不合理，硬煤主要由原生結(jié)構(gòu)煤和碎裂煤組成，通過煤儲層二次改造進行工藝參數(shù)優(yōu)化。例如，臨汾煤層氣區(qū)塊中的8號井為典型的原生結(jié)構(gòu)煤儲層，其深度為750 m，基于數(shù)字化軟件可對其施工液量、砂量、排量、前置液量等基礎(chǔ)信息進行動態(tài)模擬，配合詳細資料，如煤層厚度、煤層平均滲透率、煤層平均孔隙度、最大應(yīng)力、儲層壓力等，可直接模擬壓裂工藝實踐后的壓裂效果，利用軟件對參數(shù)進行優(yōu)化與改進，將模擬最佳的壓裂工藝參數(shù)，如在深度為750 m的原生煤儲層中，將砂量控制在55 m3、注入總液量控制在550 m3、前置液比例控制在30%時能夠獲得最佳的壓裂效果[7]。

在軟煤層段中，可直接通過活性水壓裂液對壓裂參數(shù)進行改進，使煤儲層處于有效裂隙有限狀態(tài)，在含水層補給量較低時，可直接提高導(dǎo)流能力；若含水層對煤層補給量較大，該技術(shù)則無法發(fā)揮作用，應(yīng)及早進行煤層頂板以及圍巖含水性分布預(yù)測，做好排量以及控制縫高度控制，使生產(chǎn)作業(yè)操作遠離含水層。

3 結(jié)語

造成煤層氣低產(chǎn)井的原因是多元的，針對每項原因制定有效的改進方案，是解決低產(chǎn)井問題的關(guān)鍵，希望為同行提供有益的參考。

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Study on causes and next improvement plan of coalbed methane low production well

An Xingpeng（Oil and Gas Engineering Service Center， Sinopec East China Oil & Gas Company， Taizhou 225300， China）

Abstract：Linfen coalbed methane block is the main development area of Sinopec East China Oil & Gas Company， which has formed a certain production scale. But in recent years， the production of coalbed methane block shows great differences， so the reasons for low coalbed methane production well and the next improvement plan are analyzed emphatically.

Key words：coalbed methane； low production well cause； improvement plan