新疆庫(kù)拜煤田煤層氣開(kāi)發(fā)利用先導(dǎo)性試驗(yàn)區(qū)井型探索

吳 斌 安 慶 杜世濤

(新疆維吾爾自治區(qū)煤田地質(zhì)局一六一地質(zhì)勘探隊(duì)，新疆 830046)

1 示范區(qū)概況

新疆庫(kù)拜煤田中區(qū)西部煤層氣開(kāi)發(fā)利用先導(dǎo)性示范區(qū)(下稱：示范區(qū))位于天山中段南麓、塔里木盆地的北緣，面積約100km2。煤系地層主要沉積了中生界地層，以侏羅世為主，北部中高山區(qū)出露有古生界二疊系，煤層(煤層氣潛力層)賦存于侏羅系下統(tǒng)(圖1)。區(qū)內(nèi)總體構(gòu)造形態(tài)為一向南傾斜的單斜構(gòu)造，地層傾角一般60°～85°，總體為近東西走向，局部地段直立倒轉(zhuǎn)，具有東陡西緩的變化規(guī)律。基巖屬弱含水層，且?guī)r性較復(fù)雜，含水層之間被透水性極差的泥巖、泥質(zhì)粉砂巖分割，造成地下水補(bǔ)給條件差，巖層裂隙和孔隙不甚發(fā)育，地下水循環(huán)條件差。

圖1 示范區(qū)地質(zhì)及工程布置簡(jiǎn)圖

據(jù)煤巖樣品統(tǒng)計(jì)和資料總結(jié)，22口井的孔隙度在2.22%～10.00%之間，平均為7.34%； 9口井的滲透率在0.008～1.37 mD之間，平均為0.612mD；煤層傾角大(60°～85°)、煤層氣主采煤層4層、單煤層較厚(1.5～8.85m)、煤層臨儲(chǔ)比高(0.66%～0.93%)、含氣量高(5～15m3/t)，煤質(zhì)類型以1/3焦煤及氣煤為主。示范區(qū)現(xiàn)有叢式定向井臺(tái)6個(gè)(包括23口單井)，L型水平井2口和定向井4口。截止目前，該區(qū)投產(chǎn)時(shí)間最長(zhǎng)的井近1200d，60%的井處于穩(wěn)產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量逾2×104m3。綜上，從基礎(chǔ)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)到生產(chǎn)井產(chǎn)能，都顯示了較好的儲(chǔ)層物性和較大的儲(chǔ)層潛力。此外，示范區(qū)臨近克拉2區(qū)塊、大北區(qū)塊、克深區(qū)塊、博孜區(qū)塊以及英買力等西氣東輸主力氣田，為氣體的集輸和銷售提供了極大便利。因此，開(kāi)展井型優(yōu)選探索對(duì)于后期煤層氣勘探開(kāi)發(fā)，實(shí)現(xiàn)效益最大化尤為重要。

2 研究方法

(1)排采歷史數(shù)據(jù)采集截止至2019年6月15日的日數(shù)據(jù)。其中，剔除因修井、停電、施工等時(shí)間段的數(shù)據(jù)。

(2)根據(jù)研究區(qū)生產(chǎn)井的井臺(tái)、井型，將區(qū)內(nèi)生產(chǎn)井分為單井定向井臺(tái)(下稱：定向井)、叢式井多分枝井臺(tái)(下稱：叢式井)、L型水平井三類。分別對(duì)不同井臺(tái)叢式井的液柱高度和井底流壓分析對(duì)比，探索各分支井井間干擾情況；對(duì)定向井和L型水平井開(kāi)展液柱和井底流壓日降幅分析，探索其變化趨勢(shì)。

(3)引入三類已解析井的解析時(shí)長(zhǎng)、降儲(chǔ)比、臨儲(chǔ)比，探討不同井型的解析特征。

(4)引入氣水比，比較不同井型生產(chǎn)效益，優(yōu)選示范區(qū)地質(zhì)和產(chǎn)能特征相匹配的井型。

3 各井型生產(chǎn)過(guò)程主要參數(shù)對(duì)比分析

生產(chǎn)井液柱高度、井底流壓及其單位時(shí)間波動(dòng)等參數(shù)可以直接反應(yīng)單井、井組、臨井的生產(chǎn)狀態(tài)、表征井間聯(lián)動(dòng)和干擾強(qiáng)度，控制煤儲(chǔ)層解析時(shí)間和氣體產(chǎn)出。通過(guò)對(duì)比分析其變化特征，可以定性評(píng)價(jià)同一地質(zhì)條件和儲(chǔ)層物性的各井型生產(chǎn)狀態(tài)及其適應(yīng)性。

3.1 叢式井井組井間干擾表征分析對(duì)比

X叢式井臺(tái)的4口井，該井組深度在1054～1301m，共同排采的煤層是A9-10、 A7、A6、A5，4層。X井最先投產(chǎn)，投產(chǎn)650d時(shí)，另外3口分支井開(kāi)始?jí)毫压ぷ?，此時(shí)受壓裂影響，X井液柱高度有一個(gè)急劇上升的趨勢(shì)，對(duì)應(yīng)的井底流壓也呈現(xiàn)一個(gè)短暫的突增。770d時(shí)隨著3口分支井的投產(chǎn)，X井液柱高度和井底流壓回歸壓裂前趨勢(shì)，但隨著排采的進(jìn)行，井底流壓降勢(shì)斜率明顯大于該井之前單獨(dú)排采階段(圖2a，圖2d)。由X叢式井組(非同時(shí)壓裂投產(chǎn)井臺(tái))的液柱高度和井底流壓在單獨(dú)排采一口井階段、其余分支井的壓裂階段、同時(shí)排采階段，三個(gè)時(shí)間段的變化趨勢(shì)對(duì)比，可以看出多分枝定向井臺(tái)各單井之間存在較為敏感的儲(chǔ)層聯(lián)動(dòng)和干擾。對(duì)比X叢式井臺(tái)各單井所排采煤層的不同。

Y井臺(tái)與X井臺(tái)的不同之處在于3口分支井同時(shí)投產(chǎn)，該井臺(tái)3口定向井組目的層深度在1221～1278m之間，間距比較小，共同排采煤層為A5、A7，兩層(表1)。該井組井較深，深度區(qū)間較小，初始井底流壓與深度顯示了密切的正相關(guān)關(guān)系。排采初期(第20d)，Y1井液柱高度顯示一個(gè)急劇大幅度的壓降，第60d時(shí)，Y與Y2井液柱高度降幅斜率出現(xiàn)了一個(gè)降勢(shì)的交叉轉(zhuǎn)換。第110d時(shí)，Y和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，而Y2井液柱高度降幅斜率明顯變小，而且液柱高度與井底流壓變換趨勢(shì)呈現(xiàn)較為吻合的呼應(yīng)特點(diǎn)。從同時(shí)投產(chǎn)的Y井臺(tái)液柱高度與井底流壓歷史排采曲線降幅結(jié)合該井臺(tái)排采的目的煤層組合分析認(rèn)為：①Y1和Y2兩口井雖初始液柱高度和井底流壓大小有差異，但是，整體歷史曲線趨勢(shì)基本一致，說(shuō)明井底供液充足，考慮到所排采煤層的差異(表1)，認(rèn)為液柱水源主要來(lái)源于A5、A7，且這兩煤層連通性比較好，A9-10煤層含水量較低；②Y2液柱高度和井底流壓降幅在投產(chǎn)第8d左右開(kāi)始出現(xiàn)明顯下降，而Y1井的此現(xiàn)象發(fā)生在第15d左右，結(jié)合目的層埋藏深度，Y2為1278m，Y1井為1245m(表1)，推測(cè)這種相同目的層的聯(lián)動(dòng)性變化受深度牽制，較深部目的層最先受到影響，即構(gòu)造單斜的下傾部位，這一點(diǎn)在傅雪海和王超文提出的煤層上傾下部位有利快速降壓解結(jié)論相一致；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50d天時(shí)液柱和流壓降幅變大，這個(gè)時(shí)間點(diǎn)出現(xiàn)在另外兩口井相應(yīng)數(shù)據(jù)數(shù)據(jù)變化的高點(diǎn)處，推測(cè)此時(shí)間點(diǎn)為該井組所有目的層同時(shí)開(kāi)始聯(lián)動(dòng)的啟點(diǎn)(圖2b，圖2e)。

表1 各井型井基本參數(shù)表

注：A10 、A7、A6、A5與4.9、5、2.5、7.9是相互對(duì)應(yīng)的煤層號(hào)及厚度。

圖2 叢式井臺(tái)液柱及井底流壓降勢(shì)圖

圖3 定向井臺(tái)液柱高度及井底流壓日降幅圖

Z井臺(tái)與X井臺(tái)和Y井臺(tái)不同之處在于該井臺(tái)有一口L型水平井，即ZL1井，從排采數(shù)據(jù)歷史曲線看，該井臺(tái)沒(méi)有出現(xiàn)像X井臺(tái)的曲線的“三階段”的特點(diǎn)，也沒(méi)有顯出明顯的儲(chǔ)層聯(lián)動(dòng)呼應(yīng)，更沒(méi)有凸顯出水平井與其他井的排采結(jié)果的不同之處(圖2c,圖2f)。推測(cè)原因可能為：①井深相差比較大(220～500m左右)(表1)，當(dāng)前各分支井目的溝通范圍沒(méi)有交叉，還沒(méi)形成井間干擾；②共同投產(chǎn)階段時(shí)間較短(120天左右)，因排采引起的層間互動(dòng)還沒(méi)凸顯。對(duì)于此，筆者會(huì)持續(xù)跟蹤探索，力求追尋出該類井型組合的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征。

形成有效的井間干擾是煤層氣生產(chǎn)井設(shè)計(jì)的重要目的之一，也為實(shí)現(xiàn)投產(chǎn)后高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)和提高煤層氣采收率打下了基礎(chǔ)。合理的目的層間距設(shè)計(jì)，不但能實(shí)現(xiàn)井間干擾，還能避免臨層(臨井)壓穿和最大化的擴(kuò)大有效開(kāi)發(fā)面積。示范區(qū)叢式井組井間干擾較為敏感，但各井組干擾敏感度差異較大，關(guān)鍵影響因素還沒(méi)在“量”的層面得到證實(shí)和確認(rèn)，這一點(diǎn)也是需要努力探索的方向。

3.2 定向生產(chǎn)表征分析對(duì)比

基于定向井的井距較遠(yuǎn)，失去了直接對(duì)比分析液柱高度與井底流壓降幅體現(xiàn)出井間干擾的實(shí)際意義，所以針對(duì)單井臺(tái)定向井的研究立足于液柱高度和井底流壓日降幅角度之間的對(duì)比，以探索隨排采的進(jìn)行，相應(yīng)考察參數(shù)的變化表征。

圖3a兩口單井投產(chǎn)至140d之前，液柱日降幅基本保持一致，認(rèn)為此現(xiàn)象的原因?yàn)樵純?chǔ)層為欠壓狀態(tài)，而后期壓裂液的侵入，提高了儲(chǔ)層井孔近端的含水飽和度，井孔供液能力相對(duì)充足；第140～700d，液柱日降幅變化較大，推測(cè)此現(xiàn)象為目的層壓降漏斗以井孔為中心逐漸向遠(yuǎn)端擴(kuò)展，持續(xù)推進(jìn)溝通遠(yuǎn)端裂隙，即壓降漏斗形成擴(kuò)展階段；第700d之后，液柱日降幅整體趨于穩(wěn)定，推測(cè)該階段壓降漏斗擴(kuò)展到極限，為產(chǎn)氣量上升階段(圖3a)。對(duì)應(yīng)的井底流壓日降幅(圖3b),也表現(xiàn)出明顯的平穩(wěn)→波動(dòng)→平穩(wěn)的“三段”趨勢(shì)。

3.3 L型水平井液柱高度與井底流壓日降幅分析對(duì)比

示范區(qū)兩口順煤層水平井，其中ZL2井2016年11月開(kāi)始投產(chǎn)，投產(chǎn)第100d放氣，至今累計(jì)排采近700d，平均日產(chǎn)氣量近7000m3，累計(jì)產(chǎn)氣近3.3×106m3。ZL1為叢式定向井臺(tái)中的一口，2019年1月開(kāi)始投產(chǎn)，投產(chǎn)第120d放氣，至今排采220天，累計(jì)產(chǎn)氣近9×103m3。

從圖4液柱高度日降幅曲線呈現(xiàn)出“三段式”特點(diǎn)，而井底流壓沒(méi)有表現(xiàn)出該動(dòng)態(tài)特征。但截止到第150d節(jié)點(diǎn)，兩類參數(shù)曲線都趨于穩(wěn)定狀態(tài)，與定向井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)相比，體現(xiàn)了針對(duì)單煤層排采的水平井供液量穩(wěn)定，井底兩相流更易被調(diào)控(圖4)。水平井的生產(chǎn)優(yōu)勢(shì)在新疆白楊河區(qū)塊、樊莊-鄭莊區(qū)塊，沁水盆地南部等多方面驗(yàn)證，可以說(shuō)水平井針對(duì)煤層氣井的排水、降壓、穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)等具備較普遍的適用性。

3.4 不同井型煤儲(chǔ)層解析參數(shù)對(duì)比及分析

在探索不同井型儲(chǔ)層干擾和排采特征的基礎(chǔ)上，選取了示范區(qū)15口生產(chǎn)井的排采解析時(shí)長(zhǎng)、臨儲(chǔ)比、降儲(chǔ)比(臨界解析壓力與儲(chǔ)層壓力的差值/儲(chǔ)層壓力)與井型相結(jié)合，以探索研究區(qū)不同井的解析時(shí)間受控因素和關(guān)鍵參數(shù)之間的關(guān)聯(lián)性。

圖4 L型水平井液柱高度及井底流壓日降幅圖

井號(hào)H1H2H3H4XX1X2X3YY1Y2ZZ1ZL1ZL2井型定向井叢式井L型水平井解析時(shí)長(zhǎng)/d4351122119119815788410714614963109115降儲(chǔ)比/%0.110.070.160.140.090.020.340.090.120.270.140.220.170.140.29臨儲(chǔ)比/%0.890.930.840.860.910.980.660.910.880.730.860.780.830.860.71

圖5 煤層解析參數(shù)對(duì)比圖

圖6 研究區(qū)各井型歷史排采氣水比圖

從表2和圖5可知，定向井、叢式井、L型水平井的平均解析時(shí)長(zhǎng)分別為84d、92d、112d，降儲(chǔ)比分別為0.12%、0.16%、0.22%，臨儲(chǔ)比分別為0.88%、0.84%、0.79%，解析時(shí)長(zhǎng)與儲(chǔ)降比表現(xiàn)出正相關(guān)關(guān)系，這一特征在定向井和L型水平井中表現(xiàn)的最為突出，在叢式井組中這一關(guān)系表現(xiàn)的先對(duì)滯后。降儲(chǔ)比和臨儲(chǔ)比在任何井中都表現(xiàn)出明顯的負(fù)相關(guān)關(guān)系，再次印證了叢式多分枝定向井之間具備較強(qiáng)的井間干擾和降壓效果明顯。立足于解析時(shí)長(zhǎng)及解析過(guò)程排采產(chǎn)生的費(fèi)用和后期效益問(wèn)題，叢式井組平均解析時(shí)長(zhǎng)比單井井臺(tái)相差較短，但遠(yuǎn)低于L型水平井，是比較適合示范區(qū)的井型。

4 不同井型生產(chǎn)效益分析對(duì)比

任何生產(chǎn)井型的設(shè)計(jì)目的都是為了最大限度地解析產(chǎn)氣，降低工程階段和生產(chǎn)維護(hù)檢修成本。為探索此目的在示范區(qū)實(shí)際生產(chǎn)中的體現(xiàn)，筆者對(duì)不同井型井臺(tái)的生產(chǎn)效益，提出了氣水比理念：即根據(jù)排采歷史天數(shù)據(jù)，把日產(chǎn)水與日產(chǎn)氣相比。氣水比越高，說(shuō)明生產(chǎn)效益越好，是考察一口井最終生產(chǎn)目的的重要參數(shù)。為使探索結(jié)論更可靠，分別選取了排采時(shí)間和產(chǎn)氣較長(zhǎng)(>1000d)的叢式X井臺(tái)、ZL2型水平井和4定向井開(kāi)展研究(圖6)。

在X叢式井組目的層存在敏感的相互干擾和快速解析見(jiàn)氣事實(shí)的基礎(chǔ)上，該探索選取了排采歷史較長(zhǎng)(>1000d)，且已達(dá)到產(chǎn)氣高峰生產(chǎn)井作為研究對(duì)象。在單獨(dú)排采叢式井組的一口井時(shí)，氣水比較大，且波動(dòng)幅度也大。根據(jù)示范區(qū)地層傾角大、煤層較厚，單井生產(chǎn)煤層真厚在6.5～20.3m之間，64%的井大于10m。大傾角、厚煤層易產(chǎn)生斷塞流，產(chǎn)水(氣)曲的波幅和頻率代表了地層供液強(qiáng)度和間隔周期。斷塞流的波幅大，周期長(zhǎng)易造成目的層煤粉和壓裂砂的擾動(dòng)與靜置，地層供液長(zhǎng)期在大幅度、長(zhǎng)周期的波動(dòng)狀態(tài)，是誘發(fā)砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，這一點(diǎn)在新疆白楊河礦區(qū)高傾角煤層氣井排采表征上也有凸顯。該區(qū)的地質(zhì)及生產(chǎn)層厚度與X井臺(tái)的液柱高度曲線(200～400d)和氣水比曲線(單井排采階段)的波動(dòng)形成了明顯的因果關(guān)系。但是，在該井臺(tái)其它井投產(chǎn)之后，液柱高度和氣水比曲線的波動(dòng)幅度明顯降低，即卡泵風(fēng)險(xiǎn)也在降低。同時(shí)，氣水比曲線呈明顯上升趨勢(shì)，即叢式井組明顯降低了卡泵風(fēng)險(xiǎn)，保證生產(chǎn)井持續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，提高了生產(chǎn)效益(圖6a)。

針對(duì)水平井，研究區(qū)ZL2井是區(qū)內(nèi)唯一一口達(dá)到持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的井，如圖6b，水平井的氣水比值呈線性穩(wěn)定增長(zhǎng)，產(chǎn)氣潛力得到了有效釋放，突出了水平井隨著排采產(chǎn)氣的進(jìn)行，其采收率和生產(chǎn)效益在持續(xù)走高，是一種長(zhǎng)期增效的潛力型井型。但是，水平井在鉆井過(guò)程中，施工難度大，費(fèi)用高(是定向井費(fèi)用的3倍之多)。此外，投產(chǎn)時(shí)，由于水平井身的特殊軌跡，一般的管式泵很難滿足排采目的，往往采用電潛螺桿泵，其費(fèi)用可達(dá)到管式泵的10倍之多。一系列的費(fèi)用增加，卻只能對(duì)一層煤實(shí)現(xiàn)有效開(kāi)發(fā)，顯然此井型占不具備叢式井多煤層共同開(kāi)發(fā)的優(yōu)勢(shì)。

針對(duì)定向井的氣水比，如圖6c，所研究的4口井中1口井的氣水比隨排采的進(jìn)行以大幅度持續(xù)走高，這一點(diǎn)與圖6a的X井單獨(dú)排采階段的氣水比走勢(shì)相似，其余3口井保持平穩(wěn)。此顯現(xiàn)一方面說(shuō)明了示范區(qū)整體產(chǎn)氣潛力較強(qiáng)，另一方面?zhèn)鬟f了單井對(duì)產(chǎn)層的控制能力差異較大，易發(fā)生速敏效應(yīng)，有效儲(chǔ)層得不到擴(kuò)展等信息。鑒于此，示范區(qū)不宜采用單井臺(tái)定向井開(kāi)發(fā)。