摘要：沁水煤層氣田的煤層氣開發已初具規模，但部分煤層氣開發井由于地質、工程或排采因素的影響而產量低，亟需查明原因。為此，從地質因素(構造位置、陷落柱、斷層等)、工程因素(鉆完井及水力壓裂過程中儲層污染等)和排采因素(套壓控制、排液速度、停電停抽等)3個方面對煤層氣單井產氣量的影響進行了詳細的分析，闡述了嵌套鉆井、短半徑水力噴射鉆井、小井眼側鉆、二次(重復)水力壓裂等增產改造技術的特點及優勢，并結合對煤層氣低產井原因的分析，給出了不同增產改造技術的適用特性。對煤層氣規模開發過程中老井、低產井的后期改造提供了技術支撐。

關鍵詞：煤層氣；生產能力；增產；水力噴射；小井眼；側鉆；壓裂(巖石)

    我國煤層氣資源量豐富，但煤儲層普遍具備低壓、低滲、低孔“三低”特征，因而羽狀水平井及直井水力壓裂技術是目前我國煤層氣主要開發技術^[1～9]。由于受地質、工程或排采因素的影響，目前投入規模開發的沁水盆地部分開發直井和羽狀水平井單井產量低。因此對這部分低產井開展低產原因分析及適用性增產改造技術研究以提高其單井產量和經濟效益，勢在必行。

1.1.1 位于構造低部位或下傾部位

   構造位置對井的供液能力和產氣能力有較大影響，表現出較明顯的“氣、水差異流向”趨勢。

1.1.1.1 直井

   位于構造高部位、大規模面積降壓區域中部的直井氣產量相對較高，位于構造低部位及開發區域邊緣的直井供液能力強，產水量大，單井產氣量低。以沁水盆地南部某區塊60口煤層氣排采井為例，處于構造高部位的井產氣量大多在2000m³/d以上，少數井高達5000m³/d以上，產水量絕大部分都在1m³/d以下；而處于構造低部位的井則大多產氣量低于1000m³/d，有的甚至不產氣，產水量則高達15m³/d以上。

1.1.1.2 羽狀水平井

    位于構造上傾部位、主支末端上傾的羽狀水平井產量較高，單井產氣一般超過30000m³/d，部分井超過50000m³/d；主支末端水平或下傾幅度小于30m的井產量一般也在10000～20000m³/d；而位于構造下傾部位或主支末端下傾幅度大于30m的羽狀水平井，排采過程中排水降壓困難，單井產氣一般在10000m³/d以下，有的甚至只有幾十至幾百立方米^[10]。

1.1.2 鄰近陷落柱或斷層，煤儲層條件差

    陷落柱和斷層等對煤儲層儲集和保存煤層氣的能力有很大影響。

    陷落柱由于地層交錯破碎及地下水的交換，煤儲層保持條件差，所吸附的煤層氣發生解吸、釋放和逸散，含氣量低、飽和度低。

    斷層的存在使上下地層溝通起來，從而煤儲層保存條件差，煤層氣含氣飽和度低，煤層氣井排采過程中由于煤儲層與上下水層溝通產水量較大，產氣量很低。

    部分煤層氣開發井，由于靠近陷落柱或斷層，排采過程中產水量較大，單井產量低，如沁南某開發井井組(VW05井組)，由于靠近陷落柱，單井產氣只有140～800m³/d，遠低于鄰區平均2500m³/d以上的單井產氣量^[10]。

1.2.1 鉆井工程因素

1.2.1.1 固相顆粒對煤儲層的污染損害

    鉆井、固井、完井液中的固相顆粒對煤儲層的污染和損害非常大。在鉆完井過程中一旦固相顆粒進入煤儲層微孔隙微裂縫，堵塞其滲流通道，則煤儲層滲透率急劇下降，即使采用射孔壓裂等增產改造措施，其滲透率也無法完全恢復，部分煤層氣開發井單井產量依然很低。對于煤層水平段采取裸眼完井的羽狀水平井，固相顆粒對煤儲層的污染損害對單井產量的影響尤為巨大。在早期試驗的幾口羽狀水平井由于采用鉆井液進行煤層段三開鉆進，致使井筒附近煤儲層受鉆井液污染，滲透率下降，排水降壓困難，單井產量低。

1.2.1.2 鉆遇斷層、天然裂縫等

    部分井在鉆井過程中由于鉆遇斷層、天然裂縫等，溝通鄰近水層，產水量大，降壓困難，單井產氣量低，如樊莊某羽狀水平井，由于鉆井過程中鉆遇斷層，煤層進尺較少，排采過程中日產水量較高，大約10m³，日產氣量較低，僅200m^3[10～11]。

1.2.2 壓裂施工因素

1.2.2.1 壓裂液的影響

    早期開展的煤層氣直井壓裂采用的壓裂液主要有活性水、清潔壓裂液、凍膠3大類。其中活性水壓裂液對煤儲層傷害最小、成本最低，現場應用效果也最佳。以沁南某地區60多口壓裂排采直井為例，活性水壓裂的40口井中，產氣量超過1000m³/d有25口，占62.5%，其中超過2000m³/d有12口，占30%；清潔壓裂液對煤儲層傷害雖然也較低，但對產水量低的煤層破膠難且成本高，目前現場應用效果欠佳，所施工的21口井中只有2口井產氣量超過2000m³/d，僅占9.5%，產氣量超過1000m³/d也僅4口，絕大部分井產氣低于1000m³/d，有待后期進一步改造；而凍膠壓裂液雖然攜砂能力強，但傷害較高，且多裂縫控制難，成本較高，目前現場應用較少，現場施工2口井，其中1口井產氣超過2000m³/d，而另外1口則低于1000m³/d^[10～11]。

1.2.2.2 壓裂技術措施的影響

    前置液量、壓裂液排量及加砂量的合理設計是決定壓裂效果的3個關鍵因素。前置液量過少，在壓裂過程中過早耗盡，裂縫可能在寬度窄的裂縫區內橋塞；前置液過多則泵注停止后，裂縫繼續延伸，在裂縫的端部附近遺留下較大的未支撐區，壓后裂縫內的殘余塑性流動使支撐劑被攜帶至端部，并最終形成較差的支撐劑分布。壓裂液排量過小，在同樣的儲層條件下濾失將較大，使造縫效率低下，容易誘發早期砂堵，但對縫高控制有利；反之，若壓裂液排量過大，縫高難以有效控制，且排量過大容易使井筒附近微裂縫開啟，出現超壓，嚴重時導致壓裂失敗。加砂量過低，則壓裂后在近井筒處難以獲得理想的且具有較高導流能力的支撐剖面；加砂量過高則容易早期砂堵或中后期砂堵。早期水力壓裂的部分開發井由于前置液量、壓裂液排量或加砂量選擇不合理而效果不佳，單井產氣量低于1000m³/d，有待進一步增產改造^[11]。

1.2.2.3 壓裂裂縫連通斷層或附近含水層

    由于煤巖非均質性強，微孔隙、微裂縫發育，且斷裂韌性比常規砂巖、泥巖低，在水力壓裂施工過程中裂縫擴展不完全受地應力方位控制，還受濾失高的主天然裂縫控制。部分井在壓裂施工過程中，煤層破碎明顯，隨著裂縫的延伸，壓穿了上下砂巖層或連通了斷層，從而溝通了鄰近水層(圖1)，在排采過程中產水量大，排水降壓困難，產氣量低或完全不產氣^[11]。

 

1.3.1 套壓控制不合理，工作制度調整頻繁

    套壓的合理有效控制是煤層氣排采過程中的一大關鍵。套壓過高會造成氣體大量涌入油管，混氣水攜帶煤粉能力大大增強，進而容易造成井筒附近煤層滲流通道堵塞或卡泵；套壓過低則會造成套管環空氣體產出速度過快，形成井底壓力激動，導致煤粉容易形成和產出，容易造成井筒附近煤層微孔隙微裂縫堵塞和卡泵等，煤儲層滲透率降低，單井產量低，水平井排采過程中井底壓力激動過大時洞穴直井甚至容易發生煤層垮塌等事故。目前部分煤層氣井由于套壓控制不合理，工作制度調整太頻繁，造成液面震蕩次數過多，對煤層傷害很大，煤粉產出增多，導致檢泵次數增多，排采效率降低，煤層氣單井產量低^[11]。

1.3.2 排采速度過快

    排采速度的快慢也是影響煤層氣單井產量的決定性因素之一。排采速度快，液面下降快，煤層氣井見氣時間早，但由于煤儲層的塑性特征，降壓快煤巖壓敏效應更容易發生，導致井筒附近煤儲層滲透率降低。而煤儲層應力敏感性具有明顯的不可逆性，即當煤儲層有效應力恢復以后，煤儲層滲透率無法恢復到原來的水平。此外，排采速度越快，井底流壓越低，壓力衰竭程度越高，單井產量下降幅度也越高。目前部分煤層氣井由于初期排水降壓速度過快，致使煤儲層壓力衰竭、滲透率降低而單井產量低，且現有排采工藝措施下下無法恢復和提高其產量，唯有開展增產改造措施^[5]。

1.3.3 自然因素

   煤層氣井的排采必須堅持“緩慢、長期、持續、穩定”的抽排原則。若長時間停泵停抽，會使井底氣液混相流體產生賈敏效應，形成較大的氣泡，在微孔隙微裂隙中難以流動，影響氣、水產量；同時由于停抽，流體中的煤粉容易沉積或吸附在井筒附近煤儲層微孔隙微裂隙表面，從而降低裂縫導流能力和儲層滲透率，進而影響煤層氣的單井產量。目前部分煤層氣開發井由于遭受雨雪、洪水和停電等自然因素的影響，致使長時間停泵停抽，恢復生產后單井產量下降明顯，且大部分井產量無法恢復^[11]。

   羽狀水平井、直井嵌套鉆井技術即在羽狀水平井控制面積范圍內及其周圍鉆直井，利用羽狀水平井與直井相互間井間干擾，協同排水降壓開采煤層氣。圖2顯示的是羽狀水平井排采5a和10a時井眼周圍壓力數值模擬結果。由圖可以看出，羽狀水平井主支及分支井眼周圍儲層排水降壓速度較快，而主支間、分支井眼間的儲層及控制面積外圍儲層壓降波及速度較慢，排采10a左右仍存在一定的降壓盲區。因此在羽狀水平井主支、分支間及控制面積外圍嵌套鉆直井，充分利用羽狀水平井面積排水降壓及羽狀水平井、直井相互井間干擾作用，可加快區域煤層氣降壓解吸，提高羽狀水平井與直井單井產量，縮短排采周期。開發實踐也證明了這一點。采用羽狀水平井和直井嵌套鉆井開發煤層氣，不僅羽狀井自身單井日產氣高，而且周邊直井單井日產氣量也明顯高于同地區其他直井。以沁水盆地南部羽狀井PHW01-1井為例，該井自2006年9月開始排采以來累計產氣已達587.37×1O⁴m³，產氣量介于8000～10000m³/d，最高達20000m³/d，其周邊的12口開發直井日產氣量有10口都在2000m³以上，其中有4口井日產氣量超過4000m^3[10～11]。

    因此，對于處于構造下傾部位或處于構造上傾部位但主支末端下傾(井眼高差超過30m)、排水降壓困難、單井產量低的羽狀水平井，在其控制面積范圍內及周圍采用嵌套鉆井技術，通過鉆助排直井，利用直井輔助羽狀水平井排水降壓，可以提高羽狀水平井與開發直井的單井產量，實現兩者互利雙贏。該技術在目前已鉆羽狀水平井低產井的后期改造中具有良好的應用優勢，在今后羽狀水平井布井方案設計中也具有良好的應用前景。

    短半徑水力噴射鉆井技術，其特點是可以實現在0.12m直徑的立井井段中完成從垂直轉向水平，并可以沿不同方位對煤層鉆水平孔眼開采煤層氣(圖3)。與常規直井水力壓裂相比，短半徑水力噴射鉆井具備定向效果好、穿透深度長等一系列技術優勢^[12～13]：①水力噴射可以沿井筒任意方位進行，從而可根據煤儲層應力分布情況，使水平孔眼最大限度地溝通煤層天然裂縫，提高裂縫的導流能力；②能根據需求在煤層中沿不同方位鉆出120m以上的長直孔，從而可以增大井眼與煤儲層接觸面積，擴大煤層氣井的降壓解吸范圍；③煤層鉆孔后，孔眼周圍煤儲層應力降低，形成新的微裂紋，從而可以提高水平孔眼周圍煤儲層透率；④水平孔眼可采取分層布孔或螺旋布孔，通過優化孔眼結構、充分利用孔眼間相互干擾作用可加快區域煤層氣降壓解吸，提高煤層氣井單井產量。

    因此，對于近井地帶污染嚴重的低產井和因排采措施不當或管理不當而造成的低產井，采取短半徑水力噴射鉆井技術，通過分層或螺旋布孔，在垂直井筒徑向上鉆水平孔眼穿透近井污染帶(固相顆粒污染或煤粉堵塞)，創造新的滲流通道，可以提高或恢復煤層氣低產井單井產氣量。

    小井眼側鉆技術是利用老井井身對油氣藏開發再挖潛，并充分利用老井原有采輸設備，使其生產潛力得以充分發揮的新技術新工藝。通過對老井、低產井采取小井眼側鉆技術，可以延長其使用壽命，提高單井產量，還可以大幅度降低施工成本，縮短施工周期，提高綜合經濟效益。目前該技術在油田老井、低產井改造中應用比較成熟，并取得了良好的應用效果^[14]。

    目前部分煤層氣開發井在鉆井過程中由于煤儲層受鉆井液污染，井筒附近煤儲層微孔隙、微裂縫被鉆井液固相所充填堵塞，射孔壓裂后排采效果不佳，單井產量低；部分開發井早期產氣量高，但后期排采過程中由于排采措施不當，或遭受洪澇、停電等自然因素影響，

長時間停泵停抽，恢復抽排后單井產氣量變低，且無法恢復。對于這部分低產井，采用小井眼側鉆直井復合完井或側鉆水平井技術，在側鉆直井煤層段采取裸眼洞穴或洞穴篩管完井，側鉆水平井采取裸眼或篩管完井^[8]，既可充分利用原有井場及井身結構、套管柱等，大幅度降低鉆井成本，又在儲層中形成了新的井眼及滲流通道，可有效提高或恢復其單井產量。

    二次(重復)水力壓裂改造技術即對已開展過水力壓裂的老井、低產井進行解堵性再壓裂的一種復合完井增產技術^[15]。該技術以活性水作為壓裂液，壓裂過程中采取小排量、低砂比壓裂模式，在沁水煤層氣田改造的十幾口井中取得了明顯的增產效果，單井日產氣量普遍提高了3～10倍。

    以HP-1井和HX-6井為例(如圖4、5所示)。HP-1井二次壓裂改造前套壓僅0.05MPa左右，產氣385m³/d，產水2.1m³/d，通過采取活性水二次壓裂(壓裂液液量134.4m³，排量3.5m³/min，加砂量2.4%)改造后，套壓上升到0.42MPa，產氣4062m³/d，產水0.8m³/d，單井日產氣提高了10倍。HX1-6井二次壓裂改造前套壓為0.04MPa左右，產氣775m³/d，產水5.3m³/d，通過采取活性水二次壓裂(壓裂液液量104.0m³，排量4.0m³/min，加砂量3.8%)改造后，套壓上升到0.30MPa，產氣2120m³/d，產水0.9m³/d，單井日產氣也提高了3倍^[10～11]。

    目前部分煤層氣開發井由于在第一次水力壓裂過程中沒有形成長、穩裂縫或裂縫沒有得到有效支撐，在后期降壓排采過程中隨著煤儲層壓力降低，裂縫閉合，從而煤儲層滲透率下降，煤層氣單井產量急劇下降并最終維持在一個較低的產量(圖4中改造前曲線)；部分開發井早期單井產量較高，但由于后期排采措施采取不當或管理不當，煤粉產出嚴重，致使井筒附近煤層微孔隙、微裂縫堵塞，從而煤層氣單井產氣量逐步降低且無法恢復(圖5中改造前曲線)。因此，對于這部分老井、低產井，采用二次(重復)水力壓裂改造技術，可以有效地疏導第一壓裂所形成的裂縫系統，穿透近井污染或堵塞地帶，并在此基礎上形成新的裂縫系統，從而可以有效提高煤儲層滲透率和單井產量。

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(本文作者：張義¹ 鮮保安² 孫粉錦¹ 王一兵¹ 鮑清英¹ 1.中國石油勘探開發研究院廊坊分院；2.中國地質大學 北京)