庫拜煤田煤層氣生產井適應性分析及井型優選

吳 斌，安 慶，杜世濤.

(新疆維吾爾自治區煤田地質局一六一地質勘探隊，新疆烏魯木齊 830046)

煤層氣生產井井型適應性分析是在區域地質的基礎上，結合歷史排采數據，對比不同井型生產動態表征和產能差異，是優選適合區域性井型的依據。湯達禎等[1]根據柳林地區煤層氣井產水特征、實際生產數據、地質、水文等認為煤層氣井產水受多因素控制，優選適應的井型、合理的開發步驟是柳林地區快速降壓產氣的最佳對策；王生維等[2]通過建立新疆白楊河礦區急傾斜煤層氣井排采過程中氣水分異、滲流通道堵塞、壓降漏斗擴散等與產氣量的關系，認為順煤層井對大傾角煤層瓦斯的開采有顯著優勢；傅雪海等[3]通過對阜康礦區西段急傾斜煤層生產井排采歷史擬合與井型優化，認為將煤層氣井布置在煤層上傾下部位有利于實現快速降壓解吸，這一觀點在后期相關學者的研究中也得到了驗證[4-5]；李曉平等[6]通過建立不同井型的產量方程和產能指數，認為目的層厚度角、射孔段長度、表皮系數等綜合因素對生產井產能有很大影響；康永尚等[7]基于壽陽區塊煤層氣井的系統分析和地質因素，提出優化壓裂規?？梢砸种飘a水和提高產氣；楊兆彪等[8]基于煤層氣井產能方程的產能優化法，提出主力產層優選指數大于30%、其他指數大于10%，才能保證生產井的經濟效益；曹運興等[5]基于新疆阜康礦區大傾角厚煤層水平井眼軌跡與累計產氣量的關系研究，認為針對高傾角煤層可以通過水平井沿煤層走向的軌跡來提高產能，這一點在本文筆者所述的研究區中已經實現；代由進等[9]基于煤層氣生產井井型長期邊際成本研究，認為水平井和定向井的生產效益因各區塊地質和煤層物性不同而異，同時受后期運營成本的控制。前人針對煤層氣井的效益問題進行了多角度的研究，但受示范區地質構造的特殊性，以及煤儲層厚度、開發煤層層數、煤層孔滲差異等關鍵參數限制，前人的研究成果在新疆庫拜煤田中區西部煤層氣開發利用先導性示范區(下稱“示范區”)不能“照搬照用”，但部分研究方法和思路卻為筆者探索示范區井型優化起到了很重要的指導和啟示作用?；诖?，筆者在借鑒前人研究方法、觀點、成果的基礎上，結合示范區現有的地質儲層物性、排采歷史數據特征反饋等資料，展開研究區井型優化探索，力爭對影響示范區生產井產能的因素有更進一步的認識，探索出一套與示范區綜合條件相適應的井型方案。

1 煤層氣開發利用示范區簡介

示范區位于天山中段南麓、塔里木盆地的北緣，面積約100 km2。煤系地層主要為中生界，以侏羅世地層為主，北部中高山區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。區內總體構造形態為一向南傾斜的單斜構造，地層傾角一般為60°～85°，總體近東西走向，局部地段直立倒轉，具有東陡西緩的變化規律?；鶐r屬弱含水層，且巖性較復雜，含水層之間被透水性極差的泥巖、泥質粉砂巖分割，造成地下水水循環條件差、補給條件差。

據煤巖樣品統計和資料總結，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0.008～1.370 mD之間，平均為0.612 mD；煤層傾角大(60°～85°)，煤層氣主采煤層4層，單煤層較厚(1.50～8.85 m)，煤層臨儲比高(0.66%～0.93%)、含氣量高(5～15 m3/t)，煤質類型以1/3焦煤及氣煤為主。示范區現有叢式定向井臺6個(包括23口單井)，L型水平井2口，定向井4口。截至目前，該區投產時間最長的井近1 200 d，60%的井處于穩產階段，日產氣量逾2×104m3。綜上，從基礎實驗數據到生產井產能，都顯示了較好的儲層物性和較大的產氣潛力。此外，示范區臨近克拉2區塊、大北區塊、克深區塊、博孜區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，開展井型優選探索對于后期煤層氣的勘探開發、實現效益最大化尤為重要。

2 示范區各井型生產動態參數研究

生產井液柱高度、井底流壓在單位時間內波動參數可以直接反應單井、井組、臨井的生產狀態、表征井間聯動和干擾強度，控制煤儲層解吸時間和氣體產出[10-15]。通過對比分析其變化特征，可以定性評價同一地質條件和儲層物性的各井型生產狀態及其適應性。

所提取的關鍵排采參數根據以下原則：

(1)排采歷史數據采集截至2019年7月15日的日數據。其中，剔除因修井、停電、施工等時間段的數據。

(2)根據研究區生產井的井型，將區內生產井分為單井定向井臺(下稱“定向井”，圖1a)、叢式井多分枝井臺(下稱“叢式井”，圖1c)、L型水平井(圖1b)三類。分別對叢式井的液柱高度和井底流壓進行分析對比，認識各分支井井間的干擾情況；對定向井和L型水平井開展液柱和井底流壓日降幅分析，總結其變化趨勢。

圖1 井型與煤儲層配置關系示意Fig.1 Relation of well type and coal reservoir configuration

(3)引入三類井型已解吸井的解吸時長、降儲比、臨儲比，探討不同井型的解吸特征。

(4)引入氣水比，比較不同井型的生產效益，優選與示范區地質構造和產能特征相匹配的井型。

(5)檢泵周期計算的是卡泵、泵體磨穿、視管柱斷脫、腐蝕漏液、泵效過低等，為正常檢泵。

2.1 叢式井組井間干擾表征分析對比

X叢式井臺的4口井，該井組深度在1 054～1 301 m，排采的煤層是A9-10、A7、A6、A5四層。X井最先投產，投產650 d時，另外3口分支井開始壓裂工作，此時受壓裂影響，X井液柱高度有一個急劇上升的趨勢，對應的井底流壓也呈現一個短暫的突增。770 d時隨著3口分支井的投產，X井液柱高度和井底流壓回歸壓裂前趨勢，但隨著排采的進行，井底流壓降勢明顯大于該井之前單獨排采階段(圖2a、2d)。由X叢式井組(非同時壓裂投產井臺)的液柱高度和井底流壓在單獨排采一口井階段、其余分支井的壓裂階段、同時排采階段三個時間段的變化趨勢對比，可以看出叢式井組之間存在較為敏感的儲層聯動和干擾。

對比X叢式井臺各單井所排采煤層的差別(表1)，共同排采的煤層為A9-10和A5，差異排采A7和A6，最多的單井排采4層煤，最少2層。結合圖2a，液柱高度跟排采煤層數呈正相關關系，即每層煤對井底供水都有貢獻，同樣，每口單井的井底液柱降低對同一井臺的其他井實現“排水降壓、快速見氣”都有一定程度的貢獻。

圖2 叢式井臺排采典型參數提取動態曲線Fig.2 Extraction of typical production dynamic curves index of cluster wells

表1 各井型井基本參數Table 1 Basic parameters of each well type

Y叢式井臺3口單井的目的層深度在1 221～1 278 m之間，整體較X井組深，但深度區間較小，共同排采煤層為A5、A7，2層(表1)。初始液柱高度表現了與所排采煤層數的正相關關系，這一點與X井組一致。排采初期(第20 d)，Y井液柱高度顯示一個急劇大幅度的壓降，而Y1與Y2井液柱降幅基本一致，推斷兩井共同排采的A5、A7煤層連通性較好，且供液能力持續穩定，A9-10煤層供液能力低于A5、A7；第70 d時，Y井液柱高度低于Y2井，而Y井排采的煤層數大于Y2井，進一步說明A9-10煤層供液能力相對較低；第110 d時，Y井和Y1井液柱高度降幅斜率保持了一致性，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呈現較為吻合的呼應特點。把同時投產的Y井臺各單井液柱高度和井底流壓歷史排采曲線降幅與該井臺排采的目的煤層組合分析認為：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基本一致，說明井底供液充足，考慮到所排采煤層的差異(表1)，認為液柱水源主要來源于A5、A7，且這兩個煤層連通性比較好，A9-10煤層含水量較低；②Y2井液柱高度和井底流壓降幅在投產第8 d左右開始出現明顯下降，而Y1井的此現象發生在第15 d左右，結合目的層埋藏深度( Y2井為1 278 m，Y1井為1 245 m，表1)，推測這種相同目的層的聯動性變化受深度牽制，較深部目的層最先受到影響，即構造單斜的下傾部位，這一點在傅雪海和王超文提出的煤層上傾下部位有利快速降壓結論相一致[3-4]；③合采A9-10、A7、A5的Y井，排采第50 d時液柱和流壓降幅變大，這個時間節點時另外兩口井相應數據變化的高點處，推測此時間點為該井組所有目的層同時開始聯動的起點(圖2b、2e)。

Z井臺與X井臺和Y井臺的不同之處在于該井臺有一口L型水平井，即ZL1井，從排采數據歷史曲線看，該井臺沒有出現像X井臺壓裂干擾的反應，也沒有顯出明顯的儲層聯動呼應，更沒有凸顯出水平井與其他井的排采結果的不同之處(圖2c、2f)。推測原因可能為：①目的煤層埋深差異較大(300 m左右，表1)，各分支井目的層的溝通范圍沒有交叉，不能形成有效的井間干擾；②共同投產階段時間較短(120 d左右)，因排采引起的層間互動還沒凸顯。對于此，筆者會持續跟蹤探索，力求追尋出該類井型組合的生產動態特征。

形成有效的井間干擾是煤層氣生產井設計的重要目的之一，也為實現投產后高產穩產和提高煤層氣采收率打下了基礎[16-17]。合理的目的層間距設計，不但能實現井間干擾，還能避免臨層(臨井)壓穿和最大化地擴大有效開發面積。示范區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，關鍵影響因素還沒在“量”的層面得到證實和確認，這一點也是需要努力探索的方向。

2.2 定向井排采典型參數分析對比

基于定向井的井距較遠(1 km)，一般不會形成井間干擾，所以針對定向井臺的研究立足于液柱高度和井底流壓日降幅角度之間的比值，以探索隨排采的進行相應考察參數的變化表征。

如圖3a所示，兩口單井投產至140 d之前，液柱日降幅基本保持一致，認為此階段原始儲層為欠壓狀態，而后期壓裂液的侵入提高了近井孔端儲層的含水飽和度，井孔供液能力相對充足；第140～400 d，液柱日降幅和波動幅度較該時間段前后都較為突出，對應時間段井底流壓也顯示了同樣特征，推測該階段為目的層壓降漏斗以井孔為中心逐漸向遠端擴展，持續推進溝通遠端裂隙，即壓降漏斗形成擴展階段；第400 d之后，液柱和井底流壓降幅整體趨于穩定，說明該階段壓降漏斗延展到最大，裂隙達到最大化溝通，井底能量供應持續穩定，產氣量為上升階段(圖3a、圖4b)?？傮w上看，定向井表現出平穩→波動→平穩的“三段”趨勢。

圖3 定向井臺排采典型參數提取動態曲線Fig.3 Extraction of typical production dynamic curves index of directional wells

2.3 L型水平井液柱高度與井底流壓日降幅分析對比

示范區兩口順煤層水平井，其中ZL2井2016年11月開始投產，投產第100 d放氣，至今累計排采近700 d，平均日產氣量近7 000 m3，累計產氣近3.3×106m3。ZL1為叢式井臺中的一口，2019年1月開始投產，投產第120 d放氣，至今排采220 d，累計產氣近9×103m3。

如圖4a所示，液柱高度日降幅曲線呈現出如定向井“三段式”特點：第100 d之前液柱日降幅非常平穩；100～150 d，液柱降幅變化較大，此波動時長遠遠低于X、Y叢式井組和定向井，突出了L型水平井供液能力更加穩定。但井底流壓在第150 d之前波動相對劇烈，基于150 d這一前后明顯差異的節點，結合水平井底部與煤儲層的位置關系特點(圖1b)：①排采段井筒順同一煤層延伸，物性特征可視為相同；②水平段分多段壓裂射孔，ZL1井在560 m長分8段壓裂射孔，ZL2井在560 m長分7段射孔。此種情況下，儲層壓力一旦失衡(排水)，各射孔點(段)會在短時間內迅速聯動，射孔點(段)近端壓力短時間內降低至解吸壓力，氣體釋放后沿液體滲流通道流向井筒，造成套壓劇烈波動。但截止到第150 d節點之后，兩類參數曲線都趨于穩定狀態，說明近射孔點(段)端壓降釋放到煤層吸附壓力以下，壓降范圍逐漸向遠端擴展(圖4)，形成較叢式井臺和定向井穩定的排水降壓趨勢。水平井的生產優勢在新疆白楊河區塊[5]、樊莊—鄭莊區塊[18]、沁水盆地南部[19]等多方面驗證，可以說水平井針對煤層氣井的排水、降壓、穩產增產等具備較普遍的適用性。

圖4 L型水平井液柱高度及井底流壓日降幅Fig.4 Extraction of typical production dynamic curves index of L-type horizontal well

3 示范區生產井適應性驗證和經濟效益分析

在控制井孔液柱和井底流壓日降幅和最大限度地保護煤層之間尋找一種平衡，來實現連續平穩降壓、縮短煤層的解吸時間和盡早實現經濟收益，這就需要科學地確定井型，使其與目的層的水滲流系統和壓力系統相配伍。根據示范區目前3種井型的實際生產數據，提取重要的排采參數：日液柱、日井底流壓和日電機扭矩值，計算日液柱高度、日井底流壓的波動差值，然后求日電機扭矩值、日液柱高度和日井底流壓的波動差值，三類數據的標準方差，以考察井底水的聚集和壓力傳導的穩定性。在此基礎上，通過氣水比分析，進一步考察生產井的經濟效益。

3.1 生產井適應性分析驗證

對液柱高度和井底流壓日降幅求標準方差，可以判別各井型目的層供液和壓力傳導的穩定性，若其不穩定，會導致煤粉和壓裂砂的擾動，表現出排采電機扭矩變大。如圖5a所示，三類井型中：①4口定向井的液柱日降幅標準方差高于31%的叢式井組單井和水平井，4口定向井的流壓日降幅標準方差高于69%的叢式井組單井和水平井，3口定向井的電機扭矩標準方差高于56%的叢式單井和L型水平井；②2口L型水平井的液柱日降幅標準方差高于56%的其他各井，2口L型水平井電機扭矩標準方差高于50%的其他各井。由以上數據認為叢式井組的穩定性最高。此外，叢式井組X井流壓日降幅標準方差值異常高，分析該井組的施工生產史，認為X井與該叢式井組中的壓裂施工和投產排采時間相差650 d，在另外3口井施工和投產時，X井經歷一段時間的排采，已經在該井臺所控制的儲層范圍內建立一種液、壓平衡，另外3口井投產時逐漸建立新的儲層液、壓平衡對原有平衡強烈干擾所致。

為了找出影響電機扭矩變化的主要因素，進而量化影響井底穩定性的主要因素，筆者對三類重要排采參數的標準方差進行了相關性分析(表2)。在 0.05 級別相關性顯著(雙尾)，Kendall和Pearson兩種相關性分析方法都把主要因素指向了井底液柱日降幅，證明液柱日降幅，即井底供液能力對井底的穩定性影響最大。

表2 排采關鍵參數標準方差相關性分析表Table 2 Analysis of standard variance correlation analysis of key parameters of drainage

3.2 經濟效益分析

任何生產井型的設計目的都是為了實現最短解吸時間和最大產氣量。為探索此目的在示范區實際生產中的體現，筆者針對研究區生產井的生產效益問題，以解吸時間為節點：①解吸前，解吸時間越短，說明見到效益前的投入(設備維護、耗電量等)越少，反之投入相對增高。如圖5a，解吸時長的總體由短到長為叢式井組→L型水平井→定向井，叢式井組在縮短解吸時間、減少見氣前的投入方面占有優勢。②解吸后的見氣階段，提出了氣水比理念：即根據排采歷史天數據，把日產水與日產氣相對比。氣水比越高，說明生產效益越好。氣水比是考察一口井最終生產目的的重要參數[14,20]，為使探索結論更可靠，分別選取了排采時間和產氣較長(>1 000 d)的叢式X井臺、ZL2型水平井和4口定向井開展研究(圖6)。

圖5 排采關鍵參數標準方差和解吸時長統計Fig.5 Statistical analysis of standard deviation and resolution duration of key parameters of drainage

圖6 研究區各井型歷史排采氣水比Fig.6 Comparison of gas and water ratios of various well types in the study area

在X叢式井組目的層存在敏感的相互干擾和快速解吸見氣事實的基礎上，該探索選取了排采歷史較長(>1 000 d)且已達到產氣穩定段作為研究對象。在單獨排采叢式井組的一口井時，氣水比較大，且波動幅度也大。示范區地層傾角大、煤層較厚，單井生產煤層真厚在6.5～20.3 m之間，64%的井煤層厚度大于10 m，大傾角、厚煤層易產生斷塞流，產水(氣)曲的波幅和頻率代表了地層供液強度和間隔周期。斷塞流的波幅大、周期長易造成目的層煤粉和壓裂砂的擾動與靜置，地層供液長期在大幅度、長周期的波動狀態，是誘發砂(煤粉)卡泵的主要原因之一，這一點在新疆白楊河礦區高傾角煤層氣井排采表征上也有凸顯[21]。該區的地質及生產層厚度與X井臺的液柱高度曲線(200～400 d)和氣水比曲線(單井排采階段)的波動形成了明顯的因果關系。但是，在該井臺其他井投產之后，液柱高度和氣水比曲線的波動幅度明顯降低，即卡泵風險也在降低。同時，氣水比曲線呈明顯上升趨勢，即叢式井組明顯降低了卡泵風險，保證生產井持續穩定運行，提高了產氣量(圖6a)。

研究區ZL2井是區內唯一一口達到持續穩產高產的水平井，如圖6b所示，水平井的氣水比值呈線性穩定增長，相比于叢式井組產氣潛力得到了有效激發，突出隨著排采產氣的進行，水平井采收率和生產效益在持續走高，是一種長期增效的潛力井型。但是，水平井在鉆井過程中施工難度大、費用高(是定向井費用的3倍之多)。此外，投產時，由于水平井身的特殊軌跡，往往采用電潛螺桿泵，其費用可達到管式泵的10倍之多。一系列的費用增加，卻只能對一層煤實現有效開發(表1)，顯然此井型不具備叢式井多煤層共同開發的優勢。

研究的4口定向井中1口井的氣水比隨排采的進行大幅度持續走高，如圖6c所示，這一點與圖6a的X井單獨排采階段的氣水比走勢相似，其余3口井卻保持平穩。此現象說明示范區整體產氣潛力較強，但單井對產層的控制能力差異較大，相比于叢式井組，煤層得不到相互干擾；此外，相比于水平井，有效儲層得不到擴展，產氣潛力沒有得到有效激發，穩產后提高產能的希望不大。鑒于此，示范區不宜采用單井臺定向井開發。

4 結論

(1)50%以上叢式井組中單井在流壓日降幅和液柱日降幅標準方差表征的井底穩定性方面占有優勢；在標準方差的相關性分析中，在置信度0.05級別水平，顯示液柱日降幅對井底穩定性影響較大。

(2)叢式井組間干擾敏感，降壓效果明顯。雖解吸時間相對滯后，但壓降漏斗能得到有效擴散；對于定向井的定性，認為應結合叢式井組(X井組)的單井排采和井組共采階段的動態表征，建議在后期開發中根據儲層特征將其改造為叢式井組；L型水平井的氣水比值呈線性穩定增長，展示了其生產效益在持續走高，但相比于叢式井組受其工程造價高、投產設備昂貴、資源得不到最大化開發等不利因素的限制，在后期開發中暫不宜采用此井型。