赵武鹏 刘春春 申兴伟 彭鹤 霍洪涛

中国石油华北油田山西煤层气分公司

郑庄区块煤层气低产井增产技术研究

赵武鹏 刘春春 申兴伟 彭鹤 霍洪涛

中国石油华北油田山西煤层气分公司

山西沁水盆地郑庄区块经过多年开发，目前已初具规模。但是随着排采持续进行，部分生产井产量已经呈现明显下滑的态势。针对低产原因，从地质构造（断层、陷落柱）以及工程施工（压裂液、压裂参数）2个方面对排采井低产原因进行深入分析，提出现场施工采用活性水压裂液以及采用变排量施工工艺，尤其针对埋深大、渗透率极低的低产井提出“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺，确保储层改造达到预期的效果。由于煤层堵塞导致生产井产量下降，建议采用解堵性二次水力压裂改造措施，并且在郑庄区块首次实施微生物解堵的实验性措施，探索了该技术在郑庄区块低产井治理中的有效性。

郑庄区块；煤层气增产；地质构造；工程施工 ；变排量；微生物解堵

山西沁水盆地是我国煤层气勘探开发的重要基地。郑庄区块位于沁水盆地南部，主体部分隶属山西省沁水县，地表以山地丘陵为主，地层宽缓，地层倾角平均只有4°左右，低缓、平行褶皱普遍发育；断层相对不发育，区内最大断层是寺头正断层和后城腰断层以及与之伴生的断层，区块内发育有一定数量的陷落柱。目前主要开发层系为二叠系山西组3#煤层和石炭系太原组15#煤层［1］。该区块煤层气储量丰富，勘探开发潜力大。但是由于煤储层普遍具备“低压、低渗、低饱和”特征，同时受地质构造和工程施工方面的影响［2］，目前部分排采井产量较低。根据现场情况，对煤层气生产井低产原因进行了深入的研究。

1 煤层气单井低产原因分析

Analysis on the reasons for the low production rate of CBM well

1.1 地质构造因素

Geological structure

通常来讲，若煤储层区域内发育张性正断层，岩层发生相对位移，这就很容易形成煤层气的散失通道，不利于煤层气的保存；煤储层发育陷落柱的区域一般都具有活跃的水动力条件和良好的地下水通道，陷落柱的存在不仅会破坏煤层的连续性，也会使邻近水层与煤储层连通，严重影响煤层的含气性［3］。由于早期地质认识存在偏差，有些排采井部署在张性正断层或者陷落柱附近，含气量低（小于14 m3/t）、吸附饱和度不高（解吸压力小于1.5 MPa），导致排采过程中产水量较大，产量低。据不完全统计，郑庄区块某作业区低产井中受地质构造条件影响的井达57口，其中37口井位于东北部大断层2侧，15口井受到区域内发育的局部小断层影响（距断层距离＜50 m），5口井受到陷落柱影响。以M井为例（如图1所示），M井于2012年投产，由于邻近张性断层（距离断层50 m）的缘故，导致煤储层封盖性不好，投产4年多以来累计产气仅726 m3，累计产水3 564 m3，套压0.05 MPa。以N井为例（如图2所示），N井由于邻近陷落柱，导致煤储层不连续，储层含气量低，投产4年多，一直未见产气，累计产水763.1 m3。此类井提高产量还没找到有效的办法。这就要求今后再部署排采井井位时要充分了解区域内单井的地质构造情况，避开断裂作用强烈的区域［4］。

1.2 工程施工因素

Engineering construction

（1）钻井液污染煤储层。郑庄区块煤储层普遍具有“三低”（低压、低渗、低饱和）特征以及微裂隙、割理发育、机械强度低、易破碎、易吸附性等特征。为了防止井壁坍塌和提高钻井液的携带能力，部分排采井在前期钻、完井过程中，都会往钻井液中加入一些高分子聚合物。这些聚合物分子量非常大，会随着钻井液运移到煤储层微孔隙、微裂缝中。高分子聚合物的吸附作用易引起黏土絮凝堵塞，羧基水化作用易引起黏土膨胀堵塞，从而导致煤储层渗透率急剧下降，排水降压困难，单井产气量低［5］。钻井液中也含有固相颗粒，它们一部分来自钻井液本身（黏土颗粒），也有来自钻井过程中产生的钻屑（如岩屑、煤粒等）。在正压差的作用下，钻井液中的胶体颗粒和其他细微颗粒被吸附堵塞在煤层气的孔隙喉道上，钻井液滤液的侵入也易发生各类敏感性反应，从而生成各类不溶性沉淀物［6］，严重影响煤储层渗透率。根据前期的钻完井资料以及后期的生产数据综合分析，郑庄区块某作业区低产井中受钻、完井过程中储层伤害导致低产的比例相当大，占60%，甚至有一部分井，从前期投产开始就一直不产气，不产水。

图2 N井构造剖面图Fig. 2 Structural map of Well N

（2）冻胶压裂液堵塞煤储层。部分排采井在早期储层改造过程中使用了冻胶压裂液，伤害了储层，导致渗流通道堵塞，渗透率下降，单井产量低。煤储层具有吸附性强、微裂隙发育和机械强度低、易变形的特性，这就要求储层改造过程中降低滤失量，使压裂缝长能够延伸到更远的地层，也对压裂液的携砂性提出了更高的要求。在早期煤层气储层改造过程中，经常使用的压裂液有3大类：冻胶、清洁压裂液和活性水。实验表明，在这3类压裂液中，冻胶压裂液的携砂能力最好。但是由于煤储层具有低温、低压的特点，该种压裂液在施工过程中返排比较困难，同时破胶不彻底，容易在煤层渗流通道内残留大量的固相残渣［7］，这对于煤储层的渗透性造成很大影响，不利于煤层气单井的排水降压工作，导致产量低。

（3）不合理的压裂参数影响压裂效果。部分排采井在早期储层改造过程中采用不合理的压裂技术参数（前置液量、压裂液量、支撑剂量等），导致第1次压裂没有形成长、稳裂缝或裂缝没有有效支撑，在后期排采过程中随着储层压力降低，裂缝闭合，从而煤储层渗透率下降，单井产量急剧下降［8］。郑庄区块在前期的储层改造中，由于对部分单井周边的地质情况了解程度不够，很多单井的储层改造方案设计都是相同的，比如大排量施工方法，单一加砂量、相同的压裂液量等。郑庄区块某作业区曾经对所管辖的部分单井的前期储层改造方案做过后评价，发现在部分井的施工方案中所加入的前置液量和支撑剂量严重不足，这对裂缝的缝长和缝宽的增加产生很大影响，不利于扩大单井的降压范围，造成单井低产；部分单井的施工排量从一开始到结束都是大排量施工，这对裂缝的控制非常困难，对于滤失量较大的井，很难积聚有效应力张开裂缝，导致最终形成的有效裂缝很少，影响压裂效果。

2 增产技术

Stimulation technology

2.1 优化压裂技术参数和采用“大液量大砂量变排量”工艺

Optimization of fracturing technology parameter and adoption of “high liquid rate, high sand rate and variable displacement” technology

冻胶压裂液虽然携砂能力强，但是破胶后容易在储层渗流通道内留下固相残渣，对储层伤害较大，而且裂缝控制难；而活性水压裂液不仅成本低廉，而且对煤层伤害较小［2］。储层改造过程中，若要形成长、稳裂缝且裂缝有效支撑，除了选用活性水压裂液体系，还要坚持合理化设计，在充分了解单井地质条件的前提下，针对不同的低产井选择合理的前置液量、压裂液排量以及加砂量。合理安排压裂施工规模，采用变排量施工工艺，开始时采用小排量施工，到了后期采用大排量施工，这样有利于提高裂缝宽度、降低滤失量，提高压裂效果。

郑庄区块某作业区通过对辖区内63口生产井生产数据进行细致对比，并且结合前期储层压裂改造方案进行详细分析，发现对于煤层埋深800 m以内的单井，前置液量 200～250 m3，携砂液量 250～350 m3，总液量 500～650 m3，注砂量大于等于 40 m3，砂液比为10%～15% 时煤层气井的最高产气量较高；压裂液排量采用变排量施工工艺，排量范围4～8 m3/min，破裂压力15～28 MPa，大多数煤层气生产井产量较高。当煤层埋深位于800 m以下时，由于煤层埋深加大，渗透率极低（0.01 mD左右），压裂造长缝、宽缝的难度加大，这就要求压裂的技术参数有些相应变化。2015年2月郑庄区块某作业区在Z井储层改造过程中尝试了“大液量、大砂量、变排量”的压裂工艺。Z井煤层埋深990 m，渗透率0.01 mD，构造简单，位于背斜翼部，远离张性断层、陷落柱等区域，原生煤结构发育，煤层厚度5.5 m，含灰分较少，含气量 22 m3/t，解吸压力 4.7 MPa，日产气 50 m3，日产水0.1 m3。主要施工工艺：前置液比例低（20%），多段支撑剂（低密度支撑剂或者细砂、中砂、粗砂搭配使用），中砂 60 m3，粗砂 40 m3，砂比 15% 左右，压裂液量 1 000 m3，变排量 4～8 m3/min，破裂压力 12.6～45.4 MPa，平均28.3 MPa。经过近一年的排采观察，目前该井日产气750 m3，日产水0.5 m3。据了解，该作业区在郑庄区块部署了5口与Z井同类型井，目前4口井已产气量，日产气 2 500 m3，500～1 000 m3井 2口，单井平均日产气625 m3，单井平均日产水6.7 m3。分析认为，压裂液量、砂量、排量对于煤层渗透率和气体解吸有一定的相关性。对于埋深大于800 m的单井，“大液量、大砂量”压裂工艺改造加大了压裂规模，有效提升了活性水压裂液的携带能力，提高了压裂造缝的延展性和支撑性，增大了改造体积，改善了渗透性，具有相对较好的适应性和推广价值。针对此类埋深大于800 m的单井，该作业区计划在对构造状况、排采数据、储层物性以及测井曲线等资料进行综合评价的基础上，扩大使用该压裂工艺的规模，提高大埋深、低渗透率的单井产量。

2.2 二次水力压裂改造措施

Secondary hydraulic fracturing technology

部分生产井在前期钻井、完井过程中，储层受到污染，导致井筒附近导流通道被堵塞，造成单井产量低；部分井由于第1次储层改造没有达到预期的效果，在后期排采过程中，裂缝闭合，从而煤储层渗透率下降，单井产量急剧下降。这些井建议通过解堵性二次（重复）水力压裂改造技术，有效疏导渗流通道，提高单井产量。解堵性二次水力压裂改造，首先要利用钻井、测井等各项资料对低产井所在区域的地质条件进行再认识，精细地质选井，依据“构造简单区（远离大断层500 m以上，尽量避开褶曲发育区）、含气量高值区（解吸压力＞2.0 MPa，折算含气量＞18 m3/t）、井网完善井（邻井稳产气量＞500 m3）、煤层结构好（原生结构煤、顶底板为泥岩或砂质泥岩、厚度大于5 m）4个原则优选出适合解堵性二次水力压裂改造的排采井。以郑庄区块某作业区为例，该作业区于2014年2月份实施共计12口，气量由1 000 m3/d上升至11 000 m3/d，目前平均流压0.28 MPa，平均套压0.25 MPa，见效率达82%，增产效果较好，建议继续优选实施解堵性二次水力压裂改造措施。

2.3 微生物解堵技术

Microbial blockage removing technology

通过现场实验以及生产数据综合分析，这种技术对于郑庄区块低效井治理具有一定的成效，该工艺简单、投资少、无污染。微生物解堵工艺通过向煤层注入微生物工作液，激活煤层中的细菌和产甲烷菌，这些微生物在生长繁殖过程中能够将煤组分中的纤维素、半纤维素、木质素等物质降解为小分子酸、CO2及H2，增加煤层孔隙度；同时，产生的小分子物质还能在乙酸发酵还原产甲烷菌和二氧化碳还原产甲烷菌的作用下生成甲烷气体，提高煤层气单井产量。根据该工艺的特点，郑庄区块某作业区优选了一批长期低产井实施微生物解堵。这些井需具备长期低产，含气量高，埋藏深以及储层物性差等特点。郑庄区块有4口低产井实施了微生物解堵措施，目前正处在排水降压阶段，解堵效果有待进一步观察。

3 结论与认识

Conclusions and cognitions

（1）张性正断层和陷落柱附近容易形成煤层气散失通道，不利于保存，严重影响煤层含气量。所以在部署井位时应该避开断裂作用强烈的区域。

（2）对于埋深小于800 m的单井压裂施工，前置液量 200～250 m3，携砂液量 250～350 m3，总液量500～650 m3时，注砂量至少达到 40 m3，砂液比为10%～15%，压裂液排量采用变排量施工工艺，变排量在 4～8 m3/min，破裂压力处于 15～28 MPa，有利于在煤层形成长、稳裂缝，产气量较高。

（3）对于埋深大于800 m的单井压裂改造，“大液量、大砂量、变排量”压裂工艺加大了压裂规模，有效提升了活性水压裂液的携带能力，提高了压裂裂缝的延展性和支撑性，增大了改造体积，改善了渗透性，增气效果明显。这为同类的低产井治理工作提供了一个全新的思路，具有一定的借鉴和指导作用。

（4）微生物解堵技术不仅可以增加煤层孔隙度，还可以生成新的甲烷气。目前该项技术在郑庄区块属于探索性的试验，措施效果还有待于进一步观察。

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（修改稿收到日期 2017-06-30）

〔编辑 薛改珍〕

Study on the stimulation technologies for low-yield CBM wells in Zhengzhuang Block

ZHAO Wupeng, LIU Chunchun, SHEN Xingwei, PENG He, HUO Hongtao
CBM Branch Company, CNPC Huabei Oil field Company, Jincheng 048000, Shanxi, China

After years’ development, CBM production is currently taking shape in Zhengzhuang Block, the Qinshui Basin, Shanxi.As the drainage gas recovery continues, however, the production rate of some production wells presents the obvious decline trend. In this paper, the reasons for the low production rate of drainage wells were analyzed deeply from the aspects of geological structure (fault and collapse column) and engineering construction (fracturing fuid and fracturing parameters). In order to realize the desired reservoir stimulation effect, it was proposed to adopt active water fracturing fuid and variable displacement construction technology in construction sites, and especially to apply the fracturing technology of “high liquid rate, high sand rate and variable displacement” in low-yield wells which are deep with extra low permeability. Production decline is caused by coal bed blockage, so it was recommended to take the blockage removing measure of secondary hydraulic fracturing. And microbial blockage removing technology was, for the frst time,experimentally implemented in Zhengzhuang Block to explore its effectiveness in treating the low-yield wells in this block.

Zhengzhuang Block; CBM stimulation; geological structure; engineering construction; variable displacement; microbial blockage removal

赵武鹏，刘春春，申兴伟，彭鹤，霍洪涛.郑庄区块煤层气低产井增产技术研究［J］ .石油钻采工艺，2017，39（4）：491-494.

TE121； TD712.6

A

1000 – 7393（ 2017 ） 04 – 0491 – 04

10.13639/j.odpt.2017.04.017

:ZHAO Wupeng, LIU Chunchun, SHEN Xingwei, PENG He, HUO Hongtao. Study on the stimulation technologies for low-yield CBM wells in Zhengzhuang Block［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(4): 491-494.

赵武鹏（1984-），2011年毕业于长江大学资源勘查工程专业，现从事煤层气勘探开发，生产管理方面的工作。通讯地址：（048000）山西省晋城市文博南路969号华北油田煤层气分公司地质研究所。E-mail：390675643@qq.com