李学博 崔新瑞 刘春春 彭 鹤 李 俊 张金笑

(华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 046000)

1 基本概况

针对郑庄区块前期开发效果差，产能到位率低的生产现状，通过深入地质研究与技术攻关，开展了先导试验，取得了产量突破。在此基础上，编制实施了开发调整方案，实施后单井产能到位率大幅提升至90%以上。虽然整体开发较老井产量有明显提高，但在实际开发中仍存在两方面问题，一是调整井平面产量差异大；二是部分3号煤、15号煤合采井产量低于单采井，即存在“1+1<2”的情况。由于对调整区的3号煤地质、开发情况已具有较为清晰的认识，属于地质甜点区，具有较好的产气能力。因此，需要对15号煤地质、产气能力及多层合采井气、水产出情况进行分析。

2 15号煤层概述

2.1 储层条件

研究表明，郑庄区块西南部上石炭统太原组15号煤储层横向连续性及稳定性较好。构造简单，以宽缓背斜为主。煤层厚度一般为2～6m，平均3m。埋深范围450～900m，平均650m左右。含气量结余18～27m3/t，平均20m3/t。资源基础落实，开发动用程度低。

研究区15号煤孔隙度为2.25%～10.9%，平均为6.2%。渗透率为0.02～0.9mD，平均0.44mD。储层孔渗条件较差，属于低孔低渗储层。

2.2 顶底板岩性

区内15号煤顶板以灰岩为主，裂隙不发育，厚度一般为8～10m左右，封盖能力较强。底板以泥岩为主。

2.3 水源分析

产水来源及其富水性控制单井产水量的大小，影响储层降压效果，影响单井产能。15号煤产水来源主要是顶板灰岩，其中断层是灰岩含水的导水通道，大断层发育区地面补给、小断层发育区为层内补给，郑庄区块西南部距离寺头大断层较远，因此补给程度较小，含水性较弱。

研究显示，15号煤上部灰岩裂隙发育不均匀，致使其富水性不均一。通过分析测井曲线中自然电位(SP)、密度(DEN)等参数可间接表征灰岩孔裂隙发育程度，即当自然电位越低、密度值越低时，其裂隙较发育。运用该方法辨识煤岩上部灰岩裂缝发育程度，指导后期压裂改造。

2.4 开发成效

通过15号煤地质研究，结合前期试采井情况，15号煤具备1000～1500m3/d产气能力(图1)，合采井平均气量2400m3左右。实践表明，15号煤具备较好的开发潜力，下步可作为产能接替层系，提高区块开发效果。

图1 单采15号煤井开发效果

3 多层合采井气、水产出机理分析

实践证实15号煤具备较好的产气能力。那多层合采井产气效果不佳，我们通过对不同煤储层压力及气、水产出情况进行分析，发现存在层间干扰。

3.1 产能贡献大小与煤层本身性质有关

受储层条件差异性及非均质性影响，结合评价井实测数据，同一构造部位，不同煤储层的兰式体积和兰式压力是不同的；不同构造部位，同一煤储层的兰式体积和兰式压力也是不同的(图2)。根据兰式方程，不同部位的甲烷吸附含量是不同的。因此，经过计算后其解吸压力是不同的。即同一煤储层，不同构造部位的井其解吸压力不同，这在开发中是比较常见的。但同一构造部位，不同煤储层的解吸压力不同是导致层间干扰的因素之一。

图2 部分评价井不同煤储层兰式体积与兰式压力值

在实际排采过程中，在不借助分层测试等手段前提下，通过钻、录、固、测等有限资料我们是无法判断合采井哪一煤储层解吸、产气情况的。因此，存在3号煤先解吸、3号、15号煤同时解吸和15号煤先解吸三种可能(图3)。

图3 部分评价井经兰式方程换算后的解吸压力值

3.2 多层合采井层间干扰分析

多层合采井因不同层位产能差异影响，贡献能力强的储层会在一定程度上抑制贡献能力弱的储层。

随着排采不断进行，上部煤层解吸产气后，由单一水相流转变为气泡流和气、水两相流，逐渐形成气、水产出的连续稳定状态。但当下部煤层开始解吸产气后，会打破原有上部气、水相的稳定状态。若下部煤层产能贡献高于上部煤层，会对上部煤层的产出有一定阻碍。由于上部煤层井筒附近已形成一定程度的压降漏斗，即存在压力低值区，下部较强供气能力会对上部煤层气、水的产出造成阻力，甚至出现“倒灌”的情况，打破了上部煤层气原有的压降状态，造成储层伤害。

我们以最高套压参数作为参考，初步判识不同层位产能贡献情况，主要存在以下几种情况：

(1)3号煤先解吸

当上部煤储层先解吸时，并不能直接判断下部15号煤储层产气贡献能力大小，因此需要逐步排采观察。在15号煤储层解吸前，3号煤为主力贡献层位。在15号煤解吸后，在不控制套压的前提下，若最高套压高于3号煤解吸压力，则初步判断为15号煤储层产气能力高于3号煤；若最高套压低于3号煤解吸压力，则判断为3号煤储层产气能力高于15号煤。

(2)3号、15号煤同时解吸

结合兰式方程换算结果来看，是存在多个目标层同时解吸的情况。此时最高套压应大于单层煤储层解吸压力值，小于多层煤储层各自解吸压力值的和。

(3)15号煤先解吸

15号煤先解吸意味着，15号煤产能贡献大于3号煤产能贡献。最高套压小于15号煤储层解吸压力。

3.3 多层合采井排采管控方法

原排采管控方法是按照单层排采模式管控，即3号煤降压解吸后降低并稳定降液速度，保持流压平稳下降。起套压后不憋压，按照稳定的提产幅度与提产周期放压提产。这种管控模式未考虑不同煤层产能的贡献能力大小，忽略了纵向上不同储层的差异性，易造储层伤害；其次开发上易导致产量差异大，给低产井原因分析带来一定困难。

对此，提出了多层合采井排采管控的优化改进建议：①根据邻井生产情况及相关资料估算、预计3号煤、15号煤解吸压力，在排水段合理的调整降液幅度；②在3号煤先解吸、15号煤未解吸的情况下，维持液面在3号煤附近一段时间，充分保障15号煤排水效率，扩大压降范围；③在上部储层完全暴露后，尽可能避免套压大幅波动，减少对储层伤害；④通过单位压降增气量或实际提产后压力降幅情况等综合判断单井的产气能力，合理的调整提产幅度、提产周期和稳产气量，保障排采井健康稳定的生产。

多层合采井采用优化的排采管控模式后，单井产量提升明显，低产低效井比例明显降低(图4)。

图4 管控模式优化前后生产曲线对比图