么春徽

(山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司，山西 晉城 048000)

我國煤層氣資源豐富，在煤層氣開發(fā)利用過程中存在的主要問題為老井產(chǎn)能衰減。國內(nèi)常見的煤層氣老井改造技術(shù)有原儲層二次壓裂改造、等離子脈沖解堵技術(shù)以及徑向井技術(shù)等，上述改造技術(shù)能夠?qū)貛Я芽p進行解堵，無法對儲層造成新的裂縫[1-3]，因此改造效果不明顯且持續(xù)時間較短。古交區(qū)塊屯蘭礦煤層氣已開采多年，形成一定的生產(chǎn)規(guī)模，目前產(chǎn)氣量呈衰減趨勢。古交區(qū)塊煤層氣抽采主要有預(yù)抽井和采空井，預(yù)抽井產(chǎn)量的不斷降低，直接影響銷售氣體的濃度，且屯蘭礦礦界內(nèi)無法布置新井位。因此,對老井進行技術(shù)改造，使之提高產(chǎn)能，勢在必行。

1 區(qū)域煤儲層特性

屯蘭井田主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組和二疊系下統(tǒng)山西組，共含煤16層。煤系地層平均總厚約167.33 m，煤層平均總厚15.77 m，含煤系數(shù)9.4%.

二疊系下統(tǒng)山西組含煤8層，其中02#、2#和4#煤為可采煤層。本組平均總厚44.90 m，煤層平均總厚為7.92 m，含煤系數(shù)17.6%；煤層孔隙度在2.29%～9%，平均為5.81%.

石炭系上統(tǒng)太原組含煤8層，其中6#、7#、8#和9#煤為可采煤層，本組平均總厚度為122.43 m，煤層平均總厚為7.85 m，含煤系數(shù)6.4%；煤層孔隙度在2.86%～10.60%，平均為5.48%.

對區(qū)塊內(nèi)煤層氣井采用注入/壓降法進行測試，結(jié)果顯示2#煤層原始滲透率為0.047 06×10-3μm2，8#煤層為0.029 64×10-3μm2，9#煤層為0.049 29×10-3μm2，滲透率總體偏低。

區(qū)塊內(nèi)各煤層厚度及間距見表1，2#和8#煤層為屯蘭礦主采煤層，同時也是地面煤層氣預(yù)抽井主要抽采煤層。

表1 各煤層厚度及間距表

2 老井二次改造技術(shù)思路

老井產(chǎn)能不斷衰退后，進行過多次技術(shù)改造，但效果甚微。2015年對屯蘭礦兩口煤層氣井進行二次壓裂改造，對已壓裂層位重復(fù)二次壓裂，改造過程中壓裂施工順利，但產(chǎn)氣效果不理想；2018年試驗過徑向井技術(shù)及等離子脈沖解堵技術(shù)，改造后增產(chǎn)效果不明顯，因此未進行大范圍推廣。

通過分析古交區(qū)塊地質(zhì)條件及上述案例，針對屯蘭礦煤層特點，制定出針對古交區(qū)塊煤層氣井的改造方案。常規(guī)原儲層二次壓裂只能對原有裂縫進行擴展和解堵，無法產(chǎn)生新裂縫，因此目的層位不選取以往壓裂過的2#和8#煤層。

古交區(qū)塊煤層氣老井裂縫長100～150 m，高3.2～7.4 m[4]，因此通過對2#和8#煤層的臨近層進行壓裂改造，不僅能夠釋放新層位煤層氣產(chǎn)量，同時由于距離原層位(2#和8#煤層)較近，層間距與裂縫監(jiān)測縫高近似，能夠?qū)σ呀?jīng)壓裂過的2#和8#煤層進行裂縫溝通從而擴大裂縫波及體積[5]，使其儲層內(nèi)的煤層氣進一步釋放。

2.1 改造層位優(yōu)選

根據(jù)煤層氣單井測井曲線圖，優(yōu)選已壓層位附近的鄰近層，厚度大于1.5 m煤層普遍較為穩(wěn)定，煤層氣資源儲量較豐富，有相對較大的改造價值。

通過分析古交區(qū)塊屯蘭礦煤系地層及測井數(shù)據(jù)可知，2#煤層上部的02#和下部的4#煤層較厚，且與2#煤層的間距在10 m以內(nèi)，有利于對已經(jīng)壓裂過的2#煤層進行裂縫溝通，適合進行儲層改造。由于煤的伽馬值偏低，因此選擇煤層中的低伽馬區(qū)域作為噴砂射孔位置。

2.2 壓裂改造施工方案

煤層氣直井常規(guī)壓裂方案為電纜傳輸射孔后光套管壓裂，也是應(yīng)用較早的壓裂方案，古交區(qū)塊煤層氣直井通常存在煤層段井徑擴大的情況，常規(guī)電纜傳輸射孔在射開生產(chǎn)套管后不能有效穿透煤層段水泥環(huán)，采用水力噴砂射孔后形成大直徑孔道，且形成的孔道較長，有一定的造縫功能[6-8]，噴砂射孔通過建立循環(huán)，將噴射產(chǎn)生的水泥粉末和煤粉循環(huán)出井外，不易堵塞，更有利于壓裂施工。因此，該次的改造方案用噴砂射孔代替常規(guī)的電纜傳輸射孔。

根據(jù)所選層位的不同，壓裂工藝也有所不同，對于目的煤層上部有壓過的層位，無法采用套管注入，采用噴砂射孔后油管壓裂；對于頂部煤層則采用噴砂射孔后光套管壓裂(下入可撈式橋塞封堵下部層位)。以XS-1井為例，該井采用套管完井，原始壓裂層位是2#和8#煤層，改造目的層位選取02#、4#和9#煤層，因為2#煤層位于4#煤層之上，8#煤層位于9#煤層之上，且2#和8#煤層已經(jīng)壓裂過(套管存在漏失)，所以4#和9#煤層無法采用光套管注入進行壓裂，因此選擇油管壓裂；而02#煤層位于2#煤層之上，且02#煤層之上不存在套管漏失，因此可以采用排量更大的光套管注入壓裂。

XS-1井9#煤層壓裂管柱示意圖見圖1，通過單封隔器封堵上部已壓過層位,實現(xiàn)對9#煤層的壓裂施工。同理，XS-1井4#煤層壓裂管柱示意圖見圖2，通過雙封隔器同時對上下部已壓煤層進行封堵，實現(xiàn)對該層的壓裂施工。

圖1 XS-1井9#煤層壓裂管柱示意圖

圖2 XS-1井4#煤層壓裂管柱示意圖

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

2020年在古交區(qū)塊進行了多口井的改造壓裂施工，通過對地質(zhì)條件的分析及改造層位的優(yōu)選，增產(chǎn)效果明顯提高。

3.1 XS-151井改造效果評價

XS-151井初始壓裂層位為8#煤層，該次壓裂改造優(yōu)選了該井2#、4#、9#煤層，2#、4#煤層采用噴砂射孔+光套管壓裂；9#煤層采用噴砂射孔+油管壓裂。改造前該井產(chǎn)氣量為168 m3/d，套壓0.24 MPa.該井于2020年8月2日進行施工，壓裂參數(shù)見表2，壓裂過程中施工順利且施工壓力較低。

表2 XS-151井壓裂參數(shù)表

XS-151井改造前后產(chǎn)能對比圖見圖3，2020年8月29日該井恢復(fù)投運，經(jīng)過36 d的排采，于2020年10月5日開始見氣，排采至2021年3月，產(chǎn)氣量穩(wěn)定為1 008 m3/d，套壓維持在0.56 MPa，較改造前，產(chǎn)氣量增加840 m3/d，改造后產(chǎn)氣增量明顯。

圖3 XS-151井改造前后產(chǎn)能對比圖

3.2 XS-029井改造效果評價

XS-029井初始壓裂層位為2#和8#煤層，該次改造選取該井的4#和9#煤層，由于所選層位上部有已壓過煤層，存在漏失情況，因此4#、9#煤層采用噴砂射孔+油管壓裂。壓裂數(shù)據(jù)見表3.2020年10月13日，對該井進行壓裂改造施工，其中9#煤層施工總液量為320.73 m3，加砂量為20.05 m3；4#煤層施工總液量為321.30 m3，加砂量為20.14 m3.

表3 XS-029井壓裂參數(shù)表

XS-029井于2020年11月9日恢復(fù)投運，投運5 d后套壓升高，開始見氣，排采至2021年3月達到穩(wěn)定階段，產(chǎn)氣量為1 224 m3/d，套壓維持在0.8 MPa.XS-029井改造前后產(chǎn)能對比見圖4.由圖4可以看出，該井改造前氣量及套壓很穩(wěn)定，氣量為384 m3/d，套壓為0.1 MPa.經(jīng)過壓裂改造后，產(chǎn)氣量增加840 m3/d.

圖4 XS-029井改造前后產(chǎn)能對比圖

4 結(jié) 論

1)采用噴砂射孔代替常規(guī)電纜傳輸射孔，有效增加了孔眼長度，具有更好的造縫功能，使壓裂施工更順利。同時噴砂射孔循環(huán)通道將水泥粉末及煤粉循環(huán)出井外，防止了儲層堵塞及污染，降低了后期排采工作的難度。

2)優(yōu)選已壓層位附近的臨近煤層進行壓裂改造，在釋放新層位產(chǎn)能的同時，通過壓力擾動，進一步降低老層位儲層壓力，從而使更多的氣體產(chǎn)出。

3)該方案屬于一井多煤層分層壓裂，由于工序較為復(fù)雜，采用噴砂射孔+油管壓裂時需要多次起下管柱，會在一定程度上拉長施工周期。

4)2020年以來，古交區(qū)塊已采用上述方案進行煤層氣井儲層改造50余口，平均每口井改造增量約為600 m3/d，提高了老井產(chǎn)量，在老井改造方面具有較好的推廣價值。