《【7A文】影响煤层气单井产量的关键因素分析》由会员分享，可在线阅读，更多相关《【7A文】影响煤层气单井产量的关键因素分析（33页珍藏版）》请在金锄头文库上搜索。
1、1,影响煤层气单井产量的关键因素分析 -以沁水盆地樊庄区块为例,2010年中国煤层气学术研讨会,2,前 言,随着国内煤层气产业化稳步推进，提高单井产量、实现效益开发逐渐成为煤层气开发工作的重点。沁水煤储层低孔、低渗的特点决定一般煤层气井未经储层改造无自然产能。目前采用直井压裂及羽状水平井技术扩大渗流通道 揭示影响煤层气单井产量的控制因素，是实现高效增产与排采的前提，成为煤层气开发阶段的关键之一。现将在樊庄区块单井产量控制因素进行初步总结，请教于各位专家,3,生产概况,沁水盆地南部煤层气勘探开发形势图,截止2010年8月底，中石油樊庄区块分批投产直井累计439口，羽状水平井45口,4,直井：稳定
2、产气井312口，合计日产气量52万方， 5000方以上11口，2000-5000方的产气井82口，单井平均日产气量1650方,樊庄区块直井产量曲线图,2直井动态,5,按生产效果上看，前四批直井排采2-4年，单井产量逐步稳定 第一、三批：产量上升比较缓慢，达到高峰时间较长 第二、四、五批：产量上升较快,樊庄区块不同投产批次单井平均日产气量曲线图,6,从生产特征上看，排采曲线可归纳为3种类型 标准型：水产量下降，气产量稳定上升 尖峰型：气、水产量同时大幅度下降，恢复困难 产水型：水产量持续较高，降压困难，气产量增加缓慢,樊庄区块3种典型生产曲线示意图,7,1号井排采曲线,2号井排采曲线,标准型：
3、一般排采1-1.5年气达到产量高峰，日产气量2000m3/d以上的井多属于该类型,8,3号井排采曲线,4号井排采曲线,次标准型： 气产量曲线形态较好，但日产气量多介于1000-2000m3，约占产气井的一半,9,9号井排采曲线,10号井排采曲线,产水型： 水产量持续较高水平，液面下降困难，产气较少或基本不产气,10,水平井：稳定产气井27口，10000方以上产气井6口，合计日产气量22万方，日产水量180方，单井平均日产气量8100方,樊庄区块羽状水平井产量曲线图,3水平井动态,11,其中，2009年之前投产的18口水平井已经超过1年半，稳定产气13口，平均单井日产气量1.24万m3，效果较好
4、,12,影响单井产量的主要因素：含气量、吸附饱和度、绝对渗透率、供给半径、相对渗透率及生产压差，受地质条件、增产改造工艺及排采技术等综合影响,13,1直井,樊庄区块2500m3/d直井分布与含气量关系图,含气量、吸附饱和度： 2000m3/d直井一般含气量20m3/t，吸附饱和度75% 樊庄东部：含气量不足12m3/t，饱和度仅55%，产气效果差,（1）地质条件优越是高产的基础,樊庄区块直井产量与吸附饱和度关系,14,陷落柱附近含气性及产量对照表,陷落柱附近煤层气井相对位置及产量对比图,靠近陷落柱的区域，煤层气散失严重，含气量、吸附饱和度下降，单井产量仅140-600m3/d，远低于邻区220
5、0m3/d的平均单井产量,15,渗透率： 1500m3/d的直井渗透率一般要求0.3md,樊庄区块直井产量分布与渗透率关系图,16,分布规律：稳定高产的直井一般分布在滞留水区域的构造翼部 鼻隆补给区：产气快，衰竭快 向斜斜轴部承压区：持续产水量高,樊庄区块高产井分布规律图,鼻隆-补给区：尖峰型,向斜轴部-承压区：产水型,17,煤层气构造翼部高产机制图,高产机制： 承压区：富集不高产的困扰 补给区：樊庄东部，强烈水动力条件导致含气量、吸附饱和度下降，产气效果差,18,优化井位部署启示： 调整均匀布井，采用构造翼部小井距、低部位承压区大井距，补给区不布井的方式,煤层海拔与产水量关系图,19,（2）
6、有效的水力压裂改造是高产的关键,压裂难点： 破胶难、伤害高 滤失高，易砂堵 缝高控制困难，近井筒多裂缝发育,应力差超过4MPa之后则缝高的控制作用明显,排量超过5m3/min对顶底板的穿透趋势更大,煤岩断裂韧性实验结果,20,从生产实际看，单井产量与压裂施工曲线有一定的对应关系。压裂施工曲线可分为：稳定型、持续下降型、上升型（波动型） 1）稳定型：说明滤失小，造缝效率高，裂缝在煤层稳定延伸，压裂效果好。高产井的压裂曲线基本属于该类型,施工压力稳定，裂缝有效延伸，稳产产气5563m3/d，水7m3,21,压裂施工曲线分析：稳定型、持续下降型、上升型（波动型） 2）持续下降型：说明沟通了天然裂缝，
7、增加滤失量。部分产水量大的井属于该类型,压裂施工压力不断下降，推测压穿上部砂岩层，导致水产量大于20m3/d，基本不产气,22,压裂施工曲线分析：稳定型、持续下降型、上升型（波动型） 3）上升型/波动型：形成近井筒多裂缝，压裂液效率降低，支撑剂沉积过早，易砂堵，裂缝延伸较短。该类型的井降压范围较小，气产量下降较快,施工压力上升，近井筒堵塞，产气589m3/d，水1.1-3.2m3,23,比较理想的压裂效果： 低伤害-优化压裂液体系 主裂缝延伸100m以上-优化压裂规模 近井筒缝网较简单-优化施工工艺 1）压裂液体系：活性水体系比较适合樊庄区块，冻胶有待进一步试验,不同压裂液体系的产气效果,不同
8、压裂液体系的造缝能力,24,2）施工规模：大液量400-600m3、砂量40m3比较适合樊庄区块 裂缝长度：监测裂缝延伸100m以上，产气效果较好,加砂量与产气量关系图,监测裂缝长度与产气量关系图,25,3）施工工艺优化： 变排量施工：前期利于控制缝高，后期利于输砂与形成有效缝网，降低多裂缝加砂风险 合理提升砂比：铺砂均匀 逐渐增加支撑剂粒径：初期细砂支撑微裂缝，尾追粗砂增加近井筒裂缝导流能力,26,（3）科学的排采控制是高产的保障,排水生产过程中，随生产压差增大，有效应力增加，裂缝有效宽度和体积都将逐渐变窄和变小，渗透率降低。模拟实验表明，应力敏感性导致渗透性下降50以上 同时，煤层气从煤基
9、质内解吸出来，引起煤基质收缩，导致渗透率提高。实验表明，沁水地区煤质较硬，煤基质收缩量小 生产压差5MPa时，应力敏感性导致累计产量减少20%,压力变化煤样动态渗透率模拟结果,饱和吸附量250ml，开始解吸至200ml，横纵向应变很小，从200ml以后开始加大。可见煤基质收缩对渗透率影响较小,27,实际生产中，排采制度不科学导致强应力敏感性及煤粉堵塞，极大影响生产,煤粉爆发，气水产量下降，解堵后，气产量上升至1300m3/ d,28,这就要求在煤层气藏的开发中，尤其对液量少的井，不要急于将井底压力下降的太多以获得较高的产量 因此，一味地的增大生产压差，会导致强烈的应力敏感性，永久伤害储层，应当
10、合理应用煤层压力变化，降低应力敏感对煤层渗透率的伤害，又尽可能地提高排水强度和效率，扩大有效压降范围,产气之前累计排出水792方，历时203天，若以7-8方/天的速度，可缩短到100天,29,樊庄典型高产直井排采曲线,合理的排采制度： 降低应力敏感性 科学控制煤粉排出 排采三个阶段： I：初期快速降低液面，提高排水效率，至临界解吸压力以上及时回调工作制度 II：出现两相流后微调，控制液面在解吸压力以上20米，降低应力敏感性 III：控制液面在煤层以上10-20米，套压稳定至0.3MPa0.6MPa生产，防止煤粉堵塞渗流通道，小冲程、大冲次 三点控制：液面、套压、煤粉,30,2水平井,（1）煤层
11、进尺、泄流面积,水平进尺4000m，产气效果好 分支形态展布不合理，产气效果差 3号井与4、5号井地质条件、煤层进尺等差不多，但泄流面积不足0.2km2，日产气仅2000方,地质条件及排采控制对水平井产量的影响与直井类似，主要探讨水平井改造的效果对产量的控制作用,煤层进尺与产量的关系,钻遇断层发育区，进尺不足2000m，最高日产气200方,31,（2）分支产状,渗透率1md，分支产状对产量影响不明显 潘庄井组渗透性1-10md，井眼轨迹对产量影响小，6口井平均单井日产气3.6万m3,潘庄水平井组排采数据表,潘庄井组3D投影图,32,渗透率0.5md，分支上倾效果好 水平井段末端下倾，井眼内残余液柱对煤层产生压力，影响气体解吸产出 1、2号井相邻，地质条件、煤层进尺、展布几乎相同，1号井分支下倾，产气效果差,1号井：主分支上倾,2号井：主分支下倾,33,启示 水平井部署要避开可疑断层，一方面保证钻井安全，另一方面保证水平井产气效果 水平井不能连片部署，应寻找地质条件合适的区域 地质条件、储层增产改造措施和排采控制是影响单井产量的三大因素，直井、水平井的差别在压裂效果和水平分支产状,
