第六届非常规油气地质评价暨新能源学术研讨会
6th Symposium on Unconventional Oil and Gas Geological Evaluation and New Energy

187 / 2021-06-10 20:38:42

沁水盆地南部煤层气直井异常高产水成因与解决对策探讨

沁水盆地南部；高煤阶；煤层气直井；异常高产水；水力压裂；局部洼陷

煤层气理论与技术

沁水盆地南部是我国煤层气最早进入商业化开发阶段的地区，排水降压是煤层气开发的必要手段，一般情况下煤层气井排水越多，越有利于煤储层降压，产气效果越好，然而开发实践表明，持续大量产水的煤层气井产气效果往往较差。异常高产水造成煤层气井降液困难，无法实现煤储层有效降压，煤层气解吸效果差；由于煤储层敏感性，过高的产水量和排水速率极易伤害储层，导致物性变差；此外，流体持续冲刷支撑压裂裂缝的石英砂或携带煤粉等，导致裂缝渗透性降低甚至导流能力失效，这些由异常高产水带来的诸多负面影响，成为煤层气开发低效的重要原因。为了分析煤层气井异常高产水成因，以沁水盆地南部柿庄南区块煤层气井为研究对象，基于区内大量的煤层气井生产资料，通过单因素方差分析及非线性拟合方法，定量分析区内766口井的生产特征，针对投产时间达8年的煤层气井，确定了异常高产水的量化指标，分析了构造条件和水力压裂控制下的异常高产水成因与特征，进一步分析了煤储层的相对海拔位置、局部水动力场对产水的影响，探讨了相应的解决对策。研究结果表明：压裂液返排完之后，煤层气井产出水主要有两种来源，一种是煤储层内的水，另一种则来自外源水，相比于煤层邻近的砂岩或灰岩含水层，煤层含水性弱，含水率低，煤层气井异常高产水是排出外源水所致。对于沁水盆地柿庄南区块排采时间已达8年的高煤阶煤层气直井，异常高产水的量化指标为平均产水量大于3.22 m³/d；区内煤储层上部砂岩含水层的发育是异常高产水的先决条件，复杂构造地质背景下的异常高产水现象更为普遍，北部断层和陷落柱附近发育密集程度不同的天然裂缝，异常高产水的高风险区为距离断层和陷落柱600 m和900 m范围内。在中南部弱构造活动区，水力压裂裂缝和局部水动力场成为异常高产水的主控因素，局部洼陷内煤层海拔越低，裂缝规模和高度越大，越容易导致异常高产水，且发育垂直或高角度倾斜剪切裂缝的煤层气井异常高产水的风险更高。因此，以远离断层和陷落柱等复杂构造为原则来布井，兼顾含水层发育特征与压裂裂缝规模的适应性，尤其是在局部洼陷内煤层海拔相对低点，在压裂施工设计中应该重点关注，控制煤层气井裂缝规模，在限制形态和缝高的情况下产生有效裂缝，以防沟通含水层，从而避免异常高产水导致煤层气井开发低效。