影响煤层气单井产量的关键因素分析

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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3１．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4

2、39口，羽状水平井45口4直井：稳定产气井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、3种典型生产曲线示意图71号井排采曲线2号井排采曲线标准型：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83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99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

4、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气相相对渗透率生产压差绝对渗透率煤层厚度供给半径井筒半径流体特性综合系数含气量吸附饱和度131．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

5、的基础樊庄区块直井产量与吸附饱和度关系14井号含气量m3/t吸附饱和度%产气量m3/d备注122.0283.32130无陷落柱218.681.41766323.4593.82355415.7369.6600靠近陷落柱510.549.5140611.554.9350713.8563.5400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2200m3/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

6、.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补给区：强水动力条件，保存条件较差，煤层气易散失承压区：压力大，煤层气富集，产水量大，气体向浅翼部运移滞留区：翼部物性较好，气源充足、易于降压地下水向深部运移煤层气向浅部运移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

7、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）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

8、稳定，裂缝有效延伸，稳产产气5563m3/d，水7m321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，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