0 引 言
经过20多年的发展，我国煤层气已基本实现产业化，形成了沁水盆地和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气生产基地，同时在滇东黔西、新疆、川南等地区实现了商业化开采的突破[1-3]。然而，煤层气开发区普遍面临单井产量低、低产井占比大、产能到位率低等现实问题[4-6]。针对这些突出问题，国内学者在富集成藏规律[7-11]、产能影响因素[12-17]、钻完井技术[18-20]等方面开展了大量的研究，取得了一系列成果与认识。由于各地区构造背景不同、煤岩热演化差异大、煤储层非均质性强[21]，这些研究成果和认识很难推广应用。沁水盆地是我国煤层气最早实现商业化开发的高煤阶煤层气生产基地，研究区位于泌水盆地南部斜坡带，是国内首批投入大规模开发的煤层气田。自2004年起，该区块以山西组3号煤层为目的层先后完钻200余口开发直井，实现了2.3亿m3的峰值年产量，并连续7年稳产2亿m3以上。目前该区块已进入开发中后期递减阶段，年递减率达9.5%。为减缓递减势头并实现稳产，该区块对15号煤层气投入接替开发，先后钻探投产22口单支水平井。经过近一年的排采，该22口水平井产气效果差异较大。对区内水平井产能影响因素认识不清，给后续水平井井位优化调整、钻完井工艺技术优化与排采管理带来了诸多不确定性。因此，为实现区块高效开发和上产目标，在分析区块地质特征和气井早期生产动态的基础上，重点结合构造因素、工程因素和排采管理，探讨影响该区煤层气水平井产能的主控因素，并针对性地提出井位优化、钻完井工艺优化和排采管理对策建议，以期为区块煤层气开发提供决策参考，同时也可为沁水盆地南部太原组15号煤层气开发提供借鉴。
1 区域地质概况
P区块位于沁水盆地南部斜坡带，面积17.5 km2。该区整体为向西北倾斜的单斜，发育一系列次级褶皱，断层相对不发育，构造较为简单稳定。区内背、向斜相间排列，呈现近NS向展布特征，褶皱构造从东向西依次为郑村背斜、潘河向斜、前岭背斜和霍家山向斜。潘河向斜位于区块中部，形态完整，为区内主体构造，其余褶皱形态在区内分布不完整成仅局部可见(图1)。区内地层平缓，倾角主要为5°～8°，潘河向斜东翼倾角相对较大，局部可达10°。
图1 研究区构造位置及15号煤顶面海拔
Fig.1 Structural location of the study area and the top elevation of No.15 coal seam
由于太原组时期沁水盆地南部处于潮坪-澙湖成煤环境[22]，区内发育的15号煤全区分布稳定、结构简单，厚度为3～7 m，平均4 m；埋深较浅，为330～658 m，平均为480 m。煤岩热演化程度较高，15号煤的最大镜质体反射率为3.5%～4.0%，平均为3.8%。受稳定构造、有利成煤环境、岩性组合和高热演化程度的共同作用，区内15号煤含气量高，为17～20 m3/t。区内15号煤试井资料少，但与周边同处于一个构造背景，从相似埋深的邻近区块试井测试资料来看，15号煤储层渗透率较高，主要为(0.1～1)×10-15 m2，局部受裂缝影响可达10-15 m2以上。区域上，15号煤层储层压力为1.85～4.09 MPa，平均为3.27 MPa，压力梯度为0.005～0.008 5 MPa/m，属于欠压储层。由于构造简单稳定，煤岩取心照片显示15号煤层的煤体结构保存较完整，以原生结构煤为主，局部发育碎裂煤。
综合稳定的构造特征、有利的煤层发育展布特征、高含气性及中高渗等因素，可知该区块太原组15号煤层具备良好的煤层气开发潜力，为典型的高煤阶煤层气甜点区。
2 水平井生产动态
截至2020年3月初，区块投产的22口水平井经过近一年的排采，已全部产气，但各井之间气水生产动态存在极大差异。由于投产时间不同，为更好地对比分析井间生产动态与产能影响因素之间的关系，选择投产前300 d的峰值生产数据进行分析。前300 d的生产动态显示22口水平井峰值产气量为2 862～33 764 m3/d，平均为10 302 m3/d，其中8口井峰值产气量超过10 000 m3/d，6口井为5 000～10 000 m3/d，其余8口井不足5 000 m3/d(图2)；峰值产水量为5.2～71.3 m3/d，平均为19.3 m3/d，其中4口井峰值产水量大于30 m3/d。见气井底流压为1.2～2.5 MPa，平均为1.8 MPa；见气时间为16～191 d，平均为55 d(图3)。
图2 研究区水平井前300 d峰值产量
Fig.2 Peak gas-water production in first 300 d producing of horizontal wells in study area
图3 研究区水平井前300 d见气特征
Fig.3 Initial gas production characteristics in first 300 d producing of horizontal wells in study area
3 水平井产能影响因素分析
煤层气井产能大小是资源条件、煤储层特征、钻完井工艺、储层改造工艺、排采管理等多因素综合作用的共同结果。研究区范围小、煤层分布稳定、厚度大、含气量高，考虑到煤体结构较好、中高渗物性因素，采用单支水平井钻井筛管完井技术、顶驱螺杆泵排采技术对15号煤层进行接替开发。因此，在厚度、含气量基本相同的背景下，结合生产动态，重点从构造、工程和排采管理对产能主控因素进行分析。
3.1 构造因素
投产的水平井中，16口井位于中部主体的潘河向斜，水平段自向斜轴部低部位向翼部高部位延伸，形成末端上翘的水平段轨迹；4口井位于西北部NNE向的前岭背斜，水平段平行或小角度斜交背斜轴迹，形成水平或略有起伏的水平段轨迹；其余2口井位于西北部较宽缓的霍家山向斜，水平段自向斜轴部低部位向翼部高部位延伸，同样形成末端上翘的水平段轨迹。
3.1.1 构造部位
结合区内构造特征，发现水平井产能与所处的构造总体存在较好相关性，处于前岭背斜上的水平井见气早(24 d)、产气高(峰值产气16 291 m3/d)、上产快、产水较低(峰值产水12.4 m3/d)；处于向斜上的井见气较晚(分别53、64 d)、产水较大(峰值产水分别17.5和29.1 m3/d)、产气略低(峰值产气分别9 812和11 438 m3/d)，其中潘河向斜内水平井气水产量均高于霍家山向斜且见气较晚(表1)。
表1 研究区水平井生产动态与构造相关性分析
Table 1 Correlation between production dynamics and structure types of horizontal wells in study area
项目峰值产气/(m3·d-1)峰值产水/(m3·d-1)见气井底流压/MPa见气时间/d霍家山向斜981217.51.653潘河向斜1143829.11.964前岭背斜1629112.41.524
如上可知，区内15号煤层渗透性好、含气量大、含气饱和度高，排水降压后，有利于煤层气快速解吸和流动，这是区内气井排采见气整体较快的主要原因。由于渗透性较好，在同一压力系统内，解吸出来的游离气和煤层水在储层内部受重力作用而发生气水分异[23]，即气因浮力向背斜高部位流动、水受重力则向低部位汇集，造成区内背斜产气效果总体好于向斜。此外，由于局部应力环境的差异，不同构造位置的煤储层渗透率不同[24]。背斜轴部因局部张性应力环境，煤储层内微裂缝发育且处于拉张开启状态，渗透性较好；而向斜轴部则因局部压性应力环境，煤储层内微裂缝不发育且处于挤压闭合状态，渗透性较差。
3.1.2 构造幅度
水平段纵向轨迹分上翘、平行和下倾3种类型。受区内褶皱构造影响，区内水平井轨迹形态多以上翘型为主。结合生产动态分析可以发现，水平段轨迹形态对气井产气产水影响很大，平行于背斜轴迹的水平井具有很好地生产效果，上翘型水平井次之，下倾型水平井生产效果较差。具体来看，位于前岭背斜且水平段轨迹平行于背斜轴迹的水平井，见气早(投产当天见气)、产气量高(峰值产气量达33 764 m3/d)、产水量较低(20.9 m3/d)；上翘型水平井生产效果与构造存在较大关系，位于背斜构造的上翘型水平井见气早、产气高、产水较低，位于向斜构造的上翘型水平井见气较晚、产气略低、产水较大，其中霍家山向斜更为明显；位于前岭背斜的下倾型水平井见气早，排采9 d即见气，但产气效果较差，峰值产气量7 581 m3/d，明显低于其他水平井(表2)。造成不同构造位置和轨迹类型的气井生产差异的主要原因是地下水水势及其气水流动特征。由于尺寸不匹配，螺杆泵无法放入水平段内，加之纵向上气水重力分异的影响，有利于上翘型水平井煤层排水降压，但下倾型水平井因水平段长期浸泡在煤层水中而排水降压较困难。地层陡缓差异(即水平段构造幅度差异)是造成区内上翘型水平井汽水产量差异的主要原因。潘河向斜翼部地层较陡，其水平井产水大、见气晚、峰值产气高；而霍家山向斜翼部地层较缓，其水平井产水略低、见气稍早、峰值产气略低。
表2 研究区水平井生产动态与水平段轨迹相关性分析
Table 2 Correlation between production dynamics and horizontal well trajectories in study area
水平段轨迹构造位置峰值产气/(m3·d-1)峰值产水/(m3·d-1)见气井底流压/MPa见气时间/d平行前岭背斜3376420.91.416上翘前岭背斜1343724.71.620潘河向斜1191029.31.964霍家山向斜981215.71.653下倾前岭背斜758111.61.539
3.2 工程因素
受区内资料条件影响，对煤层构造特征缺乏精细认识，部分井构造幅度差过大，引起钻井后期托压过重或水平段末端下倾而提前完钻，造成水平段长度长短不一。从完钻情况看，区内22口水平井水平段有效长度为600～1 106 m，平均为900 m，其中82%在800 m以上。此外，地质导向过程中时常出现钻出煤层无法追煤，回撤至煤层重新侧钻追煤等问题。区内除3口井未发生侧钻外，其余19口侧钻1～5次，其中74%的井侧钻3次以上。
3.2.1 水平段有效长度
水平段有效长度越长，沟通煤层中天然割理裂缝的范围越大，形成的煤层气流动通道越有利于压降传播和气体解吸，从而提高煤层气井的产量。对比分析显示区内水平井有效长度与产气、产水相关性较弱(R2=0.006 1)，峰值产气量大于20 000 m3/d 的4口水平井，其水平段有效长度均大于800 m，其中产气最高的水平井有效长度为954 m。然而，区内产气最低的水平井，其水平段有效长度相当，为987 m(图4)；而水平段有效长度最短(600 m)的水平井，其产气高(峰值产气16 064 m3/d)、产水低(峰值产水4 m3/d)(图5)。
图4 水平段有效长度与峰值产气相关性分析
Fig.4 Correlation between horizontal effective length and peak gas production
图5 水平段有效长度与峰值产水相关性分析
Fig.5 Correlation between horizontal effective length and peak water production
造成区内水平段有效长度与峰值气水产量相关性较弱的主要原因是15号煤层渗透性具有较强的平面非均质性。尽管区内煤层渗透率整体较好(为(0.1～1)×10-15 m2)，但由于煤层属于裂缝性储层，渗透率在平面上具有很强的各向异性，局部可达10-15 m2。峰值气水产量不仅受水平段有效长度影响，更受水平段沟通的微裂隙系统影响。因此，这种较强的渗透率各向异性影响了水平段有效长度与峰值气水产量相关性。但由于水平段有效长度直接影响井控资源量，有效长度越长，井控资源量越大，越有利于气井开发中后期稳产，累计产气也越大。
3.2.2 侧钻次数
侧钻次数与峰值产量存在较好的相关性(R2=0.688 5)。峰值产气量随侧钻次数增加而呈明显下降趋势：3口未侧钻井峰值产气量均在20 000 m3/d以上，平均为27 000 m3/d；侧钻4次以上的9口井峰值产气量均在10 000 m3/d以下，平均为7 200 m3/d(图6)。侧钻次数与峰值产水量的关系较复杂，但总体上侧钻次数多，产水量大。峰值产水量大于25 m3/d的井侧钻基本在2次以上，其中有口未侧钻井高产水，分析认为这是因为水平段构造幅度异常大(其构造幅度差达84 m，为区内最大幅度差)(图7)。
图6 侧钻次数与峰值产气相关性分析
Fig.6 Correlation between side-drilling times and peak gas production
图7 侧钻次数与峰值产水相关性分析
Fig.7 Correlation between side-drilling times and peak water production
由于侧钻点煤储层应力降低而变得异常薄弱，排采过程中很小的压力波动都有可能造成侧钻点处煤层垮塌[25]，从而使水平井主井眼产气通道发生堵塞，导致水平井产气量下降。此外，侧钻还增大了沟通围岩含水层的风险，尤其是15号煤层顶板是一套10余米厚的灰岩，易引起气井高产水。
3.3 排采管理
区内水平井采用顶驱螺杆泵组合智能化排采系统，排采管柱下端接防砂尾管，井口预留环空注水接口，注水稀释井底煤粉。从统计时效看，区内水平井排采时效高、连续性好，平均时效为95.8%。排采早期压降速率相对较快，为0.000 2～0.033 3 MPa/d，平均为0.015 5 MPa/d。
3.3.1 排采连续性
尽管区内水平井排采时效高、连续性好，但仍存在部分井因煤粉或井下故障引起排采中断的情况，造成产气产水中断，影响水平井整体产气情况。由PH10井的生产曲线可知，4次检修泵作业对水平井恢复产气影响非常明显。第1次于排采124 d换大泵作业，中断6 d(图8中①)，重新投产近2个月后，产气才恢复至作业前水平；第2次于排采188 d进行井下修泵，中断8 d(图8中②)，重新投产后尚未恢复之前产气水平；第3次于排采252 d进行井下修泵，中断11 d(图8中③)，重新投产后近1个半月才恢复到之前产气水平；第4次于排采295 d进行检泵，中断时间较短(图8中④)，重新投产后产气恢复快速。总上，检修泵作业对产水影响较小(图8)。
图8 PH10水平井排采不连续对气水产量影响
Fig.8 Impact of discontinuities on gas and water production of a horizontal well PH10
排采连续性直接影响煤储层内部气水流动的连续性和降压解吸的稳定性。由于排采不连续，一方面导致近井筒地带储层压力快速回升，煤储层内渗流作用停止，煤粉在渗流通道中堆积而堵塞孔隙吼道，降低煤层渗透性[26]；另一方面由于游离态煤层气的停滞流动导致煤储层微裂隙中的小气泡逐渐聚集成大气泡而堵塞孔隙吼道产生贾敏效应，形成地层气锁，增大气体流动阻力，尤其对于低渗储层，其影响更为严重。重新启动排采后，随压力的降低和压降漏斗外扩，中断的解吸作用再次重启，但由于解吸作用滞后于排水降压，因而重新排采后，产水能较好地恢复之前水平，但产气恢复情况往往滞后。
3.3.2 降压速率
国内大部分煤层气藏属于欠饱和煤层气藏，开发过程中需要排水降压才能解吸产出，而排采早期(即动液面降低至煤层顶面时的排采阶段，是排水降压的关键阶段)，压降速率对气藏的整体降压和压降漏斗扩展均具有较大影响。相关性分析显示排采早期排采压降速率与峰值产气量存在较明显的指数相关性(R2=0.618 666)，随着压降速率的逐渐增加，峰值气水产量均随之降低。气井排采早期压降速率大于0.01 MPa/d时，峰值产气量则大小于15 000 m3/d；而压降速率小于0.01 MPa/d时，峰值产气量基本均大于15 000 m3/d。尤其是区内产气量最高的水平井，整体排采过程中压降幅度极低，仅为0.000 2 MPa/d，但其峰值产气量达33 764 m3/d，稳产气量达32 000 m3/d(图9)。高产水井早期排采压降速率均小于0.02 MPa/d，而大于0.02 MPa/d的气井峰值产水量较小，不足20 m3/d(图10)。
图9 排采早期压降速率与峰值产气量相关性
Fig.9 Correlation between pressure drop rate and peak gas production in early production stage
图10 排采早期压降速率与峰值产水量相关性
Fig.10 Correlation between pressure drop rate and peak water production in early production stage
排采过程中若煤储层压力下降速率过大，则易造成上覆岩石压力和岩石内孔隙压力差增加，煤岩基质压缩，岩石中的微小孔道闭合，引起渗透率缓慢降低[27]，即产生压敏效应。若产气增长速率过大，则单位距离内流体压差过高，从而使得煤储层裂隙内流体流速加快，高速流动的流体携带大量的煤粉在渗流通道中运移，使煤层裂隙发生堵塞[28]，即产生速敏效应。在压敏效应和速敏效应的双重影响下，储层内部渗透率发生伤害而影响压降漏斗外扩速率，导致泄流与解吸波及范围受限，进而出现气水产量均较低的现象。因此，为保障储层稳定连续排水降压和产气效果，排采早期排水压降速率不宜过快，推荐平均压降速率控制在0.02 MPa/d以内。
4 结 论
1)由于构造部位所处的局部应力环境和构造幅度引起渗透率差异和气水重力分异，造成背斜部位产气效果好(峰值产气16 291 m3/d)且产水低(峰值产水12.4 m3/d)，而向斜部位产气效果略差(峰值产气10 625 m3/d)且产水高(峰值产水23.3 m3/d)。因此，建议优化水平井井位，加大低部位(向斜)水平井的排采强度以实现局部构造高部位(背斜)的快速整体降压。
2)研究区渗透性整体较好且资源丰度高，水平段有效长度与产能相关性较弱，但其影响资源控制程度和气井长期稳产。侧钻对产气效果影响不利，侧钻超过3次，峰值产气低于10 000 m3/d，主要是由于侧钻因连通围岩增大了沟通外源水层的风险，以及侧钻点煤层应力集中，易受排采波动而发生垮塌堵塞，进而影响排采连续性。建议水平井完钻有效长度在900 m以上，减少侧钻，以提高井壁稳定性。
3)排采因素主要由于排采连续性差和压降速率过快引起煤储层产生的压敏效应、速敏效应和贾敏效应，导致储层伤害和渗透率缓慢降低，影响后期排水产气。气井排采早期压降速率大于0.02 MPa/d，峰值产气量则绝大部分均小于10 000 m3/d；而压降速率小于0.02 MPa/d，峰值产气量基本均大于10 000 m3/d。因此，建议排采早期压降速率合理控制在0.02 MPa/d以内，定期环空注水稀释井底煤粉，降低停泵检修频次，提高排采连续性。
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