0 引 言
2008 年，国家启动并实施油气重大专项，煤层气进入高速开发期。 我国煤层气钻井数由2008年的3 000 余口增加到2018 年的18 000 余口，每年大约以1 500 口的速度递增。 煤储层地质条件的复杂性、钻井/压裂工程的流程化作业、排采管理的粗放性等主、客观因素并存，导致一些煤层气有利开发区产气量并未达到人们的预期。 为了对这些低产气井区实现快速增产，国内外研究者采用了灰色关联法、层次分析法、地质+工程综合分析法、煤层气产量分类+压裂效果评价法等方法从地质、工程和排采等方面分析了低产的原因[1-8]。研究认为:煤层埋藏较浅或断层、陷落柱等构造影响，导致煤层含气量低，是引起煤层低产的地质、储层主控因素。 当井径扩大较大时，钻井液对煤储层污染较严重，且容易造成压裂施工压力大、改造效果差，二者共同影响造成低产。 当压裂液与煤层配伍性较差，或前置液量过少造缝不充分、加砂过程中砂量过快造成的砂堵、压裂沟通断层或附近含水层等因素引起低产。 排采时速度过快导致应力敏感，煤储层渗透率下降快，导致低产；排采工作制度不合理，产生大量煤粉堵塞了裂隙通道，导致低产；或者排采时煤粉进入泵筒导致泵效降低，造成低产。 并提出了采用氮气泡沫解堵、活性水二次压裂、酸化解堵、脉冲压裂等二次改造技术[9-15]，这些技术对一些低产井实施时效果较好。但由于引起低产的原因和每种增产提产技术特点的差异，若二者无法较好地匹配，增产提产效果可能大打折扣。 为了更好地使低产主控类型与增产改造工艺相匹配，发挥不同改造工艺技术的最大优势。笔者以沁水盆地柿庄南区块为研究对象，系统分析了煤层气井低产的原因，针对不同的低产原因提出了相应的增产技术对策，以期为该区及相似低产原因煤层气井增产改造方案设计提供借鉴。
1 柿庄南区块地质概况
柿庄南区块位于沁水盆地中南部长治地区，隶属于华北板块太行山隆起带的沁水块坳次级构造单元。 该区块总体为一单斜构造，区内受多期构造运动作用影响，形成了交替叠置的背斜、向斜和构造圈闭。 该区主要有3 号煤层和15 号煤层，与15 号煤层相比，3 号煤层埋藏相对浅、厚度大、且围岩对煤层的补给水量少，是目前开发的主要煤层。 3 号煤层厚度3～11 m，平均6.39 m，中间有1～2 层厚度为0.3 m 左右的夹矸。 煤层含气量一般为 4.1 ～23.3 m3/t，在断层附近，含气量相对较低。 煤体结构主要以碎裂煤和碎粒煤为主，多期构造叠加的核部及断层附近，煤体相对较破碎。 煤层渗透率普遍较低，为 0.02×10-3 ～1.30×10-3μm2。
2 柿庄南区块煤层气低产井原因分析
2.1 煤储层地质资源条件差导致煤层气井低产
柿庄南区块整体为一单斜构造，煤层埋藏深度、断层发育情况等差异导致该区煤层含气量、储层压力梯度、煤体结构、围岩对煤层补给水情况具有明显的区别[16]。 通过对研究区煤储层精细描述发现，造成该区煤层气井低产的煤储层地质资源条件原因主要有3 个方面:
1)含气量低造成煤层气井低产。 研究区的东南部煤层埋深小于600 m，煤层含气量一般小于8 m3/t，煤层气井的稳定产气量均不超过600 m3/d，很难具有经济开发价值，没有继续增产改造的必要。
2)断层附近含气量、储层压力低造成煤层气井低产。 该区断层均为正断层，研究区的北部，断层附近煤层含气量和储层压力梯度比较低，增产提产困难，暂不作为重点。
3)围岩含水层对煤层补给量大，煤层压力传递有限造成煤层气井低产。 局部地区煤层气井产水量较大，围岩含水层对煤层的补给大，煤层的煤体结构以碎粒煤和糜棱煤为主时，排采时煤层中的压力很难向远处传递，解吸范围受限造成煤层气井低产。对于这类井，增产提产较困难，暂不作为增产改造的重点。
2.2 钻井储层污染严重导致煤层气井低产
该区钻井主要采用了常规钻井技术，近井筒地带污染严重且解污有限时容易造成煤层气井低产。基于深、浅侧向曲线，可以用储层渗透率损害指数数学模型评价其伤害率，公式[17-18]为:
式中:Ko、Kd 分别为煤储层受污染前后的渗透率，10-3 μm2；Ko/Kd 为渗透率损害比；ρ 为泥浆密度，g/cm3；φ 为煤储层孔隙度，%；Rxo、Rmf分别为浅探测地层电阻率和泥浆滤液电阻率，Ω·m；A、B、α、β 为关联系数，且均大于零。
钻井时，井径扩大后钻井液进入井径扩大区，逐渐渗滤到相对较远的地方，使煤储层的导流能力降低也容易污染煤层段，造成煤层气井低产[19]。 根据研究区部分地质资源条件相似煤层气井的井径扩大率统计结果，及由公式(1)计算得到的煤层污染后渗透率，做出井径扩大率、污染后渗透率与平均日产气量的散点图，如图1 所示。
图1 井径扩大率及污染后渗透率与平均产气量关系
Fig.1 Relationship between hole diameter enlargement rate，post-contamination permeability and average gas production
从图中可看出，煤层气井的井径扩大率小于30%或钻井污染后渗透率低于0.03×10-3 μm2时，平均产气量波动范围较大，两参数与平均产气量的相关性不明显；当井径扩大率超过30%或钻井液污染后的渗透率低于0.03×10-3 μm2时，钻井污染成为煤层气井低产的主要工程因素，其平均日产气量很难突破500 m3/d。 因此，钻井污染严重的井可通过井径扩大率和钻井污染后渗透率这2 个参数进行筛选。
2.3 压裂工艺参数不合理造成煤层气井低产
该区主要采用了常规的活性水压裂液，笔者也是基于此压裂液进行分析。 通过测井多参数拟合的方法对煤层段不同煤体结构煤含量进行预测，根据其占比将煤体结构情况划分为硬煤为主(原生结构煤或碎裂煤占比大于50%)和软煤为主(碎粒煤或糜棱煤占比大于50%)2 种类型。 根据压裂主要参数与地质条件的匹配程度把压裂造成的低产原因分为以下情况，具体见表1、图2。
2.4 排采工作制度不合理造成煤层气井低产
煤层气井是通过排水降压实现产气的，不同的排采工作制度及完井管柱布置方式都会对煤层气井的产气量造成较大影响。 通过对该区排采进行分析，认为排采造成煤层气低产的原因主要有以下3 种:
1)泵挂较浅导致降压有限，造成煤层气井低产。 当煤层气井的泵在煤层上部5 m 以上时，动液面降低到泵挂位置时无法继续降低，一些产气潜力较高的井，由于井底压力降低的最小值受限，煤层气的解吸范围受限造成煤层气井低产。
2)井底压力下降过快引起的应力敏感，造成煤层气井低产。 煤层气井排采时，当井底压力下降较快时，煤储层近井筒地带的水排出较快，远端的水来不及补给，导致煤基质所受的应力增加，煤储层渗透率下降较快，导致煤层气井低产。 典型排采曲线如图3a 所示。
3)动液面频繁动荡或排采过快造成水量、气量忽大忽小，引起的煤粉运移堵塞造成煤层气井低产。 煤层气井排采过快或排采工作制度调整太频繁，动液面的频繁动荡，使煤储层中的水量或气量忽大忽小，容易造成煤粉在煤层裂隙中的运移和沉淀，煤粉部分或完全堵塞裂隙通道，导致产水量、产气量的陡然下降，造成低产。 典型排采曲线如图3b 所示。
表1 压裂不合理引起低产的主要类型
Table 1 Major types of unreasonable fracturing parameters
煤层段煤体结构情况压裂不合理主要类型形成的原因压裂过程的表现产生的主要结果典型压裂曲线前置液未加降滤剂 煤储层原始裂隙发育，滤失较严重施工压力低但压力波动大正常加砂容易造成砂堵；若降低砂比，营造的裂缝长度和支撑长度受限图2a前置液量少煤储层原始裂隙不太发育且未营造出较多裂缝时就开始加支撑剂，造成支撑剂的堆积加砂中期施工压力上升正常加砂容易造成砂堵；若降低砂比缓解压力上升速度，营造的裂缝长度会受限图2b硬煤为主施工排量小煤层处挤压或过渡应力区，且煤层原始裂隙不发育，钻井液携砂能力弱加砂过程油压不稳定 造缝效率低，容易造成砂堵 图2c加砂量过少 单位厚度加砂量过少 砂比小，油压偏低 有效支撑缝短 图2d未解污即开始压裂 钻井造成近井地带污染严重 施工压力开始持续偏高，后陡然下降 营造的有效裂缝有限 图2e软煤为主未解污即开始压裂 钻井造成近井地带污染严重 施工压力持续偏高后陡然下降施工工艺与煤层特性不匹配污染不严重但直接针对煤层压裂 施工曲线表现多样煤层内营造的有效裂缝有限 压裂曲线形态较多
图2 不合理的典型压裂曲线类型
Fig.2 Typical and unreasonable fracturing curve types
图3 排采工作制度不合理造成低产的主要排采曲线类型
Fig.3 Main drainage curves of unreasonable scheduling system results in low-yield
3 柿庄南区块煤层气低产井增产技术对策
由于煤储层地质资源条件差造成的煤层气井低产，这类井“先天条件”有限，增产提产较困难，暂不进行增产改造。 因钻井污染严重、压裂工程和排采工作制度造成的低产，分别提出相应的增产技术对策。
3.1 钻井污染严重井的增产技术对策
煤储层孔-裂隙被钻井液污染后会降低煤层的导流能力，影响煤层气井的压力传递。 采用酸化方法可溶蚀其矿物[20]。 实验室进行了 HCl、HF、CH3 COOH 三种酸不同配比时对煤样的溶蚀试验，试验结果如图4 所示。 其中:A-1 为3%HCl+3%HF+3%CH3COOH；A-2 为 9%HCl；A-3 为 9%HF；A-4 为9%CH3COOH；A-5 为 4.5%HCl+4.5%HF；A-6 为4.5%HCl+4.5%CH3COOH；A-7 为 4.5%HF+4.5%CH3COOH；A-8 为 5%HCl+2%HF+2%CH3COOH；A-9为 2%HCl+5%HF+2%CH3COOH；A-10 为2%HCl+2%HF+5%CH3COOH。
图4 长平矿煤样在酸液中溶蚀率随反应时间变化
Fig.4 The dissolution rate of Changping mine coal samples in acid change with reaction time
从图4 可看出，不同组分酸液类型及反应时间对煤中矿物的溶蚀率有所差异。 反应72 h 内，大部分酸液对煤样的溶蚀率呈现出先增加后减小的趋势，仅A-1、A-7、A-10 三种酸对煤样的溶蚀率呈持续增长的趋势。 分析认为HF 与钻井液污染物或煤中矿物质反应时间过长会生成新的杂质，而CH3COOH 能相对抑制反应速率，使杂质生成相对缓慢。 因此在酸化解污时建议以 3%HCl+3%HF+3%CH3COOH 酸液配比为基础，根据施工时酸液在井筒内留存时间长短来适当调整CH3COOH 的比例。
现场施工时，建议采用先注入一定的酸液解污，然后再进行水力压裂，再加酸液进一步解污的模式。通过该方法，既达到了充分解除近井筒地带污染的目的，同时通过水力压裂，进一步提高煤层导流能力，达到增产目的。
3.2 压裂参数不合理低产井的增产技术对策
1)以硬煤为主压裂施工参数不合理低产井的增产技术对策。 以原生+碎裂煤为主压裂施工参数不合理的低产井主要是通过二次压裂的方式对煤储层进行二次改造。 根据柿庄南区块原生结构煤储层属性特征，以750 m 煤层埋深为例，采用压裂模拟软件分别对不同前置液百分比、施工液量、施工排量、砂量下的支撑缝长、导流能力进行模拟，模拟的基本参数为:煤层厚度为6 m；煤储层平均孔隙度为5.15%；煤储层平均渗透率为 0.13×10-3μm2；煤岩弹性模量为3.8 GPa；泊松比为0.27；水平最大主应力梯度为 0.27 MPa/hm；水平最小主应力梯度为0.20 MPa/hm；储层压力4.8 MPa；煤的密度为1.46 g/cm3。 在此基础上进行了9 种方案压裂效果的对比，支撑缝半长和导流能力对比结果如图5 所示。其中9 种施工方案参数见表2。
图5 不同压裂施工方案下支撑缝长与导流能力对比
Fig.5 Comparison of propped fracture length and diversion capacity under different fracturing construction schemes
模拟结果表明，该地区埋深750 m 左右时，煤体结构以硬煤为主时，注入总液量550 m3，砂量为55 m3，前置液比例为 30% 左右时，施工排量为 8 m3/min时压裂效果相对较好。
表2 压裂施工参数优化组合设计方案
Table 2 Optimization design scheme of fracturing construction parameters
方案 1 2 3 4 5 6 7 8 9压裂液总量/m3 500 500 500 550 550 550 600 600 600砂量/m3 45 50 55 45 50 55 55 60 65前置液百分比/% 30 35 40 35 40 30 40 30 35排量/(m3·min-1) 6 7 8 7 6 8 6 8 7
2)以软煤为主压裂施工参数不合理低产井的增产技术对策。 当煤体结构以软煤为主，采用活性水压裂液直接作用于煤层时，营造出的有效裂缝有限。 若顶板或底板存在泥质砂岩或砂质泥岩时，且围岩含水层对煤层补给量很少时，通过压裂顶板或底板，使顶板或底板围岩的导流能力提高，排采时煤层内解吸出的气体可以通过顶板或底板运移到井筒，煤层气运移距离缩短，进而提高煤层气井的产气量。 该项技术在淮北矿区试验效果较好。 当顶/底板为厚的泥岩或围岩含水层补给量较大时，不建议采用该技术。
3.3 煤粉堵塞型或排采应力敏感型低产井的增产技术对策
1)泵挂深度较浅低产井的增产技术对策。 针对煤层气井泵挂深度位于煤层5 m 以上且曾经有较高产气量的井，调整泵挂深度，让泵体位于煤层以下，使井底压力进一步降低，一定程度上可以提高煤层气井的产气量。
2)排采应力敏感低产井的增产技术对策。 针对此类井，进一步分析排采过程中水平应力的变化，应用岩体力学理论，分析二次压裂过程中的裂缝转向问题，优化二次压裂泵注参数，进而实现该类井的增产。
3)泵筒内煤粉堵塞低产井的增产技术对策。针对生产井有冲程、冲次，但基本无产液，且泵在上提下放时相对比较沉重，可能在泵筒内存在煤粉堵塞导致泵的功效降低。 可以采用冲洗泵，从地面注入一定的液体进入井底，加速泵的冲次，使泵筒内沉淀的煤粉上浮并随着液体发生流动，排采出地面，清洗泵筒内的煤粉，提高泵的效率，实现正常产液，进而提高煤层气井的产气量。
4)井筒附近煤粉堵塞低产井的增产技术对策。针对井筒附近煤粉堵塞，导致煤层气井产液量非常少或几乎不产液，可以采用注入液氮的方式来冲洗近井地带煤粉堵塞。 同时当清洗后根据现场实际情况，再决定是否需要进行二次改造，进一步增加煤层的裂隙，进而提高煤层的导流能力，最终实现增产目的。
4 应用实例分析
4.1 柿庄南区块3号煤产气潜力区划分
基于柿庄南区块大量的现场勘探开发资料，查明该区3 号煤储层分布特征基础上，以煤层气的资源条件和产出条件为一级指标；煤厚、含气量、临储比、渗透率、流体势、含气饱和度、储层压力等为二级指标，利用灰色关联分析结合专家打分的方法确定了各指标权重[21]，建立了研究区潜力值评价体系。评价指标及相应权重见表3。
表3 柿庄南区块产气潜力指标及相应权重
Table 3 Gas production potential index and corresponding weight in south Shizhuang Block
指标 权重资源条件 0.60一级产出条件 0.40煤厚0.30二级含气量临储比渗透率流体势含气饱和度储层压力0.70 0.20 0.30 0.10 0.20 0.20
研究区3 号煤层各产气潜力指标参数值分布范围较大，煤厚分布在 3.2 ～8.8 m，含气量分布在3.88～23.28 m3/t，临储比分布在 0.06 ～0.99，渗透率分布在 0.002×10-3 ～1.303×10-3 μm2，流体势分布在225～1 066 m，含气饱和度分布在25%～99%，储层压力分布在1.06 ～10.09 MPa。 为了消除数量级误差，对柿庄南各产气潜力指标参数值进行归一化处理，即:
式中:X 为二级指标归一化结果；x 为煤层气井处的二级指标参数值；xmax、xmin分别为该指标参数值在柿庄南区块的最大值和最小值。
通过该方法对柿庄南800 余口煤层气井处的潜力值进行计算，采用克里金方法做出潜力值等值线图，并根据潜力值划分为4 类，即:Ⅰ类为高潜力区(潜力值＞0.5)、Ⅱ类为较高潜力区(0.5＞潜力值＞0.4)、Ⅲ类为中潜力区(0.4＞潜力值＞0.3)、Ⅳ类为低潜力区(潜力值＜0.3)，潜力分区结果及部分二次改造低产井井位如图6 所示。
图6 柿庄南区块3 号煤层产气潜力分区
Fig.6 Gas production potential zone of No.3 coal seam in south Shizhuang Block
4.2 现场应用实例
Ⅳ类潜力区因产气潜力有限，暂不实施增产改造措施。 在研究区Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类潜力区内筛选出20口不同类型低产井(井位如图6 中所示)，针对不同低产井提出了相应的改造措施，低产原因及二次改造技术措施见表4。
对上述20 口低产井增产措施实施前后的日产气量进行对比，如图7 所示，发现根据上述分析规律进行有针对性二次改造的20 口煤层气井中有18 口井二次改造后产气量得到不同程度提高，成功率达90%。 其中增产措施实施超过1 年的SZ-01—SZ-12 这12 口井，有一半的井日产气量提高超过300 m3。 剩余 6 口井日产气量增加不足 300 m3 的，认为:SZ-04、SZ-05、SZ-11 这 3 口井均受到较严重的钻井污染，二次压裂时没有进行酸化解污，造成增产有限。 SZ-06、SZ-08、SZ-09 这 3 口井在增产措施实施一年多的时间里产气量达到峰值后又衰减，可能是煤粉重新堵塞裂缝通道所致。
增产措施实施时间小于100 d 的SZ-13—SZ-20 等8 口井中有6 口井在100 内表现出明显的增产趋势，2 口井增产效果不明显，主要是时间相对较短，产气潜力没有完全体现出来；另外这2 口井软煤占比相对较高，二次压裂在煤层顶板补孔后在煤层段内未进行封堵，压裂液优先在软煤中运移使煤层顶板裂缝延伸受限，影响改造效果。
图7 柿庄南区块20 口井增产技术实施前后日产气量对比
Fig.7 Comparison of daily gas production of 20 wells in south Shizhuang Block before and after increasing measures
5 结 论
1)系统分析了煤储层地质资源条件、钻井污染、压裂施工工艺参数、排采工作制度等引起的煤层气井低产的原因。 认为含气量低、断层构造影响、围岩含水层对煤层补给量大是造成煤层气井低产的储层地质主因；钻井井径扩大率超过30%或污染后渗透率小于0.03×10-3 μm2后对煤层污染严重，容易造成低产。 当煤体结构以硬煤为主时，前置液未加降滤剂、前置液量少、施工排量小、加砂量过少、未解堵即开始压裂以及当煤体结构以软煤为主时，未解堵即开始压裂、施工工艺与煤层特性不匹配等是柿庄南区块压裂施工参数造成煤层气井低产的主要类型。 而泵挂深度较浅、排采过快应力敏感、频繁调整工作制度等是排采工作制度造成低产的主要原因。
2)针对不同的煤层气井低产原因，提出了针对性的技术对策。 钻井污染严重的井采用先注入一定的酸液解污，然后再进行水力压裂，再加酸液进一步解污的模式来增加煤储层的导流能力。 以硬煤为主的压裂施工参数不合理的井优化压裂参数并进行二次压裂；以软煤为主的压裂施工参数不合理的井顶板或底板存在泥质砂岩或砂质泥岩且围岩含水层对煤层补给量很少时，在顶板或底板补孔并进行二次压裂重新制造气体运移产出的通道。 排采工作制度不合理造成低产的井通过检泵、修井、调参、煤粉冲洗配合二次压裂的方法来提高煤层气体产出能力。
表4 柿庄南区块20 口低产井主控类型及增产技术措施
Table 4 Main control types and stimulation measure of 20 low production wells in south Shizhuang Block
井号污染后渗透率/10-3 μm2井径扩大率/%煤层段煤体结构压裂造成低产原因排采造成低产原因低产主控类型 技术措施SZ-01 0.455 7.78 硬煤为主 — 泵筒内堵塞 排采 检泵SZ-02 0.062 9.63 硬煤为主 前置液量少 — 压裂 二次压裂SZ-03 0.087 5.16 硬煤为主 — 压降过快/泵筒内堵塞 排采 检泵、调参SZ-04 0.121 34.78 软煤为主 施工工艺与煤层特性不匹配 — 钻井-压裂 二次压裂SZ-05 0.132 30.21 硬煤为主 未解堵即开始压裂 — 钻井-压裂 二次压裂SZ-06 0.191 26.03 硬煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 排采 二次压裂SZ-07 0.071 4.82 硬煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 排采 二次压裂SZ-08 0.051 15.1 硬煤为主 — 井筒附近煤层堵塞 排采 煤粉冲洗SZ-09 0.338 3.61 硬煤为主 加砂量过少 煤粉堵塞裂缝 压裂-排采 二次压裂SZ-10 0.050 30.4 硬煤为主 未解堵即开始压裂 — 钻井-压裂 二次压裂SZ-11 0.075 51.51 硬煤为主 — — 钻井 二次压裂SZ-12 0.120 15.83 硬煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 排采 二次压裂SZ-13 0.014 20.66 硬煤为主 — 泵筒内堵塞 排采 检泵、加深泵挂SZ-14 0.038 11.87 硬煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 排采 二次压裂SZ-15 0.376 27.23 硬煤为主 未解堵即开始压裂/前置液未加降滤失剂 — 钻井-压裂 二次压裂SZ-16 0.102 35.98 软煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 钻井-排采 顶板补孔二次压裂SZ-17 0.232 4.86 软煤为主 前置液量少 煤粉堵塞裂缝 压裂-排采 煤层顶部、顶板补孔二次压裂SZ-18 0.081 9.05 软煤为主 施工工艺与煤层特性不匹配 — 压裂 煤层顶部、顶板补孔二次压裂SZ-19 0.036 9.53 硬煤为主 — 煤粉堵塞裂缝 排采 二次压裂SZ-20 0.072 2.08 硬煤为主 — 泵筒内堵塞 排采 修井检泵、换筛管
3)储层地质条件的多变性、煤层对钻井/压裂/排采响应的差异性决定了低产原因可能不仅是一种因素导致的，今后需加强储层与工程技术匹配性的分析，以使增产效果更佳。
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