华北油田煤层气效益型评价开发纪实

华北油田煤层气效益型评价开发纪实

截至9月22日，华北油田马必—安泽西斜坡一口评价井经二次压裂后日产气最高达5000立方米，郑庄区块四口加密井目前日产均超过2600立方米，樊71平2、樊71平6两口新型L形水平井日产量最高超过5000立方米，吉煤4井日产量接近2500立方米。

　　在单井产量低、开发效益差、理论支撑欠缺、关键技术难突破等困难形势下，华北油田煤层气开发逆流勇进，评价上创新思维，技术上闯出新路，管理上转变思路，实现了煤层气提质增效多点开花，综合效益大幅提升。

　　深化研究 评价效益最大化

　　煤层气是煤的伴生矿产资源。作为一种边际资源，其投资大、风险高，开发难度不言而喻。而且煤层气井要达到商业价值，从评价到效益开发需经过5~8年时间。因此，在低油价下，优选效益价值高的区块就显得尤为重要。

　　然而，沁水南部优质煤层气资源大部分已基本探明，沁南西部斜坡虽然煤层埋藏较浅，但构造相对复杂，保存条件较差，部分评价井产水较高，而且早期于上个世纪九十年代完钻的探井也未取得预期效果。面对难题，研究人员锲而不舍，对区域煤层气富集高产特征进行深化研究，认为其中浅层仍具有良好的生气和产气条件，建议对马必—安泽西斜坡一口评价井实施二次压裂工程。

　　该口井首次压裂最高日产气不足500立方米，二次压裂后日产气最高达到5003立方米，而且已超过60天日产2000立方米以上。二次压裂的成功，显示了西斜坡带浅层良好的勘探评价和建产前景。

　　勘探开发研究院总地质师杨延辉告诉记者：“结合周围马必合作区的评价成效，有望在西部中浅层形成连片建产目标区，这将是一个效益储量区，将实现投资更少、产量更高的良好局面。”

　　技术攻关 单井效益节节高

　　单井是煤层气开发的最小单元，单井效益最大化也是煤层气开发效益最大化的基础。然而，因煤层气“低压、低渗、低饱和度”的特性，单井产量低成为煤层气开发面临的普遍问题。

　　郑庄区块的煤层气开发就面临着这样的问题。低效井多、产量差异大、产能到位率低，平均日产量仅为600立方米，而一脉之隔的樊庄产量达1000多立方米。为什么郑庄区块含气量普遍高于樊庄区块，而产量却相差甚远呢？研究人员经过分析发现，症结在于郑庄区块煤层埋藏深度加大，煤储层物性变差，开发方式及工艺的适应性差。

　　问题找到了，如何破解？研究人员从2014年就开始着手研究提高产量的多种技术手段，2015年借鉴常规油气井网加密提高采收率技术，提出在一个区域实施4口加密调整井。

　　通过在井位和开发层位设计、压裂地质及工程方案、排采方案的确定以及井场的选取上反复论证，并采取分压合采、造穴压裂等手段，目前实施的四口加密调整井日产均超2500立方米，其中2000立方米以上稳定生产已超3个月，最高时日产量达到3000立方米以上，是整个区块的四倍。单井效益产量大幅跃升，也为郑庄区块下一步开发建产优选和老区调整措施的制定提供了技术思路。

　　针对早期实施裸眼多分支水平井易垮塌、作业难、成本高等特点，研究人员设计出L形和鱼骨状两种简单水平井以及仿树形科学实验井来替代裸眼多分支水平井。其中简单水平井采用以筛管为主的多种完井方式，目前在沁水盆地南部共实施简单水平井25口，其中鱼骨状水平井8口，大部分井今年陆续投入生产，其中樊71平2、樊71平6两口L形水平井日产量最高超过5000立方米。

　　新型水平井不仅成为效益产量的有力保证，更为下一步井型和开发技术优化提供了科学探索试验。

　　科学排采 稳产增气添效益

　　煤层气的开发是一项非常复杂的系统工程，煤层气井打成了，不一定有较高含气量；含气量虽高，但压裂技术不成功，同样不产气；钻井、压裂工作成功，但如果排采制度不合理，完全可以把一口好井排成低效井。因此开发的每个环节都需要精心设计和精细管理。

　　其中排采作为煤层气开发的最后工程，可谓临门一脚，至关重要。那么优化排采技术，着力点在哪？研究人员告诉记者，就在精细管理上。两年来，研究人员不断总结和完善排采管理制度和方法，始终坚持“连续、渐变、稳定”的排采原则，针对重点井和评价井，专门下发排采设计方案，并由专人负责指导排采工作。

　　今年年初以来，沁水盆地南部郑庄区块加密井高产、樊庄L形水平井稳定上产，郑庄鱼骨状水平井也表现出良好的开发态势。特别是二连吉尔格朗图两口评价井，在总结前期排采经验的基础上，华北油田与廊坊分院紧密配合，共同协商制定压裂和排采管控方案，严格制定了流压降速和套压最高界限，摸索低煤阶煤层气排采管控技术。目前，这两口井均表现了良好的开发形势，吉煤3井日产量接近1000立方米，目前还保持着较高的流压和套压。这两口井的成功，为下一步在二连新区低阶煤扩大评价和建产提供了良好的资源和技术储备，为低阶煤效益开发增添了动力。