0 引 言
我国高煤阶煤层气占煤层气资源总量的1/3，普遍存在平均单井产量低、开发效益差的问题。国内已经成熟开发了类似条件的沁水盆地樊庄区块整体处于稳定产气阶段，但仍存在近1/3的低效区；后续开发的煤储层更为复杂的郑庄区块，低效区的范围更大，近2/3开发井属于低产井。国内其他主要开发煤层气的开发区块也存在类似的问题[1-3]，许多学者对高煤阶煤煤层气低效区的增产技术开展了研究，赵武鹏等[4]提出了在低效井实施微生物解堵改造措施，虽然对低效井增产具有一定的效果，但由于该技术对地层条件要求高，且实施后日增气量较小，经济效益差等问题，不具备大规模实施的条件；张建国等[5]提出了针对低产老井实施二次水力压裂改造措施，但从现场实施效果来看，受煤岩特性和一次压裂的影响，二次压裂井改造范围有限，并未实现裂隙的大范围沟通，有效期短，累积增量较小，不能根本解决低产老井盘活的问题。因此，如何改善低效区煤层气井的开发效果，盘活低效区成为制约高阶煤煤层气开发的关键问题。
笔者以沁水盆地郑庄区块为研究对象，对改善高阶煤煤层气低效区开发效果的技术进行了研究。郑庄区块位于沁水盆地东南晋城斜坡带寺头大断层下降盘，行政区划隶属山西省晋城市沁水县和阳城县。该区块目前主要开采煤层为3号煤，厚度为5.0～7.0 m，含气量为20.8～28.5 m3/t，含气饱和度大于90%，属于高煤阶煤层气田，但该区具有低压、低渗、非均质性强的特征，开采难度较大。目前低产井比例较高，日产气量小于200 m3的井高达193口，区块采出程度仅为5%，开发调整的潜力大[6-7]。
笔者在前人研究成果的基础上，综合应用动态分析和数值模拟技术，对郑庄区块的单井有效动用储量进行了研究，针对该区井距偏大，直井卸压范围小，实际有效动用储量低，不能实现井间协同降压导致产量低等问题，摸索低产井盘活对策，根据兰格缪尔曲线基本原理，创新地提出了水平井和直井耦合降压增产技术，并对该项技术的应用原则和布井条件进行了分析，在现场实施中取得了较好的增产效果，据不同区域单井增产效果的差异性，进一步对影响耦合降压效果的因素进行了深入分析，为郑庄区块整体水平井耦合降压盘活提供了很好的借鉴。
1 有效动用储量分析
郑庄区块储层物性较差，根据郑试14井等14口井注入/压降法测试结果，主力产气层3号煤层原始渗透率为(0.01～0.15)×10-3 μm2，平均仅为0.05×10-3 μm2，属于特低渗储层。该区在建产的过程中，主要借用樊庄区块的井网井距，采用“平推式”开发布井，直井井网主要采用300 m井距三角型井网，卸压范围小，开发效果较差。
据该区实际储层物性参数建立数值模拟模型，对该区合理井距进行了研究(图1)。数值模拟计算结果显示，采用300 m井距开发，投产15年的解吸半径为80～100 m，泄气范围有限，单井稳产气量为800 m3/d，15年累积产气量为280×104 m3，采出程度仅为19%(图2)；当采用150 m井距开发时，随着生产时间长，井间实现协同降压，单井实际有效动用储量增加，单井稳产气量为1 000 m3/d，15年累积产气量为300×104 m3，采出程度高达71%，地质储量的利用率远高于300 m井距开发(表1)。
图1 300 m和150 m井距投产15年解吸范围
Fig.1 Desorption range chart for 15 years from 300 m &150 m well spacing
图2 井距150 m和300 m日产气对比
Fig.2 Comparison of daily gas production from well space of 150 m and 300 m
表1 150 m和300 m井距生产效果对比
Table 1 Production effect comparison of well spacing 150 m and 300 m
井距/m平均单井控制储量/104 m3稳定日产气量/(m3·d-1)15年累积产气量/104m315年采出程度/%150 4241 000300713001 492 80028019
根据朗格缪尔曲线原理，解吸叠合程度越高，单位压降下煤层气解吸气量越大，产量越高，采出程度越高。因此，对于郑庄这种特低渗区块，采用小井距开发，有利于尽快形成面积降压，提高整体采气速度和采出程度[8-10]。另外，通过动态分析的方法对该区井距进行论证，郑庄区块于2015年在1个井组实施了4口加密井，通过对加密井的分析认为，在周围老井投产4年后，在100 m处的加密井地层压力仍然保持在原始储层压力水平，为6.5 MPa，4口加密井的解吸时间为74～124 d，与原井网老井基本相当，即原井网投产4年后仍没有达到整体降压的效果，因此，不利于提高单井产气量和累积产气量，实际有效动用储量低。
2 水平井和直井耦合降压增产技术
2.1 模型机理
煤层气水平井依靠其主、分支将煤层中的裂缝系统有效沟通，使渗流通道呈网状分布，突破了煤层非均质的局限性，从而增加了煤层气的解吸范围[11-12]。由于郑庄区块储层渗透率低，早期井网井距偏大，原井网难以形成面积协同降压，而利用直井对原井网进行加密，存在泄压范围有限，盘活井数少等问题[13-15]。综合考虑水平井开发煤层气的优势[16-18]，本次研究创新地提出了在直井井组内部署水平井，实现水平井和直井井组协同耦合降压，整体盘活低效区的技术思路，在此基础上提出了水平井耦合降压盘活直井技术，建立了该项技术的概念模型(图3)。利用该项技术，在缩小井距的同时，可以实现分支井眼与直井压裂裂缝的相互交错串接，使煤储层裂隙间畅通，提高裂隙的导流能力，实现水平井和直井井间耦合降压，提高区域储量动用程度。
图3 水平井盘活直井示意
Fig.3 Revitalized horizontal well with vertical wells
为了研究该项技术在郑庄区块的地质适用性，进一步明确水平井的布井原则，根据该区实际煤储层物性参数建立了水平井耦合降压盘活直井数值模拟机理模型。结合水平段方位与区域主应力方位的关系[19-21]，分别建立了2种水平井耦合模型，即水平井主支方向与直井裂缝方向垂直、水平井方向与直井裂缝方向平行。
通过数值模拟研究认为，加密水平井水平段方位与直井主裂缝方位的匹配关系尤为重要。当水平段方位与直井裂缝方位呈垂直布井时，15年后水平井的单井累积产气量可以达到2 650×104 m3，直井的平均单井累积产气量为292×104 m3；当水平段方位与直井裂缝方位呈平行布井时，15年后水平井的单井累积产量为2 330×104 m3，直井的平均单井累积产量为241×104 m3。可以看出，垂直直井裂缝方向部署水平井的耦合降压增产效果远好于平行于直井裂缝方向(图4)。
图4 2种不同布井方式水平井、直井单井累积产量
Fig.4 Cumulative production per horizontal well and vertical well under two different well patterns
分析原因为水平段主、分支方位与直井主裂缝方位呈垂直相交或斜交的区域，水平段沟通直井裂缝，形成有效缝网，实现井间协同降压，水平井和直井的产量均较高( 图5)。
图5 水平井方向与直井裂缝方向
Fig.5 Relationships between horizontal well direction and vertical well fracture direction
水平段主、分支与直井距离对直井的耦合见效程度影响较大，见效直井的距离主要取决于煤储层物性。根据对郑庄区块建立的机理模型计算结果显示，见效的直井主要位于耦合降压水平井主支或分支50～100 m范围内。因此，根据以上数值模拟机理研究的结果，综合考虑经济效益最大化原则和水平井应用条件限制，该项技术在郑庄区块应用，应该遵循以下选区原则和水平井布井原则：
1)选区原则：①资源基础好：含气量不低于20 m3/t；②地质构造简单：以单斜构造为主，且地层倾角小于5°，煤体结构以原生-碎裂结构为主；③周围直井低效低产：目前产量小于600 m3/d。
2)水平井布井原则：①水平段方位与直井压裂主裂缝方向呈垂交或斜交，有利于沟通裂缝，协同降压；②主支或分支与直井井距尽量小于或等于50 m。
2.2 现场实施方案
根据以上选区原则和水平井布井原则，2016年在郑庄区块优选了2个井组进行实施，共部署了4口水平井和直井进行耦合降压，增产效果显著。
1)4口加密水平井：目前(2018年12月)日产气1.93×104 m3，单井平均日产气量4 849 m3，平均流压0.45 MPa，产气量稳定，4口井累积产气量1 284×104 m3(图6、图7)。
图6 Z平1井组生产曲线
Fig.6 Production curves of Well Group Z-P-1
图7 S平1井组生产曲线
Fig.7 Production curves of Well Group S-P-1
2)周围直井：2个井组的水平井周围的直井共有8口井出现了产量上升的趋势。其中Z平1井组有6口井见效(图8)，水平井耦合加密后单井日产气量增加199～1 011 m3，平均单井日增气量435 m3，井组日增气量2 611 m3；S平1井组有2口井见效(图9)，水平井耦合加密后单井日产气量增加474～1 329 m3，平均单井日增气量902 m3，井组日增气量1 803 m3。
图8 Z平1井组见效直井曲线
Fig.8 Curves of effective vertical Well Group Z-P-1
图9 S平1井组见效直井曲线
Fig.9 Curves of effective vertical Well Group S-P-1
2.3 现场实施效果评价
虽然2个井组的水平井加密协同降压都见到了较好的效果，但也存在一定的差异，通过分析认为，影响加密效果的原因主要有以下2点。
1)采出程度的差异。2个井组相比，Z平1井组水平井产量和直井见效率相对较好。采出程度的差异是造成井组之间差异的重要影响因素。S平1井组储层物性好，且该井组井距为230～280 m，比Z平1井组井距(280～300 m)小，周围直井采出程度相对较高(11%)，根据S平1和S平2生产动态分析，投产初期的地层压力只有2.2～3.1 MPa，压力保持水平仅39%～56%。而Z平1井组采出程度低(6%)，压力保持水平为60%～68%(图10、图11)。采出程度的差异导致2个井组加密后水平井的产量及周围直井的产量存在差异，采出程度低的区域，压力保持水平相对较高，储层的地质储量动用程度低，加密后效果较好。
图10 水平井地层压力柱状
Fig.10 Pressure and holding level of horizontal well
2)水平段方位。Z平1井组Z1井距离水平井分支46 m，Z2井距离水平井分支44 m，但Z1井见效而Z2井未见效。主要原因为Z1井压裂裂缝与水平井分支呈斜交，水平井分支沟通了裂缝，实现协同降压，见效较好，而Z2井裂缝方向与水平井分支方向平行，没有实现裂缝沟通，没有见到效果(图11、图12)。
图11 Z1井生产曲线
Fig.11 Production curves of Well Z1
图12 Z2井生产曲线
Fig.12 Production curves of Well Z2
这2口井的效果差异也进一步验证了数模关于水平段方位与直井压裂裂缝匹配关系对耦合降压效果影响的结论，所以在进行水平井井位部署时，应该充分考虑水平井主支及分支方位，尽量实现主裂缝方向与分支垂交或斜交的直井的最大化，提高水平井和直井产量。
3 结论与建议
1)高阶煤煤层气开发低产低效区的普遍存在，已成为制约我国煤层气产业发展的主要瓶颈之一，以山西沁水盆地郑庄区块的开发为例，对合理的开发技术政策进行了研究，认为原井网井距偏大，单井实际动用储量低，不能实现井间协同降压，导致部分区域单井产量低，稳产期短，开发效果差。
2)利用水平井开发煤层气技术优势，创新提出了水平井耦合降压盘活直井技术。在直井井网内部署水平井，通过分支井与直井压裂裂缝的相互交错串接，使煤层裂隙间畅通，极大提高裂隙导流能力，实现水平井和直井井间耦合降压，有效盘活低效区。
3)该项技术在郑庄区块进行现场试验，取得了较好的增产效果，4口加密水平井平均单井日产气量4 849 m3/d，产气稳定，盘活邻井平均单井日增气量580 m3/d，有效提高了区域的储量动用程度和采出程度。该项技术的成功应用，证明了其在高阶煤低产低效区的地质适应性和理论可靠性，可在高煤阶煤层气低效区块进一步推广，整体盘活低效老井。
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