大埋深高應力低滲透煤層氣資源高效開發技術探索和實踐

穆志堅，劉升貴，孟　磊

(1.山西煤層氣有限責任公司，山西 晉城 048000；2.中國礦業大學(北京)力學與建筑工程學院，北京 100083)

沁水盆地是我國煤層氣勘探開發程度最為成熟的區域[1]，經過2004～2012年的規模化商業開發，沁水盆地煤層氣產量實現了3.0×109m3/a的突破，約占全國煤層氣年產量的80%。自2013年開始，隨著煤層氣資源長期高強度開采，淺層煤層氣儲量大幅下降，開發深度由淺于700 m的區域逐步延伸到900 m以深，但單井產氣量僅能達到設計產量的10%～20%[2]，正是儲層的大埋深、高應力和低滲透特性嚴重阻礙了深部煤層氣的商業化開發和利用。

針對深部煤層氣資源的勘探開發問題，國內外均開展了相應的研究和實踐：NELSON C.R.[3]認為21世紀初美國在皮森斯盆地實現了深部煤層氣與致密砂巖氣共采；申建等[4]針對深部煤層氣成藏條件特殊性及其臨界深度問題開展了相應的探討，初步構建了基于地應力、飽和含氣量、滲透率等深煤層界定指標體系；劉戀等[5]基于對深部煤層氣儲層樣本的微觀結構實驗研究，探討了深部煤層氣儲層的儲滲機理；葉建平[6]實施了深部煤層氣開發技術研究及裝備研制的工作；秦勇等[7]、劉升貴等[8]介紹了國內在沁水盆地、鄂爾多斯盆地深部煤層氣儲層試采工程情況。這些國內外相關的研究成果證明了賦存條件惡劣的深部煤層氣資源具有成功開發的可能性，但是目前仍然面臨著諸多的難題。

本文針對沁水鄭莊-里必區塊煤層氣儲層的大埋深、高應力、低滲透等特點，剖析直井、多分支水平井和L型水平井的開發效果及適應性，提出實施L型水平井連續油管分段壓裂開發工藝，考察和評價其開發效果，為解決深部煤層氣儲層的高效開發問題提供了新的思路和借鑒。

1　開發井型適應性分析

1.1　區塊內儲層特點

鄭莊-里必區塊面積50 km2，探明煤層氣儲量96.36億m3，主要發育煤層為山西組3號煤，厚度發育穩定，厚度5.3～6.1 m，含氣量11～24 m3/t，埋深500～1 150 m，開發主體埋深大部分超過700 m，原始滲透率0.1～0.4 mD。

區塊內3號煤層構造形態表現為南抬北傾的單斜構造，由于受擠壓作用，區內局部構造表現為南北高，中間低的“隆、洼”相間結構，另外發育有斷層和陷落柱，地層傾角多數在3～10°，斷層附近地層傾角較大。區域內地應力較高，且平面、垂向不均質，破裂壓力在20～30 MPa，閉合壓力為11～15 MPa，測井解釋破裂壓力梯度2～2.3 MPa/hm。

開發區域煤層呈現大埋深、低滲透、高應力等特點，且地應力平面、垂向具有非均質性，極大增加了煤層氣開發的難度。

1.2　前期開發情況

前期在區塊內煤層發育好、埋深適中、煤層氣富集、氣含量高的區域，布置了20口煤層氣開發試驗井。試驗井采用了垂直井和活性水加石英砂壓裂工藝，受地形限制，20口生產試驗井施工的實際井間距為185～405 m。其中有13口產氣井，產氣量約為7 600 m3/d，僅有3口井產氣量超過1 000 m3/d，且產氣量衰減速度較快。

鑒于前期20口實驗井未能完全形成協同降壓，且部分井在斷層或者陷落柱附近，因此追加實施了16口定向井，每個井場最少布置了2口井，同樣實施了活性水加石英砂壓裂。2015年5月16口井先后投產，當前總產氣量約為9 200 m3/d，單井產氣量1 000 m3/d以上僅2口井。

總的來看，所實施的直井和定向井產氣效果不理想，壓裂改造效果較差，單井最高產氣量約為2 800 m3/d，且僅有14%的產氣井單井產氣量超過1 000 m3/d，見圖1。

另外，在區塊東部有利位置試驗了兩種類型的水平井，包括主支下PE管的多分支水平井，以及下鋼套管分段壓裂的L型水平井。

多分支水平井的施工需要煤層穩定、各分支合理展布，方能夠實現一定的控制面積，形成整體的協同降壓區域才能實現高產、穩產。試驗井組設計進尺4 500 m，實際煤層進尺2 629 m，導致產量不能達到設計預期，井組最高產量5 267 m3/d，當前產量約為2 569 m3/d，見圖1。

L型水平井控制面積大，且實施了增產改造，顯著改善了儲層的滲流條件，形成了近井筒縫網系統，強化了儲層和井筒之間的溝通通道，在沁水盆地埋深大于950 m的深部儲層，實現了單井最高產量25 000 m3/d，穩產氣量15 000 m3/d，見圖1。

圖1　不同井型產氣量

1.3　井型適應性分析

延伸至深部區域之后，儲層不僅面臨著高地應力作用下滲透率嚴重惡化的問題，還面臨著高儲層壓力和高地溫耦合作用的挑戰[9]，這些都會引起儲層力學性質和含氣狀態的變化，進而影響深部儲層的含氣系統和煤層氣開采的可行性。基于對前期試驗井產氣效果的分析發現，井型的選擇和適應性尤為重要。

對于實施的直井和定向井來講，壓裂改造效果較差，協同降壓不明顯，隨著埋深的增加，儲層改造時破裂壓力大幅度增加[10]，儲層傷害較大，導致整體開發不理想，平均單井產氣量低于500 m3/d，且呈現快速衰減的趨勢。

多分支水平井組平均產量較直井有明顯的提升，達到2 569 m3/d，但鉆井周期長、單井投資大，并且受區塊內地應力差異影響顯著，水平分支鉆進困難，難以實現設計進尺和控制面積的有效覆蓋，產能受限。

僅靠水平井無法消除高地應力的非均質性，因此必須進行儲層改造，實施差異化壓裂，克服地應力的各向異性，形成近井筒壓裂縫網系統，實現應力重構，強化水平井筒和縫網系統的有效連通。所實施的L型水平井鉆井和壓裂過程比較順利，說明這種井型能夠適應鄭莊-里必區塊的地質和資源條件，具有良好的產能表現。另外，L型水平井的平均解吸壓力約為4.0 MPa，高于直井的 2.69 MPa和多分支井的3.58 MPa，更有利于煤層氣的解吸。

理論分析和實踐效果證明，區塊內埋深大于700 m的煤層氣儲層采用L型水平井分段壓裂工藝能夠獲得較好的產氣效果。

2　L型水平井連續油管分段壓裂開發技術

L型水平井是最大井斜角保持在90°左右，并在目的層中維持一定長度水平井段的特殊定向井。L型水平井具有以下優勢：①隨著埋深的增加，投資增加幅度比直井小；②優化設計的水平段可以穿越較多的天然裂隙系統；③水平井降壓面積大，水平段可進行多段造穴，有利于應力釋放和減少壓裂對儲層造成的傷害；④下套管或篩管后，后期可維護、可作業和進行增產措施。

2.1　布置原則

1) 部署應避開大的構造、陷落柱、傾角急變帶等地質復雜地帶。

2) 選擇在資源豐度大于1.1×108m3/km2、含氣量大于20 m3/t的位置部署。

3) 沿地質構造單元全方位布井，最大化利用資源及實現整體連動壓降，擴大動用區資源利用率和最大化釋放產能。

4) L型水平井的井眼軌跡應垂直于最大主應力方向，這樣有利于穿越更多的天然裂隙，提高壓裂效果。

2.2　井身結構

L型水平井采用三開井身結構，見圖2。一開用374.60 mm鉆頭鉆進60 m左右(按照鉆入基巖25 m設計一開井深)，273.05 mm套管下深60 m，坐入硬基巖10～20 m，具體下深根據實際井位確定，固井水泥返至地面。二開采用241.3 mm鉆頭鉆至煤層內1～2 m(垂深)，完鉆后下入193.7 mm套管，固井水泥上返至造斜點以淺50 m以上。三開用171.40 mm鉆頭，保持在3號煤層中鉆進，煤層進尺不小于800 m，完鉆后下入139.70 mm套管，不固井。

圖2　L型水平井井身結構圖

完井后，全井有效總進尺2 080 m，水平段有效煤層總進尺870 m，煤層鉆遇率大于88.51%。

2.3　儲層改造

水平井分段壓裂技術是伴隨著頁巖氣、致密氣、致密油等非常規油氣的開發而發展起來的一項工程技術。

水平井分段壓裂已經成為低滲煤層氣儲層開發的重要途徑，用以解除在鉆井、固井、完井過程中對儲層的傷害，克服低滲儲層的各向異性，構建近井筒壓裂縫網系統，實現應力重構，強化水平井筒和縫網系統的有效聯通，進而改善煤層氣的滲流條件，使儲層形成更完善的天然裂縫、割理節理及人工裂縫網格系統，更有效地增加井筒與煤儲層之間的溝通，使煤層氣生產壓降漏斗進一步擴大并延伸，提高煤層氣單井產量。根據區塊內積累的開發經驗和數值模擬，確定了以下參數。

1) 壓裂方式。依據水平段內煤體結構、應力差異，進行定點差異化改造，達到精確識別各段儲藏特征、差異化各段施工參數及規模的目的。采用連續油管拖動式連續壓裂、水力噴砂射孔、環空壓裂，活性水做壓裂液，天然石英砂做支撐劑。

2) 壓裂選點原則。①點間距80～100 m；②若存在夾矸且厚度大于1.5 m，且小于4 m，選點可在夾矸層，利于裂縫支撐并可避免其成為隔層；③若煤層展布、物性連續，則等距離布壓裂點。

3) 壓裂規模。液體500～700 m3/段，支撐劑30～50 m3/段，施工排量4～6 m3/min。

現場實現了連續油管拖動壓裂的高效、快速施工，單段壓裂2.5～3.5 h，轉層時間低于0.5 h，帶壓起下不限次連續壓裂，壓后井筒全通徑，可直接投入生產，單井加砂量550～600 t，入井液量7 000～9 000 m3。

現場施工完成后，基于施工參數，利用模擬軟件評估了壓裂效果，壓裂裂縫半長控制在150 m左右，支撐裂縫半長控制在80 m左右。目前已投產的L型水平井全部獲得高產、穩產。

3　應用效果分析

3.1　排采設備

L型水平井井斜大，泵掛位置>80°，全角變化率連續多點>12 °/30 m，且由于無口袋沉淀，對排采泵的容砂排砂能力要求高。因此，引入排砂排煤粉采氣裝置和智能排采控制系統，以實現排水量0～60 m3/d條件下的精細化管控調節。

3.2　排采制度

通過選用合理的舉升工藝，依托智能化管控設備，實現精細化管控，并且以井底流壓管控為核心，擴大泄壓面積，改善滲流通道，最大化釋放產能。

因此把整個排采管控過程分為5個階段：①系統磨合階段，通過試運行，掌握設備性能和地層供液能力，積累基礎數據；②排水降壓階段，連續快速地將壓裂液排出，避免排液速度大起大落引起儲層激蕩；③穩壓階段，穩定井底流壓，持續排液擴大解吸面積；④降壓階段，通過擴大生產壓差，提高煤層氣井的產能；⑤穩產階段，穩定合理產能，盡可能提高單井的采收率。

生產過程中要嚴格遵守排采制度，保持壓降呈線性下降趨勢，發生排采中斷后，要快速恢復至中斷前水平。

3.3　排采效果分析

以鄭5P-01L井為例，排采生產曲線見圖3，其中在2017年2月7日至2月12日和2017年4月28日至5月2日期間，實施的射流泵混合液出口結垢處理作業導致了排采生產出現了兩次中斷，在曲線上顯示為產氣量等相關數據缺失。2016年9月16日鄭5P-01L井投產，開抽時井底流壓8.756 MPa，投產排采64 d后見套壓，解吸壓力4.48 MPa，臨儲比0.51。最高日產氣量達到17 372 m3，穩產后日產氣量14 000 m3左右，日產水量0.2 m3，截至2017年8月20日累計產氣量256.27萬m3，累計產水量1 498.8 m3。投產以來，保持連續性生產，目前井底流壓為0.808 MPa，地層供氣量充足，產量具有提升空間，具備穩產能力。

截止到目前，區塊內所開發的L型水平井單井最高產量25 000 m3/d，單井持續穩產8 000～20 000 m3/d，遠超周邊和同區域內平均單井產量不足500 m3/d的直井，創造了大埋深、高應力、低滲透儲層條件下的單井產氣量記錄，為解決深部煤層氣儲層的高效開發問題提供了新的思路和借鑒。

圖3鄭5P-01L井排采曲線

4　結　論

1) 針對鄭莊-里必區塊煤層氣儲層的大埋深、高應力、低滲透等特點，剖析了直井、多分支水平井和L型水平井的開發效果及適應性，確定在區塊內埋深大于700 m的儲層中，L型水平井分段壓裂工藝能夠獲得較好的產氣效果。

2) 在鄭莊-里必區塊內，實現了深部煤層氣單井最高日產量25 000 m3，單井持續穩產8 000～20 000 m3/d，單井平均產量比直井常規開發技術提高了十幾倍。

3) 受深部地應力差異性的影響，多分支水平井的水平分支鉆進困難，難以實現設計進尺和控制面積的有效覆蓋，產能受限。

4) 依托排砂排煤粉采氣裝置和智能化管控設備，實現了煤層氣的精細化排采，并且以井底流壓管控為核心，擴大泄壓面積，改善滲流通道，最大化釋放產能。