我國煤層氣井增產技術及問題探討

安 峰，吳明棟，吳海明，雷東記

(1.中石化中原石油工程有限公司 井下特種作業公司， 河南 濮陽市 457000；2.河北華北石油天成實業集團有限公司， 河北 任丘市 062550；3.河南理工大學， 河南 焦作市 454000)

煤層氣是我國非常規天然氣的重要組成部分，對其進行勘探開發事關我國能源轉型、煤礦安全和環境保護三重戰略效益。然而，我國煤儲層滲透率與美國和加拿大相比低1～2個數量級，煤層地質條件較為復雜，煤層氣井產量普遍較低，導致經濟效益欠佳，投資風險較大[1]。近年來，我國煤層氣年度勘探投入資金強度逐年下滑，加之頁巖氣的沖擊，煤層氣產業發展舉步維艱。但我國煤層氣資源儲量巨大，若以此現狀發展下去實為可惜。實際上，阻礙我國煤層氣產業發展的原因，除煤層地質條件外，主要原因在于缺乏適合我國煤儲層的有效增產技術[2-4]。為此，有必要深入分析我國煤層氣井現有增產技術及存在問題，為煤層氣井增產技術的發展提供建議和思考。

1 煤層氣井增產技術現狀

煤儲層滲透率低是制約我國煤層氣高效開發的主要地質因素，若不實施有效的增產措施，幾乎沒有開采價值。增產技術就是要借助技術手段，通過改變煤儲層的滲透性，進而增加煤儲層的導流能力和范圍，目的是誘導距離井筒更遠處的煤層氣在地層能量（濃度差、壓力差）的驅使下由高勢能區向低勢能區連續運移。從能量平衡角度來看，煤層氣開發就是打破地層中原始流體壓力系統中的能量平衡而追求新的動態能量平衡的過程。而地層流體能量動態平衡的范圍主要取決于煤層的滲透性，較低的滲透率往往導致壓降漏斗波及的范圍較小，煤層卸壓范圍有限，即能量動態平衡范圍較小，進而導致煤層氣井僅能采出井筒周圍近距離的煤層氣，僅在開采初期有一定的氣產量，而后氣產量迅速降低。

煤層氣井增產技術主要有3種：水力壓裂、多元氣體驅替和多分支水平井技術。除此之外，還有裸眼洞穴完井技術、高能氣體壓裂技術、復合射孔壓裂技術、大功率脈沖技術等，但這些技術并非我國煤層開發的主流技術?；谖覈簩拥刭|條件的復雜性及上述技術本身的成熟性和適應性所限，尚未取得顯著效果和大面積推廣應用。水力壓裂是目前我國煤層氣井增產的主體技術；多元氣體驅替技術因技術、經濟等原因目前仍處于試驗探索階段，在我國還沒有得到商業化應用；多分支水平井因其單井產量高、采收率高、生產周期短等特點在低滲透、高硬度、煤層厚度穩定且適中、構造簡單的地區取得了良好的開采效果。在整體上我國的多分支水平井鉆井數逐年攀升，將是未來增產的主要技術手段。

2 煤層氣井主要增產技術問題及思考

2.1 水力壓裂技術

煤層氣井水力壓裂增產的主要機理為：通過地面設備，將壓裂液在大排量高壓條件下注入煤層氣井中，當壓力超過煤層抗壓強度后，煤層裂縫張開并開始延伸，在煤層中形成主裂縫和大量的次生裂縫和裂隙，溝通煤層原生裂隙，增加煤層滲透率。

水力壓裂的重點是根據煤層地質條件選擇適宜的壓裂液[5]，壓裂液的選擇主要考慮兩個方面，一是壓裂液的造縫能力和支撐劑攜帶能力，造縫能力主要在于壓裂液的粘彈性能優劣，支撐劑攜帶能力直接影響有效支撐裂縫的范圍。二是壓裂液對煤儲層的傷害程度，壓裂過程中必然伴隨壓裂液的濾失，及不能完全返排的客觀事實，這就會導致部分壓裂液被吸附而堵塞煤體孔裂隙，導致煤層滲透率下降，因此水力壓裂技術壓裂液是關鍵所在。

常見的壓裂液主要有活性水壓裂液、清潔壓裂液、凍膠壓裂液、線性膠壓裂液、泡沫壓裂液、清水壓裂液等，這些壓裂液都具有明顯的優缺點和儲層適應性。如活性水壓裂液具有配制簡單、污染小、價格低廉、防膨性能好等優點，但存在攜砂能力差，裂縫短，濾失量大等缺點；再如凍膠、線性膠壓裂液具有造縫和攜砂能力強，儲層傷害小等明顯優勢，但存在破膠和返排困難的劣勢；又如泡沫壓裂液具有攜砂能力強、易返排等優點，但存在穩定性泡沫制備困難、成本高的不足。針對我國不同煤層地質條件，開發適宜的壓裂液是發展水力壓裂技術的關鍵瓶頸。

國外大多數煤層氣井依靠水力壓裂技術能夠獲得可觀的產氣量，效果顯著，同樣的技術用在我國煤層氣井增產改造，效果卻相差甚遠。一方面歸因于煤級、滲透率、地質條件的差異性致使直接套用國外技術造成的水土不服；另一方面應歸因于壓裂液的性能。前期我國用于水力壓裂的壓裂液主要是活性水和清潔壓裂液，因煤儲層滲透性較低，裂縫開啟速度和規模必然受限，勢必造成在此兩種本來攜砂能力就較弱的壓裂液條件下，砂子大量堆積在井筒附近，不僅影響了造縫長度，還導致支撐劑不能被及時送至新形成的裂縫前端，而喪失有效支撐，加之濾失量較大對儲層的強烈傷害，壓裂效果自然不夠理想。

鑒于美國在圣胡安盆地開展的 N2和CO2泡沫壓裂技術的成功，以及泡沫壓裂液攜砂和造縫能力強、濾失量小、返排率高，儲層污染小，以及可增加煤儲層流體能量等優勢，我國嘗試引進國外泡沫壓裂技術并開展了工程實踐，但因泡沫穩定性和設備等技術，以及高昂的成本所限制，至今尚未大面積推廣應用，有關泡沫壓裂液的性能及煤層地質條件下的造縫機理、影響因素及適應性尚待深入探討，研究配比出特定地層條件下具有良好穩定性和壓裂效果的泡沫壓裂液，是該技術進一步發展的關鍵。

2.2 多元氣體驅替技術

多元氣體驅替技術又稱注氣增產技術，最初主要用于石油和天然氣的開采，以提高其采出率。氣體驅替煤層氣技術是向煤儲層注入N2或CO2氣體來增加地層流體能量，改變壓力傳導特性，增加煤層氣擴散速率，從而達到提高煤層氣井產量和采收率的目的[6]。

煤層氣井排采過程中，隨著儲層壓力的降低，供給儲層中流體流向井筒所需要的能量會逐漸減少，經穩定生產階段后產氣量開始逐漸下降。若儲層為富水性，產水階段會延長，產水量增加，煤層氣產出時間會嚴重滯后。通過向煤儲層中注入大量氣體，可以起到提高煤儲層氣體壓力的作用，即增加儲層壓力，有助于改善流體滲流速度，可為煤層氣產出過程提供地層能量，克服因流體壓力不足而導致產能下降過快的缺陷，能夠使煤儲層中的流體壓力梯度保持在一個較高的穩定水平。

根據注入氣體成分的不同，可分為注入CO2增產、注入 N2增產或二者按照一定比例聯合注入增產等方式。注入 CO2增產的原理包括“置換”和“驅動”兩方面，“置換”原理在于煤對不同成分氣體的吸附能力存在差異性，具體而言，煤吸附CO2的能力大約是CH4的2倍，因此大量高壓CO2氣體注入煤層后，會與吸附能力較弱的CH4形成競爭吸附，占據煤孔隙中的CH4吸附位，并將其置換出來，進而增加CH4的解吸率，提高CH4采收率?！膀寗印痹碓谟谧⑷氲腃O2氣體會降低CH4在煤中的吸附分壓，加快CH4的解吸速率，待CH4解吸后，CO2便牢牢的占據了煤中的孔裂隙，即被存儲起來。

注入N2增產的機制與CO2驅替不同。由于煤對CH4的吸附能力是N2的2倍，故不能以競爭吸附的方式來實現置換 CH4。主要是靠大量 N2的注入降低CH4的吸附分壓，為儲層提供能力，使儲層能夠維持比較高的壓力梯度。也正是基于此，實際生產過程中，N2會隨CH4一起經煤體內部孔裂隙結構后流入抽采井。

目前注氣增產技術在世界范圍內尚未得到商業化應用，仍處于試驗階段。前有美國、加拿大等國家開展過先導性試驗，在注入CO2增產方面，美國于2001年在全球首次開展了煤層氣井CO2驅替現場試驗，煤層氣采收率高達95%，但后來發現，CO2注入后，煤層滲透率降低了近2個數量級。我國于2004年在沁水盆地南部柿莊區塊，對TL-003井3號煤層進行了注入CO2增產微型先導性實驗，煤層氣產出量和采收率有所提高[7-8]。

在注入N2增產方面，加拿大于1998年開始在阿爾伯達省的Fenn-Big Valley地區的Mannville煤層中采用注入N2和CO2混合氣體的方式共完成了4口煤層氣井的微型先導性試驗[9]。試驗發現在其中一口注入 CO2的煤層井中，煤層滲透率從最初的3.56 md降到了0.98 md；隨后在該井中又注入煙道氣（87%N2，13%CO2）大約110 t，絕對滲透率從0.98 md分別增加到近井區的23.7 md和遠井區的8.3 md。在另一口井中先后注入100% N210 t和煙道氣（53%N2，47%CO2）120 t，結果煤層絕對滲透率從1.18 md增加到18.8 md。整個試驗表明，注入純 CO2會使煤層的滲透率大幅降低，相反，注N2可以使煤層的滲透率增加，對于混合氣體的注入，存在一個最佳的注入氣成分比（CO2/N2）。

因注入單純CO2會導致煤基質膨脹，降低煤儲層滲透率，故僅靠注入CO2來提高煤層氣采收率的效果是有限的，甚至可能適得其反。就我國煤儲層而言，若僅依靠CO2的驅替效應來提高煤層氣采收率，而不考慮提高CO2注入壓力，借助CO2在煤層中形成新的裂隙來彌補因煤體大量吸附CO2而引起的煤基質膨脹對滲透率的負效應，在工程試驗的后期CO2的注入將越發困難，從而導致工程的失敗。另外，若單純注入CO2提高煤層氣井采收率，對于構造煤發育的區域，會增加煤炭開采過程中CO2突出的危險性。單純注入 N2雖然有利于提高煤儲層滲透率，但因煤對 N2的吸附能力較弱，抽采過程中會伴隨大量 N2同時采出，會導致煤層氣純度降低，而且后期還需要將N2分離出來才能加以利用。

國內外學者開展了不同比例N2和CO2混合氣體的注入增產實驗[10-14]，發現 N2和 CO2的混合氣注入兼具CO2的競爭吸附和N2的增滲和減災效果。對于我國低滲可采的原生結構煤儲層而言，可能是一種有效的驅替增產措施，研究煤與多元氣體之間的相互作用關系及尋求不同氣藏條件下對儲層滲透率傷害小又能最大化煤層氣產出率的最佳注入氣成分比（CO2/ N2）是目前多元氣體驅替技術的關鍵問題。

2.3 多分支水平井技術

多分支水平井又稱為羽狀水平井，是在常規水平井和分支井的基礎上發展起來的集鉆井、完井及增產措施為一體的煤層改造技術。該技術由美國CDX國際公司研發，目前這一技術開采的煤層氣總產量占美國的10%，日產氣量占美國的6%[15]。我國第一口煤層氣多分支水平井，由奧瑞安國際能源公司于2004年11月完成，煤層中水平井眼總長度7687 m，共13個分支，煤層氣穩定產量達到2萬m3/d。而常規煤層氣直井穩定最高產氣量在1000～2000 m3/d，絕大多數井日產氣只有幾百立方米。

在鉆井方面，最佳水平井眼方向的確定往往比較困難，實踐證明水平井與最大滲透率方向的夾角越大，水平井產能指數越大，所以水平井眼應垂直于綜合滲透率方向，故井眼軌跡的精確控制非常關鍵。在分支井方面，在特定的煤層地質條件下，應該存在一個最優的分支間距、分支點位置、分支與主井眼夾角、分支長度與數量等參數，既能保證較大的控制面積，又能保證分支間的互相影響，而綜合評價多分支水平井的開發效果，同時設計分支井的最佳方案，就需要借助數學模型和數值模擬技術，因此必須加強多分支水平井增產的機理和產量預測模型的建立和模擬技術研究，然后通過數學建模和數值模擬技術分析特定地質條件下的最優設計，分析影響產能的因素。井壁穩定技術是多分支水平井能否成功的又一關鍵因素，井身結構設計的完美性、鉆井液的合理控制以及穩定井眼技術是解決井壁穩定問題的關鍵所在。

3 結 論

技術裝備水平低已經成為制約我國煤層氣地面井產能快速突破的主要原因。同樣的增產技術，增產效果卻遠不及國外，一方面要確實弄清開發地區的煤層地質條件和物性特征，另一方面亟需優化增產措施的適用性，和技術裝備創新帶動產能突破。

水力壓裂技術急需研究適合我國煤儲層特點的傷害小、造縫和攜砂效果好的壓裂液，多元氣體驅替技術繼續尋求不同煤層地質條件下對儲層滲流率傷害小又能最大化煤層氣產出率的最佳注入氣成分比（CO2/ N2），多分支水平井技術需要優化特定煤層地質條件下的分支井的最佳方案，井壁穩定技術是多分支水平井能否成功的關鍵所在。