雙煤層多分支水平井煤層氣開采技術研究及應用

劉云亮 鄭凱歌

(中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西省西安市，710054)

我國煤層氣資源豐富，居世界前三位，高效抽采和利用清潔煤層氣資源成為緩解我國石油和天然氣供給緊張的重要支撐。在多期構造運動的作用下，成煤盆地復合疊加作用明顯，我國煤層普遍具有儲層壓力低、滲透率低等特點，整體上煤層氣開采井整體產量偏低，氣產量衰減快。影響煤層氣開采效果的因素眾多，除地應力、埋深、煤儲層特征、頂板圍巖發育特征等地質因素外，開采方式的影響尤為顯著。

為了提高煤層氣開采效率，近年來，國內外學者針對煤層氣開采方式開展了大量研究工作，提出了單煤層垂直井開采、雙煤層合層壓裂排采、多煤層分層控壓合層開采、雙煤層分層壓裂合層開采、多分支水平井開采等多項開采技術。李國彪等從雙煤層供液能力差異性大、產水性能相互干擾等方面分析，認為沁南地區3號和15號煤層不適合合層開采。杜新鋒等針對多煤層賦存條件下煤層氣抽采，提出了垂直井分層控壓合層排采技術，取得了良好產氣效果。目前多煤層賦存條件下直井單井煤層期，揭露煤層解吸暴露面積小，形成壓降漏斗有限，需要大量抽采井，形成網狀抽吸，才能形成有效的壓降漏斗，提高產氣量效率，造成工程量大、增加開發成本。此外，通過壓裂增透施工，能夠形成一定規模的壓裂裂縫，但是裂縫的延展規模有限，且僅在裂縫延展發育附近改善了煤儲層滲透率，無法有效改善煤儲層的基質滲透率。且壓裂過程中需向孔內注入大量水基質，在一定程度上增大儲層的含水飽和度，一方面降低了煤儲層的滲透率，另一方面大幅提高了煤儲層的排采啟動壓力梯度，造成煤層氣排采困難，造成部分排采井快速形成產氣高峰，又出現排氣量急速下降。壓裂液均對煤儲層存在不同程度的損害，且具有不可逆性。

為了增加煤層解吸暴露面積，提高煤層流體的泄流效應，提出了多分支水平井煤層氣開采技術。它集成了煤層造穴、軌跡隨鉆測量控制、多個水平分支井眼揭露煤層、多煤層抽采等多項技術功能，可有效提高煤層氣的開采效率。本文以煤層氣資源豐富的鄂爾多斯盆地東緣柳林地區為研究對象，基于其多煤層發育的特點，開展了雙煤層多分支水平井煤層氣開采技術研究及工程應用。

1 多分支水平井增產機理

1.1 多分支水平井類型

多分支井水平井按照水平段幾何形態可分為：集束、徑向、反向、疊狀和羽狀分支水平井。集束形態為在同一垂直井段開設多個輻射狀分支孔；徑向形態是在一垂直段輻射處多個超短半徑水平分支孔；反向形態即一個分支鉆孔沿直井下傾，對稱方向分支鉆孔沿直井上傾；疊狀形態用于開采兩個不同產層或在一個低滲透阻擋層之上或之下開采油氣；羽狀形態即在一主水平段兩側鉆出多個分支井眼。

1.2 雙煤層多分支水平井增產機理

針對常規直井煤層氣開問題，多分支水平井主要通過定向鉆井裝備，結合隨鉆測量導向系統，實現單井在多煤層中開設分支，盡可能增大各個煤層解吸暴露面積，形成節理、割理和裂隙共同組成的有效煤層氣網狀運移空間，提高煤層氣導流能力和排水降壓排采面積，降低裂縫內流體阻力，形成有效的壓降漏斗，如圖1和圖2所示。

圖1 不同井型煤層期抽采供給范圍

圖2 煤層氣井多分支孔開采示意圖

煤層氣抽采井中各個煤層中多個分支鉆孔的存在，為煤儲層中煤層氣流體的排采控制提供了多個運移通道，可通過煤基質吸附表面解吸后通過各個分支孔總體匯入主孔中，再由主孔運移通道，在抽吸作用下通過直井段到達地面；也可以直接從主支流入直井段到達地面，增大了煤層氣抽采運移空間，降低了氣體抽采阻力。鮮保安等通過研究認為分支水平井可明顯地降低流體在煤層中的摩阻，分支水平井的摩阻是常規直徑中的摩阻的1/3以下，提高了煤層氣導流能力和擴散、運移速率。

多分支水平井在煤層氣排采過程中，在抽吸壓力和激動壓力的作用下，鉆孔附近應力逐漸動態重新分布，結合損傷力學作用分析，其微裂隙繼續延展和發育，且試采降壓后，伴隨著煤層中水、氣的變化，煤層基質出現不同程度延展和發育，同樣增大了氣體的導流空間，提高了煤層產量和產出效率。

2 研究區地質概況及工藝適用性

2.1 地質概況

柳林地區位于鄂爾多斯盆地東緣的中部，是我國典型中煤階煤層氣高效開發的示范區域。研究區自晚古生代煤系形成以來，整體經歷了印支、燕山及喜馬拉雅運動3期區域構造作用。在印支期，研究區經歷了“局部坳陷—大型坳陷—逐步解體”3個階段，形成了1000～3500 m沉積穩定地層，整體埋藏深大，煤變質程度逐漸成熟，形成了穩定生氣層位和階段；在燕山期，多次的地殼抬升和沉降，但總體上以沉降為主煤系埋藏深度依舊很大，有利于煤層的生氣與儲集；在喜馬拉雅期，研究區形成了整體較弱的上升運動，未對研究區的煤層及煤層氣散失構成大的破壞。因此研究區在3期構造運動的作用下，對煤的演化及煤層氣的生成、儲集、保存具有重要的控制作用。

研究區地層綜合柱狀圖如圖3所示。研究區為一向西或西南傾斜的單斜構造，地層傾角一般為5°左右，區塊內斷層稀少，有利于煤層氣開發和保存。區塊內發育煤層14層，其中山西組5層，太原組9組，主采煤層為山西組3+4、5號和太原組8+9號煤層。煤厚整體在2.7～9.35 m之間，平均5 m以上，煤體結構多以碎裂結構、原生結構為主，鏡質組最大反射率在1.39%～1.68%之間，屬IV-V變質階段。

2.2 工藝適用性

通過儲層壓力、含氣量和等溫吸附實測，推算研究區3+4號煤層飽和度為平均67.41%，5號煤層飽和度平均81.67%；8+9+10號煤層飽和度平均53.19%，總體偏低，屬于欠飽和狀態。上部的3+4號煤層與5號煤層平均間距5.5 m，最大間距9.72 m，間距小，煤層多且厚，煤層壓力系數分別為8.34× 10-3MPa/m、8.52×10-3MPa/m，十分相近，適合合層開采。下部8+9號煤層距離上部5號煤層平均50 m，其中8+9 號煤層壓力系數8.19×10-3MPa/m，與5號煤層相差較大，適于分層設計分層排采。

圖3 研究區地層綜合柱狀

上部3+4煤層的臨界解吸壓力1.01～2.57 MPa，平均1.67 MPa，臨界解吸與儲層壓力比平均為0.48，解吸率達到98.48%～100%；5煤層臨界解吸壓力1.67～1.97 MPa，平均1.87 MPa，臨界解吸與儲層壓力比平均0.43，解吸率達到96.44%～100%；8+9+10號煤層臨界解吸壓力0.33～7.40 MPa，平均2.13 MPa。臨界解吸與儲層壓力比平均為0.39，解吸率達到91.45%～98.15%?？傮w上，3+4號煤層與5號煤層的解吸率相較8+9+10號煤層高，具有更好的產氣能力和氣體可采、共采性。

研究區在煤層氣開采過程中，采取了不同類型的開采方式。首先開展了太原組與山西組煤層垂直井合層開采模式，開采過程中日產氣量達250 m3以上，產氣量極低；分析認為8號煤層頂板發育有含水量較大的含水層，與煤層水力聯通性強，合采出現大量出水，難以形成有效的降壓漏斗，影響本層煤層氣開采的同時，造成上組煤泄壓困難，影響產氣效果。隨后開展了3+4+5號煤層直井單采模式，產水量較少，產氣量能達到1000 m3/d，與太原組與山西組煤層垂直井合層開采相比，產氣效果大幅提升，但整體產氣效果還需進一步提高。通過以上地質條件和儲層特征分析，提出了3+4、5號煤層多分支井高效開采模式。

3 多分支水平井煤層氣開采應用

3.1 工程設計

根據水平井的鉆井設備、技術和工藝條件，針對研究區煤層氣地質條件、儲層條件，設計在3+4、5號煤層厚度均較大的區域采用雙煤層多分支水平井。為了最大限度地提高氣井抽采率，多分支水平井的布置盡可能采取交叉鑲嵌的方式，如圖4所示。

圖4 雙煤層多分支水平井煤層氣開發示意圖

理論研究和實際生產資料表明，主支和分支總長度越大，氣井控制面積越大，氣井產量越高；在主支和分支長度一定的情況下，分支與主支角度越大，氣井控制面積越大，氣井產氣量越高。但對多分支水平井工程施工來說，主支和分支越長，主支和分支的角度越大，施工難度越大，且投資成本越高。根據目前我國煤層氣水平井勘探開發經驗，設計該區煤層氣井部署方案和井型結構。設計單組多分支水平井由3個主分支和2個側分支構成，主分支及側分支與中央主支夾角均為35°，主支長度為1000 m，側支長度為540 m，累計分支長度4080 m，單井控制面積為0.86 km2。

3.2 應用效果

雙煤層多分支水平井產氣曲線如圖5所示。由圖5可以看出，通過雙煤層多分支孔的施工，FL-H4水平多分支井在第16 d開始見氣，產氣量為33 m3/d。之后日產氣量開始持續上升，隨著排采時間推移，日產氣量開始持續上升，至279 d日產氣量達到12621.10 m3/d。出水量與出氣量呈現出相同的增長趨勢，在第257 d達到出水最高值15.63 m3/d。井底流壓呈降低趨勢，介于1.51～2.80 MPa之間。井口套壓表現穩定，介于0.4～0.9 MPa之間。與直井對比日最高產氣量提高5.18～9.0倍，日均產氣量提高了6.27～10.19倍。

圖5 雙煤層多分支水平井產氣曲線

4 結論

(1)針對常規直徑煤層氣抽采問題，研究了雙煤層多分支水平井增產機理，分析認為多分支水平井可通過增大煤層解吸暴露面積、提高煤層氣導流能力、增加煤層氣運移通道等方式提高抽采效率。

(2)綜合分析研究區儲層壓力、解吸率、臨界解吸與儲層壓力、煤層間距等參數，認為3+4+5煤層適合多分支水平井合層開采。

(3)通過雙煤層多分支水平井抽采，日均煤層氣抽采量較直井提高了6.27～10.19倍，最高煤層氣抽采量提高了5.18～9.0倍。