沁水盆地南部煤層氣水平井工藝技術優化

張光波 劉春春 賈慧敏 樊 彬 劉 斌 李雪琴

(1.中石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 048000；2.中石油華北油田煤層氣事業部，山西 046000)

沁水盆地南部樊莊-鄭莊區塊煤儲層為特低壓特低滲儲層，孔隙度變化范圍2%～7%,孔隙結構中微孔、小孔比例過大，滲透率一般小于0.1mD，造成煤層氣的開發較為困難。目前沁水盆地南部煤層氣的地面開發主要方式有兩種方式：直井(定向井)和水平井開發。常規直井開發影響的范圍較小，單井產量低、經濟效益差，而水平井通過改變煤層原始結構狀態和煤層原始應力分布，有效的改善了煤儲層裂隙系統，擴大了排采降壓解吸面積。水平井作為低滲透煤儲層的高效開發技術越來越多的應用于煤層氣的開發。2005年中石油引進美國CDX羽狀水平技術，在沁水盆地樊莊區塊開展先導試驗，實施了晉平2-2和晉平2-4兩口先導試驗井。 2006年以來，華北油田煤層氣公司開始在樊莊-鄭莊區塊規模實施裸眼多分支水平井，后陸續試驗了U型井、L型篩管、L型套管壓裂水平井等水平井，開發效果得到了一定改善。

本文以沁水盆地南部樊莊-鄭莊區塊投產的各類水平井為研究對象，開展不同類型水平井工藝適應性分析，并對其開發效果進行評價，以期對今后煤層氣規模效益開發提供技術和經驗支撐。

1 地質概況

沁水盆地位于山西省東南部，為中生代以來形成的構造型復式盆地，樊莊-鄭莊區塊位于盆地東南部，區內主力開發煤層氣層為二疊系山西組3號煤層。煤層埋深300～1200m，厚度發育穩定，一般為5～7m；區內以北東、南北向寬緩的褶區發育為主，背斜、向斜相間發育，最大主應力方向以北東向為主；含氣量整體較高，一般為14～30m3/t，平均20m3/t，受構造、水動力條件等影響，局部存在低值區；區內評價井煤儲層滲透率為0.001～0.91mD，平均0.27mD，通常隨著埋深的增大滲透率逐漸變差；煤體結構較為復雜，原生煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤均有發育，一般以原生碎裂煤為主，碎粒煤和糜棱煤主要發育在煤層頂底板和夾矸附近。

2 水平井開發歷程

2.1 裸眼多分支水平井

2006～2013年借鑒消化吸收美國CDX與奧瑞安公司的技術，廣泛采用裸眼多分支水平井開發建產，累計鉆探裸眼多分支水平井102口井。裸眼多分支水平井通常包含有工程井和洞穴井(圖1)兩口井，在分支設計上，一般設計主支2 個、分支6 個(圖2)；其中主支單支煤層進尺一般設計800～1000m，兩主支之間夾角10°～20°；分支單支煤層進尺一般設計350～650m，單個分支與主支夾角15°～30°；總體上設計煤層總進尺4000m以上，單井控制面積大于0.3km2。鉆井過程中，先鉆洞穴井，再鉆工程井，工程井與洞穴井連通后持續鉆各主支和分支，待完井后，通常對工程井實施封井，采用洞穴井排采。

圖1 裸眼多分支水平井井身結構圖

圖2 裸眼多分支水平井分支設計圖

裸眼多分支水平井適用于構造簡單、儲層物性好、原生結構煤發育的區域。其工藝優點是單井分支控制面積大，理論產能高，產量一般是直井產量的10倍左右。缺點是在構造復雜、煤體結構破碎區，采用裸眼洞穴方式完井，鉆井、排采過程中井眼、洞穴易變形垮塌，后期治理難度較大；部分井為了提高煤層鉆遇率和成井率，在鉆井過程中試驗了黃原膠等不同類型的聚合物鉆井液，對煤儲層造成了不可恢復的傷害。

2.2 U型水平井

為了解決局部井區裸眼水平井成井困難、排采過程中易垮塌且無法改造的問題，2013年開始試驗U型水平井。U型井包括洞穴井和工程井(圖3)。工程井設計一個分支，分支煤層進尺一般設計750～900m，單井控制面積0.01～0.02km2。工程井鉆井采用三開井身結構，非煤層段采用套管完井，與洞穴井連通后完鉆，下入PE篩管后完井。

圖3 U型水平井井身結構圖

U型水平井的工藝優點是U型井控制面積較大，理論產氣量較高。解決了排采過程中水平段煤層易垮塌的問題，后期可對水平段井眼進行雙向沖洗，保障采氣階段井眼的暢通。缺點是投資高。由于三開井身結構，井眼較小，不能有效釋放應力改善應力場和裂隙場，在構造煤發育區易堵塞井筒，且洞穴井煤易變形垮塌，后期改造治理困難。

圖4 篩管水平井井身結構圖

2.3 L型篩管水平井

2015年開始試驗L型篩管水平井，通過在主支下入篩管，實現井壁有效支撐，確保井眼穩定，從而釋放水平井產能。L型篩管水平井通常只有一個工程井(圖4)，一般設計1個主支，主支煤層進尺一般設計800～1000m，單井控制面積較大，為0.01～0.02km2。鉆井采用二開井身結構，非煤層段采用套管固井，煤層段采用PE篩管完井。相對于裸眼多分支水平與U型水平井，L型篩管水平井取消了洞穴井，降低了鉆井投資成本。

L型篩管水平井適用于滲透率高或者較高的井區，其工藝優點是投資低，分支簡單可控，井壁采用篩管支撐，穩定性好，后期可改造作業；缺點是單支井控范圍不大，對煤儲層滲透率改善有限。

2.4 L型套管壓裂水平井

為了解決低滲區效益開發和因滲透率低、煤體結構破碎導致開發效果差的問題，2016年L型水平井開始采用下套管壓裂的方式。L型套管壓裂水平井與L型篩管水平井相似，通常只有一個工程井，一般設計1個主支，主支煤層進尺一般設計800～1000m，通過壓裂改造，單井控制面積較單支篩管水平井有所增大，為0.02～0.04km2。鉆井采用二開井身結構，全井段均采用套管固井，完井后實施分段射孔壓裂(圖5)，提高儲層改造效果。

圖5 L型套管壓裂水平井壓裂模型示意圖

L型套管壓裂水平井能有效解決低滲儲層儲量動用難、構造煤發育區直井壓裂造縫難的問題。其工藝優點是簡單可控，井壁穩定性好，實現后期可改造作業，并有效改善了煤儲層滲透率；缺點是工藝較復雜，后期排采出砂多，易造成卡泵，影響煤層氣井的連續穩定排采。

3 開發效果評價

3.1 裸眼多分支水平井

裸眼多分支水平井投產102口，產能到位率33%，低產井比例50%左右，開發效果差異大(表1)，高產井日產氣量可達6×104m3，低產井不產氣，單井平均產氣量3800m3，百萬投資產氣量僅有316m3(直井、定向井百萬投資產氣量約為1100m3)。裸眼多分支水平井由于采用裸眼洞穴完井，在后期受流壓波動、地應力改變易造成分支、洞穴垮塌，造成產量突降，影響開發效果，后期開展了氮氣泡沫解堵、酸化壓裂、化學解堵等增產措施，但僅個別井產量有所提高，并未能從根本上解決裸眼多分支水平井分支易垮塌、整體產能到位率低的問題。2013年后未投產裸眼多分支水平井。

表1 不同類型水平井開發效果對比

3.2 U型水平井

U型水平井投產5口，整體開發效果較差，單井平均產氣量850m3，產能到位率僅有25%，百萬投資產氣量142m3。在鉆井過程中為了保障成井率，在煤層水平段井鉆井過程中采用絨囊鉆井液鉆進，造成一定程度上的煤儲層污染傷害。由于采用裸眼洞穴完井，洞穴易受地應力、流體壓力波動變化造成洞穴垮塌堵塞井眼導致水平煤層段連通性差，目前無根本性治理措施，未規模投產。

3.3 L型篩管水平井

L型篩管水平井投產55口，開發效果較好，單井平均產氣量4500m3，產能到位率達到100%，百萬投資產氣量1286m3。在煤層段鉆井過程中應用了“可降解聚合物鉆井液”，實現了儲層保護，同時下篩管支撐，保持了井眼穩定，切實解決了有效支撐井壁且垮塌堵塞井眼的問題。由于L型篩管水平井未實施壓裂，煤儲層改造范圍有限，在滲透率較高的地區適合開發，但不能解決低滲區效益開發的問題。

3.4 L型套管壓裂水平井

L型套管壓裂水平井投產15口，開發效果好，單井平均產氣7500m3，產能到位率達到了100%，與L型篩管水平井相比產量提高了1倍,百萬投資產氣量1363m3。L型套管壓裂水平井采用與L型篩管水平井相同的鉆井方式，同時下套管完井，后期通過分段壓裂的方式，形成較大的控制面積，有效改善了儲層滲透率，有效解決了兩大問題：一是有效解決低滲儲層儲量動用難問題，二是有效解決構造煤發育區直井壓裂造縫難的問題。

4 結論

(1)水平井開發技術是提高采氣速度和開發效益的有效途徑之一。由于裸眼多分支水平、U型水平井由于投資高、產能到位率低、后期治理難度大，應用推廣受限，很難成為主力開發井型。

(2)目前華北油田煤層氣開發重心逐步從從Ⅰ類資源區轉向Ⅱ類資源區，資源劣質化問題突顯，受限于資源條件變差，為了降低開發成本、增強對山地復雜地形的適應性，L型篩管、套管壓裂水平井等井型正逐漸推廣應用。