沁南盆地柿莊南區塊煤層氣開發工藝適用性分析

薛海飛 王建中 王力 王偉 劉廣景 楊剛

1.中聯煤層氣有限責任公司太原分公司；2.中聯煤層氣有限責任公司

我國煤層氣資源豐富,埋深2 000 m 以淺的煤層氣資源有36.8 萬億m3，煤層氣地面抽采井數超過14 000 口［1］。但由于煤儲層具有低壓、低孔、低滲、欠飽和及非均質性強等地質特點，開發初期工程技術不匹配，開發效果差異性較大，加上排采制度不合理［2］，造成平均單井產量普遍較低，其中80%的煤層氣井產氣量達不到商業產氣量的標準，傳統的增產壓裂工藝在低滲儲層中并未取得如期的效果。以沁水盆地柿莊區塊為例，采用叢式(直)井活性水壓裂工藝的低產井比例高，產氣井平均單井產量為478 m3/d，產能到位率僅為17%。近年來也有不少專家學者開展氮氣泡沫壓裂、清潔壓裂液和深穿透水射流等新型完井工藝試驗，但大都忽略煤層本身的非均質性［3］，未提出有針對性的增產措施，理論部分與實際生產結合較少。以柿莊區塊為例，實施氮氣泡沫壓裂等新工藝的井平均單井產量低于150 m3/d，增產效果較差。筆者以沁水盆地柿莊南區塊為例，基于大量的工程實踐和試驗數據，提出影響煤層氣開發效果的主導地質因素，總結已實施鉆完井工藝的優缺點和適用性，優選出適合研究區地質特征的開發技術，以期促進區域煤層氣的高效開發。

1 地質因素分析

國外對中低階煤層氣的研究較多，通常根據含氣量、滲透率、含水飽和度和地應力等地質因素優選開發技術，但對影響高階煤層氣開發效果的地質因素研究較少。筆者在前人研究的基礎上［4-6］，結合沁水盆地柿莊南區塊的開發實踐和產出特征，選取了38 口連續排采井的煤層含氣量等多種地質參數與產氣量進行單因素相關性分析(見表1)，認為地應力、煤體結構和地質構造是影響區域煤層氣開發工程技術效果的三大關鍵地質因素，其不同的特性也決定了區域煤層氣開采需要采用不同的開發工藝。

1.1 地應力

地應力是指存在于地殼中的內應力，其對煤層氣開發影響主要體現在支撐裂縫閉合和人工裂縫形成兩個方面。

(1)支撐裂縫閉合。楊延輝等［7］對沁南夏店區塊煤儲層地應力及其對滲透性的影響進行研究認為： 一般地應力小的地區，煤儲層滲透率高，煤層氣井產氣量較高；地應力高的地區，裂縫容易閉合，煤儲層滲透率低，且隨深度增加滲透率呈指數降低。通過測井數據計算，研究區平均垂向應力18.94 MPa。整體排采趨勢顯示，隨著排采進行井底壓力降低，在高垂向應力作用下，直井壓裂產生的人工裂縫逐漸閉合，加上煤粉運移和嵌入支撐劑的堵塞，無法建立有效的導流通道，產氣量逐漸降低，難以實現區域性的高產和穩產。

表1 地質因素相關性分析Table 1 Analysis on the correlation of geological factors

(2)裂縫延伸。地應力對裂縫形成的影響主要體現在水力裂縫的延伸機理上。低水平主應力差條件下，水力裂縫易溝通天然裂縫，并沿天然裂縫擴展產生網狀裂縫，形成更大的改造體積［8］；而高水平主應力差條件下，水力裂縫易在起裂后沿垂直最小水平主應力的方位起裂并延伸，形成單一不可控的窄長縫，不利于煤儲層縫網的形成。采用組合彈簧模型計算地應力剖面，最大水平主應力7.85～19.00 MPa，最小水平主應力4.66～16.00 MPa。根據研究區的應力分布情況，地應力狀態以σV＞σH＞σh為主，壓裂縫多為垂直裂縫。計算結果與煤層不同深度進行線性擬合，得出最大、最小水平主應力差為

從式(1)可以看出，隨著埋深的增加，應力差基本呈線性增長，且柿莊南區塊局部構造應力集中現象較多，在大應力差條件下，最大水平主應力對裂縫擴展起主導作用，壓裂改造中易產生沿最大主應力方向的單一窄長縫，不利于天然裂縫的開啟和縫網的形成。

1.2 煤體結構

煤體結構指煤層在地質歷史演化過程中受各種地質作用后表現的結構特征。煤體結構經過變形和變質作用過程后，可分為原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤［9］。研究表明，煤體結構無論是對煤層氣含氣量、工程開發以及排采都會產生較大影響。其中，碎粒煤和糜棱煤破壞嚴重，鉆井中儲層易坍塌，鉆井液容易侵入煤儲層造成儲層污染，直井壓裂無法產生有效的裂縫。

圖1 為研究區穩產3年以上的井位煤體結構特征圖，可以看出通過直井壓裂方式改造排采效果較好的井，其煤體結構表現2 個特征：(1)穩產井碎粒煤比率小于25%，電阻率大于6 400 Ω · m；(2)高產井集中在Ⅳ1型的組合類型中，原生煤比率為40%～70%。碎裂煤-碎粒煤隨著煤體結構破壞程度的增加，滲透性差和可改造性變差，壓裂和排采中易產生粉狀和團狀的煤粉，無法形成有效的導流通道；當地應力破壞達到一定程度，測井電阻率值小于1 000 Ω · m 時，煤體結構以碎粒煤、糜棱煤為主，壓裂時近井帶的煤層被壓實，無法形成裂縫，直井壓裂效果很差。

圖1 煤體結構與產量統計圖Fig.1 Statistical chart of coal structure and production

1.3 地質構造

區域地質構造對開發效果的影響主要表現在兩個方面。

(1)柿莊南區塊為復向斜和復背斜組合型褶曲構造，構造展布格局以東側后城腰斷層及寺頭斷層為界的走向NE-NNE 向的寬緩褶曲為主要特征。受控于該構造規律，柿莊南區塊主要的高含氣區集中在向斜核部以及靠近向斜核部的斜坡部位，低含氣區主要分布在背斜的核部附近。研究區產量趨勢呈條帶性分布，與褶曲構造的分布一致，高產井主要集中在向斜核部條帶區域（圖2）。

圖2 柿莊南區塊煤層氣藏構造示意圖Fig.2 Schematic structure of CBM reservoir in Shizhuang South Block

(2)斷層是影響煤層氣開發的一個重要因素，主要對儲層物性、鉆完井工程和排采工程3 個方面產生影響(表2)。柿莊南區塊3#煤最大斷層為中部發育的寺頭正斷層，斷層沿NE 向展布，在區內延伸長度約為17.5 km。區內還伴生少量小型斷層，以逆斷層為主，受斷層影響無煤井26 口。正斷層拉伸應力導致煤儲層應力提前釋放，含氣量平均低于14 m3/t，鉆井時巖層松動破碎，出現嚴重漏失和井壁坍塌，因斷層與上下富水性強的含水層溝通，無法實現排水降壓。通過對斷層附近1 km 內169 口井的排采情況統計，距離斷層300 m 內的煤層氣井平均單井產量低于300 m3/d，隨著距離的增大，產氣量逐漸提高。

表2 斷層對開發效果的影響Table 2 Influence of faults on development effect

2 鉆完井工藝適用性評價

沁水盆地南部煤層總體滲透率較低，在初期大都采用直井壓裂投產的開發方式，其中潘河區塊取得了較好的效果并成為首個國家煤層氣開發示范工程，排采10年后平均單井產量仍在2 300 m3/d 以上。柿莊南區塊相比潘莊地區，煤層埋深更大，滲透率更低，在開發工藝上采用直井壓裂的方式，卻忽視了區域地質上存在的差異，導致區內平均單井產量較低，開發效益低下。為了解決產量低的問題，先后在區內開展了直井壓裂優化、深穿透水射流和U 型水平井等新工藝的嘗試，總體表現出效果不突出和差異性大的特征。針對影響煤層氣開發效果的主要地質因素，列舉3 種典型的試驗案例，評價各類工藝在區塊內的適用性，從而為進一步優化開發方式提供依據。

2.1 叢式(直)井壓裂完井

直井活性水壓裂具有布置靈活、設備要求低、成本較低的特點，該類開發方式在柿莊南開發中占比超過99%。鉆井一般采用二開，?139.7 mm 套管固井完井，在煤層段射孔后套管壓裂，壓裂液采用2%KCl 活性水體系，排量 6～8 m3/min，液量規模約600 m3。在活性水壓裂規模開發的同時，為提高攜砂性能和返排能力，區內開展了各類清潔壓裂液、氮氣泡沫和緩速酸等直井新型壓裂液體系試驗。

研究區壓裂完井(以活性水壓裂為主)投產井991 口，平均產氣量478 m3/d，單井產量小于500 m3/d的井有533 口，占投產井數的60%，這與最初預計的產氣量可達1 300～1 800 m3/d 相差較大。結合影響煤層氣開發效果的三大地質因素，發現該類完井方式存在2 個關鍵性問題。

(1)不管壓裂液體系如何優化，由于區內煤儲層的水平應力差及非均質性，實際產生的裂縫與理想中的形態不一致，在高應力差的作用下，壓裂時所產生的裂縫往往沿著NNE 最大主應力方向，形成單一不可控的窄長縫。攜砂液階段，施工壓力在達到破裂壓力后保持平穩，支撐劑均沿著最大主應力方向運移，無法形成有效縫網，儲層改造體積嚴重受限，排采后產量長期處于較低水平。

(2)隨著研究區的煤層埋深加大，構造煤比例逐漸提高。對于鏡質組反射率較低的煤巖，在直井壓裂高速水流的沖擊下，人工裂縫縫壁形成大量糊狀的碎煤和煤粉，排采階段在高垂向應力和煤粉運移的共同作用下，極易堵塞人工裂縫和天然裂縫。堵塞裂縫距離井筒的位置在地面無法判斷，而該距離直接影響著整井的排水產氣的效果。如圖3 所示，R為井筒距堵塞位置的距離，受堵塞影響程度與R2成反比 (煤層泄壓面積或供氣面積為 πR2h/N，R為堵塞的隨機值，N為擴展裂縫張開角度在井筒360 度占比，h為煤層高度，即受堵塞影響程度與R2成反比)。若近井筒出現堵塞，無法形成高效的氣水通道，直井壓裂方式形成的遠端人工裂縫和天然裂縫對整井的貢獻幾乎為0，泄壓面積和產氣面積大幅縮小。該類排采曲線特征的井在構造煤區域較為普遍，隨著碎粒煤和糜棱煤在煤體結構中占比提高，在壓裂和排采中極易產生煤粉，堵塞裂縫通道，呈現出區域性的低于500 m3/d 的低產特征。

圖3 裂縫堵塞示意圖Fig.3 Schematic fracture plugging

2.2 深穿透水射流完井

徑向深穿透射流鉆孔技術［10］是利用射流破巖在煤層噴射出多個具有一定長度、一定直徑的水平井眼，理論上有效增加煤層的裸露面積和泄流通道，降低排采壓力，提高采收率與單井產量。該技術首先用小螺桿馬達帶動萬向節與開窗磨銑鉆頭旋轉，在煤層位置的套管上鉆出直徑大于20 mm 的圓形窗口，然后利用連續油管將高壓軟管下入，高壓軟管末端帶有水力破巖鉆頭，該鉆頭產生的前射流用于破巖，反向射流用于產生自進力帶動軟管鉆進，同時輔助破巖進一步擴大孔眼。

該工藝在研究區試驗了13 口井，單井設計8 個分支徑向孔鉆進，孔徑約50 mm，噴射長度100 m。該工藝雖然理論上比直井形成了更好的人工通道，但從施工效果和排采情況來看，效果卻不理想，多井處于不產液不產水狀態。從煤層氣的產出機理看，該工藝存在3 個關鍵性問題：(1)該工藝在煤層段的鉆孔處于裸眼狀態，在高閉合應力作用下，鉆孔容易坍塌堵塞；(2)噴射鉆進形成的鉆孔孔徑過小，煤層裸露面積不夠；(3)水射流產生的煤粉未能及時返排至井口，堵塞近井帶運移通道，影響壓裂效果和排采導流能力。

2.3 U 型水平井

U 型水平井技術亦稱水平連通井技術，它是由兩口不同位置的水平井與直井或定向井在同一目的層連通，最早于美國煤層氣開發中獲得應用［11-12］。U 型水平井相比直井開發最大的優點，可以最大限度溝通煤層割理系統，增加煤層接觸面積和導流通道。采用U 型水平井套管完井，水平段進尺900 m，煤層暴露長度是直井的 6 倍(直井理想壓裂支撐裂縫長度按150 m 計算)，控制面積達到直井7.6 倍。

C 井為研究區中部原生煤占比較低的井，采用U 型水平井套管完井，煤層段總進尺 617.00 m，煤層總鉆遇率100%。壓裂采用油管拖動分段壓裂工藝，壓裂7 段，每段液量規模約為110 m3。排采后日產量峰值達到15 032 m3，平均產量7 287 m3/d，累計產量達到1 370 萬m3，而周邊直井壓裂平均單井產量650 m3/d，水平井壓裂工藝取得了理想的效果。

結果表明，針對柿莊南煤儲層低滲、煤質結構復雜等特征，不管水平井采用篩管完井(可改進為大孔徑鋼制套管)或者壓裂完井方式，因其具有更長的煤層暴露面積和更好的導流通道，其開發效果均好于常規直井壓裂。

3 核心問題及解決思路

3.1 核心問題的提出

根據煤層氣的產出機理，提高煤層氣單井產量有兩條途徑［13］：(1)形成足夠大的泄壓面積或改造體積,例如水平井、MRC 技術、壓裂技術、水平井分段壓裂技術等均可實現；(2)保證排采中具有高效的導流通道,加快儲層中氣水向井筒運移的速度,提高這一步的速度將直接提高單井產量。通過柿莊南區塊的地質特征分析和已實施井工藝特點及效果總結可以看出，研究區低產存在的核心問題是地應力、煤質結構和地質構造的差異與區內工程不配套造成，以常規直井壓裂技術為代表的傳統開發方式無法滿足上述條件，導致區域整體產能偏低。

3.2 解決思路

綜合考慮各鉆完井方式的特性，水平井能夠解決柿莊南儲層地應力復雜、煤質結構差和裂縫導流能力差的根本性問題。對于原生煤占比高的井，可通過直井壓裂完井或水平井篩管完井方式增大泄壓面積實現增產，而構造煤占比較高的區域滲透率和導流能力較低，為了獲得更高的產能，優先采用水平井方式進行開發(表3)。

表3 低滲煤層氣開發方式優選Table 3 Selection of low-permeability CBM development mode

4 結論

(1)影響高階煤層氣開發的主要地質因素包括地應力、煤質結構和地質構造，需緊密結合區域地質特征進行工藝優選和井網優化。

(2)在煤層地質條件復雜的區域，傳統的直井壓裂工藝并不完全適用，需要突破傳統思路，跳出在直井壓裂工藝中單一調整施工參數的思維，從工藝適用性上進行改進；水平井開發工藝能夠解決柿莊南儲層地應力復雜、煤質結構差和裂縫導流能力差的根本性問題。

(3)地質構造對煤層氣井開發影響頗大，在井位部署時應避開斷盤和破碎帶。