沁南潘河區(qū)塊15號(hào)煤煤層氣高效開(kāi)發(fā)技術(shù)

劉一楠 侯巖波 胡秋萍

(中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100016)

沁水盆地南部潘河煤層氣區(qū)塊是國(guó)家首個(gè)煤層氣直井示范基地，其主力開(kāi)發(fā)3號(hào)煤層累計(jì)產(chǎn)氣量已高達(dá)24億m3，經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期抽采，潘河氣田產(chǎn)量目前已處于快速遞減階段，年自然遞減率已達(dá)到16%。同時(shí)，受區(qū)塊邊界煤礦開(kāi)采影響，氣田當(dāng)前穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻，亟需探索15號(hào)煤高效開(kāi)發(fā)技術(shù)以補(bǔ)充產(chǎn)能規(guī)模，進(jìn)而形成產(chǎn)能接替。

針對(duì)15號(hào)煤開(kāi)發(fā)，沁南盆地僅停留在單井及小井組試采上，中聯(lián)煤層氣公司于2014年實(shí)施首批15號(hào)煤?jiǎn)尾稍囼?yàn)12口井位，12口試驗(yàn)井以直井和定向井為主，平均日產(chǎn)氣量750m3，與3號(hào)煤層相差較大；華北油田于沁南樊莊區(qū)塊兩層合采上進(jìn)行了積極探索，28口試驗(yàn)井通過(guò)3號(hào)煤、15號(hào)煤合采，單井產(chǎn)量得到有效提高，試驗(yàn)井平均產(chǎn)量3800m3/d。由于15號(hào)煤特殊的成煤環(huán)境，造成其地質(zhì)特征與3號(hào)煤存在較大的差異，套用3號(hào)煤層的開(kāi)發(fā)技術(shù)，導(dǎo)致開(kāi)發(fā)工藝技術(shù)與地質(zhì)條件匹配性較差，產(chǎn)氣效果一般。對(duì)于15號(hào)煤規(guī)模單采開(kāi)發(fā)尚無(wú)成熟配套技術(shù)借鑒，基于此，本文在系統(tǒng)分析15號(hào)煤特殊地質(zhì)條件，并充分總結(jié)了中聯(lián)煤12口15號(hào)煤?jiǎn)尾稍囼?yàn)井產(chǎn)氣效果未達(dá)到預(yù)期的關(guān)鍵原因，在此基礎(chǔ)上提出了以L型水平井為主要開(kāi)發(fā)井型，采取開(kāi)發(fā)有利區(qū)優(yōu)選、批鉆項(xiàng)目管理、螺桿泵+回注水排采設(shè)備等技術(shù)策略開(kāi)發(fā)15號(hào)煤，該套技術(shù)在現(xiàn)場(chǎng)取得了較好開(kāi)發(fā)效果，相關(guān)技術(shù)成果可為相鄰煤層氣區(qū)塊15號(hào)煤開(kāi)發(fā)提供借鑒。

1 15號(hào)煤地質(zhì)概況

潘河區(qū)塊15號(hào)煤整體構(gòu)造簡(jiǎn)單，為一軸向南北向的向斜構(gòu)造，斷層發(fā)育較少，局部發(fā)育低幅的次一級(jí)的褶皺構(gòu)造，煤層埋深350～700m，平均510m；煤層厚度平面上分布穩(wěn)定，介于2.68～7.78m，平均4.14m；煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤和碎裂煤為主，滲透率介于0.08～5.707mD，平均滲透率1.84mD；原煤灰分產(chǎn)率為9.15%～15.54%，平均12.17%，屬低中灰分煤。樣品解吸測(cè)試結(jié)果顯示，15號(hào)煤含氣量較高，介于12.57～23.71m3/t，平均20.91m3/t，含氣飽和度大于90%；儲(chǔ)層壓力為1.82～2.93MPa，平均2.21MPa；壓力梯度0.28～0.60MPa/100m，平均0.42MPa/100m。15號(hào)煤總體開(kāi)發(fā)地質(zhì)條件較適宜煤層氣開(kāi)發(fā)。

2 關(guān)鍵地質(zhì)問(wèn)題及低產(chǎn)原因

通過(guò)分析15號(hào)煤特殊地質(zhì)條件，基于先前實(shí)施的12口煤層氣井，總結(jié)了制約煤層氣產(chǎn)氣量的關(guān)鍵地質(zhì)因素和低產(chǎn)原因。

2.1 關(guān)鍵地質(zhì)問(wèn)題

前人研究結(jié)果表明，潘河區(qū)塊3號(hào)煤發(fā)育的山西組為河流三角洲沉積，而15號(hào)煤發(fā)育的太原組為障壁海岸沉積環(huán)境。沉積環(huán)境的不同，造成15號(hào)煤直井和定向井開(kāi)發(fā)過(guò)程面臨著特殊的地質(zhì)問(wèn)題。

2.1.1 頂?shù)装寤規(guī)r穩(wěn)定發(fā)育且局部高含水

15號(hào)煤層直接頂板巖性主要為泥巖或含鈣泥巖(0～2.5m)，老頂為K2灰?guī)r，厚度總體在10m以上。底板以泥巖或鋁土質(zhì)泥巖發(fā)育為主，平均厚度6m，距煤層底板約20m左右發(fā)育中奧陶統(tǒng)厚層灰?guī)r(圖1)。

圖1 典型井15號(hào)煤層頂?shù)装鍘r性分布圖

它是15號(hào)煤層的主要水源供給層位，尤其是奧陶統(tǒng)厚層灰?guī)r，水頭壓力大，供水能力強(qiáng)。若采用直井、定向井開(kāi)發(fā)，由于儲(chǔ)層的低滲透性必須進(jìn)行壓裂改造以提高煤層滲透性。倪小明、張雙斌等人對(duì)相鄰區(qū)塊潘莊和樊莊15號(hào)煤頂?shù)装鍘r石力學(xué)性質(zhì)及抗壓強(qiáng)度的系統(tǒng)分析發(fā)現(xiàn)15號(hào)煤層底板巖性小于頂板抗張強(qiáng)度，在儲(chǔ)層改造過(guò)程中，裂縫更容易突破底板溝通奧灰?guī)r含水層，導(dǎo)致煤層氣井長(zhǎng)期保持不產(chǎn)氣高產(chǎn)水、排水降壓困難，總體開(kāi)發(fā)效益低(圖2)。

圖2 典型井15號(hào)煤層井生產(chǎn)曲線圖

圖3 試1井生產(chǎn)曲線圖

圖4 15號(hào)煤層12口試驗(yàn)井生產(chǎn)曲線圖

2.1.2 局部高含H2S且含H2S層位及分布范圍不清

硫化氫(H2S)是一種無(wú)色具有可燃性、毒性、惡臭和腐蝕性的有害氣體，具有類似于氰化氫的毒性，井口產(chǎn)出H2S不僅可對(duì)井場(chǎng)鋼材設(shè)備、集輸管線造成嚴(yán)重的腐蝕，還給現(xiàn)場(chǎng)安全生產(chǎn)帶來(lái)嚴(yán)重人身安全隱患。《天然氣》(GB 17820—2012)中規(guī)定，氣體中硫化氫含量大于20mg/m3時(shí)須經(jīng)過(guò)處理進(jìn)行集輸。對(duì)于潘河氣田表現(xiàn)出局部高含H2S，但含H2S層位及分布范圍的問(wèn)題，試驗(yàn)區(qū)缺乏系統(tǒng)研究，相鄰區(qū)塊煤層氣開(kāi)發(fā)主要集中在3號(hào)煤層，對(duì)于H2S成因及分布范圍研究成果也鮮見(jiàn)發(fā)表，但該問(wèn)題給現(xiàn)場(chǎng)生產(chǎn)帶來(lái)嚴(yán)重影響，造成現(xiàn)場(chǎng)成本增加的同時(shí)，也增加了生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)安全隱患。

2.1.3 產(chǎn)氣特征分析

12口試驗(yàn)井位采用抽油機(jī)+管式泵排采工藝陸續(xù)投產(chǎn)，由生產(chǎn)數(shù)據(jù)可知，由于較好的開(kāi)發(fā)地質(zhì)條件，投產(chǎn)后單井表現(xiàn)出見(jiàn)氣早，上產(chǎn)快生產(chǎn)特征，例如，試1井投產(chǎn)3天產(chǎn)氣即達(dá)到2000m3/d(圖3)，但從圖4可知，12口試驗(yàn)井總體平均日產(chǎn)量卻長(zhǎng)期低于500m3/d，單井平均日產(chǎn)氣量最高1108m3/d，1000m3/d以上僅持續(xù)16天，與3號(hào)煤的產(chǎn)氣效果差距較大。

2.2 低產(chǎn)原因

低產(chǎn)原因主要從地質(zhì)、工程、排采三大方面著手分析，具體井位可能由多種因素組合原因?qū)е碌彤a(chǎn)，12口單采試驗(yàn)井低產(chǎn)主要原因?yàn)閮?chǔ)層改造工程原因、煤粉及排采設(shè)備工藝原因、H2S產(chǎn)出長(zhǎng)期停排原因三大類(表1)。

其中，儲(chǔ)層改造工程原因有3口。由于壓裂溝通含水層長(zhǎng)期高產(chǎn)水不產(chǎn)氣井1口、壓裂過(guò)程中發(fā)生間接連通井2口，連通后長(zhǎng)期表現(xiàn)低產(chǎn)。

H2S原因影響包括5口，12口井投產(chǎn)后5口井產(chǎn)出不同濃度H2S，最高測(cè)試濃度達(dá)到343ppm，按照20mg H2S=13.012ppm=0.000013%進(jìn)行換算，潘河氣田局部地區(qū)已達(dá)到低含H2S氣體標(biāo)準(zhǔn)，需進(jìn)行處理集輸，5口試驗(yàn)井投產(chǎn)后因H2S影響長(zhǎng)時(shí)間停機(jī)，排采時(shí)效平均33.34%，停機(jī)造成的不連續(xù)排采會(huì)導(dǎo)致儲(chǔ)層內(nèi)煤粉沉降堵塞滲流通道，導(dǎo)致部分井出現(xiàn)前期產(chǎn)氣量或套壓高，后期長(zhǎng)期處于低產(chǎn)。

煤粉及排采設(shè)備工藝原因影響井位6口，由于試驗(yàn)井主要采用抽油機(jī)+管式泵排采工藝，15號(hào)煤?jiǎn)尾稍囼?yàn)過(guò)程中，煤粉產(chǎn)出量較大，卡泵、煤泥堵死篩管頻繁出現(xiàn)，導(dǎo)致管式泵實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中攜煤粉能力弱、漏失量大、泵效低。頻繁停機(jī)作業(yè)，嚴(yán)重影響生產(chǎn)時(shí)效的同時(shí)，給儲(chǔ)層帶來(lái)不可逆?zhèn)Α?/p>

3 15號(hào)煤高效開(kāi)發(fā)技術(shù)策略及應(yīng)用效果

針對(duì)第一批試驗(yàn)井存在問(wèn)題，以井眼可控、快速高效、廣泛適應(yīng)為總體設(shè)計(jì)理念，從有利區(qū)優(yōu)選、井型井網(wǎng)優(yōu)化、鉆井施工組織管理、儲(chǔ)層保護(hù)、排采工藝進(jìn)行工藝技術(shù)調(diào)整，形成15號(hào)煤煤層氣高效開(kāi)發(fā)工藝技術(shù)。

表1 12口試驗(yàn)井生產(chǎn)數(shù)據(jù)表

3.1 有利區(qū)優(yōu)選

由于潘河區(qū)塊15號(hào)煤層開(kāi)發(fā)程度較低，根據(jù)前期12口井獲取參數(shù)情況，從區(qū)域特征、資源潛力、儲(chǔ)層特征、可采性評(píng)價(jià)四方面十小類建立潘河區(qū)塊15號(hào)煤儲(chǔ)層參數(shù)分類體系(圖5)。

圖5 潘河區(qū)塊儲(chǔ)層參數(shù)分類示意圖

通過(guò)評(píng)價(jià)優(yōu)選構(gòu)造、物質(zhì)參數(shù)、可采參數(shù)三類指標(biāo)作為主控因素，利用參數(shù)疊合方法將潘河氣田15號(hào)煤共劃分為Ⅰ類、Ⅱ(Ⅱ1、Ⅱ2)類、Ⅲ類、Ⅳ類共四類有利區(qū)(表2)，其中Ⅰ類區(qū)主要位于向斜的斜坡帶，預(yù)測(cè)煤巖滲透率大于1mD、臨儲(chǔ)比大于0.5、壓力梯度大于0.6；Ⅱ類區(qū)滲透率以及含氣量相對(duì)差于Ⅰ類區(qū)，根據(jù)含氣量和滲透率的不同進(jìn)一步分為Ⅱ1和Ⅱ2區(qū)；Ⅲ類區(qū)和Ⅳ類區(qū)的煤層含氣量相對(duì)較低或者煤層厚度相對(duì)較薄。

3.2 井網(wǎng)井型優(yōu)化技術(shù)

井網(wǎng)井型設(shè)計(jì)合理性是煤層氣田獲得高效開(kāi)發(fā)的重要前提，其合理性不僅決定了單井日產(chǎn)量的大小，而且直接影響后期煤層氣田的總體開(kāi)發(fā)效益。潘河氣田前期12口15號(hào)煤生產(chǎn)試驗(yàn)井表明，使用直井、定向井井網(wǎng)井型開(kāi)發(fā)無(wú)法有效解決儲(chǔ)層改造過(guò)程中縫高控制問(wèn)題，并且有些井煤粉產(chǎn)出嚴(yán)重，使用常規(guī)抽采設(shè)備生產(chǎn)難以保障生產(chǎn)的連續(xù)性。

因此，合理確定有利區(qū)，并充分分析其地質(zhì)特征，優(yōu)選適合本區(qū)地質(zhì)條件的水平井井型、井距顯得尤為重要。而潘河氣田15號(hào)煤滲透率高，煤體結(jié)構(gòu)較好，適宜使用水平井進(jìn)行開(kāi)發(fā)，傳統(tǒng)多分支水平井采用洞穴井完井，結(jié)構(gòu)相對(duì)復(fù)雜，主井眼生產(chǎn)期間易垮塌、垮塌后水平段疏通作業(yè)困難。U型連通水平井雖然通過(guò)采取去掉分支、水平段下入套管或篩管解決了水平段堵塞作業(yè)難、水平段分段進(jìn)行改造的難題， 但U型連通水平井仍然存在造穴井段生產(chǎn)階段易垮塌、使用兩個(gè)地面井場(chǎng)占地多等問(wèn)題。相比之下，L型水平井克服了上述兩類水平井存在問(wèn)題，具有使生產(chǎn)時(shí)效高、井場(chǎng)面積占地小、總體工程投資更低等多方面優(yōu)點(diǎn)。數(shù)值模擬采出程度與井距、水平段段長(zhǎng)產(chǎn)量顯示(圖6、7)，選取L型水平井、井距250m、水平段長(zhǎng)1000m進(jìn)行生產(chǎn)試驗(yàn)可獲得最佳開(kāi)發(fā)效果。

表2 潘河氣田15號(hào)煤層有利區(qū)劃分參數(shù)對(duì)照表

圖6 數(shù)值模擬優(yōu)化水平井井距

圖7 數(shù)值模擬優(yōu)化水平段段長(zhǎng)

3.3 批鉆實(shí)施及儲(chǔ)層保護(hù)技術(shù)

為優(yōu)質(zhì)高效完成22口水平井鉆井工程任務(wù)，項(xiàng)目實(shí)施過(guò)程中通過(guò)科學(xué)合理安排和使用各種鉆井配套設(shè)備，首先使用雪姆鉆機(jī)進(jìn)行多井臺(tái)一開(kāi)、二開(kāi)鉆井施工，所有平臺(tái)二開(kāi)鉆井結(jié)束后使用GD75鉆機(jī)統(tǒng)一進(jìn)行三開(kāi)鉆井和完井作業(yè)。通過(guò)采取批鉆施工組織管理，一方面避免了各井臺(tái)二開(kāi)結(jié)束后水泥漿侯凝停待，保障了各施工環(huán)節(jié)緊湊銜接，施工效率得到提高；另一方面，充分利用了同一平臺(tái)三開(kāi)階段鉆井泥漿，降低儲(chǔ)層污染的同時(shí)，節(jié)約了泥漿成本。批鉆項(xiàng)目實(shí)施管理在潘河氣田15號(hào)煤開(kāi)發(fā)試驗(yàn)過(guò)程中實(shí)現(xiàn)了效率、效果雙提升、綜合成本降低的管理目標(biāo)。

儲(chǔ)層傷害貫穿整個(gè)煤層氣田開(kāi)發(fā)始終，產(chǎn)量綜合反映所有作業(yè)造成的儲(chǔ)層傷害程度。為保障試驗(yàn)井三開(kāi)鉆井過(guò)程中儲(chǔ)層傷害最小，22口水平段鉆井使用清水+3～4kg/m3胍膠+4L/m3黏土穩(wěn)定劑3C+1L/m3殺菌劑102鉆井液配方，單井三開(kāi)前3～5小時(shí)按上述配方配制好胍膠鉆井液70～90m3，保持鉆井液粘度40～45s。三開(kāi)鉆進(jìn)中以胍膠調(diào)整鉆井液粘度，黏土穩(wěn)定劑3C保護(hù)產(chǎn)層和穩(wěn)定井壁。隨著井深的增加、水平段的延伸，適當(dāng)提高鉆井液粘度至45～50s，以提高鉆井液的巖屑攜帶能力，減少巖屑床產(chǎn)生，保持井眼清潔。全井完鉆后起鉆拉井壁修復(fù)井眼，下鉆到底并適當(dāng)加大排量充分循環(huán)洗井，待井眼循環(huán)干凈后，向井內(nèi)注入10～15m3粘度為50～55s的封閉鉆井液，封固下部井眼以保證篩管順利下入。通過(guò)上述鉆井液體系配置及控制方法，22口水平井鉆井實(shí)施過(guò)程水平段長(zhǎng)平均900m、煤層段鉆遇率90%、三開(kāi)井段鉆井周期5.44d。

3.4 螺桿泵配套地面回注水排采工藝技術(shù)

由于22口試驗(yàn)井15號(hào)煤埋深較淺(500～650m)，為保障水平段達(dá)到設(shè)計(jì)要求，22口試驗(yàn)井施工過(guò)程中需要充分考慮靶前位移，導(dǎo)致L型水平井鉆井施工過(guò)程中斜井段長(zhǎng)度遠(yuǎn)大于直井段長(zhǎng)度，且斜井段井斜及全角變化率較大(斜井段設(shè)計(jì)井斜局部井段為85°～92°，全角變化率大局部井段每30m達(dá)到8°～9°)，使用常規(guī)三抽設(shè)備無(wú)法將泵吸入口下入指定位置。

一期12口15號(hào)煤生產(chǎn)試驗(yàn)井生產(chǎn)過(guò)程表明，排采初期煤粉隨著排采水大量產(chǎn)出，解吸見(jiàn)氣后水相滲透率降低，產(chǎn)液出現(xiàn)下降，煤粉隨著柱塞上下往復(fù)運(yùn)動(dòng)進(jìn)入管桿環(huán)空后，管桿環(huán)空中流體流動(dòng)速度小于煤粉沉降速度導(dǎo)致煤粉不能及時(shí)排出造成頻繁卡泵，嚴(yán)重影響了一期投產(chǎn)井井產(chǎn)氣效果，因此22口試驗(yàn)井生產(chǎn)過(guò)程采取地面回注水裝置配套自動(dòng)化全面管控，科學(xué)合理降壓減少了因煤粉沉降導(dǎo)致的修井作業(yè)，通過(guò)有效控制動(dòng)液面，保證了生產(chǎn)過(guò)程的連續(xù)穩(wěn)定性。

3.5 應(yīng)用效果

22口L型水平井自2019年2月投產(chǎn)后平均23天見(jiàn)套壓，產(chǎn)氣井平均臨界解吸壓力2.1MPa，見(jiàn)氣后經(jīng)過(guò)穩(wěn)定排水降壓，生產(chǎn)運(yùn)行時(shí)率達(dá)到98%，檢泵停機(jī)占比僅2%，有效保障了生產(chǎn)連續(xù)穩(wěn)定，產(chǎn)量不斷提升至當(dāng)前20.2×104m3/d(圖8)。目前試驗(yàn)井穩(wěn)產(chǎn)階段單井產(chǎn)量最高達(dá)到32000m3/d、平均單井產(chǎn)量10000m3/d，其中，日產(chǎn)5000m3以上的井16口，其中2萬(wàn)m3以上的井1口，1萬(wàn)～2萬(wàn)m3井8口，平均套壓0.47MPa、井底流壓0.89MPa，后續(xù)提產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)潛力較大。通過(guò)陸續(xù)提產(chǎn)，預(yù)測(cè)22口井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量將突破25萬(wàn)m3，高出產(chǎn)量目標(biāo)42%，穩(wěn)產(chǎn)后240天即可收回全部工程投資，經(jīng)濟(jì)效益高，屬于高回報(bào)優(yōu)質(zhì)工程。

圖8 22口L型水平井試驗(yàn)效果圖

4 結(jié)論

(1)潘河區(qū)塊15號(hào)煤發(fā)育的太原組為障壁海岸沉積環(huán)境，在儲(chǔ)層改造過(guò)程中，裂縫更容易突破底板溝通奧灰?guī)r含水層，導(dǎo)致煤層氣井長(zhǎng)期保持不產(chǎn)氣高產(chǎn)水、排水降壓困難；且局部高含H2S，造成現(xiàn)場(chǎng)成本增加的同時(shí)，也增加了生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)安全隱患。

(2)影響15號(hào)煤直井、定向井單采開(kāi)采效果的主要原因?yàn)殚_(kāi)發(fā)工藝技術(shù)與地質(zhì)條件不匹配所致。

(3)提出了以L型水平井為主要開(kāi)發(fā)井型，并采取開(kāi)發(fā)有利區(qū)優(yōu)選、井型井網(wǎng)優(yōu)化、批鉆項(xiàng)目管理、儲(chǔ)層保護(hù)、螺桿泵配套地面回注水排采工藝技術(shù)等技術(shù)策略實(shí)現(xiàn)了15號(hào)煤的煤層氣高效開(kāi)發(fā)。