晉城礦區鄭莊深部煤層L型水平井增產改造技術

信 凱，季長江，魏若飛

(1.山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司，山西 晉城 048000; 2.河南理工大學, 河南 焦作 454003; 3.煤與煤層氣共采國家重點實驗室, 山西 晉城 048012)

我國自20世紀90年代初開展煤層氣開發以來，經30余年的發展，逐步向埋深800 m以深的區域擴展。隨著埋深增加，地應力顯著增大，滲透性變差，給煤層氣開發帶來較大的挑戰。常規直井在深部煤層氣開發中，煤層段井徑擴大明顯，固井水泥環厚度增加，井筒周圍煤儲層污染帶擴大[1-2]。同時，地應力增大造成地層裂縫開啟困難，裂縫擴展延伸范圍受限，各因素綜合作用致使直井在深部煤層氣開發中壓裂改造效果有限，絕大多數井產氣效果不理想[3-5]。

煤層氣水平井具有煤體揭露面積廣，壓裂裂縫延展范圍大，煤層泄壓供氣能力強，產氣潛力高等優點[6]。目前已逐步應用于煤層氣的開發中，并取得了較為理想的效果[7-10]。對煤層氣水平井的鉆井[11-13]、壓裂[14-16]和排采管控[17-18]等都開展了一定的研究，有效提升了煤層氣水平井的產氣能力。但針對水平井在深部煤層氣開發中的研究，特別是在深部低產煤層氣井的增產改造中的研究相對較少。晉城礦區鄭莊區塊由于埋藏深度大，垂直井產量低，導致整個區塊產氣效果不理想，特提出將煤層氣水平井技術應用于低產區的改造增產中。

1 鄭莊區塊概況

晉城礦區鄭莊區塊位于沁水復向斜軸部南端一帶，處于晉獲褶斷帶西部、沁水盆地南緣東西―北東向斷裂帶的北部。地層走向南北，傾角5～15°，斷層稀少，無巖漿巖侵入，構造程度簡單。

區塊主采煤層為山西組3號和太原組15號，目前，煤層氣開發最多的是3號煤。該煤最大鏡質體反射率Ro,max=3.27%～3.98%，為無煙煤，煤體結構以原生結構煤、碎裂煤為主，少量發育碎粒煤[19]。3號煤層埋深560～1 100 m，平均埋深805 m，南部埋深淺，北部埋深大，煤層平均厚度5.3 m，平均氣含量19.34 m3/t；15號煤層平均埋深930 m，南部埋深淺，北部埋深大，煤層平均厚度4.4 m，一般含1～2層泥巖夾矸，平均氣含量19.79 m3/t。目前，鄭莊區塊已施工直井和定向井共計499口。其中，產氣量小于500 m3/d的井占總井數的60.12%，產氣量大于1 000 m3/d的井僅占總井數的2.2%。因此，區塊直井和定向井產氣效果不理想，經濟效益差。主要原因是該區塊煤層埋深大，地應力高，造成儲層滲透率低。注入/壓降試井結果顯示，該區3號煤層滲透率為(0.01～0.50)×10-3μm2，屬低滲儲層。南部埋深小于700 m的區域，煤層滲透率為(0.3～0.5)×10-3μm2，北部埋深800～1 100 m的區域，煤層滲透率則小于0.1×10-3μm2[19]。

2 水平井增產改造技術

2.1 基本原理

鑒于鄭莊區塊煤層滲透率隨埋藏深度與地應力的增加下降明顯，多數煤層氣直井與定向井的產量低，開發效果差。而煤層氣水平井則具有延伸距離遠，控制范圍廣等優勢，能最大程度地溝通煤儲層原始裂隙，擴大井筒與煤儲層的接觸面積，增加煤層氣的滲流通道。同時，為充分利用區塊老井的壓裂改造作用，提高老井利用效率，充分挖掘老井潛力，最大程度地提升水平井的增透改造效果，降低整體投資。特提出了“L型水平井串聯壓裂增透改造技術”,見圖1，即在現存的多口地面低產老井間施工一口L型水平井，通過水平井的壓裂改造，有效溝通原直井的壓裂影響區，從而擴大水平井的裂縫擴展面積和壓裂影響范圍，大幅提升儲層滲透率。同時，在生產排采中，進一步增加井間干擾程度，形成體積效應，達到整體卸壓的效果，增大煤層氣解吸范圍，提升煤層氣井產量。

圖1 L型水平井串聯壓裂增透改造技術示意

2.2 井位布設原則

1) 在充分分析地面低產直井鉆井、測井、壓裂和排采等數據的基礎上，選擇固井質量好、鉆井污染小、累計產氣量低、剩余資源大的直井為目標井，將水平井布設其間。使水平井的壓裂影響范圍最大程度與原直井的壓裂影響范圍溝通，擴大水平井控制范圍。

2) 結合區塊最大主應力方向和煤層原始裂隙發育特征，盡可能使水平井方向與最大主應力方向垂直，既可以最大程度地溝通煤儲層原生裂隙，又利于后期壓裂裂縫沿最大水平主應力方向擴展，提高煤層氣水平井的控制范圍和改造泄壓面積，改善低滲透煤層的滲透性。

3) 根據煤層傾角，盡可能保證水平井的水平段軌跡逆煤層傾向鉆進，即水平段末端處于高處，著陸點處于低處。利于水平段壓裂液和地層水的產出，為排采降壓提供便利條件。

2.3 射孔段綜合評價與優選方法

煤層氣水平井壓裂射孔段的選擇應充分利用鉆井過程中的伽瑪、氣測錄井、鉆時及巖屑等數據，結合對應深度的測井數據，繪制水平井眼綜合軌跡剖面圖(圖2)，進行對比分析。綜合不同水平段的全烴值、巖性、煤體結構等數據，評價其可壓裂性，完成壓裂段的優選。

圖2 水平井眼綜合軌跡剖面

煤層氣水平井壓裂層段選取原則：①選擇煤層段氣顯效果較好的位置作為射孔壓裂位置，保障良好的產氣潛力；②確定合理的壓裂段間距，既能實現排采降壓過程中各壓裂段間的相互干擾，提高水平段的整體降壓控制范圍，又要避免壓裂過程中各壓裂段間的串層；③壓裂點盡可能選在煤層中部，避開頂板、底板、夾矸等井段，對泥質含量相對較低、氣測顯示相對較高、鉆時較低的區域進行壓裂(見圖3)。

圖3 煤層氣水平井壓裂層段優選

2.4 壓裂改造技術

綜合壓裂改造效果、技術特點和經濟性等因素，選擇連續油管底封拖動分段壓裂技術進行水平井壓裂。通過連續油管噴砂射孔，環空加砂進行壓裂，連續油管底部的封隔器在水力噴射產生“水力封隔”作用的基礎上進一步提升了封隔能力，保證了每個射孔段的壓裂效果，避免了壓裂串層。連續油管底封拖動分段壓裂技術對井身結構尺寸和完井方式要求較低，射孔壓裂位置選擇靈活，分段數不受限制，可以實現一趟管柱完成數層壓裂作業，提高了壓裂效率，結構示意見圖4。

圖4 連續油管底封拖動分段壓裂技術示意

圖5 ZHL-01井井位關系

2.5 實例與增產改造效果評價

選取鄭莊區塊中較為典型的ZHL-01號L型水平井為例進行分析，該井位于區塊西北部，穿過zh-01、zh-02、zh-03、zh-04、zh-05、zh-06等6口直井，且均已不產氣。ZHL-01井目的層為山西組3號煤，埋深834.7 m，水平段長度800 m，煤層鉆遇率94.8%，其中非煤段深度為1 140～1 173 m。采用上述水平井壓裂段優選方法對水平段進行優選，最終選擇9個深度作為射孔壓裂位置，見表1。

表1 ZHL-01井水平段射孔位置優選

該井于2019年9月5日完成壓裂，壓后取得了較好的產氣效果。目前產氣量穩定在14 000 m3/d左右，套壓1.44 MPa，是常規直井產量的近30倍，井史生產數據見圖6。

圖6 ZHL-01井排采生產曲線

3 結 語

1) 晉城礦區鄭莊區塊煤層氣直井產氣效果差，制約了區塊煤層氣開發的整體效果。

2) 提出的“L型水平井串聯壓裂增透改造技術”及相應的井位布設原則、射孔段綜合評價與優選方法、連續油管底封拖動分段壓裂技術既提高了水平井的壓裂改造效果，又可以最大程度溝通老井壓裂影響區，擴大了泄壓產氣面積。

3) L型水平井串聯壓裂增透改造技術試驗取得了顯著的增產效果，產量是常規直井的30倍，大幅提升了鄭莊區塊的煤層氣開發效率，推廣應用潛力巨大。