延川南深部煤層氣田地質單元劃分及開發對策

陳貞龍

(中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司，江蘇 南京 210011)

目前，國內外主要國家的煤層氣勘探開發目的煤層埋深主要集中在1 000 m以淺，然而在世界范圍內有超過47.6萬億m3的煤層氣資源賦存在1 000 m以深；據自然資源部新一輪全國油氣資源評價成果，我國2 000 m以淺煤層氣資源量為30.05萬億m3，而1 000～2 000 m范圍內的煤層氣資源量為18.87萬億m3，占總資源量的62.8%[1]。隨著淺部已探明可動用儲量的減少，深部煤層氣的有效動用將成為非常規天然氣勘探開發的一個新領域。但深部煤層氣面臨儲層非均質性強、應力大、壓力高、可改造性差等諸多挑戰，由于地質工程不匹配未形成一體化的勘探開發技術，造成儲量動用程度低、單井產能低、穩產周期短、長期低效或者不產氣等問題；目前國內僅延川南氣田實現了深部煤層氣商業開發，而在柿莊、鄭莊、大城等區塊僅有部分井取得進展，但仍未形成規模。

目前國內在煤層氣效益開發、低效治理方面也在積極探索并取得了初步成效。通過調整井網井型，采取疏導式儲層改造技術和高效排采管控模式可實現低效產能耦合盤活[2-3]；大量室內實驗驗證了強沖擊波的煤巖增滲機理及可行性[4]，現場試驗方面也取得部分成效，并確立了沖擊波煤儲層增滲作業工藝[5-7]；研究并提出了沁水盆地柿莊南區塊低產井原因及針對性技術對策：針對鉆井污染嚴重井采用酸化解污+常規水力壓裂方式增產，煤體結構較差的井采用加深泵掛、煤粉堵塞采用循環洗井等方式治理[8-9]；氮氣泡沫壓裂具有煤儲層滲透性改造的作用，通過解決裂縫煤粉堵塞問題，以達到增產增效目的，且在沁水盆地樊莊區塊、鄭莊區塊、潞安礦區等低產井改造中展示出其可觀潛力[10-12]。深部煤層氣儲層U型水平井壓裂改造方案可在延川南區塊進行應用[13]，國內煤層氣增效技術主要集中在淺部煤層氣開發治理階段，并且低產、低效地質原因和增產提效工程工藝二者尚未形成較好的匹配；針對深部煤層氣效益開發、低效治理方面鮮有系統性的論述。

筆者以延川南煤層氣田為研究對象，通過采取“多要素耦合劃分單元”理念，基于開發單元地質屬性找準制約產量的關鍵因素，明確地質適用條件以及工藝參數匹配關系，提出了地質工程一體化增效技術，以期為該區及相似地區煤層氣高效開發提供借鑒。

1 延川南煤層氣田地質概況

延川南煤層氣田構造上位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于陜北斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起的過渡地帶，表現為過渡性質的盆緣構造類型。2013年啟動產能建設，2015年全面投入開發，二疊系山西組2號煤作為主力開發煤層，整體為一傾向北西的單斜構造，中部西掌斷裂帶將氣田分為譚坪、萬寶山2個構造帶(圖1)。主力煤層埋深800～1 600 m，煤層埋深總體上自東南向西北呈逐步加深的趨勢，其中，譚坪構造帶主力煤層埋深淺于1 000 m，平均深約880 m，萬寶山構造帶主力煤層埋深1 000～1 550 m，平均埋藏深度約1 280 m(圖2)。

圖1 延川南煤層氣田2號煤層頂面高程等值線Fig.1 Top elevation contour of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

圖2 延川南煤層氣田2號煤層埋深等值線Fig.2 Buried depth contour of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

根據實際鉆孔數據統計顯示，2號煤層發育穩定、連續性較好，煤層厚度2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m(表1)。煤層鏡質組體積分數為70%～82%，平均75%，鏡質體最大反射率1.9%～3.2%；灰分產率為5.4%～36.0%，平均值為12.4%，屬于特低灰-低灰煤；含氣量8～22 m3/t，平均約12 m3/t，總體上隨深度增加逐漸增大。氣田處于弱徑流-滯流水動力環境下[14]，壓力系數為0.6～0.8，受埋深影響煤儲層低孔、低滲，孔隙率一般3%～6%，滲透率普遍小于1×10-3μm2，總體上屬于低孔、低滲、低壓的深層煤層氣田。目前氣田投入生產井908口，其中，埋深大于1 000 m的井超過700口，占比74%，是目前國內投產商業開發最深的煤層氣田，氣田日產氣量104萬m3，平均單井日產1 145 m3，2017年進入上產穩產階段，實現了3 a上產穩產。

2 多要素耦合開發地質單元劃分

延川南煤層氣田在建產的過程中，采用規模化矩形井網，井型主要為直井，采用活性水壓裂方式對儲層進行改造。氣田進入開發階段以來，不同地質條件下煤層氣井產能差異大顯得較為突出，表現出深部煤儲層較強的非均質性、地應力變化較大、單井產能差異較大等問題，勢必要求深化深部煤層氣藏開發地質認識[15-16]。因此，提出的開發地質單元，系指煤層氣地質特征和開發規律相似的地質塊段，目的是基于地質屬性匹配更為適用的工程技術措施實現高效開發。根據延川南深部煤層氣地質特點和勘探開發實踐，筆者將深部煤層氣富集高產成藏規律總結為“五要素”協同控制理論[17]，依據“沉積控煤、構造控藏、水動力控氣[18-19]、地應力控滲、物性控產”，采用“多要素耦合氣藏控制單元”理念，將關鍵參數進行疊加，實現氣田開發地質單元的精細劃分，并深入厘清各開發地質單元關鍵地質屬性以及開發制約條件(圖3，表2)。

表1 延川南區塊煤儲層基礎參數Table 1 Basic parameters of coal reservoir in Southern Yanchuan Block

1) 萬寶山南區、譚坪區

平均煤層厚度大，約4.5 m。其中，萬寶山南區滲透率較高(0.2～0.8)×10-3μm2，平均日產液量0.45 m3，穩定日產氣量1 500～1 600 m3，礦化度50～80 g/L；譚坪主體區煤層厚度5.0 m，含氣量中等(10～12 m3/t)，但由于整體埋深較淺(＜1 000 m)，與深部煤層氣地質特征上表現出明顯的差異，滲透性較好(0.2～0.8)×10-3μm2，礦化度較低3～5 g/L，穩定日產氣量1 000 m3，平均日產液量0.8 m3。壓裂施工顯示兩區施工壓力較為平穩，反映出儲層改造與地質條件基本適應，但萬寶山由于礦化度較高，部分井在近井地帶結垢導致氣井產量驟降(圖4)。

圖3 延川南氣田平面分區Fig.3 Plane division of Southern Yanchuan Block

表2 延川南區塊開發地質單元劃分Table 2 Division of development geological units of Southern Yanchuan Block

圖4 萬寶山南區Y6井生產曲線Fig.4 Production curves of well Y6 in south area of Wanbaoshan

2) 萬寶山北區

萬寶山北區小斷層發育，平均日產液量0.43 m3，穩定日產氣量1 000～1 200 m3；煤體結構較為破碎，局部發育碎粒-糜棱煤，地層中煤粉運移易造成滲流通道堵塞[20]，氣井產量呈現持續遞減趨勢(圖5)。

圖5 延川南區塊萬寶山南區Y21井生產曲線Fig.5 Production curves of well Y21 in the north of Wanbaoshan，Southern Yanchuan Block

3) 萬寶山西區

萬寶山西區礦化度大于80 g/L，處于滯流水環境；保存條件較好，含氣量高，為12～19 m3/t；壓裂施工壓力高、易砂堵，地層供液能力極低，平均日產液量0.26 m3，穩定日產氣量低于量700 m3；數值模擬結果顯示，該區單井壓降漏斗呈陡直狀，僅近井筒附近降壓解吸，遠端煤層未有效降壓，結合特征曲線分析壓裂有效半縫長30～50 m(圖6)，難以形成面積降壓，儲量動用率低。

圖6 延川南區塊萬寶山西區剩余地質儲量數值模擬分布Fig.6 Numerical simulation distribution map of remaining geological reserves in Southern Yanchuan Block

4) 萬寶山東區及斷裂帶

萬寶山東區及斷裂帶水侵區，靠近氣田中部大斷層，在埋深1 200～1 500 m范圍內產出水礦化度僅為2～5 g/L，反映出該區保存條件較差，含氣量僅8～12 m3/t；但地層供液能力較強，普遍在2 m3以上，該區煤層氣井穩定日產氣量580 m3；斷裂帶內部溝通外來水，壓裂曲線顯示施工壓力陡降，反映壓竄裂縫、溝通含水層，停泵壓力低，該區氣井啟抽液面低，平均日產液量大于8 m3，部分井達幾十方，基本不產氣。

3 地質工程一體化增效策略

通過前文論述，基本明確了延川南深部煤層氣開發地質單元，表現出顯著的分區性，明確了六大開發地質單元4種地質、生產特征與煤層氣有效開發之間的四大矛盾：一是排水降壓和深部煤層高礦化度近井地帶易結垢的矛盾；二是卸壓半徑持續擴大和層內煤粉運移阻礙滲流通道的矛盾；三是壓裂造長縫遠支撐和深部煤層高應力難改造的矛盾；四是緩慢有效降壓和臨近斷層高產液難降壓的矛盾。針對上述四大矛盾，進一步分析延川南氣田開發地質單元煤儲層地質特性與治理方式的匹配性，提出深部煤層氣地質工程一體化增效技術思路(圖7)。

圖7 延川南地質工程一體化增效技術體系Fig.7 Technical system of geological engineering integration and efficiency enhancement in Southern Yanchuan Block

3.1 近井地帶結垢：沖擊波解堵增透

2010年以來，邱愛慈院士團隊在國際上首先提出采用可控沖擊波激勵煤層的設想，并已在華北、晉煤、中國石油等多個煤層氣區塊進行了試驗，取得了初步效果。其工作原理是通過水中高壓放電的脈沖大電流或金屬絲電爆炸，在局部形成能量快速沉積產生等離子體，使放電通道劇烈膨脹擴張，從而推動水介質形成沖擊波，對煤層進行破裂增透。

該措施具有作業周期短、成本相對較低的優勢，針對研究區共實施沖擊波解堵24口井，初期見效井20口，單井日增產氣量105～2 069 m3，平均850 m3(圖8)。為了進一步深化措施適用地質條件，優化工藝參數，開展了3個階段的礦場試驗：一是針對高產區堵塞井論證增產技術可行性；二是通過開展不同沖擊部位、沖擊強度以及不同次數多組對比試驗，基本明確了經濟有效的施工方案：沖擊部位優選煤層中部、采用增強型，單層沖擊次數為5次左右；三是落實了適用的地質條件，即位于高富氣高滲區、原生-碎裂煤、礦化度大于10 g/L，其措施適應性較好(圖9)。

農民急于出售，采摘過早，影響干果品質和產量，收不到應有的效益。雖然擁有豐富的核桃資源，但是沒有脫皮、制干設備和深精加工企業，生產的核桃大多是現收現賣，附加值低。

圖8 延川南區塊沖擊波實施前后日產氣量對比Fig.8 Comparison of daily gas production before and after shock wave implementation in Southern Yanchuan Block

圖9 延川南區塊沖擊波現場階段試驗井數以及效果對比曲線Fig.9 Test well number and effect comparison curve of shock wave field stage in Southern Yanchuan Block

3.2 層內煤粉阻礙滲流解吸：氮氣擾動

1) 技術原理及適用條件

氮氣擾動技術不同于高壓氮氣燜井以及氮氣泡沫壓裂等技術，是通過地面增壓系統，把煤層壓力提高到一定數值，然后逐漸釋放壓力，當壓力降到一定數值時，再進行增壓，以此反復工作，核心是重復注氮、負壓擾動，使壓力往復式變化疏通堵塞通道的煤粉，達到煤層氣快速解吸目的(圖10)。較常規增產措施，該技術對儲層幾乎沒有破壞，無起下管柱作業等操作，氮氣注入壓力通常小于1 MPa，安全穩定、成本低，施工見效快。適用于中高富集高滲區原生-碎裂煤，初期水力壓裂改造到位，擁有完整裂縫通道，初期產量較高，因層內煤粉運移阻礙解吸而造成遞減率較高的低產、低效或躺停井。

圖10 氮氣擾動設備原理及施工模式Fig.10 Principle and construction mode of nitrogen disturbance equipment

2) 現場應用及效果

共實施氮氣擾動增產井21口，見效19口，有效率90%，單井日增產氣量400 m3，單井措施成本在5～6萬，總體上產氣較為穩定。為了進一步驗證產氣增量的品質，分析產出氣組分，顯示措施后氣體組分甲烷體積分數保持在90%以上(圖11)。

圖11 延川南區塊Y8井實施氮氣擾動前后生產曲線Fig.11 Production curves of well Y8 before and after nitrogen disturbance in southern Yanchuan Block

3.3 深煤層高應力難改造：有效改造

1) 面臨的問題及挑戰

深部煤層氣表現出較強的儲層非均質性，因此適用于特有地質條件的配套開發工程工藝技術就顯得尤為重要。地質工程一體化研究在萬寶山西區有效開發上表現更為突出，含氣量高達16 m3/t以上，滲透率小于0.1×10-3μm2，初次壓裂施工壓力高，易砂堵，加砂困難，難形成有效的導流裂縫，這對有效實現深部煤儲層改造的工程工藝技術及參數優化提出了挑戰。常規水力壓裂曲線顯示破裂壓力高、施工壓力上升、加砂困難、停泵壓力高的特征，這類煤層氣井卸壓半徑擴展有限，壓降空間無法有效拓展，呈現出長期低效生產，自投入排采以來日產氣量長期維持300～400 m3，達不到預期效果[21-23]。

2) 有效改造攻關探索

由于煤層“低彈性模量、高泊松比”的物性特征，常規壓裂方式裂縫延伸難，支撐劑運移距離短，裂縫單一。有效改造就是要研制出適用于深部煤層氣開發的新型壓裂體系，一方面提高液體性能，增加支撐劑輸送距離，另一方面又要有效提高支撐縫長，達到長距離遠支撐。

圖12 延川南區塊Y25井生產曲線Fig.12 Production curves of well Y25 in Southern Yanchuan Block

3.4 斷裂帶高產液：提液降壓

斷裂帶水侵區大液量井礦化度低、施工壓力低、停泵壓力低，難降壓、不產氣，利用廢棄井大抽油機、加工皮帶輪等方式開展提液降壓。共實施18口井，增產井8口(占比44%)，平均單井日增產氣量450 m3，累增產量171萬m3。通過對比分析增產效果，該區措施適用的地質條件：距斷層距離大于400 m，礦化度大于10 g/L，施工壓力大于20 MPa，同時，高產液量井的提液有利于鄰井降壓提產，增產效果進一步顯現(圖13)。

圖13 延川南區塊單井增產效果與礦化度關系Fig.13 Relationship between single well stimulation effect and mineralization degree in Southern Yanchuan Block

4 結論

a.提出了“多要素耦合開發地質單元劃分”思路，依據“沉積、構造、水動力、地應力、物性”等關鍵參數疊加實現開發地質單元精細劃分，并深入厘清了各開發地質單元關鍵地質屬性以及開發制約條件。

b.基本明確了制約延川南區塊深部煤層氣開發效益的4個方面：一是深煤層高礦化度近井地帶易結垢，造成排采中斷；二是層內煤粉運移阻礙滲流通道，導流能力變差、卸壓半徑難以持續擴大；三是深煤層高應力難改造，導致改造范圍有限、氣井低產低效；四是臨近斷層區域高產液難降壓，增加了單井排采控制的難度。

c.建立了由4方面構成的地質工程一體化增效技術體系：以提高資源動用程度為核心，實施可控沖擊波解除深煤層礦化度高易結垢堵塞難題；采取“氮氣擾動”形成壓力波擾動，疏通堵塞通道煤粉，達到快速解吸及滲流產出的目的；以實現資源有效動用為目標，通過深部煤儲層有效壓裂改造提高難動儲量的效益開發；在高液量中優選潛力井提液降壓挖潛提產。一體化增效關鍵技術體系的研發成功，為國內深部煤層氣效益開發起到了帶動和示范作用。