沁水盆地鄭莊區塊北部煤層氣直井低產原因及高效開發技術

賈慧敏，胡秋嘉，樊 彬，毛崇昊，張 慶

(中石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 長治 046000)

目前我國800 m以淺煤層氣開發技術相對成熟，開發效果相對較好，建成了沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣、東北、西南、西北和中部等6個煤層氣產業基地[1]。而我國煤層氣埋深2 000 m以淺地質資源量為30×1012m3[2]，埋深1 000～2 000 m的深部煤層氣地質資源達到22.5×1012m3[3]，占埋深2 000 m以淺地質資源量的75%。煤層氣資源量豐富，但目前在深部煤層氣資源潛力評價、儲層可改造性及其地質條件耦合性等問題仍然亟待解決，亟需研發深部地層條件下的煤層氣高效勘探開發技術[4]。前人針對深部煤層氣勘探開發已開展大量的基礎研究。鄂爾多斯盆地深部煤層氣吸附量隨埋深增加呈現快速增大、緩慢增大、逐步減小的變化趨勢，煤層中甲烷吸附量峰值所處的深度為900～1 600 m[5]；深部煤層氣天然裂隙的產狀和組合模式存在垂向分帶性，以“臨界深度”為界，地層壓力和地層溫度對煤層氣含量的影響作用大小發生轉變[6]；鄂爾多斯盆地深部煤層氣井產能受地質和工程因素共同影響，需要對壓裂設計及開發層數進行優化[7]；深部煤層氣高地應力狀態大幅降低了儲層滲透率，高溫高壓影響深部煤層氣吸附解吸特性，煤巖力學性質和應力狀態導致壓裂裂縫延伸受限，儲層改造效果受限[8]；聶志宏等[9]研究提出鄂東緣大寧-吉縣區塊深部煤層氣生產特征及開發對策；顧嬌楊等[10]研究了鄂東緣臨興區塊深部煤層氣成藏富集規律，認為該區煤層氣含氣飽和度較高，利于煤層氣開發；高麗軍等[11]研究了鄂東緣臨興區塊深部煤層特征，認為深部煤層仍然以吸附氣為主，該區雖然臨儲比高、含氣飽和度高，但儲層物性較差，導致煤層氣井呈現“見氣快、排水降壓難、產量上升慢”。

目前整體上對鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣研究相對較多、較系統，但對于沁水盆地南部即深部高階煤煤層氣研究較少，在鄭莊區塊中南部埋深較大的地區，應力集中，可以在充分釋放應力基礎上，通過重復壓裂實現裂縫偏轉從而實現增產[12]，但對于埋深普遍大于1 000 m的鄭莊北部地區，仍不能實現效益開發，需要進一步研究和探索。煤層氣井產量受資源基礎和采出難易程度耦合控制，筆者用含氣量評價資源基礎，利用儲層滲透性、宏觀解吸效率和儲層可改造性評價煤層氣采出難易程度，進而明確深部煤層氣儲層低產原因，并提出針對性的工程措施，以期為研究區深部煤層氣的高效開發提供借鑒。

1 研究區概況

1.1 地質條件

鄭莊區塊位于沁水盆地南部寺頭斷層西側，區塊埋深自北向南逐步加大，鄭莊北部埋深為730～1 250 m，平均為1 010 m，整體屬于深部煤層[13]。鄭莊北部3號煤為主力煤層氣層，NE向斷層發育，褶皺構造以背斜、向斜相間發育為主(圖1)，局部發育鼻狀構造。儲層壓力7.3～12.5 MPa，平均為10.1 MPa，壓力整體較高；含氣量整體較高，為3～28 m3/t，平均17.2 m3/t；含氣飽和度整體偏低，為11.3%～93.9%，平均59.2%。

1.2 煤層氣開發概況

圖1 鄭莊區塊北部3號煤構造Fig.1 The structure of No.3 coal seam in northern Zhengzhuang Block

2013年鄭莊區塊北部開始開發，投產直井150余口、篩管水平井1口、仿樹形水平井1口。其中，直井采用優質層段集中射孔、水力壓裂方式開發，單井日產氣量為0～1 000 m3，平均150 m3；截至目前單井累積產氣量為0～139.6萬m3，平均20.6萬m3，直井整體產量極低，不能實現效益開發；篩管水平井平均日產氣量在700 m3，不能實現效益開發；仿樹形水平井穩定日產氣量為10 000 m3，但由于其投資較高，效益仍然相對較差。

2 直井低產原因

2.1 含氣量

通過試采井鉆井取心，測試煤層氣含量，并繪制鄭莊北部3號煤層含氣量分布圖(圖2)，由圖中可知，該區含氣量整體較高，絕大部分地區在20 m3/t以上，只有局部斷層、陷落柱發育區含氣量較低，呈現含氣量低值區。因此認為，該區資源基礎落實，含氣量不是造成該區塊整體直井煤層氣低產的主控因素。

2.2 滲透性

研究區試井測試井數較少，本文采用裂隙發育指數表征儲層滲透性。由于煤巖整體滲透率主要由裂隙滲透率決定，而裂隙滲透率主要取決于裂隙寬度，因此，定義裂隙發育指數為單位尺度煤巖中裂隙寬度占比[14]：

式中：Fdi為裂隙發育指數，無量綱；wi為第i條裂隙的寬度，μm；l為裂隙觀測長度，μm；分別為主、次裂隙平均寬度，μm；Dm和sD分別為主、次裂隙密度，條/μm。主次裂隙平均寬度和密度通過掃描電鏡觀察獲得。

圖2 鄭莊區塊北部3號煤含氣量分布Fig.2 Gas contents distribution in northern Zhengzhuang Block

無論是采用直井壓裂還是水平井開發，煤巖基質中的天然裂隙仍然對煤層氣產量具有重要影響。尤其對于滲透率極低的深部煤層，對于非壓裂水平井，裂隙發育程度決定儲層原始滲透率，進而決定單井產量高低[15]。對于分段壓裂水平井，天然裂隙同樣至關重要，與砂、頁巖相比，煤巖彈性模量低、泊松比高，壓裂難以形成網狀縫，一般都形成單一裂縫[16]，因此，流體在水平井井筒和壓裂裂縫中為線性流，滲流阻力很小，天然裂隙基本沒有影響；而流體從基質孔隙向壓裂裂縫滲流的過程中，天然裂隙影響至關重要[17]，直接決定有效解吸范圍和壓裂段間距，天然裂隙發育越少，壓裂所需的段間距越小。

為了進一步論證裂隙發育指數能否很好地表征儲層滲透性，基于鄭莊區塊8口試采井滲透率測試數據及煤樣裂隙觀測數據(表1)，根據式(1)計算這8口井裂隙發育指數，并繪制滲透率和對應的裂隙發育指數散點圖(圖3)，8口試采井中4口埋深大于900 m的井位于鄭莊北部區塊。由圖3可知，利用式(1)計算得到的裂隙發育指數與試井滲透率成正相關關系，且相關性較好(R2接近0.8)，表明本文提出的裂隙發育指數可以很好地表征儲層滲透性。

表1 鄭莊區塊8口井裂隙發育情況、裂隙發育指數與試井滲透率Table 1 Natural fracture parameters,fracture development index and well-test permeability of 8 wells from northern Zhengzhuang Block

圖3 鄭莊區塊北部試井滲透率與裂隙發育指數關系Fig.3 Relationship between well-test permeability and fracture development index of northern Zhengzhuang Block

研究區試采井裂隙發育指數分布如圖4所示，由圖中可以看出，研究區絕大部分地區裂隙指數均小于140，通過圖3折算得到滲透率，小于0.10×10-3μm2，滲透率極低。

統計整個鄭莊區塊21口試采井(其中包括鄭莊北部7口試采井)裂隙發育指數與穩定日產氣量關系(圖5)，結果表明穩定日產氣量隨著裂隙發育指數增加而增加，當裂隙發育指數小于140時，日產氣量小于800 m3，因此，鄭莊北部極低的滲透率是其低產的重要原因。

2.3 地解壓差

煤層氣主要以吸附態賦存在煤層中，煤層氣開發必須通過持續排水將儲層壓力由原始地層壓力(pr)降至臨界解吸壓力(pde)以下，煤層氣才能產出[15]。煤層原始儲層壓力與臨界解吸壓力之差稱為地解壓差(圖6)，其表達式為：

式中：Δp為地解壓差，MPa；pr為原始地層壓力，MPa；pde為臨界解吸壓力，MPa。

圖4 鄭莊區塊北部裂隙發育指數分布Fig.4 Distribution of fracture development index of northern Zhengzhuang Block

圖5 鄭莊區塊裂隙發育指數與日產氣量關系Fig.5 Relationship between fracture development index and daily gas production of northern Zhengzhuang Block

在其他條件相同時，煤儲層地解壓差越大，其吸附態煤層氣解吸需要的排采時間越長，解吸波及范圍越小，解吸效率越低，因此，可以將地解壓差作為煤層氣井宏觀解吸效率的評價指標。

鄭莊區塊及其北部生產井解吸壓力與埋深關系較為離散，其相關性變化趨勢不明顯(圖 6a)，這是由于埋藏越深煤層氣生成量越大且氣體保存條件越好，含氣量越高。研究區生產井的地解壓差隨著埋深增加而明顯增加，如埋深800 m時，地解壓差主要分布在4～6 MPa；埋深增加到1 200 m時，地解壓差則主要分布在8～11 MPa，比埋深800 m時增加了4 MPa以上(圖6b)，意味著埋深越深，煤層氣井解吸前排水降壓階段持續時間更長、解吸更難，有效解吸面積更小。研究區埋深與地解壓差成冪指數關系，且相關性較好。

圖6 鄭莊北部生產井解吸壓力、地解壓差與埋深關系Fig.6 Effect of buried depth on the desorption pressure and reservoir-desorption pressure difference of production wells in northern Zhengzhuang Block

統計鄭莊區塊地解壓差與日產氣量關系(圖7)，結果表明，穩定日產氣量隨地解壓差增加而降低，地解壓差大于4 MPa后，日產氣量均小于2 000 m3；地解壓差大于6 MPa后，絕大部分煤層氣井日產氣量小于800 m3；地解壓差大于8 MPa后，日產氣量均小于200 m3。鄭莊區塊北部絕大部分區域地解壓差均大于6 MPa，由此可知，地解壓差較大是鄭莊北部產量較低的主要因素之一。

圖7 鄭莊與鄭莊北區塊地解壓差與穩定日產氣量關系Fig.7 Effect of reservoir-desorption pressure difference on stable daily production in Zhengzhuang Block and northern Zhengzhuang Block

為進一步驗證地解壓差對產量的影響，統計了鄭莊北部埋深基本一致但地解壓差相差較大的井的穩定日產氣量(表2)，由表中可知，ZS10—ZS12這 3口井埋深在970 m左右，穩定日產氣量隨著地解壓差增加而降低，地解壓差為5.8 MPa時，穩定日產氣量為1 040 m3，當地解壓差增加至7.9 MPa時，穩定日產氣量只有50 m3；ZS13—ZS15這 3口井埋深在870 m左右，穩定日產氣量同樣隨著地解壓差增加而降低，地解壓差為5.1 MPa時，穩定日產氣量為1 170 m3，當地解壓差增加至8 MPa時，穩定日產氣量只有100 m3，進一步表明地解壓差對深部煤層氣井產量具有決定性影響。

表2 同等埋深條件下地解壓差對穩定日產氣量的影響Table 2 Effect of reservoir-desorption difference pressure on stable daily gas production at the same buried depth

2.4 煤體結構

鄭莊北部煤層氣儲層滲透率極低，必須經過有效的壓裂改造才能獲得經濟產能，而煤體結構對煤層氣儲層壓裂效果具有重要影響，目前研究認為原生、碎裂煤儲層壓裂縫長較長，改造效果較好；糜棱、碎粒煤儲層壓裂以短寬縫為主，改造效果較差[16]。煤體結構可以利用測井參數進行預測[17]，一般測井電阻率、密度越大，聲波時差、擴徑率和自然伽馬越小，煤體結構碎裂程度越低，通過分析鄭莊區塊參數井煤心和相應取心段測井參數，確定研究區煤體結構測井評價指標(表3)，根據表3對鄭莊北部煤層氣井煤體結構進行劃分，將碎煤(碎粒煤和糜棱煤)厚度之和占煤層總厚度的比例作為評價煤體結構對壓裂效果影響的主要參數，碎煤比例越高、壓裂效果越差。鄭莊北部絕大部分煤層中碎煤比例在0.7以上，煤體結構整體較為破碎(圖8)，導致儲層壓裂裂縫較短，改造效果差，這是鄭莊北部低產原因之一。

2.5 地應力

根據鄭莊北部區塊煤層氣開發井壓裂施工數據進行儲層地應力預測，儲層垂向應力、最大水平主應力、最小水平主應力采用下式[18]計算。

式中：σv、σh、σH分別為垂向主應力、最大水平主應力和最小水平主應力，MPa；H為煤層埋深，m；pc為閉合壓力，MPa，可根據煤層氣井水力壓裂施工曲線壓降段數據進行計算[19]；pf為破裂壓力，MPa，根據水平井壓裂施工曲線直接讀取；p0為原始儲層壓力，MPa；T為煤巖抗拉強度，MPa。

對研究區煤層氣參數井壓裂數據進行處理得到莊北部垂向主應力、最小水平主應力和最大水平主應力，并繪制各應力與埋深關系圖(圖9)，結果表明，垂向應力、最大水平主應力和最小水平主應力均隨埋深增加而增加，得到最大、最小水平主應力與埋深經驗關系分別為：

表3 鄭莊區塊3號煤層煤體結構測井參數識別指標Table 3 Identification index of coal body structure of No.3 coal seam from logging in Zhengzhuang Block

圖8 鄭莊區塊北部碎煤厚度占比Fig.8 Thickness ratio of broken coal in northern Zhengzhuang Block

圖9 鄭莊北部地應力與埋深關系Fig.9 Relationship between in-situ stress and buried depth in northern Zhengzhuagn Block

由圖9可知，研究區地應力狀態為σv＞σH＞σh，垂向應力大于水平應力，為大地靜力場形，水力壓裂容易形成垂直裂縫，裂縫延伸較短，有效改造面積小[20]，這是研究區水力壓裂效果較差的重要原因。

綜上可知，鄭莊北部深部煤層含氣量普遍較高，但儲層滲透率極低，導致氣水產出效率低；高碎煤占比和地應力類型雙重疊加導致水力壓裂裂縫短、水力壓裂有效改造面積小，水力壓裂對提高氣、水產出效率貢獻不大；高地解壓差導致解吸前排水降壓時間長，宏觀解吸效率低；且極低的儲層原始滲透率、較差的水力壓裂效果和高地解壓差耦合導致了極低的儲層宏觀解吸效率，進而導致極低的產氣量。

3 高效開發技術探討

3.1 仿樹形水平井開發技術

仿樹形水平井是在多分支水平井基礎上改進而得到，采用“主支疏通、分支控面、脈支增產”理念進行設計[21]，為避免多分支水平井主支垮塌嚴重的問題，仿樹形水平井主支在煤層頂板泥巖中鉆進，旨在追求穩定的井眼，從而實現長期排水采氣而不垮塌；分支由主支側鉆進入煤層，再從分支側鉆若干脈支(圖10)。在鄭莊北部部署了1口仿樹形水平井，穩定日產氣量達到10 000 m3，穩產1 a以上，目前日產氣量7 000 m3左右，累積產氣量達到1 100萬m3以上，開發效果遠遠好于直井(圖11)。開發效果較好的原因為仿樹形水平井很大程度上克服了該區域低產因素：煤層總進尺高達10 288 m，單井控制面積達到0.5 km2以上，克服了研究區水力壓裂裂縫短的缺點，大幅提高了單井有效控制面積，為高產穩產奠定基礎；脈支間距一般小于50 m，用人工井眼實現對煤層的密切割，大幅縮短煤層氣、水滲流距離，利于實現脈支間協同降壓，可以克服高地解壓差的缺陷；另外，分支、脈支對煤層進行細分割，充分釋放儲層應力，利于改善儲層滲透率。仿樹形水平井在鄭莊區塊深部煤層開發成功表明，只要開發工藝與儲層地質條件相適應，深部煤層也可以實現高產。

圖11 ZSP1仿樹形水平井綜合生產曲線Fig.11 Production curves of tree type horizontal well ZSP1

仿樹形水平井也存在固有缺點：①為追求主支井眼穩定，主支在頂板泥巖中鉆進，導致主支相對位置高于分支和脈支，不利于煤層氣井充分排水降壓；②泥巖井眼經過排采水長期浸泡也會發生垮塌，一旦主支垮塌，產氣通道被堵死，整個井就不能繼續產氣，風險較大；③煤層進尺大，鉆井難度高，單井成本在15 000萬以上，經濟效益相對較差。為解決上述問題，主支可在煤層中鉆進，主支井眼中下入套管支撐，避免井眼垮塌風險，同時利于排水降壓；在分支中下入PE篩管，有效支撐分支，避免分支垮塌，進一步提高單井產量，提高經濟效益。

3.2 L形水平井分段壓裂技術

為克服仿樹形井鉆井成本高、難度大的缺點，采用L形水平井密切割分段壓裂技術：采用油管底封拖動壓裂技術取代連續油管壓裂技術，大幅降低水平井壓裂成本；水平井井眼平行布置，相鄰兩口水平井間距100 m，克服研究區水力壓裂裂縫短的缺點；水平段長度1 000 m左右，壓裂13段以上，平均壓裂段間距小于70 m；相鄰兩口水平井壓裂裂縫交錯布置，對煤層密切割，有效增大煤層的改造面積，克服研究區水力壓裂有效改造面積小的缺點，大幅提高儲層滲透率，增強排水降壓能力，有利于擴大有效解吸面積，克服高地解壓差的影響。

采用該開發模式，在研究區內實施L形水平井分段壓裂井6口，平均單井產量達到10 000 m3以上，且單井鉆井和壓裂成本控制在600萬以內，這與研究區平均單井產量100 m3、鉆井和壓裂成本200萬以上的直井具有顯著優勢，L形水平井分段壓裂成本僅比直井壓裂增加2倍，產量卻增加近100倍，L形水平井分段壓裂實現了鄭莊區塊北部產量突破和高效開發(圖 12)。與仿樹形水平井相比，2種開發井形穩定日產氣量均在10 000 m3，但L形分段壓裂水平井成本僅為仿樹形水平井的40%，因此，L形水平井分段壓裂技術開發效益更高。

圖12 L形分段壓裂水平井生產曲線Fig.12 Production curves of multi-stage hydraulic fracturing of L type horizontal well

4 結論

a.裂隙發育指數可以很好地表征煤儲層的滲透性，鄭莊區塊北部煤層氣井日產氣量隨著裂隙發育指數增加而增加，而絕大部分地區裂隙指數均小于140，滲透率極低是其低產的重要原因。

b.鄭莊北部生產井穩定日產氣量隨地解壓差增加而降低，這是由于地解壓差越大，解吸范圍越小，宏觀解吸效率越低；當地解壓差大于6 MPa后，絕大部分煤層氣井日產氣量小于800 m3，地解壓差大于8 MPa后，日產氣量均小于200 m3，而鄭莊北部絕大部分區域地解壓差大于6 MPa，這是導致鄭莊北部直井整體低產的主要因素之一。

c.鄭莊北部煤體結構整體較為破碎，絕大部分地區煤層中碎煤比例在0.7以上，導致水力壓裂裂縫較短；鄭莊北部垂向應力大于水平應力，為大地靜力場形地應力，水力壓裂易形成垂直裂縫，裂縫延伸較短；煤體結構與地應力耦合導致鄭莊北部水力裂縫較短，有效改造面積小，直井開發效果較差。

d.仿樹形水平井采用人工井眼實現煤層密切割，縮短了煤層氣、水滲流距離，利于實現協同降壓增產，有力克服高地解壓差的不利影響；同時采用人工井眼代替壓裂裂縫，解決研究區水力壓裂造縫短的難題，取得了產量突破，但存在不利于排水降壓和井眼易垮塌的風險。采用L形水平井分段壓裂技術克服了仿樹形水平井的缺點，可以實現鄭莊區塊北部高效開發。