滇東黔西煤層氣開發技術及先導性試驗*

孫晗森 秦 勇 陸小霞 吳財芳 張 平 王海僑 楊兆彪 程 璐 馬騰飛

(1.中海油研究總院有限責任公司 北京 100028； 2.中國礦業大學資源與地球科學學院 江蘇徐州 221008；3.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100016)

滇東黔西地區煤層氣資源約占全國煤層氣資源量的10%，在中國煤層氣資源開發中具有重要區位優勢[1]。通過近30年來的攻關研究實踐，前人對該區煤層氣構造、沉積特征、煤層氣富集規律、物性特征、流體作用等有了初步認識[2-6]。但是，整體而言，滇東黔西地區煤層氣勘探程度較低，針對中小型向斜構造發育區的煤層氣有利區和開發甜點區評價技術缺乏；地應力高，煤體結構變化大、煤層多而薄、多系統疊置，開發地質單元劃分及開發方式優化選擇面臨巨大挑戰；所處云貴高原相對高差大，地形復雜，施工條件差，儲層地質條件特殊，煤儲層易塌易漏，鉆井風險大、井下事故頻發，相應的經濟高效的鉆完井和增產改造技術有待研發；多煤層疊置含氣系統評價技術和開采規律研究較少，各含氣系統解吸滲流規律不明，排采效果差異很大，相應的排采技術需要探索[7-8]。因此，全面認識該區的地質及煤儲層含氣系統特征，優選勘探開發甜點區，建立一套適合該區的高效鉆完井技術、排采工藝，解放該區巨大的煤層氣資源量，對中國的煤層氣發展具有重要的現實意義。本文總結了“十三五”期間取得的研究進展，重點對多薄煤層選區選段技術、疊置含氣系統劃分與開發技術、易塌易漏地層鉆完井及儲層保護技術、多層復雜結構煤層高效改造技術、多層合采耦合及自適應排采技術等5方面的主要成果及應用情況進行了系統闡述，以期為該區下一步商業開發提供技術支撐。

1 滇東黔西地質概況

1.1 構造特征

研究區位于滇東黔西黔南坳陷西南部，處在揚子地塊南緣周緣盆-山構造和揚子準克拉通的交接部位，南部以南盤江斷裂帶為界與南盤江凹陷相連，北西側與滇東-黔中隆起相接，北東側以水城-紫云斷裂毗鄰(圖1)。研究區所在的黔南坳陷是一個海西晚期至印支期的坳陷，石炭系、二疊系和三疊系發育完整，厚度達6 000 m左右；坳陷內部缺失奧陶系，志留系直接覆蓋在寒武系之上。

圖1 研究區構造位置圖

研究區自晚二疊世煤系形成以來主要經歷了印支運動、燕山運動和喜馬拉雅運動，其中燕山期和喜馬拉雅期強烈的兩期構造運動對本區的影響最為顯著。研究區的構造格局及變形主要表現為“帶塊相間變形、復雜形態組合、局部變形強烈、基底斷裂控制、多期疊加演化”的總體特征，形成了近30個次級向斜構造單元[9](圖2)。

圖2 研究區構造單元分布圖

1.2 區域地應力特征

滇東黔西地區位于歐亞和印度兩大板塊會聚、消減、相互作用的邊緣地帶，是中國大陸內部地震活動最強烈的地區之一，由于其特殊的構造部位和強烈的地殼運動，使得該地區應力分布錯綜復雜。滇東黔西地區地應力作用方向以NW—SE向為主[10-11]。據川滇應力區和桂西地區震源機制解釋結果，本區最大主應力方向主要為NW、NWW向。中國現今構造應力場亦反映本區最大應力方向為近NW—SE向，這與現場測試結果一致。黔西地區黔水參1井、楊梅參1井微地震裂縫監測結果顯示，裂縫方位為北東42°～49°，最大水平主應力方向為NW—SE向。

1.3 煤儲層特征

滇東黔西地區煤層分別形成于中泥盆世、早石炭世、早二疊世、晚二疊世、晚三疊世和新近紀。晚二疊世是滇東地區最重要的聚煤期之一，含煤8～20層，煤層總厚度最大可達30余米，包含龍潭期和長興期兩個成煤期[12]。晚二疊世沉積環境為海陸交互相，氧化性較強，宏觀煤巖類型以半暗煤和半亮煤為主，暗淡煤次之。顯微組分以鏡質組為主，含量介于41.7%～89.71%；惰質組次之，含量為2.4%～46.7%；無機組分含量為0.8%～27.3%。滇東黔西地區各礦區原煤灰分產率平均為8.76%～37.37%。煤種齊全，從氣煤到無煙煤都有分布，但主要以高變質煙煤為主。

2 多薄煤層選區選段技術

在滇東黔西地區含煤性、含氣性等相關分析的基礎上，應用關鍵要素遞階優選法，選取合理參數，按照先平面、后垂向的思路，建立了適于多煤層發育區的煤層氣開發甜點區段優選指標體系。

1)有利區優選。

有利區優選是指從眾多的次級向斜或含煤盆地中優選出有利于煤層氣開發的向斜或盆地，重點考慮資源條件。資源條件包括資源量和資源豐度。其中，資源量又包含地質資源量和可采資源量，決定開發潛力與規模。資源豐度決定富集程度。因此，本文將地質資源量、地質資源豐度和可采資源量作為煤層氣有利區優選的3個關鍵指標。此外，滇東黔西地區煤層氣實際開發深度一般在1 000 m以淺。因此，在煤層氣有利區優選過程中，將1 000 m以淺的可采地質資源量作為輔助指標或參考指標進行考慮。采用 “關鍵要素遞階優選” + “一票否決”的方法對煤層氣有利區進行優選。優選要素的排序為煤層氣地質資源量及資源豐度—煤層氣資源可采性—埋深1 000 m以淺地質資源量。根據遞階優選的原理，在優選出的礦區中確定最有利區、較有利區以及不利區。

2)甜點區優選。

甜點區優選是在已選出的有利區內進一步精選，即在有利區范圍內尋找煤層氣開發的“靶區”，重點考慮構造地質條件。構造復雜程度是影響本區煤層氣開發的重要因素，且與煤體結構、地應力、滲透率等密切相關，并可通過斷層分維值、構造曲率進行表征。埋深影響地應力大小，包括最大、最小、垂向主應力，進而影響煤層其他地質參數。隨著埋深增大，應力發生轉換，由水平主應力轉變為垂向主應力。滇東黔西地區地形變化較大，影響施工難易程度，因此，在甜點區優選時須將地形地貌作為參考指標。

3)甜點段優選。

甜點段優選是針對滇東黔西地區多套疊置煤層提出的優選體系，即在垂向上優選有利層段，重點考慮開發地質條件。影響煤層氣開發的主要因素有：含氣量、含氣飽和度、滲透率、煤體結構、臨界解吸壓力、儲層壓力、煤巖力學性質等。結合滇東黔西地區特殊的地質構造情況和多煤層、薄煤層發育的特點，選擇多煤層合層開發最具可行性。合采需考慮各層之間的壓力差異、滲透率差異、層間距等。因此，在甜點段優選階段優選的主要指標為：煤體結構、單層含氣飽和度、臨界解吸壓力差、儲層壓力梯度差、煤巖力學性質、滲透率比值、最大層間距、單層含氣量。綜合有利區、甜點區、甜點段優選，形成三級指標體系(圖3)。在此基礎上，結合單井資料及綜合地質分析，對指標體系進行量化，形成量化指標體系(表1)，為該區的選區選段提供支撐。

圖3 滇東黔西地區煤層氣地質選區指標體系

表1 滇東黔西地區煤層氣地質選區指標參數

3 疊置含氣系統描述與開發技術

滇東黔西地區煤層氣勘探與開發試驗井獲得工業性氣流突破的井極少，少數井不產氣，多數井低產，高產井產能普遍衰減過快。這一現狀指示該區煤層氣開采地質條件和工藝技術更為復雜，缺乏明確的產層組合設計依據和方法，且中國北方乃至國外行之有效的煤層氣常規開發技術在該區無法適用。滇東黔西地區煤層多且相對較薄，頻繁交互的海陸相煤系沉積在垂向上形成了多套疊置含氣系統，巖性組合復雜。各煤層的厚度、含氣量、滲透率、儲層壓力等存在一定差異，如何合理選取產層組合及相匹配的開發方式是目前的難點。

3.1 動靜態集成分析的煤層氣合采產層組優選技術

以氣井產能方程為基礎，設計了主產層優選指數、擴展指數、產能貢獻指數3個參數，耦合主產層優選(評價產層潛能)、產層擴展優選(考慮次要產層產氣貢獻)與產層貢獻指數(評價產層組開發經濟性)3個步驟，結合煤體結構、儲層壓力差、產氣貢獻3參數“一票否決”約束，建立“三步三參數約束”的產層組優化選擇方法，以實現復雜巖性組合條件下的煤層氣合采產層組優選[13-14](圖4)。

圖4 煤層氣合采產層組“三步三參數約束”優選參數與流程

第1步，合采系統主力產層優選。影響煤層氣井產能的原始物性參數主要是煤層厚度、滲透率、含氣量及儲層壓力。煤層氣開發實踐證實，現有開發技術條件下，煤體結構為碎粒煤及糜棱煤時，開發效果較差。因此，煤體結構是關鍵因素，當多煤層條件下開發煤層為碎粒煤及糜棱煤時，建議“一票否決”?？紤]煤體結構因素，以煤層氣井產能方程[15]為基礎，提出合采產層組優選的第1個參數，即主產層優選指數δ，其計算公式為

δ=HVKpS

(1)

式(1)中：δ為主產層優選指數，10-15m6·MPa/t；H為煤層厚度，m；V為煤層含氣量，m3/t；K為煤層滲透率，mD；p為儲層壓力，MPa；S為煤體結構系數，原生結構煤或碎裂煤S=1，碎粒煤或糜棱煤S=0。根據上式計算，主產層優選指數越大，產層潛在產能越大，則首選為主產層。

第2步，合采系統產層擴展優選。產層擴展原則主要為保證主產層的主體地位以及產層組基本保證在一個流體壓力系統中。保證主產層的主體地位，即在一個產層組內部依次開始產氣時，液面不能暴露主產層，以免造成對主產層的傷害。擴展產層與主產層的壓力梯度差需小于0.1 MPa/100m。壓力梯度差過大，儲層能量較高的產層流體將通過井筒抑制低壓產層流體的產出，甚至在大壓差下向低壓儲層“倒灌”。

根據上述原則，提出多煤層合采的產層擴展組合指數Ω：

Ω=dpc/(ρgh)

(2)

式(2)中：Ω為產層擴展組合指數，無因次；d為系數，當擴展產層與主產層的壓力梯度差小于等于0.1 MPa/100 m時取值1.0，大于0.1 MPa/100 m時取值0；pc為臨界解吸壓力，MPa；ρ為產出水密度，103kg/m3；g為重力加速度，取值9.81 m/s2；h為其他擴展產層與主產層的垂向間距，m。

當產層擴展組系數Ω大于等于1時，適宜擴展組合；小于1時，則不適宜擴展組合。

第3步，合采系統產能貢獻優化。在穩產階段，液面降至主產層頂板上部，套壓為0.05 MPa，此時主產層產氣貢獻率應在30%以上，而其他產層產氣貢獻率最好在10%以上。若主產層優選指數δ中不考慮開發工程影響系數，則各產層產氣潛能為

Qi=HiViKi(pi2-p0i2)

(3)

式(3)中：i為產層編號。其中，p0i=ρgh+pt。

則，產能貢獻指數η計算公式為：

(4)

式(4)中：η為產能貢獻指數，%；n為產層總數。除主產層之外，其他產層產能貢獻指數η應在10%以上，若低于10%則不宜加入組合。

3.2 產層組合及開發方式優選

基于滇東黔西地區合采試驗井生產歷史，采用地質統計及因素差異對比法，分析合采地質條件特點，提出了該區煤層氣合采兼容性閾值及工程設計優化的地質建議(表2)。對于產層組合的選擇，盡量不跨含氣系統，產層組埋深<800 m，最大跨度<60 m，產層累計厚度>6 m，產氣層數3～5層，優選加權含氣飽和度高、飽和度差異系數小和壓力狀態差異系數小的產層組，同時高度關注產層組中各產層的均衡壓裂改造。

表2 黔西—滇東地區煤層氣合采產層組設計與排采管控措施優化建議

基于國內煤層氣工程探索得失、疊置煤層氣系統合采地質兼容性研究等，提出了3個先導區煤層氣開發方式選擇建議，相關建議在黔西滇東地區具有普遍意義(表3)。直井/叢式井合采仍是區內普遍適用的煤層氣開發首選技術，除了恩洪先導區之外，其他先導區乃至其他地區合采產層組應該限制在同一煤層氣系統，還應關注產層組空間特性、儲層屬性差異、儲層改造及排采控制條件等。建議黔西地區積極推動單支水平井現場試驗，首選頂板單層水平井技術，嘗試煤層單層水平井方式，探索頂板/夾層/煤層的多層水平井合采(產層組不跨含氣系統)；滇東地區開展頂板/夾層多層水平井合采現場試驗，其中老廠區塊產層組不跨含氣系統，恩洪區塊產層組在避免深度過大的前提下可適當增大跨度。同時，恩洪區塊可嘗試直井/叢式井較大跨度層段連續油管壓裂合采技術。

表3 黔西—滇東地區先導區煤層氣開發方式選擇建議

上述技術應用于滇東黔西地區14口先導試驗井，11口井穩產大于1 000 m3/d，驗證符合率為78.6%(表4)。

表4 滇東黔西先導區合采兼容性符合率驗證

4 易塌易漏地層鉆完井及儲層保護技術

4.1 地層漏失、井壁失穩與儲層傷害機理

根據鉆井工程認識，發現井壁失穩多發生在飛仙關組和龍潭組。飛仙關組泥巖較為發育，黏土礦物總含量高，以伊/蒙、綠/蒙混層為主，發生水化膨脹及水化分散能力強，容易發生井壁失穩。龍潭組發育一套砂質泥巖、泥質砂巖及泥巖夾煤層，砂泥巖頻繁互層，且互層段較長，泥巖遇水膨脹地層穩定性差，在外力擾動下，井壁極易失穩垮塌。且煤層煤體結構復雜、裂隙發育，煤層力學強度弱化，也易導致井壁垮塌失穩。

針對煤儲層易破碎、排采共存等特性，建立了適合于滇東黔西破碎性煤層滲透性評價的 “氣液動能等效”的流速敏感性評價方法以及“改進回收率法”測定煤巖酸敏、堿敏、鹽水敏等特性[16]。測試結果發現，滇東黔西地區主力煤層為強酸敏、弱-中偏弱堿敏、弱-中偏弱鹽水敏、弱-中偏強液測速敏、強應力敏感。

建立了高分辨三維CT掃描、微觀結構掃描電鏡等傷害程度綜合定量評價方法，揭示了工作液傷害煤儲層機理：煤層裂縫寬度132～1 500 μm，濾液沿裂縫走向連續侵入，損害儲層(圖5)。

圖5 鉆井液侵入煤心傷害機理

根據上述地層漏失、井壁失穩機理以及儲層傷害機理分析，確定了鉆完井液保護儲層基本原則：pH值≤9.5，礦化度≥2%，強化封堵，降低濾失，與地層壓差≤2 MPa。

4.2 新型低傷害強防塌鉆井液體系

自主研發的新型封堵防塌抑制劑(GFJ-1)，具有增黏降濾失的效果，以及良好的抑制性能，當加量超過2%時可有效封堵煤巖，封堵率可達90%?；谶@種抑制劑，研制了上部地層防塌鉆井液體系和儲層段的無固相鉆井液體系。上部地層防塌鉆井液體系配方為：4%鈉土+1%封堵防塌抑制劑(GFJ-1)+1%銨鹽+2%羧甲基淀粉+0.4%聚丙烯酸鉀，該體系濾失量低，抑制性強，能有效防止地層失穩，配制和維護方便。儲層段的無固相鉆井液體系配方為：水+1.5%封堵防塌抑制劑(GFJ-1)+0.4%聚丙烯酸鉀+1.0%成膜劑+3%褐煤樹脂+2%羧甲基淀粉，該體系具有較好流變性和濾失性。借助巖心流動實驗系統，評價儲層段無固相鉆井液體系對煤層巖心的封堵效果，封堵率92.7%，滲透率恢復值90.3%(圖6)。

圖6 儲層段無固相鉆井液封堵性能評價

自主研發的新型起泡穩泡劑(ULIT-1)，具有較好的起泡效果，起泡量大，穩泡時間長，且在煤層氣排液開采過程中易于脫附，有利于儲層保護[17]?；谶@種起泡穩泡劑，研制了新型低傷害微泡沫鉆井液體系：0.1%新型起泡穩泡劑(ULIT-1)+0.2%十二烷基二甲基甜菜堿+0.3%生物聚合物+0.2%瓜膠+1%褐煤樹脂+1%銨鹽+ 0.2%聚丙烯酸鉀。相較于普通泡沫，微泡沫的水化膜較厚，性能更穩定；微泡沫間呈分散排列，不存在Plateau邊界或受Plateau效應影響小，性能更穩定；微泡沫尺寸分布范圍廣(圖7)。該體系性能穩定，低密度，抑制性強，抑制巖樣膨脹、分散，能將對巖心封堵率和返排后的滲透率恢復值都保持在90%以上，具有較好的儲層保護效果。

圖7 微泡沫顯微鏡下照片(200倍)

應用上述鉆井液對云南老廠煤層氣井進行鉆進，有效地降低了井徑擴大率。煤系地層井徑平均擴大率為8.87%，普通地層井徑平均擴大率為4.98%(表5)。

表5 滇東地區老廠先導區井徑擴大率統計表

4.3 強膠結低傷害固井液體系

研究出煤巖強粘附膠黏劑，通過在煤巖表面強粘附致密成膜，快速使煤巖變為強親水性，與現有技術相比，煤巖-水泥石膠結強度提高60%。并基于此，確定了多功能前置液配方：清水+2.6%堵漏劑+5.6%填充劑+1.72%性能調節劑+8%乳膠類強化膠結劑(關鍵處理劑)，經測試該種前置液體系親水潤濕改性快，其煤巖-水泥石膠結強度比現有技術提高了86.7%。

根據水泥漿對煤儲層的傷害機理，創新性地提出“架橋+構網+膠結+多級填充”的四位一體化封堵思想(圖8)，避免封堵材料的滑脫，有效減少水泥漿的侵入，降低水泥漿對煤儲層的傷害。根據以上設計思想，通過封堵材料粒徑、濃度以及外加劑的優選，得到多級強黏結低密度塑性水泥漿配方：水泥+7.5%封堵材料+活性填料4%+0.3%纖維+10%環氧樹脂+2%納米液硅+1.0%降失水劑+0.5%分散劑。其具有強度高、韌性好的特點，能保證水泥石環完整性。且侵入少，傷害小，對煤儲層傷害率比常規低密度固井平均減少30.55%(圖9)。固井液在現場應用顯示CBL/VDL測井質量優質率為95.38%、98.86%，煤層段二界面膠結優質。

圖8 低傷害水泥漿致密封堵原理

圖9 不同水泥漿對煤心傷害效果對比

5 多層復雜結構煤層高效改造技術

5.1 多煤層速鉆橋塞分層與多級射孔聯作快速分層壓裂技術

基于地質工程一體化思路，建立了多層疊置煤層壓裂方式優化決策方法，并基于該方法采用Matlab工具開發了對應的多層疊置含氣系統壓裂層組優化決策軟件。以煤儲層壓力梯度和滲透率為地質約束條件，對煤層進行第1次和第2次劃分。在地質劃分的基礎上，通過對不同射孔位置煤層裂縫延伸情況進行模擬，以最大限度提高產能為導向的第3次劃分。在上述劃分的基礎上，判斷該層組是否滿足現有封隔工具作業條件，進行第4次劃分。優選了速鉆橋塞分層與多級射孔聯作壓裂工藝，集成創新形成了多煤層快速分層壓裂技術，該項技術在先導試驗區進行了20口井應用。圖10為速鉆橋塞分層與多級射孔聯作壓裂工具系統。

圖10 速鉆橋塞分層與多級射孔聯作壓裂工具系統

5.2 多級脈沖高壓氣動力射孔誘導起裂壓裂技術

針對滇東地區地質特征，提出高壓氣動力誘導起裂，后續活性水壓裂或氮氣壓裂延伸裂縫技術方案。復合射孔高壓氣動力誘導起裂壓裂技術集射孔和高能氣體壓裂的優點于一身，利用聚能射孔彈和壓裂火藥裝藥合理組合，產生了高能炸藥金屬射流、高溫高壓氣流的復合作用，可以有效消除射孔壓實帶，清除近井帶污染并產生多條誘導裂縫。設計了PerfoPlus多級脈沖復合射孔、PerfoFrac分體式復合射孔兩套射孔壓裂方案。

PerfoPlus多級脈沖復合射孔是在射孔槍內裝配燃速不同的兩級壓裂火藥，兩發射孔彈之間裝配一級壓裂火藥(增效藥盒)，彈架上裝配二級壓裂火藥。兩級火藥在射孔槍內被爆轟波點燃，燃燒后產生高溫高壓氣體脈沖，通過射孔槍上射孔和泄壓孔眼排出，作用于目標地層，產生徑向誘導裂縫。

PerfoFrac分體式復合射孔是在射孔槍尾部下掛壓裂槍，火藥單元式裝配，可以實現裝藥量和不同燃速火藥靈活組合。通過爆轟轉燃燒控制技術點燃壓裂槍內火藥裝藥，燃燒后產生氣體通過壓裂槍上泄壓孔排出，作用于目標地層，產生誘導裂縫。

云南老廠LC-C6井進行多級脈沖高壓氣動力射孔誘導起裂壓裂試驗，注入壓裂液876.28 m3，石英砂57.21 m3；破裂壓力僅為18.19 MPa，有效降低了裂縫延伸壓力，保證了后期加砂壓裂成功。

5.3 弱含水煤層低傷害N2泡沫壓裂技術

針對已有泡沫壓裂液存在破膠困難、聚合物或天然大分子穩泡劑對儲層傷害的缺點，以及沒有針對弱含水煤層的具有助解吸劑的泡沫壓裂液體系，在已有的泡沫壓裂液主體體系基礎上，篩選出助解吸劑、黏土穩定劑、穩泡劑等其他添加劑，從而得到低傷害的泡沫壓裂液體系，其配方為：1%LY-3-16(起泡劑)+0.5%LY-3-18(起泡劑)+0.5%XN-NT-20(防膨劑)+0.5%XN-ZJX-1(助解吸劑)+氮氣。

通過對該低傷害泡沫壓裂液體系進行相關性能的測試，發現這款泡沫壓裂液起泡體積大、半衰期長，懸砂性能較好，耐溫抗剪切性能、表面張力、防膨性能、縮膨性能等均符合行業標準(表6)。這款泡沫壓裂液還具有3個顯著特點：一是引入了具有雙疏性質的氟碳鏈，降低了甲烷、水分子吸附力，促進了解吸，其助解吸率比常規氮氣泡沫壓裂液提高了31.26%；二是具有防膨和縮膨能力，對煤巖基質的滲透率傷害率僅為-24.5%；三是試驗井平均砂比達到18.4%。

表6 低傷害N2泡沫壓裂液性能參數

恩洪先導區EH-C6井宣威組21#、16#、7+8+9#煤層組采用“氮氣泡沫壓裂液、電纜傳輸速鉆橋塞與多級射孔聯作”技術進行了壓裂施工，三層累計注入壓裂液1 433.66 m3，液氮343.2 m3，泡沫質量60%，石英砂126.23 m3(達到設計加砂量的105.2%)，平均砂比18.4%。

5.4 弱含水煤層前置液態二氧化碳壓裂技術

研究發現微孔更有利于CO2在競爭吸附中占據優勢地位，而大孔利于氣體擴散，且CO2始終在擴散中占優勢。建立了考慮流-固-熱耦合的CO2壓裂三維裂縫擴展模型，包含CO2壓裂井筒溫壓計算模型、縫內流場計算模型以及應力場模型。

自主研發的CO2與煤巖作用模擬裝置，研究CO2的注入時機對煤層的影響，研究發現相比后置CO2，前置CO2能增多、增寬煤的微裂隙及孔隙，且能有效提高煤的滲透率。

在借鑒以往CO2干法壓裂取得經驗效果的基礎上，通過前置液態CO2壓裂+活性水攜砂壓裂結合，提高近裂縫地層的能量，促進煤巖裂縫的起裂和擴展，減少壓裂液對煤層的傷害，促進CH4的解吸，提高壓裂液的返排效率。

云南老廠先導區LC-C5井應用前置CO2壓裂技術進行試驗，共注入液態CO2213.36 m3，活性水壓裂液1 015.58 m3，石英砂33.47 m3；施工曲線及裂縫監測表明：液態CO2注入有效溝通了割理及微裂隙，形成了復雜裂縫；裂縫長度230 m，裂縫網絡寬度150 m，裂縫體積(SRV)572 800 m3。

6 多層合采耦合及自適應排采技術

6.1 多層合采全過程流動模型的建立

為了解決現有的實驗裝置不能準確表征多個油氣層之間的流體運移情況的問題，針對滇東黔西地區煤層發育與多層合采的特點，研發了一種多煤層開發物理模擬實驗裝置，該裝置包括：軸壓加載系統、圍壓加載系統、供氣系統、采氣系統、數據測量系統和數據采集系統(圖11)。該多煤層開發物理模擬實驗裝置能夠建立3個產層煤層并根據滇東黔西地區實際煤層特征為每個煤層單獨施加軸壓和圍壓，從而真實模擬多煤層煤層氣合采過程中氣體在多煤層中的運移過程，監測在不同的煤巖物性、不同入口壓力、不同出口壓力條件下，氣體在多煤層層內和層間的流動情況。

圖11 多煤層組合開發物理模擬實驗裝置示意圖

針對滇東黔西地區煤層弱含水特點，在大量物理模擬的基礎上，通過實驗數據的分析回歸，落實動態滲透率模型、氣水競爭吸附模型和氣水相滲模型[18-19]中的儲層特性參數，揭示了弱含水環境煤層內氣水流動特征，滲透率擬合精度提高了約7%。

動態滲透率模型為排采過程中的儲層狀態分析提供了可靠的方法，氣水競爭吸附模型與氣水相滲模型為不同階段的排采制度的設計與分析提供了直接依據。

6.2 高精度自適應排采管控技術

依托于改進的3個核心計算模型，根據排采過程中壓降擴散與流體流動的基本規律，形成了針對弱含水煤層氣井的 “三段三控”排采工作制度方案和排采初期“三步排水法” 控水排采優化技術。“三段三控”即，在初始排水階段控液生產，見套壓后既要控制產液也要控制套壓，當產量開始遞減且液面下降時采取控套生產的措施。其中初始排水控液階段，需分3步走，第1步快速排水，使得地層壓力保持平衡；第2步控制排水速度，穩定擴展壓降漏斗；第3步緩慢排水，防止套壓突然上升。

對煤層氣井來說，壓降漏斗能夠持續、穩定地擴展是產氣的基礎。在煤層氣井排采過程中，根據單井的靜態參數和生產動態參數，對壓降漏斗進行動態跟蹤，實時掌握其范圍(圖12)。在此基礎上，可以通過對壓降速度、漏斗擴展進行關聯性分析，通過二者的耦合關系尋找臨界降速，從而合理控制排采制度[20]。該對應關系與X軸/壓速度存在一個交點，其理論意義為：低于該壓降速度壓降漏斗是持續擴展的，高于該壓降速度，計算得到的漏斗就會等效萎縮，即該交點即為一口井在該分析階段的臨界降速。排采時要避免井底流壓的降速超過該值。

圖12 LC-S1井壓降漏斗跟蹤曲線

對壓降速度-漏斗擴展速度的關聯關系進行連續動態分析，可以得到煤層氣井排采過程中不同時間的臨界降速及其動態變化，排采制度也就可以相應地進行動態的調整，最終實現一井一策：不同井采用不同的排采制度、同一口井不同時間采用不同的排采制度。

7 先導區應用效果

利用多薄煤層選區選段技術，對滇東黔西地區進行了有利區、甜點區優選，共優選了5個有利區：盤關向斜、楊梅樹向斜、土城向斜、阿弓向斜、老廠礦區，其中老廠礦區為最優有利區。老廠雨旺為本文優選的先導區之一，采用甜點選區技術，對老廠雨旺區進行了甜點區優選，甜點區主要位于礦區中西部，甜點段為16#、19#煤層。在此基礎上，針對老廠雨旺、土城-盤關、文家壩先導區提出了煤層氣井井位44口，并提交了超過100億m3煤層氣探明地質儲量。采用疊置含氣系統描述與開發技術，對上述先導區優選的井位進行了壓裂層段優選，及產層合采設計，共有11口井穩產大于1 000 m3/d，合采兼容性的驗證符合率為78.6%。

自行研制的上部地層防塌鉆井液體系、儲層段的無固相及高性能微泡沫低傷害鉆井液體系，在老廠雨旺先導區進行了應用，大大降低了井徑擴大率。其中，煤系地層井徑平均擴大率為8.87%，普通地層井徑平均擴大率為4.98%。并實現了儲層有效保護，封堵率達到91.5%，滲透率恢復值為90.5%。水平井精細導向技術也在老廠雨旺先導區取得了較好的應用效果，平均鉆遇率達到了90.9%。形成的4項直井壓裂技術，在老廠雨旺、土城-盤關、文家壩先導區進行了20井次的應用。其中低傷害N2泡沫壓裂液體系，對煤層基質的滲透率傷害率為-24.5%，泡沫壓裂液促進解吸率比常規氮氣泡沫壓裂液提高了31.26%，試驗井平均砂比達到18.4%。

多層合采耦合及自適應排采技術應用于老廠雨旺、土城-盤關、文家壩先導區30口生產井中，排采時效達95%以上。其中已見氣井21口，11口平均日產氣量達1 000 m3，最高日產氣量突破6 000 m3，實現商業化生產目標，社會經濟效益顯著。

8 結束語

滇東黔西地區在中國煤層氣開發中具有重要區位優勢。從地質、鉆完井、壓裂、排采等方面，總結了“十三五”期間取得的研究進展，形成了滇東黔西地區多薄煤層綜合開發技術體系，即①應用關鍵要素遞階優選法，選取合理參數，建立了適用于多薄煤層區煤層氣開發甜點選區選術；②建立了疊置含氣系統“三步三指數”煤層氣合采產層組優選方法，并提出了基于兼容性分析的合采開發方式；③研發了高封堵易返排強防塌無固相鉆井液和強膠結低傷害固井液體系，建立了適用于易塌易漏地層鉆完井及儲層保護技術；④形成了速鉆橋塞分層與多級射孔聯作的多煤層分層壓裂技術、松軟煤層多級脈沖高壓氣動力射孔誘導起裂壓裂、N2泡沫壓裂、弱含水煤層前置CO2壓裂等四項直井技術；⑤建立了“三段三控”排采優化技術，提出了三段三控合排全過程管控優化模式。滇東黔西地區多薄煤層綜合開發技術體系在試驗區進行了先導試驗，取得了重要突破，為中國滇東黔西地區煤層氣開發奠定了基礎，推動了貴州省煤層氣產業發展。