貴州織金地區煤層氣合采開發實踐與認識

李佳欣，陳貞龍，郭 濤

(1.油氣地球化學與環境湖北省重點實驗室(長江大學 資源與環境學院)，湖北 武漢 430100；2.中石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400；3.中國石化華東油氣分公司，江蘇 南京 210000)

經過20 多年的探索和發展，我國已建成了沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業開發基地[1]。貴州省煤田地質勘探程度較高，煤層氣勘探工作起步也相對較早，但前期投入實際工作量較少，至今未形成商業化開發的局面[2-3]。近年來，中石化華東油氣分公司、盤江投資控股集團、西南能礦集團等多家單位相繼在貴州省煤層氣取得積極進展，呈現出“多點開花”的局面，進一步落實了煤層氣資源基礎和勘探開發潛力[4-5]。例如，貴州煤層氣公司在土城向斜部署的9口叢式井井組，采用多層分壓合采平均產氣量穩定在1 800 m3/d[6-7]。中國地質調查局油氣開發中心在楊梅樹向斜部署的楊煤參1 井(三層合采、分段壓裂)實現了單井日產氣量5 000 m3以上，成為該地區煤層氣合采的標志性事件[8-9]。然而，據不完全統計，貴州省目前共計鉆井300 余口，但整體產氣效果不佳，具體表現為少數井高產氣、多數井低產氣、部分井不產氣[10]。究其原因，與地質條件相適應的開發配套關鍵技術缺乏，尤其在地質選層、開發方式以及壓裂、排采等配套工程工藝技術等方面制約了多煤層、薄煤層煤層氣發展[11]。

針對本區面臨的煤層多、薄、壓力系統復雜、構造煤發育等關鍵問題[12-14]，中石化華東油氣分公司自2009 年以來在比德?三塘向斜進行了基礎地質研究以及配套工藝技術攻關，探索了多種開發工程模式，包括分壓合采、合壓合采、直井、定向井、U 型井以及J 型井等，實現了單井突破(Z2、Z4 井等)和試驗井組的小規模成功開發，初步形成了適合南方多、薄煤層的配套壓裂工藝及排采技術，解決了西南地區多、薄、低滲透煤層難以經濟有效動用的難題。筆者基于織金區塊多煤層煤層氣的勘探開發實踐，系統分析該地區多、薄煤層煤層氣的成藏地質條件，歸納總結鉆、壓、排關鍵工藝技術的工程有效性和地質適用性，從地質選層、開發模式及排采管控等方面總結形成系列認識。

1 煤層地質特點

織金地區位于貴州省西部，含煤面積4 648.55 km2，煤層氣地質資源量達7 706×108m3，構造上處于黔中隆起。比德?三塘盆地是該地區煤層氣勘探開發的重點目標區，為一寬緩的復合向斜，可進一步分為5 個不對稱的次向斜(圖1)，分別為珠藏、阿弓、三塘、水公河、比德5 個次級向斜。煤層演化程度較高，鏡質體最大反射率(Rmax)為1.5%～4.3%，以無煙煤為主，顯微組分以鏡質組為主，其體積分數一般在60.30%～94.58%；宏觀煤巖組分以半亮煤為主，煤體結構主要為原生?碎裂煤，局部地區發育碎粒?糜棱煤，整體上具有煤層氣開發的有利地質條件。

圖1 比德?三塘盆地構造綱要Fig.1 Structural map of Bide-Santang Basin

研究區晚二疊世龍潭組沉積期海平面總體穩定，但低級別海平面振蕩頻繁，導致煤層具有層數多、累計厚度大的總體特點。受龍潭組沉積期海水進退控制，縱向上呈現潮坪、三角洲、潮坪的疊置[15](圖2)。上段和下段主要為潮坪沉積，中部的三角洲沉積是在下部的潮坪沉積基礎上發育而來，明顯具有潮控三角洲的特征。區域上，龍潭組上中下三部分均按照自西北向東南的方向相變。雖然上部和下部的潮坪沉積分布較廣，至轎子山?流長?新店已開始向局限臺地相變。龍潭組中部的三角洲沉積主體分布于沿織金?珠藏?黑塘一線的西北部，向東南相變為潮坪沉積，至東南部的轎子山?流長一帶過渡為局限臺地沉積。

圖2 巖腳向斜龍潭組沉積相分布Fig.2 Sedimentary environment of Longtan Formation

制約本地區煤層氣難以實現規?；_發的原因主要有以下幾個方面[10]：

(1) 煤層數量多，但是單層厚度較薄，層間距不均；龍潭組地層厚度為300～400 m，發育煤層28～34 層，煤層總厚25～35 m，可采煤層12～20 層，總可采厚度17～30 m，自上而下可進一步將其分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三個煤組。其中，Ⅱ、Ⅲ煤組單層厚度大于0.8 m，煤層5～10 層，厚度7.79～13.68 m，平均10.98 m。煤層單層厚度偏小且平面分布不均使得直井試采與壓裂煤層難以篩選，水平井開采的優勢也無法得到發揮；縱向煤層分散或成組分散，現有煤層氣開發技術只能優選一至數個煤層單獨抽采，加之原生結構煤多不完整，限制了鉆孔井眼的穩定性和壓裂半徑、排采半徑的擴展，造成開發過程中煤層氣資源量的極大浪費。

(2) 黔西地區煤系富水性弱，與下伏的茅口組強巖溶含水層有峨嵋山玄武巖組地層相隔，與上覆的中?強巖溶含水層之間有隔水能力較好的飛仙關組地層相隔；含煤地層大部分為弱富水?中等富水和不透水?微透水巖層；煤層氣生產井排采特征也印證這一結論，單向流階段日產液1.0～2.0 m3，氣液兩相流階段日產氣量0.01～0.50 m3，煤儲層富水性弱對煤層氣排采技術提出了更高的要求。

(3) 以中?低山地貌為主，地形切割嚴重、溝壑縱橫、坡度和相對高差大，交通條件普遍較差；地形高差較小且坡度相對較緩的施工場地難以尋找，更難以形成規則井網，氣候多潮濕陰雨、道路泥濘，形成對地面工程的規模性制約。

(4) 制約煤層氣地面開發的中?高地應力與低?特低滲透率條件是影響產量的主要因素[16-17]。受印度板塊向北碰撞歐亞大陸和西側地塊的側向擠壓和喜馬拉雅期以來的來自西側地塊側向擠壓的影響，黔西地區整體上屬于中高應力區，單井煤層滲透率平面展布受地應力強度控制，增加了煤層氣的地面開發難度。

2 開發層系優選及合采兼容性評價

2.1 優勢儲層測井識別

織金地區龍潭組形成于華南揚子地臺陸表海海陸過渡相環境，受海平面頻繁變化影響，煤層發育層數多、單層薄。多套煤層在厚度、物性、含氣性及煤體結構等方面存在較大差異。開發層系選擇是進行開發方案優化部署的前提，測井響應對于儲層判別具有重要的指導意義。區塊內煤層測井響應的三孔隙曲線特征最為明顯，高聲波時差、低密度、高中子特征與氣測及巖屑錄井對應性最強，上、中、下煤組的測井響應特征橫向一致。隨著煤體破碎程度的增加，聲波時差響應逐漸增強，電阻率、密度響應逐漸減弱；由圖3 可知，Z6、Z7、Z9 井分段壓裂目的煤層測井響應表現為低電阻率，低聲波時差，反映其自身條件的相對欠缺，煤體結構與含氣性較差，影響其壓裂改造及后期排采效果。Z2、Z3、Z4、Z5 井壓裂層具有典型的高電阻、高聲波時差特征，大跨度分壓合采取得了工業氣流。電阻?聲波交合圖可用于判別潛在優勢儲層，結合目前開發情況來看，電阻率大于50 Ω·m，聲波時差大于400 μs/m的儲層具備良好的可改造能力及產氣潛力。更高的聲波時差與粉煤具有一定的對應關系，碎粒/糜棱煤測井響應表現為聲波時差大于500 μs/m。因此，“電阻率大于50 Ω·m，聲波時差400～500 μs/m，密度大于1.3 g/cm3”為織金區塊潛在高產優質儲層識別標志；進一步而言，電阻率與密度高值指示煤巖原生結構性質，而該區間內聲波時差多為碎裂煤測井響應特征，即高產優質儲層具體體現為含氣性良好的原生?碎裂煤，普遍發育滲流孔隙和微裂隙，其后期壓裂效果較好，具有高產的潛力。

圖3 織金地區壓裂煤層測井數據對比Fig.3 Comparison of logging data of fractured coal seam

2.2 合采層段可采兼容性評價

煤層氣井排采是一個降壓解吸的過程，通過排出進入井筒中的水，來降低儲層壓力，至臨界解吸壓力后，煤層氣開始解吸產出，在單層開采中，要盡量保證煤層處于液面以下，以避免煤層的過早暴露對儲層造成傷害[18-19]。同理，對多層合采，要保證組合開發層段中的所有煤層都盡可能處于井筒液面以下。在壓力梯度、供液能力及滲透性一致的條件下，首先要保證當井筒液面降低至最上部煤層時，組合層段中的所有煤層均已開始產氣，即至少滿足上下煤層的解吸壓差等于層間液柱高度壓差，才有可能實現“1+1≥2”。要保證較長的產氣疊合時間，必須滿足上下煤層的解吸壓差小于層間液柱高度壓差，也就是保證上煤層優先解吸。具體來說，上煤層生產一段時間后，下煤層逐漸開始解吸，需合理控制液面降幅以提高壓裂液返排率，同時憋壓階段應限定最高套壓，穩定氣水產量，使多煤層共同解吸時間維持較長；在液面到達上煤層之前，上煤層需獲得較為充分的疏水降壓，否則上煤層的快速裸露將會導致上煤層出現明顯賈敏效應，進而造成儲層傷害使產氣量急劇下降。理想情況下，多煤層合層排采大致可以劃分為以下3 個階段(圖4)：上部煤層先解吸產氣，下部煤層尚未解吸；隨著流壓降低，下部煤層達到解吸壓力點開始逐漸解吸；隨著繼續降壓，動液面下降，上部煤層裸露，產氣量有所降低，主要由下部煤層貢獻。

圖4 多煤層聯合開采產氣及動液面階段變化Fig.4 Schematic diagram of gas production and dynamic liquid level stage change in multi coal seam combined mining

假設1 號和2 號煤層臨界解吸壓差為Δpcd=pj2?pj1；層間距為Δh，層間距壓差為Δph，那么只有當上下煤層的解吸壓差小于或者等于層間液柱高度壓差的情況下，才能保證所有煤層全部解吸(圖5)，即：

圖5 合采兼容性評價模式Fig.5 Compatibility evaluation mode of combined mining

在保證組合層段中的煤層氣臨界解吸壓力差值滿足條件之后，還需要考慮組合層段中儲層壓力梯度差值大小，在同一組合層段內，儲層壓力梯度差值不能過大，若組合層段內煤層的儲層壓力梯度差值過大，則會造成儲層流體的倒灌，阻礙儲層壓力梯度低的煤層流體產出。同時，對于滲透率差異較大的儲層，高滲儲層會屏蔽低滲儲層，由于織金地區煤儲層滲透率普遍偏低，儲層改造前的滲透率差別不大，煤層氣開發過程是針對改造之后的儲層，即各個煤層可改造能力及壓裂改造效果是合層開采兼容性的重要評價對象。對比各煤組合采試驗效果，本次研究形成了多煤層合采可行性評價體系，即壓力系統統一、層間供液均衡、壓裂效果一致、解吸壓差與垂向高差相匹配、縱向跨度不高于60 m[20](表1)。

表1 織金地區煤層氣合層排采的可行性分析Table 1 Feasibility analysis of coalbed methane combined layer drainage in Zhijin area

基于測井響應特征、合采兼容性評價以及產能貢獻程度，珠藏向斜Ⅲ煤組煤層間距小，20～30 號煤間距小于60 m，為潮坪同一沉積類型，壓力梯度相對統一，根據解吸壓力與埋深關系，4 套煤層的解吸壓力差0.114 MPa，基本上為同步解吸，后期排采容易控制，不容易裸露，有利于高產穩產。開發實踐也表明，合采過程中Ⅲ煤組產能(1 300～2 200 m3/d)貢獻最大，Ⅰ、Ⅱ煤組次之(產能400～800 m3/d)。同時考慮煤層厚度(>1 m)，明確了珠藏以3 煤組20、23、27、30 號煤為優選層，Ⅰ、Ⅱ煤組作為資源接替的開發層系組合模式(圖6)。這種單煤組合層開發有利于實現面積降壓，便于實施小層分壓合采，提高單層改造規模和效果。

圖6 珠藏次向斜不同煤組產氣量Fig.6 Gas production rate of different coal groups

3 高效開發工程模式

多薄煤層有著自己獨有的煤層氣地質條件特點，與單一厚層狀煤層相比，相配套的鉆井、壓裂、排采等工藝技術差異較大。對織金地區多煤層工程工藝技術研究總結有助于指導多煤層勘探開發。

3.1 單煤組分壓合采

開發初期，試驗單煤組合壓合采和多煤組組合分壓合采2 種不同工藝，從開發效果來看，多煤層合壓效果整體不佳，4 口合壓合采井除Z3 井最高日產量超過1 000 m3，其他產氣效果不理想。主要原因表現在：總體壓裂規模偏小，隨著壓裂層數、累計厚度增加，需提高液量和加砂強度；單段煤層偏多(3～4 層)，合壓難以全面兼顧，儲層改造針對性差，部分煤層可能并未得到有效改造，見氣初期無論是套壓還是日產氣量都呈現低緩增長態勢，在一定程度上反映壓裂改造有限，供氣面積不足。

開發后期，織金地區在珠藏向斜部署了X1 小試驗井組(由10 口定向井組成)，目的層為Ⅲ煤組20、23、27、30 號煤。試驗井組試驗了3 種壓裂模式：四層分壓合采、投球兩層分壓合采、三層分壓合采。其中，4層壓裂平均總液量1 460 m3，砂量平均106 m3，注液強度169 m3/m，加砂強度12.5 m3/m；2 段/3 段壓裂井平均壓裂總液量1 050 m3，砂量平均86 m3，注液強度75 m3/m，加砂強度6.1 m3/m。該井組5 口井峰值日產氣量過2 000 m3，最高達4 805 m3/d；排采約1 200 d 后，5 口井平均單井產氣量超1 000 m3/d，10 口井平均單井產氣量為935 m3/d，整體呈現高產態勢?？傮w來看，4 層分層壓裂改造壓裂規模大，注液強度、加砂強度明顯高于早期探井和分2/3 層合采井，平均注液強度、加砂強度達到了高產探井1.5 倍以上，產氣效果好于分2/3 段壓裂井效果(圖7)。隨著壓裂規模的增加，采用對煤層傷害較小的活性水壓裂液，逐層壓裂可以有效減少煤巖體發生粉碎性破壞產生的煤粉及支撐劑破碎微粒堵塞孔裂隙縫的現象，注液強度的增加能夠較好地控制壓裂液的濾失，提高加砂強度使煤層應力重新分布，能夠保證裂縫的有效延伸，且支撐劑攜砂能力的增強利于在縫內形成高導流通道，有效支撐縫網空間，形成高滲透帶，提高整體滲流能力及產氣量。因此，合層排采過程中以單層為改造單元采用逐層壓裂方式，可以確保各個產層改造充分，提高縫長和提升裂縫導流能力，保證各產層的產能貢獻。另外，該壓裂模式具有一定普適性，其高產的關鍵在于壓裂規模大，各優選煤層間壓力系統及供液能力相差不大，同時具有較小的解吸壓差，原始及壓裂后滲透率處于同一數量級，加之煤層頂底板泊松比較大，封存性良好，水力壓裂很難突破煤層圍巖，裂縫僅在煤層中充分延伸，提高壓裂改造及合采效果。

圖7 不同壓裂改造方式日產氣量分布Fig.7 Gas production with different fracturing methods

3.2 水平井分段壓裂

隨著水平井技術與對地質條件認識不斷提高，本區針對薄煤層試驗了U 型水平井和L 型水平井。其中，珠藏次向斜織ZU1 井動用Ⅲ煤組27 號煤，水平段長度519.2 m，分6 段壓裂。該井初始動液面0.1 m，初始井底流壓為5.714 MPa，排采250 d 后見套壓，見套壓時井底流壓3.5 MPa，單相排水階段累計降液幅度為220 m，日降液幅度平均0.88 m，排水速率平均為3 064 m3/d。排采1 777 d 后，日產氣峰值為5 839 m3，平均日產水1.07 m3，累計產氣4.79×106m3，累計產水1 901.05 m3(圖8)。

圖8 ZU1 井氣水產出曲線Fig.8 Gad and water production rate of well ZU1

在U 型井取得成功的基礎上，為進一步探索薄煤層水平井開發效果，在織金地區實施了一口L 型井(ZP1井，目的層為Ⅲ煤組23 號煤；三開鉆至井深1 105 m完鉆，水平段長500 m，鉆遇煤層293 m，有效煤層鉆遇率達58.6%)，優化采用“小段長、大液量、高砂量”壓裂工藝，分6 段壓裂以提高裂縫導流能力，總液量5 708.2 m3，總加砂量276.3 m3，單段液量951.4 m3，單段砂量46.1 m3。相比織ZU1 井，ZP1 井具有“放噴壓力高、自噴天數久、見氣返排率高”的特點，見氣周期308 d，見氣前日降液面平均0.58 m，見氣返排率46.7%。ZP1 井解吸壓力2.3 MPa，控制降壓速率保障穩步上產，避免快速峰值，從見氣到3 500 m3/d 的上產周期376 d (ZU1 井為200 d)，目前產量3 881 m3/d，井底流壓0.85 MPa，仍具備降壓空間，具備長期穩產潛力(圖9)。

圖9 ZP1 井排采曲線特征Fig.9 Gad and water production rate of well ZP1

織金地區兩口水平井的高產說明，針對多薄煤層采用水平井分段壓裂可以更高效地實現資源動用，這打破了以往多薄煤層采用定向井的固定思維，在井型優選上也提供了更多選擇和借鑒。隨著該技術的逐步提高和完善，采用水平井規模開發中?薄厚煤層群地區煤層氣的優勢會更明顯，經濟效益也會顯著，值得進一步在西南地區大規模推廣。

4 精細化排采管控技術

與常規油氣開發不同，多煤層合采技術尚處于摸索試驗階段，相關成果性研究甚少，目前僅華北地區鄂爾多斯盆地、延川南及沁水盆地有所報道，且側重點均為對合采影響因素方面進行的可行性分析；而中國南方煤層氣資源豐富，多煤層發育特征明顯，靜態地質研究相對較多，關于多煤層合采動態開發制度的研究鮮有報道。多、薄煤層與單一厚層狀煤層相比，由于多層合采易發生層間干擾，排采制度需更加精細[21-23]。通過生產井的排采實踐，結合周邊煤田鉆孔資料、水文資料，明確了織金地區排采特征，制定了切實可行的排采制度。

煤層氣為排水降壓產氣，依靠地層水的產出逐步擴大泄壓體積，達到降壓產氣的目的。由于織金地區煤儲層含水性弱、解吸壓力低、解吸速率快、初期上產快，同時多層合采存在著層間干擾的風險，因此，織金地區煤層氣井的排采管控要求更加精細。經過近幾年的探索，逐步形成了適合織金地區的“平衡排采、階梯降壓”的排采制度(圖10)，其核心理念就是盡可能多排水，持續增大泄壓體積，單向流階段是高效排水、有效增大泄壓半徑的關鍵期。氣液兩相流階段，地層供液能力急劇減低，嚴重阻礙壓降漏斗的進一步擴展，影響煤層氣井高產穩產。階梯式降壓，是以降壓和產水(或產氣)之間耦合關系為理論依據，即單位壓降條件下獲取相應產水(或產氣)量，以此控制排水降壓速度，防止壓敏、速敏等不利因素造成滲流通道堵塞，保證地層水(或氣)正常產出。具體而言，排采初期(a—b階段)以日降液面2～5 m 的速度適當快排，此時井底流壓大于儲層壓力，地層基本不供液，排出的水來自壓裂后的井筒積液，有效快排可以防止壓裂液污染及長時間浸泡造成煤層垮塌；當降至儲層壓力后，放慢排采速率，保持日降液面不超過1 m，以減弱應力敏感的影響，提高累產液、擴大泄壓半徑。c?d 階段采用階梯式降壓排采，當某一煤層臨近解吸壓力時，下調沖次、穩液面排水，提高該層見氣前返排率；該層解吸后，進入雙相流階段，地層供液能力明顯降低，此時要主動降低日產液來維持平衡排采，同時保持適合的生產套壓以防止動液面降幅過大。進入排采中后期，煤層氣單井最上部煤層出露后，為擴大壓降漏斗，應著眼于整個區域面積降壓，即調整區域煤層氣單井的排采速度，最終使所有排采井的井底流壓水平相近。排采速度依據動液面距最下部煤層的距離做出相應調整，即剩余液柱高度較高的煤層氣井適當加快排采速度，剩余液柱高度較低的單井適當放緩排采速度，以達到區域同步降壓的目的(表2)。

圖10 平衡排采、階梯式降壓排采模式Fig.10 Production model diagram of balanced drainage and stepped pressure drainage

表2 織金地區煤層氣精細排采制度Table 2 Table of fine drainage and production system of coalbed methane in Zhijin area

5 結論

a.建立了以電阻?聲波交會圖為手段的潛在優勢儲層測井判別方法；形成了“儲層壓力、地層供液能力、儲層可改造性及臨界解吸壓力”為主要指標的多煤層合采可行性評價體系；確定了以Ⅲ煤組為主力層系，Ⅰ、Ⅱ煤組作為資源接替的開發層系組合模式。

b.提出了以單層為改造單元的逐層壓裂方式，以確保各個產層改造充分，提高縫長和提升裂縫導流能力；打破了以往多薄煤層采用定向井合采的固定思維，發現多薄煤層采用水平井分段壓裂可以更高效地實現資源動用。

c.通過總結多年來煤層氣的勘探開發實踐，建立了適合貴州織金區塊多煤層煤層氣合采的“平衡排采、階段降壓、有序開發”工作制度，實現了貴州織金地區煤層氣的經濟有效開發。