薄—中厚煤層群煤層氣井高產的地質與工程協同控制技術
——以貴州織納煤田文家壩區塊為例

陳暢然 周效志 趙福平, 孟海濤 朱世良 趙有州 魏元龍

1.煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室 2.中國礦業大學資源與地球科學學院

3.自然資源部復雜構造區非常規天然氣評價與開發重點實驗室 4.貴州省油氣勘查開發工程研究院

5.貴州水礦奧瑞安清潔能源有限公司

0 引言

中國西南地區煤層氣資源量十分豐富，且主要賦存于上二疊統煤系薄—中厚煤層群中。積極探索薄—中厚煤層群煤層氣合層開發地質理論與技術，是實現我國西南地區煤層氣產業突破的關鍵[1-2]。

薄—中厚煤層厚度介于0.6～3.5 m，且煤系多發育3層以上的煤層群，相鄰煤層間距介于10～60 m，具有煤層層數多、單層厚度小、層間距不均、累計厚度大等特點[3]。薄—中厚煤層群煤層氣勘探開發中的煤層氣鉆完井、儲層改造及排采技術發展較快[4]，但由于區塊、目的層差異較大，明確地質因素對煤層氣開發的影響并匹配開發模式、開發工藝仍是當前研究的熱點。貴州地區上二疊統薄—中厚煤層群發育，基于區內近10年煤層氣規模化試采與探采工程實踐，已取得了直井單井最高日產氣量6 000 m3的突破[5]，但受區域地應力高、煤層滲透性差、煤系富水性弱等影響，仍存在煤層氣低產、低效井比例偏高的問題[6]。

眾多學者結合貴州地區已開展的煤層氣探采工程，探索了煤層氣資源富集、煤儲層特征及水文地質條件對煤層氣井高產的地質約束[7-12]，并開展了選區、選層方法及地質適配性開發技術模式與工藝研究[6,13-15]。然而，受限于煤層氣探采工程規模偏小、井間產氣效果差異大等因素影響，區內煤層氣開發地質認識尚需工程實例佐證[16]。此外，以往研究更多關注貴州地區復雜地質條件對煤層氣開發的影響，弱化了水力壓裂與合層排采等關鍵技術對煤層氣井高產與穩產的協同控制作用[17-18]。

織納煤田文家壩區塊是貴州地區首個提交煤層氣探明儲量并獲得煤層氣采礦權的區塊，也是貴州地區煤層氣高產區塊[19]。筆者基于該區煤層氣地質條件與勘探開發工程技術分析，明確地質與工程因素對煤層氣井高產的協同控制作用，以期對織納煤田相似地質條件區乃至貴州省煤層氣勘探開發提供有益的參考。

1 區塊地質條件

文家壩區塊位于貴州省畢節市織金縣西部，區內發育地層由老至新為中二疊統茅口組（P2m），上二疊統峨眉山玄武巖組（P3β）、龍潭組（P3l）、長興組（P3c），下三疊統飛仙關組（T1f）、永寧鎮組（T1yn）及第四系（Q）。區塊所處的阿弓向斜為一弧形不對稱向斜，向斜北段軸部自區塊中西部穿過，軸向NE—SW。F16正斷層位于區塊北西邊界附近，為區塊內規模最大的斷層（圖1）。

圖1 文家壩區塊地質圖

龍潭組為主要含煤地層，共發育煤層30～33層，煤層累計厚度介于13.3～33.6 m。其中，厚度較大且穩定的全區可采煤層為6號、7號、16號、27號、30號煤層；大部可采煤層為23號、29號煤層（圖2）。由于6號、7號煤層以碎粒煤為主，區內適合壓裂改造的主要目的煤層為16號、23號、27號、29號、30號煤層，屬于薄—中厚煤層，單層厚度介于0.53～2.89 m。宏觀煤巖類型以半亮型為主，顯微煤巖成分以鏡質組為主、惰質組次之，鏡質組最大反射率（Ro,max）介于2.8%～4.1%，屬無煙煤3號。獲取的煤心較完整，局部破碎，外生裂隙和內生裂隙均較發育，未見充填物，沿層面及斜交層面方向出現滑動鏡面。現場解吸氣體組分中CH4濃度介于88.82%～94.61%，整體未受風氧化帶影響。

2 煤儲層特征與開發效果

2.1 煤儲層特征

根據區內W1-1井（參數井）綜合錄井結果，主要目的煤層干燥無灰基含氣量介于14.51～15.40 m3/t，各煤層間含氣量差異較小；蘭氏體積介于25.28～31.20 m3/t，各煤層均表現出較強的吸附能力；蘭氏壓力介于1.27～2.00 MPa，除23號煤層外，各煤層蘭氏壓力均低于1.50 MPa；壓汞孔隙度介于6.71%～8.64%，試井滲透率介于0.04～0.14 mD，均明顯高于省內其他無煙煤區塊[20]；煤儲層壓力梯度介于0.75～0.97 MPa/(100 m)，表現出欠壓—正常的儲層壓力特征（圖2）。

圖2 文家壩區塊W1-1井龍潭組煤層特征圖

W1-1井鉆遇煤層埋藏較淺，垂深介于100～370 m，主要目的煤層具有高含氣量、高含氣飽和度、高孔隙度、低—中等滲透率、儲層壓力欠壓—正常的特征。此外，主要目的煤層16號、23號、27號、29號、30號煤層均為原生結構，且內生裂隙發育，水力壓裂可改造性好。文家壩區塊具備煤層氣勘探開發的有利儲層條件。

2.2 開發模式與工藝

受地形與地質條件共同影響，區內煤層氣探采采用直井單井原位開采、叢式井組原位開采、多分支水平井連續注水激蕩3種模式。目前，區內已施工煤層氣排采井直井1口、叢式井組1個、多分支水平井1口（圖3）。

圖3 文家壩區塊煤層氣探采模式圖

W1-1井、C1叢式井組各井均采用小層射孔完井，W1-1井、C1-1井、C1-2井和C1-3井射孔后對16號、30號煤層分層壓裂，對27號＋29號煤層合層壓裂；C1-4井射孔后，對16號、23號煤層分層壓裂，對27號、30號煤層合層壓裂。W1-1H井水平井段于16號煤層中鉆進，完鉆后水平井段主支下篩管完井，側鉆分支裸眼完井；排采過程中，自井口油套環空持續注水，依靠注入水的流動將煤粉攜帶至地面，對16號煤層產生激蕩增滲效果。

2.3 煤層氣開發效果

區內煤層氣井在上述3種開發模式下整體表現出良好的產氣效果（圖4）。各井最高日產氣量介于1 482～6 124 m3，產氣期內平均日產氣量介于660～3 953 m3，當前已持續穩產時間介于273～1 745 d，各井累計產氣量介于50×104～299×104m3。其中，W1-1H井排采300 d后日產氣量快速升高并超過2 000 m3，并仍在穩定增長。

圖4 文家壩區塊煤層氣開發井產氣效果圖

3 煤層氣井高產的地質控制

3.1 煤層含氣性的影響

煤層含氣性不僅決定井控資源量，而且影響到資源可采性[16-17]。受阿弓向斜主體構造、煤層頂底板封蓋性及水力封堵作用的共同影響，煤層含氣量總體呈現“向斜軸部高、兩翼低，區塊中部低、南北兩端高”的特征[21]（表1）。

目前，區內煤層氣探采井均位于南部高含氣區，瓦斯風化帶深度約為25 m，平均噸煤含氣量變化梯度為2.98 m3/(100 m)，實測空氣干燥基含氣量介于11.6～17.5 m3/t，含氣飽和度介于74.1%～99.0%。與織納煤田內周邊勘查區相比，相近變質程度及埋深條件下，區內煤層含氣量、含氣飽和度均較高，含氣性對煤層氣開發有利（圖5）。

圖5 織納煤田部分勘查區煤層埋深與含氣量關系圖

區內煤層氣井排采過程中套壓快速顯現，各井見套壓時間介于1～32 d，平均值為12 d；見套壓時，最下部30號煤層井底流壓介于1.64～2.97 MPa，平均值為2.42 MPa；見套壓后，控制低流壓日降幅條件下套壓快速升高。結合目的煤層埋藏淺和煤儲層壓力，煤層氣井前期套壓參數變化預示了其后期良好的產氣效果。

3.2 煤層滲透性的影響

煤儲層原始滲透性與可改造性是影響煤層氣井產氣效果的關鍵因素[22]。區內16號、30號煤層應力敏感性實測結果顯示，當有效應力由2.0 MPa升高至8.0 MPa，煤樣氣測滲透率與液測滲透率損失率均超過55%；當有效應力增加至12.0 MPa，滲透率損失率超過70%，表現出中等偏強—強應力敏感性，反映區內煤儲層滲透率具有隨埋深增大而快速降低的特點（圖6）。

圖6 文家壩區塊16號、30號煤樣滲透率應力敏感性圖

由于區內已施工的煤層氣探采井均位于文家壩煤礦接續工作面與后備采區，目的煤層埋藏較淺，介于200～450 m。在淺埋藏、低地應力條件下，內生裂隙發育且次生礦物充填較弱的煤儲層滲透率較高，有利于氣水產出。

從煤層氣井產氣效果對比來看，同處于阿弓向斜內，文家壩區塊西南部碾子邊區塊內N2-1井30號煤層埋深增大至524 m，試井滲透率下降至0.02 mD，N2-1井、N2-2井、N2-4井最高日產氣量與產氣期內平均日產氣量均降低，且穩產持續時間顯著縮短，反映埋藏深度對煤儲層滲透性的控制作用，并直接影響到煤層氣井的產氣效果（表2）。

表2 文家壩周邊區塊內煤層氣井產氣量對比表

從煤層氣井長期排采表現來看，文家壩區塊各井見套壓后日產水量未出現明顯下降，在約200 d的日產氣量提升期內日產水量遞減率介于45%～55%，排采期內累計壓裂液返排率均超過80%，反映煤層氣井日產氣量提高的同時，水的流動產出并未受到明顯抑制，原始滲透率相對較高的煤層具備氣液兩相共滲的儲層條件[23]。

3.3 斷裂構造與水文條件的共同影響

盡管區內C1井組產氣效果總體較好，但各井間仍存在明顯差距（圖4）。在770 d的排采期內，產氣效果較差的C1-1井、C1-4井累計產氣量僅為50×104m3、58×104m3，遠低于C1-2井、C1-3井的299×104m3、166×104m3。從各井產水情況來看，C1-1井、C1-4井見套壓前平均日產水量分別為17.0 m3、39.1 m3，遠高于C1-2井、C1-3井；尤其是未開展堵水處理的C1-4井，排采過程中平均日產水量、當前日產水量、排采期內累計產水量及壓裂液返排率均高于C1井組內其他井，且顯著高于產層供液能力較弱的W1-1井（表3）。

表3 文家壩區塊C1井組與W1-1井煤層氣開發井產水量對比表

分析C1井組中各井氣水產出關系，在產層供液能力強、壓裂液返排率高的條件下，井組中產水量較低的C1-2井具有更好的產氣效果，而產水量較高的C1-4井產氣效果較差，表現出“低產水、高產氣；高產水、低產氣”特征。結合C1井組地質條件分析認為，在龍潭組煤系富水性整體較弱的背景下，斷裂構造發育導致的臨近含水層越流補給、井間目的煤層靶點標高差異是井組內各井氣水產出存在顯著差異的關鍵因素（圖7）。

圖7 C1井組各井氣水產出差異的地質控制示意圖

受C1井組西北側F16正斷層導水影響，C1-1、C1-3和C1-4等井累計產水量及壓裂液返排率總體較高。由于C1-1井、C1-4井煤層靶點與F16斷層平面距離小，導致壓裂27號＋29號、30號煤層時產生的人工裂縫直接與F16斷層溝通。推斷依據為：①壓裂施工后井口壓力快速下降為0；②C1-1井、C1-4井排采過程中產出水的氫、氧同位素平均值分別為―47.4‰、―7.0‰，結合黔西地區大氣降雨線δD＝8.83δ18O＋22.15[24]，靶點靠近F16斷層煤層氣井產出水的氧同位素偏重，呈明顯的18O漂移，說明壓裂煤層受地表水或臨近水層水補充[25-28]。受此影響，C1-1井、C1-4井排采前期日產水量持續較高，井筒液面下降及儲層降壓困難，抑制了煤層氣解吸及產出；后續下橋塞封隔23號煤層以下井段后，日產水量下降至1～3 m3，井底流壓快速下降并開始正常產氣。然而，由于下部井段封隔導致產層數量減少，井控資源量降低，C1-1井、C1-4井產氣效果明顯低于C1-2井、C1-3井。

C1-3井雖未受到F16斷層的直接影響，但由于該井壓裂煤層靶點最低，在叢式井組上部產層靶間距較小的條件下，井組范圍內壓裂液與地層水在重力作用下持續向C1-3井運移，使其成為井組內主要產水井，導致排采過程中日產水量持續較高，在一定程度上抑制了產氣。與之相反，C1-2井壓裂煤層靶點較高，其產水量持續較低，由于井控范圍內煤儲層降壓同時受到C1-3井高產水的影響，有利于氣體的解吸與產出，因此，C1-2井取得了最好的產氣效果。

4 煤層氣井高產的工程控制技術

4.1 地質適配性壓裂改造工藝

4.1.1 合理控制壓裂規模

區內龍潭組煤系薄—中厚煤層群發育，且煤系富水性較弱，當煤層氣井周邊150 m內無導水斷層或叢式井組各井壓裂煤層靶點距離超過250 m時，應適當提高壓裂改造規模，以增大水力壓裂改造范圍，提高井控資源量及資源采收率[29]。如W1-1井各煤層均采用了高液量、高砂量的改造方式，每米煤層所注入的壓裂液量介于238～286 m3，支撐劑量介于13.0～15.6 m3。對于可能受導水斷層影響的煤層氣井或叢式井組上部壓裂煤層靶點平面距離較小時，需適度控制壓裂改造規模，避免壓裂所產生的人工裂縫與導水斷層溝通或叢式井組內發生井間竄流[30-32]。如先期壓裂的C1-1井30號煤層、C1-4井27號＋30號煤層由于壓裂規模過大，導致人工裂縫與F16斷層溝通。因此，C1井組內后續井壓裂施工過程中適當減少了前置液量、總壓裂液量及支撐劑體積，降低了壓裂施工過程中溝通F16斷層及井間竄流風險。

4.1.2 快速提升前置液注入排量

區內壓裂煤層埋藏淺，地應力及儲層壓力均較低，加之煤體天然裂隙較發育，煤層表現為較強的濾失性[33-34]。為了保證壓裂施工中人工裂縫的形成及有效延伸，需要通過快速提高前置液注入排量而在井筒周圍產生較高的流體壓力，進而對原生結構煤層產生較強的剪切破壞作用[35]（圖8）。壓裂施工前期，快速提高前置液注入排量，避免了因長時間低速注液導致壓裂井筒周圍形成高壓區，有效降低了煤層破裂及人工裂縫向井筒周圍延伸的難度[36]。區內各煤層氣井壓裂時，注前置液造縫階段排量由0快速升高至設計最大注入排量的85%所持續的時間為4～21 min，平均值為13 min。與區內早期施工的W1-1井相比，C1-1井組各井排量提升持續時間更短，平均值僅為10 min。

圖8 文家壩區塊C1-2井30號煤層典型壓裂施工曲線圖

4.1.3 注前置液造縫階段非連續段塞

受壓裂煤層埋藏淺、天然裂縫發育的影響，壓裂液濾失較快，導致施工壓力持續較低，不利于壓裂裂縫在平面上延伸。為了提高壓裂造縫效果，在注前置液造縫階段加入40～70目石英粉砂形成段塞，兩個段塞的砂比分別為5%、7%。段塞的形成，一方面可打磨已形成的壓裂裂縫，減少流體向井筒周圍流動時的摩阻；另一方面，細粒石英砂可部分堵塞煤儲層中天然裂隙，以降低壓裂液的濾失速度，提高裂縫延伸壓力，有利于人工裂縫在平面上延伸。此外，在注前置液造縫階段加入段塞，還可了解煤層對加砂的響應，預測注攜砂液支撐階段加砂的難度，有效規避砂堵的工程風險。

4.1.4 注攜砂液支撐階段階梯式連續加砂

各壓裂段注前置液造縫階段加入段塞后施工壓力無明顯變化，表明各煤層對加砂的響應較弱，預測產生砂堵的可能性低，因此在注攜砂液支撐階段采用階梯式連續加砂方式，初始砂比為5%，隨后砂比階梯式逐漸增大，注頂替液前最高砂比控制在20%之內（圖8）。采用階梯式連續加砂方式，一方面可在控制最高砂比、平均砂比的情況下向儲層中注入支撐劑，提高壓裂改造規模；另一方面，可通過降低砂比以提高攜砂液對支撐劑的攜帶能力，使注入的20～40目石英細砂支撐劑運移距離更遠，提高壓裂裂縫遠端的支撐效果。

4.2 地質適配性合層排采技術

4.2.1 維持低套壓排采條件

區內當前煤層氣開采深度介于200～450 m，各井套壓顯現時管套環空液面位置距離最上部產層垂向距離不足100 m。因此，各井均采用低套壓排采方式（圖9）。套壓顯現后，設定較低的憋壓上限值，避免憋壓過高導致管套環空液面下降而快速暴露上部產層；降壓提產階段，嚴格控制套壓相對穩定，并在控壓穩產階段讓套壓緩慢下降，充分釋放合層煤層的產氣潛力。以低套壓為排采管控基本原則，各井排采過程中套壓均低于0.5 MPa，穩產階段套壓控制在0.2 MPa之內，日產水量較高的C1-1井、C1-4井全程維持了低套壓（近于0）的排采條件。

圖9 文家壩區塊C1-2井典型合層排采曲線圖

4.2.2 縮短憋壓時間

受區內煤層埋藏淺、儲層壓力低、含氣飽和度高的共同影響，煤層解吸后管套環空壓力快速升高。因此，各井見套壓后憋壓時間普遍較短。其中，W1-1井和C1-3井憋壓時間最短，憋壓當天即產氣；日產水量較高的C1-1井，煤儲層壓降漏斗擴展受限，憋壓時間最長，也僅為20 d。縮短憋壓時間，不僅避免因套壓持續升高而導致上部產層暴露，而且降低近井地帶煤儲層孔裂隙中含氣飽和度，有利于水的高效產出及壓降漏斗擴展。

4.2.3 延長提產時間

受區內各井排采過程中套壓快速顯現、憋壓時間短的影響，產氣前壓裂液返排率均低于10%。為了避免因煤儲層中含氣飽和度升高而抑制壓裂液的快速返排，排采過程中通過降低流壓日降幅方式來延長日產氣量提升持續的時間，顯著提高了壓裂液返排率。以緩慢提產為排采管控基本原則，提產持續時間達到154～259 d，其中W1-1井自開始產氣至日產氣量達到峰值的時間最長（304 d），壓降漏斗擴展與穩定產氣效果也最好。

4.2.4 保持排采過程連續性

為了避免排采間斷對煤儲層滲透性的不可逆傷害，排采過程中盡可能保持排采過程的連續性。以排采過程連續為管控基本原則，排采全過程嚴格控制流壓日降幅、動液面位置、日產氣量及日產水量大幅波動，避免卡泵等排采復雜情況發生，延長了洗井、修井周期。各井排采過程中，除C1-1井和C1-4井由于封隔下部產層作業發生1次排采間斷外，其他井均未發生排采間斷。

4.2.5 主動暴露上部產層

區內合層開發煤層氣井產層埋藏淺、垂向跨度大，穩定產氣時即面臨上部產層暴露的問題。由于采用低套壓排采方式，上部產層暴露后發生“井筒氣侵”，造成煤儲層傷害的可能性顯著降低。因此，在提產階段與穩產階段采用主動緩慢暴露上部產層的方式。目前，區內煤層氣井30號煤層之上的產層已全部暴露，隨著井底流壓持續下降，下部煤層的產氣潛力進一步釋放，將延長合層開發煤層氣井的穩產時間。

5 結論

1）文家壩區塊龍潭組16號、23號、27號、29號、30號煤層具有高含氣量、高含氣飽和度、高孔隙度、低—中等滲透率、儲層壓力欠壓—正常的特征，具備煤層氣勘探開發的有利儲層條件。采用直井單井開采、叢式井組開采、多分支水平井連續注水激蕩開采均取得了良好的產氣效果，單井最高日產氣量介于1 482～6 124 m3，產氣期平均日產氣量介于660～3 953 m3，穩產時間介于1.6～4.8年。

2）區內煤層氣井高產受阿弓向斜軸部構造應力集中、水力封堵與封閉作用下煤層氣富集影響，同時與淺埋藏、低地應力條件下煤儲層原始滲透性較高、儲層可改造性強有密切關系。C1叢式井組井間產氣效果差異主要與F16斷層導水及井間干擾背景下地層水流動有關，表現出“低產水、高產氣；高產水、低產氣”的氣水產出關系。

3）受煤層氣地質背景、探采模式及煤儲層特征的共同影響，應在合理控制壓裂施工規模和提高壓裂改造范圍的同時，避免壓裂裂縫與導水斷層溝通或叢式井組內發生井間竄流。壓裂施工過程中，快速提升前置液注入排量高效造縫，注前置液造縫階段加入40～70目石英砂非連續段塞，注攜砂液支撐階段階梯式連續加20～40目石英砂有效支撐裂縫。

4）合層排采過程中，長期維持小于0.5 MPa的低套壓排采條件，見套壓后縮短憋壓時間，延長提產時間以提高穩產前的壓裂液返排率，并保證排采過程連續性以避免煤儲層滲透性不可逆傷害，產氣量提升階段主動緩慢暴露上部產層，進一步釋放下部產層的產氣潛力，延長合層開發煤層氣井的穩產時間。