鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣高效開發(fā)理論技術體系

徐鳳銀 ， 聶志宏 ， 孫 偉 ， 熊先鉞 ， 徐博瑞 ， 張 雷 ， 時小松 ， 劉 瑩 ， 劉世瑞 ，趙增平 ， 王 淵 ， 黃紅星 ， 林海鯤

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責任公司, 北京 100095；2.中國石油學會, 北京 100724；3.中石油煤層氣有限責任公司, 北京 100028)

“十三五”以來，中石油煤層氣有限責任公司在鄂爾多斯盆地東緣大寧—吉縣區(qū)塊(簡稱大吉區(qū)塊)針對深部煤層埋藏深度大、滲透率極低、應力環(huán)境復雜等開發(fā)難點，系統(tǒng)開展了地質(zhì)評價、工程技術試驗，在勘探評價取得突破基礎上，通過實施開發(fā)先導試驗項目，落實了氣井產(chǎn)能，直井日產(chǎn)氣量突破2×104m3，水平井日產(chǎn)氣量超過10×104m3，關鍵開發(fā)技術初步成型，已進入規(guī)模建產(chǎn)階段。經(jīng)過近5 a 勘探開發(fā)實踐探索和理論技術創(chuàng)新，突破了深部煤層氣勘探開發(fā)技術瓶頸[1-4]。對深部煤層氣高效開發(fā)機理有了全新認識，建立了深部煤層氣高效開發(fā)理論技術體系，配套形成開發(fā)甜點評價技術、煤儲層精細刻畫技術、地質(zhì)工程一體化導向技術、井網(wǎng)優(yōu)化設計技術、產(chǎn)能評價技術、大規(guī)模體積壓裂技術和全生命周期排采控制技術等技術系列，有效支撐了大吉區(qū)塊深部煤層氣規(guī)模效益開發(fā)，展示出良好應用前景，為我國深部煤層氣資源高效動用積累了寶貴經(jīng)驗和有利借鑒，更加堅定了深部煤層氣實現(xiàn)規(guī)模增儲上產(chǎn)的信心。

1 區(qū)域地質(zhì)及勘探開發(fā)概況

1.1 地質(zhì)背景

鄂爾多斯盆地東緣在地理位置上主要指從北部內(nèi)蒙古自治區(qū)準格爾旗至南部陜西省韓城市沿黃河兩岸的狹長地帶，地跨山西、陜西和內(nèi)蒙古自治區(qū)，南北長約500 km，東西寬30～60 km，總面積約3×104km2。在構造位置上主要位于晉西撓褶帶、渭北隆起東端和伊盟隆起東部，地層為華北地臺典型地層，從古生界到新生界均有不同程度發(fā)育，煤層氣勘探開發(fā)主力層系為石炭二疊系太原組8+9 號煤和山西組4+5 號煤[5-6](圖1)。

圖1 地層綜合柱狀Fig.1 General stratigraphic column

大吉區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣南部，橫跨伊陜斜坡和晉西撓褶帶，構造簡單，地層平緩[4]，8 號煤層和5 號煤層埋深800～2 600 m，具備中淺層和深部煤層氣勘探開發(fā)有利條件(表1)。目前深部煤層氣勘探開發(fā)主要目的層為8 號煤層，埋藏深度2 000～2 600 m；煤層形成于潟湖相，厚度5～12 m，煤體結構以原生結構煤為主，煤巖熱演化程度高，以貧煤、無煙煤為主。

表1 大寧—吉縣區(qū)塊中淺層與深部8 號煤儲層參數(shù)對比Table 1 Comparison of reservoir parameters between middle shallow and deep No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

1.2 勘探開發(fā)概況

鄂爾多斯盆地東緣發(fā)育煤層氣、致密氣、頁巖氣等多種近源或源內(nèi)氣藏，具有縱向疊置特征，“十三五”以前勘探開發(fā)對象主要為致密氣和中淺層煤層氣，深部煤層僅作為烴源巖進行“源儲”研究[7]。

2019 年以來，在大吉區(qū)塊開展了深部煤層氣地質(zhì)-工程一體化研究，前期利用致密氣老井對深部煤層氣開展技術試驗，D3-7X2 井生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣超過0.5×104m3，直井產(chǎn)能獲得突破。在此基礎上優(yōu)選有利區(qū)開展精細評價和試采工作，提交深部煤層氣探明地質(zhì)儲量1 122×108m3。

2021 年以來，為加快深部煤層氣規(guī)模開發(fā)步伐，落實資源可動用性，攻克關鍵開發(fā)技術瓶頸，在探明儲量區(qū)部署實施2 個先導試驗項目，首口采用大規(guī)模體積壓裂技術水平井D6-7P01 生產(chǎn)初期日產(chǎn)氣達到10.1×104m3，首年累產(chǎn)超過1 800×104m3，已投產(chǎn)29口水平井生產(chǎn)初期平均日產(chǎn)氣量達到10.2×104m3，初步實現(xiàn)深部煤層氣效益開發(fā)，完成大吉區(qū)塊深部煤層氣一期開發(fā)方案編制，為規(guī)模建產(chǎn)奠定了基礎。

2 深部煤層氣高效開發(fā)主控因素

深部煤層氣開發(fā)是涉及精細地質(zhì)評價、井位部署、鉆井、壓裂、排采等多領域的系統(tǒng)工程，地質(zhì)條件、工程工藝選取都將影響開發(fā)效果。在深入評價深部煤層氣藏特征、產(chǎn)氣機理和開發(fā)規(guī)律基礎上，建立深部煤層氣“人造氣藏”開發(fā)理論，理清高效開發(fā)主控因素，為效益開發(fā)奠定基礎。

2.1 “人造氣藏”開發(fā)理論

煤層氣是在煤化作用過程中形成、自生自儲在煤層中的天然氣，深部煤層滲透率極低[8-9]，一般只有0.001×10-15～0.130×10-15m2，比中淺層低2～3 個數(shù)量級，且孔隙連通性差，通常沒有自然產(chǎn)能，需要經(jīng)過大規(guī)模體積壓裂才能形成工業(yè)產(chǎn)量。深部煤層地質(zhì)特點導致實現(xiàn)效益開發(fā)存在多重困難，需開展多學科協(xié)同攻關，落實開發(fā)“甜點”區(qū)，明確煤層微幅構造特征、縱向巖性組合特征、天然裂隙及應力條件等地質(zhì)、工程因素，開展地質(zhì)-工程一體化井網(wǎng)優(yōu)化設計，通過大規(guī)模體積壓裂形成“人造高滲區(qū)”，大幅度改變煤儲層滲流環(huán)境和氣體賦存狀態(tài)，構建煤層基質(zhì)-微孔-井筒的高滲導流通道，使部分基質(zhì)表面吸附氣轉化為游離氣，同時束縛在封閉孔隙中的游離氣實現(xiàn)連通具有滲流能力，形成井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合的“人造氣藏”。在氣井生產(chǎn)初期，游離氣通過高滲導流通道快速產(chǎn)出，該階段產(chǎn)量較高，但生產(chǎn)初期解吸氣量無法彌補游離氣產(chǎn)出量快速減少，氣井產(chǎn)量遞減較快，生產(chǎn)中后期隨著儲層壓力降低，遠端裂縫閉合，導致解吸氣供給不足，氣井生產(chǎn)曲線呈“L”形，低產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)周期長，因此氣田穩(wěn)產(chǎn)需要大批量新鉆井補充。

按照“人造氣藏”開發(fā)理論，深部煤層氣高效開發(fā)需要開展地震地質(zhì)綜合研究，精準刻畫儲層微觀展布特征和變化規(guī)律，尋找平面、縱向開發(fā)甜點，構建精細三維地質(zhì)模型，為井位部署、地質(zhì)導向、壓裂作業(yè)和排采控制提供基礎；采用長水平段水平井實現(xiàn)最大單井控制面積，通過多段多簇壓裂構建煤儲層的高滲導流通道，以建立復雜連通縫網(wǎng)體系，最大限度實現(xiàn)體積改造，最大程度縮短天然氣在煤儲層基質(zhì)內(nèi)運移距離，構建最優(yōu)地下連通體；采用全生命周期地質(zhì)-工程-管理一體化排采管控措施，實現(xiàn)最終可采儲量(EUR)和采收率最大化。在生產(chǎn)中不斷總結影響開發(fā)效果的主控因素，深化開發(fā)規(guī)律認識，優(yōu)化井網(wǎng)井距、儲層改造工藝及排采制度等技術體系，實現(xiàn)深部煤層氣高效開發(fā)。

2.2 高產(chǎn)主控因素

深部煤層氣高產(chǎn)關鍵因素包括資源富集條件(R)和有效井控面積(V)兩大類(式(1))。其中，資源富集表征參數(shù)主要有煤層厚度、含氣量、壓力系數(shù)、游離氣含量等；有效井控面積包括儲層鉆遇長度、有效改造體積，以及影響儲層改造效果的關鍵參數(shù)，如煤體結構、煤層及頂?shù)装鍘r性組合、力學參數(shù)、裂縫發(fā)育程度、地應力等；此外，儲層改造充分程度也是影響采收率(ER)的關鍵因素。

式中,GP為氣井累積產(chǎn)氣量，108m3；R為資源豐度，108m3/km2；V為井控面積，km2；ER為采收率，%。

2.2.1 資源富集條件是氣井高產(chǎn)基礎

深部煤層具有廣覆式發(fā)育、連片展布特征。分析已投產(chǎn)井生產(chǎn)情況，資源豐度與水平井首月平均產(chǎn)氣量呈正相關性(圖2)。煤層壓力系數(shù)越大，頂?shù)装宸馍w性越好，游離氣含量越高[10]，大吉區(qū)塊深部煤層氣儲量區(qū)西部和北部地層壓力系數(shù)一般大于1.0(圖3)，地層能量足，游離氣含量高，資源豐度高，表現(xiàn)出氣井初期產(chǎn)量高；水平井初期平均日產(chǎn)氣量一般大于10×104m3，可自噴生產(chǎn)；叢式井日產(chǎn)氣量一般大于2×104m3。東南部地層壓力系數(shù)一般小于0.95，游離氣含量低，資源豐度較低，壓裂后一般無法實現(xiàn)自噴生產(chǎn)，需采取氣舉或抽油機排采等人工舉升措施才能正常產(chǎn)氣，水平井生產(chǎn)初期平均日產(chǎn)氣量8×104m3，叢式井日產(chǎn)氣量0.8×104m3。

圖2 煤層氣資源豐度與首月平均產(chǎn)氣量關系Fig.2 Relationship between CBM resource abundance and average production in the first month

圖3 8 號煤層壓力系數(shù)及含氣量平面分布Fig.3 Plane distribution of pressure coefficient and gas content in No.8 coal seam

2.2.2 有效改造體積是氣井高產(chǎn)關鍵

深部煤層巖性致密、滲透率極低，在保障資源富集基礎上，必須通過大規(guī)模體積壓裂才能獲得工業(yè)氣流。因此，有效改造體積直接控制氣井供氣范圍，對氣井高產(chǎn)至關重要[11-12]。深部煤層氣開發(fā)實踐表明，微幅構造及天然裂縫發(fā)育程度、地應力差異等均會影響水平井大規(guī)模體積壓裂改造效果[13]。

從生產(chǎn)效果看，采用大規(guī)模體積壓裂直叢井平均加砂規(guī)模是常規(guī)壓裂井6 倍，平均產(chǎn)氣量和EUR 分別是常規(guī)壓裂井2.7 倍和2 倍；水平井壓裂砂量和液量與首月平均日產(chǎn)氣量呈正相關關系(圖4)，表明泵入地層液量和砂量越多，改造范圍越大，泄流面積也越大，更有利于煤層氣運移，可獲得較高產(chǎn)量，且后者相關性高于前者，表明入地總砂量對氣井高產(chǎn)影響更為明顯。

圖4 壓裂液量及加砂量與單井首月平均日產(chǎn)氣量關系Fig.4 Relationship between fracturing fluid volume, sand volume and average daily gas production in the first month

2.2.3 有效水平段長是氣井高產(chǎn)前提

增加水平段長度可有效提高單井控制儲量，也是實現(xiàn)降本增效重要突破口[14]。統(tǒng)計表明，大吉區(qū)塊深部煤層氣在資源富集條件、壓裂工藝相當條件下，隨著水平井鉆遇煤層長度增加，氣井產(chǎn)氣量呈增長趨勢；從區(qū)塊不同水平段長度水平井建井成本和單位投資EUR 關系圖來看，水平段越長，單位投資EUR 也越高，當水平段長度超過1 500 m，單位投資EUR 增幅變緩(圖5)。

圖5 水平段長度與單井初期產(chǎn)量、單位投資EUR 關系Fig.5 Relationship among the length of horizontal section, the initial production of single well and the unit investment EUR

因此，增加有效水平段長度可有效提高單井產(chǎn)量，但需結合不同地區(qū)地質(zhì)條件、建井成本等因素合理優(yōu)化水平段長度，提高綜合開發(fā)效益。

2.2.4 良好儲層條件是氣井高產(chǎn)保障

煤系縱向具有巖性變化復雜、巖石力學性質(zhì)及地應力差異大的特點，導致不同巖性組合下人工縫網(wǎng)形態(tài)差異大，而垂向應力差、不同巖性的可壓性也是影響人工裂縫延展范圍的主控因素[15-17]。大吉區(qū)塊8號煤層縱向一般發(fā)育“一分型”“二分型”“三分型”3種煤層結構，其上下圍巖一般發(fā)育灰?guī)r、泥巖和砂巖3 種巖性，從縱向巖性組合特征看，可劃分為9 種類型(圖6)。

圖6 大寧—吉縣區(qū)塊8 號煤9 種巖性組合類型示意Fig.6 Schematic diagram of 9 lithological assemblage types of coal No.8 coal seam in Daning-Jixian Block

對比巖石力學參數(shù)，煤層具有低彈性模量、高泊松比和低抗壓強度的特征，破裂壓力最低，砂巖次之，泥巖和致密灰?guī)r破裂壓力最高，壓裂時人工裂縫易在天然弱面或力學強度低的巖性中延展。目前已完鉆水平井揭示模式1-1～模式2-2 等5 種類型。從生產(chǎn)效果對比來看(圖7)，模式1-1 和模式1-2 產(chǎn)氣效果最好，折算百米水平段初期平均日產(chǎn)量0.75×104m3，該組合模式下壓裂時裂縫縫高更易受控，裂縫主體在煤層中延伸，煤層改造更充分；模式2-1 和模式2-2在煤層中部發(fā)育1 套夾矸，礦物成分主要為黏土，壓裂時水力裂縫垂向延伸時受夾矸影響，非煤層水平段未能實現(xiàn)充分改造，折算百米水平段初期平均產(chǎn)量0.48×104m3/d，為模式1-1 和模式1-2 的64%。模式1-3產(chǎn)氣效果最差，反映出壓裂水力裂縫易向底板砂巖擴展，影響人工裂縫在煤層中擴展，煤層改造效果差，為模式1-1 和模式1-2 的51%。

圖7 大寧—吉縣區(qū)塊不同巖性組合模式產(chǎn)氣量柱狀Fig.7 Production plot of different lithological assemblage types in Daning-Jixian Block

3 深部煤層氣高效開發(fā)技術體系

2019 年以來，針對深部煤層地質(zhì)特征以及開發(fā)難點，不斷開展理論技術創(chuàng)新和實踐探索，建立深部煤層氣高效開發(fā)技術體系，指導大吉區(qū)塊深部煤層氣進入了商業(yè)開發(fā)，日產(chǎn)氣突破300×104m3。

3.1 地質(zhì)-工程開發(fā)甜點優(yōu)選技術

深部煤層非均質(zhì)性強，滲透性極差，經(jīng)過壓裂改造形成的人工裂縫與天然裂縫共同構成氣體運移通道[18-19]。深部煤層氣開發(fā)甜點優(yōu)選需要基于資源、儲層、構造、工程四大類指標以及當前可實現(xiàn)的建井成本和開發(fā)技術，既考慮地質(zhì)“甜點區(qū)”，還需明確易實現(xiàn)體積壓裂的工程“甜點段”，優(yōu)選出地質(zhì)-工程開發(fā)甜點區(qū)。因此，開展甜點精細刻畫是深部煤層氣高效開發(fā)基礎。

3.1.1 平面甜點優(yōu)選技術

深部煤層氣地質(zhì)-工程開發(fā)甜點評價，煤層厚度和含氣量是基礎，決定了煤層氣資源富集程度；埋深和微構造影響裂隙發(fā)育，對氣井高產(chǎn)具有較強控制作用[1-2,11]；煤體結構影響人工裂縫擴展，原生結構煤一般位于構造平緩區(qū)，裂縫擴展效果好，構造煤一般位于構造擠壓區(qū)，煤體較為疏松，造縫困難[20-21]；地應力大小和方位控制人工裂縫延展方向以及裂縫形態(tài)，垂向應力差越大，縫高越易受控，水平應力差越小，越易形成網(wǎng)狀縫，儲層改造效果越好[22]。

因此，基于深部煤層氣高產(chǎn)主控因素分析，圍繞儲層資源條件(煤層結構、煤層厚度、含氣量、煤體結構等)、構造保存條件(微構造、頂?shù)装宸馍w條件、地層壓力系數(shù)等)、工程可改造條件(地應力、裂縫發(fā)育程度)等參數(shù)，構建了一套適應于深部煤層氣高效開發(fā)的地質(zhì)-工程開發(fā)甜點指標體系和分類評價標準(表2)，落實了核心建產(chǎn)區(qū)。

表2 甜點區(qū)分類評價標準Table 2 Classification evaluation criteria for “geological dessert areas”

大吉區(qū)塊已投產(chǎn)29 口水平井均位于Ⅰ類區(qū)，高產(chǎn)井比例超過90%，其中Ⅰ類A 區(qū)25 口，平均日產(chǎn)氣量11.3×104m3，Ⅰ類B 區(qū)4 口，平均日產(chǎn)氣量6.1×104m3，證實該評價指標的合理性。

3.1.2 縱向甜點優(yōu)選技術

煤層非均質(zhì)性不僅表現(xiàn)在平面上、層間上，其縱向上也表現(xiàn)出較強非均質(zhì)性[23-24]，縱向甜點也是影響水平井產(chǎn)能關鍵因素，確定最優(yōu)靶體需綜合考慮煤層縱向非均質(zhì)性，包括煤層含氣性和工程改造性2 個方面。

影響煤層壓裂效果的地質(zhì)因素除煤體結構和地應力之外，還包括宏觀煤巖類型、力學性質(zhì)和天然裂縫發(fā)育程度。煤層高含氣段錄井氣測一般較高；光亮煤和半亮煤一般裂隙發(fā)育，易形成網(wǎng)狀縫，半暗煤和暗淡煤易穿透頂?shù)装澹纬啥谈呖p；煤體結構破壞程度越高，煤層越容易擴徑、自然伽馬越高[25]；灰分產(chǎn)率越高，自然伽馬和密度越高；鏡煤-亮煤含量越高，密度越低、聲波時差越高、自然伽馬越低。因此，綜合選取錄井氣測、煤巖宏觀類型、煤體結構、灰分產(chǎn)率4項錄井參數(shù)，自然伽馬、聲波時差和密度3 項測井參數(shù)共7 項指標，建立縱向靶體評價體系(表3)以確定水平井縱向靶體。

表3 水平井縱向靶體評價優(yōu)選標準Table 3 Evaluation and optimization criteria for longitudinal target body of horizontal wells

以發(fā)育一分型煤層的D22 井為例(圖8)，該井在上部3～5 m 的煤層段，巖心觀察為原生結構煤，自然伽馬普遍小于60 API，樣品分析和測井解釋灰分低于20%，含氣量高于25 m3/t，鏡質(zhì)組含量高于80%，為光亮煤，確定為縱向甜點段，可作為水平井目標靶體。

圖8 D22 測井及巖心標定綜合解釋成果Fig.8 Logging and core interpretation of well D22

3.2 煤儲層特征精細刻畫技術

3.2.1 構造解釋技術

精細刻畫煤層微幅構造特征及裂縫發(fā)育情況是提高煤層優(yōu)質(zhì)靶體鉆遇率、優(yōu)化壓裂設計的基礎，也決定地質(zhì)模型準確程度[26-27]。充分利用高精度三維地震資料，在井震標定、層位精細解釋、空變速度建場基礎上，進行小網(wǎng)格、不平滑、大比例尺構造精細成圖，充分利用大斜度井、水平井井斜數(shù)據(jù)，嚴格按照井軌跡準確標定層位，采用模型約束法和多層位井校空變速度體重構，構建三維地震工區(qū)速度場，落實煤層精細構造形態(tài)。

在大吉區(qū)塊實現(xiàn)幅度小于5 m 的微幅度構造精細刻畫(圖9)，基于此研究成果實施的35 口水平井煤層實鉆深度與預測深度相對誤差小于0.1%。

圖9 8 號煤層頂面微構造展布Fig.9 Distribution of microstructures on the top surface of No.8 coal seam

3.2.2 儲層裂縫預測技術

基于OVT 域地震數(shù)據(jù)分析，采用橢圓擬合法、方位統(tǒng)計法以及螞蟻追蹤算法，開展各項異性分析和多尺度裂縫預測(圖10)。通過陣列聲波測井各向異性強度對比以及巖心裂隙描述綜合分析，確定預測結果更符合工區(qū)實際。

圖10 8 號煤層螞蟻體微裂縫預測Fig.10 Predicted fracture distribution using ant-tracking of No.8 coal seam

D14-5 井臺2 口井壓裂施工作業(yè)時壓力監(jiān)測結果顯示(表4)，天然裂縫發(fā)育區(qū)壓裂時鄰井壓力出現(xiàn)異常，裂縫不發(fā)育區(qū)無異常，綜合判斷預測結果符合率達到72%。

表4 D14-5 井臺8 號煤層裂縫預測與壓力監(jiān)測結果對比Table 4 Comparison of fracture prediction and pressure monitoring of No.8 coal seam in D14-5 well group

3.2.3 三維地質(zhì)建模技術

精準刻畫不同小層微觀儲層展布特征對建模要求高，構建地質(zhì)-工程一體化三維精細地質(zhì)模型是深部煤層氣效益開發(fā)關鍵技術。在微幅構造及裂縫精細刻畫基礎上，綜合應用地震、測井、巖心和動態(tài)監(jiān)測等基礎資料，采用以沉積相+井震資料雙約束的小層精細劃分、分層次多尺度建模技術方法，建立了大吉區(qū)塊深部煤層氣開發(fā)區(qū)構造-地層格架模型；圍繞地質(zhì)-工程開發(fā)甜點主要評價參數(shù)，采用確定性建模和隨機建模方法，構建了煤層結構、煤體結構、含氣量、灰分、鏡質(zhì)組質(zhì)量分數(shù)、宏觀煤巖類型、孔隙度等7種屬性模型。模型平面網(wǎng)格尺寸20 m×20 m，縱向網(wǎng)格尺寸0.2～1.0 m，實現(xiàn)深部煤層“地質(zhì)+工程”全要素定量化、可視化表征，可清晰直觀呈現(xiàn)煤層縱橫向非均質(zhì)性特征。

基于煤巖割理裂隙發(fā)育程度以及地震預測裂縫密度結果，采用多體約束屬性隨機模擬技術，建立不同尺度下離散裂縫網(wǎng)格模型，表征不同類型裂縫空間展布特征，為構建天然縫網(wǎng)-人工縫網(wǎng)耦合的縫網(wǎng)模型奠定基礎。

3.3 地質(zhì)工程一體化導向技術

地質(zhì)導向技術是提高水平井優(yōu)質(zhì)靶體鉆遇率、降低工程難度、縮短鉆井周期的關鍵技術[28-29]。按照“地質(zhì)小尺度、三維地震微尺度、軌跡走靶體、少調(diào)快鉆”水平井導向思路，形成了鉆前軌跡優(yōu)化設計、精準入靶及靶后微調(diào)三階段導向技術。

鉆前軌跡設計是在構建精細三維構造模型基礎上，制定井軌跡精準控制方案，細化井軌跡控制節(jié)點。入靶前導向是在入靶前后導向階段，采用“逐層逼近”法、小層精細對比法，預測儲層位置，逐步逐層調(diào)整井斜，確保精確中靶、井軌跡光滑。靶后水平段導向是水平段導向過程中，通過分析鄰井煤層縱向自然伽馬、氣測、煤巖煤質(zhì)、煤體結構等參數(shù)變化特征，結合隨鉆過程中鉆錄測數(shù)據(jù)變化趨勢，判斷鉆頭位置，在地震引導下把握地層和煤層厚度變化趨勢，優(yōu)化軌跡，確保煤層鉆遇率和軌跡光滑，降低鉆井施工難度，提高機械鉆速。

在上述3 階段高效地質(zhì)導向技術(圖11)指導下，大吉區(qū)塊35 口完鉆井平均水平段長1 261.5 m，煤層鉆遇率97.0%，甜點鉆遇率90.3%(表5)。

表5 大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣井產(chǎn)能指數(shù)與氣井合理配產(chǎn)Table 5 Production capacity index and reasonable production allocation of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

圖11 地質(zhì)導向技術工程流程Fig.11 Geological steering technology engineering flowcharts

3.4 井網(wǎng)優(yōu)化設計技術

非常規(guī)油氣藏實現(xiàn)效益開發(fā)、提高采收率必須構建井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合的人造氣藏，就要以開發(fā)甜點區(qū)為單元，科學合理井網(wǎng)部署，通過大規(guī)模體積壓裂，大幅改變地下流體滲流環(huán)境和補充地層能量，人工干預實現(xiàn)深部煤層氣規(guī)模效益開發(fā)[30]。

天然裂縫發(fā)育程度、人工裂縫與天然裂縫相交角度、煤巖抗張強度、水平應力差和井型是影響人工裂縫延展方向主控因素。李倩、宋晨鵬等[15-16]對裂縫水平擴展機理研究認為，在水平應力差低、相交角小的條件下，人工裂縫易沿天然裂縫尖端發(fā)生剪切破壞擴展，反之易直接穿過天然裂縫延原有方向擴展。天然裂縫相對密集、裂縫尺寸較長時人工裂縫易沿天然裂縫擴展，形成復雜裂縫網(wǎng)絡。呂帥鋒等[31]通過煤礦掘進工作面的連續(xù)觀察和裂縫擴展形態(tài)解構，認為人工裂縫擴展方向受到最大主應力和天然裂隙共同控制，近井筒附近天然裂縫發(fā)育區(qū)，人工裂縫在近井筒附近延外生節(jié)理延展，遠井部位沿最大主應力方向延展，反之人工裂縫先沿最大主應力方向延展。付世豪等[17]對不同井型的人工裂縫垂向擴展分析認為，直叢井人工縫網(wǎng)易突破巖層界面呈“十”型，在巖性界面擴展，水平井裂縫沿水平方向轉向，呈“工”型或“T”型。

合理的井網(wǎng)井距主要通過壓力干擾監(jiān)測及人工縫網(wǎng)展布形態(tài)模擬確定，建立井距與人工裂縫配置關系，提高資源動用程度。因此，深部煤層氣開發(fā)部署要開展基于“地應力場、天然裂縫場、人工裂縫場、井型與方位、井網(wǎng)井距”等五位一體協(xié)同優(yōu)化設計。如圖12 所示，若近井筒附近天然裂縫發(fā)育，相交角為α，布井方向與最大主應力夾角β應小于相交角，更易形成網(wǎng)狀縫網(wǎng)，平面上還需綜合考慮最大主應力方向的演變規(guī)律和天然裂隙展布形態(tài)，一次性成網(wǎng)，提高井控資源及氣田資源動用程度，實現(xiàn)由“單井工程”向構建“區(qū)域大縫網(wǎng)場體系”轉變，建立多維矢量彌合井網(wǎng)，打破縫網(wǎng)孤島，進而實現(xiàn)資源動用最大化和氣田采收率最大化。

圖12 “五位一體”井網(wǎng)優(yōu)化示意Fig.12 Schematic diagram of “five in one” well pattern optimization

3.5 產(chǎn)能評價和EUR 預測技術

氣井合理產(chǎn)能、EUR 評價技術需要綜合考慮深部煤層氣賦存特征、滲流機理和生產(chǎn)規(guī)律。由于深部煤層氣在國內(nèi)外規(guī)模開發(fā)處于起步階段，投產(chǎn)井數(shù)較少、生產(chǎn)時間較短，尚無可鑒的產(chǎn)能評價成熟方法。

筆者在對動態(tài)分析法、數(shù)值模擬法、解析模型法開展適用性評價基礎上，引入深部煤層氣產(chǎn)能指數(shù)反映氣井生產(chǎn)初期最大產(chǎn)能，確定氣井合理配產(chǎn)，深部煤層氣產(chǎn)能指數(shù)公式為

計算D6-7P01 等生產(chǎn)時間超過6 個月的14 口水平井產(chǎn)能指數(shù)14.6×104～51.4×104m3/d，平均38.6×104m3/d(表5)。結合非常規(guī)氣產(chǎn)氣機理[32-33]，采用“高產(chǎn)低配、低產(chǎn)高配”原則，配產(chǎn)系數(shù)1/6～1/3。以D6-7P01 井為例，該井產(chǎn)能指數(shù)為14.6×104m3/d，按照 配 產(chǎn) 系 數(shù)1/4～1/3，首 年 配 產(chǎn) 為3.7×104～4.9×104m3/d，首年實際平均產(chǎn)氣量5.0×104m3/d，表明產(chǎn)能評價指標與配產(chǎn)系數(shù)相對合理。

當前深部煤層氣井全生命周期生產(chǎn)特征規(guī)律仍不明朗，EUR 評價技術還不成熟。因此，結合當前氣井生產(chǎn)特征，借鑒非常規(guī)氣藏EUR 預測方法[34-36]，初步開展以產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法為主，經(jīng)驗產(chǎn)量遞減法和數(shù)值模擬法、經(jīng)驗類比等方法相結合的EUR 預測技術研究。

生產(chǎn)時間超過6 個月的14 口水平井評價結果顯示，產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法預測EUR 為5 679×104～7 348×104m3，Arps 遞減分析法預測EUR 為4 762×104～7 376×104m3，經(jīng)驗類比法預測EUR 為4 758×104～9 326×104m3，采用雙孔單滲模型對D6-7P01 井開展數(shù)值模擬，預測該井EUR 為5 500×104m3。評價結果表明產(chǎn)量不穩(wěn)定分析法、數(shù)值模擬法預測EUR 與水平井首月平均產(chǎn)氣量、產(chǎn)能指數(shù)相關性高(圖13)，可作為當前深部煤層氣井EUR 預測方法。

圖13 單井首月平均產(chǎn)氣量、產(chǎn)能指數(shù)與EUR 的關系Fig.13 Relationship among average gas production per well in the first month, productivity capacity index and EUR

3.6 大規(guī)模體積壓裂優(yōu)化技術

深部煤層氣實現(xiàn)效益開發(fā)既要構建大規(guī)模人造縫網(wǎng)，形成人造氣藏，又要考慮煤層敏感性降低壓裂液對儲層傷害[37]。基于“控液增砂”儲層改造技術思路，通過控制前置液比例和總液量，快速提高攜砂液階段砂比，大幅提高排量和優(yōu)化壓裂液黏度實現(xiàn)高砂比連續(xù)加砂，優(yōu)化支撐劑粒徑組合和大規(guī)模加砂提高有效改造體積。形成井眼軌跡、構造、螞蟻體、各向異性等影響裂縫擴展因素的“四位一體”精準選段技術，制定“井間交錯+段內(nèi)差異化”壓裂設計，為構建彌合縫網(wǎng)提供支撐。構建超大、超密、充分支撐的體積縫網(wǎng)，形成深部煤層“大規(guī)模體積壓裂”技術。

大吉區(qū)塊經(jīng)過3 輪次壓裂工藝優(yōu)化和實踐(表6)，壓裂施工排量由18 m3/min 提高到21～22 m3/min，單段加砂量由340 m3提高到400～600 m3，支撐劑由100 目(0.148 mm)和40 目/70 目(0.425 mm/0.212 mm)為主優(yōu)化為以100 目(0.148 mm)石英砂為主。

表6 深部煤層氣壓裂工藝技術發(fā)展歷程Table 6 Breif table of development history of deep coalbed methane fracturing technology

3.7 全生命周期排采優(yōu)化控制技術

深部煤層氣富含游離氣[4]，氣井生產(chǎn)特征與中淺層明顯不同，經(jīng)過短期返排后快速見氣，產(chǎn)氣量較短時間可達峰值，生產(chǎn)初期可自噴生產(chǎn)，不需要人工舉升。結合深部煤層氣賦存特征和滲流機理，初步建立氣井全生命周期5 個階段的典型生產(chǎn)曲線(圖14)，并針對各階段產(chǎn)出特征形成與之相適應的排采優(yōu)化控制措施。

圖14 大寧—吉縣區(qū)塊深部煤層氣生產(chǎn)階段劃分及典型曲線Fig.14 Division of production stages and typical curves of deep coalbed methane in Daning-Jixian Block

階段①和階段②處于壓裂液返排階段，階段①為單相排液期，表現(xiàn)為返排液量逐漸增大，只產(chǎn)液不產(chǎn)氣；從階段②開始，產(chǎn)液量逐漸上升到最高，游離氣開始產(chǎn)出，氣液比逐漸增大，壓裂液返排階段一般出砂量較小。因此，前2 個階段的控制目標以“不出砂、不出煤粉”為原則，加快排液，提高返排率，降低壓裂液對儲層傷害。

階段③為高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段，表現(xiàn)出產(chǎn)液量迅速下降，產(chǎn)氣量逐漸上升到峰值，氣液比持續(xù)增大，游離氣大量產(chǎn)出，隨著縫網(wǎng)內(nèi)壓力降低，吸附氣開始解吸。較高的初期配產(chǎn)對煤層產(chǎn)生較大的應力敏感傷害，壓降漏斗無法有效擴展，較低的初期配產(chǎn)無法保證壓裂液正常排出。要根據(jù)產(chǎn)能預測結果，在保證氣井正常生產(chǎn)、滿足臨界攜液流量的基礎上，制定合理配產(chǎn)。

階段④為遞減階段，隨著壓裂縫網(wǎng)附近地層壓力持續(xù)降低，產(chǎn)氣持續(xù)下降，游離氣減少而吸附氣解吸，氣井表現(xiàn)為產(chǎn)液緩慢下降，產(chǎn)氣量緩慢下降，該階段需采用增壓氣舉等措施延長自噴生產(chǎn)時間，擴大壓降范圍，為解吸氣大量產(chǎn)出奠定基礎。

階段⑤為低產(chǎn)階段，隨著地層壓力持續(xù)降低，以裂縫遠端吸附氣解吸為主，表現(xiàn)為“低產(chǎn)液、低產(chǎn)氣、低壓力”的生產(chǎn)特點，生產(chǎn)特征與中淺層煤層氣類似，需要人工舉升設備，控制的關鍵在提高設備運行連續(xù)性，確保氣井連續(xù)穩(wěn)定生產(chǎn)，以實現(xiàn)解吸氣大量產(chǎn)出。

3.8 集輸與數(shù)智化控制技術

深部煤層氣生產(chǎn)初期表現(xiàn)出高產(chǎn)氣量、高產(chǎn)液量、高井口壓力的特征，可自噴生產(chǎn)，中后期產(chǎn)氣量、井口壓力快速下降，需采用泡排等人工舉升工藝，與中淺層存在顯著差異。氣井高產(chǎn)階段攜液生產(chǎn)導致井口壓力快速下降、自噴生產(chǎn)維持時間短，導致生產(chǎn)過程中氣井工況變化快，井筒中流體物理化學特性快速變化，集輸效率快速下降。因此，深部煤層氣規(guī)模開發(fā)要通過持續(xù)優(yōu)化采氣工藝、生產(chǎn)參數(shù)、集輸管網(wǎng)壓力分布，延長自噴生產(chǎn)周期，提高地層能量利用效率，最終提高氣田采收率。

隨著煤層氣開發(fā)從淺層向深部進軍，效益開發(fā)難度也越來越大、勘探開發(fā)成本不斷提高。在當前AI技術快速發(fā)展的機遇期，深部煤層氣也需要將巖心分析數(shù)據(jù)、地震數(shù)據(jù)、測井數(shù)據(jù)、生產(chǎn)動態(tài)數(shù)據(jù)等數(shù)據(jù)資產(chǎn)向測井智能解釋、儲層智能評價、生產(chǎn)運行智能管理的“數(shù)智化”轉變，形成涵蓋地質(zhì)、鉆井、壓裂、排采、地面集輸?shù)榷鄬I(yè)一體化軟件平臺和數(shù)字孿生技術，由各專業(yè)獨立運行向一體化協(xié)同運行轉變，在深部煤層氣規(guī)模開發(fā)中實現(xiàn)提質(zhì)、降本、增效。

4 應用效果

4.1 氣井生產(chǎn)參數(shù)的明確

大吉區(qū)塊深部煤層氣水平井單相排液階段持續(xù)時間一般2 d 左右，只產(chǎn)液不產(chǎn)氣，產(chǎn)液量一般30～150 m3/d；氣液同出返排階段持續(xù)時間一般6～29 d，平均14 d，最高產(chǎn)液量可達到500～1 260 m3/d；同時游離氣開始產(chǎn)出，點火可燃，自噴生產(chǎn)時壓裂液返排率為14.87%～42.79%，平均22.66%；高產(chǎn)階段持續(xù)時間一般7～95 d，平均30 d 左右，隨著壓裂液大量返排，游離氣大量產(chǎn)出，日產(chǎn)氣量快速上升至5×104～16×104m3，平均超過10×104m3，日產(chǎn)水量由500～1 260 m3下降至40～200 m3，氣液比上升至0.5×104m3/m3以上(表7)，隨著儲層壓力降低，微裂縫游離氣持續(xù)供給，產(chǎn)氣量相對穩(wěn)定，此階段以游離氣產(chǎn)出為主，近井地帶解吸氣開始產(chǎn)出；遞減階段持續(xù)時間平均超過1 年，隨著地層壓力持續(xù)降低，游離氣減少，煤層進入緩慢解吸階段，但解吸氣無法彌補游離氣，產(chǎn)氣量出現(xiàn)遞減，日產(chǎn)水量一般在10 m3/d 以下；低產(chǎn)階段以裂縫遠端吸附氣解吸為主，在低滲條件下氣體向井筒運移時間比較長，產(chǎn)量較低但相對穩(wěn)定，產(chǎn)量1×104～2×104m3/d，遞減速率開始變緩，單位壓降的產(chǎn)氣量升高。

4.2 指導先導試驗實施

2021 年以來，在大吉區(qū)塊探明儲量區(qū)實施2 個開發(fā)先導試驗項目，部署水平井35 口，設計地質(zhì)氣藏、鉆完井、儲層改造、采氣集輸?shù)仍囼瀮?nèi)容。

已投產(chǎn)29 口水平井單井初期平均日產(chǎn)氣量10.2×104m3(圖15)，8 口井生產(chǎn)時間超過330 d，累產(chǎn)氣量超過2 000×104m3，平均累產(chǎn)氣量2 381×104m3，預測單井平均EUR 在6 500×104m3以上，其中D14-5 井臺兩口井生產(chǎn)358 d 累產(chǎn)氣量分別達到2 500×104和2 800×104m3。

圖15 大寧—吉縣區(qū)塊深部煤層氣水平井生產(chǎn)曲線Fig.15 Production curves of deep coalbed methane horizontal wells in Daning-Jixian Block

通過開發(fā)先導試驗基本落實了井型、井網(wǎng)、井距、氣井產(chǎn)能等關鍵開發(fā)參數(shù)，完善了深部煤層氣效益開發(fā)主體工藝技術，初步建立了深部煤層氣效益開發(fā)模式。在此基礎上，圍繞開發(fā)先導試驗區(qū)，完成了大吉區(qū)塊一期開發(fā)方案編制、現(xiàn)場生產(chǎn)組織與實施，實現(xiàn)深部煤層氣工業(yè)化開發(fā)與技術應用。

4.3 展現(xiàn)良好開發(fā)前景

在深部煤層氣高效開發(fā)理論技術支撐下，大吉區(qū)塊開發(fā)效果得到顯著提升，日產(chǎn)氣量快速突破300×104m3。

在大吉區(qū)塊深部煤層氣勘探開發(fā)示范下，鄂爾多斯盆地石樓西、三交北、佳縣等區(qū)塊深部煤層氣勘探開發(fā)均取得突破，有效推動我國深部煤層氣快速發(fā)展。中國礦業(yè)大學對全國29 個主要盆地估算深部煤層氣資源量40.71×1012m3，總資源規(guī)模與頁巖氣、常規(guī)氣相當[38-40]，有望成為繼致密氣、頁巖氣之后又一規(guī)模上產(chǎn)天然氣資源。

鄂爾多斯盆地是當前深部煤層氣勘探開發(fā)熱點地區(qū)，地質(zhì)認識程度較高，盆地內(nèi)多個區(qū)塊勘探取得突破，已具備深部煤層氣規(guī)模上產(chǎn)條件，有望成為天然氣增儲上產(chǎn)新的增長極，實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)業(yè)跨越式發(fā)展。

5 結 論

(1)近5 a 勘探開發(fā)實踐表明，資源富集條件、有效改造體積、水平段長、良好儲蓋組合條件是影響深部煤層氣高產(chǎn)關鍵因素，效益開發(fā)需開展多學科協(xié)同攻關，通過地質(zhì)工程一體化精準刻畫煤儲層特征，落實開發(fā)甜點，采用大規(guī)模體積壓裂實現(xiàn)煤層充分改造，大幅改變煤層滲流環(huán)境和氣體賦存狀態(tài)，形成人造高滲區(qū)，建立基質(zhì)-微孔-井筒高滲導流通道，構建井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合“人造氣藏”，是深部煤層氣實現(xiàn)效益開發(fā)基礎。

(2)通過開發(fā)先導試驗，建立了地質(zhì)-工程一體化背景下的深部煤層氣高效開發(fā)技術體系，包括開發(fā)甜點優(yōu)選技術、煤儲層精細刻畫技術、地質(zhì)工程一體化導向技術、井網(wǎng)優(yōu)化設計技術、產(chǎn)能評價和EUR 預測技術、大規(guī)模體積壓裂技術、排采優(yōu)化控制技術和集輸與數(shù)智化技術等，有效支撐了鄂東緣深部煤層氣規(guī)模效益開發(fā)和工業(yè)化應用。

(3)在研究成果指導下，大吉區(qū)塊深部煤層氣單井產(chǎn)量獲得大幅提高，29 口水平井初期平均日產(chǎn)氣量達到10.2×104m3，區(qū)塊日產(chǎn)氣量超過300×104m3，實現(xiàn)了深部煤層氣開發(fā)重大突破，引領和帶動我國深部煤層氣勘探開發(fā)快速推進，鄂爾多斯盆地石樓西、三交北、佳縣等區(qū)塊均取得突破，為我國豐富的深部煤層氣資源向工業(yè)產(chǎn)量轉化提供了理論基礎和技術示范，對保障國家能源安全，增加天然氣供應具有重要意義。