鄂尔多斯东缘柳林示范区中煤阶煤层气开采配套技术

赵 军 孟尚志 郭本广 莫日和 张 劲 徐 浩

(1.中联煤层气有限责任公司，北京 102200;2.中国石油大学(北京)石油与天然气工程学院，北京 100000;3.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100000)

我国陆上埋深2000 m以内煤层气资源量为32.86 ×1012m3，可采资源量为 13.90 ×1012m3。鄂尔多斯盆地东缘蕴藏着丰富的煤层气资源，预测1500 m以内浅煤层气地质资源量约9×1012m3，盆地东缘煤层在太原组和山西组集中发育，其纵向发育特征如图1所示，是实施中煤阶煤层气大井组勘探的理想地区［3］。

柳林示范区位于鄂尔多斯盆地东缘河东煤田中部，煤层发育层数多，煤层稳定且厚度大，煤层含气量高，煤层气地质条件优越。煤田总体呈一个基本向西倾斜的单斜构造，属于吕梁复背斜西翼的一部分，断层发育数量少，水文地质条件较为简单。含煤地层为晚古生界石炭系上统太原组及二叠系下统山西组，总厚为110～180 m，含煤层有8～13层，煤层总厚10～42 m，含煤系数8% ～12%。目标煤层3#+4#、5#、8#+9#煤层，热演化程度中等，主要产焦煤，含气量一般为10～20 m/t，埋深400～1000 m，煤层含气饱和度为17.90% ～101.83%，平均含气饱和度为 63.59%，渗透率为(0.29 ～12.72) ×10－3μm2，储层压力为正常 — 欠压。

国内中煤阶煤层开采的主要工程技术难点较多。与高煤阶煤层相比较，中煤阶煤层更软，割理丰富，钻井中容易发生井壁坍塌，储层容易受到伤害。采用水平井钻井面临的工程风险多，导致水平井低产或者工程报废。煤层气多分支水平井技术集成了煤层造洞穴、两井对接、随钻地质导向、钻水平分支井眼、欠平衡等多项先进钻井技术，特别适合于开采低渗透储层的煤层气［4］。自2004年我国引入多分支水平井技术以来，实践表明该技术很适合我国煤层地质条件，是今后我国煤层气开发的技术趋势［5］。中石油2010年度多分支水平井的施工井数，达到191口，单井日产气6000～40000 m3d，是直井的5～10倍［6］。多分支水平井技术仍存在很多工程技术问题需要总结［7－10］。

经过技术攻关与试验，柳林地区初步形成了中煤阶煤层气高效开发的配套技术，本文重点介绍富集高产区预测、钻完井配套、增产改造和排采等技术，以及主要创新之处。

1 整体实施效果

1.1 储量落实和产能建设

2012年柳林示范区提交163亿m3煤层气探明地质储量报告，“十一五”期间提交53亿m3，全区总共216亿m3。建设1亿m3a煤层气示范基地，已经建成CNG集气站一座，集气管已经铺设8 km。签订煤层气销售合同，预计2013年6月实现售气，计划初期销售规模为 10万 m3d，2013年底达到15 万 m3d。

图1 柳林示范区煤层纵向发育特征

1.2 钻井数量和规模

截至2012年9月30日，中联公司和富地柳林燃气有限公司在柳林区块已施工9组多分支水平井和128口直井，“十二五”期间拟在柳林示范区共进行26口多分支水平井的生产试验。

1.3 技术配套和创新

“十二五”期间围绕获得储量、提高单井产量、建成产能、建设煤层气示范基地的目标，以地质研究为指导，开展钻井、压裂、排采、储层保护技术研究与试验应用，取得了丰硕成果。期间提出多分支水平井“钻井—地质—排采一体化”的优化设计方法，突破了斜井连通的多分支水平井技术技术，探索成功了3#+4#和5#煤层合采的双煤层多分支水平井技术，以及增产改造采用分层投球压裂、多层共采的技术等，配套完善了排采工艺和设备。

2 柳林中煤阶煤层气开发配套技术

2.1 富集高产区研究成果

富集区和高产区预测结果见图2，示范区产气能力高值区大体呈西北 —东南方向展布，以北部和东部地区为主，其中杨家坪井组附近为产气能力的最高值区，而西部地区主要为产气能力低值区。这主要是由于西部地区随之煤层的埋深，煤层渗透率较低，从而导致其产气能力降低。示范区水动力场分布特征见图3，Ⅰ型为高产水径流区，位于研究区东北部地区，Ⅱ型为低产水径流区，位于研究区东南部，Ⅲ型弱径流区—滞流区，位于研究区西南深部地区。太原组8#+9#+10#煤层顶板灰岩含水层及煤系基底奥陶系灰岩裂隙岩溶含水层对太原组煤层气的开采具有潜在的影响。太原组含水层与山西组含水层之间厚度较大的泥岩类隔水层使二者处于相对独立的含水系统，几乎不存在水力联系。

图2 柳林示范区富集高产区分布特征

图3 柳林示范区水动力场分布特征

通过煤层气井气、水产能地质控制效应研究、煤储层水动力场特征及开发地质响应、煤层气富集主控因素与有利区预测等研究，划定了开发区域。优选多分支水平井有利区位于柳林区块的东北部，目标煤层是3#+4#和5#煤层，示范区南部采用直井+套管完井方式开发3#+4#、5#和8#+9#煤层。

2.2 储层伤害机理和保护技术

柳林烟煤储层的比表面积平均为1.80 m2g，总孔容平均为0.00255 mLg，平均孔直径 8.205 nm，孔喉特征具有“口小肚大”的特点，一旦储层受到伤害，就很难恢复。对储层岩心进行速敏、水敏、碱敏、酸敏、水锁试验，结果表明柳林烟煤储层伤害平均权重比为:水锁(9.355)∶吸附(2.385)∶固相堵塞(1.48)∶水敏(1)，伤害最严重的是水锁，其次是吸附伤害和固相堵塞伤害，最后是水敏伤害。

根据伤害机理试验结果，制定了多分支水平井储层保护技术措施，采用“清水+充气”的欠平衡钻井技术保护储层，排采过程中要求控制液面降低速度等保护措施。

2.3 钻完井工艺技术

(1)柳林烟煤储层“地质 —钻井 —排采一体化”的煤层气多分支水平井优化设计方法。其核心技术是考虑地应力和井眼轨迹的井壁稳定技术、煤层及顶底板含水特性与出水定量预测技术、依据地层产状的轨迹优化技术、依据应力场和渗流主方向的轨迹优化设计技术，有效地预防水平井钻井的井壁失稳和储层伤害、排采中出水过大和水淹造成的解析压差难以建立、排采产量过低等工程风险。

(2)示范区北部常规多分支水平井钻完井技术。示范区北部煤层3#+4#和5#煤层厚度达到4 m，适宜采用多分支水平井开发。数值模拟表明，多分支水平井连续排采期达10 a，平均单井日产气8380 m3d，单井平均累计产气量为2765.36×104m3，10 a末产气量为4285 m3d。实际完钻的3口多分支水平井产量达到1万m3d。其中，CLH－04H井组于2010年3月22日投产，开发上组煤3#+4#煤层，最高日产气量达到1.6 万 m3d，目前井底流压为 0.54 MPa，稳产8500 m3d以上。CLH－04H井和CLH－05H井的排采曲线分别见图4和图5。

(3)斜井连通技术。柳林区块地处西北黄土高原地带，地表大部分被黄土覆盖，覆盖在各种地貌上的第四纪黄土层，久经风雨流水的侵蚀剥蚀，被逐渐切割成梁峁起伏、沟壑纵横、山丘交错、支离破碎的复杂地貌单元。对煤层气勘探井位的选择有很大影响，尤其是对常规多分支水平井的部署要求200～250 m的大井场，井场选择和征地难度很大，常规多分支水平井采用直井连通工艺，两口井地面距离为200～250 m，适用于地面平坦的地区。示范区从2011年开始进行斜井连通技术技术攻关试验，排采井距离工程水平井的井口距离仅仅10 m，排采井在井斜为50°～60°的井段与水平井连通，目前已经成功实施了3口此类斜井连通多分支水平井组，为柳林示范区克服地面不利条件推广应用多分支水平井技术提供了工程技术保障。

图4 CLH－04多分支水平井排采曲线

图5 CLH－05多分支水平井排采曲线

常规直井连通的多分支水平井钻井方式如图6所示，斜井连通的多分支水平井钻井方式如图7所示。

图6 常规直井连通的多分支水平井钻井示意图

(4)双目标多分支水平井共采3#+4#和5#煤层技术。示范区的3#+4#煤层与5#煤层地层压力和水动力条件相似，适合合采以提高产量、延长生产周期，直井试验已经成功。如果采用水平井合采这两组煤层，数值模拟研究预测单井平均日产气14780 m3d，单井累计产气量为4877.72 ×104m3，10 a末产气量稳定在8793 m3d。若气井连续排采15 a，单井平均累计产气量为6107×104m3，平均单井日产气 12337 m3d。

图7 斜井连通的多分支水平井钻井示意图

2011和2012年完成3#+4#和5#煤层合采的多分支水平井共计4个井组(图8)，目前日产气量5万m3d，已经成为柳林示范区煤层气多分支水平井的主要示范技术。

(5)水平井完井方式。目前国内多分支水平井的完井方式主要以裸眼完井为主，主井眼及分支井眼完全裸露。由于中阶煤煤层性脆、易碎、硬度低，井眼容易发生坍塌，裸眼完井风险较大。柳林示范区的水平井采用裸眼完井和筛管方式两种方式。下入筛管完井方式现场应用6口水平井组，有效地预防了烟煤井壁坍塌给完井及排采带来的风险，并实现了进口筛管国产化，成本降低一半。排采井在目标煤层段采用“下入玻璃钢套管+造洞穴”的完井方式。

图8 双煤层多分支水平井示意图

(6)示范区南部钻完井方式。示范区南部煤层薄，不适宜部署水平井，主要采用“直井+套管”的钻完井方式，需要增产压裂改造才能达到经济开发目标。

2.4 增产改造技术

目前，国内外煤层气垂直井增产改造措施主要有水力压裂改造技术、注气驱替技术和动力洞穴完井技术。水力压裂改造技术能改善储层的渗透性以及与井筒的连通性，提高单井产量;水力压裂产生的裂缝可以通过改变井眼周围和储层中的渗流模式，提高“有效井眼半径”，扩大泄流面积;压裂还可以在一定程度上消除钻井施工对近井带储层的伤害。水力压裂适应性广，尤其是低压低渗煤层，大多采用这种增产措施。

中联公司和富地公司在柳林区块的27口直井均采用水力压裂增产措施，增产效果比较明显。压裂施工中压裂液都为活性水压裂液，添加1%的KCl作为黏土膨胀抑制剂和0.05%的杀菌剂;FL－EP8井和FL－EP9两口井伴注液态CO2。支撑剂绝大多数为兰州石英砂(20～40目的中砂，12～20目的粗砂)。

针对煤层多且薄的特点，开展了分层投球压裂、多层共采的增产改造措施，现场试验6口井，煤层气单井产量大幅度提高。其中，CLG－02D井3#、4#、5#的压裂施工曲线见图9，该井压后煤层初期产能较高，最高达2776 m3d，后期产气量稳定在1000 m3d左右，生产 1 a以上，目前已经累计产气33.7×104m3。

图9 CLG－02D井3#+4#、5#煤层投球分压施工曲线

2.5 排采技术

(1)柳林区块北部各井最高日产水量介于2.3～476.35 m3d，其中除了位于北东区的 CLH －03V井和CLH－04V井产水较小外，其他各井大都在50 m3d以上。对于区块南部，除了FL－EP3井由于靠近区块北部产水量较大外，其他井产水量则较小(一般小于 10 m3d)。

(2)针对示范区南部大部分煤层产水量过低，不足以携带煤粉的问题，开展了防煤粉研究与试验，采用了补水注水来提高煤粉携带的技术，连续排采5个月未发生煤粉卡泵事故。

(3)试验了新型防煤粉泵，在泵上部增加挡阀和扶正器、下部增加沉砂总成、煤粉系统和吸入滤砂管等装置，能有效地防止砂卡、砂埋抽油泵，减轻泵筒与柱塞之间的磨损。此技术减少了煤粉的吸入，延长了泵的寿命。

(4)针对斜井连通配套设计排采技术措施:采用了“螺杆泵+导向器+短抽油杆+扶正器”的方案，现场排采试验，连续排采4个月以上，日产气10000 m3，效果良好。

3 结语

中煤阶煤层气采用水平井技术开采面临的工程技术风险主要是水平井钻井的坍塌、储层伤害、井眼轨迹不合理导致的排采不畅、以及低产等技术难题，针对这些工程难点探索提出了“钻井－地质－排采一体化”的优化设计方法，有效地规避了这些工程风险。

配套形成了柳林示范区常规多分支水平井、斜井连通的多分支水平井、双煤层共采的多分支水平井技术，以及完井采用PE筛管的完井方式，初步形成了国内中煤阶煤层气高效开发的钻完井示范技术。中煤阶煤层气水平井日产气量达到1.6×104m3d，四口双煤层气多分支水平井日产气量达到5×104m3d。

针对煤层多、煤层薄，单层开发产量低的难题，配套形成了直井钻井和套管完井，并采用分层投球压裂、多层合采的钻完井和增产改造技术，直井排采日产气量达到1500 m3d。

制定了合理的排采工作制度，并针对产水少、煤粉携带困难问题创新了补水排采，针对斜井连通改进了增加了导向器和扶正器的螺杆泵系统。

在此提出以下建议:

(1)柳林示范区的北部适宜多分支水平井开发，但受到地面黄土塬地貌限制，建议进一步扩大应用斜井连通工艺技术和双煤层多分支水平井技术高效开发。

(2)柳林示范区南部煤层薄、煤层多，单井产量低，建议进一步优选压裂液，试验新型纳米纤维压裂液，配合单层投球分层压裂、多层共采的技术，提高单井产量。

(3)建议在示范区南部试验水平井+分段压裂改造的钻完井技术，共采致密砂岩气和煤层气，初步推荐在3#+4#煤层和5#煤层之间的砂岩层储层钻水平井，采用裸眼分段压裂的完井方式，试验分段改造的压裂增产技术，实现致密砂岩气和煤层气高效共采。

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