煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

杨 勇崔树清倪元勇张国生李立昌孟振期

1.中国石油华北油田公司 2.中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院

杨勇等. 煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例.天然气工业，2016，36（1）：89-93．



煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例

杨 勇1崔树清1倪元勇1张国生1李立昌2孟振期2

1.中国石油华北油田公司 2.中国石油渤海钻探工程有限公司工程技术研究院

杨勇等. 煤层气排采中的“灰堵”问题应对技术——以沁水盆地多分支水平井为例.天然气工业，2016，36（1）：89-93．

摘 要煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中“出灰”（产出煤粉）是一种必然现象，在煤层气低能量开采及关井后再次开井条件下，煤粉的产出对产能的负面影响是不可逆转的。为此，通过分析山西沁水盆地煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征，找出了多分支水平井产气量达不到预期目标，以及关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的2个原因：煤粉沉积堵塞了储层的运移通道，水平井段的波谷处形成的地层水和煤粉沉积加大了气体流向井底的阻力。进而提出了应对 “灰堵”问题的关键技术：①煤层气水平井的井眼轨迹应在保证一定煤层钻遇率的前提下，以井眼光滑、总体上倾为原则，避免出现“波浪状”井眼；②排采井洞穴具有“沉沙”功能，便于气、液、固三相分离，是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分；③主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为疏灰提供了稳定的洗井通道。该研究成果为解决煤层气排水采气过程中的排灰问题提供了有益的尝试。

关键词煤层气 排采 煤粉 多分支水平井 煤层钻遇率 仿树形水平井 轨迹控制 洞穴完井 沁水盆地

煤层气是一种以吸附状态为主赋存于沉积盆地煤层中且与地层水共存的天然气[1-2]。煤层气藏作为一种非常规天然气藏，其赋存特征、储层特征的特殊性，决定了煤层气的排采特征与常规天然气有着质的差别。

1 煤层气排采具有“三排”特征

煤层气储层与常规天然气储层具有不同成分组成，常规天然气储层的成分组成主要是矿物质，而煤储层是由有机残渣经过化学蚀变和热蚀变所形成的富碳物质，煤储层的这一自身性质决定了煤粉产生是一种必然现象。同时，煤储层自身性质决定了煤岩的力学性质和机械强度，工程扰动成为煤粉产生的诱因。由于沁水盆地高阶煤层后期构造改造严重[3]，且具有抗压强度低、杨氏模量小、泊松比小、易碎和易坍塌等特点[4-5]，煤层内部存在着充填于煤层裂隙中处于游离状态的自由煤粉、从煤岩裂隙表面脱落的骨架颗粒煤粉以及煤层结构破坏所产生的塑性煤粉等[6]。前人对煤粉产出机理进行了深入探讨[5-8]，魏迎春等[8]以韩城区块为实验区，从浓度、粒度、成分等方面对煤层气排采中产出的煤粉特征进行分析，认为煤粉产出的主控因素有井型、完井工艺、排采制度、煤岩特征、煤体结构和煤层结构特征等，而煤体结构(构造破坏)是煤粉产出的首要控制因素。煤粉按成因可分为煤层中固有煤粉和工程诱因产生的煤粉[9-10]。在沁水盆地，煤粉粒径变化范围较大，从80目到300目不等，大部分甚至更细，在水中呈悬浮态。

煤储层中固有煤粉和工程诱因产生的煤粉在煤层气排水采气过程，在生产压差的作用下与煤层气、地层水一起在煤层裂隙中运移至井筒进而排出地面。根据沁水盆地南部樊庄区块煤层气排采实践经验，煤粉在地层水中呈悬浮态，地层水呈灰色或深灰色，煤粉颗粒几乎不可见，但长时间静置后可见深灰色糊状沉淀。即：煤层气排采呈现排水、排气、排灰的“三排”特征。

2 煤粉对煤层气水平井产能的影响

人们对煤粉的认识源于煤层气开采实践，前人关于煤粉产出对煤层气井产能的影响进行过系列研究[10-13]，本文通过对沁水盆地南部煤层气排采特征以及该区多分支水平井实钻井眼轨迹特征分析，认为煤粉产出对煤层气井产能的影响主要表现在两个方面。

2.1 煤粉沉积影响煤储层渗透率

煤粉产出对煤储层物性影响是双向的，煤粉随煤层气、地层水运移至井筒，增加了煤储层物性。但是，当因各种原因关井时，煤粉将沉积堵塞在煤储层割理和微小裂隙中。开井后煤粉再次发生运移将需要克服起动摩阻、起动切应力等影响[14]，需要更大的起动流速。由于煤层气排采是在低于解析压力的条件下进行的，属于低能量开采条件，对于孔喉形状、表面形态极其不规则的煤储层割理和微小裂隙来说，因关井而沉积的煤粉经常难以再次发生运移，从而堵塞了煤层气运移通道。这是沁水盆地诸多多分支水平井关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的主要原因之一。

2.2 煤粉沉积易在水平井段井筒内发生“过滤灰堵”

沁水盆地目标煤层厚度一般在3～8 m，埋深介于500～1 000 m，受构造运动影响，煤层并非水平，且起伏波动较大。为追求高的煤层钻遇率，实钻中追踪煤层钻进，往往会造成U型井眼。特别是当遇到煤层倾角局部发生变化时，往往会钻遇煤层顶板或底板。当钻遇煤层顶板时，就要降斜以求进入煤层；当钻遇煤层底板时，就要增斜进入煤层。从而使实钻井眼轨迹呈“波浪状”起伏（图1）。

在煤层气排采过程中，“波浪状”井眼的“波谷”处易形成地层水和煤粉的滞留区，从而使水平井眼的有效截面积减小。特别是，当实钻井眼的起伏高度大于井眼直径时，地层水以及煤粉就会在“波谷处”聚集，形成一个“段塞”从而增加了煤层气由地层流向井底的流动阻力（图2）。

图2 “波浪状”井眼中“段塞”示意图

随着煤层气排采的进行，由于重力分异作用，煤粉会在“波谷”处的段塞中不断聚集，或溶解、或悬浮、或沉积，“段塞”对煤粉形成过滤效应。煤粉的不断聚集，进一步增加了煤层气通过“段塞”的流动阻力，直至最终发生“过滤灰堵”。同时，煤层气水平井在关井后重新开井时，水平井水平段存在的一个个“段塞”，对煤层气的排出形成封堵。当煤储层能量不足以克服“段塞”阻力时，就会造成煤层气解析的停止。这是沁水盆地多分支水平产气量达不到预期的一个重要原因，也是多分支水平井关井实施维护性作业后难以恢复到关井前产量的另一个重要原因。

3 解决煤层气“灰堵”问题的关键技术

煤层气排采是一个排水、排气、排灰的过程，煤粉的产出对煤层气井产能的影响已引起国内学者和现场技术人员的高度重视，目前一致的观点是通过排采制度的优化和利用防砂泵等工艺措施[10,15-18]进行控制煤粉适度产出，这些“控灰”措施对维持煤层气多分支水平井的产能起到了积极作用，但未能从根本上解决煤粉对产能影响问题，煤粉治理成为目前煤层气水平井开发技术的核心问题之一。煤粉沉积对煤储层渗透率的影响以及煤粉沉积在水平井水平段井筒内发生的“过滤灰堵”，在煤层气藏低能量开采条件下往往是不可逆的。因此，“控灰”不如“疏灰”， 通过煤层气水平井设计技术可以达到“疏灰”目的。

3.1 上倾轨迹设计可以充分发挥地层水的重力势能，有利于“疏灰”

沁水盆地煤层气排采过程中大部分井的产液量较少（一般在3～10 m3/d），不能满足进入井筒的煤粉排出条件。特别是，为追求高的煤层钻遇率而形成的“波浪状”井眼对于煤粉的排出尤为不利。因此，煤层气水平井应合理选择井位[19]，水平段的轨迹设计应以上倾为原则。实钻中应改变过去为追求煤层钻遇率而采取的“出煤顶就降斜、出煤底就增斜”的轨迹控制方法，为确保井眼平滑可以牺牲一定的煤层钻遇率，即：在保证一定煤层钻遇率的前提下，以井眼光滑、总体上倾为原则进行轨迹控制，尽可能避免出现“波浪状”井眼。

3.2 排采井洞穴具有“沉沙”功能，是多分支水平井不可或缺的重要组成部分

煤层气多分支水平井的排采井“洞穴”是为了便于工艺井连通[20]，随着连通技术的发展，目前已实现无洞穴连通。采用CFD软件Fluent的离散相模块，利用CFD-DEM耦合方法计算水平井和“洞穴”交汇处流体—颗粒之间的质量、动量和能量的传递，对不同粒径颗粒的运移、沉积过程进行数值模拟。通过气、液、固不同流体力学参数的描述，研究水平井和“洞穴”交汇处流场和煤粉、煤屑数量变化，结果表明：钻井液携带出井筒的岩屑颗粒占16.5%，沉入口袋的颗粒占83.5%。因此，排采井“洞穴”不仅方便了工艺井与排采井连通，更具有排采时气、液、固的分离腔功能（图3），是多分支水平井不可或缺的重要组成部分。

图3 煤层气水平井和“洞穴”交汇处流场变化示意图

根据长期的现场实践，为充分发挥排采井“洞穴”的气、液、固分离腔功能，应遵循下述设计原则：

1）为确保洞穴长期稳定，洞穴应建在稳定地层中，可以选择在煤层顶板或底板。

2）排采井“洞穴”应处于水平井轨迹的低部位，便于主、分支顺“势”排水，便于气、液、固三相分离，同时当水平井眼有垮塌物时，流水可将其搬运到洞穴处，保证井眼畅通。

3.3 稳定的主支是实现多分支水平井洗井的基础

煤层的性质决定了煤层气在排水采气过程中“出灰”是一种必然现象，因此，洗井成为确保煤层气水平井正常生产的一种有效手段。但是，现有技术条件下的煤层气多分支水平井主支、分支均在煤层内，由于煤层漏失压力低，而且主支井眼易坍塌、堵塞，因此，常规的多分支水平井没有洗井通道，不能进行有效洗井，对于煤层内或井筒中沉积的煤粉缺乏有效处理措施。华北油田公司经过探索与实践，首次提出“主支疏通、分支扩面、脉支增产”的煤层气水平井成井理念，创新提出一种仿树形水平井新井型[21]，将主支建在稳定的煤层顶板或底板上，分支由主支侧钻进入煤层，再从分支侧钻若干脉支。该井型利用建在稳定顶板或底板岩层中的主支，为洗井疏灰提供了稳定的通道。

4 现场应用

为解决煤层气多分支水平井排采过程中的“灰堵”问题，中国石油华北油田公司在山西沁水盆地设计实施了一口仿树形水平井ZS1平-5H井。该井由一口工艺井（ZS1平-5H）、一口排采井（ZS1平-5V1）、一口监测井（ZS1平-5V2）组成（图4），工艺井主支设置在煤层顶板泥岩中，距煤层顶部保持在0.5～3.0 m，井斜角大于90°；排采井、监测井在煤层顶板造洞穴，洞穴底部距离煤层为1 m，直径为0.6 m，高度为6 m。该井设计满足了3个条件：①主支上倾；②排采井洞穴位于稳定的顶板泥岩；③有稳定的洗井通道。该井于2013年5月洗井成功并投产，目前日产气大于1×104m3，是该区块直井最高产气量的14.3倍，通过监测井监测，该井主支始终处于一种稳定的排输状态，没有发生“灰堵”问题。

图4 ZS1平-5H 井实钻三维立体图

5 结论与建议

1）“出煤顶就降斜、出煤底就增斜”的传统轨迹控制方法，往往导致井眼轨迹呈“波浪状”，在煤层气排采过程中易发生“过滤灰堵”。建议煤层气水平井的轨迹控制应在保证一定煤层钻遇率的前提下，以井眼光滑、总体上倾为原则，为确保井眼平滑可以牺牲一定的煤层钻遇率，尽可能避免出现“波浪状”井眼。

2）排采井洞穴具有“沉沙”作用，是煤层气多分支水平井不可或缺的重要组成部分。为发挥“沉沙”功能，洞穴应建在稳定地层中，并处于水平井轨迹的低部位，可以选择在煤层顶板或底板。

3）主支在稳定的煤层顶板或底板的仿树形水平井为解决煤粉问题提供了有益尝试。ZS1平-5H井通过主支上倾、将主支与排采井洞穴置于稳定的顶板泥岩等优化设计，实现了主支长期稳定，有效解决了“灰堵”问题。

参 考 文 献

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Key technology for treating slack coal blockage in CBM recovery: A case study from multi-lateral horizontal wells in the Qinshui Basin

Yang Yong1, Cui Shuqing1, Ni Yuanyong1, Zhang Guosheng1, Li Lichang2, Meng Zhenqi2
(1. PetroChina Huabei Oilfield Company, Renqiu, Hebei 062552, China; 2. Engineering Technology Research Institute of CNPC Bohai Drilling Engineering Co., Ltd., Tianjin 300457, China)
NATUR．GAS IND．VOLUME 36，ISSUE 1，pp.89-93， 1/25/2016．(ISSN 1000-0976；In Chinese)

Abstract:Due to the natures of coal beds, slack coal production is inevitable in gas recovery by water drainage. The negative effect of slack coal production on production capacity of coalbed methane (CBM) is irreversible, when CBM wells are reentered after low-energy exploitation and shut-in. In this paper, therefore, the CBM production characteristics and multi-lateral horizontal well trajectory in the Qinshui Basin, Shanxi Province, were analyzed. In the multi-lateral horizontal wells, the expected gas production rate could not be reached and the production rate after shut-in maintenance could not recover to the level before shut-in. The reason for these issues is that migration pathways in the reservoirs are blocked by slack coal deposits and formation water and slack coal deposit accumulate at the troughs of horizontal sections. Furthermore, the three key technologies to deal with slack coal blockage were proposed. First, CBM horizontal well trajectory should follow the principle of keeping the wellbores smooth and up-dip instead of being "wavy", on the premise of guaranteeing coalbed drilling rate. Second, the caves of production wells, as an important part of multi-lateral horizontal wells, are capable of settling sand, and can be used for gas-liquid-solid separation. And third, a tree-like horizontal well with its main laterals set at the stable roof or floor, provides a stable well flushing passage for coal powder. This research provides a useful attempt in solving the problem of slack coal production in gas recovery by water drainage.

Keywords:Coalbed methane (CBM); Recovery by water drainage; Slack coal; Multi-lateral horizontal well; Coalbed drilling rate; Treelike horizontal well; Wellbore trajectory control; Cavern completion; Qinshui Basin

收稿日期（2015-08-20 编 辑 凌 忠)

通信作者：崔树清，1967年生，高级工程师，博士。电话：（0317）2722842。E-mail:bh_cui@petrochina.com.cn

作者简介：杨勇，1958年生，教授级高级工程师；现任中国石油华北油田公司总工程师。地址：（062552）河北省任丘市中国石油华北油田公司。ORCID:0000-0002-6005-4196。E-mail:hbyangyong@petrochina.com.cn

基金项目：国家科技重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”（编号：2011ZX05061）。

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.01.011