高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路

朱庆忠刘立军陈必武李佳峰刘斌李宗源葛腾泽

1.中国石油华北油田分公司；2.中石油煤层气有限责任公司

高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路

朱庆忠1刘立军1陈必武1李佳峰1刘斌1李宗源1葛腾泽2

1.中国石油华北油田分公司；2.中石油煤层气有限责任公司

为了解决煤层气开发普遍存在的区域储层变化复杂、不同地区工程技术的适应性差异大等问题，基于沁水盆地高煤阶储层的横向变化特征，分析研究了以往煤层气开发中工程技术的应用效果，结合大量室内实验及现场实践，提出了一整套以疏导式开发理念为核心的煤层气开发工程技术思路，形成了以可控水平井和疏通式煤层改造工艺为主体的技术系列。现场应用效果良好，可控水平井钻井周期缩短20%～30%，钻井成本降低30%～50%，直井疏通式改造平均单井日产气增加大于500 m3/ d，有效提高了煤层气开采效益，为今后煤层气高效开发提供了理论与技术支撑。

煤层气；水平井；直斜井；分段改造；分压合采；不适应性；疏导式

山西沁水盆地高煤阶煤层气开发层系主要为石炭及二叠系地层，2006年正式投入开发后工程技术体系主要有2种：一是直井完井，水基压裂后进行排水降压；二是裸眼多分支水平井完井，洞穴井排采降压。第二种技术在沁水盆地南部大樊庄区块取得了较好的应用效果，产量逐年递增。2015年该区块年产气量达6 亿m3以上，平均单井日产气量也将近1 500 m3/d，打破了国外“高阶煤”产气缺陷的理论认识，成为我国重要的煤层气生产基地［1］。随着开发区域的扩大，由于盆地内不同地区的地质条件存在差异，运用相同的工程技术就表现出了明显的不适应性，需要通过研究来解决大量低产区工程技术的不适应性问题［2］。

1 不同区域储层特征的差异

Differences of reservoir characteristics in different areas

以沁水盆地南部为例，分析研究了不同地区地质条件的差异性。

（1）沁南地区大樊庄区块总体煤层埋藏浅、渗透率高、含气量高、煤阶高、原生结构煤发育；表现为直斜井压裂裂缝延伸较好，裸眼多分支水平井井眼较稳定，开发效果较好。

（2）沁南地区郑庄区块总体煤层埋藏较深、渗透率低、含气量中-高、煤阶中-高、原生-碎裂结构煤发育；表现为直斜井压裂裂缝延伸较差，裸眼多分支水平井井眼易堵塞、易坍塌，煤层气开发的主要2种开发技术均不适用。

（3）沁南东地区总体煤层埋藏较深、渗透率低、含气量中等、煤阶中等、碎裂结构煤发育；表现为直斜井压裂裂缝延伸差，支撑剂多堆积在井眼附近，裸眼多分支水平井井眼更易坍塌，常规2种开发技术亦表现为不适应。

2 工程技术不适应性的分析

Analysis on the inadaptability of engineering

2.1 直斜井压裂不适应性分析

The inadaptability of slant hole fracturing

沁水盆地南部及东部共压裂投产直斜井2 600余口，平均单井日产量约772 m3/d（见表1），整体开发效果差，工程技术没有起到提高单井产量作用。

煤层具有泊松比高、杨氏模量低，割理发育的特点，只能造宽缝，不能造长缝。要想控制更大的面积，只有长缝才能实现，当煤层碎裂、煤阶较低时，表现更为突出。压裂液进入大量窄而多的微裂缝而支撑剂无法进入，形成近井带支撑剂堆积，大幅度降低了压裂裂缝的导流能力。形成了要求工程技术造长缝，而煤层压裂不能实现的矛盾。

表1 不同地区直斜井压裂投产统计Table 1 Production statistics of slant hole fracturing in different areas

在游离水不富集的煤层，由于煤层渗透率低、解析压力低，大量压裂液进入煤层，富集在煤层的裂隙中，使得气体的流动受到了影响，阻碍了煤层气的解析和流动，大幅度降低了解析压力。甚至难以全部排出，降低了煤层气的开发效率［3］。形成了降低解析压力同提高开发水平的矛盾。

常规压裂是通过液体携带支撑剂进入煤层实现的，而这个过程是个地层压力抬升的过程，而煤层气的开发是降压开采，通过排水降低地层压力，而压裂使得降压的周期增大，降压效率降低。形成了升压改造和降压排采的矛盾。

总体来看，煤层压裂技术存在上述三大矛盾，不同地区的矛盾突出程度不同。

2.2 裸眼多分支水平井不适应性分析

Analysis on the inadaptability of open-hole multilateral horizontal wells

沁水盆地南部大樊庄及郑庄区块共钻裸眼多分支井100余口，日产气量小于1 000 m3/d的井占47%（见表2），平均单井日产量约3 000 m3/d左右，综合表明整体开发效果差。

表2 不同地区裸眼多分支水平井统计Table 2 Open-hole multilateral horizontal wells in different areas

裸眼多分支水平井采取一次成井技术，主眼和分支的连接不能保证，同时成井后由于井壁没有有效的支撑，井眼易坍塌，甚至导致气、水不出。出现了裸眼多分支水平井无法实现井眼畅通的问题。

裸眼多分支水平井采取洞穴井排采，生产期间气液产出时往往伴随大量煤粉低洼处容易形成煤粉堆积，成低产或者气水不出。出现了裸眼多分支水平井无法作业解除污染的问题。

裸眼多分支水平井由于地质设计要求钻遇更多的煤层，一般分支多，投资高，同现在的平均产量不相匹配，因此出现了投资风险较高的问题。

以上是裸眼多分支水平井开发出现的三大问题，不同地区程度不同。位于渗透率较低、煤层较碎裂、演化程度较低的地区更为突出。

3 工程技术不适应性的解决思路

Solution idea for engineering inadaptability

针对上述问题，从煤层气的开发机理逐一梳理并研究对策，认为煤层气应该采取疏导式的技术解决思路。

（1）用低成本可控水平井解决井眼易坍塌、易堵塞、不可改造、不可重入、压裂裂缝难以延伸等问题。

（2）用疏通式改造解决压裂液大量进入煤层、抬升地层压力、煤粉易堵塞等问题。

（3）对于多煤层直斜井，采用分压合采技术，提高单井产量和效益。

（4）对于可控水平井，煤层渗透性较好、钻井污染较小的采用筛管完井直接投产，煤层渗透性较差，则采用套管完井分段改造。

3.1 可控水平井快速钻完井技术

Quick drilling and completion technology of controllable horizontal well

可控水平井是指在水平段主井眼内下入支撑管串的水平井，具备主井眼稳定可控、通畅、可分段改造、可重复作业等特性。去掉洞穴井，采取无杆排采，降低投资。可控水平井井型包括：单支可控水平井和鱼骨状可控水平井，见表3。

表3 可控水平井井型分类Table 3 Classification of controllable horizontal wells

3.1.1 单支可控水平井钻完井技术 以“井眼可控、分段改造、快速高效、广泛适应”的可控水平井设计思路，优化形成了二开快速钻井、综合导向、防漏防塌钻井液、半程固井等系列配套技术［4-5］。该技术具备钻井速度快、费用低、井眼稳固、可分段增产改造、可上倾下倾、可下泵、可作业、适合大规模丛式井组工厂化开发等系列技术优势，能够最大限度地降低投资、提高速度、提高效益。单支可控水平井钻完井技术如图1所示。

图1 单支可控水平井Fig. 1 Single-lateral controllable horizontal well

3.1.2 鱼骨状可控水平井钻完井技术 鱼骨状可控水平井采用与裸眼多分支相反的递进式钻进方式，确保了主支顺利下入管串［6］。具有钻井速度快、费用低、主支稳定支撑、分支裸眼控面、可下泵、可作业、可分段增产改造等系列技术优势，能够最大限度的提高产量、提高效益。鱼骨状可控水平井轨迹如图2所示。

图2 鱼骨状可控水平井轨迹Fig. 2 Trajectory of fish-bone controllable horizontal well

3.2 疏通式煤层改造技术

Dredge coal reservoir stimulation technology

3.2.1 低前置快速返排压裂技术 以降低储层压力的抬升、减少水体的进入、减少对煤层的破坏为原则，进行压裂工艺优化。选用活性水压裂体系，以低前置液的方式降低进入煤层的液量，在有效改造煤层的前提下降低煤层伤害；以低排量造缝、高排量加砂的方式变排量注入，提高裂缝延伸效率；以细砂支撑为主、中砂、粗砂为辅的方式变粒径加砂，加大支撑剂运移距离；以压后快速返排的方式，“变压能为动能” 促进液体及煤粉返排，减小煤层堵塞［7］。

3.2.2 水力造穴复合压裂技术 利用水力喷射切割原理（如图3所示），对煤岩反复喷射击动，使煤岩破碎、垮塌，最终在井筒周围形成洞穴。其目的一是产生裂隙，增加渗透性；二是清除煤粉，减少堵塞。造穴完成后再进行压裂，达到造穴、压裂双重增效。

图3 水力造穴原理Fig. 3 Principle of hydraulic cave building

3.2.3 直斜井多煤层分压合采技术 对于多煤层直斜井采用分压合采技术，能够最大限度提高单井产量，节省施工费用及排采费用，如图4所示。

图4 多煤层分压合采技术Fig. 4 Staged fracturing and commingled producing technology for multiple coal seams

（1）对于套管完井的可控水平井，研究试验了“连续油管底封拖动分段改造技术”、“普通油管底封拖动分段改造技术”、“射孔、造穴、压裂一体化分段改造技术”［8］、“鱼骨状水平井分段改造技术”等，通过连续油管或普通油管，采用底封拖动或不动管柱逐级投球的方式依次完成水平段分段改造施工，上述技术均适用于单支及鱼骨状水平井。其中连续油管分段改造技术，地面设备多、占用场地大，不适合煤层气大规模低成本开发。普通油管底封拖动分段改造费用较低（7段约200万元），但周期较长。一体化分段改造功能多、分段多、施工快、成本低，目前正在直斜井试验，待技术成熟后力争成为水平井高效分段改造主体技术。

（2）对于筛管完井的可控水平井，研究试验了“双封拖动分段造穴技术”、“喷射拖动分段造穴技术”等，通过双封工具或单喷射器逐段向上拖动，对煤层进行分段造穴，解除近井带钻井液污染，诱导煤层产生裂隙，改善煤层渗透条件，清理煤粉，提高单井产量。此系列工艺具有任意分段、施工简便、费用低廉等优点，均适用于单支及鱼骨状水平井。

4 现场应用

Field application

4.1 可控水平井应用情况

Application of controllable horizontal wells

截至2016年6月，可控水平井钻井总共合计33口，其中单支24口，鱼骨状9口；钻井周期缩短20%～30%，钻井成本降低30%～50%，见表4。已投产的井排采稳定后多数取得较好效果见表5。

表4 可控水平井钻井统计Table 4 Drilling statistics of controllable horizontal wells

表5 可控水平井投产效果Table 5 Production results of controllable horizontal wells

4.2 疏通式煤层改造应用情况

Application results of dredge coal reservoir stimulation technology

（1）直斜井储层改造。应用低前置快速返排压裂、水力造穴复合压裂、多煤层分压合采等工艺的100余口井，平均降低压裂液量20%～30%，排采周期缩短20%～30%，单井日产气增加大于500 m3/d。

（2）可控水平井分段改造。针对套管完井的可控水平井实施了分段压裂及分段造穴复合压裂工艺技术，早期投产的5口分段改造水平井平均日产气达到8 000 m3/d以上，在沁水盆地低渗区块实施的一口分段改造井最高日产气量达7 000 m3/d，是周围直井的8～10倍。针对筛管完井的可控水平井实施了分段造穴工艺技术，目前实施了2口井，日产气量达到2 000 m3/d以上，目前正在进行进一步提产。

5 结论

Conclusions

（1）高煤阶煤层气开发采取疏通式的技术对策，符合煤层气开发规律，实现工程技术设计方法的转变，为煤层气高效开发提供了理论与技术支撑。

（2）可控水平井采用二开快速钻井技术，实现了井眼稳定、利于改造、原井排采，能够进行后期作业维护，解决了裸眼多分支水平井存在的多种问题，有希望成为煤层气高效开发的主体工程技术。

（3）疏通式煤层改造技术、直斜井多煤层分压合采技术、水平井分段改造技术大幅度提高了单井产量，是目前煤层气高效开发的有效措施。

References:

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（修改稿收到日期 2016-11-13）

〔编辑 李春燕〕

Inadaptability of high-rank CBM development engineering and its solution idea

ZHU Qingzhong1, LIU Lijun1, CHEN Biwu1, LI Jiafeng1, LIU Bin1, LI Zongyuan1, GE Tengze2

1. CNPC Huabei Oilfield Company, Renqiu 062552, Hebei, China; 2. Petrochina Coalbed Methane Compony Limited, Beijing 100028, China

It is common in the process of coalbed methane (CBM) development that the change of regional reservoirs is complex and the adaptability of engineering is diverse in different areas. To deal with these problems, the application results of engineering which was previously used for CBM development were analyzed based on the lateral variation characteristics of high-rank coal reservoirs in the Qinshui Basin. Then, based on abundant laboratory tests and field application, a complete set of CBM development engineering idea with the dredge development concept as the core was proposed. And a series of technologies with the controllable horizontal well and the dredge coal reservoir stimulation technology as the main parts were developed. The test results of field application are remarkable and CBM exploitation benefit is improved effectively. The drilling period of controllable horizontal wells drops by 20%-30%, the drilling cost declines by 30%-50%, and the average single-well gas production rate after vertical wells are stimulated in the dredge pattern rises by over 500 m3/d. The research results provide the technical support for the high-efficiency CBM development in the future.

coalbed methane; horizontal well; slant hole; staged stimulation; staged fracturing and commingled producing; inadaptability; dredge type

朱庆忠，刘立军，陈必武，李佳峰，刘斌，李宗源，葛腾泽.高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路［J］ .石油钻采工艺，2017，39（1）：92-96.

TE377

B

1000 – 7393（ 2017 ） 01 – 0092 – 05

10.13639/j.odpt.2017.01.018

:ZHU Qingzhong, LIU Lijun, CHEN Biwu, LI Jiafeng, LIU Bin, LI Zongyuan, GE Tengze. Inadaptability of high-rank CBM development engineering and its solution idea［J］. Oil Drilling & Production Technology, 2017, 39(1): 92-96.

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）；中国石油股份公司科研项目“沁水煤层气田勘探开发示范工程”（编号：2010E-2208）。

朱庆忠（1966-），1988年毕业于江汉石油学院物探专业，现主要从事煤层气勘探开发工作，高级工程师。通讯地址：（062552）河北省任丘市会战道华北油田公司机关。电话：0317-2752796。E-mail：cyy_zqz@petrochina.com.cn

刘立军 （1964-），1986年毕业于成都地质学院石油地质专业，现主要从事煤层气勘探开发工作，高级工程师。通讯地址：（046000）山西省长治市益东国际酒店。电话：0355-5550515。E-mail：zhb_llj@petrochina.com.cn