沁水盆地南部煤层气水平井工艺技术优化

2019-07-31张光波刘春春贾慧敏李雪琴

中国煤层气 2019年3期

张光波刘春春贾慧敏樊彬刘斌李雪琴

(1.中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000；2.中石油华北油田煤层气事业部，山西 046000)

沁水盆地南部樊庄-郑庄区块煤储层为特低压特低渗储层，孔隙度变化范围2%～7%,孔隙结构中微孔、小孔比例过大，渗透率一般小于0.1mD，造成煤层气的开发较为困难。目前沁水盆地南部煤层气的地面开发主要方式有两种方式：直井(定向井)和水平井开发。常规直井开发影响的范围较小，单井产量低、经济效益差，而水平井通过改变煤层原始结构状态和煤层原始应力分布，有效的改善了煤储层裂隙系统，扩大了排采降压解吸面积。水平井作为低渗透煤储层的高效开发技术越来越多的应用于煤层气的开发。2005年中石油引进美国CDX羽状水平技术，在沁水盆地樊庄区块开展先导试验，实施了晋平2-2和晋平2-4两口先导试验井。 2006年以来，华北油田煤层气公司开始在樊庄-郑庄区块规模实施裸眼多分支水平井，后陆续试验了U型井、L型筛管、L型套管压裂水平井等水平井，开发效果得到了一定改善。

本文以沁水盆地南部樊庄-郑庄区块投产的各类水平井为研究对象，开展不同类型水平井工艺适应性分析，并对其开发效果进行评价，以期对今后煤层气规模效益开发提供技术和经验支撑。

1 地质概况

沁水盆地位于山西省东南部，为中生代以来形成的构造型复式盆地，樊庄-郑庄区块位于盆地东南部，区内主力开发煤层气层为二叠系山西组3号煤层。煤层埋深300～1200m，厚度发育稳定，一般为5～7m；区内以北东、南北向宽缓的褶区发育为主，背斜、向斜相间发育，最大主应力方向以北东向为主；含气量整体较高，一般为14～30m3/t，平均20m3/t，受构造、水动力条件等影响，局部存在低值区；区内评价井煤储层渗透率为0.001～0.91mD，平均0.27mD，通常随着埋深的增大渗透率逐渐变差；煤体结构较为复杂，原生煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤均有发育，一般以原生碎裂煤为主，碎粒煤和糜棱煤主要发育在煤层顶底板和夹矸附近。

2 水平井开发历程

2.1 裸眼多分支水平井

2006～2013年借鉴消化吸收美国CDX与奥瑞安公司的技术，广泛采用裸眼多分支水平井开发建产，累计钻探裸眼多分支水平井102口井。裸眼多分支水平井通常包含有工程井和洞穴井(图1)两口井，在分支设计上，一般设计主支2 个、分支6 个(图2)；其中主支单支煤层进尺一般设计800～1000m，两主支之间夹角10°～20°；分支单支煤层进尺一般设计350～650m，单个分支与主支夹角15°～30°；总体上设计煤层总进尺4000m以上，单井控制面积大于0.3km2。钻井过程中，先钻洞穴井，再钻工程井，工程井与洞穴井连通后持续钻各主支和分支，待完井后，通常对工程井实施封井，采用洞穴井排采。

图1 裸眼多分支水平井井身结构图

图2 裸眼多分支水平井分支设计图

裸眼多分支水平井适用于构造简单、储层物性好、原生结构煤发育的区域。其工艺优点是单井分支控制面积大，理论产能高，产量一般是直井产量的10倍左右。缺点是在构造复杂、煤体结构破碎区，采用裸眼洞穴方式完井，钻井、排采过程中井眼、洞穴易变形垮塌，后期治理难度较大；部分井为了提高煤层钻遇率和成井率，在钻井过程中试验了黄原胶等不同类型的聚合物钻井液，对煤储层造成了不可恢复的伤害。

2.2 U型水平井

为了解决局部井区裸眼水平井成井困难、排采过程中易垮塌且无法改造的问题，2013年开始试验U型水平井。U型井包括洞穴井和工程井(图3)。工程井设计一个分支，分支煤层进尺一般设计750～900m，单井控制面积0.01～0.02km2。工程井钻井采用三开井身结构，非煤层段采用套管完井，与洞穴井连通后完钻，下入PE筛管后完井。

图3 U型水平井井身结构图

U型水平井的工艺优点是U型井控制面积较大，理论产气量较高。解决了排采过程中水平段煤层易垮塌的问题，后期可对水平段井眼进行双向冲洗，保障采气阶段井眼的畅通。缺点是投资高。由于三开井身结构，井眼较小，不能有效释放应力改善应力场和裂隙场，在构造煤发育区易堵塞井筒，且洞穴井煤易变形垮塌，后期改造治理困难。

图4 筛管水平井井身结构图

2.3 L型筛管水平井

2015年开始试验L型筛管水平井，通过在主支下入筛管，实现井壁有效支撑，确保井眼稳定，从而释放水平井产能。L型筛管水平井通常只有一个工程井(图4)，一般设计1个主支，主支煤层进尺一般设计800～1000m，单井控制面积较大，为0.01～0.02km2。钻井采用二开井身结构，非煤层段采用套管固井，煤层段采用PE筛管完井。相对于裸眼多分支水平与U型水平井，L型筛管水平井取消了洞穴井，降低了钻井投资成本。

L型筛管水平井适用于渗透率高或者较高的井区，其工艺优点是投资低，分支简单可控，井壁采用筛管支撑，稳定性好，后期可改造作业；缺点是单支井控范围不大，对煤储层渗透率改善有限。

2.4 L型套管压裂水平井

为了解决低渗区效益开发和因渗透率低、煤体结构破碎导致开发效果差的问题，2016年L型水平井开始采用下套管压裂的方式。L型套管压裂水平井与L型筛管水平井相似，通常只有一个工程井，一般设计1个主支，主支煤层进尺一般设计800～1000m，通过压裂改造，单井控制面积较单支筛管水平井有所增大，为0.02～0.04km2。钻井采用二开井身结构，全井段均采用套管固井，完井后实施分段射孔压裂(图5)，提高储层改造效果。

图5 L型套管压裂水平井压裂模型示意图

L型套管压裂水平井能有效解决低渗储层储量动用难、构造煤发育区直井压裂造缝难的问题。其工艺优点是简单可控，井壁稳定性好，实现后期可改造作业，并有效改善了煤储层渗透率；缺点是工艺较复杂，后期排采出砂多，易造成卡泵，影响煤层气井的连续稳定排采。

3 开发效果评价

3.1 裸眼多分支水平井

裸眼多分支水平井投产102口，产能到位率33%，低产井比例50%左右，开发效果差异大(表1)，高产井日产气量可达6×104m3，低产井不产气，单井平均产气量3800m3，百万投资产气量仅有316m3(直井、定向井百万投资产气量约为1100m3)。裸眼多分支水平井由于采用裸眼洞穴完井，在后期受流压波动、地应力改变易造成分支、洞穴垮塌，造成产量突降，影响开发效果，后期开展了氮气泡沫解堵、酸化压裂、化学解堵等增产措施，但仅个别井产量有所提高，并未能从根本上解决裸眼多分支水平井分支易垮塌、整体产能到位率低的问题。2013年后未投产裸眼多分支水平井。

表1 不同类型水平井开发效果对比

3.2 U型水平井

U型水平井投产5口，整体开发效果较差，单井平均产气量850m3，产能到位率仅有25%，百万投资产气量142m3。在钻井过程中为了保障成井率，在煤层水平段井钻井过程中采用绒囊钻井液钻进，造成一定程度上的煤储层污染伤害。由于采用裸眼洞穴完井，洞穴易受地应力、流体压力波动变化造成洞穴垮塌堵塞井眼导致水平煤层段连通性差，目前无根本性治理措施，未规模投产。

3.3 L型筛管水平井

L型筛管水平井投产55口，开发效果较好，单井平均产气量4500m3，产能到位率达到100%，百万投资产气量1286m3。在煤层段钻井过程中应用了“可降解聚合物钻井液”，实现了储层保护，同时下筛管支撑，保持了井眼稳定，切实解决了有效支撑井壁且垮塌堵塞井眼的问题。由于L型筛管水平井未实施压裂，煤储层改造范围有限，在渗透率较高的地区适合开发，但不能解决低渗区效益开发的问题。

3.4 L型套管压裂水平井

L型套管压裂水平井投产15口，开发效果好，单井平均产气7500m3，产能到位率达到了100%，与L型筛管水平井相比产量提高了1倍,百万投资产气量1363m3。L型套管压裂水平井采用与L型筛管水平井相同的钻井方式，同时下套管完井，后期通过分段压裂的方式，形成较大的控制面积，有效改善了储层渗透率，有效解决了两大问题：一是有效解决低渗储层储量动用难问题，二是有效解决构造煤发育区直井压裂造缝难的问题。