贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术

巩泽文

贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术

巩泽文1,2

(1. 煤炭科学研究总院，北京 100013；2. 中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西 西安 710077)

贵州对江南井田煤层气开发进展缓慢，通过前期勘探阶段实践，该区块存在的主要问题是钻井效率低、固井漏失严重、压裂改造周期长，单井产量低，客观评价井田煤层气地质特征及开发技术对后续煤层气的开发至关重要。通过对井田煤层厚度、煤体结构、储层压力、含气量、渗透性等方面进行了系统研究，结合井田以往钻井、压裂及排采实践，提出了井田煤层气开发以定向井为主，在M18煤层构造简单、煤体结构好、含气量高、煤层稳定且厚度大于3 m的区域，宜采用水平井的开发方式，在M25和M29煤，M78和M79煤构造简单、含气量高、煤层稳定且层间距小于5 m的区域，宜采用层间水平井的开发技术，漏失井段宜采用空气潜孔锤快速钻进技术，非漏失井段宜采用螺杆复合钻进技术，固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式，直井和定向井压裂宜采用复合桥塞层组多级压裂，水平井宜采用油管拖动水力喷砂射孔压裂技术，排采宜采用合层排采+分层控压技术，形成一套适宜于对江南井田地形地质条件下的煤层气开发技术，为今后研究区大规模煤层气商业开发提供参考。

煤层气；地质特征；开发技术；对江南井田；贵州

“十三五”期间，贵州省提出“气化贵州”的目标，要把煤层气作为一个重点发展方向，在全省建立2~3个煤层气开发示范基地[1-3]，近几年，贵州煤层气开发显著提速，尤其是六盘水、毕节地区勘探速度加快，同时煤层气开发也出现了两极分化的现象，贵州西南能投钻井130口，排采72口，单井平均日产气396 m3，大于千方仅6口，而织金单井日产高达2 800~3 000 m3。织金煤层气的成功开发[4-5]，给出了贵州煤系“煤层数量多，单层薄”特殊地质条件下的煤层气开发方向；不同地质条件必须采取针对性的开发技术，技术不同效果不同。对江南煤矿为响应政府号召，发展地方经济，逐年加大对煤层气开发的投入，井田现有煤层气井12口，10口井已改造完毕，即将进入排采阶段，煤层气开发处于起步阶段，缺乏系统的钻完井工艺来指导井田煤层气开发，严重影响煤层气开发的进度，面对井田丰富的资源，亟需对井田煤层气资源特征有一个系统的认识，并合理的评价适合井田地形和地质特点的煤层气开发技术，针对这一现状，笔者以近年来井田煤层气开发成果和勘探报告为基础，结合贵州六盘水钟1-8-6丛式井组和山西赵庄井田水平井开发成功的经验[6-8]，总结形成了适合对江南井田特殊地质条件下的煤层气开发配套工艺技术，为井田乃至全省范围内煤层气勘探开发提供重要依据。

1 地质概况

对江南煤矿位于贵州省大方县西南部，大地构造位于扬子准地台(一级单元)黔北台隆(二级单元)遵义断拱(三级单元)毕节北东向构造变形区(四级单元)[9]，所在区域大地构造位置为“黔中隆起”腹域地。主体处于大方背斜与落脚河向斜之间，总体为倾向北西的单斜构造井田，构造复杂程度中等，井田东部和西部构造差异较大，东部断层发育，西部构造较为简单(图1)。区内煤层气总资源量364 247万m3[9]，地层由老至新依次为：二叠系中统茅口组(P2)、二叠系上统峨眉山玄武岩组(P3)、龙潭组(P3)、长兴组(P3)，三叠系下统夜郎组(T1)、茅草铺组(T1)，第四系(Q)，其中，茅口组、长兴组、夜郎组和茅草铺组岩性主要以石灰岩和泥灰岩为主，龙潭组由泥岩、细砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩及煤层组成，煤层主要出露于断层带东南侧。

图1 对江南井田构造纲要图

2 煤层特征

对江南井田含煤地层为龙潭组，为一套海陆交互相、多旋回沉积组成的含煤岩系，煤层镜质体最大反射率为2.45%~3.16%，为无烟煤，含煤16~36层，平均27层(图2)，其中M18、M29、M51、M78为本井田的可采煤层，平均厚度分别为2.89 m、1.30 m、1.26 m、1.62 m，其中M78为全区基本可采的较稳定煤层；M18、M29、M51为大部可采的较稳定煤层。M17、M25、M43、M63、M72、M73、M74、M79为层位较稳定的不可采煤层。其他煤层厚度、结构变化较大，多相变为炭质泥岩，均属不可采的不稳定煤层。

图2 对江南井田煤层发育特征图

2.1 煤体结构

受井田构造的影响，对江南井田各煤层均遭到不同程度的破坏，通过对井田12口煤层气井煤岩心数据统计分析(表1)，M25、M29、M51、M72、M73、和M74煤层中，原生结构煤平均占比12%，碎裂煤平均占比65%，碎粒煤平均占比15%，糜棱煤平均占比8%，以碎裂煤为主；M17、M18、M63、M78和M79煤层中，原生结构煤平均占比7%，碎裂煤平均占比44%，碎粒煤平均占比43%，糜棱煤平均占比6%，以碎裂煤和碎粒煤为主，煤体结构整体利于储层的增产改造。

2.2 储层压力

根据钟玲文[10]关于煤储层压力类型划分标准，对井田6口煤层气参数井的4层主力煤层注入/压降试井测试数据，进行统计分析(表2)，M18煤储层压力梯度为0.93~1.43 MPa/hm，M29煤储层压力梯度为0.96~1.45 MPa/hm，M51煤储层压力梯度为0.87~1.75 MPa/hm，M78煤储层压力梯度为0.73~1.18 MPa/hm，分析井田钻井和测井资料，井田断层发育，煤层受构造影响较大，导致储层压力梯度波动较大，通过对钻遇断层井分析，断层大多发育在M78和M79煤层，对上部煤层影响较小，导致储层压力梯度随着埋深增加呈逐渐降低趋势(图3)。

2.3 含气量

对井田12口煤层气井4层主力煤层等温吸附和含气量数据进行统计分析(表3和表4)，M18煤层空气干燥基Langmuir体积为26.80~34.61 cm3/g，Langmuir压力为2.10~2.42 MPa；M29煤层空气干燥基Langmuir体积为24.72~33.35 cm3/g；Langmuir压力为2.21~2.31 MPa；M51煤层空气干燥基Langmuir体积为31.00~36.31 cm3/g；Langmuir压力为1.99~2.40 MPa；M78煤层空气干燥基Langmuir体积为25.70~36.26 cm3/g；Langmuir压力为2.64~ 2.85 MPa。含气量测定依据GB/T 19559—2008《煤层气含量测定方法》执行，取心过程中个别井提心时间超过规定要求，导致前期损失量估算偏低，M18煤气含量为7.87~15.83 m3/t，M29煤气含量为10.63~17.21 m3/t，M51煤10.71~18.96 m3/t，M78煤13.68~ 18.86 m3/t，煤层整体气含量较高。气含量主要受煤层顶底板岩性和埋深影响，首先，井田煤层顶底板岩性为泥岩或者砂质泥岩，对煤层气封闭性好，其次，煤层埋深较大，煤层热演化程度高，并且，井田气含量随着埋深增加具有逐渐增大的趋势(图4)。

图3 对江南井田煤层压力梯度与埋深关系图

2.4 储层渗透率

煤层气的生产主要是通过排水降压使吸附在煤基质内表面的煤层气解吸，经扩散、渗流方式运移到井筒而产出。煤储层渗透性的好坏直接影响着煤层气的产出速率和煤层气井的产气历程，而渗透率是反映储层渗透性的关键参数。

根据康永尚等[11]渗透率划分标准，对井田6口煤层气井4层主力煤层注入/压降试井测试数据，进行统计分析(表5)，M18、M29、M51和M78煤层均为低渗透性储层，其中，M18煤层渗透率为(0.03~0.08)×10-3μm2，M29为(0.009~0.1)×10-3μm2，M51为(0.036~0.06)×10-3μm2，M78为(0.04~0.09)× 10-3μm2。分析岩心和交叉偶极子地应力测井数据，造成煤层低渗的主要原因有2个方面：①煤系水平最大主应力﹥水平最小主应力﹥垂向主应力，属于逆断层应力模型，地层受到挤压，渗透率降低；②井田应力梯度为2.3~2.6 MPa/hm，属高地应力，构造应力高值区煤体结构变形强，渗透率降低。

表2 对江南井田煤储层压力数据表

表3 对江南井田煤层等温吸附数据表

注：26.80~34.61/29.88表示最小值~最大值/平均值，其他数据同。

表4 对江南井田煤层气含量测试结果数据表

注：7.87~15.83/12.01表示最小值~最大值/平均值，其他数据同。

图4 对江南井田煤层气含量与埋深关系图

表5 对江南井田煤储层渗透率数据表

3 煤层气开发技术

3.1 钻井井型

目前，地面煤层气开发方式主要有地面垂直井、丛式井、水平对接井、多分支水平井等方式。受地形条件、地质条件和储层特性等方面的限制，不同的开发方式适应条件差异很大[12-14]。对江南井田主采煤层总体较薄，煤层层数较多，煤体结构以碎裂结构为主，井田构造西部较为简单，东部较为复杂，在构造发育区开发煤层气风险较大，因此，井田煤层气开发区域主要以西部为主，井田地形以山峦和斜坡为主，平地较少，综合考虑井田地形地质特征，煤层气开发应以丛式井为主(图5)，水平井开发为辅，由于地形及交通限制，结合煤储层特征和孔壁安全性，水平井水平段长度尽量控制在600~800 m，井田丛式井开发借鉴贵州六盘水钟1-8-6丛式井组，井组6口井单井日产气量达1 200 m3[6]；水平井开发借鉴山西赵庄井田，单井日产量达5 100 m3[7-8]，井田水平井煤层气开发需遵循以下原则：构造简单，煤体结构好，气含量高，煤层稳定且单层厚度大于3 m的区域(如M18煤层)，为增大改造体积，提高抽采效率，采用水平井开发方式抽采煤层气；构造简单，气含量高，煤层稳定，单层厚度大于1 m，小于3 m的区域，煤层之间距离小于5 m(如M25煤和M29煤，M78煤和M79煤)，可以采用层间水平井煤层气抽采方式(图6)，运用定向射孔技术对上下煤层进行压裂改造，目标层厚度得到有效叠加，解决了井田薄煤层水平井开发成本高的问题。

图5 丛式井开发井型示意图

图6 层间水平井煤层气开发井身结构示意图

3.2 钻井工艺

对江南井田第四系(Q)、茅草铺组(T1)、夜郎组(T1)、长兴组(P3)地层，由于灰岩地层发育，岩溶裂隙较多，采用泥浆钻井，漏失较为严重，严重影响钻井效率。空气潜孔锤钻进不需要钻井液，通过空压机对井底输送高压空气，高压空气携带岩屑返出地面[8-10]，并且具有钻进效率高、储层伤害较小、对环境污染小的特点，解决了井田地层漏失问题。

对于龙潭组(P3)地层，采用螺杆复合钻进技术，有效提升钻井机械钻速，缩短建井周期，有效控制井斜，提高建井质量。复合钻进的实质是钻机动力头或转盘与孔底动力钻具同时驱动钻头工作，复合钻进模式下，螺杆马达转子与定子同时以不同的速度作同向旋转运动，钻头转速近似为钻机动力头转速与螺杆马达转速的数值叠加，钻头高转速切削地层，与常规水钻相比，钻井效率可提高3~5倍。

3.3 固井工艺

地层沉积过程中，不同岩性地层之间存在一个层界面，界面处胶结程度较低，同时，界面地层相比上下岩层，抗拉强度较低，在地应力一定的条件下，抗拉强度决定了破裂压力大小，与破裂压力呈正比关系。井田范围内煤层顶部抗拉强度1.29~1.41 MPa，煤层底板抗拉强度0.86~0.91 MPa，煤层抗拉强度0.65~0.72 MPa，煤层与上下岩层力学性质存在明显差异，层间形成明显的应力差，导致界面地层处于低应力区域。

对江南井田煤层层数较多，平均含煤层数27层，由于煤层顶底板都存在层界面，层界面处于低应力区，遇压力较高，层界面会被撑开，造成水泥浆漏失。对江南井田北部DJN-01至DJN-05井，采用G级U型水泥配比一定速凝剂，施工平均密度为1.81 g/cm3，煤系水泥浆渗漏严重，因此，为了降低液柱压力以减少渗漏，采用变密度水泥浆，在煤层中采用1.80 g/cm3，岩层中采用1.70 g/cm3，配比0.5%分散剂+1.6%降失水剂+3.5%早强剂+2%促凝剂+0.1%消泡剂+0.2%复合纤维，水灰比控制在0.4~0.5，并且在水泥浆体系中，加入无水氯化钙，水泥与氯化钙配比1︰50，无水氯化钙可加速水泥的凝固时间，减少水泥浆的渗漏，该工艺在井田后续7口井得到验证，固井质量良好。

3.4 压裂工艺

丛式井压裂改造原则：对于煤层层数多，煤体结构好(原生结构煤和碎裂结构煤)，气含量高，厚度稳定的煤层，煤层间距在20 m以内采用合层压裂，煤层间距超过20 m采用分层改造；对于煤体结构差(碎粒煤和糜棱煤)，煤层厚度稳定，气含量高，利用碎粒煤、糜棱煤与砂质泥岩力学参数的反差，采取分段多岩性射孔，射孔时不仅射开煤层，而且要射开煤层顶底板，裂缝沿着煤层顶底板延伸，然后扩展到煤层，形成较大缝网，增大改造体积。丛式井压裂工艺：若采用合层填砂封堵循环压裂技术工艺，因煤层渗透率偏低，压裂放喷时间过长，影响井筒的稳定性，为提高压裂效果及施工效率，采用复合桥塞层组多级压裂，该技术将电缆+射孔枪+易钻桥塞工具同时入井，完成桥塞坐封，封隔已施工层位及射孔下一层段，实现分层压裂[15-17]，分段压裂级数不受限制，可以连续压裂，压裂期间不需要放喷，在压裂施工整体结束后统一放喷，待井口无压力后，钻磨掉所有桥塞，进行排液和生产，解决了煤层放喷时间过长，压裂施工停滞，施工周期长、压裂成本高的问题。

对于顺煤层水平井，为防止水泥浆污染储层，生产套管与地层之间采用非固井方式，常规的水力压裂技术会导致压裂液和石英砂在环空内乱窜，改造效率低，为解决这一问题，借鉴山西赵庄井田水平井压裂改造方式[7-8]，采用油管拖动水力喷砂分段压裂技术，该技术是通过油管和环空高速水射流叠加射开套管和地层，形成一定深度的喷孔，流体动能转化为压能，在喷孔附近产生水力裂缝，根据伯努利方程，流速的平方与压力成反比，喷嘴出口处流度最高，压力就最低，环空压力较高，环空的流体和石英砂在压差的作用下被吸入地层，维持裂缝延伸，实现压裂作用，喷射压裂在压差的作用下，具有水力自动分隔的效果，有效提升压裂液和石英砂的改造能力，对于裸眼井压裂改造非常适用。并且，水力喷砂分段压裂技术具有射孔压裂一体化(图7)，一趟管柱可以进行多段压裂，施工周期短，降低储层伤害，降低储层破裂压力的特点。

3.5 排采工艺

对江南井田煤层应力敏感性损害率为86.65%~ 96.24%，属于强应力敏感性地层，煤层气井在排采过程中，流速过快，有效应力快速增加，裂缝过早闭合，压降漏斗得不到扩展，易发生支撑剂颗粒镶嵌煤层的现象[18-20]，并且，对江南井田是典型的多煤层发育区，煤层发育具“层数多、厚度薄、成群分布”的特点，区域内煤层气井在排采过程中，层间干扰现象势必会逐渐凸显，影响产气效果，因此，排采工艺选取对贵州对江南井田煤层气开发显得尤为重要。

煤层气井多煤层合采开发实践证实，当合采层位于同一含气系统内，各煤层之间协同解吸，总产气量平稳上升且能维持较长时间，产能效果较好[21-22]，而当合采层位跨越多个含气系统，随着不同含气系统的煤层相继解吸，总产气量会获得短暂提升，但由于不同含气系统煤层在临界解吸压力、储层能量等方面的巨大差异，导致跨含气系统的不同煤层之间发生严重干扰[23-24]，气井总产气量提升后仅能维持较短时间，随着干扰的加剧，总产气量快速下降，总产能效果较差。通过煤层临界解吸压力和埋深数据分析(表6)，对江南井田M18、M29、M51煤层临界解吸压力处于同一含气系统，各煤层之间排采时，选择合层排采的工艺，按照临储比值，由大到小的顺序进行解吸；M78煤层与M18、M29、M51煤层临界解吸压力处于不同的含气系统，如果采用合层排采，会导致不同产层出现相互干扰的现象，上部煤层液面暴露，下部煤层还未解吸的现象，产气未能有效叠加，根据储层特征差异，选择多煤层双套管分层控压排采方法(图8)，将各产层封隔成相互独立的压力系统，用不同的动液面对各目标煤层进行分层管理，以解决多煤层排采时产能叠加和储层伤害的难题，提高煤层气井排采效率和产量。

图7 油管拖动水力喷射环空压裂管柱图

表6 对江南井田主要煤层临界解吸压力数据表

注：1.44~2.73/2.03表示最小值~最大值/平均值，其他数据同。

4 结论

a. 对江南井田煤层整体以碎裂煤为主，煤体结构较利于煤层气开发；煤储层压力梯度为0.73~ 1.75 MPa/hm，压力梯度受井田后期构造影响较大，导致储层压力梯度随着埋深增加呈逐渐降低的趋势；煤层气含量为7.87~18.96 m3/t，受顶底板良好的封闭性和热演化作用双重影响，导致煤层气含量随着埋深增加呈逐渐增大趋势；煤层渗透率较低，为(0.009~0.1)×10-3μm2，主要原因是井田后期构造运动和高地应力影响。

1—上部煤层产气孔；2—第一筛眼段最下排筛眼位置；3—上部产层；4—第一封隔器位置；5—第二筛眼段最下排筛眼位置； 6—第二产层；7—第二封隔器；8—下部产层；9—生产套管；10—油管；11—抽油杆；12—第一筛眼段；13—内置套管； 14—第二筛眼段；15—产气孔；16—管式泵

b. 对江南井田东部构造发育，西部构造简单，且煤层具有“层数多，单层薄”的特点，煤层气开发首选西部区域，煤层气开发方式以丛式井为主，水平井开发为辅，水平井开发根据不同的储层特征，选择不同的水平井开发方式，M18煤层厚度大于3 m的区域宜采用煤层水平井开发技术，M25煤和M29煤，M78煤和M79煤，单层厚度大于1 m，小于3 m，煤层间距离小于5 m时，宜采用层间水平井煤层气开采技术。

c. 煤层气钻井宜采用空气潜孔锤钻进技术+螺杆复合钻进技术，固井宜采用变密度水泥浆+无水氯化钙的固井方式，直井和丛式井压裂宜采用水力泵送桥塞分段压裂工艺，水平井宜采用油管拖动水力喷砂分段压裂工艺，M18煤、M29煤和M51煤之间宜采用合层排采工艺，M78煤层与M18煤或M29煤或M51煤宜采用多煤层双套管分层控压排采方法。

d. 综合研究区地质条件和类似地质条件区域煤层气开发的成功案例，提出了对江南井田煤层气开发技术，该技术有待后期产气量加以印证。

致谢：感谢中煤科工集团西安研究院有限公司张培河研究员和贾建称研究员的悉心指导，感谢贵州黔龙能源开发有限责任公司提供的帮助，感谢对江南煤层气项目组各位同事的协助！

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Geological characteristics and high efficiency development technology of coalbed methane in Duijiangnan coal mine, Guizhou Province

GONG Zewen1,2

(1. China Coal Research Institute, Beijing 100013, China; 2. Xi’an Research Institute Co. Ltd., China Coal Technology and Engineering Group Corp., Xi’an 710077, China)

The development progress of coalbed methane in Duijiangnan mine field is slow. The main problems are low drilling efficiency, serious cementing leakage, long fracturing transformation period and low single well production in the block. Objectively evaluating the geological characteristics and development technology of coalbed methane is very important for coalbed methane in the future. The coalbed thickness, coal body structure, reservoir pressure, gas content and permeability are systematically studied, combining with the past drilling, fracturing and drainage practices. It is proposed that directional wells are the main method of coalbed methane development in the coalfield. The coal seam M18 which has simple structure, good coal structure, high gas content, stable coal seam and thicker than 3 m is developed by horizontal wells. The seams M25 and M29, M78 and M79 which have simple structure, high gas content, stable coal seam and less than 5 m interval are developed by interlayer horizontal wells. The technology of air downhole hammer is adopted in the missing section. The technology of screw compound drilling is adopted in non-leakage well section. The variable density cement slurry and anhydrous calcium chloride are used in cementing. Multistage fracturing of composite bridge plug formation is used in vertical and directional wells. Tubing-driven hydraulic sand blasting perforation fracturing technology is used in horizontal wells. The technology of combined layer drainage and stratified pressure control should be adopted in the block. A set of coalbed methane development technology suitable for Duijiangnan minefield is formed，which provides a reference for coalbed methane development.

coalbed methane; geological characteristics; development technology; Duijiangnan mine field; Guizhou Province

P618.13

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.04.004

1001-1986(2019)04-0019-09

2018-10-09

国家科技重大专项任务(2016ZX05045-002-004)；中煤科工集团西安研究院有限公司科技创新基金项目(2018XAYMS20)

National Science and Technology Major Project(2016ZX05045-002-004)；Science and Technology Innovation Fund of Xi’an Research Institute of CCTEG(2018XAYMS20)

巩泽文，1986年生，男，陕西米脂人，博士研究生，助理研究员，从事煤层气地质和测井研究工作. E-mail：gongzewen@cctegxian.com

巩泽文. 贵州对江南井田煤层气地质特征及高效开发技术[J]. 煤田地质与勘探，2019，47(4)：19–27.

GONG Zewen.Geological characteristics and high efficiency development technology of coalbed methane in Duijiangnan coal mine, Guizhou Province[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(4)：19–27.

(责任编辑 范章群)