沁南盆地柿庄南区块煤层气开发工艺适用性分析

2019-11-28薛海飞王建中王力王伟刘广景杨刚

石油钻采工艺 2019年4期

薛海飞王建中王力王伟刘广景杨刚

1.中联煤层气有限责任公司太原分公司；2.中联煤层气有限责任公司

我国煤层气资源丰富,埋深2 000 m 以浅的煤层气资源有36.8 万亿m3，煤层气地面抽采井数超过14 000 口［1］。但由于煤储层具有低压、低孔、低渗、欠饱和及非均质性强等地质特点，开发初期工程技术不匹配，开发效果差异性较大，加上排采制度不合理［2］，造成平均单井产量普遍较低，其中80%的煤层气井产气量达不到商业产气量的标准，传统的增产压裂工艺在低渗储层中并未取得如期的效果。以沁水盆地柿庄区块为例，采用丛式(直)井活性水压裂工艺的低产井比例高，产气井平均单井产量为478 m3/d，产能到位率仅为17%。近年来也有不少专家学者开展氮气泡沫压裂、清洁压裂液和深穿透水射流等新型完井工艺试验，但大都忽略煤层本身的非均质性［3］，未提出有针对性的增产措施，理论部分与实际生产结合较少。以柿庄区块为例，实施氮气泡沫压裂等新工艺的井平均单井产量低于150 m3/d，增产效果较差。笔者以沁水盆地柿庄南区块为例，基于大量的工程实践和试验数据，提出影响煤层气开发效果的主导地质因素，总结已实施钻完井工艺的优缺点和适用性，优选出适合研究区地质特征的开发技术，以期促进区域煤层气的高效开发。

1 地质因素分析

国外对中低阶煤层气的研究较多，通常根据含气量、渗透率、含水饱和度和地应力等地质因素优选开发技术，但对影响高阶煤层气开发效果的地质因素研究较少。笔者在前人研究的基础上［4-6］，结合沁水盆地柿庄南区块的开发实践和产出特征，选取了38 口连续排采井的煤层含气量等多种地质参数与产气量进行单因素相关性分析(见表1)，认为地应力、煤体结构和地质构造是影响区域煤层气开发工程技术效果的三大关键地质因素，其不同的特性也决定了区域煤层气开采需要采用不同的开发工艺。

1.1 地应力

地应力是指存在于地壳中的内应力，其对煤层气开发影响主要体现在支撑裂缝闭合和人工裂缝形成两个方面。

(1)支撑裂缝闭合。杨延辉等［7］对沁南夏店区块煤储层地应力及其对渗透性的影响进行研究认为：一般地应力小的地区，煤储层渗透率高，煤层气井产气量较高；地应力高的地区，裂缝容易闭合，煤储层渗透率低，且随深度增加渗透率呈指数降低。通过测井数据计算，研究区平均垂向应力18.94 MPa。整体排采趋势显示，随着排采进行井底压力降低，在高垂向应力作用下，直井压裂产生的人工裂缝逐渐闭合，加上煤粉运移和嵌入支撑剂的堵塞，无法建立有效的导流通道，产气量逐渐降低，难以实现区域性的高产和稳产。

表1 地质因素相关性分析Table 1 Analysis on the correlation of geological factors

(2)裂缝延伸。地应力对裂缝形成的影响主要体现在水力裂缝的延伸机理上。低水平主应力差条件下，水力裂缝易沟通天然裂缝，并沿天然裂缝扩展产生网状裂缝，形成更大的改造体积［8］；而高水平主应力差条件下，水力裂缝易在起裂后沿垂直最小水平主应力的方位起裂并延伸，形成单一不可控的窄长缝，不利于煤储层缝网的形成。采用组合弹簧模型计算地应力剖面，最大水平主应力7.85～19.00 MPa，最小水平主应力4.66～16.00 MPa。根据研究区的应力分布情况，地应力状态以σV＞σH＞σh为主，压裂缝多为垂直裂缝。计算结果与煤层不同深度进行线性拟合，得出最大、最小水平主应力差为

从式(1)可以看出，随着埋深的增加，应力差基本呈线性增长，且柿庄南区块局部构造应力集中现象较多，在大应力差条件下，最大水平主应力对裂缝扩展起主导作用，压裂改造中易产生沿最大主应力方向的单一窄长缝，不利于天然裂缝的开启和缝网的形成。

1.2 煤体结构

煤体结构指煤层在地质历史演化过程中受各种地质作用后表现的结构特征。煤体结构经过变形和变质作用过程后，可分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤［9］。研究表明，煤体结构无论是对煤层气含气量、工程开发以及排采都会产生较大影响。其中，碎粒煤和糜棱煤破坏严重，钻井中储层易坍塌，钻井液容易侵入煤储层造成储层污染，直井压裂无法产生有效的裂缝。

图1 为研究区稳产3年以上的井位煤体结构特征图，可以看出通过直井压裂方式改造排采效果较好的井，其煤体结构表现2 个特征：(1)稳产井碎粒煤比率小于25%，电阻率大于6 400 Ω · m；(2)高产井集中在Ⅳ1型的组合类型中，原生煤比率为40%～70%。碎裂煤-碎粒煤随着煤体结构破坏程度的增加，渗透性差和可改造性变差，压裂和排采中易产生粉状和团状的煤粉，无法形成有效的导流通道；当地应力破坏达到一定程度，测井电阻率值小于1 000 Ω · m 时，煤体结构以碎粒煤、糜棱煤为主，压裂时近井带的煤层被压实，无法形成裂缝，直井压裂效果很差。

图1 煤体结构与产量统计图Fig.1 Statistical chart of coal structure and production

1.3 地质构造

区域地质构造对开发效果的影响主要表现在两个方面。

(1)柿庄南区块为复向斜和复背斜组合型褶曲构造，构造展布格局以东侧后城腰断层及寺头断层为界的走向NE-NNE 向的宽缓褶曲为主要特征。受控于该构造规律，柿庄南区块主要的高含气区集中在向斜核部以及靠近向斜核部的斜坡部位，低含气区主要分布在背斜的核部附近。研究区产量趋势呈条带性分布，与褶曲构造的分布一致，高产井主要集中在向斜核部条带区域（图2）。

图2 柿庄南区块煤层气藏构造示意图Fig.2 Schematic structure of CBM reservoir in Shizhuang South Block

(2)断层是影响煤层气开发的一个重要因素，主要对储层物性、钻完井工程和排采工程3 个方面产生影响(表2)。柿庄南区块3#煤最大断层为中部发育的寺头正断层，断层沿NE 向展布，在区内延伸长度约为17.5 km。区内还伴生少量小型断层，以逆断层为主，受断层影响无煤井26 口。正断层拉伸应力导致煤储层应力提前释放，含气量平均低于14 m3/t，钻井时岩层松动破碎，出现严重漏失和井壁坍塌，因断层与上下富水性强的含水层沟通，无法实现排水降压。通过对断层附近1 km 内169 口井的排采情况统计，距离断层300 m 内的煤层气井平均单井产量低于300 m3/d，随着距离的增大，产气量逐渐提高。

表2 断层对开发效果的影响Table 2 Influence of faults on development effect

2 钻完井工艺适用性评价

沁水盆地南部煤层总体渗透率较低，在初期大都采用直井压裂投产的开发方式，其中潘河区块取得了较好的效果并成为首个国家煤层气开发示范工程，排采10年后平均单井产量仍在2 300 m3/d 以上。柿庄南区块相比潘庄地区，煤层埋深更大，渗透率更低，在开发工艺上采用直井压裂的方式，却忽视了区域地质上存在的差异，导致区内平均单井产量较低，开发效益低下。为了解决产量低的问题，先后在区内开展了直井压裂优化、深穿透水射流和U 型水平井等新工艺的尝试，总体表现出效果不突出和差异性大的特征。针对影响煤层气开发效果的主要地质因素，列举3 种典型的试验案例，评价各类工艺在区块内的适用性，从而为进一步优化开发方式提供依据。

2.1 丛式(直)井压裂完井

直井活性水压裂具有布置灵活、设备要求低、成本较低的特点，该类开发方式在柿庄南开发中占比超过99%。钻井一般采用二开，Ø139.7 mm 套管固井完井，在煤层段射孔后套管压裂，压裂液采用2%KCl 活性水体系，排量 6～8 m3/min，液量规模约600 m3。在活性水压裂规模开发的同时，为提高携砂性能和返排能力，区内开展了各类清洁压裂液、氮气泡沫和缓速酸等直井新型压裂液体系试验。

研究区压裂完井(以活性水压裂为主)投产井991 口，平均产气量478 m3/d，单井产量小于500 m3/d的井有533 口，占投产井数的60%，这与最初预计的产气量可达1 300～1 800 m3/d 相差较大。结合影响煤层气开发效果的三大地质因素，发现该类完井方式存在2 个关键性问题。

(1)不管压裂液体系如何优化，由于区内煤储层的水平应力差及非均质性，实际产生的裂缝与理想中的形态不一致，在高应力差的作用下，压裂时所产生的裂缝往往沿着NNE 最大主应力方向，形成单一不可控的窄长缝。携砂液阶段，施工压力在达到破裂压力后保持平稳，支撑剂均沿着最大主应力方向运移，无法形成有效缝网，储层改造体积严重受限，排采后产量长期处于较低水平。

(2)随着研究区的煤层埋深加大，构造煤比例逐渐提高。对于镜质组反射率较低的煤岩，在直井压裂高速水流的冲击下，人工裂缝缝壁形成大量糊状的碎煤和煤粉，排采阶段在高垂向应力和煤粉运移的共同作用下，极易堵塞人工裂缝和天然裂缝。堵塞裂缝距离井筒的位置在地面无法判断，而该距离直接影响着整井的排水产气的效果。如图3 所示，R为井筒距堵塞位置的距离，受堵塞影响程度与R2成反比 (煤层泄压面积或供气面积为 πR2h/N，R为堵塞的随机值，N为扩展裂缝张开角度在井筒360 度占比，h为煤层高度，即受堵塞影响程度与R2成反比)。若近井筒出现堵塞，无法形成高效的气水通道，直井压裂方式形成的远端人工裂缝和天然裂缝对整井的贡献几乎为0，泄压面积和产气面积大幅缩小。该类排采曲线特征的井在构造煤区域较为普遍，随着碎粒煤和糜棱煤在煤体结构中占比提高，在压裂和排采中极易产生煤粉，堵塞裂缝通道，呈现出区域性的低于500 m3/d 的低产特征。

图3 裂缝堵塞示意图Fig.3 Schematic fracture plugging

2.2 深穿透水射流完井

径向深穿透射流钻孔技术［10］是利用射流破岩在煤层喷射出多个具有一定长度、一定直径的水平井眼，理论上有效增加煤层的裸露面积和泄流通道，降低排采压力，提高采收率与单井产量。该技术首先用小螺杆马达带动万向节与开窗磨铣钻头旋转，在煤层位置的套管上钻出直径大于20 mm 的圆形窗口，然后利用连续油管将高压软管下入，高压软管末端带有水力破岩钻头，该钻头产生的前射流用于破岩，反向射流用于产生自进力带动软管钻进，同时辅助破岩进一步扩大孔眼。

该工艺在研究区试验了13 口井，单井设计8 个分支径向孔钻进，孔径约50 mm，喷射长度100 m。该工艺虽然理论上比直井形成了更好的人工通道，但从施工效果和排采情况来看，效果却不理想，多井处于不产液不产水状态。从煤层气的产出机理看，该工艺存在3 个关键性问题：(1)该工艺在煤层段的钻孔处于裸眼状态，在高闭合应力作用下，钻孔容易坍塌堵塞；(2)喷射钻进形成的钻孔孔径过小，煤层裸露面积不够；(3)水射流产生的煤粉未能及时返排至井口，堵塞近井带运移通道，影响压裂效果和排采导流能力。

2.3 U 型水平井

U 型水平井技术亦称水平连通井技术，它是由两口不同位置的水平井与直井或定向井在同一目的层连通，最早于美国煤层气开发中获得应用［11-12］。U 型水平井相比直井开发最大的优点，可以最大限度沟通煤层割理系统，增加煤层接触面积和导流通道。采用U 型水平井套管完井，水平段进尺900 m，煤层暴露长度是直井的 6 倍(直井理想压裂支撑裂缝长度按150 m 计算)，控制面积达到直井7.6 倍。

C 井为研究区中部原生煤占比较低的井，采用U 型水平井套管完井，煤层段总进尺 617.00 m，煤层总钻遇率100%。压裂采用油管拖动分段压裂工艺，压裂7 段，每段液量规模约为110 m3。排采后日产量峰值达到15 032 m3，平均产量7 287 m3/d，累计产量达到1 370 万m3，而周边直井压裂平均单井产量650 m3/d，水平井压裂工艺取得了理想的效果。

结果表明，针对柿庄南煤储层低渗、煤质结构复杂等特征，不管水平井采用筛管完井(可改进为大孔径钢制套管)或者压裂完井方式，因其具有更长的煤层暴露面积和更好的导流通道，其开发效果均好于常规直井压裂。

3 核心问题及解决思路

3.1 核心问题的提出

根据煤层气的产出机理，提高煤层气单井产量有两条途径［13］：(1)形成足够大的泄压面积或改造体积,例如水平井、MRC 技术、压裂技术、水平井分段压裂技术等均可实现；(2)保证排采中具有高效的导流通道,加快储层中气水向井筒运移的速度,提高这一步的速度将直接提高单井产量。通过柿庄南区块的地质特征分析和已实施井工艺特点及效果总结可以看出，研究区低产存在的核心问题是地应力、煤质结构和地质构造的差异与区内工程不配套造成，以常规直井压裂技术为代表的传统开发方式无法满足上述条件，导致区域整体产能偏低。