西山地区煤层气径向水力钻孔技术应用及效果

2020-06-30刘彦锋

煤炭工程 2020年6期

乔晋，李瑞，王森，刘彦锋，高超

(1.山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西晋城 048000；2.晋煤集团煤与煤层气共采国家重点实验室，山西晋城 048000；3.重庆大学煤矿灾害动力学与控制国家重点实验室，重庆 400044；4.中国地质大学(武汉) 资源学院，湖北武汉 430074)

随着煤层气井排采时间的逐步增加以及前期不合理的开发方式，许多地区煤层气井面临着产量逐步递减的困局，为了充分抽采储层剩余煤层气储量，提高煤层气井采收率和经济效益，需要开展煤层气井增产措施。径向水力钻孔技术，又称套管内短半径深穿透径向技术。该技术通过采用小尺寸钻头在目的煤层对应套管处钻孔，然后使用带喷头的软管经钻孔进入井壁，借助高压射流的破岩作用在煤层不同深度和方位钻出多个辐射状径向孔[1]。通过径向水力钻孔施工，可以增加储层导流裂缝有效长度，产生新的导流通道，或者对原有产气通道进行解堵，形成广泛的泄压和渗透率增加区，从而扩大煤层气有效解吸范围[2]。

近些年来，国内径向水力钻井技术得到了快速发展，该技术可以实现在极短的曲率半径内外成垂直转向，避免了常规水平井造斜，定向及井眼控制的复杂工艺，因此，它使水平井技术在低渗透油气藏开发中的应用更加灵活[3]。该技术具有施工周期短、作业成本低、操作简单方便等突出特点[4，5]。1990年该技术首次在加拿大应用，2000年前后，该技术在国内大庆、辽河等油田试用与推广[6]。2011年在我国沁水盆地南樊庄区块煤层气井实施了一口径向水力钻井并进行了压裂施工，初步认为该工艺适合于在碎裂煤煤体结构中应用，也可推广在原生结构煤体中应用[7]。近年来，国内外学者对径向钻井辅助水力压裂技术进行了理论分析与室内实验探索，认为径向水力钻孔有助于水力压裂裂缝定向扩展，提高压裂效果[8，9]。然而，我国煤层气储层地质条件复杂，构造煤体结构发育，径向水力钻孔技术在我国煤层气开发中的地质适应性尚不明确，如何改进径向水力钻孔技术以便与我国煤层气储层作用地质条件相匹配需要开展深入研究。

西山煤田古交矿区煤层气田已步入开发中后期，单井产量逐年下降；钻井、修井过程中不同程度地造成了近井地带污染；非均质、低孔、低渗导致部分储量难以利用，剩余资源开采难度越来越大。目前该气田增产增效主要的技术手段为压裂和挤液酸化解堵，但这些技术存在成本高，并对储层带来不同程度污染，且随地层非均质等因素导致应用效果并不理想。因此，寻求老气田增产稳产技术支撑，对西山地区煤层气井的持续高效开发尤为重要。为了研究径向钻孔技术在煤层气井的应用效果，作者分析了该技术的增产原理与施工条件，并分析了山地区煤层气井径向钻孔技术应用试验效果及影响因素。论文旨在为我国煤层气径向钻孔技术的应用提供参考。

1 研究区地质概况

图1 西山煤田构造纲要图

西山煤田位于我国华北断块吕梁—太行断块、五台山块隆的古交掀斜地块，煤田西部边缘为狐偃山山字型褶皱带[10]。古交掀斜地块以古交为中心，地块内地层展布南新北老，总体上由东、北、西三面向内缓倾斜，向SSW倾伏的不对称向斜构造[11]。区内断层较多，均属65°～80°高角度正断层，最大落差达156m，走向以NE-SW为主。自北向南组成四个断裂带，分别为棱峪断裂带、李家社—王封断裂带、杜儿坪断裂带和碾底—平地窑断裂带。每个断裂带多以地垒式产出。各断裂带之间具等间距性(一般为20km)。断层的广泛分布，破坏了储层煤体结构，此外，陷落柱的大量分布也会对煤体结构产生破坏[12，13]。西山煤田构造如图1所示[14]。该区主要含煤地层为石炭系上统太原组(C3t)和二叠系下统山西组(P1s)。沁水盆地西北缘西山煤田古交矿区屯兰工区揭露煤系地层总厚度为163.08m，共见可采煤层4层，分别为2#、4#、8#和9#煤。其中，2#煤均厚2.64m，4#煤均厚2.41m，8#煤均厚2.13m，9#煤均厚1.84m。2#煤层位于山西组(P1s)中上部，煤层深度为530m左右，煤层呈黑色，具贝壳状或阶梯状断口，节理裂隙较发育。煤岩组成以亮煤为主、暗煤次之，煤岩类型属半亮煤。8#煤层，位于太原组(C3t)中部，煤层深度为610m左右，煤层呈黑色，具贝壳状或阶梯状断口，节理裂隙较发育，煤岩组成以亮煤为主、暗煤次之，煤岩类型属半亮煤[15]。

2 煤层气径向钻孔技术增产原理与方法

2.1 工艺流程

煤层气径向钻孔工具包括连续油管、导向器、万向节、磨铣钻头等。其工作流程主要包括套管开窗和地层钻进两个过程如图2所示，施工工艺如图3所示[16]。该技术增产机理在于通过井筒向储层内不同深度及方位短半径水力喷射形成30～50mm直径和100m长度的径向水平孔，深穿透污染带化堵，以尽可能多地沟通煤层裂隙，扩大平面和剖面煤层渗流能力，进而恢复或提高单井产气量。

图3 径向钻井工艺流程

2.2 选井及选层的要求

1)选井要求。煤层气井没有发现套管变形，施工前通井至目的层井段以下，落实套管变形及井下落物情况。

2)选层要求。煤岩力学性质是煤层一个重要的参数，它反映了煤体抗压和抗拉强度的大小。强度越大的煤体，径向施工时煤体坍塌越少，因此，目标煤层应原生结构煤体较为发育，煤岩力学强度大。

2.3 试验方法与施工参数

综合比较该区块煤层气井的煤层厚度、煤层含气量资料，认为XST-A1井和XST-A2井具有高产的潜力，只是在排采的过程中，近井地带裂隙闭合，产气量下降，因此，可通过径向井改造实现通道连通和对接。

为了考察径向钻孔技术的地质适应性及增产改造效果，选取古交矿区屯兰工区XST-A1和XST-A2井，对其2#、8#煤层共计钻进36个径向孔，其中XST-A1井2#、8#煤均为6个径向孔，XST-A2井2#、8#煤均为12个径向孔。试验井径向孔施工参数见表1。

表1 煤层气井径向钻孔施工参数

3 试验效果与分析

3.1 试验效果

现场施工结果与设计参数相比，各径向孔深度误差均控制在0.10m，方位误差均控制在±3°范围内，两口井均达到了方案设计要求。

XST-A1井径向钻孔目的煤层为2#与8#煤层。该井于2012年5月压裂，2012年7月投入运行。该井历史最高产气量在2000m3/d以上，1000m3/d左右产气量持续了220d，随着排采的进行，该井产气量逐渐降低，实施径向钻井改造之前，该井产气量为144m3/d。2017年10月完成径向钻孔后开井生产，施工完投产后含水量上升了约20%，日产气量增加到256m3/d，煤层气增产78%。

XST-A2井目的煤层为2#与8#煤。该井于2012年5月压裂，2012年10月投入运行。该井历史最高产气量在3000m3/d以上，1000m3/d左右产气量自2013年3月开始持续了413d，随着排采的进行，该井产气量逐渐降低，实施径向钻井改造之前，该井产气量为312m3/d。2017年10月完成径向钻孔后开井生产，含水量增加了30%，但产气量在实施径向钻井前后没有显著变化。

此外，值得注意的是，XST-A2井附近200m左右的XST-A3井由日产气量120m3/d增加到246m3/d，气井增产105%。

3.2 分析讨论

XST-A1和XST-A2两口井的含水及产气上升说明通过径向施工可以增加煤层的导通能力。尽管两口试验井在实施径向水力钻孔改造后产气量获得了显著提高甚至翻倍增长，但因改造前产气量基数小，改造后产气量绝对值并不十分理想，经济效益不够凸显。分析认为径向喷射施工过程可能形成了一定通道堵塞。由于套管开孔直径只有22.2mm，即使喷射地层时反向喷嘴的扩眼作用可形成超过50mm的井眼，但由于煤岩机械力学性质差，相当部分的煤屑会沉降在径向孔底部，形成煤屑堵而影响渗流和返排，导致产气量未达预想效果。力学强度大的煤体，径向井施工时煤体坍塌少，成孔效果较好，反之，则成孔效果差。由图1可知，西山地区由于断层及陷落柱的广泛分布，对煤体破坏严重，显著削弱了煤岩力学强度，导致在数十米长的径向钻孔施工后煤体容易发生垮塌和堵塞。此外，没有进行径向钻孔施工的XST-A3井产气量增加也说明了距离比较近且同属一个煤层气开发单元的煤层气井通过径向钻孔施工也能起到导通增产作用。

此外，在径向钻孔作业实践中，发现较深的井作业难度小，喷射长度大，成功率高；而对于较浅的井在加配重的情况下成功率也比较低。表1中XST-A1井2#煤较8#煤埋深浅，径向钻孔长度普遍小于8#钻孔长度，也说明了该现象。分析认为在目标层位较深时，入井的连续油管较重，在喷射时对喷射软管的驱动力比较大，喷嘴带动喷射软管前进比较容易，使得喷孔成功率更高。综上所述，煤层气井径向水力钻孔技术的应用应充分结合储层地质与工程条件。

尽管我国在常规及非常规领域对径向钻井技术均开展了一些现场应用，但理论基础研究还远远不足。近年来，国内外虽通过理论分析和试验模拟，对径向钻进碎岩机理、影响钻进的地质与工况因素等进行了分析研究[17，18]。但如若要实现该技术在煤层气开发领域的突破，还需要加大对径向钻井破岩机理，井眼轨迹测控，水力参数计算，导流效应，煤粉返排，地质适用性等方面的理论研究，这样才能指导径向水力钻井工艺优化，提高现场应用效果。