黔西地区煤层气井有利层位优选与精细化排采

迟焕鹏，毕彩芹，胡志方，张家强，单衍胜

（中国地质调查局 油气资源调查中心，北京 100083）

0 引言

中国黔西地区煤层气资源丰富，埋深2 000 m以浅的上二叠统煤层气地质资源量约占中国煤层气资源总量的10%[1]，主要赋存于六盘水煤田内残留的向斜、复式向斜内，是国家煤层气“十三五”规划的重点地区[2].区内煤储层以常压为主，有含气饱和度较高、含气量高、孔渗性好的特点，具有较好的可采潜力[3]，但煤层发育有层数多、层间距小、单层厚度薄的特点[4]，单煤层开发往往无法形成经济效益，多煤层合层开发是实现高产工业气流的有效方法[5].许多学者对六盘水煤田土城地区的煤层气地质条件及排采工程技术进行了大量研究[6-11]，区块内松河井田已实现勘查开发示范工程建设[12]，有效助力贵州地区煤层气勘探开发进程.

本文以黔西地区都格井田杨煤参1 井为例，分析总结黔西地区煤层气合层排采高效方法.都格井田位于六盘水煤田杨梅树复向斜内，煤层垂向上煤体结构不一、储层物性差异较大，横向上部分可采煤层分布不稳定.本文根据井田内煤层气地质资料确定了有利开发层段的优选原则，优选了杨煤参1井压裂层位，通过该井分层压裂合层排采试验结果分析，探索煤层气精细排采控制措施，以期为黔西地区煤层气井的高产稳产提供经验.

1 地质概况

都格井田位于六盘水煤田杨梅树复向斜内的妥倮次级向斜内，含煤地层倾角一般3°～8°，井区构造复杂程度中等.区内出露的最老地层为志留系中统马龙群，最新地层为第四系，缺失上志留统、下泥盆统、上侏罗统及白垩系，大面积出露地层有石炭系、二叠系及三叠系，上二叠统峨眉山玄武岩组在区内普遍分布.

井田含煤地层主要为上二叠统龙潭组，埋深551～961 m，是一套海陆交互相的含煤沉积，岩性以灰色、深灰色泥质粉砂岩、泥岩、粉砂岩夹煤层为主，含少量泥灰岩、灰岩夹层.龙潭组含煤46～80 层，煤层平均总厚度47.35 m，含煤系数11.29%，可采煤层18 层，可采煤层平均总厚度22.23 m，可采含煤系数5.3%，主要可采煤层单层厚度为0.79～2.44 m.含煤地层呈现薄至中厚煤层群发育的特点，适宜通过探索分层压裂合层排采技术对煤层气进行高效开发[13-15].

根据中国地质调查局贵州六盘水煤田煤层气地质调查结果[4,12,16]，杨梅树向斜煤层气资源量约为380.4 亿m3；煤储层压力系数在0.95～1.24，属于常压－超压储层；主要可采煤层空气干燥基含气量为6.9～23.8 m3/t，平均15.9 m3/t；主要煤层孔隙度3.57%～7.00%，平均5.82%；根据注入/压降试井结果，煤储层渗透率为0.07～0.35 mD，平均0.23 mD；煤层直接顶板一般为泥质粉砂岩，局部为粉砂岩，直接底板为厚度不等的泥岩或粉砂质泥岩，顶底板及上覆地层岩性致密，可有效阻挡和减缓气体扩散与渗滤，为煤层气的有效保存提供了有利条件.根据煤层气资源量、储层压力、含气性、孔渗性等物性以及顶底板封隔条件，杨梅树向斜具有良好的煤层气开发条件.

2 压裂层位优选

主要稳定煤层的主要储层参数见表1.针对多煤层发育的特点，综合考虑井田内DC-1 井、杨煤参1 井、黔水参1 井的煤层分布、煤岩与煤质、储层物性、顶底板岩性、含气性和水文情况等煤层气地质条件，确定如下压裂煤层优选的原则.

表1 黔西地区都格井田主要可采煤层的主要物性参数Tab.1 principle physical properties of main coal seams of Duge coal field in western Guizhou

（1）煤层单层厚度大于1.0 m 或煤组单层厚度大于0.6 m（层间距小于5 m），区域上分布稳定，煤组跨度不宜过大（80 m 内为宜）.

（2）煤体结构较完整，优先考虑原生结构煤.

（3）煤层现场解吸含气量10.0 m3/t 以上，兼顾含气性较好的煤层顶底板.

（4）气测录井全烃值大于10%.

（5）压裂层位属于同一压力系统.

（6）煤层顶底板致密、无高含水层.

（7）煤层及顶底板30 m 内固井质量合格.

根据黔西织金朱藏等区块煤层气合层开发效果较好的井，合层开发煤层一般为4 层，最上和最下煤层总跨度在70 m 左右[14]，综合分析都格井田煤层气地质条件，3 号、5-2号、7 号、13-1号、13-2号煤层厚度大、区域分布较稳定、现场解吸含气量高，但由于3 号煤层压力系数为1.2，属于略超压煤层，与其他4 层煤不属于同一压力系统，因此优选顶底板致密、煤层厚度大、区域分布稳定、现场解吸含气量高、属于同一压力系统的5-2号、7 号、13-1号、13-2号煤层为都格井田煤层气合层开发有利层，最大层间距在30 m 以内.而3 号煤层可以考虑进行单层压裂排采试验.根据杨煤参1 井钻井和录井资料，对杨煤参1 井优选出了5-2、7、13-2这3层煤进行分层压裂合层排采试验.

3 桥塞封隔分层射孔压裂技术

3.1 射孔段选择

合理确定射孔层段是水力压裂施工成功进行的必要保障.针对都格井田有利煤层气特征，确定如下射孔原则，杨煤参1 井射孔段见表2.

表2 射孔段深度和厚度参数Tab.2 depth and thickness of selected perforation intervals

（1）煤层存在多个小分层，其中泥页岩、致密砂岩也进行射孔，便于对整个煤系储层进行充分改造和合层排采，减少排采层间干扰.

（2）射孔段一般将顶部岩层射开0.5 m 左右.主要目的是：增加近井地带气体渗流通道；增加支撑剂进入裂缝的通道，减少煤粉产生，降低近井煤粉堆积；利于增加裂缝半长.

3.2 桥塞封隔分段压裂

目前中国大部分煤层气直井工业气流都是通过水力压裂改造而获得的.合理选择水力压裂施工工艺、参数以及成功的水力压裂施工过程是后期高效排采的前提和基础.通过对煤层进行有效的水力压裂，可产生有高导流能力的通道，有效连通井筒和煤储层，以尽可能扩大后期排采过程中煤层气的解吸范围，提高煤层气资源的动用程度.

杨煤参1 井第1 射孔段和第2 射孔段间距19.37 m，第2 射孔段和第3 射孔段间距36.86 m，由于段间距小，所以选取可钻式桥塞进行分段.综合中国目前煤层气直井的压裂工艺，杨煤参1 井选择“清水+1.0%KCl+0.20%助排剂+0.05%杀菌剂”的压裂液配方，优选212～425 μm、425～850 μm 这2 种石英砂为支撑剂，采用“大排量、阶梯式段塞加砂”的压裂工艺[16]，实际施工排量8.0～9.0 m3/min，平均砂比6.9%～8.7%，压裂施工曲线见图1.

图1 杨煤参1 井压裂施工Fig.1 fracturing operation of Well YMC-1

杨煤参1 井的压裂参数以及与邻近松河井田第一高产井松6 井[17]的压裂参数对比情况见表3.松6井将2 至3 层相近的煤层作为一个压裂段，分5 段进行分段压裂，表3 可以看出，松6 井的总液量和加砂量均高于杨煤参1 井，但杨煤参1 井加砂强度约是松6 井加砂强度的3 倍，远高于松6 井，根据微地震裂缝监测的结果，杨煤参1 井压裂缝长218.4～249.2 m，缝高10.8～12.6 m，在控制缝高基础上，有效提高裂缝导流能力，为后期排采和高产提供良好的改造条件.

表3 杨煤参1 井和松6 井压裂施工参数对比Tab.3 comparison of the hydraulic fracturing operation parameters of Well YMC-1 and Well S-6

该地区在以后煤层气井压裂过程中，建议根据射孔情况，控制施工排量在8～10 m3/min 内，以提高加砂量为目标进行施工，尽可能扩大煤系地层的改造效果.

4 煤层气井排采工艺

煤层气和常规油气、页岩气生产最大的区别在于煤储层的强应力敏感性，过高或过低的压力都会对煤层造成损害，前人总结煤层气开发的经验，形成了“连续、缓慢、稳定、长期”的煤层气排采基本原则[18].合理的排采制度和精细的排采控制对实现煤层气的高效开发至关重要.杨煤参1 井高产稳产的生产试验证明该地区发育的多煤层赋存的煤层气适宜进行合层开采.高效排采的核心是通过合理地控制流压变化减少煤层压力突变，延长煤层产气时间来实现，通过流压、套压的合理控制，可以实现多煤层高效合采目的.

杨煤参1 井从2017 年1 月开始进行排采，2017年7 月16 日以后日产气量一直维持在4 000 m3以上，并且最高日产气量达到5 011 m3，创贵州地区煤层气直井的日产量和稳产气量的新高.对杨煤参1井排采数据进行记录，得到排采曲线见图2.

图2 杨煤参1 井排采Fig.2 drainage and production for Well YMC-1

4.1 杨煤参1 井排采曲线分析

由图2 可知，杨煤参1 井的排采过程可分为从①到⑤的初期排水降压、临界解吸、憋压排水、控压增产、控压稳产5 个阶段.具体控制过程：

（1）初期排水降压阶段 井底流压下降较快，试抽结束后平均下降速率为30 kPa/d.

（2）临界解吸阶段 见套压前产水量增加较快，随后套压迅速上升至1.04 MPa，期间流压平均下降速率为35 kPa/d，液面有所波动，平均降幅为7.6 m/d，此阶段煤层气开始解吸，求得最上部5-2号煤层的临界解吸压力为4.38 MPa.

（3）憋压排水阶段 通过调整冲次和排气，维持液面和井底流压平稳下降，使套压稳定在约2.1 MPa，此阶段流压的下降速率为13 kPa/d，产气量分两个阶段稳定上升，第一阶段液面下降缓慢，产气量增速约为22 m3/d，第二阶段液面下降较快，产气量增速约160 m3/d.

（4）控压产气阶段 此阶段产水量和液面下降较快，井底流压保持不超过20 kPa/d 的速度缓慢下降，同时缓慢释放套压，初期产气量快速上升至4 000 m3/d 以上，并在排采的第222 d 达到最高产气量5 011 m3/d.

（5）控压稳产阶段 产水量和液面趋于稳定，流压平均降速为7 kPa/d，套压稳定在约0.4 MPa，产气量稳定在4 300 m3/d 以上.

对整个排采过程进行分析，发现在初始排水降压、临界解吸和初期产气阶段的排采控制主要存在如下问题：

（1）气前排水降压阶段见图2 第①段和第②段交界处，液面下降过快，从2.9 m/d 的降速增至4.3 m/d，导致产水量大幅提高，增加煤层气临界解吸的判断难度.

（2）套压后就采取放气的办法来降低套压，见图2 第②段，产水量下降过快，井底流压波动较大.

以上问题容易造成液面波动较大，可能会引起煤层压力激动，一方面影响压降漏斗[19]的平稳扩大，另一方面容易产生支撑剂或煤粉堵塞压裂形成的流动通道.

将杨煤参1 井与黔西地区松6 井[17]和S2 井[10]排采过程中流压控制情况进行对比，见图3.

图3 杨煤参1 井和松6 井、S2 井排采结果对比Fig.3 comparison of drainage and production curves between Well YMC-1 and other 2 wells

由图3 可知，杨煤参1 井整个排采过程中流压降速控制比另外两口井相对更加平稳，尤其是在产气初期和提产阶段.在初期排水降压阶段，杨煤参1井流压有小幅度波动，降幅平均为42 kPa/d，而松6 井和 S2 井流压波动幅度较大，降幅分别为61 kPa/d、80 kPa/d，井底流压下降过快容易产生煤粉堵塞通道，无法使压降漏斗得到有效的扩大.在提产阶段，杨煤参1 井流压下降速度平稳缓慢，为18 kPa/d，松6 井在排采157～160 d 流压平均降低185 kPa/d，S2 井157～165 d 流压降速为56 kPa/d，两口井均存在短时间内流压下降过快的现象，最终导致稳产时间短、产气量下降.因此，井底流压的控制是煤层气排采各个阶段的控制核心，须遵循“连续、缓慢、稳定”的原则.

4.2 排采工艺优化

基于杨梅树向斜煤层气地质条件，以“连续、缓慢、稳定、长期”为指导原则，结合杨煤参1 井的高效排采试验以及与黔西地区其他两口井排采结果，针对排水降压、临界解吸、憋压排水、控压提产、控压稳产5 个不同排采阶段的关键问题，对排采工艺优化如下：

（1）排水降压阶段 此阶段放溢流结束后，以低冲次开始进行试抽，监测液面下降速度，观察水质变化，控制液面稳定缓慢下降.根据都格井田5-2煤层物性及杨煤参1 井的排采实际，5-2号煤层的储层压力为5.76 MPa，临界解吸压力为4.38 MPa.

此阶段控制原则见图4.建议液面分3 阶段进行阶梯式排水降压，初始排水阶段按4～5 m/d 的液面降速快排，此阶段可维持约10 d，中间阶段10～15 d 维持3 m/d 的液面降速，最后以不超过2 m/d 的液面降速平稳进入下一阶段，这样既能防止煤层压力激动，又能提高排水效率，从而为后期的高产稳产打好基础.

图4 阶梯式排水降压示意Fig.4 stepped water drainage to decrease downhole pressure

（2）临界解吸阶段 随着连续稳定排水，流压不断降低，当产水量急剧变化、动液面波动剧烈、套压出现时，表明井底流压接近临界解吸压力，煤层气开始解吸，流体从单相水流变为气水两相流，排采进入敏感阶段，液面波动较大，由于产气，套压会逐渐上升.此阶段的精细控制至关重要，是高产稳产的基础，需要密切关注流压的变化.

该阶段建议利用套压缓冲液面强烈的波动，通过液柱和套压的协同控制避免井下流压大幅波动引起煤层压力突变.通过调整冲次，一方面保持井底流压下降速率不超过20 kPa/d，另一方面控制套压的上升速率.

（3）憋压产气阶段 由于压力降至临界解吸压力，煤层气解吸，套管阀门关闭，套压逐渐上升，当套压接近安全阀的上限安全压力时，逐渐打开套管阀门，产气量开始提高幅度在30 m3/d 以内，由于刚开始产气，产水量会逐渐升高，此时需要适当调低冲次，在维持套压稳定和井底流压下降速率总体不超过15 kPa/d 的前提下，以稳定的速度逐渐提高产气量，使压降漏斗缓慢向储层深处继续扩大.

（4）放套压提产阶段 通过前期的憋压，压降漏斗逐渐扩大，产气量平稳上升，产水量最后会逐渐下降.随着产水量和液面开始稳定，可以降低套压提高产气量，通过逐步缓慢释放套压来提高产气量，控制流压降速不超过20 kPa/d，同时进一步扩大煤层解吸范围，保持套压不低于0.6 MPa 提高产气量.

（5）控压稳产阶段 在提产阶段的后期，动液面越来越接近最上部煤层，为了获得稳定的产气量，当动液面离上部煤层50 m 时，应尽量维持液面的稳定，使地层产水和地面排水保持动态平衡，保持井底压力变化幅度在5 kPa/d 左右，控制套压在0.30～0.60 MPa 内排采，维持连续稳定的排采状态，从而实现长期高产稳产.

5 结论

（1）根据煤层厚度及区域分布情况、煤体结构、煤层含气量、气测全烃、储层压力系统、顶底板封隔性、固井质量等因素，总结出适宜分层压裂、合层排采层位的选择原则.

（2）优选出5-2号、7 号、13-1号、13-2号煤层为该区煤层气有利于合层开采的煤层，根据同一储层压力系统及最上最下煤组跨度不超过80 m 的原则选择合适的组合进行合层开发.

（3）杨煤参1 井加砂强度是松河井田高产煤层气井松6 井的3 倍，储层改造效果良好.压裂施工排量在8～10 m3/min 内，以提高加砂量为目标施工，有利于增强煤系地层的压裂改造效果.

（4）根据杨煤参1 井的排采经验，将黔西地区煤层气井合层排采制度优化为：排水降压、临界解吸、憋压产气、放套压提产、控压稳产等5 个阶段.主要控制要点为：排水降压阶段对液面降速采取先快后慢的阶梯式控制；临界解吸、憋压产气和放套压提产阶段需要协同控制液柱和套压，控制流压降幅总体在20 kPa/d 以下；控压稳产阶段控制井底压力变化幅度在5 kPa/d 以下，保持套压在0.30～0.60 MPa 连续稳定排采，尽可能实现长期高产稳产.