黔西都格井田煤系气探采工艺研究

王福国， 熊 涛， 刘亚然， 毕彩芹， 单衍胜， 王行军， 马国强

(1.中煤地质集团有限公司，北京 100040； 2.中国地质调查局油气资源调查中心，北京 100083)

0 引言

都格井田位于六盘水煤田杨梅树向斜内，面积48.38km2。区内龙潭煤系薄至中厚煤层群发育[1]，煤系资源丰度高，且具备良好的共生共存条件[2]。

中国地质调查局于井田内按照探采结合一体化的总体思路，相继施工的DC-1井、杨煤参1井、黔水参1井。本文依据其工程数据，分析了都格井田煤系气富集特征，探讨了杨煤参1井“分压合采”工艺的地质适配性，对我国西南地区相似地质条件下的煤系气勘查开发工作具有一定的借鉴与指导意义。

1 地质与工程背景

井田所在杨梅树向斜位于六盘水煤田中部，总体构造形态为一复式宽缓向斜，内部发育两个次级向斜，即NW向的马龙向斜和近SN向的妥倮向斜(图1)[3]。向斜四周被大面积出露的峨眉山玄武岩组包围，中心主要分布上二叠统龙潭组和下三叠统飞仙关组，仅在坳陷幅度最大的次级向斜核部仍残留有下三叠统永宁镇组。核部地层倾角5°～10°，翼部翘倾，倾角15°～35°[4]。

图1 都格井田地质构造简图Figure 1 Geological structure sketch of Duge minefield

杨梅树向斜主要含煤地层为龙潭组，自下而上发育潮坪-潟湖、三角洲平原沉积环境，为一套深灰色薄—中厚层含煤细碎屑沉积(图2)。龙潭组厚度平均400m左右，含煤数十层，成群成组发育，含煤20～45层，可采煤层19层，煤层总厚31～56m，可采煤层总厚19～32.0m，平均22.23m，可采煤层单层厚度一般0.72～2.89m[1]。龙潭组上覆地层飞仙关组，一般可达500m，岩性主要为紫色及灰绿色的粉砂质泥岩及泥岩，岩性致密，与龙潭组为连续沉积，广泛覆盖在煤系地层之上[5]，具有较强的区域封盖能力[6]，煤系地层含气性保存条件较好[7]。

2 煤系储气层特征

基于现场含气量测定、气测录井工作，结合地质录井、综合测井数据，显示井田煤系气主要赋存于龙潭组煤层中，煤层顶、底板砂岩、泥岩中也普遍含气。龙潭煤系煤层与层间砂岩、泥岩共存，形成了资源丰度高的煤系气藏，增大了单井范围内非常规天然气的地质资源量[3]，为下一步煤系气地面开发创造了良好的资源条件。

图2 杨梅树向斜上二叠统综合柱状图(DC-1井)Figure 2 Yangmeishu syncline upper Permian comprehensivecolumn (well DC-1)

2.1 含气性

2.1.1 煤层

据DC-1井与黔水参1井取心后测试结果显示，主要煤层解析含气量为9.38～23.82m3/t(空气干燥基)，平均为14.68 m3/t；气成分均以甲烷为主，甲烷含量87.01%～97.29%，平均占91.80%。主力煤层兰氏体积为11.06 ～22.52 m3/t，平均16.88m3/t，兰氏压力为0.75～1.65MPa，平均1.28MPa，其兰氏体积与实测含气量接近，含气饱和度较高，有利于排水产气。

2.1.2 煤系泥岩

泥岩现场解吸含气量变化较大，对大于1 m3/t的样品进行残余气测试，其空气干燥基含气量可达4.00 ～11.48m3/t。观察含气量高的泥岩样品，主要为有机质含量较高或夹煤线样品。

2.1.3 煤系砂岩

根据气测录井，龙潭煤系地层中砂岩段储层部分层段有明显显示，现场取样实测空气干燥基含气量为0.54 ～ 5.24m3/t，含量高的砂岩样品通常夹煤线或黑色泥岩薄层。

2.2 储层物性特征

2.2.1 孔渗特征

煤层中构造裂隙发育，多呈网状、树枝状和条带状，镜煤条带中内生裂隙发育[8]。扫描电镜显示煤层显微裂隙较发育，主要为后生气孔，其次为外生裂隙孔以及铸模孔，连通性较好，孔隙率为2.76%～7.0%，平均为5.18%。据DC-1井及黔水参1井试井测试结果显示：主要煤层渗透率为0.07～0.35mD，平均0.22 mD。都格井田孔渗性较好，渗透率高于西南多数地区，有利于后期储层改造和地面开发[6]。构造裂缝适中，有利于煤层气富集高产[9]。

泥岩孔隙类型主要以溶蚀孔、晶内孔、粒间孔为主，孔径分布以纳米级孔隙为主，孔隙度分布在0.13%～3.15%，平均为1.18%；渗透率为0.000 8～0.263 5mD，平均为0.029 1 mD。

砂岩样品孔隙度为2.38%～5.64%，渗透率为0.035～0.13mD，均属致密低孔低渗砂岩储层。

2.2.2 煤体结构与变质程度

都格井田煤层总体上原生结构煤和破裂煤为主，个别煤层遭构造破坏严重，呈糜棱煤。原生结构煤一般较有利于煤层气渗流，碎裂煤由于构造裂隙发育程度适中而具有煤层气开发的良好物性条件[10]；主要煤层去矿物基镜质组为14.92%～84.77%，各主要煤层镜质组最大反射率(Ro,max%)为1.51%～2.03%，平均1.71%，为中等变质程度的贫瘦煤，煤层变质作用主要为深成变质作用[11]。因此井田煤体结构整体较好，镜质组含量高，变质程度适中，有利于煤层气的富集。

2.3 温压场及岩石力学特征

注入/压降试井显示主力煤层储层温度较低，为27.0～33.8℃，储层压力为5.16～7.62MPa，压力系数为0.93～1.20，为正常-超压系统，临储比平均为0.44.主要目标煤层储层压力为常压储层，临储比较高，利于煤层的排水降压和较快的解吸产气[12]。

煤层及顶底板岩石力学测试表明：岩石块体密度为2.48～3.09g/cm3，平均2.72g/cm3；岩石抗压强度为6.1～60.9MPa，平均23.25MPa；弹性模量为(21.1～30.1)×103MPa；平均26.14×103MPa；泊松比为0.22～0.28，平均0.25；岩石抗拉强度为0.55～9.68MPa，平均3.71MPa。主要煤层顶底板抗压强度、抗拉强度等力学性质均明显优于煤层，有利于压裂过程中裂缝的产生与扩展[2]。

3 分压合采工艺及产气效果

3.1 工艺选择

针对都格井田中高阶多、薄煤层，高含气量、高含气饱和度、低渗透率、弱含水的特征，结合黔西地区以往煤层气开发经验[13]，杨煤参1井采用单流阀可钻式桥塞分层，光套管大排量、大液量、分段阶梯式加砂、多级段塞的分压合采工艺。

3.2 目的层段优选

杨煤参1井为都格井田第一口煤层气参数井，以产能最大化为目的，要求所选煤层含气量、临界解析压力、渗透率、储层压力等关键参数的优越性和相近性，采用产层参数最优质、控制煤层气资源量最大、资源丰度贡献最强、层间干扰最低的原则[14]，层间距在30m左右，优选上煤组5#、7#和13-2#煤层为目的层，单一煤层分别压裂(图3)。

3.3 分层压裂施工过程

黔水参1井与杨煤参1井均采用光套管大排量注入，阶梯式加砂的多层段塞压裂工艺，由于储层特征的差异，储层的改造效果也呈现一定的差异性(表1)。

杨煤参1井射孔3段，射孔厚度7.3m，纯煤厚度6.13m，均对煤层顶板进行括射(不超过0.5m)，施工液量2 680.4m3，加砂量117.3 m3，施工压力16.6～23.1MPa。裂缝监测显示杨煤参1井3个层段压裂均产生了明显的人工垂直裂缝，主裂缝方向为北东向，两侧延伸105.5～131.6m，裂缝宽31.4～35.6m，裂缝高10.8～12.6m。射孔范围主要针对煤层，顶板括射0.3～0.5m，压裂后裂缝高度均达到10m以上，对煤层顶底板砂泥岩起到了较好的沟通作用，为后期获得高产气流提供了保障。

3.4 合采排采工艺

杨煤参1井使用抽油机加管式泵的有杆泵排水方式，进行合层排采[15]，泵的吸入口下在最下部目的层以下5m左右。制定精细压差排采制度，以控制井底流压日降幅为核心，在产气初期憋套压至2～3MPa后，逐步放压产气, 避免过早暴露煤层，随着排采的进行逐步降低套压， 根据不同排采阶段控制流压日降幅。排采前期逐步调高冲次，流压日降幅控制在50kPa左右，为排水降压阶段；起套后，憋套压，逐步调低冲次，流压日降幅控制在30kPa左右，起套初期游离气十分活跃，套压上涨较快，流压会因为气团产出，出现突然大幅下降，但很快又会慢慢上涨，该阶段产气量提升较快，为产气初期稳压提产阶段(进入该阶段前，为确保排采安全，调换了现场阀门及配件，提高本井承压能力，调整排采制度，该段称为装置制度调整阶段)；伴随着排水降压范围的不断扩大，产气量会逐步上升并平稳，该阶段流压日降幅控制在20kPa左右，套压逐步放低，以暴露最上部产气层前多排水为目的，尽可能扩大降压范围，保证远端供气平稳，随着液面不断下降，储层逐步暴露至最后一层，产气量会在一定范围内波动，但基本保持稳定，该阶段流压日降幅控制在10kPa以内，为控气稳产阶段；后期需保持液面稳定在最后一层煤以上，尽量不暴露最后一个产层，随着产水的减小，不断调低冲次，保持流压平稳(图4)。

图3 杨煤参1井目标层段优选综合柱状图Figure 3 Well YMC No.1 target segment optimized comprehensive column

表1 杨煤参1井与黔水参1井目的层压裂特征一览表

图4 杨煤参1井生产数据曲线(2017.1.10—2018.1.31)Figure 4 Production data curve of well Yangmeican 1(2017.1.10—2018.1.31)日产水量、冲次、井底流压、套压4项参数数据采用左侧坐标；日产气量、动液面、距离5-2煤层3项参数数据采用右侧坐标

统计杨煤参1井排采380d数据可以看出：杨煤参1井抽水46d后开始起套，随后用20d时间改进井口，提高其承压能力，抽140d后单井日产气量达到3 850m3，之后日产气量长期稳定在4 300m3左右，日产气量大于3 800m3达240d，最高日产气量5 011m3。

4 结论

1)都格井田上二叠统龙潭组薄—中厚煤层群发育，煤层厚度大且稳定性好，煤层埋深和变质程度适中，具备良好的煤系气生成、储集与保存条件。煤储层含气量及含气饱和度高，渗透性较好，储层压力梯度较高，煤系气开发条件整体较好。

2)采用单流阀可钻式桥塞分层，

光套管大排量、大液量、分段阶梯式加砂、多级段塞压裂工艺进行分压合采，杨煤参1井取得良好的煤系气勘查试采效果，实现了西南地区煤系气勘查开发工作突破。

3)煤层气勘查过程中，必须按照探采一体化的思路，各工程紧密衔接，试采井完井后尽快压裂排采，获取产能数据，为下一步规模坏开采、商业开发提供依据。