滇东黔西煤层气开发技术及先导性试验*

孙晗森 秦 勇 陆小霞 吴财芳 张 平 王海侨 杨兆彪 程 璐 马腾飞

(1.中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2.中国矿业大学资源与地球科学学院 江苏徐州 221008；3.中联煤层气有限责任公司 北京 100016)

滇东黔西地区煤层气资源约占全国煤层气资源量的10%，在中国煤层气资源开发中具有重要区位优势[1]。通过近30年来的攻关研究实践，前人对该区煤层气构造、沉积特征、煤层气富集规律、物性特征、流体作用等有了初步认识[2-6]。但是，整体而言，滇东黔西地区煤层气勘探程度较低，针对中小型向斜构造发育区的煤层气有利区和开发甜点区评价技术缺乏；地应力高，煤体结构变化大、煤层多而薄、多系统叠置，开发地质单元划分及开发方式优化选择面临巨大挑战；所处云贵高原相对高差大，地形复杂，施工条件差，储层地质条件特殊，煤储层易塌易漏，钻井风险大、井下事故频发，相应的经济高效的钻完井和增产改造技术有待研发；多煤层叠置含气系统评价技术和开采规律研究较少，各含气系统解吸渗流规律不明，排采效果差异很大，相应的排采技术需要探索[7-8]。因此，全面认识该区的地质及煤储层含气系统特征，优选勘探开发甜点区，建立一套适合该区的高效钻完井技术、排采工艺，解放该区巨大的煤层气资源量，对中国的煤层气发展具有重要的现实意义。本文总结了“十三五”期间取得的研究进展，重点对多薄煤层选区选段技术、叠置含气系统划分与开发技术、易塌易漏地层钻完井及储层保护技术、多层复杂结构煤层高效改造技术、多层合采耦合及自适应排采技术等5方面的主要成果及应用情况进行了系统阐述，以期为该区下一步商业开发提供技术支撑。

1 滇东黔西地质概况

1.1 构造特征

研究区位于滇东黔西黔南坳陷西南部，处在扬子地块南缘周缘盆-山构造和扬子准克拉通的交接部位，南部以南盘江断裂带为界与南盘江凹陷相连，北西侧与滇东-黔中隆起相接，北东侧以水城-紫云断裂毗邻(图1)。研究区所在的黔南坳陷是一个海西晚期至印支期的坳陷，石炭系、二叠系和三叠系发育完整，厚度达6 000 m左右；坳陷内部缺失奥陶系，志留系直接覆盖在寒武系之上。

图1 研究区构造位置图

研究区自晚二叠世煤系形成以来主要经历了印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动，其中燕山期和喜马拉雅期强烈的两期构造运动对本区的影响最为显著。研究区的构造格局及变形主要表现为“带块相间变形、复杂形态组合、局部变形强烈、基底断裂控制、多期叠加演化”的总体特征，形成了近30个次级向斜构造单元[9](图2)。

图2 研究区构造单元分布图

1.2 区域地应力特征

滇东黔西地区位于欧亚和印度两大板块会聚、消减、相互作用的边缘地带，是中国大陆内部地震活动最强烈的地区之一，由于其特殊的构造部位和强烈的地壳运动，使得该地区应力分布错综复杂。滇东黔西地区地应力作用方向以NW—SE向为主[10-11]。据川滇应力区和桂西地区震源机制解释结果，本区最大主应力方向主要为NW、NWW向。中国现今构造应力场亦反映本区最大应力方向为近NW—SE向，这与现场测试结果一致。黔西地区黔水参1井、杨梅参1井微地震裂缝监测结果显示，裂缝方位为北东42°～49°，最大水平主应力方向为NW—SE向。

1.3 煤储层特征

滇东黔西地区煤层分别形成于中泥盆世、早石炭世、早二叠世、晚二叠世、晚三叠世和新近纪。晚二叠世是滇东地区最重要的聚煤期之一，含煤8～20层，煤层总厚度最大可达30余米，包含龙潭期和长兴期两个成煤期[12]。晚二叠世沉积环境为海陆交互相，氧化性较强，宏观煤岩类型以半暗煤和半亮煤为主，暗淡煤次之。显微组分以镜质组为主，含量介于41.7%～89.71%；惰质组次之，含量为2.4%～46.7%；无机组分含量为0.8%～27.3%。滇东黔西地区各矿区原煤灰分产率平均为8.76%～37.37%。煤种齐全，从气煤到无烟煤都有分布，但主要以高变质烟煤为主。

2 多薄煤层选区选段技术

在滇东黔西地区含煤性、含气性等相关分析的基础上，应用关键要素递阶优选法，选取合理参数，按照先平面、后垂向的思路，建立了适于多煤层发育区的煤层气开发甜点区段优选指标体系。

1)有利区优选。

有利区优选是指从众多的次级向斜或含煤盆地中优选出有利于煤层气开发的向斜或盆地，重点考虑资源条件。资源条件包括资源量和资源丰度。其中，资源量又包含地质资源量和可采资源量，决定开发潜力与规模。资源丰度决定富集程度。因此，本文将地质资源量、地质资源丰度和可采资源量作为煤层气有利区优选的3个关键指标。此外，滇东黔西地区煤层气实际开发深度一般在1 000 m以浅。因此，在煤层气有利区优选过程中，将1 000 m以浅的可采地质资源量作为辅助指标或参考指标进行考虑。采用 “关键要素递阶优选” + “一票否决”的方法对煤层气有利区进行优选。优选要素的排序为煤层气地质资源量及资源丰度—煤层气资源可采性—埋深1 000 m以浅地质资源量。根据递阶优选的原理，在优选出的矿区中确定最有利区、较有利区以及不利区。

2)甜点区优选。

甜点区优选是在已选出的有利区内进一步精选，即在有利区范围内寻找煤层气开发的“靶区”，重点考虑构造地质条件。构造复杂程度是影响本区煤层气开发的重要因素，且与煤体结构、地应力、渗透率等密切相关，并可通过断层分维值、构造曲率进行表征。埋深影响地应力大小，包括最大、最小、垂向主应力，进而影响煤层其他地质参数。随着埋深增大，应力发生转换，由水平主应力转变为垂向主应力。滇东黔西地区地形变化较大，影响施工难易程度，因此，在甜点区优选时须将地形地貌作为参考指标。

3)甜点段优选。

甜点段优选是针对滇东黔西地区多套叠置煤层提出的优选体系，即在垂向上优选有利层段，重点考虑开发地质条件。影响煤层气开发的主要因素有：含气量、含气饱和度、渗透率、煤体结构、临界解吸压力、储层压力、煤岩力学性质等。结合滇东黔西地区特殊的地质构造情况和多煤层、薄煤层发育的特点，选择多煤层合层开发最具可行性。合采需考虑各层之间的压力差异、渗透率差异、层间距等。因此，在甜点段优选阶段优选的主要指标为：煤体结构、单层含气饱和度、临界解吸压力差、储层压力梯度差、煤岩力学性质、渗透率比值、最大层间距、单层含气量。综合有利区、甜点区、甜点段优选，形成三级指标体系(图3)。在此基础上，结合单井资料及综合地质分析，对指标体系进行量化，形成量化指标体系(表1)，为该区的选区选段提供支撑。

图3 滇东黔西地区煤层气地质选区指标体系

表1 滇东黔西地区煤层气地质选区指标参数

3 叠置含气系统描述与开发技术

滇东黔西地区煤层气勘探与开发试验井获得工业性气流突破的井极少，少数井不产气，多数井低产，高产井产能普遍衰减过快。这一现状指示该区煤层气开采地质条件和工艺技术更为复杂，缺乏明确的产层组合设计依据和方法，且中国北方乃至国外行之有效的煤层气常规开发技术在该区无法适用。滇东黔西地区煤层多且相对较薄，频繁交互的海陆相煤系沉积在垂向上形成了多套叠置含气系统，岩性组合复杂。各煤层的厚度、含气量、渗透率、储层压力等存在一定差异，如何合理选取产层组合及相匹配的开发方式是目前的难点。

3.1 动静态集成分析的煤层气合采产层组优选技术

以气井产能方程为基础，设计了主产层优选指数、扩展指数、产能贡献指数3个参数，耦合主产层优选(评价产层潜能)、产层扩展优选(考虑次要产层产气贡献)与产层贡献指数(评价产层组开发经济性)3个步骤，结合煤体结构、储层压力差、产气贡献3参数“一票否决”约束，建立“三步三参数约束”的产层组优化选择方法，以实现复杂岩性组合条件下的煤层气合采产层组优选[13-14](图4)。

图4 煤层气合采产层组“三步三参数约束”优选参数与流程

第1步，合采系统主力产层优选。影响煤层气井产能的原始物性参数主要是煤层厚度、渗透率、含气量及储层压力。煤层气开发实践证实，现有开发技术条件下，煤体结构为碎粒煤及糜棱煤时，开发效果较差。因此，煤体结构是关键因素，当多煤层条件下开发煤层为碎粒煤及糜棱煤时，建议“一票否决”。考虑煤体结构因素，以煤层气井产能方程[15]为基础，提出合采产层组优选的第1个参数，即主产层优选指数δ，其计算公式为

δ=HVKpS

(1)

式(1)中：δ为主产层优选指数，10-15m6·MPa/t；H为煤层厚度，m；V为煤层含气量，m3/t；K为煤层渗透率，mD；p为储层压力，MPa；S为煤体结构系数，原生结构煤或碎裂煤S=1，碎粒煤或糜棱煤S=0。根据上式计算，主产层优选指数越大，产层潜在产能越大，则首选为主产层。

第2步，合采系统产层扩展优选。产层扩展原则主要为保证主产层的主体地位以及产层组基本保证在一个流体压力系统中。保证主产层的主体地位，即在一个产层组内部依次开始产气时，液面不能暴露主产层，以免造成对主产层的伤害。扩展产层与主产层的压力梯度差需小于0.1 MPa/100m。压力梯度差过大，储层能量较高的产层流体将通过井筒抑制低压产层流体的产出，甚至在大压差下向低压储层“倒灌”。

根据上述原则，提出多煤层合采的产层扩展组合指数Ω：

Ω=dpc/(ρgh)

(2)

式(2)中：Ω为产层扩展组合指数，无因次；d为系数，当扩展产层与主产层的压力梯度差小于等于0.1 MPa/100 m时取值1.0，大于0.1 MPa/100 m时取值0；pc为临界解吸压力，MPa；ρ为产出水密度，103kg/m3；g为重力加速度，取值9.81 m/s2；h为其他扩展产层与主产层的垂向间距，m。

当产层扩展组系数Ω大于等于1时，适宜扩展组合；小于1时，则不适宜扩展组合。

第3步，合采系统产能贡献优化。在稳产阶段，液面降至主产层顶板上部，套压为0.05 MPa，此时主产层产气贡献率应在30%以上，而其他产层产气贡献率最好在10%以上。若主产层优选指数δ中不考虑开发工程影响系数，则各产层产气潜能为

Qi=HiViKi(pi2-p0i2)

(3)

式(3)中：i为产层编号。其中，p0i=ρgh+pt。

则，产能贡献指数η计算公式为：

(4)

式(4)中：η为产能贡献指数，%；n为产层总数。除主产层之外，其他产层产能贡献指数η应在10%以上，若低于10%则不宜加入组合。

3.2 产层组合及开发方式优选

基于滇东黔西地区合采试验井生产历史，采用地质统计及因素差异对比法，分析合采地质条件特点，提出了该区煤层气合采兼容性阈值及工程设计优化的地质建议(表2)。对于产层组合的选择，尽量不跨含气系统，产层组埋深<800 m，最大跨度<60 m，产层累计厚度>6 m，产气层数3～5层，优选加权含气饱和度高、饱和度差异系数小和压力状态差异系数小的产层组，同时高度关注产层组中各产层的均衡压裂改造。

表2 黔西—滇东地区煤层气合采产层组设计与排采管控措施优化建议

基于国内煤层气工程探索得失、叠置煤层气系统合采地质兼容性研究等，提出了3个先导区煤层气开发方式选择建议，相关建议在黔西滇东地区具有普遍意义(表3)。直井/丛式井合采仍是区内普遍适用的煤层气开发首选技术，除了恩洪先导区之外，其他先导区乃至其他地区合采产层组应该限制在同一煤层气系统，还应关注产层组空间特性、储层属性差异、储层改造及排采控制条件等。建议黔西地区积极推动单支水平井现场试验，首选顶板单层水平井技术，尝试煤层单层水平井方式，探索顶板/夹层/煤层的多层水平井合采(产层组不跨含气系统)；滇东地区开展顶板/夹层多层水平井合采现场试验，其中老厂区块产层组不跨含气系统，恩洪区块产层组在避免深度过大的前提下可适当增大跨度。同时，恩洪区块可尝试直井/丛式井较大跨度层段连续油管压裂合采技术。

表3 黔西—滇东地区先导区煤层气开发方式选择建议

上述技术应用于滇东黔西地区14口先导试验井，11口井稳产大于1 000 m3/d，验证符合率为78.6%(表4)。

表4 滇东黔西先导区合采兼容性符合率验证

4 易塌易漏地层钻完井及储层保护技术

4.1 地层漏失、井壁失稳与储层伤害机理

根据钻井工程认识，发现井壁失稳多发生在飞仙关组和龙潭组。飞仙关组泥岩较为发育，黏土矿物总含量高，以伊/蒙、绿/蒙混层为主，发生水化膨胀及水化分散能力强，容易发生井壁失稳。龙潭组发育一套砂质泥岩、泥质砂岩及泥岩夹煤层，砂泥岩频繁互层，且互层段较长，泥岩遇水膨胀地层稳定性差，在外力扰动下，井壁极易失稳垮塌。且煤层煤体结构复杂、裂隙发育，煤层力学强度弱化，也易导致井壁垮塌失稳。

针对煤储层易破碎、排采共存等特性，建立了适合于滇东黔西破碎性煤层渗透性评价的 “气液动能等效”的流速敏感性评价方法以及“改进回收率法”测定煤岩酸敏、碱敏、盐水敏等特性[16]。测试结果发现，滇东黔西地区主力煤层为强酸敏、弱-中偏弱碱敏、弱-中偏弱盐水敏、弱-中偏强液测速敏、强应力敏感。

建立了高分辨三维CT扫描、微观结构扫描电镜等伤害程度综合定量评价方法，揭示了工作液伤害煤储层机理：煤层裂缝宽度132～1 500 μm，滤液沿裂缝走向连续侵入，损害储层(图5)。

图5 钻井液侵入煤心伤害机理

根据上述地层漏失、井壁失稳机理以及储层伤害机理分析，确定了钻完井液保护储层基本原则：pH值≤9.5，矿化度≥2%，强化封堵，降低滤失，与地层压差≤2 MPa。

4.2 新型低伤害强防塌钻井液体系

自主研发的新型封堵防塌抑制剂(GFJ-1)，具有增黏降滤失的效果，以及良好的抑制性能，当加量超过2%时可有效封堵煤岩，封堵率可达90%。基于这种抑制剂，研制了上部地层防塌钻井液体系和储层段的无固相钻井液体系。上部地层防塌钻井液体系配方为：4%钠土+1%封堵防塌抑制剂(GFJ-1)+1%铵盐+2%羧甲基淀粉+0.4%聚丙烯酸钾，该体系滤失量低，抑制性强，能有效防止地层失稳，配制和维护方便。储层段的无固相钻井液体系配方为：水+1.5%封堵防塌抑制剂(GFJ-1)+0.4%聚丙烯酸钾+1.0%成膜剂+3%褐煤树脂+2%羧甲基淀粉，该体系具有较好流变性和滤失性。借助岩心流动实验系统，评价储层段无固相钻井液体系对煤层岩心的封堵效果，封堵率92.7%，渗透率恢复值90.3%(图6)。

图6 储层段无固相钻井液封堵性能评价

自主研发的新型起泡稳泡剂(ULIT-1)，具有较好的起泡效果，起泡量大，稳泡时间长，且在煤层气排液开采过程中易于脱附，有利于储层保护[17]。基于这种起泡稳泡剂，研制了新型低伤害微泡沫钻井液体系：0.1%新型起泡稳泡剂(ULIT-1)+0.2%十二烷基二甲基甜菜碱+0.3%生物聚合物+0.2%瓜胶+1%褐煤树脂+1%铵盐+ 0.2%聚丙烯酸钾。相较于普通泡沫，微泡沫的水化膜较厚，性能更稳定；微泡沫间呈分散排列，不存在Plateau边界或受Plateau效应影响小，性能更稳定；微泡沫尺寸分布范围广(图7)。该体系性能稳定，低密度，抑制性强，抑制岩样膨胀、分散，能将对岩心封堵率和返排后的渗透率恢复值都保持在90%以上，具有较好的储层保护效果。

图7 微泡沫显微镜下照片(200倍)

应用上述钻井液对云南老厂煤层气井进行钻进，有效地降低了井径扩大率。煤系地层井径平均扩大率为8.87%，普通地层井径平均扩大率为4.98%(表5)。

表5 滇东地区老厂先导区井径扩大率统计表

4.3 强胶结低伤害固井液体系

研究出煤岩强粘附胶黏剂，通过在煤岩表面强粘附致密成膜，快速使煤岩变为强亲水性，与现有技术相比，煤岩-水泥石胶结强度提高60%。并基于此，确定了多功能前置液配方：清水+2.6%堵漏剂+5.6%填充剂+1.72%性能调节剂+8%乳胶类强化胶结剂(关键处理剂)，经测试该种前置液体系亲水润湿改性快，其煤岩-水泥石胶结强度比现有技术提高了86.7%。

根据水泥浆对煤储层的伤害机理，创新性地提出“架桥+构网+胶结+多级填充”的四位一体化封堵思想(图8)，避免封堵材料的滑脱，有效减少水泥浆的侵入，降低水泥浆对煤储层的伤害。根据以上设计思想，通过封堵材料粒径、浓度以及外加剂的优选，得到多级强黏结低密度塑性水泥浆配方：水泥+7.5%封堵材料+活性填料4%+0.3%纤维+10%环氧树脂+2%纳米液硅+1.0%降失水剂+0.5%分散剂。其具有强度高、韧性好的特点，能保证水泥石环完整性。且侵入少，伤害小，对煤储层伤害率比常规低密度固井平均减少30.55%(图9)。固井液在现场应用显示CBL/VDL测井质量优质率为95.38%、98.86%，煤层段二界面胶结优质。

图8 低伤害水泥浆致密封堵原理

图9 不同水泥浆对煤心伤害效果对比

5 多层复杂结构煤层高效改造技术

5.1 多煤层速钻桥塞分层与多级射孔联作快速分层压裂技术

基于地质工程一体化思路，建立了多层叠置煤层压裂方式优化决策方法，并基于该方法采用Matlab工具开发了对应的多层叠置含气系统压裂层组优化决策软件。以煤储层压力梯度和渗透率为地质约束条件，对煤层进行第1次和第2次划分。在地质划分的基础上，通过对不同射孔位置煤层裂缝延伸情况进行模拟，以最大限度提高产能为导向的第3次划分。在上述划分的基础上，判断该层组是否满足现有封隔工具作业条件，进行第4次划分。优选了速钻桥塞分层与多级射孔联作压裂工艺，集成创新形成了多煤层快速分层压裂技术，该项技术在先导试验区进行了20口井应用。图10为速钻桥塞分层与多级射孔联作压裂工具系统。

图10 速钻桥塞分层与多级射孔联作压裂工具系统

5.2 多级脉冲高压气动力射孔诱导起裂压裂技术

针对滇东地区地质特征，提出高压气动力诱导起裂，后续活性水压裂或氮气压裂延伸裂缝技术方案。复合射孔高压气动力诱导起裂压裂技术集射孔和高能气体压裂的优点于一身，利用聚能射孔弹和压裂火药装药合理组合，产生了高能炸药金属射流、高温高压气流的复合作用，可以有效消除射孔压实带，清除近井带污染并产生多条诱导裂缝。设计了PerfoPlus多级脉冲复合射孔、PerfoFrac分体式复合射孔两套射孔压裂方案。

PerfoPlus多级脉冲复合射孔是在射孔枪内装配燃速不同的两级压裂火药，两发射孔弹之间装配一级压裂火药(增效药盒)，弹架上装配二级压裂火药。两级火药在射孔枪内被爆轰波点燃，燃烧后产生高温高压气体脉冲，通过射孔枪上射孔和泄压孔眼排出，作用于目标地层，产生径向诱导裂缝。

PerfoFrac分体式复合射孔是在射孔枪尾部下挂压裂枪，火药单元式装配，可以实现装药量和不同燃速火药灵活组合。通过爆轰转燃烧控制技术点燃压裂枪内火药装药，燃烧后产生气体通过压裂枪上泄压孔排出，作用于目标地层，产生诱导裂缝。

云南老厂LC-C6井进行多级脉冲高压气动力射孔诱导起裂压裂试验，注入压裂液876.28 m3，石英砂57.21 m3；破裂压力仅为18.19 MPa，有效降低了裂缝延伸压力，保证了后期加砂压裂成功。

5.3 弱含水煤层低伤害N2泡沫压裂技术

针对已有泡沫压裂液存在破胶困难、聚合物或天然大分子稳泡剂对储层伤害的缺点，以及没有针对弱含水煤层的具有助解吸剂的泡沫压裂液体系，在已有的泡沫压裂液主体体系基础上，筛选出助解吸剂、黏土稳定剂、稳泡剂等其他添加剂，从而得到低伤害的泡沫压裂液体系，其配方为：1%LY-3-16(起泡剂)+0.5%LY-3-18(起泡剂)+0.5%XN-NT-20(防膨剂)+0.5%XN-ZJX-1(助解吸剂)+氮气。

通过对该低伤害泡沫压裂液体系进行相关性能的测试，发现这款泡沫压裂液起泡体积大、半衰期长，悬砂性能较好，耐温抗剪切性能、表面张力、防膨性能、缩膨性能等均符合行业标准(表6)。这款泡沫压裂液还具有3个显著特点：一是引入了具有双疏性质的氟碳链，降低了甲烷、水分子吸附力，促进了解吸，其助解吸率比常规氮气泡沫压裂液提高了31.26%；二是具有防膨和缩膨能力，对煤岩基质的渗透率伤害率仅为-24.5%；三是试验井平均砂比达到18.4%。

表6 低伤害N2泡沫压裂液性能参数

恩洪先导区EH-C6井宣威组21#、16#、7+8+9#煤层组采用“氮气泡沫压裂液、电缆传输速钻桥塞与多级射孔联作”技术进行了压裂施工，三层累计注入压裂液1 433.66 m3，液氮343.2 m3，泡沫质量60%，石英砂126.23 m3(达到设计加砂量的105.2%)，平均砂比18.4%。

5.4 弱含水煤层前置液态二氧化碳压裂技术

研究发现微孔更有利于CO2在竞争吸附中占据优势地位，而大孔利于气体扩散，且CO2始终在扩散中占优势。建立了考虑流-固-热耦合的CO2压裂三维裂缝扩展模型，包含CO2压裂井筒温压计算模型、缝内流场计算模型以及应力场模型。

自主研发的CO2与煤岩作用模拟装置，研究CO2的注入时机对煤层的影响，研究发现相比后置CO2，前置CO2能增多、增宽煤的微裂隙及孔隙，且能有效提高煤的渗透率。

在借鉴以往CO2干法压裂取得经验效果的基础上，通过前置液态CO2压裂+活性水携砂压裂结合，提高近裂缝地层的能量，促进煤岩裂缝的起裂和扩展，减少压裂液对煤层的伤害，促进CH4的解吸，提高压裂液的返排效率。

云南老厂先导区LC-C5井应用前置CO2压裂技术进行试验，共注入液态CO2213.36 m3，活性水压裂液1 015.58 m3，石英砂33.47 m3；施工曲线及裂缝监测表明：液态CO2注入有效沟通了割理及微裂隙，形成了复杂裂缝；裂缝长度230 m，裂缝网络宽度150 m，裂缝体积(SRV)572 800 m3。

6 多层合采耦合及自适应排采技术

6.1 多层合采全过程流动模型的建立

为了解决现有的实验装置不能准确表征多个油气层之间的流体运移情况的问题，针对滇东黔西地区煤层发育与多层合采的特点，研发了一种多煤层开发物理模拟实验装置，该装置包括：轴压加载系统、围压加载系统、供气系统、采气系统、数据测量系统和数据采集系统(图11)。该多煤层开发物理模拟实验装置能够建立3个产层煤层并根据滇东黔西地区实际煤层特征为每个煤层单独施加轴压和围压，从而真实模拟多煤层煤层气合采过程中气体在多煤层中的运移过程，监测在不同的煤岩物性、不同入口压力、不同出口压力条件下，气体在多煤层层内和层间的流动情况。

图11 多煤层组合开发物理模拟实验装置示意图

针对滇东黔西地区煤层弱含水特点，在大量物理模拟的基础上，通过实验数据的分析回归，落实动态渗透率模型、气水竞争吸附模型和气水相渗模型[18-19]中的储层特性参数，揭示了弱含水环境煤层内气水流动特征，渗透率拟合精度提高了约7%。

动态渗透率模型为排采过程中的储层状态分析提供了可靠的方法，气水竞争吸附模型与气水相渗模型为不同阶段的排采制度的设计与分析提供了直接依据。

6.2 高精度自适应排采管控技术

依托于改进的3个核心计算模型，根据排采过程中压降扩散与流体流动的基本规律，形成了针对弱含水煤层气井的 “三段三控”排采工作制度方案和排采初期“三步排水法” 控水排采优化技术。“三段三控”即，在初始排水阶段控液生产，见套压后既要控制产液也要控制套压，当产量开始递减且液面下降时采取控套生产的措施。其中初始排水控液阶段，需分3步走，第1步快速排水，使得地层压力保持平衡；第2步控制排水速度，稳定扩展压降漏斗；第3步缓慢排水，防止套压突然上升。

对煤层气井来说，压降漏斗能够持续、稳定地扩展是产气的基础。在煤层气井排采过程中，根据单井的静态参数和生产动态参数，对压降漏斗进行动态跟踪，实时掌握其范围(图12)。在此基础上，可以通过对压降速度、漏斗扩展进行关联性分析，通过二者的耦合关系寻找临界降速，从而合理控制排采制度[20]。该对应关系与X轴/压速度存在一个交点，其理论意义为：低于该压降速度压降漏斗是持续扩展的，高于该压降速度，计算得到的漏斗就会等效萎缩，即该交点即为一口井在该分析阶段的临界降速。排采时要避免井底流压的降速超过该值。

图12 LC-S1井压降漏斗跟踪曲线

对压降速度-漏斗扩展速度的关联关系进行连续动态分析，可以得到煤层气井排采过程中不同时间的临界降速及其动态变化，排采制度也就可以相应地进行动态的调整，最终实现一井一策：不同井采用不同的排采制度、同一口井不同时间采用不同的排采制度。

7 先导区应用效果

利用多薄煤层选区选段技术，对滇东黔西地区进行了有利区、甜点区优选，共优选了5个有利区：盘关向斜、杨梅树向斜、土城向斜、阿弓向斜、老厂矿区，其中老厂矿区为最优有利区。老厂雨旺为本文优选的先导区之一，采用甜点选区技术，对老厂雨旺区进行了甜点区优选，甜点区主要位于矿区中西部，甜点段为16#、19#煤层。在此基础上，针对老厂雨旺、土城-盘关、文家坝先导区提出了煤层气井井位44口，并提交了超过100亿m3煤层气探明地质储量。采用叠置含气系统描述与开发技术，对上述先导区优选的井位进行了压裂层段优选，及产层合采设计，共有11口井稳产大于1 000 m3/d，合采兼容性的验证符合率为78.6%。

自行研制的上部地层防塌钻井液体系、储层段的无固相及高性能微泡沫低伤害钻井液体系，在老厂雨旺先导区进行了应用，大大降低了井径扩大率。其中，煤系地层井径平均扩大率为8.87%，普通地层井径平均扩大率为4.98%。并实现了储层有效保护，封堵率达到91.5%，渗透率恢复值为90.5%。水平井精细导向技术也在老厂雨旺先导区取得了较好的应用效果，平均钻遇率达到了90.9%。形成的4项直井压裂技术，在老厂雨旺、土城-盘关、文家坝先导区进行了20井次的应用。其中低伤害N2泡沫压裂液体系，对煤层基质的渗透率伤害率为-24.5%，泡沫压裂液促进解吸率比常规氮气泡沫压裂液提高了31.26%，试验井平均砂比达到18.4%。

多层合采耦合及自适应排采技术应用于老厂雨旺、土城-盘关、文家坝先导区30口生产井中，排采时效达95%以上。其中已见气井21口，11口平均日产气量达1 000 m3，最高日产气量突破6 000 m3，实现商业化生产目标，社会经济效益显著。

8 结束语

滇东黔西地区在中国煤层气开发中具有重要区位优势。从地质、钻完井、压裂、排采等方面，总结了“十三五”期间取得的研究进展，形成了滇东黔西地区多薄煤层综合开发技术体系，即①应用关键要素递阶优选法，选取合理参数，建立了适用于多薄煤层区煤层气开发甜点选区选术；②建立了叠置含气系统“三步三指数”煤层气合采产层组优选方法，并提出了基于兼容性分析的合采开发方式；③研发了高封堵易返排强防塌无固相钻井液和强胶结低伤害固井液体系，建立了适用于易塌易漏地层钻完井及储层保护技术；④形成了速钻桥塞分层与多级射孔联作的多煤层分层压裂技术、松软煤层多级脉冲高压气动力射孔诱导起裂压裂、N2泡沫压裂、弱含水煤层前置CO2压裂等四项直井技术；⑤建立了“三段三控”排采优化技术，提出了三段三控合排全过程管控优化模式。滇东黔西地区多薄煤层综合开发技术体系在试验区进行了先导试验，取得了重要突破，为中国滇东黔西地区煤层气开发奠定了基础，推动了贵州省煤层气产业发展。