河南省深部煤系气与地热资源协同共采技术思路探讨

万光南，张 晗，沈权伟，顾 超，白 晨

（河南省地质研究院，河南郑州 450006）

0 引言

我国煤层气资源丰富，据新一轮的资源评价，全国煤层埋深2 000m 以浅煤层气地质资源储量36.81万亿m3，相当于490 亿t 标准煤，与我国陆上常规天然气资源量38 万亿m3基本相当［1］。但由于煤层气储层具有低压、低渗、低饱和特性，单一的煤层气井产量往往较低，直接经济效益较差［2］，在地质条件有利区块，综合勘探开发煤系非常规天然气（煤层气、致密砂岩气和页岩气，简称煤系“三气”）是提高煤层气开发效益的重要途径［2］。煤系气共采技术思路：采用多分支水平井工艺，先钻进直井段，分段开展储层产气性评价，针对产气潜力大储层（煤层、砂岩与页岩层）分别钻进多分支水平井段，完井后对不同水平储层段进行单独或者联合压裂以提高产气量［3-4］。

结合河南省深部煤系气与地热资源分布特征，煤系气多气共采提高工程经济性思路同样可适用煤系气与地热资源共探、共采方面，特别是河南省东部地区，二叠系煤系地层分布面积广、埋深大，煤系气勘探开发潜力大，同时豫东地区地热资源丰富，尤其中深层地热资源开发利用潜力大，为典型沉积盆地型地热资源类型。煤系气与地热资源均属于清洁能源范畴，地热资源同时属于可再生能源，深部煤系气与地热资源共探共采，不仅可以降低煤系气勘探风险，提高资源综合利用效率以及资源综合开发效益，同时对于国家双碳目标实现具有重要现实意义。

本文结合河南省深部煤系气与地热资源赋存条件，分析了气热共探、共采的可行性，依据目前煤系气井管柱结构、开采工艺流程并结合地热资源开发的传统方法以及新技术，分析了气热共探、共采过程中存在的冲突点，并有针对性地提出了技术及工艺流程改进思路，为实现河南省深部煤系气与地热资源协同共采目标进行了有益探索。

1 气热协同共采可行性及冲突点分析

目前河南省地热资源开发利用热储层主要以新近系明化镇组、馆陶组半固结砂岩孔隙型与寒武系—奥陶系灰岩岩溶裂隙型为主。深部煤系气储层主要以二叠系、石炭系山西组与太原组煤层、顶底板砂岩、泥页岩为主。从煤系气储层与热储层的空间叠置关系分析，寒武系—奥陶系岩溶热储位邻石炭系太原组下部，在气热资源赋存有利区块，基于目前成熟钻井技术手段，开展气热综合资源勘探开发具有技术、经济可行性。河南省东部地区深部煤系地层广泛发育，地热资源赋存丰富，这为实现深部煤系气与下部地热资源系统协同开采提供了良好地质背景。

要实现煤系气与地热资源协同共采目标，就需要深入分析煤系气开采工艺流程以及井下排采管柱结构，以及地热开发利用技术，分析气热协同开采过程中可能存在的冲突点，并有针对性的采取技术手段消除冲突环节。

在进行煤系气勘探开发时，一般在圈定有利区块后，首先在区内布置一口直井作为参数井（后续水平井钻进可作为导眼井），通过对含气性较好煤系地层开展射孔、压裂试采，以此评价不同潜在气储层段的产气潜力。对于产气潜力大的储层段随后钻进单分支或多分支水平井段，完井后对不同储层水平段进行单独或者联合压裂，压裂工作结束后，利用排采直井开始进行排水降压以及采气工作。

由于寒武系—奥陶系岩溶裂隙热储层位于煤系地层下部，煤系气参数井从技术上完全可以实现对气、热储层依次开展测试评价工作。具体思路可考虑先开展下部灰岩热储层评价工作，随后采取技术手段将热储层段封隔，开展上部煤系气储层评价工作，从而实现一井多探目标。

通过对以上流程进行分析可知，由于甲烷解吸需要对储层进行排水降压，传统“取水取热”地热开采模式，对于排采井气热共采就存在明显通道冲突问题。再分析先期施工的参数井，为了降低成本，后续水平井施工时，该井可作为导眼井。但为了施工安全，造斜点下部井筒段通常将被封填。按照常规煤系气钻井工艺流程，利用该井开展气热共采工作也存在明显问题。但实际上通过前面分析，该参数井前期是可以依次对气、热储层同时进行开展试验评价工作。

综上所述，按照一般煤系气钻井工艺流程及井身结构，以及传统地热开采模式，气热协同共采存在明显冲突点，要实现该目标，就需要针对以上明显冲突点，对钻井工艺、井身结构以及地热开采方式，针对不同地质条件进行工艺改进、井身结构优化以及资源综合开采方案优化设计。

2 气热资源共探、共采技术思路

2.1 协同共探技术思路

通过上述分析，要实现气热资源协同共采目标就需要从勘探阶段开始统筹考虑，从初期有利区块勘查（包括区域地质调查、物探、气热资源潜力评价等）到前期勘探参数井钻井工作都需要综合考虑气热资源的综合勘探开发。具体勘查工作可根据煤系气与地热资源勘查相关规范，确定资源综合勘查工作方案。

对于气热资源赋存潜力好区块，前期勘探参数井需要综合考虑气、热储层的参数试验工作。对于煤系气储层主要开展储层压力、孔隙度、渗透性、含气性等参数评价，对于有利层段开展压裂试井工作。对于热储层则需开展抽水试验、井温测量、水质化验以及热储层取心及热物性参数测试等工作。

结合河南省深部煤系气与地热资源赋存条件，煤系气资源主要集中在二叠系、石炭系山西组与太原组，寒武系—奥陶系岩溶热储层位于其下部，根据气热储层的空间叠置关系，气热储层试验评价工作可按由下之上的顺序进行，即先开展热储层资源评价工作，完成后封闭下部热储层段，再进行上部煤系气储层资源评价工作。

参数井一般采用三开井身结构，包括表层套管、技术套管以及生产套管，井身结构设计要兼顾采气与采热，如图1 所示。对于灰岩段热储一般采用裸眼成井。完井后洗井工作结束，首先开展灰岩热储层段的抽水试验、测温及水质化验等工作，以获取热储层的水文地质及温度参数。

图1 参数井结构示意Figure 1 Structure diagram of parameter well

热储层参数试验工作结束后，为了避免热储层段对上部煤系气储层段试验评价工作影响，可通过钻井封隔器将下部热储层段与上部煤系气储层段进行隔离，封隔器最大承压范围要大于下部灰岩含水层水头压力以及上部煤系气储层压裂的最大压力，以满足随后对上部煤系气储层压裂过程时的稳定密封隔离。同时封隔器后期可以根据需要自由取出，以满足后期地热水的开采。封隔器放置完成后，随后开展煤系气储层段的储层参数及产气性试验评价工作。若产气前景较差，难以满足工程经济性指标，但地热资源赋存良好，该井可作为地热井使用，实现地热资源的开发利用，从而降低深部煤系气资源勘探风险。若气热资源均赋存良好，后续可利用该井作为主井筒采热，同时采用分支钻井技术，作为导眼井施工煤系气储层段水平井，在水平井段末端布置排采直井实现U形井结构的洞穴对接，完井后在后续压裂、排水采气过程中，结合已探明的地热赋存情况以及开发利用技术，采取适当钻井技术手段以及排采管柱结构设计，实现气热协同共探、共采全过程。

2.2 协同共采技术思路

关于气热协同共采可能存在的冲突点主要在于排采通道的冲突以及煤系气钻井方案设计、开采工艺流程各环节均未考虑地热资源协同开采因素。对此，笔者从钻井工艺流程改进、排采管柱结构设计以及地热资源开发利用传统方式以及新技术等方面，提出了一些适用于不同地热地质条件的深部煤系气与地热协同共采技术思路。

2.2.1 井身结构及工艺流程改进

（1）产气潜力良好、水温水量均满足地热开发要求

通过前期施工的勘探参数直井对气热储层分别试验评价完成后，若煤系气储层段产气潜力良好，下部灰岩热储层水温、水量均满足开发利用要求，考虑利用该直井作为采热通道，同时考虑灰岩地层易于回灌，采用传统“取水取热”开发利用模式提取地下热能。

为提高产气量，降低钻井成本，可利用该井作为导眼井，利用套管开窗技术完成后续分支水平井段施工，造斜点下部井筒不封填而是保留作为采热通道。在水平井施工过程中，灰岩热储段与上部煤系气储层段始终采用井筒封隔器1 进行分隔，以避免灰岩含水层承压水对后续钻井过程产生影响，如图2所示。待水平井段与排采直井通过洞穴对接形成U 形井，水平段压裂工作结束后即将进入排采阶段时，在造斜分支井段下入封隔器2，使其与主直井隔离。同样该封隔器需要满足足够的承压强度，同时在后期修井阶段可以自由取出与再入。另外，由于前期储层产气潜力评价过程中，对应储层段分别进行射孔、压裂工作，储层处于打开状态，为了避免对后续地热水开采产生影响，需采取技术手段将主直井套管射孔段进行永久封堵，聚合物封堵剂是可行技术手段之一［5］。

图2 主直井采热、分支水平井采气Figure 2 Main vertical well for heat recovery and branch horizontal well for CBM production

进入稳定排水采气阶段后，即可将灰岩热储层上部封隔器1 取出，使得深部承压热水上涌至泵室井段，利用潜泵将深部热水提升至地面以提取地下热能。封隔器2同样可以根据后期需要自由取出与放入，以满足后期煤系气排采过程中修井工作需要。由于地热开发利用采用传统“取水取热”模式，还需布置一口回灌井满足地热尾水同层回灌要求。

当煤系气排采阶段进入衰退期，若水平分支井段采用套管完井，可考虑将主直井、水平分支井段与排采直井改造为U 形换热井，如图3 所示。通过注入高导热聚合物封堵剂，将水平井套管射孔段永久封堵，同时封堵过程中高导热聚合物通过套管射孔通道进入煤岩，形成大面积导热网脉，从而显著提高换热效率。主直井采用内外管结构，内管通过封隔器形成下部灰岩热储的热水通道，内、外管环腔则为注入换热工质通道，热储层中地热水通过内管，经过潜泵提取到地面直接换热利用。通过地面利用主直井内外管环腔注入换热工质，通过分支水平井段与围岩进行热交换后，通过排采直井返回至地面，利用热泵机组提取热能。这样就形成了地热水的直接利用与井下换热相结合的地热开发利用方式。

图3 主直井取水、分支水平井换热Figure 3 Main vertical well for hot water intake and branch horizontal well for heat exchange

（2）产气潜力差、水温水量均满足地热开发要求

通过前期储层试验评价工作，当煤系气储层段产气潜力差，缺乏商业开发价值，但下部灰岩岩溶热储层水温、水量满足地热开发利用要求，该参数直井将作为废弃气井转为地热井进行利用。同时只需采取注入聚合物封堵剂等手段将热储层上部煤系气储层套管射孔段进行永久封堵即可。考虑深部煤系气勘探开发存在的较大不确定性，在地热资源有利区块开展气热协同共探共采，可以显著降低勘探风险。

2.2.2 “取热不取水”地热开发新技术应用

上述气热协同共采技术思路，均基于下部灰岩热储层水温、水量较为理想情况。实际对于下部奥陶-寒武系灰岩热储层，通常只在岩溶裂隙或构造发育区具有较强富水性，其它区域富水性差。而地层温度随深度分布相对稳定，总体成逐渐上升趋势，寒武系—奥陶系灰岩热储层可能出现地层温度高但水量不足情况。对于河南省东部广大沉积凹陷区古近系砂岩热储由于成岩性好、泥质含量高同样存在地层温度高、水量小情况，传统地热开发利用方式不适用。对于“有热没水”的地热赋存条件，在气热协同共采过程中考虑“取热不取水”地热开发利用方式。通过井下换热器，注入换热工质与热储层热交换后，利用热泵提取热能。同轴套管、U形对接井以及超长重力热管是目前常研究较多的井下换热方式。

（1）同轴套管换热

地热用井下同轴套管式换热器的结构图如图4所示，分为外套管与内管两部分，外管与内管中心位于同一轴线上。外套管通常采用钢管，导热系数较大且可以起到支撑固定作用，内管则使用热导率低材料。同轴套管换热器取热过程是将换热工质注入井下换热管的环腔内，至井底后沿内管循环上返，其过程类似气举反循环钻井。换热工质在循环过程中与井壁岩层进行换热，由内管流出井下换热器后，利用热泵提取地下热能［6］。

图4 同轴套管换热器结构及换热原理Figure 4 Structure and principle of coaxial tubing heat exchanging

为了提高换热效率，外套管固井材料一般选用导热水泥，换热工质选择除了常用的软化水，也可根据情况选择传热性能更佳的高导热纳米流体。

另外内管材质一般选择热导率低材质如PVC或内管外部采取保温措施如聚氨酯保温层，以降低内外管冷热流体之间传热产生的热损。

气热资源综合开发利用过程中，对于热储层有热无水情况，可采用该方式提取地下热能。井结构整体及气热协同共采流程与图2 类似，不同在于直井段采用同轴套管换热器，在外套管内增加内管结构，利用热泵技术提取地下热能，如图5所示。

图5 同轴套管换热、分支水平井采气Figure 5 Coaxial tubing for heat exchange and branch horizontal well for CBM production

（2）U形井换热

该技术是指通过定向水平井与直井对接，在地下深部地温较高岩层进行贯通形成U 形井结构，如图6所示。完井后循环换热工质通过密闭金属套管与深部高温岩层换热后，在地面利用热泵技术提取地下热能［7］。相对同轴套管换热方式，U 形对接井由于采用定向水平钻井，井下换热面积大，同时封闭式单向循环液最大限度地减少了循环过程中的热损耗，因而整体换热功率大。2016 年陕西煤田地质集团公司完成了国内首个U 形对接井项目，利用U形对接井实现热循环取热。2 100m 的U形深埋管换热系统换热量可达0.48MW［7］。

图6 U形对接井结构Figure 6 U-shaped junction well structure

对于深部地地层温度条件好、用热需求大地区，气热资源综合开发利用时，笔者提出多水平分支U形井技术思路，如图7所示。

图7 双U形对接井气热共采结构Figure7 Dual U-shaped junction well structure for collaborative extraction of CBM and heat

利用分支井钻完井技术，分别施工煤系气储层与灰岩热储层段的水平分支井段，并与排采直井造穴对接，下套管固井、密封性测试完井后形成多水平分支U形井结构。

气储层水平段压裂结束进入排采阶段后，在先期施工的造斜段井套内下入封隔器，以避免采热时换热工质流入煤储层水平井段影响采气。由于换热循环水（通常为软水）与煤系气排采共用排采井管，注入换热水时需控制其在排采井中的液面高度，宜不超过煤储层水平高度，同时结合煤系气排水降压要求控制排采井中整体液面高度，以避免换热水对气储层影响。

气储层中排出的温热水与换热后的温热水混合，通过油泵管提取到地面，由于提取的混合热水包含深部地层水，其矿化度、氯离子等腐蚀性元素含量可能较高，且存在大量煤粉、泥沙等杂质。为了避免长期运行套管内部结垢腐蚀，抽采的热水在地面需经过滤软化处理后再利用热泵提取热能。由于煤系气储层中排出的温热水合并得到利用，提高了地热资源的利用效率。同时由于煤层排出水中的煤粉经过换热水的稀释作用，在煤系气排采过程中可有效降低卡泵几率，确保排采过程的连续性。

最后，当煤系气资源开采枯竭后，可采取技术手段对气储层水平井段进行改造，通过注入高导热性聚合物封堵剂对套管射孔段进行封堵，形成新的导热、换热通道提取地下热能，从而使废弃气井转为地热井使用。以上气热协同共采技术思路的实现，可显著降低深部煤系气资源勘探开发风险，降低开发成本，提高资源综合利用效率。

（3）超长重力热管技术

重力热管是由管壳和工质组成，如图8 所示。其内部结构由下之上分为蒸发段、传输段（绝热段）和冷凝段，利用管内工介质相变传递热量。蒸发段为热端，液态工质在蒸发段受热相变为气体，由于密度差异，气体向上运移至冷凝段（冷端）释放潜热后在冷凝段管壁形成液膜，由于重力作用，液膜沿管壁向下回流至蒸发段液池。如此重复循环，实现热量从热端到冷端的持续传递。

图8 重力热管工作原理Figure 8 Work principle of gravity heat pipe

热管技术目前广泛应用于工业各领域，其导热率可超过任何一种已知金属的热导率［8］。重力热管是热管的一种，与标准热管区别是利用重力实现工质气液相变后从冷端到热端的换热循环，具有导热系数高、无泵驱动等特点。超长重力热管具有蒸发段、传输段长度大特点，可用于提取深部地热能。

基于前人以往关于超长重力热管研究成果，笔者进行适当改进，结合气热协同共采目标，提出了一种超长重力热管结构设计，如图9所示。

图9 超长重力热管结构Figure 9 Structure of extra-long gravity heat pipe

外套管蒸发段位于下部热储层段，中间是绝热段（传输段），上部冷凝段采用专用冷凝换热器，采用内管结构设计，连换热器与储液箱通过内管连接，内管通过密封接头连接外管后直通外管蒸发段底部，位于蒸发段部分内管管壁开有均匀小孔（开孔率可进一步优化），内管末端封闭。整个管路系统要求密封良好，通过真空泵抽真空后，在储液罐内注入换热工质，换热工质可根据不同热储层温度条件选择水、氨水或其它相变换热工质。具体工作原理：打开内管阀门，换热工质由储液罐通过内管注入外管内部，通过内管蒸发段处管壁开孔喷淋在高温蒸发段管壁形成液膜区，液膜顺外管管壁向底部流动过程中不断受热形成液膜核态沸腾，工质即由液态变为气态形成高温蒸气，由于压差作用，高温蒸气向上经传输段流动至冷凝段，通过换热器冷凝释放潜热进行换热，此时工质由气态变为液态后，顺换热器管壁流入储液罐，完成一次换热循环。如此反复，实现对深部热储层蕴含热能的提取与利用。

超长重力热管结构优化设计时，需要考虑携带极限、沸腾极限及干涸极限等传热极限问题。在工质选择、结构设计都要避免出现以上传热极限问题。上述设计采用内管结构，将工质液态流与气态流通道分离，可避免回流液体与上升蒸气之间的摩擦阻力与热交换，有效避免携带极限与干涸极限问题。内管下部蒸发段处管壁采取开孔处理，使回流工质液体直接喷淋在外管高温管壁，有利于形成液膜沸腾，提高换热效率，同时还可明显降低蒸发段液池高度，避免由于液池下部压力过大，工质不易沸腾相变问题。另外通过采用储液罐及流量控制装置，在重力热管长期运行期间，可根据热需求及运行工况对注入工质流量适当控制，提高重力热管运行的稳定性。

为了提高重力热管整体换热效率，可从结构工艺、管材、管壁结构、换热工质等方面优化改进。结构工艺方面包括蒸发段外管与岩壁的热耦合处理以提高导热性，由于超长重力热管传输段通常较长，其隔热处理可有效降低传输过程中的热损。通过外管内壁表面处理工艺处理，使蒸发段、冷凝段管壁具有超亲水、疏水性，以提高热管的换热效率［9］。内管材质考虑选择低热导率材质或采用聚氨酯保温外层以降低热损失。换热工质方面除了常用工质，还可考虑采用高导热纳米工质，提高换热换热工质的液池沸腾与液膜沸腾能力［10-13］。综合以上研究内容，最终实现超长重力热管高效换热以及长期稳定运行。

通过上述分析，在气热协同共采过程中，对于高温热储层，可考虑采用超长重力热管技术提取地热能［14-16］。具体思路与同轴套管换热方案基本一致，如图10 所示。同样利用多分支钻井技术，形成主直井+分支水平井结构，主直井套管作为超长重力热管外管，增加内管、冷凝器、储液罐、真空阀、真空泵及控制模块等配套装置，基于前述关于超长重力热管设计思路并结合实际地质条件，对系统整体结构进行优化设计，最终可实现气热资源协同共采目标［17］。

图10 重力热管换热、分支水平井采气Figure 10 Gravity heat pipe for heat exchange and branch horizontal well for CBM production

3 结论

本文通过深入分析目前煤系气钻井工艺、排采流程，同时结合地热资源传统“取水取热”方式以及“取热不取水”新技术，分析了河南省东部地区煤系气与地热资源协同共探、共采的可行性以及协同开采过程中存在的主要冲突点，并针对主要冲突点提出了对应的解决技术思路。

笔者认为基于目前钻井技术与地热资源开发利用新技术，深部煤系气与地热资源协同共采具备良好的技术可行性。特别对于河南省东部广大地区，深部煤系气与地热资源潜力大，二叠系、石炭系山西组、太原组煤系气储层与寒武系—奥陶系热储层的空间叠置关系，均有利于气热资源共探、共采目标的实现。同时煤系气与地热资源共探、共采还可显著降深部煤系气勘探开发风险与成本，提高资源的综合利用效率与综合开发效益，从工程经济性角度整体分析也具有明显可行性。

通过目前气热协同共采存在的采冲突点分析可以看出，目前河南省煤系气资源勘探开发过程中，资源综合开发利用意识不强，工作目标仅围绕气展开，前期资源调查评价、钻井工艺、井筒结构、排采流程均以找气、采气为目的，缺乏资源综合勘查、综合开发、综合利用思路。基于上述问题，笔者结合石油多分支钻井技术与地热开发利用新技术，从煤系气钻井工艺、井筒结构、气热资源赋存条件以及地热开发利用技术等方面，提出了河南省东部地区深部煤系气与地热资源协同共采的技术思路。

1）要实现气热协同共采目标，需要从前期勘查阶段，确立资源综合勘查思路，从前期资料搜集分析，野外地质调查，勘探井布置、储层评价等工作围绕气热双目标展开，统筹规划，合理布置，制定气热源综合勘查设计方案。

2）前期勘探井布置、设计要综合考虑深部煤系气与热储层参数试验、资源评价工作，合理设计工艺流程，为后续气热资源协同共采方案提供参数依据，实现深部气热资源的协同共探。

3）以往煤系气钻井工艺及井筒结构是制约深部煤系气与地热资源协同共采的主要因素，需要对钻井工艺及井筒结构进行改进，可通过采用石油钻井常用的多分支井钻完井技术，同时对排采工艺进行适当改进，消除采气与采热之间通道冲突问题，制定合理的协同开采流程，从而实现气热资源的综合开发利用。

4）加强地热资源开发利用传统技术的改进与新技术的研究工作，针对传统“取水取热”地热开发利用方式，根据具体地质条件，在气热协同共采过程中，可考虑合并利用煤系气储层射孔、压裂手段对热储层进行改造，以提高地热井产能。针对“取热不取水”地热开发利用新技术，还需要在结构工艺、换热效率、可靠性、降低成本以及地温度场变化影响等方面开展进一步改进与研究工作，特别是长期取热条件下，地下温度场变化所产生的影响，是“取热不取水”地热开发利用方式不可忽视的因素，直接关系到单井热产能问题。目前研究程度相对不足，还需开展进一步的试验研究工作。

开展深部煤系气与地热资源协同共采技术研究与应用，可有效降低深部煤系气勘探风险与开发成本，提高资源综合利用效率与效益，对我国“碳达峰、碳中和”目标的实现具有重要现实意义。