鄂爾多斯東緣柳林示范區(qū)中煤階煤層氣開采配套技術(shù)

趙 軍 孟尚志 郭本廣 莫日和 張 勁 徐 浩

(1.中聯(lián)煤層氣有限責任公司，北京 102200;2.中國石油大學(北京)石油與天然氣工程學院，北京 100000;3.中國地質(zhì)大學(北京)能源學院，北京 100000)

我國陸上埋深2000 m以內(nèi)煤層氣資源量為32.86 ×1012m3，可采資源量為 13.90 ×1012m3。鄂爾多斯盆地東緣蘊藏著豐富的煤層氣資源，預測1500 m以內(nèi)淺煤層氣地質(zhì)資源量約9×1012m3，盆地東緣煤層在太原組和山西組集中發(fā)育，其縱向發(fā)育特征如圖1所示，是實施中煤階煤層氣大井組勘探的理想地區(qū)［3］。

柳林示范區(qū)位于鄂爾多斯盆地東緣河東煤田中部，煤層發(fā)育層數(shù)多，煤層穩(wěn)定且厚度大，煤層含氣量高，煤層氣地質(zhì)條件優(yōu)越。煤田總體呈一個基本向西傾斜的單斜構(gòu)造，屬于呂梁復背斜西翼的一部分，斷層發(fā)育數(shù)量少，水文地質(zhì)條件較為簡單。含煤地層為晚古生界石炭系上統(tǒng)太原組及二疊系下統(tǒng)山西組，總厚為110～180 m，含煤層有8～13層，煤層總厚10～42 m，含煤系數(shù)8% ～12%。目標煤層3#+4#、5#、8#+9#煤層，熱演化程度中等，主要產(chǎn)焦煤，含氣量一般為10～20 m/t，埋深400～1000 m，煤層含氣飽和度為17.90% ～101.83%，平均含氣飽和度為 63.59%，滲透率為(0.29 ～12.72) ×10－3μm2，儲層壓力為正常 — 欠壓。

國內(nèi)中煤階煤層開采的主要工程技術(shù)難點較多。與高煤階煤層相比較，中煤階煤層更軟，割理豐富，鉆井中容易發(fā)生井壁坍塌，儲層容易受到傷害。采用水平井鉆井面臨的工程風險多，導致水平井低產(chǎn)或者工程報廢。煤層氣多分支水平井技術(shù)集成了煤層造洞穴、兩井對接、隨鉆地質(zhì)導向、鉆水平分支井眼、欠平衡等多項先進鉆井技術(shù)，特別適合于開采低滲透儲層的煤層氣［4］。自2004年我國引入多分支水平井技術(shù)以來，實踐表明該技術(shù)很適合我國煤層地質(zhì)條件，是今后我國煤層氣開發(fā)的技術(shù)趨勢［5］。中石油2010年度多分支水平井的施工井數(shù)，達到191口，單井日產(chǎn)氣6000～40000 m3d，是直井的5～10倍［6］。多分支水平井技術(shù)仍存在很多工程技術(shù)問題需要總結(jié)［7－10］。

經(jīng)過技術(shù)攻關(guān)與試驗，柳林地區(qū)初步形成了中煤階煤層氣高效開發(fā)的配套技術(shù)，本文重點介紹富集高產(chǎn)區(qū)預測、鉆完井配套、增產(chǎn)改造和排采等技術(shù)，以及主要創(chuàng)新之處。

1 整體實施效果

1.1 儲量落實和產(chǎn)能建設(shè)

2012年柳林示范區(qū)提交163億m3煤層氣探明地質(zhì)儲量報告，“十一五”期間提交53億m3，全區(qū)總共216億m3。建設(shè)1億m3a煤層氣示范基地，已經(jīng)建成CNG集氣站一座，集氣管已經(jīng)鋪設(shè)8 km。簽訂煤層氣銷售合同，預計2013年6月實現(xiàn)售氣，計劃初期銷售規(guī)模為 10萬 m3d，2013年底達到15 萬 m3d。

圖1 柳林示范區(qū)煤層縱向發(fā)育特征

1.2 鉆井數(shù)量和規(guī)模

截至2012年9月30日，中聯(lián)公司和富地柳林燃氣有限公司在柳林區(qū)塊已施工9組多分支水平井和128口直井，“十二五”期間擬在柳林示范區(qū)共進行26口多分支水平井的生產(chǎn)試驗。

1.3 技術(shù)配套和創(chuàng)新

“十二五”期間圍繞獲得儲量、提高單井產(chǎn)量、建成產(chǎn)能、建設(shè)煤層氣示范基地的目標，以地質(zhì)研究為指導，開展鉆井、壓裂、排采、儲層保護技術(shù)研究與試驗應(yīng)用，取得了豐碩成果。期間提出多分支水平井“鉆井—地質(zhì)—排采一體化”的優(yōu)化設(shè)計方法，突破了斜井連通的多分支水平井技術(shù)技術(shù)，探索成功了3#+4#和5#煤層合采的雙煤層多分支水平井技術(shù)，以及增產(chǎn)改造采用分層投球壓裂、多層共采的技術(shù)等，配套完善了排采工藝和設(shè)備。

2 柳林中煤階煤層氣開發(fā)配套技術(shù)

2.1 富集高產(chǎn)區(qū)研究成果

富集區(qū)和高產(chǎn)區(qū)預測結(jié)果見圖2，示范區(qū)產(chǎn)氣能力高值區(qū)大體呈西北 —東南方向展布，以北部和東部地區(qū)為主，其中楊家坪井組附近為產(chǎn)氣能力的最高值區(qū)，而西部地區(qū)主要為產(chǎn)氣能力低值區(qū)。這主要是由于西部地區(qū)隨之煤層的埋深，煤層滲透率較低，從而導致其產(chǎn)氣能力降低。示范區(qū)水動力場分布特征見圖3，Ⅰ型為高產(chǎn)水徑流區(qū)，位于研究區(qū)東北部地區(qū)，Ⅱ型為低產(chǎn)水徑流區(qū)，位于研究區(qū)東南部，Ⅲ型弱徑流區(qū)—滯流區(qū)，位于研究區(qū)西南深部地區(qū)。太原組8#+9#+10#煤層頂板灰?guī)r含水層及煤系基底奧陶系灰?guī)r裂隙巖溶含水層對太原組煤層氣的開采具有潛在的影響。太原組含水層與山西組含水層之間厚度較大的泥巖類隔水層使二者處于相對獨立的含水系統(tǒng)，幾乎不存在水力聯(lián)系。

圖2 柳林示范區(qū)富集高產(chǎn)區(qū)分布特征

圖3 柳林示范區(qū)水動力場分布特征

通過煤層氣井氣、水產(chǎn)能地質(zhì)控制效應(yīng)研究、煤儲層水動力場特征及開發(fā)地質(zhì)響應(yīng)、煤層氣富集主控因素與有利區(qū)預測等研究，劃定了開發(fā)區(qū)域。優(yōu)選多分支水平井有利區(qū)位于柳林區(qū)塊的東北部，目標煤層是3#+4#和5#煤層，示范區(qū)南部采用直井+套管完井方式開發(fā)3#+4#、5#和8#+9#煤層。

2.2 儲層傷害機理和保護技術(shù)

柳林煙煤儲層的比表面積平均為1.80 m2g，總孔容平均為0.00255 mLg，平均孔直徑 8.205 nm，孔喉特征具有“口小肚大”的特點，一旦儲層受到傷害，就很難恢復。對儲層巖心進行速敏、水敏、堿敏、酸敏、水鎖試驗，結(jié)果表明柳林煙煤儲層傷害平均權(quán)重比為:水鎖(9.355)∶吸附(2.385)∶固相堵塞(1.48)∶水敏(1)，傷害最嚴重的是水鎖，其次是吸附傷害和固相堵塞傷害，最后是水敏傷害。

根據(jù)傷害機理試驗結(jié)果，制定了多分支水平井儲層保護技術(shù)措施，采用“清水+充氣”的欠平衡鉆井技術(shù)保護儲層，排采過程中要求控制液面降低速度等保護措施。

2.3 鉆完井工藝技術(shù)

(1)柳林煙煤儲層“地質(zhì) —鉆井 —排采一體化”的煤層氣多分支水平井優(yōu)化設(shè)計方法。其核心技術(shù)是考慮地應(yīng)力和井眼軌跡的井壁穩(wěn)定技術(shù)、煤層及頂?shù)装搴匦耘c出水定量預測技術(shù)、依據(jù)地層產(chǎn)狀的軌跡優(yōu)化技術(shù)、依據(jù)應(yīng)力場和滲流主方向的軌跡優(yōu)化設(shè)計技術(shù)，有效地預防水平井鉆井的井壁失穩(wěn)和儲層傷害、排采中出水過大和水淹造成的解析壓差難以建立、排采產(chǎn)量過低等工程風險。

(2)示范區(qū)北部常規(guī)多分支水平井鉆完井技術(shù)。示范區(qū)北部煤層3#+4#和5#煤層厚度達到4 m，適宜采用多分支水平井開發(fā)。數(shù)值模擬表明，多分支水平井連續(xù)排采期達10 a，平均單井日產(chǎn)氣8380 m3d，單井平均累計產(chǎn)氣量為2765.36×104m3，10 a末產(chǎn)氣量為4285 m3d。實際完鉆的3口多分支水平井產(chǎn)量達到1萬m3d。其中，CLH－04H井組于2010年3月22日投產(chǎn)，開發(fā)上組煤3#+4#煤層，最高日產(chǎn)氣量達到1.6 萬 m3d，目前井底流壓為 0.54 MPa，穩(wěn)產(chǎn)8500 m3d以上。CLH－04H井和CLH－05H井的排采曲線分別見圖4和圖5。

(3)斜井連通技術(shù)。柳林區(qū)塊地處西北黃土高原地帶，地表大部分被黃土覆蓋，覆蓋在各種地貌上的第四紀黃土層，久經(jīng)風雨流水的侵蝕剝蝕，被逐漸切割成梁峁起伏、溝壑縱橫、山丘交錯、支離破碎的復雜地貌單元。對煤層氣勘探井位的選擇有很大影響，尤其是對常規(guī)多分支水平井的部署要求200～250 m的大井場，井場選擇和征地難度很大，常規(guī)多分支水平井采用直井連通工藝，兩口井地面距離為200～250 m，適用于地面平坦的地區(qū)。示范區(qū)從2011年開始進行斜井連通技術(shù)技術(shù)攻關(guān)試驗，排采井距離工程水平井的井口距離僅僅10 m，排采井在井斜為50°～60°的井段與水平井連通，目前已經(jīng)成功實施了3口此類斜井連通多分支水平井組，為柳林示范區(qū)克服地面不利條件推廣應(yīng)用多分支水平井技術(shù)提供了工程技術(shù)保障。

圖4 CLH－04多分支水平井排采曲線

圖5 CLH－05多分支水平井排采曲線

常規(guī)直井連通的多分支水平井鉆井方式如圖6所示，斜井連通的多分支水平井鉆井方式如圖7所示。

圖6 常規(guī)直井連通的多分支水平井鉆井示意圖

(4)雙目標多分支水平井共采3#+4#和5#煤層技術(shù)。示范區(qū)的3#+4#煤層與5#煤層地層壓力和水動力條件相似，適合合采以提高產(chǎn)量、延長生產(chǎn)周期，直井試驗已經(jīng)成功。如果采用水平井合采這兩組煤層，數(shù)值模擬研究預測單井平均日產(chǎn)氣14780 m3d，單井累計產(chǎn)氣量為4877.72 ×104m3，10 a末產(chǎn)氣量穩(wěn)定在8793 m3d。若氣井連續(xù)排采15 a，單井平均累計產(chǎn)氣量為6107×104m3，平均單井日產(chǎn)氣 12337 m3d。

圖7 斜井連通的多分支水平井鉆井示意圖

2011和2012年完成3#+4#和5#煤層合采的多分支水平井共計4個井組(圖8)，目前日產(chǎn)氣量5萬m3d，已經(jīng)成為柳林示范區(qū)煤層氣多分支水平井的主要示范技術(shù)。

(5)水平井完井方式。目前國內(nèi)多分支水平井的完井方式主要以裸眼完井為主，主井眼及分支井眼完全裸露。由于中階煤煤層性脆、易碎、硬度低，井眼容易發(fā)生坍塌，裸眼完井風險較大。柳林示范區(qū)的水平井采用裸眼完井和篩管方式兩種方式。下入篩管完井方式現(xiàn)場應(yīng)用6口水平井組，有效地預防了煙煤井壁坍塌給完井及排采帶來的風險，并實現(xiàn)了進口篩管國產(chǎn)化，成本降低一半。排采井在目標煤層段采用“下入玻璃鋼套管+造洞穴”的完井方式。

圖8 雙煤層多分支水平井示意圖

(6)示范區(qū)南部鉆完井方式。示范區(qū)南部煤層薄，不適宜部署水平井，主要采用“直井+套管”的鉆完井方式，需要增產(chǎn)壓裂改造才能達到經(jīng)濟開發(fā)目標。

2.4 增產(chǎn)改造技術(shù)

目前，國內(nèi)外煤層氣垂直井增產(chǎn)改造措施主要有水力壓裂改造技術(shù)、注氣驅(qū)替技術(shù)和動力洞穴完井技術(shù)。水力壓裂改造技術(shù)能改善儲層的滲透性以及與井筒的連通性，提高單井產(chǎn)量;水力壓裂產(chǎn)生的裂縫可以通過改變井眼周圍和儲層中的滲流模式，提高“有效井眼半徑”，擴大泄流面積;壓裂還可以在一定程度上消除鉆井施工對近井帶儲層的傷害。水力壓裂適應(yīng)性廣，尤其是低壓低滲煤層，大多采用這種增產(chǎn)措施。

中聯(lián)公司和富地公司在柳林區(qū)塊的27口直井均采用水力壓裂增產(chǎn)措施，增產(chǎn)效果比較明顯。壓裂施工中壓裂液都為活性水壓裂液，添加1%的KCl作為黏土膨脹抑制劑和0.05%的殺菌劑;FL－EP8井和FL－EP9兩口井伴注液態(tài)CO2。支撐劑絕大多數(shù)為蘭州石英砂(20～40目的中砂，12～20目的粗砂)。

針對煤層多且薄的特點，開展了分層投球壓裂、多層共采的增產(chǎn)改造措施，現(xiàn)場試驗6口井，煤層氣單井產(chǎn)量大幅度提高。其中，CLG－02D井3#、4#、5#的壓裂施工曲線見圖9，該井壓后煤層初期產(chǎn)能較高，最高達2776 m3d，后期產(chǎn)氣量穩(wěn)定在1000 m3d左右，生產(chǎn) 1 a以上，目前已經(jīng)累計產(chǎn)氣33.7×104m3。

圖9 CLG－02D井3#+4#、5#煤層投球分壓施工曲線

2.5 排采技術(shù)

(1)柳林區(qū)塊北部各井最高日產(chǎn)水量介于2.3～476.35 m3d，其中除了位于北東區(qū)的 CLH －03V井和CLH－04V井產(chǎn)水較小外，其他各井大都在50 m3d以上。對于區(qū)塊南部，除了FL－EP3井由于靠近區(qū)塊北部產(chǎn)水量較大外，其他井產(chǎn)水量則較小(一般小于 10 m3d)。

(2)針對示范區(qū)南部大部分煤層產(chǎn)水量過低，不足以攜帶煤粉的問題，開展了防煤粉研究與試驗，采用了補水注水來提高煤粉攜帶的技術(shù)，連續(xù)排采5個月未發(fā)生煤粉卡泵事故。

(3)試驗了新型防煤粉泵，在泵上部增加擋閥和扶正器、下部增加沉砂總成、煤粉系統(tǒng)和吸入濾砂管等裝置，能有效地防止砂卡、砂埋抽油泵，減輕泵筒與柱塞之間的磨損。此技術(shù)減少了煤粉的吸入，延長了泵的壽命。

(4)針對斜井連通配套設(shè)計排采技術(shù)措施:采用了“螺桿泵+導向器+短抽油桿+扶正器”的方案，現(xiàn)場排采試驗，連續(xù)排采4個月以上，日產(chǎn)氣10000 m3，效果良好。

3 結(jié)語

中煤階煤層氣采用水平井技術(shù)開采面臨的工程技術(shù)風險主要是水平井鉆井的坍塌、儲層傷害、井眼軌跡不合理導致的排采不暢、以及低產(chǎn)等技術(shù)難題，針對這些工程難點探索提出了“鉆井－地質(zhì)－排采一體化”的優(yōu)化設(shè)計方法，有效地規(guī)避了這些工程風險。

配套形成了柳林示范區(qū)常規(guī)多分支水平井、斜井連通的多分支水平井、雙煤層共采的多分支水平井技術(shù)，以及完井采用PE篩管的完井方式，初步形成了國內(nèi)中煤階煤層氣高效開發(fā)的鉆完井示范技術(shù)。中煤階煤層氣水平井日產(chǎn)氣量達到1.6×104m3d，四口雙煤層氣多分支水平井日產(chǎn)氣量達到5×104m3d。

針對煤層多、煤層薄，單層開發(fā)產(chǎn)量低的難題，配套形成了直井鉆井和套管完井，并采用分層投球壓裂、多層合采的鉆完井和增產(chǎn)改造技術(shù)，直井排采日產(chǎn)氣量達到1500 m3d。

制定了合理的排采工作制度，并針對產(chǎn)水少、煤粉攜帶困難問題創(chuàng)新了補水排采，針對斜井連通改進了增加了導向器和扶正器的螺桿泵系統(tǒng)。

在此提出以下建議:

(1)柳林示范區(qū)的北部適宜多分支水平井開發(fā)，但受到地面黃土塬地貌限制，建議進一步擴大應(yīng)用斜井連通工藝技術(shù)和雙煤層多分支水平井技術(shù)高效開發(fā)。

(2)柳林示范區(qū)南部煤層薄、煤層多，單井產(chǎn)量低，建議進一步優(yōu)選壓裂液，試驗新型納米纖維壓裂液，配合單層投球分層壓裂、多層共采的技術(shù)，提高單井產(chǎn)量。

(3)建議在示范區(qū)南部試驗水平井+分段壓裂改造的鉆完井技術(shù)，共采致密砂巖氣和煤層氣，初步推薦在3#+4#煤層和5#煤層之間的砂巖層儲層鉆水平井，采用裸眼分段壓裂的完井方式，試驗分段改造的壓裂增產(chǎn)技術(shù)，實現(xiàn)致密砂巖氣和煤層氣高效共采。

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