我國煤層氣井增產(chǎn)技術(shù)及問題探討

安 峰，吳明棟，吳海明，雷東記

(1.中石化中原石油工程有限公司 井下特種作業(yè)公司， 河南 濮陽市 457000；2.河北華北石油天成實業(yè)集團有限公司， 河北 任丘市 062550；3.河南理工大學(xué)， 河南 焦作市 454000)

煤層氣是我國非常規(guī)天然氣的重要組成部分，對其進行勘探開發(fā)事關(guān)我國能源轉(zhuǎn)型、煤礦安全和環(huán)境保護三重戰(zhàn)略效益。然而，我國煤儲層滲透率與美國和加拿大相比低1～2個數(shù)量級，煤層地質(zhì)條件較為復(fù)雜，煤層氣井產(chǎn)量普遍較低，導(dǎo)致經(jīng)濟效益欠佳，投資風(fēng)險較大[1]。近年來，我國煤層氣年度勘探投入資金強度逐年下滑，加之頁巖氣的沖擊，煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展舉步維艱。但我國煤層氣資源儲量巨大，若以此現(xiàn)狀發(fā)展下去實為可惜。實際上，阻礙我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的原因，除煤層地質(zhì)條件外，主要原因在于缺乏適合我國煤儲層的有效增產(chǎn)技術(shù)[2-4]。為此，有必要深入分析我國煤層氣井現(xiàn)有增產(chǎn)技術(shù)及存在問題，為煤層氣井增產(chǎn)技術(shù)的發(fā)展提供建議和思考。

1 煤層氣井增產(chǎn)技術(shù)現(xiàn)狀

煤儲層滲透率低是制約我國煤層氣高效開發(fā)的主要地質(zhì)因素，若不實施有效的增產(chǎn)措施，幾乎沒有開采價值。增產(chǎn)技術(shù)就是要借助技術(shù)手段，通過改變煤儲層的滲透性，進而增加煤儲層的導(dǎo)流能力和范圍，目的是誘導(dǎo)距離井筒更遠(yuǎn)處的煤層氣在地層能量（濃度差、壓力差）的驅(qū)使下由高勢能區(qū)向低勢能區(qū)連續(xù)運移。從能量平衡角度來看，煤層氣開發(fā)就是打破地層中原始流體壓力系統(tǒng)中的能量平衡而追求新的動態(tài)能量平衡的過程。而地層流體能量動態(tài)平衡的范圍主要取決于煤層的滲透性，較低的滲透率往往導(dǎo)致壓降漏斗波及的范圍較小，煤層卸壓范圍有限，即能量動態(tài)平衡范圍較小，進而導(dǎo)致煤層氣井僅能采出井筒周圍近距離的煤層氣，僅在開采初期有一定的氣產(chǎn)量，而后氣產(chǎn)量迅速降低。

煤層氣井增產(chǎn)技術(shù)主要有3種：水力壓裂、多元氣體驅(qū)替和多分支水平井技術(shù)。除此之外，還有裸眼洞穴完井技術(shù)、高能氣體壓裂技術(shù)、復(fù)合射孔壓裂技術(shù)、大功率脈沖技術(shù)等，但這些技術(shù)并非我國煤層開發(fā)的主流技術(shù)。基于我國煤層地質(zhì)條件的復(fù)雜性及上述技術(shù)本身的成熟性和適應(yīng)性所限，尚未取得顯著效果和大面積推廣應(yīng)用。水力壓裂是目前我國煤層氣井增產(chǎn)的主體技術(shù)；多元氣體驅(qū)替技術(shù)因技術(shù)、經(jīng)濟等原因目前仍處于試驗探索階段，在我國還沒有得到商業(yè)化應(yīng)用；多分支水平井因其單井產(chǎn)量高、采收率高、生產(chǎn)周期短等特點在低滲透、高硬度、煤層厚度穩(wěn)定且適中、構(gòu)造簡單的地區(qū)取得了良好的開采效果。在整體上我國的多分支水平井鉆井?dāng)?shù)逐年攀升，將是未來增產(chǎn)的主要技術(shù)手段。

2 煤層氣井主要增產(chǎn)技術(shù)問題及思考

2.1 水力壓裂技術(shù)

煤層氣井水力壓裂增產(chǎn)的主要機理為：通過地面設(shè)備，將壓裂液在大排量高壓條件下注入煤層氣井中，當(dāng)壓力超過煤層抗壓強度后，煤層裂縫張開并開始延伸，在煤層中形成主裂縫和大量的次生裂縫和裂隙，溝通煤層原生裂隙，增加煤層滲透率。

水力壓裂的重點是根據(jù)煤層地質(zhì)條件選擇適宜的壓裂液[5]，壓裂液的選擇主要考慮兩個方面，一是壓裂液的造縫能力和支撐劑攜帶能力，造縫能力主要在于壓裂液的粘彈性能優(yōu)劣，支撐劑攜帶能力直接影響有效支撐裂縫的范圍。二是壓裂液對煤儲層的傷害程度，壓裂過程中必然伴隨壓裂液的濾失，及不能完全返排的客觀事實，這就會導(dǎo)致部分壓裂液被吸附而堵塞煤體孔裂隙，導(dǎo)致煤層滲透率下降，因此水力壓裂技術(shù)壓裂液是關(guān)鍵所在。

常見的壓裂液主要有活性水壓裂液、清潔壓裂液、凍膠壓裂液、線性膠壓裂液、泡沫壓裂液、清水壓裂液等，這些壓裂液都具有明顯的優(yōu)缺點和儲層適應(yīng)性。如活性水壓裂液具有配制簡單、污染小、價格低廉、防膨性能好等優(yōu)點，但存在攜砂能力差，裂縫短，濾失量大等缺點；再如凍膠、線性膠壓裂液具有造縫和攜砂能力強，儲層傷害小等明顯優(yōu)勢，但存在破膠和返排困難的劣勢；又如泡沫壓裂液具有攜砂能力強、易返排等優(yōu)點，但存在穩(wěn)定性泡沫制備困難、成本高的不足。針對我國不同煤層地質(zhì)條件，開發(fā)適宜的壓裂液是發(fā)展水力壓裂技術(shù)的關(guān)鍵瓶頸。

國外大多數(shù)煤層氣井依靠水力壓裂技術(shù)能夠獲得可觀的產(chǎn)氣量，效果顯著，同樣的技術(shù)用在我國煤層氣井增產(chǎn)改造，效果卻相差甚遠(yuǎn)。一方面歸因于煤級、滲透率、地質(zhì)條件的差異性致使直接套用國外技術(shù)造成的水土不服；另一方面應(yīng)歸因于壓裂液的性能。前期我國用于水力壓裂的壓裂液主要是活性水和清潔壓裂液，因煤儲層滲透性較低，裂縫開啟速度和規(guī)模必然受限，勢必造成在此兩種本來攜砂能力就較弱的壓裂液條件下，砂子大量堆積在井筒附近，不僅影響了造縫長度，還導(dǎo)致支撐劑不能被及時送至新形成的裂縫前端，而喪失有效支撐，加之濾失量較大對儲層的強烈傷害，壓裂效果自然不夠理想。

鑒于美國在圣胡安盆地開展的 N2和CO2泡沫壓裂技術(shù)的成功，以及泡沫壓裂液攜砂和造縫能力強、濾失量小、返排率高，儲層污染小，以及可增加煤儲層流體能量等優(yōu)勢，我國嘗試引進國外泡沫壓裂技術(shù)并開展了工程實踐，但因泡沫穩(wěn)定性和設(shè)備等技術(shù)，以及高昂的成本所限制，至今尚未大面積推廣應(yīng)用，有關(guān)泡沫壓裂液的性能及煤層地質(zhì)條件下的造縫機理、影響因素及適應(yīng)性尚待深入探討，研究配比出特定地層條件下具有良好穩(wěn)定性和壓裂效果的泡沫壓裂液，是該技術(shù)進一步發(fā)展的關(guān)鍵。

2.2 多元氣體驅(qū)替技術(shù)

多元氣體驅(qū)替技術(shù)又稱注氣增產(chǎn)技術(shù)，最初主要用于石油和天然氣的開采，以提高其采出率。氣體驅(qū)替煤層氣技術(shù)是向煤儲層注入N2或CO2氣體來增加地層流體能量，改變壓力傳導(dǎo)特性，增加煤層氣擴散速率，從而達到提高煤層氣井產(chǎn)量和采收率的目的[6]。

煤層氣井排采過程中，隨著儲層壓力的降低，供給儲層中流體流向井筒所需要的能量會逐漸減少，經(jīng)穩(wěn)定生產(chǎn)階段后產(chǎn)氣量開始逐漸下降。若儲層為富水性，產(chǎn)水階段會延長，產(chǎn)水量增加，煤層氣產(chǎn)出時間會嚴(yán)重滯后。通過向煤儲層中注入大量氣體，可以起到提高煤儲層氣體壓力的作用，即增加儲層壓力，有助于改善流體滲流速度，可為煤層氣產(chǎn)出過程提供地層能量，克服因流體壓力不足而導(dǎo)致產(chǎn)能下降過快的缺陷，能夠使煤儲層中的流體壓力梯度保持在一個較高的穩(wěn)定水平。

根據(jù)注入氣體成分的不同，可分為注入CO2增產(chǎn)、注入 N2增產(chǎn)或二者按照一定比例聯(lián)合注入增產(chǎn)等方式。注入 CO2增產(chǎn)的原理包括“置換”和“驅(qū)動”兩方面，“置換”原理在于煤對不同成分氣體的吸附能力存在差異性，具體而言，煤吸附CO2的能力大約是CH4的2倍，因此大量高壓CO2氣體注入煤層后，會與吸附能力較弱的CH4形成競爭吸附，占據(jù)煤孔隙中的CH4吸附位，并將其置換出來，進而增加CH4的解吸率，提高CH4采收率。“驅(qū)動”原理在于注入的CO2氣體會降低CH4在煤中的吸附分壓，加快CH4的解吸速率，待CH4解吸后，CO2便牢牢的占據(jù)了煤中的孔裂隙，即被存儲起來。

注入N2增產(chǎn)的機制與CO2驅(qū)替不同。由于煤對CH4的吸附能力是N2的2倍，故不能以競爭吸附的方式來實現(xiàn)置換 CH4。主要是靠大量 N2的注入降低CH4的吸附分壓，為儲層提供能力，使儲層能夠維持比較高的壓力梯度。也正是基于此，實際生產(chǎn)過程中，N2會隨CH4一起經(jīng)煤體內(nèi)部孔裂隙結(jié)構(gòu)后流入抽采井。

目前注氣增產(chǎn)技術(shù)在世界范圍內(nèi)尚未得到商業(yè)化應(yīng)用，仍處于試驗階段。前有美國、加拿大等國家開展過先導(dǎo)性試驗，在注入CO2增產(chǎn)方面，美國于2001年在全球首次開展了煤層氣井CO2驅(qū)替現(xiàn)場試驗，煤層氣采收率高達95%，但后來發(fā)現(xiàn)，CO2注入后，煤層滲透率降低了近2個數(shù)量級。我國于2004年在沁水盆地南部柿莊區(qū)塊，對TL-003井3號煤層進行了注入CO2增產(chǎn)微型先導(dǎo)性實驗，煤層氣產(chǎn)出量和采收率有所提高[7-8]。

在注入N2增產(chǎn)方面，加拿大于1998年開始在阿爾伯達省的Fenn-Big Valley地區(qū)的Mannville煤層中采用注入N2和CO2混合氣體的方式共完成了4口煤層氣井的微型先導(dǎo)性試驗[9]。試驗發(fā)現(xiàn)在其中一口注入 CO2的煤層井中，煤層滲透率從最初的3.56 md降到了0.98 md；隨后在該井中又注入煙道氣（87%N2，13%CO2）大約110 t，絕對滲透率從0.98 md分別增加到近井區(qū)的23.7 md和遠(yuǎn)井區(qū)的8.3 md。在另一口井中先后注入100% N210 t和煙道氣（53%N2，47%CO2）120 t，結(jié)果煤層絕對滲透率從1.18 md增加到18.8 md。整個試驗表明，注入純 CO2會使煤層的滲透率大幅降低，相反，注N2可以使煤層的滲透率增加，對于混合氣體的注入，存在一個最佳的注入氣成分比（CO2/N2）。

因注入單純CO2會導(dǎo)致煤基質(zhì)膨脹，降低煤儲層滲透率，故僅靠注入CO2來提高煤層氣采收率的效果是有限的，甚至可能適得其反。就我國煤儲層而言，若僅依靠CO2的驅(qū)替效應(yīng)來提高煤層氣采收率，而不考慮提高CO2注入壓力，借助CO2在煤層中形成新的裂隙來彌補因煤體大量吸附CO2而引起的煤基質(zhì)膨脹對滲透率的負(fù)效應(yīng)，在工程試驗的后期CO2的注入將越發(fā)困難，從而導(dǎo)致工程的失敗。另外，若單純注入CO2提高煤層氣井采收率，對于構(gòu)造煤發(fā)育的區(qū)域，會增加煤炭開采過程中CO2突出的危險性。單純注入 N2雖然有利于提高煤儲層滲透率，但因煤對 N2的吸附能力較弱，抽采過程中會伴隨大量 N2同時采出，會導(dǎo)致煤層氣純度降低，而且后期還需要將N2分離出來才能加以利用。

國內(nèi)外學(xué)者開展了不同比例N2和CO2混合氣體的注入增產(chǎn)實驗[10-14]，發(fā)現(xiàn) N2和 CO2的混合氣注入兼具CO2的競爭吸附和N2的增滲和減災(zāi)效果。對于我國低滲可采的原生結(jié)構(gòu)煤儲層而言，可能是一種有效的驅(qū)替增產(chǎn)措施，研究煤與多元氣體之間的相互作用關(guān)系及尋求不同氣藏條件下對儲層滲透率傷害小又能最大化煤層氣產(chǎn)出率的最佳注入氣成分比（CO2/ N2）是目前多元氣體驅(qū)替技術(shù)的關(guān)鍵問題。

2.3 多分支水平井技術(shù)

多分支水平井又稱為羽狀水平井，是在常規(guī)水平井和分支井的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的集鉆井、完井及增產(chǎn)措施為一體的煤層改造技術(shù)。該技術(shù)由美國CDX國際公司研發(fā)，目前這一技術(shù)開采的煤層氣總產(chǎn)量占美國的10%，日產(chǎn)氣量占美國的6%[15]。我國第一口煤層氣多分支水平井，由奧瑞安國際能源公司于2004年11月完成，煤層中水平井眼總長度7687 m，共13個分支，煤層氣穩(wěn)定產(chǎn)量達到2萬m3/d。而常規(guī)煤層氣直井穩(wěn)定最高產(chǎn)氣量在1000～2000 m3/d，絕大多數(shù)井日產(chǎn)氣只有幾百立方米。

在鉆井方面，最佳水平井眼方向的確定往往比較困難，實踐證明水平井與最大滲透率方向的夾角越大，水平井產(chǎn)能指數(shù)越大，所以水平井眼應(yīng)垂直于綜合滲透率方向，故井眼軌跡的精確控制非常關(guān)鍵。在分支井方面，在特定的煤層地質(zhì)條件下，應(yīng)該存在一個最優(yōu)的分支間距、分支點位置、分支與主井眼夾角、分支長度與數(shù)量等參數(shù)，既能保證較大的控制面積，又能保證分支間的互相影響，而綜合評價多分支水平井的開發(fā)效果，同時設(shè)計分支井的最佳方案，就需要借助數(shù)學(xué)模型和數(shù)值模擬技術(shù)，因此必須加強多分支水平井增產(chǎn)的機理和產(chǎn)量預(yù)測模型的建立和模擬技術(shù)研究，然后通過數(shù)學(xué)建模和數(shù)值模擬技術(shù)分析特定地質(zhì)條件下的最優(yōu)設(shè)計，分析影響產(chǎn)能的因素。井壁穩(wěn)定技術(shù)是多分支水平井能否成功的又一關(guān)鍵因素，井身結(jié)構(gòu)設(shè)計的完美性、鉆井液的合理控制以及穩(wěn)定井眼技術(shù)是解決井壁穩(wěn)定問題的關(guān)鍵所在。

3 結(jié) 論

技術(shù)裝備水平低已經(jīng)成為制約我國煤層氣地面井產(chǎn)能快速突破的主要原因。同樣的增產(chǎn)技術(shù)，增產(chǎn)效果卻遠(yuǎn)不及國外，一方面要確實弄清開發(fā)地區(qū)的煤層地質(zhì)條件和物性特征，另一方面亟需優(yōu)化增產(chǎn)措施的適用性，和技術(shù)裝備創(chuàng)新帶動產(chǎn)能突破。

水力壓裂技術(shù)急需研究適合我國煤儲層特點的傷害小、造縫和攜砂效果好的壓裂液，多元氣體驅(qū)替技術(shù)繼續(xù)尋求不同煤層地質(zhì)條件下對儲層滲流率傷害小又能最大化煤層氣產(chǎn)出率的最佳注入氣成分比（CO2/ N2），多分支水平井技術(shù)需要優(yōu)化特定煤層地質(zhì)條件下的分支井的最佳方案，井壁穩(wěn)定技術(shù)是多分支水平井能否成功的關(guān)鍵所在。