延川南深部煤層氣勘探開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)和對策

吳聿元，陳貞龍

（中國石化華東油氣分公司，江蘇南京210000）

根據(jù)我國煤層氣資源評價方法研究及勘探實踐，將煤層埋深≥1 000 m定義為深部。目前我國及世界主要國家煤層氣勘探開發(fā)的目的煤層埋深集中在1 000 m以淺，而深部煤層中天然氣資源更為豐富，在世界范圍內(nèi)有超過47.6×1012m3的煤層氣資源賦存在深部煤層中；據(jù)國土資源部新一輪全國油氣資源評價成果，我國2 000 m以淺煤層氣資源量為30.05×1012m3，其中1 000～2 000 m 資源量為18.87×1012m3，占62.8%，由此發(fā)現(xiàn)我國煤層氣資源主要賦存在深部煤層中，開發(fā)潛力巨大[1]。

20世紀90年代我國在滇東黔西、沁水、鄂爾多斯、準噶爾等地區(qū)開始了深部煤層氣勘探試驗。1990年在黔西盤關向斜部署黔紅2井等，煤層埋深超過1 000 m，日產(chǎn)氣量僅有幾十立方米；1993年在準噶爾盆地彩南地區(qū)東道海子北斷裂附近鉆探彩17井和彩19井，測試了埋深2 500 m以深八道灣組煤層，獲日產(chǎn)2 000～4 000 m3天然氣，首次在深部煤層測試中取得突破。近年來，在沁水盆地鄭莊區(qū)塊鄭60井3號煤埋深1 337 m，日產(chǎn)氣2 336 m3。鄂爾多斯盆地三交北某井5號煤埋深2 036 m，試氣點火，套壓3.4 MPa，瞬時產(chǎn)量達1.84×104m3/d?？傮w來看，深部煤層氣僅在我國局部取得了突破，但勘探開發(fā)整體還處于起步階段，主要原因是深部煤層氣儲層應力大、壓力高、壓裂工藝比較復雜，煤儲層非均質性更加顯著，導致氣藏表現(xiàn)出顯著的分區(qū)特征，不同區(qū)域地應力、滲透率差異較大。不相適應的開發(fā)技術造成儲量動用程度低、單井低產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)周期短等問題，高效開發(fā)難度大，尚未形成規(guī)模化商業(yè)開發(fā)[2-3]。

經(jīng)過近十年的探索，中國石化華東油氣分公司率先在深部煤層氣領域的勘探開發(fā)取得了積極進展，制定了“選區(qū)評價—單井突破—小井組先導—大井組試驗—整體開發(fā)”工作流程。在“十三五”末，建成了中國石化第一個煤層氣田——延川南煤層氣田。具備了日產(chǎn)百萬立方米氣生產(chǎn)能力，氣田＞1 000 m的井占74%，日產(chǎn)氣110×104m3，平均單井日產(chǎn)1 390 m3，使延川南煤層氣田成為我國第一個規(guī)?；度肷虡I(yè)開發(fā)的深部煤層氣田[4-5]，形成了深部煤層氣勘探開發(fā)理論和配套技術，促進了我國深部煤層氣地質理論的發(fā)展和完善。

1 地質特征

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，構造上屬于晉西撓褶帶南端、汾渭地塹的西北部，工區(qū)北至吉縣，東至鄉(xiāng)寧縣城，南抵河津市，西臨宜川。主力含煤層系為二疊系山西組，整體為一傾向北西的單斜構造，中部西掌斷裂帶將氣田分為譚坪、萬寶山2個構造帶（圖1）。主力煤層埋深分布于800～1 600 m，從東部的譚坪構造帶至西部的萬寶山構造帶埋深逐漸加大?？傮w上煤層埋深呈東南淺、西北深的趨勢，其中譚坪構造帶主力煤層埋深淺于1 000 m，平均深約880 m，萬寶山構造帶主力煤層埋深1 000～1 550 m，平均埋深約1 280 m。

圖1 延川南煤層氣田2號煤層構造Fig.1 Structure of 2#coal seam in South Yanchuan CBM Gas Field

延川南區(qū)塊2號煤層厚度平面上呈東南厚、向北部及西部有所減薄，煤層厚度2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m（表1）。厚煤區(qū)主要分布于譚坪區(qū)塊，平均厚達5.3 m，煤層平均厚度約6 m。西部萬寶山區(qū)塊煤層分布較穩(wěn)定，單層厚度一般＞3 m，煤層厚度變化與沉積微相的展布規(guī)律基本一致。主力煤層鏡質組含量在67.6%～89.2%，平均75.3%；惰質組含量為4.4%～33.5%，平均15.6%；殼質組含量為0～6.3%，平均2.6%，鏡質組含氣量較高，有利于煤層割理裂隙生成，儲層物性變好。灰分產(chǎn)率為5.4%～36.0%，平均值為12.4%，屬于特低灰—低灰煤，反映成煤沉積環(huán)境較為穩(wěn)定。垂向上呈先增高后降低的規(guī)律，靠近頂、底板處灰分產(chǎn)率較低。實測含氣量8～22 m3/t，平均約12 m3/t，自東部譚坪構造帶往西至萬寶山構造帶隨埋深增加含氣量逐漸增大。單斜構造、斷層不發(fā)育，處于弱徑流—滯留水動力條件，壓力系數(shù)0.4～0.8；受埋深影響煤儲層低孔、低滲，孔隙度一般3%～6.7%，滲透率普遍＜1×10-3μm2，整體上具備煤層氣開發(fā)的有利地質條件。

表1 延川南區(qū)塊煤儲層參數(shù)基礎Table1 Parameters of coal reservoir in South Yanchuan area

2 深部煤層氣勘探開發(fā)進展

近年來，立足鄂爾多斯盆地東南緣延川南深部煤層氣地質特點，以富集高產(chǎn)主控因素為主線，突出沉積、構造、水動力、地應力、物性等關鍵要素精細研究。持續(xù)開展勘探開發(fā)技術攻關，不斷優(yōu)化和完善配套技術，逐步形成了深部高階煤層氣勘探開發(fā)地質理論以及工程工藝技術系列，著力做好“優(yōu)選甜點區(qū)、精細化排采、低成本施工”，為同類型的深部煤層氣產(chǎn)能建設經(jīng)濟有效開發(fā)提供了技術支撐，為推動我國在深部煤層氣領域實現(xiàn)煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展開辟了新的發(fā)展方向和技術支撐[6-9]。

2.1 完善深部煤層氣富集高產(chǎn)地質理論

2.1.1 建立了深部煤層氣選區(qū)綜合評價技術系列

煤層氣的富集成藏條件和采氣方式與常規(guī)油氣以及固體煤層均不同，選區(qū)評價參數(shù)也有其特殊性。在對評價參數(shù)進行量化分類基礎上，建立了中高階含煤區(qū)帶統(tǒng)一的評價標準及體系。按物質基礎、保存條件和經(jīng)濟性進行分類，以資源、保存、可采條件為核心，突出資源豐度、水文地質特征、滲透率、有效應力研究，優(yōu)選深部中高階煤3大因素9小項靜態(tài)指標（表2），包括：①含氣量；②煤層厚度；③壓力系數(shù)；④構造條件；⑤水文條件；⑥頂?shù)装鍡l件；⑦地應力；⑧煤體結構；⑨滲透率。結合技術經(jīng)濟評價指標，建立了煤層氣目標區(qū)優(yōu)選指標體系；以及以煤體結構精細識別為核心的不同尺度儲層參數(shù)指標耦合評價體系，通過測井參數(shù)間的優(yōu)化組合與對比篩選，制定敏感性強的定量識別煤體結構指數(shù)的圖版，有效解決了多、薄煤層煤層氣選層的關鍵技術難題。

2.1.2 提出深部煤層氣富集高產(chǎn)“五要素”協(xié)同控制理論

根據(jù)延川南深部煤層氣地質特點和勘探開發(fā)實踐，提出了深部煤層氣“五要素”富集高產(chǎn)協(xié)同控制理論（圖2）。

1）沉積控煤

延川南煤層氣田儲層主要發(fā)育中位森林泥炭沼澤相，煤層厚度大、結構簡單。平面上呈“南北成帶、東西分塊”，中部及東南部主要發(fā)育中位森林泥炭沼澤相，西部為低位森林泥炭沼澤相，東北部為高位森林泥炭沼澤相。

2）構造控藏

構造演化主導生烴過程，經(jīng)歷了兩次生氣，三疊紀深埋達到氣煤階段，晚侏羅-早白堊世二次生氣達到現(xiàn)今煤級階段。甲烷碳同位素為-2.942%～-3.848%，平均為-3.547%，屬典型的熱成因氣；現(xiàn)今構造次級低幅隆起區(qū)，逆斷層封閉性較好，煤層氣含氣量相對較高。

3）水動力控氣

東部譚坪構造帶產(chǎn)出水以NaHCO3型、礦化度在3 000～5 000 mg/L為主，水動力強度高于以CaCl2型、礦化度在5 000～100 000 mg/L為主的西部萬寶山構造帶，水動力流動方向由高勢區(qū)流向低勢區(qū)，煤層含氣量由東部的徑流區(qū)往西部滯流區(qū)逐漸增大，即弱徑流—滯流區(qū)煤層含氣量高于徑流區(qū)。

4）地應力控滲

地應力總體隨著埋深的增加逐步增大，譚坪構造帶地應力較小，煤層割理和裂隙相對發(fā)育，儲層壓裂改造難度小。萬寶山靠近中部斷裂帶的推覆構造軸部受構造活動影響，地應力釋放，儲層具備較好可改造性，是萬寶山構造帶的地質和工程甜點區(qū)。后期產(chǎn)氣效果證實了該區(qū)的高產(chǎn)潛力，隨著向西部埋深的進一步加深，埋深超過1 100 m后，最小水平主應力顯著增加，超過23 MPa，儲層破裂壓力達到45 MPa以上，儲層的可改造性迅速下降，嚴重影響了煤層氣開發(fā)效果。

表2 中高階煤煤層氣有利區(qū)評價指標標準Table2 Evaluation index standard for favorable area of coalbed methane in medium and high rank coal

圖2 深部煤層氣“五要素”協(xié)同控制地質理論Fig.2 Geological theory of“five factors”for coordinated control of deep CBM

5）物性控產(chǎn)

物性特征決定了氣井開發(fā)效果，原始滲透率越高，壓裂改造半縫越長、流體滲流越容易，高產(chǎn)井主要集中分布在高滲富氣區(qū)，滲透率＞0.1×10-3μm2氣井產(chǎn)量大幅增長。

2.2 制定了深部煤層氣開發(fā)的精細化排采制度

煤層氣井排采制度設置是否合理有效，對煤層氣井后期產(chǎn)能有直接影響。延川南經(jīng)過多年排采實踐，形成以見氣前產(chǎn)水量最大化的排采理念，對低壓、低滲高階煤儲層的排采認識取得了重大轉變，突出了產(chǎn)水的重要性。從初期的“持續(xù)降壓—采氣”轉變?yōu)椤熬徛潘A梯降壓—高效解吸”理念，形成了見氣前多排水、增大泄壓體積，見氣后控制氣相流動為原則的排采制度，在不破壞煤巖儲層物性的前提下，實現(xiàn)單井見氣前產(chǎn)液量的最大化，在保證產(chǎn)量的同時兼顧經(jīng)濟效益的時效性。

以物理模擬應力試驗為基礎，量化排液降壓的強度降低單向流階段排采速度，降低應力敏感。依據(jù)解吸滲流理論，推導解吸方程，確定排采管理階段的關鍵壓力點，創(chuàng)建了煤層氣井儲層—井筒—排采工藝一體化動態(tài)預測模型，構建了流固耦合儲層滲透率動態(tài)變化方程，制定基于物理模擬實驗、吸附解吸機理為依據(jù)的排采控制技術。精細化排采技術以壓力均衡提高返排、儲層整體有效降壓為核心，單向流階段自儲層壓力穩(wěn)壓生產(chǎn)，雙相流階段建立解吸效率方程，推導關鍵壓力點劃分控制階段，最大限度降低應力敏感，建立了“五段四壓四控”排采制度。有效保障了氣井的長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)（圖3）。

圖3 排采制度及產(chǎn)氣、產(chǎn)液效果優(yōu)化對比Fig.3 Optimization and comparison of exhaust system and gas and liquid production effects

2.2.1 見氣前單相流階段

確定氣井見氣前單相流階段合理的排采強度，即控制排采初期動液面下降速率，最大限度降低應力敏感效應是初期排采的關鍵，以最大限度提高泄壓體積為目的，自儲層壓力點開始穩(wěn)流壓生產(chǎn)，最大限度緩解降壓裂隙閉合產(chǎn)生的壓敏。

以“平衡排采、階梯降壓”為指導思想，遵循地層供液能力穩(wěn)定排采，日產(chǎn)液等于地層日供液能力，保持穩(wěn)流壓生產(chǎn)，平衡排采可以降低應力敏感，延長高效排水時間，提高累產(chǎn)液。隨著排采地層供液能力逐漸降低，當?shù)貙庸┮耗芰Φ陀诋斍叭债a(chǎn)液時，流壓開始下降，此時要摸索當前地層供液能力，主動降低日產(chǎn)液，達到平衡時繼續(xù)穩(wěn)流壓生產(chǎn)。優(yōu)化調整排水周期為9個月，使解吸前的產(chǎn)液量隨流壓的緩慢下降較之前有了大幅度提高，實現(xiàn)泄壓體積的進一步擴大，累產(chǎn)氣也實現(xiàn)了極大地提高，保證了單井長時間穩(wěn)產(chǎn)的開發(fā)效果。

2.2.2 見氣后雙向流階段

煤層氣井在產(chǎn)氣后，由于井筒附近流相的突然改變，由原來的單相流變?yōu)閮上嗔?，煤層井產(chǎn)液量降低，在原來工作制度下，排采強度將會迅速加大，這時的首要任務是要通過改變工作制度降低煤層氣井排采強度，實現(xiàn)對套管壓力、井底壓力和氣水產(chǎn)量的合理控制。由于此時套管壓力、動液面、氣水產(chǎn)量變化非常頻繁，控產(chǎn)方式以控制井底壓力為主，主要表現(xiàn)為對峰值產(chǎn)量、峰產(chǎn)時間和壓降速度的控制。

從煤層解吸特征的差異性入手定量劃分解吸階段，以等溫吸附實驗為基礎，建立求取方程表征煤層氣解吸效率η、解吸效率曲率KL，最終求取轉折壓力Ptu和敏感壓力Pse，見氣后階段定量劃分為3個階段：緩慢解吸、快速解吸和敏感解吸階段，具體求取過程如下（圖4）。

基于等溫吸附試驗，引入解吸效率的概念，定義為單位壓降下每噸煤的解吸量，定量表示為不同儲集層壓力下煤層氣解吸量，表征為煤層氣等溫吸附方程吸附量的一階導數(shù)：

其中

引入曲率表征解吸效率曲線，代入等溫吸附方程吸附量的二階導數(shù)，推導出將解吸曲線曲率駐點對應的壓力定義為轉折壓力Ptu:

對解吸曲線曲率求二階導數(shù)，曲線上為零的兩點為解吸曲線曲率曲線的拐點，將其分別定義為啟動壓力Pst和敏感壓力Pse，推導出：

圖4 等溫吸附曲線推導過程Fig.4 Derivation process of isothermal adsorption curve

式（1）—式（3）中：η為解吸效率，m3/（t·MPa）；V′為煤層氣吸附量一階導數(shù)；VL為蘭式體積，m3/t；PL為蘭式壓力，MPa；P為儲層壓力，MPa；Ptu為轉折壓力，MPa；Pst為啟動壓力，MPa；Pse為敏感壓力，MPa。

依據(jù)解吸階段的精細劃分，確定了萬寶山、譚坪不同構造帶的轉折壓力與敏感壓力。轉折壓力：萬寶山6.5 MPa，譚坪4.6 MPa；敏感壓力：萬寶山3.2 MPa，譚坪2.2 MPa（圖5）。對見氣后不同構造條件的排采關鍵點實現(xiàn)了定量化控制，指導了排采階段的精細化控制，保障了產(chǎn)量的有序穩(wěn)定上產(chǎn)。

圖5 萬寶山、譚坪構造帶等溫吸附曲線對比Fig.5 Comparison of isothermal adsorption curves between Wanbaoshan and Tanping tectonic zones

2.3 創(chuàng)新深部煤層氣低成本工程工藝技術

2.3.1 鉆完井技術

氣田內(nèi)為黃土塬地貌，山巒起伏，溝壑縱橫，地面條件復雜，開發(fā)井網(wǎng)部署難，地面工程成本高。因此，在煤層氣田產(chǎn)能建設過程中創(chuàng)新采用“串枝化”施工，地上地下一體化，干道先行、水電配套，平臺串枝推進、流水施工，各平臺鉆井、壓裂、排采依序作業(yè)無縫銜接，該施工方式減少設備搬家距離，單平臺節(jié)省產(chǎn)建時間5 d，提高了施工速度。

“井工廠”模式是用較小的井場部署較多數(shù)量的井，即流水線式作業(yè)批量化，無縫隙、無怠工對同平臺井進行的鉆井作業(yè)，確保工序與工序之間無縫銜接以優(yōu)化征地費用及鉆井費用，對延川南煤層氣田的產(chǎn)能建設產(chǎn)生了積極影響（圖6）。具體技術包括：①鉆井部署及順序優(yōu)化技術，實現(xiàn)設備利用的最大化，多口井依次一開、固井，依次二開、固井，二開一趟鉆完成（圖7）；②鉆機裝備快速移動技術，優(yōu)化鉆機選型，采用棘輪棘爪式移動裝置，該裝置每次步進500 mm，移動距離大，速度快；③井間防碰技術，采取井口與地質靶點呈輻射狀連接的設計方案，在井眼軌道設計時進行“預放大”，從源頭上減少井眼的碰撞幾率；④鉆井液重復利用技術，減少泥漿的轉換，多口井一開、二開泥漿體系相同，重復利用；平均鉆井周期由16.55 d縮短至14.87 d，同比縮短10.15%。平均機械鉆速由7.2 m/h 提高至9.52 m/h，同比提高32.22%。平均鉆機臺月效率由1 756.35 m/臺月提高至3 059.36 m/臺月，同比提高74.19%。

圖6 大平臺集約化部署及平臺現(xiàn)場Fig.6 Intensive deployment of large platform and platform site

圖7 不同平臺和部署井位置條件下的鉆機移動方式Fig.7 Rig movement mode under different platform and well location conditions

2.3.2 深煤層低成本壓裂配套工藝技術

理論和實踐證明，在裂縫系統(tǒng)復雜的深煤層中形成具有一定長度和導流能力的規(guī)整人工裂縫非常困難。應力的增加加劇了井筒多裂縫的復雜性，多重扭曲裂縫張開空間的競爭進一步降低了近井地帶裂縫的寬度和導通性，分散了裂隙中的凈壓力，使裂縫難以向遠井地帶延伸。針對深部“埋深大，施工壓力高，加砂困難，易砂堵”工藝難題，不斷優(yōu)化工藝參數(shù)，形成了7項主要壓裂配套工藝技術：整體壓裂優(yōu)化設計技術、低傷害壓裂液技術、組合支撐劑加砂技術、優(yōu)化射孔技術、前置段塞降濾技術、變排量施工技術、二次加砂壓裂技術。單井加砂量提高了21.8%，較好解決了深煤層施工工藝難題。通過研發(fā)低成本活性水壓裂液體系，現(xiàn)場配制及檢測方便，保證施工質量，施工成本降低40%。在總結了前期施工經(jīng)驗基礎上，創(chuàng)建了深煤層壓裂現(xiàn)場快速決策系統(tǒng)，較好指導了現(xiàn)場施工，深煤層壓裂施工一次成功率由73.8%提高至94.13%。

通過在三個平臺實施同步壓裂，實現(xiàn)了煤層體積改造，單井累產(chǎn)明顯高于周邊未實施同步壓裂的井。采用井下微地震分析，煤層壓裂改造裂縫復雜程度較高，裂縫帶長度110～140 m，裂縫帶寬度59～91 m，復雜性指數(shù)0.23～0.34，壓裂改造形成復雜網(wǎng)絡系統(tǒng)（圖8）。揭示了煤層壓裂網(wǎng)狀縫形成機理和條件，建立了整體體積壓裂優(yōu)化設計方法，不斷優(yōu)化工藝參數(shù)，解決了深煤層施工壓力高、加砂困難、易砂堵的工藝難題。研發(fā)了深煤層低成本活性水壓裂液體系、優(yōu)選加砂方式，采用射孔/補射孔、前置酸化、停泵壓力擴散等工藝優(yōu)化以及大液量、小砂比、多段塞的參數(shù)調整，取得了理想的效果。

圖8 井下微地震監(jiān)測以及整體壓裂效果模擬Fig.8 Downhole microseismic monitoring and integrated fracturing simulation

2.3.3 信息化技術

信息化建設堅持“先進性、系統(tǒng)性、繼承性、開放性、創(chuàng)新性、實用性”的工作原則，建設以自動化生產(chǎn)為主、智能化生產(chǎn)為輔的排采、集輸一體化的生產(chǎn)信息管理系統(tǒng)，以提高精細化、科學化管理水平，覆蓋164個平臺887口井的排采自動化、4座場站的站控自動化和全流程的PCS系統(tǒng)全面運行；實現(xiàn)了“數(shù)據(jù)分步存蓄集中管理”“信息分散采集全網(wǎng)共享”“問題自動反映統(tǒng)一決策”以及“操作實施遠程可視監(jiān)控”，顯著提高了勞動生產(chǎn)率，控制用工總量增長，大大提高了管理水平與效益。

2.3.4 地面工程工藝技術

煤層氣田屬于低產(chǎn)、低豐度、低壓的氣藏，為此，必須降低建設成本，才能取得良好的經(jīng)濟效益。地面建設總體布局3條原則：①滿足氣田開發(fā)需要的前提下，近期與遠期規(guī)劃相結合，統(tǒng)一規(guī)劃分期實施；②考慮復雜的地質條件和惡劣的環(huán)境因素，盡量少占地或多利用差土地；③嚴格執(zhí)行標準規(guī)范，滿足油氣田生產(chǎn)安環(huán)要求。延川南煤層氣田的電力系統(tǒng)采用“變電站+開閉所”相結合的方式，線路采用同塔雙回路架空設計，保證用電的可靠性。集氣管網(wǎng)則考慮地形及井網(wǎng)特點，采用枝狀管網(wǎng)或者放射狀管網(wǎng)和枝狀管網(wǎng)的組合型集氣管網(wǎng)，既解決了因某一方向集氣支線出現(xiàn)問題而影響全線生產(chǎn)的情況，也便于后期的管網(wǎng)維護。

2.4 建立深部煤層氣氣藏管理分區(qū)評價技術

圖9 延川南氣田平面分區(qū)Fig.9 Plane division of South Yanchuan Gas Field

立足開發(fā)地質，突出滲透率、保存條件、儲層可改造性關鍵因素，通過“含氣量資源基礎、水動力保存條件、滲透率可開采性、地應力可改造性”4個關鍵參數(shù)，精細劃分氣田開發(fā)單元（表3、圖9）。礦化度的平面分布特征指示了保存條件的差異，壓裂停泵壓力、施工難易程度體現(xiàn)氣田滲透性的平面變化，高施工壓力、加砂困難、高停泵壓力井是高應力低滲區(qū)的動態(tài)響應，施工壓力陡降、異常低施工與停泵壓力多位于斷層附近或裂縫帶附近。

萬寶山南區(qū)為高滲保存有利區(qū)，微背斜發(fā)育，滲透率較高（0.2～0.8）×10-3μm2，壓力施工曲線平穩(wěn)，產(chǎn)液量適中，平均日產(chǎn)液0.45 m3，穩(wěn)定日產(chǎn)氣1 500～1 600 m3。萬寶山北區(qū)為高滲保存中等區(qū)，小斷層發(fā)育，產(chǎn)液量適中，平均日產(chǎn)液0.43 m3，穩(wěn)定日產(chǎn)氣1 000～1 200 m3，產(chǎn)氣效果較好。萬寶山西區(qū)為高應力低滲保存有利區(qū)，礦化度＞80 000 mg/L，含氣量高12～19 m3/t。壓裂施工壓力高、易砂堵，地層供液能力極低，平均日產(chǎn)液0.26 m3，穩(wěn)定日產(chǎn)氣低于700 m3。萬寶山東區(qū)為中滲保存差區(qū)，靠近東部大斷層，保存條件偏差，礦化度2 000～5 000 mg/L，含氣量偏低，8～12 m3/t；地層供液能力強，部分井溝通外來水，平均日產(chǎn)液1.5 m3，該區(qū)煤層氣井穩(wěn)定日產(chǎn)氣580 m3。萬寶山斷裂帶為斷層溝通水侵區(qū)，小斷發(fā)育，壓裂施工表現(xiàn)為施工壓力陡降，停泵壓力低，反映壓竄裂縫、溝通含水層。排采過程中啟抽液面低，平均產(chǎn)液量大于8 m3/d，基本不產(chǎn)氣。

表3 開發(fā)單元劃分評價結果Table3 Evaluation results of development unit division

譚坪主體區(qū)為高滲保存中等區(qū)，埋深適中（小于1 000 m），煤層厚度5.0 m，含氣量中等10～12 m3/t，滲透性好（0.2～0.8）×10-3μm2。保存條件中等，弱徑流，礦化度3 000～5 000 mg/L。壓裂施工壓力平穩(wěn)，壓裂一次成功率高，加砂效果好。該區(qū)煤層氣井穩(wěn)定日產(chǎn)氣1 000 m3，平均日產(chǎn)液0.8 m3。

3 深部煤層氣面臨的挑戰(zhàn)及對策

3.1 挑戰(zhàn)

通過深部煤層氣增產(chǎn)降本地質研究、工程工藝試驗與集成應用，在選區(qū)評價、鉆井提速、有效壓裂、智能化排采等方面取得了良好效果，煤層氣單井產(chǎn)能和成本有了較大改善。對于煤層埋深為1 000～1 500 m，實施定向井活性水壓裂，單井鉆采成本控制在200萬元，908口井產(chǎn)量達到（3.5～3.8）×108m3，產(chǎn)能符合率達到83%，但氣田仍存在近30%低產(chǎn)低效井，嚴重制約了整體的效益開發(fā)。中國深部煤層氣勘探開發(fā)尚處于起步和探索階段，加上其復雜的地質特點，在基礎理論、技術攻關、措施增產(chǎn)等方面面臨一些主要問題和挑戰(zhàn)[10-12]。

1）深部煤層氣地質非均質性強、開發(fā)工程技術不完全適應于特有的地質特征變化。萬寶山西區(qū)表現(xiàn)出高應力特低滲，壓裂施工壓力高、加砂困難，如何優(yōu)化適用于深部煤層有效規(guī)模改造為核心的壓裂設計和工程工藝是制約效益開發(fā)的難題。目的是實現(xiàn)優(yōu)化煤層氣增產(chǎn)新型壓裂體系，提高液體性能，增加支撐劑輸送距離，有效提高支撐縫長；開展新型支撐劑攻關，包括高導流纖維支撐劑、超低密度支撐劑、自懸浮支撐劑等方面優(yōu)選及應用，實現(xiàn)達到儲層體積改造、裂縫有效支撐的效果。

2）部分氣井穩(wěn)產(chǎn)期較短、遞減較快，長期低效生產(chǎn)。究其原因主要在于高礦化度下近井地帶結垢以及層內(nèi)煤粉運移堵塞導致遞減，亟待采用有效工程工藝手段實現(xiàn)解堵、疏通運移通道恢復氣井產(chǎn)能。

3）縱向資源有待進一步評價，氣田儲量動用程度低。延川南開發(fā)層系主要為二疊系山西組2號煤層，縱向上還發(fā)育太原組10號煤層在早期評價階段，認為厚度較小普遍在1.5～3 m，橫向變化大，局部頂板灰?guī)r富含水，直井壓裂產(chǎn)水大（10～100 m3），產(chǎn)量低（0～600 m3/d），壓裂改造難度大。

3.2 主要對策

針對深部煤層氣面臨的主要問題和挑戰(zhàn)，需要立足深部煤層氣地質特點，強化工藝技術的針對性、適用性和實用性創(chuàng)新研究，深化縱向難動用資源甜點目標的綜合評價優(yōu)選，持續(xù)深入的開展增產(chǎn)、降本攻關實踐，提高氣田儲量動用，推動深部煤層規(guī)模效益開發(fā)。

3.2.1 加強深部高應力有效規(guī)模改造技術，提高單井產(chǎn)能

由于深部煤層埋深大，應力高容易造成壓裂過程中施工壓力高、易砂堵、加砂困難，難形成有效的導流裂縫。著重從優(yōu)化壓裂體系，通過增加壓裂次數(shù)、增大排量、提高加砂強度和注液強度，來實現(xiàn)多裂縫開啟、長距離延伸、高強度加砂，增大支撐半徑的壓裂效果。為了觀察裂縫轉向的壓裂特征，氣田先導試驗井Y25井連續(xù)壓裂煤層5次，壓裂特征顯示，該井第1次壓裂破裂壓力35 MPa，破壓明顯，延伸壓力平穩(wěn)下降至17 MPa，曲線特征顯示支撐劑沿著老縫充填，南北向鄰井出現(xiàn)施工響應，液面回漲，意味著壓裂形成了溝通鄰井的長距離人工裂縫。第2次持續(xù)加砂充填老縫，壓裂施工壓力持續(xù)上漲，超過35 MPa，鄰井無響應特征。第3次壓裂施工壓力突降至30 MPa后平穩(wěn)下降，施工延伸壓力較第2次壓裂明顯降低，意味著這次壓裂開啟了新縫，第4～5次壓裂特征與第3次基本一致，支撐劑持續(xù)充填新縫。本次先導試驗證實了體積壓裂通過與南北向鄰井溝通，多次壓裂形成裂縫轉向，區(qū)域支撐導流能力明顯提升，日產(chǎn)液達到8 m3，累產(chǎn)液2 800 m3，泄壓面積明顯擴大，日產(chǎn)氣量由550 m3增長至5 000 m3（圖10），措施累計增產(chǎn)110×104m3/d，目前穩(wěn)產(chǎn)生產(chǎn)，通過生產(chǎn)歷史擬合和產(chǎn)量預測，該井預計穩(wěn)產(chǎn)期超過2 a，EUR（Estimated Ultimate Recovery，估算最終采收量）達到600×104m3/d。在先導試驗的基礎上，2019年推廣實施13口井，目前10口井日增產(chǎn)超過1 000 m3。

圖10 Y25井生產(chǎn)曲線Fig.10 Production curve of well-Y25

3.2.2 加強煤層氣井維護型措施攻關，延長穩(wěn)產(chǎn)期

煤儲層在排采過程中，易發(fā)生3種儲層敏感性效應，包括壓敏效應、速敏效應和賈敏效應，對氣井產(chǎn)能造成較大影響。主體區(qū)含氣量高，保存條件好，煤體結構好，儲層可改造性強。當排采速度過快，煤巖所受應力變化過快，或長期排采煤巖所受應力變化量過大時，煤巖表現(xiàn)為脆性變形，煤基質表面破碎還會產(chǎn)生細微煤粉，隨地層流體流動，當遇到瓶頸部位或流動速度下降時，會堵塞滲流通道造成氣、水產(chǎn)量同步下降。氣田煤巖樣品室內(nèi)實驗顯示降壓過快導致應力敏感影響儲層滲透率，壓力降至5 MPa時滲透率損害率達到20%，繼續(xù)快速降壓，煤儲層滲透性急劇下降。

可控強脈沖以脈沖功率技術為基礎，利用水中高壓放電的脈沖大電流或金屬絲電爆炸，在局部范圍內(nèi)形成能量的快速沉積，產(chǎn)生等離子體，使放電通道劇烈膨脹擴張，從而推動水介質形成沖擊波，達到撕裂煤層的目的，同時有利于剝離煤儲層滲流通道表面附著的煤粉，疏通滲流通道。試驗結果表明，在一個區(qū)域通過多次重復作業(yè)加強增透效果，隨沖擊波作業(yè)次數(shù)的增加，煤層裂隙條數(shù)和長度不斷發(fā)展，裂隙連通性不斷增強，最終形成了裂隙網(wǎng)絡。

該措施具有作業(yè)周期短、成本相對低的優(yōu)勢，通過開展措施增產(chǎn)機理研究和適應性分析，開展三批次先導試驗，第一階段針對煤層氣富集區(qū)低產(chǎn)井開展先導試驗，證實技術可行；第二階段開展工藝優(yōu)化試驗，通過調整沖擊的強度和沖擊次數(shù)，發(fā)現(xiàn)沖擊次數(shù)過多、沖擊強度過頻無增產(chǎn)效果，證實脈沖強度過大反而不利于對煤儲層滲透性的改善；第三階段明確針對保存條件好，煤體結構為原生—碎裂煤，儲層壓裂改造到位，后期排采導致的近井筒堵塞井，措施適應性較好。2019年，推廣實施24口井，增產(chǎn)20口（圖11），單井日增產(chǎn)105～4 069 m3，平均單井日增產(chǎn)約1 000 m3，日增2.0×104m3，累計增產(chǎn)400×104m3。

3.2.3 深化難動用資源潛力評價，提高儲量動用

氣田太原組10號煤層埋深875～1 608 m，向北西方向逐漸增加，煤厚1.02～6.7 m，平均2.7 m，平面上南部厚，夾矸層數(shù)0～1層，厚0.26～1.92 m，煤體結構以原生—碎裂煤為主。變質程度高2.17%～2.99%；含氣量4～20 m3/t，局部較低，往萬寶山方向隨埋深增大含氣量增高，普遍在12 m3/t以上。依據(jù)構造、煤層厚度、含氣性以及煤體結構等因素綜合評價有利區(qū)面積198 km2，地質儲量124×108m3。優(yōu)選井位針對10號煤進行試氣取得突破，單井日產(chǎn)達4.571×103m3，顯示出了較好的開發(fā)效果以及資源接替潛力。

4 結束語

經(jīng)過多年的探索攻關，以延川南為代表的深部煤層氣在地質認識、工藝技術、勘探突破、產(chǎn)能建設等方面取得了一系列重要成果：①建立深部煤層氣富集高產(chǎn)地質理論；②制定了適用于深部煤層氣開發(fā)的排采制度；③創(chuàng)新深部煤層氣低成本工程工藝技術；④建立深部煤層氣分區(qū)評價技術。

實踐證明我國深部煤層氣具有廣闊的發(fā)展前景，同時也面臨理論、工藝技術、成本與效益開發(fā)等主要問題：①深部煤層氣地質非均質性強、開發(fā)工程技術不完全適應于特有的地質特征變化；②部分氣井穩(wěn)產(chǎn)期較短、遞減較快，長期低效生產(chǎn)；③縱向資源評價不到位，氣田儲量動用程度低。針對以上難題提出了3點對策：①創(chuàng)新適用于高應力低滲地質條件下的有效規(guī)模壓裂改造工藝技術研究，實現(xiàn)增產(chǎn)、降本、增效；②深化低效主因分析，以解堵、疏導為治理方向；③加強深部煤層氣資源潛力評價以及適用性的開發(fā)工藝技術，提高儲量動用保持氣田活力。

圖11 沖擊波實施前后日產(chǎn)氣對比Fig.11 Comparison of daily gas production before and after shock wave implementation

隨著煤層氣勘探開發(fā)技術的逐步成熟，低品位、低產(chǎn)邊際效益的深部煤層氣資源將迎來產(chǎn)業(yè)發(fā)展的曙光，勘探開發(fā)潛力巨大，應持續(xù)推進管理創(chuàng)新和技術創(chuàng)新，進一步提高適用于我國地質特點的煤層氣效益開發(fā)水平，為我國煤層氣產(chǎn)業(yè)新發(fā)展提供技術支撐。