沁水盆地高煤階煤層氣高效開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與實(shí)踐

朱 慶 忠

1.中國(guó)石油華北油田公司 2.中國(guó)石油天然氣集團(tuán)有限公司煤層氣開采先導(dǎo)試驗(yàn)基地

0 引言

我國(guó)高煤階煤層氣資源量巨大，占煤層氣總資源量的1/3，產(chǎn)量占全國(guó)煤層氣總產(chǎn)量的90%，其高效開發(fā)利用對(duì)保障國(guó)家能源戰(zhàn)略安全，降低煤礦生產(chǎn)安全隱患，減少二氧化碳排放具有重要意義[1-7]。沁水盆地南部是我國(guó)最早進(jìn)行高煤階煤層氣勘探開發(fā)的地區(qū)之一，2005年，以晉平2井組成功完鉆為標(biāo)志，拉開了沁水盆地南部煤層氣大規(guī)模開發(fā)的序幕。該階段，主要借鑒美國(guó)、加拿大、澳大利亞等國(guó)家中煤階、低煤階煤層氣開發(fā)理論及成熟技術(shù)方法，以直井壓裂井為主體技術(shù)，在處于煤礦周邊的成莊和樊莊南部等區(qū)塊實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化開發(fā)，建立了煤層氣產(chǎn)業(yè)化開發(fā)基地。2012年起，復(fù)制相同技術(shù)向遠(yuǎn)離煤礦地區(qū)（如鄭莊）進(jìn)行規(guī)?；茝V應(yīng)用，但由于我國(guó)（高煤階）煤層氣資源成煤條件多樣、成藏條件復(fù)雜、非均質(zhì)性極強(qiáng)，且具有“低壓、低滲透率、欠飽和”特點(diǎn)，一系列問題相繼暴露[8-19]，如探明儲(chǔ)量有效動(dòng)用率低、產(chǎn)能到位率低、單井產(chǎn)量低、開發(fā)利潤(rùn)低等，煤層氣開發(fā)效益挑戰(zhàn)巨大。

中國(guó)石油華北油田公司（以下簡(jiǎn)稱華北油田）深入分析煤層氣開發(fā)中出現(xiàn)的問題，以提高單井產(chǎn)氣量和經(jīng)濟(jì)效益為核心，通過強(qiáng)化煤層氣開發(fā)頂層設(shè)計(jì)，采取理論研究與技術(shù)研發(fā)并重、室內(nèi)攻關(guān)與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)并行、規(guī)模建設(shè)與效益開發(fā)并舉等多種舉措，豐富了煤層氣勘探評(píng)價(jià)、工程技術(shù)及排采控制等基礎(chǔ)理論認(rèn)識(shí)，建立高煤階煤層氣高效開發(fā)技術(shù)系列，支撐了沁水盆地煤層氣生產(chǎn)基地規(guī)模持續(xù)增長(zhǎng)。筆者從剖析制約沁水盆地高煤階煤層氣高效開發(fā)的關(guān)鍵問題出發(fā)，系統(tǒng)闡述了“四要素”控產(chǎn)認(rèn)識(shí)，疏導(dǎo)式工程改造方法，疏導(dǎo)式排采控制認(rèn)識(shí)及配套開發(fā)技術(shù)實(shí)踐效果，總結(jié)成功經(jīng)驗(yàn)，以期為我國(guó)其他地區(qū)煤層氣開發(fā)提供借鑒。

1 制約煤層氣開發(fā)效果的主要問題

沁水盆地南部高煤階煤層氣歷經(jīng)十余年的勘探開發(fā)，至“十二五”末，表現(xiàn)出“四低”特征：①探明儲(chǔ)量有效動(dòng)用率低，僅18%；②產(chǎn)能到位率低，僅37%；③單井產(chǎn)氣量低，平均單井日產(chǎn)氣量?jī)H916 m3；④開發(fā)利潤(rùn)低，煤層氣的利潤(rùn)僅為0.08元/m3。生產(chǎn)現(xiàn)場(chǎng)表現(xiàn)出區(qū)塊間開發(fā)效果差異大、成熟開發(fā)區(qū)塊內(nèi)仍存在大量低產(chǎn)井、主體工程技術(shù)不能有效提高單井產(chǎn)氣量、穩(wěn)定排采不及預(yù)期產(chǎn)量等一系列問題。例如，“十二五”后期建設(shè)的鄭莊區(qū)塊采用與樊莊區(qū)塊相同技術(shù)系列，但平均單井產(chǎn)氣量?jī)H為樊莊區(qū)塊的50%。已成熟開發(fā)的樊莊井區(qū)，經(jīng)過近10年開發(fā)，仍存在1/3低效區(qū)，低產(chǎn)井?dāng)?shù)量占比超40%[20]。

究其原因，主要有以下4個(gè)方面。

1）沒有認(rèn)識(shí)到煤層氣地質(zhì)和煤礦地質(zhì)的本質(zhì)區(qū)別。我國(guó)早期煤層氣開發(fā)區(qū)大多處于煤礦周邊，屬于瓦斯治理范疇，具有埋藏淺、地質(zhì)基本熟悉、受煤礦開采影響地層已整體降壓等特點(diǎn)，如成莊和樊莊南部地區(qū)。而后期開發(fā)的煤層氣資源，埋藏深度基本大于800 m，這些地區(qū)和煤礦區(qū)有三大地質(zhì)差異：①是滲透率差異，由于煤礦區(qū)經(jīng)過泄壓，儲(chǔ)層滲透率較高；②是儲(chǔ)層壓力差異，煤礦區(qū)屬于大氣壓范疇，而遠(yuǎn)離煤礦區(qū)仍然是原始地層壓力；③是儲(chǔ)層流體差異，煤礦區(qū)儲(chǔ)層水大量釋放，而遠(yuǎn)離煤礦區(qū)，仍處于原始?xì)馑柡蜖顟B(tài)。遠(yuǎn)離煤礦區(qū)域的資源動(dòng)用技術(shù)應(yīng)該不受煤礦周邊采氣思路的制約。

2）沒有認(rèn)識(shí)到儲(chǔ)量可開采性差異。早期認(rèn)為有煤就有氣，有氣就能采，造成勘探效率低，“甜點(diǎn)區(qū)”識(shí)別不精準(zhǔn)，導(dǎo)致出現(xiàn)了大量低產(chǎn)低效區(qū)，尤其在沁水盆地南部樊莊和鄭莊區(qū)塊早期開發(fā)過程中，800口低產(chǎn)直井鉆遇不利開發(fā)區(qū)，其中355口井鉆遇斷層和陷落柱，156口井鉆遇煤體結(jié)構(gòu)破碎帶，289口井鉆遇擠壓應(yīng)力區(qū)。

3）沒有認(rèn)識(shí)到工程技術(shù)的適應(yīng)性。與常規(guī)天然氣相比，煤層是有機(jī)巖，泊松比高，楊氏模量低，不利于造長(zhǎng)縫；煤層氣以吸附態(tài)為主賦存于煤層中，屬于內(nèi)生氣，常規(guī)天然氣以游離態(tài)賦存在無機(jī)質(zhì)巖石孔隙中。煤層氣產(chǎn)出是解吸—擴(kuò)散—滲流的過程，通過整體降壓才能提高采收率。因此，煤層氣與常規(guī)天然氣在開發(fā)方式上有本質(zhì)區(qū)別，常規(guī)天然氣采用的工程技術(shù)不完全適應(yīng)煤層氣開發(fā)。

4）沒有認(rèn)識(shí)到排采的科學(xué)性。過去堅(jiān)持“緩慢、穩(wěn)定、持續(xù)、長(zhǎng)期”原則，排采管控制度過于依賴經(jīng)驗(yàn)，缺乏合適理論支撐，難以通過排采改善儲(chǔ)層滲透率，導(dǎo)致大量的井在憋壓階段煤儲(chǔ)層出現(xiàn)嚴(yán)重氣鎖現(xiàn)象，從而低產(chǎn)。例如，鄭莊區(qū)塊7.8×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)總體到位率僅25%。

因此，要充分認(rèn)識(shí)煤儲(chǔ)層的復(fù)雜性，精準(zhǔn)圈定優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量，深入分析煤儲(chǔ)層特點(diǎn)，建立適應(yīng)的工程技術(shù)體系，強(qiáng)化煤層氣氣水賦存及流動(dòng)機(jī)理研究，制定科學(xué)的排采制度，推進(jìn)煤層氣產(chǎn)業(yè)健康發(fā)展。

2 解決煤層氣開發(fā)問題的方法

基于高階煤儲(chǔ)層中煤層氣賦存狀態(tài)、壓力傳導(dǎo)途徑、方式及流體流動(dòng)狀態(tài)，開發(fā)過程中物性變化等方面的認(rèn)識(shí)突破[21-23]，在勘探評(píng)價(jià)、工程技術(shù)及排采控制等基礎(chǔ)理論方面創(chuàng)新升級(jí)，助推煤層氣勘探開發(fā)技術(shù)戰(zhàn)略性實(shí)現(xiàn)勘探評(píng)價(jià)向精準(zhǔn)選區(qū)上轉(zhuǎn)移，工程技術(shù)向提高儲(chǔ)量控制程度上轉(zhuǎn)移，建設(shè)和管理向提高運(yùn)行效率上轉(zhuǎn)移。

2.1 “四要素”控產(chǎn)認(rèn)識(shí)

在高階煤儲(chǔ)層精準(zhǔn)評(píng)價(jià)選區(qū)過程中，除需充分考慮煤儲(chǔ)層資源條件外，還應(yīng)當(dāng)考慮煤儲(chǔ)層微觀特征。在區(qū)域大地質(zhì)背景確定前提下，應(yīng)結(jié)合微裂隙發(fā)育，局部地應(yīng)力，孔裂隙特征，氣、水賦存等局部地質(zhì)屬性差異開展評(píng)價(jià)。受煤儲(chǔ)層物性特征、煤層氣開發(fā)方式等控制，開發(fā)過程中微觀差異會(huì)對(duì)煤層氣井產(chǎn)量產(chǎn)生非常明顯影響。利用取心測(cè)試評(píng)價(jià)局部區(qū)域開發(fā)潛力是現(xiàn)階段實(shí)現(xiàn)煤層氣精準(zhǔn)選區(qū)的重要手段和辦法。

超低滲高階煤儲(chǔ)層內(nèi)部流體運(yùn)移通道的發(fā)育程度和導(dǎo)流能力大小是煤層氣開發(fā)的關(guān)鍵要素。經(jīng)由室內(nèi)巖心觀測(cè)、高壓壓汞測(cè)試、離心核磁測(cè)試分析及生產(chǎn)數(shù)據(jù)的相關(guān)性分析和統(tǒng)計(jì)歸納，總結(jié)得出高階煤儲(chǔ)層制約煤層氣產(chǎn)出的4項(xiàng)核心地質(zhì)要素：微裂隙發(fā)育程度、局部地應(yīng)力、可動(dòng)流體平衡孔徑和可動(dòng)水飽和度（如圖1）。

圖1 “四要素”對(duì)煤層氣開發(fā)影響圖（1 psi = 0.006 894 757 MPa）

由裂隙滲透率立方定律可知，裂隙導(dǎo)流能力與裂縫寬度呈3次方關(guān)系；高階煤儲(chǔ)層中微裂隙發(fā)育,其宏觀導(dǎo)流能力取決于微裂隙的寬度和密度[24]。因而，高階煤儲(chǔ)層滲流能力可用微裂隙的發(fā)育程度來表征，即單位觀測(cè)長(zhǎng)度內(nèi)微裂隙的平均總寬度，微裂隙發(fā)育評(píng)價(jià)指數(shù)計(jì)算公式如下：

式中Fdi表示微裂隙發(fā)育評(píng)價(jià)指數(shù)，μm/cm；Wi表示第i條裂隙的寬度，μm；n表示裂隙條數(shù)，條；l表示顯微鏡下垂直于裂隙發(fā)育方向的觀測(cè)長(zhǎng)度，cm。

煤儲(chǔ)層對(duì)外界應(yīng)力作用敏感，隨構(gòu)造復(fù)雜程度和埋深的增加，煤儲(chǔ)層內(nèi)部裂隙的開合程度出現(xiàn)差異化，張應(yīng)力區(qū)中煤儲(chǔ)層裂隙較壓應(yīng)力區(qū)導(dǎo)流能力更強(qiáng)，淺部煤儲(chǔ)層較深部煤儲(chǔ)層亦是如此。一方面是地應(yīng)力絕對(duì)值的大小，另一方面是三向主應(yīng)力的相對(duì)大小[24]。

綜合來看，煤儲(chǔ)層裂隙的張開程度與地應(yīng)力絕對(duì)值的大小呈負(fù)相關(guān)，與三向主應(yīng)力的相對(duì)大小差異呈正相關(guān)，地應(yīng)力評(píng)價(jià)指數(shù)計(jì)算公式如下：

式中Gs表示地應(yīng)力評(píng)價(jià)指數(shù)；σH,max表示最大水平主應(yīng)力，MPa；σH,min表示最小水平主應(yīng)力，MPa；σv表示垂向應(yīng)力，MPa。

高階煤儲(chǔ)層中不同尺度孔裂隙存在不均一性，小尺度孔裂隙作為喉道，對(duì)其內(nèi)部液相流動(dòng)和壓力傳遞發(fā)揮了顯著阻塞效應(yīng)。沁水盆地南部高階煤儲(chǔ)層普遍親水且“欠壓低能”[25-26]，致使孔裂隙配置對(duì)煤儲(chǔ)層排水降壓影響非常明顯。以毛細(xì)管力公式為基礎(chǔ)[27]，推導(dǎo)得出可動(dòng)流體平衡孔徑計(jì)算公式，以此評(píng)價(jià)原始儲(chǔ)層能量可驅(qū)動(dòng)流體發(fā)生運(yùn)移的最小一級(jí)孔裂隙尺度。煤儲(chǔ)層流體可疏導(dǎo)評(píng)價(jià)指數(shù)如下所示：

式中Fp表示煤儲(chǔ)層流體可疏導(dǎo)評(píng)價(jià)指數(shù)；σ表示水的表面張力，mN/m；α表示水對(duì)煤層的潤(rùn)濕角，（°）；pr表示原始儲(chǔ)層壓力，MPa；pg表示臨界解吸壓力，MPa。

除最小一級(jí)孔裂隙尺度限制外，被其約束在煤基質(zhì)內(nèi)的流體總量大小，也是影響煤層氣開發(fā)的另一關(guān)鍵評(píng)價(jià)指標(biāo)?；陔x心核磁辦法，利用離心機(jī)高速旋轉(zhuǎn)，模擬流體運(yùn)移驅(qū)動(dòng)力；離心機(jī)的轉(zhuǎn)速越快，則離心力越大，所能夠克服毛細(xì)管壓力就越大，一定離心力對(duì)應(yīng)一定孔隙半徑。在離心力達(dá)到煤儲(chǔ)層原始地層壓力時(shí)，能被甩出的水越多，則越利于煤層氣資源的動(dòng)用。在離心力等于煤儲(chǔ)層原始地層壓力時(shí)，煤基質(zhì)中能被離心甩出的水被稱為可動(dòng)水，其與煤基質(zhì)總孔隙度之比即為可動(dòng)水飽和度，將其定義為流動(dòng)性評(píng)價(jià)指數(shù)?？蓜?dòng)水飽和度越低，在排采生產(chǎn)階段所需產(chǎn)出的基質(zhì)水量越少，即煤基質(zhì)內(nèi)的降壓解吸難度越低，煤層氣更易規(guī)模產(chǎn)出。

雖然高階煤儲(chǔ)層中發(fā)育有多級(jí)次裂隙，但由高壓壓汞和室內(nèi)巖心觀測(cè)可知，微裂隙是其內(nèi)部滲透率的主要貢獻(xiàn)者（如圖1-a、b），微裂隙寬度和密度越大，則局部煤儲(chǔ)層允許流體運(yùn)移的通道越多，綜合導(dǎo)流面積越寬，煤儲(chǔ)層中壓降的傳遞和流體的產(chǎn)出效率越高。有機(jī)煤儲(chǔ)層力學(xué)強(qiáng)度低，受地應(yīng)力作用后整體會(huì)被壓縮，進(jìn)而降低微裂隙綜合導(dǎo)流面積，限制其內(nèi)部流體產(chǎn)出；統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，地應(yīng)力差越大，煤儲(chǔ)層裂隙受壓程度相對(duì)更弱，煤儲(chǔ)層中壓降的傳遞和流體的產(chǎn)出效率受損程度越低，產(chǎn)氣能力相對(duì)更強(qiáng)（如圖1-c、d）。高階有機(jī)煤儲(chǔ)層主要具有以下特點(diǎn)：①親水；②內(nèi)部孔隙半徑主要集中在100 nm以下；③欠飽和。地下水侵入煤儲(chǔ)層越深，水進(jìn)入孔徑越小，毛細(xì)管阻力越大，對(duì)煤層氣開發(fā)越不利，通過測(cè)量不同滲透率高階煤儲(chǔ)層中孔徑分布和體積占比，發(fā)現(xiàn)孔徑小于0.01 μm孔隙的體積占比普遍不低于60%（如圖1-e、f）。煤儲(chǔ)層內(nèi)孔裂隙的整體配置關(guān)系決定了其內(nèi)部流體產(chǎn)出會(huì)受到的綜合阻力，孔裂隙半徑差異越小，平均值越大，流體流出沿途所受阻力越小。選擇長(zhǎng)治—屯留、馬必東、鄭莊—樊莊區(qū)內(nèi)評(píng)價(jià)井，通過測(cè)定取心煤基質(zhì)可動(dòng)水飽和度與單井峰值產(chǎn)氣量交匯，發(fā)現(xiàn)兩者呈正相關(guān)（如圖1-g、h）。

2.2 疏導(dǎo)式工程改造方法

針對(duì)煤儲(chǔ)層開展增產(chǎn)改造實(shí)驗(yàn)和模擬研究，結(jié)果顯示：①壓裂液進(jìn)入地層后，煤層壓力升高，煤層破裂形成人工裂縫，同時(shí)鄰近的天然裂縫將受到擠壓，形成壓實(shí)作用，有限元模擬結(jié)果顯示，天然裂縫總壓縮率可以達(dá)到30%，天然裂縫與人工裂縫距離越近，天然裂縫寬度越大，天然裂縫壓縮量越大（如圖2、3）；②水對(duì)甲烷解吸、擴(kuò)散有明顯抑制作用。干濕煤樣吸附/解吸擴(kuò)散實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，與干煤樣相比，濕煤樣吸附氣對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率降低10%以上，甲烷的擴(kuò)散系數(shù)下降了12.3%（圖4、5）；③集中射孔可以有效增長(zhǎng)壓裂裂縫長(zhǎng)度。有限元模擬結(jié)果顯示，較短射孔段可使水力壓裂能量更加集中，有利于控制水力裂縫起裂位置、減少近井地帶產(chǎn)生多裂縫、減少低黏度壓裂液濾失量，在地面施工排量確定情況下，間接提高主裂縫內(nèi)的施工排量，利于支撐劑的運(yùn)移和輸送，形成較長(zhǎng)的有效壓裂裂縫，擴(kuò)大改造范圍；④低前置液比例、快速返排可以有效減輕儲(chǔ)層傷害，提高工程改造效果。實(shí)驗(yàn)研究表明，隨前置液在壓裂液總液量中占比減小，液體效率增大。當(dāng)前置液比例大于30%以上，隨前置液占比增大，儲(chǔ)層滲透率改善效果逐漸減弱（圖6）。PT軟件模擬裂縫擴(kuò)展結(jié)果表明[28-30]，在大液量壓裂工藝基礎(chǔ)上，壓裂液用量減少200 m3，支撐縫長(zhǎng)為96 m，與大液量壓裂工藝的支撐縫長(zhǎng)（106 m）效果相當(dāng)。

圖2 天然裂縫壓縮率與天然裂縫距人工裂縫距離關(guān)系圖

圖3 天然裂縫壓縮量及壓縮率與天然裂縫寬度關(guān)系圖

圖4 干濕煤樣吸附氣對(duì)產(chǎn)量的貢獻(xiàn)率對(duì)比圖

圖5 干濕煤樣中甲烷有效擴(kuò)散系數(shù)對(duì)比圖

圖6 前置液比—液體效率與原始滲透率關(guān)系圖

由此，提出疏導(dǎo)式工程技術(shù)理論，即要求工程技術(shù)要充分考慮煤儲(chǔ)層自身特性，符合基本規(guī)律，既要有效改善煤儲(chǔ)層滲透性，又要一定程度上緩解工程改造對(duì)煤儲(chǔ)層傷害，從“疏導(dǎo)”角度進(jìn)行升級(jí)完善，最終建立多級(jí)連通的縫網(wǎng)通道系統(tǒng)，疏通煤儲(chǔ)層內(nèi)流體運(yùn)移通道，改善流體運(yùn)移條件，引導(dǎo)高壓液體和煤粉快速排出，保持縫網(wǎng)清潔暢通，降低氣體滲流阻力，提高單井產(chǎn)氣量。指導(dǎo)建立了可控水平井優(yōu)快鉆完井技術(shù)、煤層氣疏導(dǎo)式工程改造技術(shù)，長(zhǎng)水平段擴(kuò)大了橫向儲(chǔ)量的控制，集中射孔分段壓裂串接溝通多級(jí)裂縫，低前置液比—快速返排減輕儲(chǔ)層傷害，解決了煤層氣工程技術(shù)地質(zhì)適應(yīng)性差問題。

2.3 疏導(dǎo)式排采控制認(rèn)識(shí)

排采管控是煤層氣開發(fā)中的重要環(huán)節(jié)，直接影響煤層氣井的疏水降壓效果及穩(wěn)定產(chǎn)能?！笆濉币詠恚_展了氣體流態(tài)測(cè)試、氣體傳質(zhì)方式評(píng)價(jià)等實(shí)驗(yàn)研究，在目標(biāo)區(qū)內(nèi)選取煤樣，分別用去離子水、氦氣、甲烷測(cè)試各煤樣在有效應(yīng)力恒定（1.5 MPa），室溫（21 ℃），不同測(cè)試壓差（0.3 MPa、0.5 MPa、0.7 MPa、0.9 MPa、1.1 MPa、1.3 MPa、1.5 MPa、2 MPa、3 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa、8 MPa）條件下滲透率。去離子水與煤巖相互作用微弱，故所測(cè)滲透率值近似等于煤樣固有滲透率值，以該測(cè)定結(jié)果作為平行實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析基準(zhǔn)，煤巖對(duì)氦氣無吸附性，對(duì)比氦氣與甲烷測(cè)定結(jié)果，可分析吸附作用對(duì)煤樣滲透率的影響。在測(cè)試煤樣的流動(dòng)通道中，去離子水主要以達(dá)西滲流方式發(fā)生運(yùn)移，而氣體分子不僅存在達(dá)西滲流，還存在滑脫效應(yīng)，更有多種擴(kuò)散方式，如：菲克擴(kuò)散、克努森擴(kuò)散、表面擴(kuò)散等[31]。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明煤層氣在煤基質(zhì)內(nèi)的運(yùn)移方式主要有滑脫效應(yīng)、擴(kuò)散效應(yīng)及達(dá)西滲流等3種。不同排采階段，煤層氣的3種傳質(zhì)方式同時(shí)發(fā)生，但對(duì)煤層氣運(yùn)移貢獻(xiàn)能力不同，實(shí)際以哪一種運(yùn)移方式為主，則受驅(qū)動(dòng)壓力控制（圖7）。當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力較小時(shí)，擴(kuò)散效應(yīng)和滑脫效應(yīng)起主要作用，隨著驅(qū)動(dòng)壓力增大，表面擴(kuò)散和滑脫效應(yīng)的傳質(zhì)貢獻(xiàn)率降低，達(dá)西滲流的傳質(zhì)貢獻(xiàn)率逐步升高，當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力大于3.2 MPa時(shí)，運(yùn)移效率最高的達(dá)西滲流開始成為煤層氣運(yùn)移的主要方式。由此可見，煤層氣開采的驅(qū)動(dòng)壓力越高，運(yùn)移過程中達(dá)西滲流方式的滲透率貢獻(xiàn)率越高，越有利于煤層氣高效開發(fā)。因此，煤層氣排采控制應(yīng)以煤儲(chǔ)層實(shí)際流體壓力為基礎(chǔ)，科學(xué)安排不同生產(chǎn)階段煤儲(chǔ)層流壓釋放程度，排水期加速固體顆料運(yùn)移，保持主干道暢通，提產(chǎn)期提高微孔束縛水的擾動(dòng)，增加縫網(wǎng)控制程度，穩(wěn)產(chǎn)期則遵循氣體分子擴(kuò)散—滑脫—達(dá)西滲流3種方式健康轉(zhuǎn)換，確保煤層氣在不同生產(chǎn)階段都能夠以最高效率方式運(yùn)移，實(shí)現(xiàn)排采由被動(dòng)等待向主動(dòng)疏導(dǎo)的認(rèn)識(shí)轉(zhuǎn)變，最大程度地提高排采效率。

圖7 典型煤樣中煤層氣運(yùn)移與驅(qū)動(dòng)壓力關(guān)系圖

3 煤層氣高效開發(fā)實(shí)踐

3.1 煤層氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)技術(shù)

以經(jīng)濟(jì)效益為核心，設(shè)定內(nèi)部收益率、產(chǎn)能建設(shè)到位率、地面系統(tǒng)綜合運(yùn)行效率、億方產(chǎn)能建設(shè)投資等4項(xiàng)控制指標(biāo)，圍繞“四化”目標(biāo)的建設(shè)原則，注重頂層設(shè)計(jì)，實(shí)施全過程風(fēng)險(xiǎn)控制，全面提高開發(fā)效益。

①單井產(chǎn)量最大化：甜點(diǎn)優(yōu)選評(píng)價(jià)、煤體結(jié)構(gòu)預(yù)測(cè)、微幅斷層刻畫、疏導(dǎo)式增產(chǎn)工藝、疏導(dǎo)式排采控制，產(chǎn)能建設(shè)到位率大于80%。②生產(chǎn)管理高效化：自動(dòng)錄取數(shù)據(jù)、智能判斷控制、無人值守巡視、減少用工總量、全程風(fēng)險(xiǎn)管控，內(nèi)部收益率大于10%。③產(chǎn)能建設(shè)最優(yōu)化：叢式井組設(shè)計(jì)、持續(xù)優(yōu)化方案、鉆完井全程監(jiān)控、壓裂全程監(jiān)督、全程控制投資，投資小于4×108元/108m3。④地面建設(shè)簡(jiǎn)單化：分布式設(shè)計(jì)、集約化站場(chǎng)、撬裝化設(shè)備、共享化建設(shè)，綜合運(yùn)行效率提高20%。

3.2 煤層氣疏導(dǎo)式工程技術(shù)

3.2.1 二開全通徑水平井鉆井技術(shù)

提出了以“單筒成井、管串支撐、無桿排采、增產(chǎn)改造”為設(shè)計(jì)理念的新型煤層氣水平井，建立二開全通徑水平井鉆井技術(shù)，將三開井身結(jié)構(gòu)改進(jìn)為二開全通徑井身結(jié)構(gòu)（圖8），一開采用?311.2 mm鉆頭，下入?244.5 mm表層套管，封固上部疏松層、漏失層和地表水層；二開采用? 215.9 mm鉆頭，鉆完煤層水平段后，下入?139.7 mm完井管串，采用半程固井方式封固煤層以上地層或全程固井，井筒通徑大；下入套管支撐，使煤層氣水平井井眼可控，具備人工改造條件，可實(shí)現(xiàn)人工裂縫與天然裂縫的溝通聯(lián)動(dòng)，井控縫網(wǎng)面積更大。目前該類井身結(jié)構(gòu)已成為華北油田煤層氣水平井的主體井身結(jié)構(gòu)，水平段長(zhǎng)度由 1 000 m 提高到 2 000 m ，鉆井周期較“十二五”末縮短了30%，鉆井成本較“十二五”末降低17%，鉆遇率由“MWD+伽馬”導(dǎo)向煤層鉆遇率達(dá)93.5%，近鉆頭導(dǎo)向煤層鉆遇率達(dá)98.3%，同比提高8.1%。

圖8 二開全通徑水平井井身結(jié)構(gòu)示意圖

3.2.2 低成本水平井疏導(dǎo)式分段壓裂技術(shù)及配套工藝

以“啟動(dòng)縫網(wǎng)、壓開新縫、降低污染、控制儲(chǔ)量”為目標(biāo)，升級(jí)形成以“選段射孔+低前置液比+變排量+組合加砂+快速返排”為核心的疏導(dǎo)式壓裂改造技術(shù)。其技術(shù)內(nèi)涵為：優(yōu)選優(yōu)質(zhì)原生煤層段射孔壓裂，降低前置液用量，減小過多前置液對(duì)甲烷解吸的抑制影響，提高液體利用效率；低排量起泵，降低壓竄頂?shù)装屣L(fēng)險(xiǎn)、變排量施工、提高裂縫延伸長(zhǎng)度和攜砂效果；小—中—大多料徑組合加砂，提高裂縫支撐效果，壓裂后采用油嘴限流快速放噴，快速地將壓裂液排放和煤粉攜帶出煤層，實(shí)現(xiàn)了壓裂改造對(duì)煤儲(chǔ)層的有效疏導(dǎo)。

改進(jìn)形成了煤層氣水平井低成本底封拖動(dòng)環(huán)空壓裂工藝，解決了常規(guī)壓裂工藝占地大、施工排量小、噴射壓力高、工具磨損嚴(yán)重等難題，實(shí)現(xiàn)了逐層驗(yàn)封、噴射射孔、環(huán)空壓裂，單套工具可連續(xù)壓裂5～6段。創(chuàng)新形成煤層氣水平井?dāng)U徑噴槍一體化分段壓裂工藝，設(shè)計(jì)雙孔徑噴槍、優(yōu)化擴(kuò)徑噴槍噴嘴參數(shù)及合金材質(zhì)，解決了部分復(fù)雜構(gòu)造帶應(yīng)力高、煤體結(jié)構(gòu)破碎及篩管井改造難題，實(shí)現(xiàn)壓裂改造大排量（6～7 m3/min）、大規(guī)模（單段千方液、百方砂）。

通過該技術(shù)的應(yīng)用，新井產(chǎn)氣量較常規(guī)壓裂改造的老井提高1倍以上，鄭莊、樊莊套管壓裂水平井平均單井日產(chǎn)氣量達(dá) 8 000 ～ 10 000 m3（圖9），以碎軟煤為主的長(zhǎng)治地區(qū)套管壓裂水平井也取得了平均單井日產(chǎn)氣 5 000 m3以上的突破（圖10）。

圖9 鄭莊區(qū)塊ZS34P7L井排采曲線圖

圖10 長(zhǎng)治區(qū)塊CP2-1L井排采曲線圖

3.3 煤層氣疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)及工藝

3.3.1 疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)

從原始儲(chǔ)層氣、水賦存特征及氣、水運(yùn)移產(chǎn)出規(guī)律研究出發(fā)，精細(xì)劃分排采控制階段，建立數(shù)學(xué)模型確保不同生產(chǎn)階段氣、水高效產(chǎn)出，形成疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)。其具體排采控制原則如下：?jiǎn)蜗嗨鞫巫裱翱臁彙钡呐挪煞绞?，即?chǔ)層壓力在原始地層壓力之上時(shí)，快速排水，將殘留于儲(chǔ)層內(nèi)的高壓壓裂液和煤粉快速排出，疏通孔隙通道；當(dāng)壓力降至原始儲(chǔ)層壓力時(shí)，采取慢速排水方式，最大限度擴(kuò)大降壓面積；當(dāng)壓力接近臨界解吸壓力，進(jìn)一步減緩流壓降幅，促進(jìn)區(qū)域平均地層壓力整體下降。提產(chǎn)階段按排采管控目的分段控壓，初期液相控壓，保持流壓降速不高于0.03 MPa/d，后期過渡至氣相控壓，采取“小幅多頻”的方式連續(xù)穩(wěn)步提產(chǎn)；穩(wěn)產(chǎn)段采取“緩降地層壓力”方式排采，流壓降幅小于0.005 MPa/d，延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期[32]，實(shí)現(xiàn)了排采管控由長(zhǎng)期緩慢向高效、主動(dòng)疏導(dǎo)方式轉(zhuǎn)變。該技術(shù)已經(jīng)應(yīng)用于鄭莊、馬必東新建示范區(qū)，解決了原來排采控制需要3～5年才能達(dá)產(chǎn)且效益差的問題，生產(chǎn)井單井產(chǎn)量明顯提高，穩(wěn)產(chǎn)期有效延長(zhǎng)，排采周期由以往2～3年達(dá)產(chǎn)縮短為8～10個(gè)月達(dá)產(chǎn)，減少了生產(chǎn)成本投入，提高了排采效益。

3.3.2 智能排采系統(tǒng)及無桿排采工藝

將智能排采控制技術(shù)和大數(shù)據(jù)挖掘技術(shù)跨學(xué)科結(jié)合，人工預(yù)先設(shè)置井底流壓變化速度，監(jiān)測(cè)系統(tǒng)采集井底流壓變化情況，控制器自動(dòng)計(jì)算排采參數(shù)、比對(duì)額定值，控制變頻器調(diào)整排采制度、實(shí)現(xiàn)目標(biāo)流壓，形成智能化排采控制系統(tǒng)，解決了傳統(tǒng)排采控制誤差大的問題，實(shí)現(xiàn)了煤層氣生產(chǎn)過程長(zhǎng)期、連續(xù)、精準(zhǔn)控制。

針對(duì)煤層氣大斜度水平井排采需求，以井下泵可正常工作、井筒工藝簡(jiǎn)單、防煤粉、防氣應(yīng)用措施得當(dāng)、地面設(shè)備故障率低、維護(hù)方便、整套工藝費(fèi)用相對(duì)較低等為目標(biāo)，開展了水力管式泵、電潛螺桿泵、射流泵和電潛離心泵4種無桿舉升工藝研究，滿足了不同深度水平井穩(wěn)定排采的要求（表1）。

表1 無桿泵排采工藝選型表

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

通過技術(shù)和理論體系的完善，煤層氣開發(fā)的各項(xiàng)指標(biāo)有了明顯的改善?！笆濉币詠?，在沁水盆地南部共探明煤層氣地質(zhì)儲(chǔ)量612.84×108m3，優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量控制程度由32%提高到80%，勘探投資節(jié)余近26%。開發(fā)井成功率由60%提高至95%，直井平均單井日產(chǎn)氣量由不足 1 000 m3提高至 2 000 m3。水平井鉆井費(fèi)用降低50%，平均單井日產(chǎn)量6 000 m3以上，最高單井達(dá)到20 000 m3以上，單方氣操作成本降低24%。華北油田煤層氣產(chǎn)量大幅提升，“十四五”中期，煤層氣年產(chǎn)氣量有望達(dá)到20×108m3。

表2 應(yīng)用效果統(tǒng)計(jì)表

5 結(jié)論

1）針對(duì)沁水盆地高煤階煤層氣開發(fā)中出現(xiàn)的探明儲(chǔ)量有效動(dòng)用率低、產(chǎn)能到位率低、單井產(chǎn)量低、開發(fā)利潤(rùn)低等問題，共梳理出煤層氣地質(zhì)和煤礦地質(zhì)差異，儲(chǔ)量可開采性差異，工程技術(shù)適應(yīng)性，排采科學(xué)性4個(gè)制約煤層氣開發(fā)效果的主要問題。

2）圍繞制約煤層氣開發(fā)的核心問題，提出了“四要素”控產(chǎn)認(rèn)識(shí)，疏導(dǎo)式工程改造方法，疏導(dǎo)式排采控制認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)建立了高煤階煤層氣高效開發(fā)技術(shù)系列，主要包括煤層氣開發(fā)方案設(shè)計(jì)技術(shù)、煤層氣疏導(dǎo)式工程技術(shù)及疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)及工藝。

3）通過在沁水盆地南部高煤階煤層氣區(qū)塊實(shí)踐，取得良好效果。優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量控制程度由32%提高到80%，開發(fā)井成功率由60%提高至95%，直井平均單井日產(chǎn)氣量提高約1 100 m3，水平井鉆井費(fèi)用降低50%，單方氣操作成本降低24%。華北油田煤層氣產(chǎn)量大幅提升，“十四五”中期，煤層氣年產(chǎn)氣量有望達(dá)到 20×108m3。