李 勇， 黃明勇， 宋繼偉， 班金彭

(貴州省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局一一五地質(zhì)大隊，貴州 貴陽 551400)

貴州織金煤層氣非儲層水平井開發(fā)技術(shù)研究

李 勇， 黃明勇， 宋繼偉， 班金彭

(貴州省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局一一五地質(zhì)大隊，貴州 貴陽 551400)

直井開發(fā)煤層氣鉆井和壓裂成本高，控制面積小，單井產(chǎn)氣量低；煤層內(nèi)水平井鉆進難度大，風險高，薄煤層中井眼軌跡控制難度大，鉆井液有害固相對儲層傷害嚴重，采收率低?；诖?，分析貴州織金區(qū)塊煤系地質(zhì)構(gòu)造，提出在煤系地層內(nèi)穩(wěn)定的非儲層內(nèi)布水平井，通過壓裂造縫溝通水平井上下煤層同時開發(fā)多層煤層的新思路。與常規(guī)開發(fā)方式相比，非儲層內(nèi)水平井具有鉆井風險小、儲層傷害小、單井產(chǎn)量高的優(yōu)點，同時還可以開發(fā)煤系致密氣和頁巖氣，提高非常規(guī)天然氣利用率。研究非儲層內(nèi)水平井開發(fā)貴州織金煤層氣技術(shù)，為解決貴州煤系地層煤層多而薄、層間距小等特性煤層氣開發(fā)難題以及綜合利用煤系氣提供新的方式。

煤層氣井；水平井；儲層傷害；壓裂造縫

0 引言

貴州具有豐富的煤炭資源，煤層氣資源儲量大，豐度高，埋深1500 m以淺的煤層氣資源量達到23000億m3，居全國各省區(qū)第二位，具有長遠的開發(fā)利用潛力[1-2]。然而，貴州煤層表現(xiàn)為多而薄、構(gòu)造不穩(wěn)、埋藏淺、層間距小等特征，采用常規(guī)技術(shù)開采煤層氣面臨以下4個難題：

(1)單井產(chǎn)量低，區(qū)域開發(fā)鉆井成本高；

(2)分層壓裂費用高，施工周期長，壓裂液對儲層影響大；

(3)直井合層開采層間干擾大，開采制度不易掌控；

(4)煤層內(nèi)水平井開采面臨鉆井難度大、井下事故多的風險，而且鉆井液有害固相對儲層傷害嚴重，同一井眼不能開采多個煤層。

筆者通過分析織金區(qū)塊地質(zhì)特征，結(jié)合當前水平井鉆井和壓裂技術(shù)的發(fā)展，提出在煤系內(nèi)構(gòu)造穩(wěn)定的灰?guī)r或砂巖內(nèi)布置水平井，采用兩種方式完井。第一種，裸眼完井，分段壓裂；即將完井管柱和壓裂管柱合并為一趟管柱一起下入，采用雙向錨定懸掛封隔器懸掛擴張式裸眼封隔器、投球式噴砂滑套、壓差式開啟滑套以及坐封球座等工具下入井內(nèi)，使用裸眼封隔器封隔水平段，實現(xiàn)壓裂作業(yè)井段橫向選擇性分段隔離，根據(jù)壓裂段數(shù)進行分段壓裂，可以實現(xiàn)全井段完全壓裂作業(yè)。第二種，下套管或篩管完井，水力噴砂射孔壓裂；即將工具串下至壓裂井段，流體通過噴射工具，壓能被轉(zhuǎn)換成動能，高速流體沖擊形成射孔通道，完成水力射孔和分段壓裂。通過分段壓裂，單井眼溝通煤系多個儲層，利用一個井眼開采煤系多個煤層。該方法能有效解決煤層內(nèi)水平井鉆井困難、水平段無法延伸的難題；單井同時開發(fā)多個煤層，提高單井產(chǎn)量，降低區(qū)域開發(fā)成本，為貴州煤層氣商業(yè)化開發(fā)提供新方法。

1 地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀

織金區(qū)塊位于貴州省西部，含煤面積達到63.6%，煤層氣地質(zhì)資源量達7706×108m3，煤系地層主要發(fā)育于上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M，保存于向斜和密封條件好的小型斷層區(qū)塊內(nèi)[3]；區(qū)塊內(nèi)發(fā)育煤層多、含氣量高(見表1)、煤層氣資源豐度高，地質(zhì)條件較好[4-5]；煤層間頁巖、致密砂巖較發(fā)育(見表2)，有含氣顯示。

表1 貴州織金PQT-1井龍?zhí)督M煤層樣品現(xiàn)場解吸含氣量

由于煤層多而薄(層數(shù)30～40層、層厚0.3～4.6 m)、層間距變化大、滲透率低、單層資源量有限[6-7]的特點，近年來，中國石化華東分公司、貴州天然氣能源投資股份有限公司、奧瑞安清潔能源公司等對織金區(qū)塊進行不同程度的勘探開發(fā)，但全都采用直井分層壓裂、合層排采的傳統(tǒng)模式，單井最高產(chǎn)量只有2830 m3/d，且穩(wěn)產(chǎn)周期短，部分井日產(chǎn)2000 m3/d以上只有75 d，1000 m3/d以上120 d，后期呈緩慢下降趨勢[8]。

2 設(shè)計案例分析

貴州省織金區(qū)塊內(nèi)龍?zhí)督M發(fā)育有M6～M32多個煤層，以某井為例，地層詳見表2，煤厚0.35～2.87 m，層間距差異大，最小8.52 m(M6和M7)，最大38.25 m(M10和M14)；現(xiàn)場解吸的含氣量顯示見表1，M6～M32均有勘探開發(fā)價值。

表2 貴州織金PQT-1井龍?zhí)督M地質(zhì)剖面巖性描述

近年來，孟尚志等[9]學者對不同巖性復合產(chǎn)層間水力壓裂裂縫延伸規(guī)律研究表明，當不同巖層間應力差在4～6 MPa時，水力壓裂既能保證裂縫穿透界面，又能保證高效溝通煤巖中天然弱面形成網(wǎng)絡(luò)裂縫。通常情況，煤層間硬脆性砂巖和灰?guī)r與煤層應力差合適，滿足復合產(chǎn)層壓裂的條件。通過分析貴州織金區(qū)塊地質(zhì)剖面，龍?zhí)督M煤層M7與M10、M14與M16以及M27與M30之間均有以砂巖為主的巖層提供水平井布井地質(zhì)條件，結(jié)合各煤層間距大小，設(shè)計圖1～圖4四種井身結(jié)構(gòu)對龍?zhí)督M煤層氣進行系統(tǒng)化開發(fā)。

圖1淺部3層共采圖2中部3層共采

圖3深部4層共采圖4兩分支井共采中、深部7層

3 技術(shù)先進性

針對貴州織金煤層特征，提出非儲層內(nèi)布水平井開發(fā)煤層氣的新思路。將水平井段布置在砂巖、灰?guī)r等穩(wěn)定的非儲層內(nèi)，避免了煤層構(gòu)造不穩(wěn)產(chǎn)生井壁垮塌掉塊帶來的鉆井事故，提高鉆井成井效率，提高增加單井控制面積，減少區(qū)域鉆井數(shù)量；降低鉆井液長時間浸泡煤層產(chǎn)生的傷害；融合了水平井改變滲流方式提高產(chǎn)量的優(yōu)點。

3.1 鉆井難度和風險小

目前地面開采煤層氣的井型主要有常規(guī)直井、從式井、多分支水平井。貴州煤層氣開采受地質(zhì)條件、經(jīng)濟水平及鉆井技術(shù)限制，主要以常規(guī)直井為主，只有貴州盤江發(fā)展有限公司在六盤水地區(qū)鉆出了定向井?？椊饏^(qū)塊自2009年中國石化華東分公司開始勘探以來，均為直井開采。近年來，隨著貴州煤層氣大規(guī)模開發(fā)，羅開艷[10]針對貴州煤層多、煤厚薄、煤層群發(fā)育的特征，提出直線型單排排列法布從式井開發(fā)的設(shè)想并在貴州省盤江礦區(qū)松河礦煤層氣地面開發(fā)示范工程中成功應用。但由于貴州織金區(qū)塊煤體粉煤多、塊煤易脆、煤層多，煤系氣含量高的特點，常規(guī)的從式井不僅鉆井風險高，還不能有效開采煤系氣。

如圖1～圖4的布井方式，水平段在穩(wěn)定的巖層內(nèi)延伸，井壁穩(wěn)定，避免了煤層易垮塌掉塊帶來的鉆井風險，提高了鉆井效率。通過壓裂改造后，井眼連通多個煤層，能達到有效開發(fā)煤層氣的目的。

3.2 鉆井過程中儲層傷害小

煤層作為煤層氣的生儲層，與常規(guī)天然氣儲層差別很大。煤儲層具有的低壓、低滲、非均質(zhì)性強、割理異常發(fā)育等地質(zhì)特點決定其在鉆進過程中容易形成不可逆轉(zhuǎn)的傷害，其程度遠遠高于常規(guī)天然氣井。使用水平井技術(shù)開發(fā)煤層氣，技術(shù)工藝較為復雜，鉆進施工時間長，為確保井下安全，水平井段通常采用過平衡鉆進技術(shù)，鉆進過程中煤儲層極易受到鉆井液及其固相顆粒、鉆井壓力等因素引起的傷害，對氣體的解吸、擴散、運移產(chǎn)生非常不利的影響，大大降低開采效率。

非儲層內(nèi)水平井方式開采，一開直井段使用空氣潛孔錘快速鉆完井，二開定向段采用清水或水基鉆井液鉆進，完鉆后下技術(shù)套管固井封堵裸露煤層，為提高鉆進效率和井下安全，三開水平段采用水基或油基鉆井液過平衡鉆進，完井后用氯化鉀溶液清洗井筒。這樣的開采方式避免了鉆井液長時間浸泡煤層，有效降低鉆井液中的固相顆粒和鉆屑傷害煤層。

3.3 綜合開采周期短，穩(wěn)產(chǎn)周期長

由于煤儲層地質(zhì)的特殊性，長期工程實踐形成了“持續(xù)、緩慢、穩(wěn)定”的儲層保護開發(fā)原則[11-13]；在“排水降壓，解吸見氣”的過程中，通過控制井底流壓的下降速率防止壓敏、速敏及煤粉堵塞等造成儲層傷害。以兩層煤為例，如圖5中1、2號煤層排采過程中，為增加泄流面積，提高返排率，同時兼顧多煤層，遵循“階梯式降壓原則”，即以降壓和產(chǎn)水(產(chǎn)氣)之間的耦合關(guān)系為依據(jù)，使單位壓降條件下獲取最大產(chǎn)水(或產(chǎn)氣)量。

注：ΔPwf—井底流壓，MPa；ΔQL—日產(chǎn)水量，m3/d；ΔQg—日產(chǎn)氣量，m3/d

圖5多煤層直井合采壓降漏斗示意

直井排采時，采用緩慢降壓階段、階梯降壓階段和穩(wěn)流壓生產(chǎn)階段的3階段進行控制(圖6)，假如儲層壓力、煤層解吸壓力、穩(wěn)產(chǎn)壓力、啟抽壓力和井底流壓分別為Pp、Pj、Pw、Ps、Pwf，兩層煤的解吸壓力分別為Pj1、Pj2。即抽水降低井底流壓至b點，1號煤層臨近解吸，緩慢控制流壓下降至c點，控制套壓使1號煤層穩(wěn)定生產(chǎn)一段時間后，再降壓使2號煤層解吸生產(chǎn)。這種控制方法繁瑣、精細、不易掌控，層間干擾大，排采周期長，而且多煤層同時產(chǎn)氣時間短。

圖6 直井排采生產(chǎn)過程

非儲層內(nèi)水平井開發(fā)排采時，1、2號煤層水同時流向井筒(如圖7)，可將排采分為2個階段，即緩慢降壓階段和穩(wěn)流壓生產(chǎn)階段。由于流體在控制面積內(nèi)為平面流，在不傷害儲層的前提下可適當加快沖次，產(chǎn)水量大、降壓均勻且迅速，1、2號煤層可同時解吸，產(chǎn)氣疊合時間長，縮短了排采周期，節(jié)省了排采成本，有利于商業(yè)化開采。

圖7 水平井開采

3.3.1 織金平橋向斜區(qū)塊典型直井排采情況

PQT-1井是平橋向斜內(nèi)施工的一口參數(shù)井，采用活性水加砂壓裂液壓裂了14號和16號煤層，對2層實行合采；2016年11月23日投產(chǎn)，由于產(chǎn)水量過大，中途更換排采設(shè)備，至2017年7月16日才見氣。2017年7月21日出現(xiàn)第一產(chǎn)氣峰值163 m3/d，但不穩(wěn)定，只能通過進一步降低流壓才能產(chǎn)氣，排采周期延長，其排采情況如圖8。

圖8 PQT-1井排采曲線

3.3.2 大寧區(qū)塊典型水平井排采情況

DNP02井為大寧區(qū)塊內(nèi)典型多分支水平井，2014年11月18日完工，總進尺8018 m，煤層鉆遇率90%；投產(chǎn)后于2005年4月5日產(chǎn)氣量達20392.93 m3/d，并且持續(xù)高產(chǎn)(3年穩(wěn)定日產(chǎn)18000～40000 m3/d)，其排采曲線如圖9[14]。

3.4 改變滲流模式

直井抽水降壓過程，水流以井筒為中心，以徑向流模式流向井筒(如圖10)，滲流阻力大，返排率較低；壓力波徑向傳遞，近井地帶降壓迅速，解吸過快，遠井地帶解吸滯后甚至不解吸。

非儲層單支水平井壓裂后能夠打通一個甚至多個煤儲層割理和裂縫系統(tǒng)(參見圖7)，水平井段大大增加了單井波及面積和泄氣面積，抽水降壓時，水流以水平井眼為中心線，以平面流為主、徑向流相結(jié)合的方式流向井筒，降低裂隙內(nèi)氣液兩相流的流動阻力，加速流體的排出，返排率高，提高了采出程度；壓力波平面?zhèn)鬟f，整個井眼控制的面積內(nèi)同時降壓，同時解吸，單井產(chǎn)量高。

3.5 綜合開發(fā)效益高

貴州省地貌深受地質(zhì)構(gòu)造影響，以高原、山地為主，境內(nèi)無平原，嶺谷高差明顯，切割強烈，單井的三通一平費用高，鉆機搬遷困難且費用高昂，同時也難以找到寬闊的場地作為大型鉆井平臺。與采用射孔完井和水力壓裂增產(chǎn)的常規(guī)直井難選井場相比，非儲層水平井可根據(jù)井場位置設(shè)計井眼軌跡，具有得天獨厚的技術(shù)優(yōu)勢，根據(jù)煤儲層實際情況可以設(shè)計出適合的井身結(jié)構(gòu)，最大限度增加水平段有效長度，提高單井井眼波及面積和泄氣面積，減少區(qū)域鉆井數(shù)量。非儲層內(nèi)水平井可選用鉆井液種類多，鉆井施工安全、操作方便、事故少，成井概率高。與常規(guī)直井相比，非儲層內(nèi)水平井鉆采技術(shù)具有單井產(chǎn)量高、產(chǎn)出與成本比例大、最終開采程度高、經(jīng)濟效益長期良好等顯著優(yōu)勢。

圖9 DNP02井排采曲線

圖10 直井開采

以1000 m×1000 m控制面積為例，假設(shè)儲層縱向上有2套可采煤層，埋深在600～800 m，且儲層各向性均質(zhì)、層間距合適且含穩(wěn)定的砂巖，頂、底板致密，無水竄。分別采用直井和水平井開采模式進行區(qū)域開采，經(jīng)濟效益分析如下。

3.5.1 井網(wǎng)密度

3.5.1.1 直井開發(fā)模式

假設(shè)單井控制面積為333 m×333 m，為提高降壓波及面積，提高煤層水返排率和煤層氣采收率，結(jié)合當前壓裂裂縫延伸半徑150 m以內(nèi)，則需布置9口直井才能全面覆蓋整區(qū)塊，井網(wǎng)如圖11。

3.5.1.2 水平井開發(fā)模式

根據(jù)煤層氣井常用石油2000或SPS2000型水源鉆機鉆進。結(jié)合鉆機性能，設(shè)計水平段長度400～600 m時成井率較高，則布置4口水平井即可全面覆蓋整個區(qū)塊，如圖12。

圖11 直井區(qū)域開發(fā)井網(wǎng)示意

圖12 水平井區(qū)域開發(fā)井網(wǎng)示意

3.5.2 不同井型開發(fā)成本對比

由圖11和圖12可看出，同一區(qū)塊采用不同井型開發(fā)，水平井開發(fā)模式可降低鉆井數(shù)量，進而減少鉆前、鉆井、壓裂及排采設(shè)備等直接費用；也可降低后期排采管理等間接費用。筆者通過對不同區(qū)塊開發(fā)成本分析，結(jié)合當前市場價格，總結(jié)出單井開發(fā)成本如表3。

表3 單井開發(fā)成本明細

以800 m埋深為例，假設(shè)水平井水平段600 m，則水平井井深至少1500 m，壓裂增產(chǎn)需分三段進行；直井井深800 m，壓裂2層。所有井組采用相同排采設(shè)備開采10年，綜合成本如表4。

表4 不同井型開發(fā)成本對照 萬元

由表4可知，一定面積的儲層，采用非儲層內(nèi)水平井開發(fā)模式，可節(jié)約投資成本20%左右；而且水平井通過壓裂改造后裂縫有效貫穿整個儲層，增加了降壓波及體積，提高了煤層氣和煤系氣采收率，綜合經(jīng)濟效益顯著提高。

4 技術(shù)難點

非儲層內(nèi)水平井開發(fā)煤層氣成功的關(guān)鍵在于水力縫必須穿過非儲層并在煤層內(nèi)延伸，形成連通的割理和裂縫系統(tǒng)，滿足氣體的解析、運移，實現(xiàn)煤層氣增產(chǎn)、高產(chǎn)。國內(nèi)外學者理論和試驗研究認為，水力壓裂形成的縫隙系統(tǒng)在不同巖性復合儲層間的擴展規(guī)律受地質(zhì)條件和施工條件共同控制，實現(xiàn)非儲層內(nèi)水平井技術(shù)開發(fā)煤層氣主要有以下幾個技術(shù)難點[13-17]。

(1)研究特定區(qū)域儲層地質(zhì)條件特性，預測水力縫網(wǎng)空間形態(tài)，優(yōu)化設(shè)計合理的井眼軌跡走向，增大縫網(wǎng)控氣面積。

(2)需對影響非儲層水力縫形成的因素進行充分的理論研究和工程實踐驗證，指導并制定出合理、適用的壓裂方法。

(3)非儲層內(nèi)水平井技術(shù)開發(fā)煤層氣是一種不同于以往的鉆采新模式，目前多以理論和室內(nèi)試驗研究為主，尚未有現(xiàn)場施工案例，為確保完井后成功壓裂，進行井眼軌跡設(shè)計前需對儲層進行準確的力學實驗研究，并將水平段設(shè)計在層間應力差合適、彈性模量最大的穩(wěn)定巖層內(nèi)，保證水力縫溝通多個煤層。

5 結(jié)論

(1)采用非儲層內(nèi)水平井開發(fā)貴州織金煤層氣，水平段在穩(wěn)定的非儲層內(nèi)鉆進，鉆井難度小、風險低，可延長水平段長度，提高單井控制面積，降低鉆井和開采成本，經(jīng)濟效果顯著。

(2)非儲層內(nèi)水平井壓裂后，水力裂縫垂向延伸溝通了多個煤層及煤層間的砂巖和頁巖，開采煤層氣的同時開發(fā)煤系氣，可提高非常規(guī)天然氣資源利用率，應用前景廣闊。

(3)非儲層內(nèi)水平井開發(fā)煤層氣作為新的開發(fā)模式，符合貴州織金煤層多而薄、層間距小的地質(zhì)特征；但開發(fā)效果受水力縫在垂向上的延伸規(guī)律影響，制定開發(fā)方案前需對開發(fā)區(qū)內(nèi)巖層進行必要的力學實驗，確保壓裂效果，降低開發(fā)風險。

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ResearchonNon-reservoirHorizontalWellDevelopmentTechnologyofZhijinCoalbedMethaneReservoirinGuizhouProvince

LIYong,HUANGMing-yong,SONGJi-wei,BANJin-peng

(115 Geological Team, Bureau of Geology and Mineral Exploration and Development of Guizhou Province, Guiyang Guizhou 551400, China)

Drilling and fracturing come to high cost for vertical well in coalbed methane development with small control area and low production rate of single well; while for horizontal wells in coal seam, drilling is difficult with high risk and wellbore trajectory control is difficult in thin coal seam, the harmful solid in drilling fluid has serious reservoir damage and the recovery factor is low. Based on the above, this paper analyzes the geological structure of coal measures in Zhijin block of Guizhou and puts forward a new way that horizontal wells are laid in stable non-reservoir of coal measure strata to get through the coal seams above and under the horizontal wells by hydraulic fracturing for multi coal seams development at the same time. Compared with the conventional development mode, the horizontal wells in non-reservoir have the advantages of small drilling risk, light reservoir damage and high production of single well; and at the same time, coal measure tight gas and shale gas can be developed to improve utilization ratio of unconventional gas. The research on the development technology of Guizhou Zhijin coalbed methane in non-reservoir with horizontal wells provides new way to solve the difficult development of coalbed methane in Guizhou coal measures strata with the characteristics of many thin coal seams and small interlayer spaces as well as the utilization of coal measures gas.

coalbed methane well; horizontal well; reservoir damage; hydraulic fracturing

2017-03-27；

2017-09-13

貴州省科技支撐計劃社會攻關(guān)項目“煤系非常規(guī)天然氣(煤系氣)富集規(guī)律研究”(編號：黔科合[2016]支撐2807)；貴州省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局青年地質(zhì)科學研究項目“貴州西部煤層氣地質(zhì)評價工作方法研究——以織金縣為例”(編號：黔地礦科合(2016)42號)；貴州省地質(zhì)礦產(chǎn)勘查開發(fā)局重大地質(zhì)科學研究項目“貴州省織金縣精準扶貧煤層氣勘探與開發(fā)示范研究”(編號：黔地礦科合(2016)01號)

李勇，男，漢族，1969年生，隊長，主要從事固體礦產(chǎn)鉆探與煤層氣鉆井與開發(fā)研究工作，貴州省清鎮(zhèn)市北門橋，1035986705@qq.com。

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1672-7428(2017)10-0031-06