李貴山，白建平，黃 帆，李友誼，申鵬磊

(山西藍(lán)焰煤層氣工程研究有限責(zé)任公司，山西 晉城 048000)

根據(jù)我國煤層氣資源評價(jià)方法研究及勘探實(shí)踐，多數(shù)認(rèn)為埋深大于1000m的煤層氣資源屬于深部資源[1-3]，第四輪全國煤層氣資源評價(jià)結(jié)果表明，煤層氣1000～1500m和1500～2000m埋深是目前主要勘探開發(fā)目標(biāo)[4]。然而，目前我國煤層氣產(chǎn)量動(dòng)用資源不足20%，大量的深煤層等氣藏資源因缺乏有效技術(shù)難以動(dòng)用，因此加大深部煤層的煤層氣資源勘探開發(fā)力度刻不容緩[5，6]。

與淺部煤儲(chǔ)層相比，深部煤儲(chǔ)層具有較高的地應(yīng)力、地層流體壓力和地層溫度[7]，而地應(yīng)力對煤層氣成藏具有顯著的控制作用[8，9]。康永尚等[10]認(rèn)為深部煤層埋藏深，地應(yīng)力高，煤儲(chǔ)層滲透性低，閉合應(yīng)力大，壓裂過程中支撐劑在煤層中鑲嵌嚴(yán)重，煤層破裂壓力高，巖石力學(xué)性質(zhì)復(fù)雜，人工裂縫與天然裂縫溝通復(fù)雜，制約了主裂縫的形成和有效延伸[11]，但深部煤層在含氣量、含氣飽和度、儲(chǔ)層壓力、臨界解吸壓力及保存條件等關(guān)鍵地質(zhì)條件比淺部煤層好，利于煤層氣的開采[12，13]。21世紀(jì)初，美國皮森斯盆地深部煤層氣與致密砂巖氣共采先導(dǎo)性試驗(yàn)取得成功[14]，在國內(nèi)，準(zhǔn)噶爾盆地彩504井煤層段(2567～2583m)壓裂后自噴，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在7300m3左右[15]。國內(nèi)深部煤層氣開發(fā)取得了一定的工業(yè)氣流，但由于深部煤層地應(yīng)力較高，以常規(guī)清水壓裂為主的直井單壓煤層模式，煤層難以有效壓裂，生產(chǎn)效果較差[16]；臨興區(qū)塊共有4口埋深在1800～2000m的深部煤層氣直井進(jìn)行了試采工作，單井日產(chǎn)氣量最高可達(dá)2000m3/d[17]。張軍濤[18]等認(rèn)為在深部煤層氣壓裂大排量注入可以有效地控制壓裂液的濾失，保證裂縫的有效延伸，低砂比技術(shù)(平均砂比小于8%)可有效地防止煤層砂堵，兩者結(jié)合提高施工成功率。王緒性[19]等曾嘗試使用“油管+循環(huán)滑套+封隔器+喇叭口”的施工管柱進(jìn)行壓裂施工，但都難以取得高產(chǎn)。而通過在深部煤層注入CO2置換煤儲(chǔ)層中吸附態(tài)CH4的增產(chǎn)技術(shù)，效率比較低下[20，21]。由于深部煤層埋深大，應(yīng)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(dǎo)流裂縫，因此需著重優(yōu)化壓裂體系，通過增加壓裂次數(shù)、增大排量、提高加砂強(qiáng)度和注液強(qiáng)度，來實(shí)現(xiàn)多裂縫開啟、長距離延伸、高強(qiáng)度加砂，增大支撐半徑的壓裂效果[22]。

通常情況下，直井抽采范圍較小，而水平井通過盡可能多地鉆穿煤層，增加了水平井段與煤層的接觸面積，提高了單井產(chǎn)量，從而能夠獲得更高的采收率，也可以節(jié)約鉆井費(fèi)用，如在一個(gè)鉆井平臺上可以向不同方位、深度鉆成多口氣井，達(dá)到提高產(chǎn)量、節(jié)約成本的目的，因此，建議將水平井作為深部煤層氣井主力開發(fā)井型。

1 和順橫嶺區(qū)塊概況

和順橫嶺區(qū)塊位于和順縣西部，西與榆次區(qū)和榆社縣接壤，行政區(qū)劃隸屬和順縣的馬坊鄉(xiāng)、橫嶺鎮(zhèn)及陽光占鄉(xiāng)。區(qū)塊位于沁水盆地復(fù)向斜北部東翼，地層走向北北東向，區(qū)塊因多期構(gòu)造應(yīng)力疊加作用，形成擠壓變形與伸展拉張變形共存的格局。區(qū)塊內(nèi)地層發(fā)育較全，其15#煤層為穩(wěn)定可采煤層，鉆孔揭示埋深在1255～1866m之間，平均埋深約1606m，總體上煤層埋深呈東南深、西北淺的趨勢。15#煤層煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤和碎裂煤為主，區(qū)塊內(nèi)分布穩(wěn)定，厚度在4.35～6.91m之間，平均厚度超過5m。鏡質(zhì)組含量在81.3%～93.3%之間，平均86.8%，有利于煤層割理裂隙生成，為后期氣井壓裂提供了利好條件[23]。根據(jù)鉆孔實(shí)測數(shù)據(jù)顯示，和順橫嶺區(qū)塊15#含氣量在13.41～31.5m3/t之間，平均22.50m3/t。

2 采取的壓裂方式及應(yīng)用情況

2.1 水力噴砂射流壓裂技術(shù)

2.1.1 技術(shù)原理

水力噴砂射孔壓裂技術(shù)是利用貝努利原理，通過噴嘴的節(jié)流，將高壓射孔液轉(zhuǎn)化為高速射孔液對套管進(jìn)行噴射沖蝕，將流體的動(dòng)能轉(zhuǎn)化為壓能，在噴孔附近產(chǎn)生水力裂縫，在套管環(huán)空進(jìn)行補(bǔ)液的情況下實(shí)現(xiàn)壓裂作業(yè)，壓裂液通過套管射開的孔道進(jìn)入地層。水力噴射射孔方式穿透更深、射孔孔徑更大，具備射孔和解堵的雙重目的，并且能夠在孔眼周圍形成清潔通道，沒有射孔彈造成的破碎帶和壓實(shí)帶，對井筒附近有一定的應(yīng)力松弛作用，可變相降低儲(chǔ)層破裂壓力，提高儲(chǔ)層的連通性能。

2.1.2 應(yīng)用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-01-H等4口水平井共20層使用了水力噴砂射流壓裂技術(shù)，井身結(jié)構(gòu)見表1，壓裂參數(shù)見表2。從表2中可以看出，壓裂過程中存在明顯的泵注壓力高、施工排量低等現(xiàn)象，在油管、環(huán)空排量分別達(dá)到2.0m3/min時(shí)，油管、套管施工壓力迅速上升至限壓(油管65MPa、套管45MPa)附近，并且在HL-01-L井提升套管抗壓等級后(70MPa)無明顯改善。在這種施工條件限制下，20層僅有10層加砂量超過20m3，其中HL-02-H井設(shè)計(jì)10個(gè)壓裂段，有7段基本完成了加砂任務(wù)。

低排量射流壓裂降低了壓裂液從噴槍中通過的噴射速度，使得液體穿透力降低，減弱了高速流體的掏穴能力，導(dǎo)致縫寬變窄，同時(shí)環(huán)空排量的降低，進(jìn)一步弱化了裂縫的延伸能力，導(dǎo)致縫內(nèi)凈壓力不足，裂縫起裂困難或延伸距離有限，支撐劑在近井端堆積，裂縫支撐效果有限，壓裂效果較差。

2.2 連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂技術(shù)

2.2.1 技術(shù)原理

連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂技術(shù)首先通過高速水流射開套管和地層并形成一定的噴孔，溝通套管和地層后，套管環(huán)空進(jìn)行主壓裂，壓裂液通過套管射開的孔道進(jìn)入地層。連續(xù)油管能夠在井筒帶壓的情況下進(jìn)行拖動(dòng)，避免“壓裂—放噴—壓裂—放噴”模式對儲(chǔ)層造成的震蕩和傷害，實(shí)現(xiàn)了快速連續(xù)的水平井多級壓裂，有效保證了壓裂和排采的快速銜接，避免壓裂后的二次傷害，可以起到保護(hù)壓裂效果的作用。

表2 水力噴砂射流壓裂參數(shù)

2.2.2 應(yīng)用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-01-H等9口水平井共59層使用了連續(xù)油管壓裂底封拖動(dòng)壓裂技術(shù)，井身結(jié)構(gòu)見表1，壓裂參數(shù)見表3。在區(qū)塊開發(fā)前期，三開套管結(jié)構(gòu)主要選擇N80鋼級套管，承壓能力為45MPa，HL-01-H和HL-05-H在前置液階段頻頻超壓，兩口井只有1層壓裂成功，而且油管施工壓力達(dá)到63.1MPa，接近油管施工限壓，在N80鋼級的三開套管下，三口井使用連續(xù)油管壓裂成功率為46.7%(7/15)。之后為了提升壓裂成功率，和順橫嶺區(qū)塊將三開套管鋼級升級為P110，套管施工限壓由45MPa提升至75MPa，在HL-01-L等6口水平井中成功率提升至81.8%(36/44)，改善效果明顯。

表3 連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂參數(shù)

受限于油管與套管之間的環(huán)空面積，套管內(nèi)難以建立高施工排量，同時(shí)壓裂施工壓力起伏較大，如圖1所示，導(dǎo)致連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂整體砂比偏低，均達(dá)不到設(shè)計(jì)要求砂比。一方面導(dǎo)致支撐劑在裂縫內(nèi)單層鋪置，破碎和嵌入比例增加，對裂縫導(dǎo)流能力不利，另一方面使得壓開地層的裂縫得不到有效支撐，縫寬縫長達(dá)不到設(shè)計(jì)要求，導(dǎo)致裂縫導(dǎo)流能力下降。

圖1 HL-02-L井第三段壓裂施工曲線

2.3 “油管噴砂射孔+大排量復(fù)合壓裂”技術(shù)

2.3.1 技術(shù)原理

水力噴射射孔方式穿透更深、射孔孔徑更大，沒有射孔彈造成的破碎帶和壓實(shí)帶，對井筒附近有一定的應(yīng)力松弛作用，可變相降低儲(chǔ)層破裂壓力，射孔之后再利用噴射形成的大直徑通道進(jìn)行光套管大排量壓裂，更有利于壓裂施工。

2.3.2 應(yīng)用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-T-03和HL-T-05兩口勘探井(垂直井)中應(yīng)用了“油管噴砂射孔+大排量復(fù)合壓裂”技術(shù)，壓裂參數(shù)見表4，從壓裂參數(shù)來看，在施工壓力接近套管限壓的情況下，基本完成了壓裂設(shè)計(jì)指標(biāo)。微地震裂縫監(jiān)測顯示，直井的縫寬較大，但縫長較小，裂縫帶波及范圍有限，不易形成復(fù)雜裂縫，分析認(rèn)為，由于垂直井周邊鄰井少，在深部煤層氣地應(yīng)力和構(gòu)造應(yīng)力疊加的條件下，支撐劑更易破碎或嵌入地層，降低支撐裂縫整體導(dǎo)流能力，難以形成相互影響的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，儲(chǔ)層改造體積有限，井群之間難以相互干擾，易形成直井間的“孤島效應(yīng)”。

表4 “油管噴砂射孔+光套管復(fù)合壓裂”參數(shù)

2.4 “段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術(shù)

2.4.1 技術(shù)原理

定向射孔技術(shù)可以“靶向”溝通煤層，尤其在煤層鉆遇率較低時(shí)，通過降低壓裂彎曲摩阻，形成較寬的裂縫，便于支撐劑加入，改善裂縫導(dǎo)流能力，而優(yōu)化的相位角度、孔眼間距和射孔方向有助于更好地進(jìn)行壓裂作業(yè)，并盡可能減小由于射孔通道坍塌而造成出砂的可能性，提高壓裂成功率。而段內(nèi)多簇壓裂工藝以形成多個(gè)主裂縫與分支裂縫相互交織的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)、獲取最大儲(chǔ)集層改造體積為目標(biāo)，利用裂縫附近形成的誘導(dǎo)應(yīng)力克服兩向水平主應(yīng)力差值，通過裂縫擴(kuò)展方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)或溝通天然裂縫以擴(kuò)大裂縫壁面與儲(chǔ)集層接觸面積，增大儲(chǔ)層改造體積及裂縫復(fù)雜程度[22]。

2.4.2 應(yīng)用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-04-H和HL-09-H兩口水平井中進(jìn)行了應(yīng)用，“段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”參數(shù)見表5，HL-04-H井受限于套管內(nèi)徑較小，導(dǎo)致壓裂液井筒內(nèi)摩阻增大，同時(shí)套管頭限壓(65MPa)低于套管限壓(85MPa)，導(dǎo)致壓裂過程中施工壓力接近限壓，最終壓裂成功率為50%(3/6)。HL-09-H井針對鉆井軌跡與煤層的相對位置，選擇定向向下射孔，最終順利完成施工排量、加砂量、砂比等壓裂設(shè)計(jì)指標(biāo)，壓裂成功率100%(8/8)，如圖2所示。

表5 “段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”參數(shù)

圖2 HL-09-H井第八段壓裂施工曲線

“段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術(shù)具有施工排量大、段與段之間封閉性好等特點(diǎn)，具備較強(qiáng)的造縫能力，縫長縫高均高于前述壓裂方式，同時(shí)作業(yè)效率較高，建議作為深部煤層氣井主要壓裂方式。

3 生產(chǎn)試采效果對比

HL-02-H、HL-08-H、HL-T-03和HL-09-H井分別使用了水力噴砂射流壓裂、連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂、復(fù)合壓裂和“段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術(shù)進(jìn)行壓裂。

1)HL-02-H井投產(chǎn)后65d開始產(chǎn)氣，最高可達(dá)2700m3/d，后期穩(wěn)產(chǎn)量在1500m3/d左右，HL-08-H井投產(chǎn)后30d開始產(chǎn)氣，最高可達(dá)4700m3/d，后期穩(wěn)產(chǎn)量在3500m3/d左右。兩口井實(shí)際生產(chǎn)曲線均以典型的煤層氣先排水后見氣的“單峰”曲線為主，呈“先陡后緩”的形態(tài)。其中，HL-08-H井見氣時(shí)間較早，且相對于HL-02-H井峰值產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)量都比較高，生產(chǎn)效果改善明顯。

2)HL-T-03井投產(chǎn)后29d開始產(chǎn)氣，最高可達(dá)1500m3/d，后期穩(wěn)產(chǎn)量在500m3/d左右。該井曲線以“寬緩單峰型”為主，雖見氣時(shí)間早，但直井單井控制的煤層氣資源量較少，峰值產(chǎn)量維持困難，氣量衰減較快，總體生產(chǎn)效果較差。該井產(chǎn)能難以釋放，其氣井生產(chǎn)效果僅能表征近井筒煤層范圍附近的氣井生產(chǎn)特征。

3)HL-09-H井投產(chǎn)后142d開始產(chǎn)氣，最高可達(dá)5900m3/d，后期穩(wěn)產(chǎn)量在5000m3/d左右。通過“密切割”體積改造后，HL-09-H井生產(chǎn)效果明顯提高，前期產(chǎn)水量穩(wěn)定在50m3/d，見氣后氣井日產(chǎn)氣量上升較快，單井日峰值產(chǎn)量及穩(wěn)產(chǎn)量均創(chuàng)新高，說明通過采用“密切割”改造方式，儲(chǔ)層改造體積提升明顯，裂縫與儲(chǔ)層的接觸面積較大，儲(chǔ)層向裂縫和井筒的供液和供氣能力較強(qiáng)。

4 深部煤層氣水平井壓裂的影響因素分析

4.1 鉆井軌跡的方向

通常認(rèn)為，當(dāng)水平井井筒水平段垂直于最大主應(yīng)力方向時(shí)更容易破壓，壓裂成功率更高，同時(shí)壓裂時(shí)會(huì)產(chǎn)生垂直于井筒方向的裂縫，這樣的裂縫可以改善低滲透煤層的滲流狀況，有利于增加煤層的泄壓面積，提高采收率。和順橫嶺區(qū)塊水平井軌跡方向由與主應(yīng)力垂直調(diào)整為平行后，壓裂成功率較之前有了大幅提升，見表6，雖然同時(shí)提升了套管承壓能力，但是仍然可以看出，鉆井軌跡與最大主應(yīng)力方向平行時(shí)的壓裂成功率并不必然低于垂直時(shí)，至于最終采收率是否會(huì)受到影響，仍需進(jìn)一步驗(yàn)證。

表6 連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂參數(shù)

4.2 水平段固井情況

煤層氣井水平段進(jìn)行固井，可以一定程度提高套管的承壓能力，也可能因水泥漿液柱壓力高，對地層回壓大，導(dǎo)致水泥顆粒進(jìn)入地層或地層漏失而污染煤層。而不固井可能導(dǎo)致壓裂過程中壓裂液通過套管與井壁之間環(huán)空進(jìn)入井底，此時(shí)套管在封隔器(連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂)的拉伸載荷下抗壓能力降低，壓裂產(chǎn)生的高壓可能導(dǎo)致井底套管脫扣或擠壓變形。而且，水平井不固井也限制了壓裂方式和后期改造方式的多樣性。因此，綜合考慮煤層污染和壓裂效果的影響，建議深部煤層氣使用套管懸掛器+水平段固井的完井方式。

4.3 煤體結(jié)構(gòu)

使用連續(xù)油管進(jìn)行壓裂過程中，需要在噴砂射孔結(jié)束后進(jìn)行循環(huán)洗井，將射孔砂殘?jiān)?、套管殘?jiān)兔悍巯闯鼍玻环矫姹ＷC井筒內(nèi)及孔眼附近的清潔，另一方面根據(jù)返出液中煤粉含量判斷噴射位置是否在煤層中，因此當(dāng)返出液無砂時(shí)方可進(jìn)行壓裂施工。

在HL-07-H井壓裂過程中，射孔返出液中煤粉顆粒體積明顯增大，并且隨洗井時(shí)間的增加并無減少趨勢，后停止循環(huán)，開始壓裂施工程序，開始砂堵。通過對比該對接直井煤層取芯結(jié)果顯示，煤的宏觀煤巖類型為光亮煤，內(nèi)生裂隙發(fā)育，鏡煤含量居多，易破碎成棱角狀的塊，初步判斷為噴射后在套管壁形成大直徑孔眼，在煤層中形成大直徑通道，并引起通道附近應(yīng)力松弛，導(dǎo)致通道兩側(cè)煤體坍塌。因此針對以光亮煤為主的煤層，建議減小射孔砂的尺寸或減少射孔后的循環(huán)洗井時(shí)間，以提高后續(xù)壓裂成功率。

5 結(jié) 論

1)和順橫嶺區(qū)塊15#煤平均埋深超過1600m，平均厚度超過5m，煤體結(jié)構(gòu)與煤巖類型較好，平均含氣量超過20m3/t，深部煤層氣資源豐富，是下一步煤層氣資源勘探開發(fā)的重點(diǎn)對象。

2)受地應(yīng)力和構(gòu)造應(yīng)力疊加影響，深部煤層氣使用水力噴砂射流壓裂、連續(xù)油管底封拖動(dòng)壓裂和復(fù)合壓裂成功率較低，“段內(nèi)多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”成功率最高，可實(shí)現(xiàn)快速建產(chǎn)增產(chǎn)，有效提高深部煤層氣井的產(chǎn)能，且從試采效果來看，生產(chǎn)效果最好。

3)同水平井相比，直井壓裂形成的裂縫帶波及范圍較小，縫長縫高均明顯低于水平井，壓裂效果有限，不建議作為深部煤層氣開發(fā)的井型；同時(shí)，水平井選用“套管懸掛器+水平段固井”的完井方式，既可以保證壓裂的成功率，也能保證氣井后期改造方式的多樣性。