房大志，程澤虎，李佳欣

(中石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400)

目前我國煤層氣整體勘探開發(fā)程度較低，根據(jù)自然資源部2017 年開展的“十三五”全國油氣資源評價(jià)結(jié)果，我國埋深2 000 m 以淺煤層氣地質(zhì)資源量為29.82 萬億m3，其中，可采資源量為12.51 萬億m3。根據(jù)預(yù)測，埋深3 000 m 以內(nèi)煤層氣遠(yuǎn)景資源量達(dá)到55.2 萬億m3[1]。為實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，我國煤層氣田動(dòng)用資源主要位于1 000 m 以淺。但隨著勘探開發(fā)程度的進(jìn)行，淺部資源將不斷減少至枯竭，深部?超深部煤層氣開發(fā)將會(huì)成為該領(lǐng)域的能源接替。然而，埋深達(dá)1 500 m 以深的超深部煤儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、地質(zhì)控制條件差異大，且超深部煤層具有地層溫度高、地應(yīng)力高、儲(chǔ)層壓力高的特征[2]，與之相應(yīng)煤儲(chǔ)層孔滲性差、塑性強(qiáng)，導(dǎo)致儲(chǔ)層改造更加困難復(fù)雜、可采性差、單井產(chǎn)量低，深部煤層氣的規(guī)模效益開發(fā)技術(shù)成為非常規(guī)氣藏的攻關(guān)難點(diǎn)[3]。我國僅在鄂爾多斯盆地、沁水盆地、準(zhǔn)噶爾盆地等區(qū)塊開展了深部煤層氣勘探試驗(yàn)，目前的研究和勘探實(shí)際對超深部煤儲(chǔ)層的認(rèn)識(shí)不夠全面，尚未形成能夠指導(dǎo)生產(chǎn)的系統(tǒng)成果[4-6]。渝東南地區(qū)以頁巖氣開發(fā)為主，煤層富集程度較低，多為中厚煤層、薄煤層和極薄煤層，NY1 井的成功探索和實(shí)施，彌補(bǔ)了渝東南地區(qū)超深煤層氣開發(fā)的空白。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

NY1 井轄于重慶市南川區(qū)鐵村鄉(xiāng)，構(gòu)造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶東勝背斜，同屬渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶[7]。渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造，缺失晚志留世至晚石炭世部分地層，其余各時(shí)代地層發(fā)育較全。NY1 井為煤層氣評價(jià)直井，導(dǎo)眼井深度4 465 m，套管完井，龍?zhí)督M為該井煤層的主要發(fā)育層位。

NY1 井本次煤層氣開采目的層位為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M，該區(qū)龍?zhí)督M為沼澤相沉積，巖性為黑色泥巖夾灰?guī)r，含有煤層(圖1)。黑色泥巖段總有機(jī)碳含量(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.24%～5.06%，X 衍射分析黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)13.9%～55.2%，平均30.93%；脆性礦物以方解石為主，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為12.3%～71.5%，平均40%；其次為石英，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.3%～22.5%，平均14.54%；斜長石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.29%；白云石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.08%；另有少量的黃鐵礦等，平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.56%。根據(jù)測井解釋，NY1 井龍?zhí)督M儲(chǔ)層孔隙率為2.3%～6.2%，滲透率為(0.05～6.22)×10?3μm2。

圖1 NY1 井二疊系綜合柱狀圖Fig.1 Composite columnar section of the Permian in NY1 well

根據(jù)測井解釋，龍?zhí)督M第11、第12 層三孔隙率測井曲線表現(xiàn)特征一致，即高聲波時(shí)差、高中子和低密度特征，電阻率阻值差異明顯，第11 層表現(xiàn)低阻特征，第12 層表現(xiàn)為高阻特征。本次開采的第一層為測井解釋第11 層，井段1 873.3～1 876.3 m，視厚度3.0 m，自然伽馬62.4 API，深側(cè)向電阻率21.7 Ω·m，補(bǔ)償密度2.37 g/cm3，補(bǔ)償中子27.4%，聲波時(shí)差315.2 μs/m，測井孔隙率2.3%。第二層為測井解釋第12 層，井段1 900.9～1 903.9 m，視厚3.0 m，自然伽馬61.7 API，深側(cè)向電阻率8 118.2 Ω·m，補(bǔ)償密度1.44 g/cm3，補(bǔ)償中子38.8%，聲波時(shí)差404.9 μs/m，孔隙率4.1%。

NY1 井目的煤層煤體結(jié)構(gòu)為原生結(jié)構(gòu)?碎裂煤，內(nèi)生裂隙發(fā)育，宏觀煤巖類型為光亮型?半亮型煤，成分以亮煤為主，次為鏡煤。煤巖現(xiàn)場解吸含氣量12.4～16.7 cm3/g。第二層煤區(qū)域發(fā)育穩(wěn)定，為全區(qū)可采，厚度1.4～3.2 m，鏡質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)大于70%，煤的鏡質(zhì)體反射率Rmax為1.6%～2.1%，屬于貧煤?無煙煤。第一層煤在區(qū)內(nèi)局部分布，連續(xù)性較差。

2 煤層氣儲(chǔ)層改造工藝

煤層氣井壓裂改造工藝與其他油氣井壓裂適應(yīng)性不同，煤儲(chǔ)層各向異性強(qiáng)，儲(chǔ)層中天然微裂縫發(fā)育，煤層中的割理在壓裂過程中會(huì)產(chǎn)生復(fù)合裂縫，使得壓裂液濾失嚴(yán)重，影響壓裂效果[8]。此外，壓裂過程中碎裂煤粉易充填孔縫，在后期排水采氣過程中，壓裂支撐劑容易運(yùn)移至井筒，導(dǎo)致壓裂裂縫支撐效果降低和井下管柱砂堵，進(jìn)一步增加了煤層氣井壓裂改造難度。

2.1 常規(guī)煤層氣井壓裂工藝

在煤層氣井壓裂過程中，一方面能夠改造煤層增加滲流通道，另一方面壓裂液侵入煤層會(huì)對儲(chǔ)層造成一定的傷害。煤儲(chǔ)層敏感性較強(qiáng)，壓裂液對煤層的傷害主要包括壓裂液遇黏土膨脹堵塞孔道、煤層吸附液相流體水鎖以及壓裂液濾失導(dǎo)致支撐劑運(yùn)移距離短、導(dǎo)流能力變差[9-10]。因此，煤層氣井壓裂技術(shù)應(yīng)建立在煤儲(chǔ)層特征認(rèn)識(shí)的基礎(chǔ)上，既要滿足壓裂工藝，又要盡可能降低對煤層的傷害。目前煤層氣井現(xiàn)場采用的壓裂液主要有活性水壓裂液、胍膠壓裂液、清潔壓裂液、泡沫壓裂液等[11]，不同壓裂液體系適應(yīng)性不同(表1)。

表1 不同壓裂液體系對比[12-14]Table 1 Comparison of different fracturing fluid systems[12-14]

煤儲(chǔ)層改造過程中，往往針對不同深度采用不同的壓裂工藝，目前國內(nèi)煤層氣開發(fā)以埋深小于800 m的淺層煤層氣為主，覆巖壓力較低，小于15 MPa，孔滲性相對較好。淺層煤巖裂縫導(dǎo)流能力強(qiáng)，壓裂施工難度相對較小，施工中可采取大排量、持續(xù)加砂的方式，對儲(chǔ)層進(jìn)行改造和支撐。

2.2 超深層煤層氣井壓裂體系優(yōu)化

超深層煤層氣井壓裂施工難度大[15-17]，渝東南地區(qū)NY1 井煤儲(chǔ)層埋深達(dá)1 900 m，上覆巖層壓力高，面臨的難題主要有：地層破裂壓力高，設(shè)備風(fēng)險(xiǎn)系數(shù)大；煤儲(chǔ)層滲透率極低，壓裂液體系容易對儲(chǔ)層造成傷害；地應(yīng)力水平高，造縫困難，小排量難以讓裂縫更大程度地?cái)U(kuò)展，大排量則會(huì)造成管柱的高摩阻；壓裂裂縫窄，砂比過大容易砂堵，砂比過小難以支撐?；诖?，工區(qū)超深層煤層氣井壓裂優(yōu)化思路為：①為有效改造煤層，降低由于儲(chǔ)層應(yīng)力差異導(dǎo)致的改造不充分，采用大排量施工；② 為降低管柱施工壓力，壓裂液體系選用減阻水體系；③考慮儲(chǔ)層埋深大，采用“小砂比+段塞式”加砂工藝，分多次完成施工；④ 考慮成本、支撐效果及加砂難易，支撐劑采用70/140 目(0.106～0.212 mm)+40/70 目(0.212～0.425 mm)石英砂組合加砂，以提高工藝成功率。

NY1 井壓裂煤層段埋深為1 873.3～1 876.3 m、1 900.9～1 903.9 m，根據(jù)延伸壓力梯度，預(yù)計(jì)施工壓力為53.64～57.44 MPa，因此，選用105 MPa 設(shè)備，試壓至70 MPa。減阻水體系配方為“0.07%減阻劑+0.05%殺菌劑+0.2%助排劑”，減阻劑為固體粉末，其他為液體。壓裂采用減阻水一段二次壓裂工藝，對2 個(gè)煤層進(jìn)行合壓合采(圖2)。該井下入“?88.9 mm 油管+Y531 封隔器接短節(jié)”作為壓裂管柱，“油管+封隔器”封隔上部長興及龍?zhí)督M，采用全封橋塞封隔下部茅口組，進(jìn)行油管壓裂施工。

圖2 NY1 井壓裂施工曲線Fig.2 Fracturing curves of NY1 well

第一次壓裂施工開井壓力20.30 MPa，前置液施工排量緩慢提升至6.5 m3/min 保持不變；前置石英砂階段，按照砂比2%?3%?5%?8%，加入70/140 目石英砂；中砂階段采取3%?5%?8%?10%?12%?14%的動(dòng)態(tài)砂比調(diào)整以及間歇加砂的壓裂技術(shù)，加入40/70 目石英砂。壓裂過程中，施工壓力59.5～71.3 MPa，施工排量5.4～7.5 m3/min，最高砂比14%。頂替排量6.6 m3/min，頂替施工壓力63.1～49.2 MPa，停泵壓力49.2 MPa，觀察30 min 壓降49.2～41.8 MPa。減阻水3 059.1 m3，頂替液24.2 m3，總液量3 059.1 m3，70/140目石英砂15 m3，40/70 目石英砂136.2 m3，總砂量151.2m3。

第二次壓裂開井壓力30.3 MPa，施工壓力58.1～71.7 MPa，施工排量6.5～7.8 m3/min，壓裂過程與第一次壓裂采取相同的“動(dòng)態(tài)砂比+段塞式”的加砂工藝，最高砂比15%(40/70 目石英砂)，頂替排量7.5 m3/min，頂替施工壓力59.6～47.8 MPa，停泵壓力47.8 MPa，觀察30 min 壓降47.8～43.0 MPa。減阻水2 164.4 m3，頂替液21.2 m3，總液量2 164.4 m3，40/70 目石英砂151.4 m3，總砂量151.4 m3。

從壓裂整體情況看，該井2 次壓裂平均加液量達(dá)到2 611.8 m3，平均加液強(qiáng)度870.6 m3/m，平均加砂量151.3 m3，平均加砂強(qiáng)度50.4 m3/m。相比之下，前期織金區(qū)塊煤層氣大試驗(yàn)井組壓裂平均加液強(qiáng)度僅為203.0 m3/m，平均加砂強(qiáng)度16.2 m3/m，其壓裂規(guī)模遠(yuǎn)低于NY1 井壓裂規(guī)模。壓裂施工過程中，通過減阻水壓裂液體系良好的降阻性能，結(jié)合“小砂比+段塞式”的加砂工藝，排量總體控制在6～8 m3/min，施工壓力基本控制在60～70 MPa，施工壓力曲線整體較為平穩(wěn)，管線穩(wěn)定無明顯抖動(dòng)，未見壓力大幅提升產(chǎn)生砂堵現(xiàn)象。該井壓裂工藝的優(yōu)化實(shí)現(xiàn)了低摩阻、能造縫、有效支撐，為超深層煤層氣井的壓裂改造積累了實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。

3 煤層氣排采制度優(yōu)化

影響煤層氣井產(chǎn)能的因素主要有地質(zhì)條件、工程差異以及排采制度等[18-20]，其中，排采制度對氣井產(chǎn)能的影響主要是控制生產(chǎn)過程中煤儲(chǔ)層滲透率的動(dòng)態(tài)變化。制定合理的排采制度可以降低生產(chǎn)過程中介質(zhì)流動(dòng)對儲(chǔ)層滲透率的影響，進(jìn)而提高氣井產(chǎn)量。煤層氣排采制度在國內(nèi)外的研究不斷發(fā)展，由起初分級降壓控制流壓下降速度，到提出“緩慢、穩(wěn)定、長期、持續(xù)”的排采八字方針，再到“五段三壓”排采方式，按照不同排采階段制定不同的降壓速率，在此基礎(chǔ)上又發(fā)展到“平衡排采、階梯降壓”的排采方式，盡可能增大壓降漏斗，提高氣井穩(wěn)產(chǎn)能力[21-23]。

3.1 超深煤層氣井排采制度

NY1 井龍?zhí)督M無實(shí)測地層壓力數(shù)據(jù)，且區(qū)塊沒有其他超深層煤層氣井的現(xiàn)場排采資料借鑒，地層壓力、解吸壓力、儲(chǔ)層含水性預(yù)測存在不確定性。且本井壓裂規(guī)模大，對后續(xù)排采工作制度的制定、階段劃分、控壓排采管理帶來一定的挑戰(zhàn)。因此，需要細(xì)分排采階段，準(zhǔn)確計(jì)量產(chǎn)水量、氣量，逐步降壓，適時(shí)調(diào)整排采參數(shù)。

為盡快實(shí)現(xiàn)區(qū)域整體降壓排采，提高氣井產(chǎn)氣水平，以單井排采模型為框架，建立整體排采制度，既要保證排采控制的合理性，盡可能在解吸見氣前的單相流階段多排水，增加見氣返排率，擴(kuò)大解吸半徑；又要盡量控制排采周期，節(jié)約排采成本?；谝陨弦蛩?，以儲(chǔ)層壓力、臨界解吸壓力和井間干擾壓力為井底流壓關(guān)鍵控制節(jié)點(diǎn)，將整體排采制度劃分為4 個(gè)階段，并對各階段排采參數(shù)進(jìn)行了定量化研究，明確各排采階段控制的目的及要求。

該井按照壓力系數(shù)1.0 估算，上部煤層地層壓力18.7 MPa，下煤層地層壓力19.0 MPa。按照臨儲(chǔ)比0.5 估算，預(yù)計(jì)上部煤層解吸壓力為9.4 MPa，對應(yīng)解吸液面深度937.4 m；下煤層解吸壓力為9.5 MPa，對應(yīng)解吸液面深度951.2 m。

按照NY1 井劃分的4 個(gè)排采階段，規(guī)劃見氣前排采周期為4 個(gè)月。在各排采階段施行不同的降壓速度，遵循“連續(xù)、穩(wěn)定、緩慢”的思路，從起抽到見氣排采強(qiáng)度逐步放緩，保證合理的排采強(qiáng)度和排采進(jìn)度，最大限度提高排采總量，控制煤粉產(chǎn)出，以獲得該井真實(shí)產(chǎn)能。

(1) 起抽壓力至儲(chǔ)層壓力階段：受壓裂能量積聚，地層能量大于儲(chǔ)層壓力，該階段地層不供液，需要控制放溢流的速率，以不吐砂、不吐煤粉為原則，控制周期約10 d。

(2) 儲(chǔ)層壓力至解吸見氣階段：井底流壓與儲(chǔ)層壓力均衡，地層開始降壓，受壓差影響，地層供液能力變化復(fù)雜；該階段以保持地層遠(yuǎn)端、近端均衡供液為原則，日降流壓0.05～0.10 MPa，前期可日降流壓0.1 MPa，維持時(shí)間50 d；中間階段40 d 維持0.08 MPa/d 的降壓速度；最后放慢排采速率至日降流壓0.05 MPa，平穩(wěn)進(jìn)入解吸見氣階段。見氣前階段控制過程如圖3 所示。

圖3 見氣前排水降壓曲線Fig.3 Water drainage to decrease downhole pressure before gas breakthrough

(3) 解吸見氣至達(dá)產(chǎn)階段：日降流壓控制在0.05 MPa 左右，煤層氣開始解吸，產(chǎn)量逐漸上升，目標(biāo)產(chǎn)氣量控制在2 500～3 000 m3/d。兩相流階段地層供液能力變化較大，因此，在上產(chǎn)過程中需要適時(shí)調(diào)整排采速率，避免液面大幅波動(dòng)，影響儲(chǔ)層滲流通道。

(4) 穩(wěn)產(chǎn)階段：以穩(wěn)流壓、穩(wěn)產(chǎn)量為主，當(dāng)前流壓下煤層充分解吸產(chǎn)氣，當(dāng)出現(xiàn)供氣不足時(shí)，緩慢降壓保持穩(wěn)產(chǎn)，日降流壓小于0.05 MPa，當(dāng)產(chǎn)氣量再次穩(wěn)定到目標(biāo)產(chǎn)氣量時(shí)，繼續(xù)穩(wěn)流壓生產(chǎn)，以此往復(fù)，階梯降壓。

除按生產(chǎn)階段動(dòng)態(tài)調(diào)整排采制度外，一般煤層氣井生產(chǎn)過程中會(huì)保持一定套壓，以確保平穩(wěn)、持續(xù)產(chǎn)氣，但套壓變化會(huì)引起液面的頻繁波動(dòng)，需要同時(shí)控制流壓和套壓平穩(wěn)，方能控制液面平穩(wěn)。對于超深煤層氣井，壓力系統(tǒng)高，套壓波動(dòng)較淺部煤層氣井大，因此，NY1 井采取無套壓生產(chǎn)方式，僅通過流壓控制液面降幅，避免井下液面激蕩和儲(chǔ)層傷害。

3.2 NY1 井實(shí)際排采效果

NY1 井嚴(yán)格按照前文建立的排采制度生產(chǎn)，投產(chǎn)初期套管口自溢，實(shí)際排采放溢流周期為21 d。到起抽壓力后，平穩(wěn)排水降壓。根據(jù)排采實(shí)際，NY1 井起抽壓力為18.4 MPa，地層壓力系數(shù)為0.97。排水降壓至解吸見氣，該階段實(shí)際平均日降流壓0.09 MPa。NY1 井投產(chǎn)見氣周期為128 d，解吸壓力8.3 MPa，見氣返排率達(dá)到52.8%，見氣前排采總液量的提高能夠增大氣井供氣半徑。

見氣后上產(chǎn)階段，NY1 井實(shí)際平均日降流壓0.06 MPa，達(dá)產(chǎn)后控制流壓平穩(wěn)生產(chǎn)。目前，NY1 井已保持穩(wěn)壓控產(chǎn)，其平均流壓降幅小于0.05 MPa/d，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在2 800～3 000 m3，日產(chǎn)液量基本保持至3 m3，反映地層產(chǎn)液能力基本穩(wěn)定，且穩(wěn)產(chǎn)已超過80 d，該井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)證實(shí)了排采制度在工區(qū)超深層煤層氣井中的可行性(圖4)。

圖4 NY1 井排采曲線Fig.4 Drainage curves of NY1 well

4 結(jié) 論

a.渝東南地區(qū)超深煤層氣儲(chǔ)層塑性礦物含量高，目的煤層埋深近2 000 m，孔隙率2.3%～4.1%、滲透率(0.3～6.2)×10?3μm2，儲(chǔ)層壓力系數(shù)約0.98，煤體結(jié)構(gòu)為原生結(jié)構(gòu)?碎裂煤，壓裂改造技術(shù)和壓裂液體系、支撐劑的篩選比中?淺層煤層氣井開發(fā)更加困難。

b.與地層應(yīng)力小、施工壓力低、易加砂支撐的淺部煤層氣井相比，NY1 井壓裂采用了5.4～7.8 m3/min的施工排量，2%～14%的動(dòng)態(tài)加砂方式完成壓裂，現(xiàn)場壓裂的成功實(shí)踐，表明減阻水壓裂液體系和低砂比、段塞式、不同粒徑復(fù)合加砂的壓裂工藝對超深煤層氣井的壓裂具有較好的適應(yīng)性，壓裂改造后的儲(chǔ)層能夠得到有效支撐。

c.對于超深煤層氣井，綜合考慮壓降漏斗的穩(wěn)定擴(kuò)展和排采周期，可采取無套壓生產(chǎn)保證液面的穩(wěn)定，并對各個(gè)階段井底流壓降幅進(jìn)行定量化。起抽階段日降流壓可控制在0.10～0.15 MPa，并根據(jù)階段劃分逐步降低日降流壓幅度，但需要加強(qiáng)關(guān)注排采水中煤粉含量，避免由于煤粉堵塞井筒導(dǎo)致停抽作業(yè)；上產(chǎn)階段過后，需逐步放緩至日降流壓小于0.05 MPa，以保障氣井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。