李清（中石化華東分公司非常規(guī)資源勘探開發(fā)指揮部，江蘇 南京 210011）

1 區(qū)塊基本情況

1.1 基本概況

延川南區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東南緣，隸屬于渭北隆起和晉西撓褶帶交匯處，以黃河為界分為山西省和陜西省2部分（如圖1）。區(qū)塊主要含煤層系為上石炭統(tǒng)太原組（C3t）和下二疊統(tǒng)山西組（P1s），煤層埋藏深度多在1500m以內(nèi)。研究的目標(biāo)煤層山西組2號煤層是區(qū)塊分布最穩(wěn)定、單層厚度最大的煤層，是煤層氣勘探開發(fā)的主要目標(biāo)煤層。

1.2 區(qū)塊地質(zhì)特征

區(qū)塊整體構(gòu)造簡單，整體為一走向?yàn)楸睎|－北北東，傾向北西的單斜構(gòu)造。斷層總體以小斷層為主，逆斷層多，正斷層少。受區(qū)域單斜地層的控制，斷裂多呈北東、北北東向展布，與區(qū)域構(gòu)造方向一致。區(qū)塊中部發(fā)育的2條北東向逆斷層，規(guī)模較大，是工區(qū)內(nèi)最重要的斷層。

圖1 延川南區(qū)塊地理位置圖

根據(jù)構(gòu)造特征，延川南區(qū)塊可進(jìn)一步劃分出3個次級構(gòu)造單元，分別為譚坪構(gòu)造帶、萬寶山構(gòu)造帶、中部斷層破碎帶。譚坪構(gòu)造帶煤層埋深600～1000m，萬寶山構(gòu)造帶煤層埋深1000～1500m，是煤層氣開發(fā)的主體構(gòu)造單元（圖2）。

圖2 延川南區(qū)塊構(gòu)造剖面圖

區(qū)塊主力2號煤層厚度3.9～5.9m，平均厚度4.9m，整體煤層橫向分布穩(wěn)定且連續(xù)，煤層呈現(xiàn)由東南向西北隨著煤層深度的加深逐漸減薄的變化趨勢。區(qū)塊內(nèi)2號煤層含1～2層夾矸，多為塊狀碎裂煤，平面上向北煤層分叉，夾矸增加，煤體結(jié)構(gòu)變差，區(qū)塊2號煤鏡質(zhì)體反射率變化為1.99%～2.44%，由東向西、由東南向西北隨埋藏深度加大而增高，總體上，本區(qū)煤巖演化程度較高，屬貧煤－無煙煤，為高階煤。區(qū)內(nèi)煤變質(zhì)程度高，煤質(zhì)分析顯示區(qū)塊煤層為低揮發(fā)分、特低硫煤；低灰－中灰、低揮發(fā)分、低含水煤層。

區(qū)塊2號煤層滲透率大部分分布在0.013～0.99mD，平均0.27mD。區(qū)塊總體為低滲儲層，煤層平面非均質(zhì)性較強(qiáng)。煤層儲層壓力在東部譚坪構(gòu)造帶為2.77～4.79MPa，平均3.91MPa；西部萬寶山構(gòu)造帶為4.47～10.57MPa，平均7.98MPa；整體上儲層壓力隨埋深增大而增大，但煤層埋深超過1000m，儲層壓力急速增加。煤層含氣量多大于8m3／t，最高可達(dá)20.8m3／t，屬于中高含氣量地區(qū)；總體具有從東南向西北有增大趨勢。根據(jù)國內(nèi)外相似地質(zhì)條件的煤層氣產(chǎn)區(qū)進(jìn)行對比，參考煤層氣田儲量評價標(biāo)準(zhǔn)，綜合評價延川南山西組2號煤層屬于中等規(guī)模、中豐度、中等埋深、中低產(chǎn)能的煤層氣藏［1］。

2 煤層氣開發(fā)技術(shù)研究

2.1 水平井鉆完井技術(shù)

根據(jù)延川南區(qū)塊煤層低壓、低孔、低滲的特點(diǎn)，設(shè)計了一套適應(yīng)區(qū)塊的水平井鉆完井技術(shù)。在井眼軌跡設(shè)計中采用了 “直－增－穩(wěn)－增－水平段”雙增剖面設(shè)計，并將造斜率優(yōu)化為6～7°／30m，優(yōu)化后的井眼軌跡剖面能有效地降低摩阻扭矩，節(jié)約鉆井進(jìn)尺，減小施工難度，滿足鉆完井要求；水平井井身結(jié)構(gòu)以三級井身結(jié)構(gòu)為主，并探索性地開展了二級井身結(jié)構(gòu)的水平連通井試驗(yàn)。現(xiàn)場結(jié)果表明，采用二級井身結(jié)構(gòu)鉆井周期相比三級井身結(jié)構(gòu)縮短了41.98%，有效節(jié)約成本，但是二級井身結(jié)構(gòu)的水平井在二開鉆進(jìn)過程中由于鉆井液的長期浸泡容易造成井壁失穩(wěn)，因此這種井身結(jié)構(gòu)對設(shè)備和井深有較高的要求。建立了防止煤層坍塌失穩(wěn)的最小鉆井液密度計算模型，為煤層氣水平井井壁穩(wěn)定奠定了理論基礎(chǔ)，并進(jìn)行了鉆完井液對煤層的侵入室內(nèi)試驗(yàn)，開展了絨囊、清水、低固相等鉆井液的現(xiàn)場試驗(yàn)，評價了鉆完井液對煤層的傷害程度，優(yōu)選低固相鉆井液作為水平井的鉆井液體系。水平井軌跡控制與精確連通過程中，熟練掌握EMWD（電磁波無線隨鉆測量）技術(shù)和RMRS（近鉆頭電磁測距法）技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過應(yīng)用應(yīng)變控制技術(shù)實(shí)現(xiàn)了軌跡的順利著陸，綜合4參數(shù)（鉆時、巖屑、伽馬、全烴）確保了軌跡在煤層中有效穿行，采用 “退四進(jìn)三”法保證了井眼的精確連通。采用 “填、探、通、下、固、掃、洗”的“七步式”固井工藝流程，滿足后期作業(yè)需要。

區(qū)塊累計實(shí)施了3口V型井，7口U型井。水平井井深結(jié)構(gòu)如圖3所示。水平井可以增大煤層滲流面積，有效提高單井產(chǎn)量，適合延川南區(qū)塊煤層氣開發(fā)地質(zhì)條件，同時可以減少叢式井井場占地面積，減少前期地面工程成本的投入，有利于整體規(guī)劃開發(fā)。

圖3 水平井井身結(jié)構(gòu)圖

2.2 整體壓裂技術(shù)

由于煤儲層具有松軟、割理發(fā)育、表面積大、吸附性強(qiáng)、壓力低等與油藏儲層不同的特性，由此而引起的高注入壓力、復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)、砂堵、支撐劑的嵌入、壓裂液的返排及煤粉堵塞等問題，使得煤層氣井用壓裂液與常規(guī)油氣壓裂液存在著差異［2］。國內(nèi)外煤層氣壓裂主要使用活性水體系，可降低對煤層傷害及不良的吸附和反應(yīng)，避免對煤層孔隙的堵塞，降低對煤儲層的傷害，降低壓裂液成本，以滿足低傷害、低成本的要求［3，4］。

延川南區(qū)塊煤層埋深一般超過800m，西部萬寶山構(gòu)造帶煤層埋深超過1200m，初期壓裂施工失敗率高，表現(xiàn)為水力裂縫延伸難、施工壓力高、進(jìn)砂難、易砂堵，后期施工過程中用適當(dāng)?shù)那爸靡毫浚ā?0%）（圖4）；少量的段塞砂量（總段塞砂量≤2m3或階段段塞砂液量≤1倍井筒容積），用于打磨和疏通近井筒迂曲，不起封堵微裂縫左右（深層煤質(zhì)差的裂縫不發(fā)育），盡量避免前期砂塞對裂縫延伸以及后續(xù)加砂的影響，使用該前置液段塞泵注程序優(yōu)化后，前期砂堵發(fā)生率降為零。單層壓裂施工排量在7m3／min，保證攜砂性能以及打開適宜的割理裂隙為前提，并非排量越高越好，但是對于多煤層籠統(tǒng)壓裂、限流壓裂等，建議初始高排量（≥8m3／min），迅速提高井底壓力以達(dá)到同時壓開多層的目的。小型壓裂技術(shù)研究顯示，區(qū)塊濾失較高，根據(jù)壓裂液濾失系數(shù)與前置液比例關(guān)系，活性水壓裂液前置液比例應(yīng)達(dá)到40%～50%之間。

延川南區(qū)塊較好完成了井組整體壓裂、深煤層壓裂及多煤層壓裂技術(shù)攻關(guān)，壓裂施工成功率達(dá)96.3%，形成了延川南煤層氣壓裂技術(shù)系列。

圖4 高產(chǎn)及高產(chǎn)潛力井與低產(chǎn)井壓裂液量對比圖

2.3 增產(chǎn)技術(shù)

通過110口產(chǎn)氣井（108口井采用活性水壓裂、2口井采用清潔壓裂液）的排采效果來看，采用活性水壓裂液在排采初期可獲得較好的產(chǎn)氣效果，而且總液量越高，產(chǎn)氣量越大，因此在成本允許的范圍內(nèi)，適量增大施工規(guī)模，形成更寬更長的裂縫系統(tǒng)有利于提高氣井的單井產(chǎn)量，同時對于早期壓裂效果較差的井開展重復(fù)壓裂，有效地疏通了已經(jīng)閉合的裂縫，重新建立起井筒與儲層之間的良好滲流通道，形成高導(dǎo)流能力，使得產(chǎn)能很低的煤層氣井恢復(fù)原始產(chǎn)能［4］。

水平井投入排采后，水平段在煤層中，排采強(qiáng)度控制不佳，更易在水平段或者直井洞穴處發(fā)生煤粉堵塞，針對水平井 “通而不暢”問題，利用泡沫洗井解堵工藝，利用泡沫流體的切力較大，黏度高，并具有良好的分散性及乳化性的特點(diǎn)，能使對附著在套管內(nèi)壁粘結(jié)物及煤粉有較好的剝離清除作用。從洗井結(jié)果來看，達(dá)到了清理井筒的目的，洗出大量煤粉顆粒，有一定解堵作用，直井和水平段的套壓和流壓相關(guān)性明顯加強(qiáng)，顯示了洗井具有較好的疏通效果。

3 排采技術(shù)研究

3.1 舉升工藝技術(shù)

煤層氣的排采過程是通過排水降壓來實(shí)現(xiàn)的［5］。壓力的降低使吸附在煤層中的煤層氣解吸出來，在壓差的驅(qū)使下，煤層氣通過煤層的空隙通道擴(kuò)散到井底，然后排出地層，煤層氣排采設(shè)備及其合理選型是保障煤層氣井連續(xù)穩(wěn)定排采的重要因素。因此所用的排采設(shè)備必須成熟可靠、持久耐用、節(jié)能低耗、易于維修，還要有較大范圍的排液能力和控制排液、系統(tǒng)壓力的能力以及有可靠的防煤屑、煤粉危害的措施。

延川南區(qū)塊井型以直井和定向井為主，單井日產(chǎn)水量1～5m3，部分井產(chǎn)水量超過20m3，通過對煤層氣排采設(shè)備的工作原理、技術(shù)優(yōu)勢、工藝缺點(diǎn)的分析（表1），結(jié)合煤層氣井自身生產(chǎn)特點(diǎn)，進(jìn)行煤層氣井排采設(shè)備的適應(yīng)性和現(xiàn)場試驗(yàn)。機(jī)抽排采井主要采用變頻技術(shù)、游梁式抽油機(jī)、管式泵進(jìn)行排采，根據(jù)產(chǎn)水量的差異，選用管式泵型號包括32～50.8mm的各型管式泵。對于產(chǎn)水量異常，水補(bǔ)給充足，降壓排液困難井，采用大排量電潛泵排液。

3.2 定量化排采技術(shù)

長期以來，基于對煤巖儲層保護(hù)的考慮，“持續(xù)、緩慢、穩(wěn)定”成為煤層氣開發(fā)的基本原則，然而在排水降壓過程中，流壓下降速率太小，必然會導(dǎo)致排采周期變長，排采見效緩慢，投資風(fēng)險也大大提高，嚴(yán)重制約了煤層氣大規(guī)模開發(fā)的投資決策［5，6］。因此，有必要探索出一套既不破壞煤巖儲層物性、保證良好的產(chǎn)氣效果，又能盡快創(chuàng)造經(jīng)濟(jì)效益的排采理論和開發(fā)制度；而對井底流壓下降速率的定量研究，便成為問題的關(guān)鍵。

經(jīng)過現(xiàn)場排采的不斷摸索和理論試驗(yàn)研究，總結(jié)出一套適應(yīng)延川南區(qū)塊的 “五段三壓”排采工作制度：①以低強(qiáng)度排采，監(jiān)測液面下降速度，掌握煤層的供水強(qiáng)度，調(diào)整排液速度，控制液面下降幅度；②井底流壓降至煤層儲層壓力時，降低液面下降速度，實(shí)施慢速穩(wěn)定降壓排水，最大限度地多采出煤層水，盡量擴(kuò)大煤層的降壓漏斗；③井底流壓降至臨界解吸壓力時，開始穩(wěn)流壓排采，當(dāng)出水量發(fā)生急劇變化或井底流壓接近煤層解吸壓力時，煤層氣開始解吸，進(jìn)行憋套壓排水，直到階段井底流壓基本穩(wěn)定；④穩(wěn)定套壓繼續(xù)排采，控制產(chǎn)量漲幅，防止產(chǎn)氣量和產(chǎn)水量的大幅波動造成煤層激動；⑤在穩(wěn)定的排采工作制度下，保持井底流壓穩(wěn)定，獲得穩(wěn)定的產(chǎn)能，實(shí)現(xiàn)煤層氣井總產(chǎn)量最大化。

每個階段均以流壓控制為核心，以儲層壓力、解吸壓力、穩(wěn)產(chǎn)壓力為控制節(jié)點(diǎn)，階段內(nèi)可以適當(dāng)調(diào)整，但是不能跨越。圖5為延川南單井生產(chǎn)曲線，通過不斷調(diào)整各階段的生產(chǎn)制度，有效避免了流壓的大幅度波動。

圖5 延川南單井生產(chǎn)曲線圖

4 結(jié)論

1）延川南區(qū)塊整體構(gòu)造相對簡單，沉積穩(wěn)定，開發(fā)的2號煤層屬于低孔、低滲、中高含氣量儲層，資源評價結(jié)果為中等規(guī)模、中豐度、中等埋深、中低產(chǎn)能的煤層氣藏，較有利于煤層氣的開發(fā)。

2）區(qū)塊水平井采用 “直－增－穩(wěn)－增－水平段”雙增剖面設(shè)計，井身結(jié)構(gòu)以三級井身結(jié)構(gòu)為主，優(yōu)選低固相鉆井液作為水平井的鉆井液體系，水平井軌跡控制與精確連通采用 “填、探、通、下、固、掃、洗”的 “七步式”固井工藝流程，適應(yīng)區(qū)塊煤層氣的開發(fā)技術(shù)需求。

3）區(qū)塊壓裂技術(shù)以活性水加砂壓裂為主，通過適當(dāng)增加前置液量和少量的段塞砂量，有效解決了深層煤層氣井壓裂過程中的砂堵問題，活性水壓裂液前置液比例應(yīng)達(dá)到40%～50%，單層壓裂施工排量在7m3／min，就可以保證攜砂性能以及打開適宜的割理裂隙，保證壓裂成功率。

4）區(qū)塊機(jī)抽排采井主要采用變頻技術(shù)、游梁式抽油機(jī)、管式泵進(jìn)行排采，根據(jù)產(chǎn)水量的差異，選用管式泵型號包括32～50.8mm的各型管式泵。對于產(chǎn)水量異常，水補(bǔ)給充足，降壓排液困難井，采用大排量電潛泵排液，基本滿足區(qū)塊排采工作制度的需求。

5）“五段三壓”式排采制度以流壓控制為核心，以儲層壓力、解吸壓力、穩(wěn)產(chǎn)壓力為控制節(jié)點(diǎn)，通過不斷調(diào)整各階段的生產(chǎn)制度，有效避免了流壓的大幅度波動。

［1］張飛燕，李理，王立志，等 .延川南地區(qū)構(gòu)造研究及其對煤層氣勘探潛力的影響分析 ［J］.煤，2012，21（9）：51～53.

［2］李景明，巢海燕，聶志宏 .煤層氣直井開發(fā)概要—以鄂爾多斯盆地韓城地區(qū)煤層氣開發(fā)為例 ［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（12）：66～70.

［3］穆福元，孫粉錦，王一兵，等 .沁水盆地煤層氣田試采動態(tài)特征與開發(fā)技術(shù)對策 ［J］.天然氣工業(yè)，2009，29（9）：117～119.

［4］劉會虎，桑樹勛，李夢溪，等 .沁水盆地煤層氣井壓裂影響因素分析及工藝優(yōu)化 ［J］.煤炭科學(xué)技術(shù)，2013，41（11）：98～102.

［5］王國強(qiáng)，吳建光，熊德華，等 .沁南潘河煤層氣田穩(wěn)控精細(xì)排采技術(shù) ［J］.天然氣工業(yè)，2011，31（5）：1～4.

［6］李金海，蘇現(xiàn)波，林曉英，等 .煤層氣井排采速率與產(chǎn)能的關(guān)系 ［J］.煤炭學(xué)報，2009，34（3）：376～380.