張光波 劉春春 賈慧敏 樊 彬 劉 斌 李雪琴

(1.中石油華北油田山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 048000；2.中石油華北油田煤層氣事業(yè)部，山西 046000)

沁水盆地南部樊莊-鄭莊區(qū)塊煤儲(chǔ)層為特低壓特低滲儲(chǔ)層，孔隙度變化范圍2%～7%,孔隙結(jié)構(gòu)中微孔、小孔比例過大，滲透率一般小于0.1mD，造成煤層氣的開發(fā)較為困難。目前沁水盆地南部煤層氣的地面開發(fā)主要方式有兩種方式：直井(定向井)和水平井開發(fā)。常規(guī)直井開發(fā)影響的范圍較小，單井產(chǎn)量低、經(jīng)濟(jì)效益差，而水平井通過改變煤層原始結(jié)構(gòu)狀態(tài)和煤層原始應(yīng)力分布，有效的改善了煤儲(chǔ)層裂隙系統(tǒng)，擴(kuò)大了排采降壓解吸面積。水平井作為低滲透煤儲(chǔ)層的高效開發(fā)技術(shù)越來越多的應(yīng)用于煤層氣的開發(fā)。2005年中石油引進(jìn)美國CDX羽狀水平技術(shù)，在沁水盆地樊莊區(qū)塊開展先導(dǎo)試驗(yàn)，實(shí)施了晉平2-2和晉平2-4兩口先導(dǎo)試驗(yàn)井。 2006年以來，華北油田煤層氣公司開始在樊莊-鄭莊區(qū)塊規(guī)模實(shí)施裸眼多分支水平井，后陸續(xù)試驗(yàn)了U型井、L型篩管、L型套管壓裂水平井等水平井，開發(fā)效果得到了一定改善。

本文以沁水盆地南部樊莊-鄭莊區(qū)塊投產(chǎn)的各類水平井為研究對(duì)象，開展不同類型水平井工藝適應(yīng)性分析，并對(duì)其開發(fā)效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，以期對(duì)今后煤層氣規(guī)模效益開發(fā)提供技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)支撐。

1 地質(zhì)概況

沁水盆地位于山西省東南部，為中生代以來形成的構(gòu)造型復(fù)式盆地，樊莊-鄭莊區(qū)塊位于盆地東南部，區(qū)內(nèi)主力開發(fā)煤層氣層為二疊系山西組3號(hào)煤層。煤層埋深300～1200m，厚度發(fā)育穩(wěn)定，一般為5～7m；區(qū)內(nèi)以北東、南北向?qū)捑彽鸟迏^(qū)發(fā)育為主，背斜、向斜相間發(fā)育，最大主應(yīng)力方向以北東向?yàn)橹?；含氣量整體較高，一般為14～30m3/t，平均20m3/t，受構(gòu)造、水動(dòng)力條件等影響，局部存在低值區(qū)；區(qū)內(nèi)評(píng)價(jià)井煤儲(chǔ)層滲透率為0.001～0.91mD，平均0.27mD，通常隨著埋深的增大滲透率逐漸變差；煤體結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜，原生煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤均有發(fā)育，一般以原生碎裂煤為主，碎粒煤和糜棱煤主要發(fā)育在煤層頂?shù)装搴蛫A矸附近。

2 水平井開發(fā)歷程

2.1 裸眼多分支水平井

2006～2013年借鑒消化吸收美國CDX與奧瑞安公司的技術(shù)，廣泛采用裸眼多分支水平井開發(fā)建產(chǎn)，累計(jì)鉆探裸眼多分支水平井102口井。裸眼多分支水平井通常包含有工程井和洞穴井(圖1)兩口井，在分支設(shè)計(jì)上，一般設(shè)計(jì)主支2 個(gè)、分支6 個(gè)(圖2)；其中主支單支煤層進(jìn)尺一般設(shè)計(jì)800～1000m，兩主支之間夾角10°～20°；分支單支煤層進(jìn)尺一般設(shè)計(jì)350～650m，單個(gè)分支與主支夾角15°～30°；總體上設(shè)計(jì)煤層總進(jìn)尺4000m以上，單井控制面積大于0.3km2。鉆井過程中，先鉆洞穴井，再鉆工程井，工程井與洞穴井連通后持續(xù)鉆各主支和分支，待完井后，通常對(duì)工程井實(shí)施封井，采用洞穴井排采。

圖1 裸眼多分支水平井井身結(jié)構(gòu)圖

圖2 裸眼多分支水平井分支設(shè)計(jì)圖

裸眼多分支水平井適用于構(gòu)造簡(jiǎn)單、儲(chǔ)層物性好、原生結(jié)構(gòu)煤發(fā)育的區(qū)域。其工藝優(yōu)點(diǎn)是單井分支控制面積大，理論產(chǎn)能高，產(chǎn)量一般是直井產(chǎn)量的10倍左右。缺點(diǎn)是在構(gòu)造復(fù)雜、煤體結(jié)構(gòu)破碎區(qū)，采用裸眼洞穴方式完井，鉆井、排采過程中井眼、洞穴易變形垮塌，后期治理難度較大；部分井為了提高煤層鉆遇率和成井率，在鉆井過程中試驗(yàn)了黃原膠等不同類型的聚合物鉆井液，對(duì)煤儲(chǔ)層造成了不可恢復(fù)的傷害。

2.2 U型水平井

為了解決局部井區(qū)裸眼水平井成井困難、排采過程中易垮塌且無法改造的問題，2013年開始試驗(yàn)U型水平井。U型井包括洞穴井和工程井(圖3)。工程井設(shè)計(jì)一個(gè)分支，分支煤層進(jìn)尺一般設(shè)計(jì)750～900m，單井控制面積0.01～0.02km2。工程井鉆井采用三開井身結(jié)構(gòu)，非煤層段采用套管完井，與洞穴井連通后完鉆，下入PE篩管后完井。

圖3 U型水平井井身結(jié)構(gòu)圖

U型水平井的工藝優(yōu)點(diǎn)是U型井控制面積較大，理論產(chǎn)氣量較高。解決了排采過程中水平段煤層易垮塌的問題，后期可對(duì)水平段井眼進(jìn)行雙向沖洗，保障采氣階段井眼的暢通。缺點(diǎn)是投資高。由于三開井身結(jié)構(gòu)，井眼較小，不能有效釋放應(yīng)力改善應(yīng)力場(chǎng)和裂隙場(chǎng)，在構(gòu)造煤發(fā)育區(qū)易堵塞井筒，且洞穴井煤易變形垮塌，后期改造治理困難。

圖4 篩管水平井井身結(jié)構(gòu)圖

2.3 L型篩管水平井

2015年開始試驗(yàn)L型篩管水平井，通過在主支下入篩管，實(shí)現(xiàn)井壁有效支撐，確保井眼穩(wěn)定，從而釋放水平井產(chǎn)能。L型篩管水平井通常只有一個(gè)工程井(圖4)，一般設(shè)計(jì)1個(gè)主支，主支煤層進(jìn)尺一般設(shè)計(jì)800～1000m，單井控制面積較大，為0.01～0.02km2。鉆井采用二開井身結(jié)構(gòu)，非煤層段采用套管固井，煤層段采用PE篩管完井。相對(duì)于裸眼多分支水平與U型水平井，L型篩管水平井取消了洞穴井，降低了鉆井投資成本。

L型篩管水平井適用于滲透率高或者較高的井區(qū)，其工藝優(yōu)點(diǎn)是投資低，分支簡(jiǎn)單可控，井壁采用篩管支撐，穩(wěn)定性好，后期可改造作業(yè)；缺點(diǎn)是單支井控范圍不大，對(duì)煤儲(chǔ)層滲透率改善有限。

2.4 L型套管壓裂水平井

為了解決低滲區(qū)效益開發(fā)和因滲透率低、煤體結(jié)構(gòu)破碎導(dǎo)致開發(fā)效果差的問題，2016年L型水平井開始采用下套管壓裂的方式。L型套管壓裂水平井與L型篩管水平井相似，通常只有一個(gè)工程井，一般設(shè)計(jì)1個(gè)主支，主支煤層進(jìn)尺一般設(shè)計(jì)800～1000m，通過壓裂改造，單井控制面積較單支篩管水平井有所增大，為0.02～0.04km2。鉆井采用二開井身結(jié)構(gòu)，全井段均采用套管固井，完井后實(shí)施分段射孔壓裂(圖5)，提高儲(chǔ)層改造效果。

圖5 L型套管壓裂水平井壓裂模型示意圖

L型套管壓裂水平井能有效解決低滲儲(chǔ)層儲(chǔ)量動(dòng)用難、構(gòu)造煤發(fā)育區(qū)直井壓裂造縫難的問題。其工藝優(yōu)點(diǎn)是簡(jiǎn)單可控，井壁穩(wěn)定性好，實(shí)現(xiàn)后期可改造作業(yè)，并有效改善了煤儲(chǔ)層滲透率；缺點(diǎn)是工藝較復(fù)雜，后期排采出砂多，易造成卡泵，影響煤層氣井的連續(xù)穩(wěn)定排采。

3 開發(fā)效果評(píng)價(jià)

3.1 裸眼多分支水平井

裸眼多分支水平井投產(chǎn)102口，產(chǎn)能到位率33%，低產(chǎn)井比例50%左右，開發(fā)效果差異大(表1)，高產(chǎn)井日產(chǎn)氣量可達(dá)6×104m3，低產(chǎn)井不產(chǎn)氣，單井平均產(chǎn)氣量3800m3，百萬投資產(chǎn)氣量?jī)H有316m3(直井、定向井百萬投資產(chǎn)氣量約為1100m3)。裸眼多分支水平井由于采用裸眼洞穴完井，在后期受流壓波動(dòng)、地應(yīng)力改變易造成分支、洞穴垮塌，造成產(chǎn)量突降，影響開發(fā)效果，后期開展了氮?dú)馀菽舛?、酸化壓裂、化學(xué)解堵等增產(chǎn)措施，但僅個(gè)別井產(chǎn)量有所提高，并未能從根本上解決裸眼多分支水平井分支易垮塌、整體產(chǎn)能到位率低的問題。2013年后未投產(chǎn)裸眼多分支水平井。

表1 不同類型水平井開發(fā)效果對(duì)比

3.2 U型水平井

U型水平井投產(chǎn)5口，整體開發(fā)效果較差，單井平均產(chǎn)氣量850m3，產(chǎn)能到位率僅有25%，百萬投資產(chǎn)氣量142m3。在鉆井過程中為了保障成井率，在煤層水平段井鉆井過程中采用絨囊鉆井液鉆進(jìn)，造成一定程度上的煤儲(chǔ)層污染傷害。由于采用裸眼洞穴完井，洞穴易受地應(yīng)力、流體壓力波動(dòng)變化造成洞穴垮塌堵塞井眼導(dǎo)致水平煤層段連通性差，目前無根本性治理措施，未規(guī)模投產(chǎn)。

3.3 L型篩管水平井

L型篩管水平井投產(chǎn)55口，開發(fā)效果較好，單井平均產(chǎn)氣量4500m3，產(chǎn)能到位率達(dá)到100%，百萬投資產(chǎn)氣量1286m3。在煤層段鉆井過程中應(yīng)用了“可降解聚合物鉆井液”，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)層保護(hù)，同時(shí)下篩管支撐，保持了井眼穩(wěn)定，切實(shí)解決了有效支撐井壁且垮塌堵塞井眼的問題。由于L型篩管水平井未實(shí)施壓裂，煤儲(chǔ)層改造范圍有限，在滲透率較高的地區(qū)適合開發(fā)，但不能解決低滲區(qū)效益開發(fā)的問題。

3.4 L型套管壓裂水平井

L型套管壓裂水平井投產(chǎn)15口，開發(fā)效果好，單井平均產(chǎn)氣7500m3，產(chǎn)能到位率達(dá)到了100%，與L型篩管水平井相比產(chǎn)量提高了1倍,百萬投資產(chǎn)氣量1363m3。L型套管壓裂水平井采用與L型篩管水平井相同的鉆井方式，同時(shí)下套管完井，后期通過分段壓裂的方式，形成較大的控制面積，有效改善了儲(chǔ)層滲透率，有效解決了兩大問題：一是有效解決低滲儲(chǔ)層儲(chǔ)量動(dòng)用難問題，二是有效解決構(gòu)造煤發(fā)育區(qū)直井壓裂造縫難的問題。

4 結(jié)論

(1)水平井開發(fā)技術(shù)是提高采氣速度和開發(fā)效益的有效途徑之一。由于裸眼多分支水平、U型水平井由于投資高、產(chǎn)能到位率低、后期治理難度大，應(yīng)用推廣受限，很難成為主力開發(fā)井型。

(2)目前華北油田煤層氣開發(fā)重心逐步從從Ⅰ類資源區(qū)轉(zhuǎn)向Ⅱ類資源區(qū)，資源劣質(zhì)化問題突顯，受限于資源條件變差，為了降低開發(fā)成本、增強(qiáng)對(duì)山地復(fù)雜地形的適應(yīng)性，L型篩管、套管壓裂水平井等井型正逐漸推廣應(yīng)用。