信 凱，季長江，魏若飛

(1.山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司，山西 晉城 048000; 2.河南理工大學, 河南 焦作 454003; 3.煤與煤層氣共采國家重點實驗室, 山西 晉城 048012)

我國自20世紀90年代初開展煤層氣開發(fā)以來，經(jīng)30余年的發(fā)展，逐步向埋深800 m以深的區(qū)域擴展。隨著埋深增加，地應(yīng)力顯著增大，滲透性變差，給煤層氣開發(fā)帶來較大的挑戰(zhàn)。常規(guī)直井在深部煤層氣開發(fā)中，煤層段井徑擴大明顯，固井水泥環(huán)厚度增加，井筒周圍煤儲層污染帶擴大[1-2]。同時，地應(yīng)力增大造成地層裂縫開啟困難，裂縫擴展延伸范圍受限，各因素綜合作用致使直井在深部煤層氣開發(fā)中壓裂改造效果有限，絕大多數(shù)井產(chǎn)氣效果不理想[3-5]。

煤層氣水平井具有煤體揭露面積廣，壓裂裂縫延展范圍大，煤層泄壓供氣能力強，產(chǎn)氣潛力高等優(yōu)點[6]。目前已逐步應(yīng)用于煤層氣的開發(fā)中，并取得了較為理想的效果[7-10]。對煤層氣水平井的鉆井[11-13]、壓裂[14-16]和排采管控[17-18]等都開展了一定的研究，有效提升了煤層氣水平井的產(chǎn)氣能力。但針對水平井在深部煤層氣開發(fā)中的研究，特別是在深部低產(chǎn)煤層氣井的增產(chǎn)改造中的研究相對較少。晉城礦區(qū)鄭莊區(qū)塊由于埋藏深度大，垂直井產(chǎn)量低，導(dǎo)致整個區(qū)塊產(chǎn)氣效果不理想，特提出將煤層氣水平井技術(shù)應(yīng)用于低產(chǎn)區(qū)的改造增產(chǎn)中。

1 鄭莊區(qū)塊概況

晉城礦區(qū)鄭莊區(qū)塊位于沁水復(fù)向斜軸部南端一帶，處于晉獲褶斷帶西部、沁水盆地南緣東西―北東向斷裂帶的北部。地層走向南北，傾角5～15°，斷層稀少，無巖漿巖侵入，構(gòu)造程度簡單。

區(qū)塊主采煤層為山西組3號和太原組15號，目前，煤層氣開發(fā)最多的是3號煤。該煤最大鏡質(zhì)體反射率Ro,max=3.27%～3.98%，為無煙煤，煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤、碎裂煤為主，少量發(fā)育碎粒煤[19]。3號煤層埋深560～1 100 m，平均埋深805 m，南部埋深淺，北部埋深大，煤層平均厚度5.3 m，平均氣含量19.34 m3/t；15號煤層平均埋深930 m，南部埋深淺，北部埋深大，煤層平均厚度4.4 m，一般含1～2層泥巖夾矸，平均氣含量19.79 m3/t。目前，鄭莊區(qū)塊已施工直井和定向井共計499口。其中，產(chǎn)氣量小于500 m3/d的井占總井數(shù)的60.12%，產(chǎn)氣量大于1 000 m3/d的井僅占總井數(shù)的2.2%。因此，區(qū)塊直井和定向井產(chǎn)氣效果不理想，經(jīng)濟效益差。主要原因是該區(qū)塊煤層埋深大，地應(yīng)力高，造成儲層滲透率低。注入/壓降試井結(jié)果顯示，該區(qū)3號煤層滲透率為(0.01～0.50)×10-3μm2，屬低滲儲層。南部埋深小于700 m的區(qū)域，煤層滲透率為(0.3～0.5)×10-3μm2，北部埋深800～1 100 m的區(qū)域，煤層滲透率則小于0.1×10-3μm2[19]。

2 水平井增產(chǎn)改造技術(shù)

2.1 基本原理

鑒于鄭莊區(qū)塊煤層滲透率隨埋藏深度與地應(yīng)力的增加下降明顯，多數(shù)煤層氣直井與定向井的產(chǎn)量低，開發(fā)效果差。而煤層氣水平井則具有延伸距離遠，控制范圍廣等優(yōu)勢，能最大程度地溝通煤儲層原始裂隙，擴大井筒與煤儲層的接觸面積，增加煤層氣的滲流通道。同時，為充分利用區(qū)塊老井的壓裂改造作用，提高老井利用效率，充分挖掘老井潛力，最大程度地提升水平井的增透改造效果，降低整體投資。特提出了“L型水平井串聯(lián)壓裂增透改造技術(shù)”,見圖1，即在現(xiàn)存的多口地面低產(chǎn)老井間施工一口L型水平井，通過水平井的壓裂改造，有效溝通原直井的壓裂影響區(qū)，從而擴大水平井的裂縫擴展面積和壓裂影響范圍，大幅提升儲層滲透率。同時，在生產(chǎn)排采中，進一步增加井間干擾程度，形成體積效應(yīng)，達到整體卸壓的效果，增大煤層氣解吸范圍，提升煤層氣井產(chǎn)量。

圖1 L型水平井串聯(lián)壓裂增透改造技術(shù)示意

2.2 井位布設(shè)原則

1) 在充分分析地面低產(chǎn)直井鉆井、測井、壓裂和排采等數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，選擇固井質(zhì)量好、鉆井污染小、累計產(chǎn)氣量低、剩余資源大的直井為目標井，將水平井布設(shè)其間。使水平井的壓裂影響范圍最大程度與原直井的壓裂影響范圍溝通，擴大水平井控制范圍。

2) 結(jié)合區(qū)塊最大主應(yīng)力方向和煤層原始裂隙發(fā)育特征，盡可能使水平井方向與最大主應(yīng)力方向垂直，既可以最大程度地溝通煤儲層原生裂隙，又利于后期壓裂裂縫沿最大水平主應(yīng)力方向擴展，提高煤層氣水平井的控制范圍和改造泄壓面積，改善低滲透煤層的滲透性。

3) 根據(jù)煤層傾角，盡可能保證水平井的水平段軌跡逆煤層傾向鉆進，即水平段末端處于高處，著陸點處于低處。利于水平段壓裂液和地層水的產(chǎn)出，為排采降壓提供便利條件。

2.3 射孔段綜合評價與優(yōu)選方法

煤層氣水平井壓裂射孔段的選擇應(yīng)充分利用鉆井過程中的伽瑪、氣測錄井、鉆時及巖屑等數(shù)據(jù)，結(jié)合對應(yīng)深度的測井數(shù)據(jù)，繪制水平井眼綜合軌跡剖面圖(圖2)，進行對比分析。綜合不同水平段的全烴值、巖性、煤體結(jié)構(gòu)等數(shù)據(jù)，評價其可壓裂性，完成壓裂段的優(yōu)選。

圖2 水平井眼綜合軌跡剖面

煤層氣水平井壓裂層段選取原則：①選擇煤層段氣顯效果較好的位置作為射孔壓裂位置，保障良好的產(chǎn)氣潛力；②確定合理的壓裂段間距，既能實現(xiàn)排采降壓過程中各壓裂段間的相互干擾，提高水平段的整體降壓控制范圍，又要避免壓裂過程中各壓裂段間的串層；③壓裂點盡可能選在煤層中部，避開頂板、底板、夾矸等井段，對泥質(zhì)含量相對較低、氣測顯示相對較高、鉆時較低的區(qū)域進行壓裂(見圖3)。

圖3 煤層氣水平井壓裂層段優(yōu)選

2.4 壓裂改造技術(shù)

綜合壓裂改造效果、技術(shù)特點和經(jīng)濟性等因素，選擇連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)進行水平井壓裂。通過連續(xù)油管噴砂射孔，環(huán)空加砂進行壓裂，連續(xù)油管底部的封隔器在水力噴射產(chǎn)生“水力封隔”作用的基礎(chǔ)上進一步提升了封隔能力，保證了每個射孔段的壓裂效果，避免了壓裂串層。連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)對井身結(jié)構(gòu)尺寸和完井方式要求較低，射孔壓裂位置選擇靈活，分段數(shù)不受限制，可以實現(xiàn)一趟管柱完成數(shù)層壓裂作業(yè)，提高了壓裂效率，結(jié)構(gòu)示意見圖4。

圖4 連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)示意

圖5 ZHL-01井井位關(guān)系

2.5 實例與增產(chǎn)改造效果評價

選取鄭莊區(qū)塊中較為典型的ZHL-01號L型水平井為例進行分析，該井位于區(qū)塊西北部，穿過zh-01、zh-02、zh-03、zh-04、zh-05、zh-06等6口直井，且均已不產(chǎn)氣。ZHL-01井目的層為山西組3號煤，埋深834.7 m，水平段長度800 m，煤層鉆遇率94.8%，其中非煤段深度為1 140～1 173 m。采用上述水平井壓裂段優(yōu)選方法對水平段進行優(yōu)選，最終選擇9個深度作為射孔壓裂位置，見表1。

表1 ZHL-01井水平段射孔位置優(yōu)選

該井于2019年9月5日完成壓裂，壓后取得了較好的產(chǎn)氣效果。目前產(chǎn)氣量穩(wěn)定在14 000 m3/d左右，套壓1.44 MPa，是常規(guī)直井產(chǎn)量的近30倍，井史生產(chǎn)數(shù)據(jù)見圖6。

圖6 ZHL-01井排采生產(chǎn)曲線

3 結(jié) 語

1) 晉城礦區(qū)鄭莊區(qū)塊煤層氣直井產(chǎn)氣效果差，制約了區(qū)塊煤層氣開發(fā)的整體效果。

2) 提出的“L型水平井串聯(lián)壓裂增透改造技術(shù)”及相應(yīng)的井位布設(shè)原則、射孔段綜合評價與優(yōu)選方法、連續(xù)油管底封拖動分段壓裂技術(shù)既提高了水平井的壓裂改造效果，又可以最大程度溝通老井壓裂影響區(qū)，擴大了泄壓產(chǎn)氣面積。

3) L型水平井串聯(lián)壓裂增透改造技術(shù)試驗取得了顯著的增產(chǎn)效果，產(chǎn)量是常規(guī)直井的30倍，大幅提升了鄭莊區(qū)塊的煤層氣開發(fā)效率，推廣應(yīng)用潛力巨大。