李貴山，白建平，黃 帆，李友誼，申鵬磊

(山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司，山西 晉城 048000)

根據(jù)我國煤層氣資源評價方法研究及勘探實踐，多數(shù)認為埋深大于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結果表明，煤層氣1000～1500m和1500～2000m埋深是目前主要勘探開發(fā)目標[4]。然而，目前我國煤層氣產(chǎn)量動用資源不足20%，大量的深煤層等氣藏資源因缺乏有效技術難以動用，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]。

與淺部煤儲層相比，深部煤儲層具有較高的地應力、地層流體壓力和地層溫度[7]，而地應力對煤層氣成藏具有顯著的控制作用[8，9]?？涤郎械萚10]認為深部煤層埋藏深，地應力高，煤儲層滲透性低，閉合應力大，壓裂過程中支撐劑在煤層中鑲嵌嚴重，煤層破裂壓力高，巖石力學性質復雜，人工裂縫與天然裂縫溝通復雜，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、儲層壓力、臨界解吸壓力及保存條件等關鍵地質條件比淺部煤層好，利于煤層氣的開采[12，13]。21世紀初，美國皮森斯盆地深部煤層氣與致密砂巖氣共采先導性試驗取得成功[14]，在國內，準噶爾盆地彩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行了試采工作，單井日產(chǎn)氣量最高可達2000m3/d[17]。張軍濤[18]等認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(平均砂比小于8%)可有效地防止煤層砂堵，兩者結合提高施工成功率。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置換煤儲層中吸附態(tài)CH4的增產(chǎn)技術，效率比較低下[20，21]。由于深部煤層埋深大，應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、提高加砂強度和注液強度，來實現(xiàn)多裂縫開啟、長距離延伸、高強度加砂，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)約鉆井費用，如在一個鉆井平臺上可以向不同方位、深度鉆成多口氣井，達到提高產(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)塊位于沁水盆地復向斜北部東翼，地層走向北北東向，區(qū)塊因多期構造應力疊加作用，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#煤層煤體結構以原生結構煤和碎裂煤為主，區(qū)塊內分布穩(wěn)定，厚度在4.35～6.91m之間，平均厚度超過5m。鏡質組含量在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用情況

2.1 水力噴砂射流壓裂技術

2.1.1 技術原理

水力噴砂射孔壓裂技術是利用貝努利原理，通過噴嘴的節(jié)流，將高壓射孔液轉化為高速射孔液對套管進行噴射沖蝕，將流體的動能轉化為壓能，在噴孔附近產(chǎn)生水力裂縫，在套管環(huán)空進行補液的情況下實現(xiàn)壓裂作業(yè)，壓裂液通過套管射開的孔道進入地層。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帶，對井筒附近有一定的應力松弛作用，可變相降低儲層破裂壓力，提高儲層的連通性能。

2.1.2 應用情況

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，井身結構見表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)空排量分別達到2.0m3/min時，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井設計10個壓裂段，有7段基本完成了加砂任務。

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，導致縫寬變窄，同時環(huán)空排量的降低，進一步弱化了裂縫的延伸能力，導致縫內凈壓力不足，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)油管底封拖動壓裂技術

2.2.1 技術原理

連續(xù)油管底封拖動壓裂技術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)空進行主壓裂，壓裂液通過套管射開的孔道進入地層。連續(xù)油管能夠在井筒帶壓的情況下進行拖動，避免“壓裂—放噴—壓裂—放噴”模式對儲層造成的震蕩和傷害，實現(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，可以起到保護壓裂效果的作用。

表2 水力噴砂射流壓裂參數(shù)

2.2.2 應用情況

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)油管壓裂底封拖動壓裂技術，井身結構見表1，壓裂參數(shù)見表3。在區(qū)塊開發(fā)前期，三開套管結構主要選擇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)油管底封拖動壓裂參數(shù)

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

圖1 HL-02-L井第三段壓裂施工曲線

2.3 “油管噴砂射孔+大排量復合壓裂”技術

2.3.1 技術原理

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帶，對井筒附近有一定的應力松弛作用，可變相降低儲層破裂壓力，射孔之后再利用噴射形成的大直徑通道進行光套管大排量壓裂，更有利于壓裂施工。

2.3.2 應用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-T-03和HL-T-05兩口勘探井(垂直井)中應用了“油管噴砂射孔+大排量復合壓裂”技術，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，基本完成了壓裂設計指標。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，不易形成復雜裂縫，分析認為，由于垂直井周邊鄰井少，在深部煤層氣地應力和構造應力疊加的條件下，支撐劑更易破碎或嵌入地層，降低支撐裂縫整體導流能力，難以形成相互影響的復雜裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)，儲層改造體積有限，井群之間難以相互干擾，易形成直井間的“孤島效應”。

表4 “油管噴砂射孔+光套管復合壓裂”參數(shù)

2.4 “段內多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術

2.4.1 技術原理

定向射孔技術可以“靶向”溝通煤層，尤其在煤層鉆遇率較低時，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。而段內多簇壓裂工藝以形成多個主裂縫與分支裂縫相互交織的裂縫網(wǎng)絡系統(tǒng)、獲取最大儲集層改造體積為目標，利用裂縫附近形成的誘導應力克服兩向水平主應力差值，通過裂縫擴展方向發(fā)生偏轉或溝通天然裂縫以擴大裂縫壁面與儲集層接觸面積，增大儲層改造體積及裂縫復雜程度[22]。

2.4.2 應用情況

和順橫嶺區(qū)塊在HL-04-H和HL-09-H兩口水平井中進行了應用，“段內多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”參數(shù)見表5，HL-04-H井受限于套管內徑較小，導致壓裂液井筒內摩阻增大，同時套管頭限壓(65MPa)低于套管限壓(85MPa)，導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、砂比等壓裂設計指標，壓裂成功率100%(8/8)，如圖2所示。

表5 “段內多簇定向射孔+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

“段內多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術具有施工排量大、段與段之間封閉性好等特點，具備較強的造縫能力，縫長縫高均高于前述壓裂方式，同時作業(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)油管底封拖動壓裂、復合壓裂和“段內多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”技術進行壓裂。

1)HL-02-H井投產(chǎn)后65d開始產(chǎn)氣，最高可達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4700m3/d，后期穩(wěn)產(chǎn)量在3500m3/d左右。兩口井實際生產(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，儲層改造體積提升明顯，裂縫與儲層的接觸面積較大，儲層向裂縫和井筒的供液和供氣能力較強。

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

通常認為，當水平井井筒水平段垂直于最大主應力方向時更容易破壓，壓裂成功率更高，同時壓裂時會產(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力垂直調整為平行后，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力方向平行時的壓裂成功率并不必然低于垂直時，至于最終采收率是否會受到影響，仍需進一步驗證。

表6 連續(xù)油管底封拖動壓裂參數(shù)

4.2 水平段固井情況

煤層氣井水平段進行固井，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，導致水泥顆粒進入地層或地層漏失而污染煤層。而不固井可能導致壓裂過程中壓裂液通過套管與井壁之間環(huán)空進入井底，此時套管在封隔器(連續(xù)油管底封拖動壓裂)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 煤體結構

使用連續(xù)油管進行壓裂過程中，需要在噴砂射孔結束后進行循環(huán)洗井，將射孔砂殘渣、套管殘渣和煤粉洗出井筒，一方面保證井筒內及孔眼附近的清潔，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，因此當返出液無砂時方可進行壓裂施工。

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果顯示，煤的宏觀煤巖類型為光亮煤，內生裂隙發(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，并引起通道附近應力松弛，導致通道兩側煤體坍塌。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)洗井時間，以提高后續(xù)壓裂成功率。

5 結 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，煤體結構與煤巖類型較好，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)的重點對象。

2)受地應力和構造應力疊加影響，深部煤層氣使用水力噴砂射流壓裂、連續(xù)油管底封拖動壓裂和復合壓裂成功率較低，“段內多簇定向射孔+橋塞聯(lián)作分段壓裂”成功率最高，可實現(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，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。