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        沁水盆地潘莊煤層氣田地質(zhì)工程一體化應(yīng)用實踐

        2022-03-04 15:19:16米洪剛朱光輝彭文春劉紅星
        中國石油勘探 2022年1期

        米洪剛 朱光輝 趙 衛(wèi) 張 兵 彭文春 劉紅星 吳 見

        ( 1 中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司;2 中法渤海地質(zhì)服務(wù)有限公司 )

        0 引言

        沁水盆地南部是我國煤層氣生產(chǎn)的重要基地之一,其中潘莊氣田煤層構(gòu)造簡單、厚度較大、煤體結(jié)構(gòu)良好,埋藏淺、煤層頂板封閉性能好,煤層氣含量高、滲透性好[1-2],是一個得天獨厚的煤層氣開發(fā)有利區(qū)。潘莊煤層氣田從1992 年開始勘探,2006 年成功試驗多分支水平井,2011 年底進(jìn)入大規(guī)模開發(fā)階段。

        然而潘莊煤層氣田在開發(fā)過程中,面臨4 個問題:一是多分支水平井工藝難、成本高,開發(fā)經(jīng)濟(jì)效益未達(dá)預(yù)期;二是氣田產(chǎn)量從2015 年開始出現(xiàn)遞減現(xiàn)象;三是15 號煤層存在排采效果不理想及含硫問題,難以形成產(chǎn)能接替;四是薄煤層未引起重視。由此要求地質(zhì)、工程技術(shù)人員緊密結(jié)合,開展勘探、開發(fā)、地質(zhì)、工程一體化聯(lián)合攻關(guān)研究,精細(xì)分析構(gòu)造、地層巖性、煤體結(jié)構(gòu)、物性等產(chǎn)能主控因素[3-11],從地質(zhì)角度向工程提出需求,工程通過優(yōu)化參數(shù)來保障地質(zhì)目的,實現(xiàn)15 號煤層及薄煤層煤層氣的經(jīng)濟(jì)開發(fā)[12],保障氣田產(chǎn)能有序接替。

        1 概況

        1.1 氣田基本情況

        潘莊煤層氣田主要位于山西省晉城市沁水縣境內(nèi)(圖1),地形條件復(fù)雜,海拔900~1200m,區(qū)塊內(nèi)主要河流為沁河。2016 年底完成潘莊氣田3 號煤層產(chǎn)能建設(shè),建成產(chǎn)能近5×108m3/a,后期在氣田內(nèi)部不斷挖潛,地質(zhì)認(rèn)識與工藝技術(shù)不斷創(chuàng)新,通過地質(zhì)工程一體化,產(chǎn)能規(guī)模由一個氣田擴(kuò)大為三個氣田,采收率大幅度提升,氣田開采15 年,產(chǎn)量持續(xù)上升,目前在產(chǎn)井300 余口,場站6 座,年產(chǎn)量超10×108m3,是中國目前產(chǎn)能規(guī)模最大的煤層氣區(qū)塊。

        圖1 潘莊煤層氣田地理位置圖Fig.1 Geographical location of Panzhuang CBM Field

        1.2 構(gòu)造特征

        潘莊煤層氣田構(gòu)造位置位于沁水復(fù)向斜盆地的翹起端,地層走向總體為近東西向、傾向北的單斜(圖2)。構(gòu)造以近南北走向的褶皺為主,以背斜、向斜相間的形式出現(xiàn),在此背景上次一級褶皺構(gòu)造較為發(fā)育,地層傾角一般不超過8°,整體構(gòu)造較簡單[13]。

        圖2 潘莊煤層氣田地震剖面圖Fig.2 Seismic profile in Panzhuang CBM Field

        1.3 地層特征

        潘莊氣田煤層主要分布在山西組(P1s)和太原組(C3t)。山西組為發(fā)育于陸表海沉積背景之上的三角洲沉積,巖性主要為灰色、深灰色砂巖,夾泥巖、砂質(zhì)泥巖和煤層,底界為K7 砂巖。山西組主要發(fā)育1 號、2 號、3 號煤層(圖3),其中3 號煤層穩(wěn)定發(fā)育。太原組為海陸交互相沉積,巖性為砂巖、泥巖、石灰?guī)r和煤層互層,底界為K1 砂巖,其中淺海相石灰?guī)r全區(qū)穩(wěn)定分布,發(fā)育多層煤,并含有豐富的類、珊瑚類、腕足類化石,是地層對比的主要標(biāo)志。太原組主要發(fā)育5 號、6 號、7 號、8 號、9 號、11 號、12 號、13 號、15 號和16 號煤層,其中15 號煤層發(fā)育較穩(wěn)定。

        圖3 潘莊煤層氣田含煤地層綜合柱狀圖Fig.3 Comprehensive stratigraphic column of coal bearing strata in Panzhuang CBM Field

        潘莊煤層氣田氣體以吸附狀態(tài)存儲于煤層中,3號和15 號煤層的吸附能力比較強(qiáng),是煤層氣勘探開發(fā)主力煤層。3 號煤層厚度為5~7m,平均為5.7m,含氣量為15~25m3/t;15 號煤層厚度為2~6m,平均為2.6m,含氣量為15~30m3/t。1 號、2 號、5 號、6 號、7 號、8 號、9 號、11 號、12 號、13 號、16 號煤層均為薄煤層,單層薄,厚度為0.2~1m,但累計厚度大,平均為4.42m,含氣量為13~19m3/t,平均為16.5m3/t。

        1.4 煤層氣勘探開發(fā)歷程

        潘莊煤層氣田發(fā)育多套煤層,為了將煤層氣效益最大化,開展?jié)L動勘探開發(fā)工作。整體歷程包括以下3 個階段:

        (1)大力開發(fā)3 號煤層、兼顧評價15 號煤層階段(1992—2016 年)。潘莊煤層氣勘探始于1992 年,潘莊中區(qū)于2001 年提交3 號、15 號煤層氣探明儲量。2006—2007 年,在3 號煤層成功實施6 口多分支水平井,取得單井最高日產(chǎn)氣量10.5×104m3,單井平均日產(chǎn)氣量達(dá)5×104m3,創(chuàng)造了中國煤層氣產(chǎn)量的最高紀(jì)錄,多分支水平井開發(fā)技術(shù)獲得重大突破[14-16]。2012 年開始規(guī)模產(chǎn)能建設(shè),由潘莊中區(qū)向東區(qū)、西區(qū)滾動開發(fā),完成58 口水平井,于2016年底完成產(chǎn)能建設(shè)工作量。期間東區(qū)、西區(qū)3 號、15 號煤層分別于2010 年、2015 年提交煤層氣探明地質(zhì)儲量。

        (2)生產(chǎn)3 號煤層、接替開發(fā)15 號煤層階段(2017—2019 年)。此階段為了提高儲量動用程度,實施單分支水平井180 余口,2019 年產(chǎn)氣量相較2016 年增產(chǎn)60%,取得良好的開發(fā)效果。

        (3)生產(chǎn)3 號、15 號煤層及評價薄煤層階段(2019年至今)。潘莊氣田的薄煤層勘探正式開始于2019 年,試采井單井平均日產(chǎn)超過5000m3,展現(xiàn)出良好的開發(fā)潛力。

        2 勘探開發(fā)期間面臨的問題及對策

        2.1 面臨的問題

        (1)3 號煤層開發(fā)主體技術(shù)效果不佳,開發(fā)遭遇瓶頸。

        潘莊氣田3 號煤層地質(zhì)資源條件優(yōu)越,通過前期地質(zhì)認(rèn)識及技術(shù)試驗,于2004 年首次成功實施了多分支水平井,2004—2013 年在潘莊區(qū)塊實施40 余口井,包括裸眼單主支多分支水平井、裸眼雙主支多分支水平井和主支篩管多分支水平井,鉆井過程中由于煤層段鉆進(jìn)困難,容易發(fā)生坍塌和漏失,造成工期較長、成本較高,且井眼無支撐、煤層垮塌、堵塞通道等因素,單井平均日產(chǎn)不足10000m3,且有多口為低產(chǎn)井,未達(dá)到預(yù)期效果。

        2006—2007 年投產(chǎn)的井組,排采2~3 個月見套壓,3~6 個月達(dá)到峰值產(chǎn)量,之后進(jìn)入長達(dá)6 年的穩(wěn)產(chǎn)階段,穩(wěn)產(chǎn)期單井平均日產(chǎn)氣量超過方案配產(chǎn),2014 年后進(jìn)入遞減階段[14],初始年遞減率較高,開發(fā)形勢嚴(yán)峻。

        (2)15 號煤層開發(fā)技術(shù)尚未突破,難以形成產(chǎn)能接替。

        潘莊氣田15 號煤層雖然資源較豐富,但與3 號煤層相比,15 號煤層埋深相對較大,厚度相對較薄,孔隙、裂隙充填較為嚴(yán)重,含氣飽和度、滲透率相對較低[2,16-17],頂板為石灰?guī)r含水層,煤層結(jié)構(gòu)疏松,容易垮塌,排采過程中產(chǎn)水量較大,煤粉不易控制,導(dǎo)致產(chǎn)氣量較低,產(chǎn)量不穩(wěn)定;同時15 號煤層普遍含硫化氫,開發(fā)技術(shù)尚未突破,暫時難以形成產(chǎn)能接替。

        (3)薄煤層被認(rèn)為不具勘探開發(fā)價值。

        潘莊氣田自上到下發(fā)育多套薄煤層,單層厚度多集中在0.2~0.6m,埋深為300~650m,按照煤層氣常規(guī)勘探思路及提儲要求,這些薄煤層不具備勘探開發(fā)價值。

        2.2 采取的對策

        針對上述技術(shù)難題,圍繞煤層氣勘探開發(fā)特點,從管理層面出發(fā),以效益為目標(biāo),以管理創(chuàng)新為手段,建立地質(zhì)工程一體化協(xié)同工作平臺(圖4),推行“地質(zhì)工程一體化解決方案”,將地質(zhì)、工程技術(shù)研究高度融合[18-20],尋找地質(zhì)、工程“雙甜點”,現(xiàn)場高效組織作業(yè),專業(yè)技術(shù)人員根據(jù)現(xiàn)場情況實時優(yōu)化和決策,實現(xiàn)煤層氣效益開發(fā)。具體制定以下4 項對策:

        圖4 潘莊煤層氣田地質(zhì)工程一體化協(xié)同工作模式圖Fig.4 Cooperative work mode of geology and engineering integration in Panzhuang CBM Field

        (1)強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化。統(tǒng)籌管理、地質(zhì)、工程等多專業(yè)人員,以落實產(chǎn)能、參數(shù)及主體技術(shù)為目標(biāo),精細(xì)研究區(qū)內(nèi)煤層的煤體結(jié)構(gòu)、含氣性、滲透率等地質(zhì)特征,優(yōu)選有利開發(fā)層位,先厚再薄,優(yōu)化井位部署,對厚、薄煤層開展差異化工程試驗。地質(zhì)上提出風(fēng)險預(yù)警,工程上優(yōu)化鉆井參數(shù),通過鉆井設(shè)計加強(qiáng)地質(zhì)、工程相結(jié)合,從反復(fù)實踐中固化最優(yōu)模式。實施過程中,物探、地質(zhì)、鉆完井專業(yè)技術(shù)人員同步跟蹤,根據(jù)作業(yè)情況實時調(diào)整井眼軌跡及鉆井參數(shù),優(yōu)選射孔層段及壓裂工藝,保障地質(zhì)預(yù)期的實現(xiàn)。

        (2)優(yōu)化3 號煤層開發(fā)技術(shù)。針對多分支水平井鉆井工藝難度大、鉆井周期長、成本高、井眼易垮塌等問題,地質(zhì)與工程人員通力協(xié)作,對3 號煤層開發(fā)技術(shù)進(jìn)行二次試驗,優(yōu)化水平井井眼軌跡,合理設(shè)計全角變化率、造斜點及穩(wěn)斜段,充分利用鉆井工具,提高鉆井時效,降低鉆井風(fēng)險;同一臺子井造斜點錯開并根據(jù)方位合理安排鉆井順序,避免干擾及竄槽的影響。對部分難度較大的水平井結(jié)合摩阻扭矩、水力學(xué)的分析,降低作業(yè)風(fēng)險;優(yōu)化鉆井液體系,有效保證井眼清潔及穩(wěn)定并避免由此產(chǎn)生的巖屑堆積及鉆井壓力波動導(dǎo)致的井眼坍塌。

        (3)開展15 號煤層脫硫技術(shù)試驗。潘莊氣田15號煤層排采期間,發(fā)現(xiàn)普遍含硫化氫,出于安全考慮,暫緩15 號煤層開發(fā)[21-22]。通過觀測,氣田西區(qū)、東區(qū)硫化氫含量較低(一般小于50×10-6),中區(qū)含量相對較高[一般為(100~1000)×10-6]。針對15 號煤層含硫的問題,鉆井階段優(yōu)化鉆井液,在鉆井過程中將硫化氫含量控制在一定范圍內(nèi),制定鉆井預(yù)案。生產(chǎn)階段采取各方面安全措施,并開展脫硫處理試驗工作。

        (4)分階段探索薄煤層及超薄煤層潛力。根據(jù)潘莊氣田實鉆井揭露的薄煤層統(tǒng)計,厚度為0.2~0.4m 的煤層占比最大,為41%;厚度為0.4~0.6m的煤層占比為23%;厚度大于0.6m 的煤層占比為26%。但薄煤層累計資源量較大,平均資源豐度大于1×108m3/km2。針對這些“超薄”資源,分3 個階段評價薄煤層潛力及開發(fā)技術(shù)。第一階段優(yōu)選單層厚度大且穩(wěn)定分布的9 號煤層開展單層改造求產(chǎn)。第二階段優(yōu)選較厚薄煤層與主力煤層(15 號煤層或3 號煤層)合壓或進(jìn)行投球分壓,合并試采。第三階段根據(jù)薄煤層發(fā)育情況,把多層薄煤層采用合壓或投球施工方式進(jìn)行一級壓裂施工,合采測試產(chǎn)能。

        3 地質(zhì)工程一體化實踐成效

        通過地質(zhì)工程管理及地質(zhì)工程技術(shù)一體化攻關(guān)研究,突破單支水平井技術(shù),破解硫化氫難題,利用一趟管柱多層投球壓裂技術(shù)動用超薄煤層,形成了適用于潘莊煤層氣田的立體勘探開發(fā)系列技術(shù),保障了氣田經(jīng)濟(jì)、高效開發(fā)。

        3.1 形成了厚、薄煤互層綜合地質(zhì)評價技術(shù)

        通過對區(qū)內(nèi)煤層地質(zhì)條件精細(xì)刻畫,利用近鉆頭技術(shù),嚴(yán)格管控錄井質(zhì)量,確保巖性氣測真實準(zhǔn)確,實時進(jìn)行地層對比,以地質(zhì)認(rèn)識為導(dǎo)向,加強(qiáng)隨鉆跟蹤,深入評價,建立了鉆前資料收集、鉆中軌跡調(diào)整、鉆后評價及井位優(yōu)化四大隨鉆體系。形成了隨鉆地層對比、隨鉆計算及擬合、隨鉆煤層構(gòu)造模擬及水平段隨鉆分析技術(shù),成功指導(dǎo)單分支水平井井眼軌跡沿等高線方向探索,近4 年水平井著陸點設(shè)計與實鉆的垂直誤差下降37%,煤層鉆遇率提高7%。

        結(jié)合實鉆資料及數(shù)據(jù),系統(tǒng)分析全區(qū)構(gòu)造及沉積特征、水文地質(zhì)條件等,開展全區(qū)厚、薄煤互層有利區(qū)地質(zhì)評價工作,建立了適用于潘莊的煤層氣立體勘探開發(fā)選區(qū)評價指標(biāo)體系,平面上優(yōu)選潘莊中區(qū)為優(yōu)先勘探及開發(fā)動用區(qū),西區(qū)由于寺頭斷層影響,發(fā)育構(gòu)造煤,列為開發(fā)后備區(qū)??v向上3 號、15 號兩個厚煤層根據(jù)試采效果及煤層特征,以單獨開采為主;薄煤層優(yōu)先開采5 號、6 號、7 號、8 號、9 號、11 號、12 號、13 號等煤層,采用合采模式。

        3.2 形成了厚煤層主體單支水平井開發(fā)技術(shù)

        潘莊煤層氣田于2015 年開始試驗單支水平井[23],包括帶導(dǎo)眼單支水平井和不帶導(dǎo)眼單支水平井,其中帶導(dǎo)眼單支水平井工藝復(fù)雜,很難確保導(dǎo)眼和水平井聯(lián)通,聯(lián)通后也易堵塞,實施5 口井,沒有達(dá)到預(yù)期效果。不帶導(dǎo)眼單支水平井平均鉆井工期及成本均是多分支水平井的1/3,實施井日產(chǎn)氣量超過200×104m3,性價比最優(yōu),達(dá)到了預(yù)期效果,形成了厚煤層主體單支水平井開發(fā)技術(shù)。

        3 號煤層單支水平井?dāng)?shù)占比為66.7%,產(chǎn)量貢獻(xiàn)占74.9%。15 號煤層在產(chǎn)井平均日產(chǎn)超過7000m3,其中水平井平均單井穩(wěn)產(chǎn)氣量超過1×104m3/d;定向井平均單井穩(wěn)產(chǎn)氣量超過4000m3/d,單支水平井開發(fā)技術(shù)開發(fā)效果突出。

        3.3 形成了適用于15 號煤層地質(zhì)特征的脫硫開發(fā)技術(shù)

        通過對潘莊氣田現(xiàn)場H2S 含量的監(jiān)測及后期開展的脫硫技術(shù)專項攻關(guān)工作,形成了從鉆井到生產(chǎn)的配套脫硫開發(fā)技術(shù)。鉆井階段:揭開15 號煤層前,安裝井控設(shè)備,儲備應(yīng)急物資;鉆井隊及作業(yè)隊配備正壓式呼吸器、報警器、H2S 氣體檢測儀;施工隊伍需取得相關(guān)作業(yè)資質(zhì),同時制定防H2S 應(yīng)急預(yù)案。生產(chǎn)階段:15 號煤層井場安裝固定式H2S 檢測探頭,懸掛H2S 警示標(biāo)志牌和風(fēng)向標(biāo);現(xiàn)場班組人員配備正壓式呼吸器、手持H2S 檢測儀;制定H2S 泄露泄漏應(yīng)急預(yù)案、檢測及取樣操作規(guī)程。對高含硫井場加裝霧化噴頭設(shè)備向管線噴注三嗪類硫化氫抑制劑,同時加大投放量;對所有15 號煤層含硫井,在閥組加裝脫硫填料塔,使產(chǎn)出氣通過脫硫填料塔進(jìn)行硫化氫脫除。

        目前3 個高含硫井場加裝霧化噴頭設(shè)備后H2S含量下降80%,潘河增壓站出站H2S 含量下降65%。后續(xù)脫硫塔分批次安裝,預(yù)計可將煤層氣中H2S 含量降至一類氣范圍內(nèi)。

        3.4 形成了薄煤層多層合采的低成本開發(fā)技術(shù)

        通過單獨探索9 號煤層產(chǎn)能,總結(jié)了單薄煤層壓裂工程經(jīng)驗:由于改造過程中加砂較困難,容易造成砂堵,需要將施工排量控制在5m3/min 左右,若煤層厚度小于1m 則需要進(jìn)行擴(kuò)射。9 號煤層測試取得較好成效,平均單井產(chǎn)量超過1000m3/d,為薄煤層資源動用提振了信心。2020年探索第一口9號煤層(平均厚度約為1.2m)單分支水平井,完井周期為18 天,純煤鉆遇率為76.79%,投產(chǎn)40 天見氣,產(chǎn)氣效果超過預(yù)期。薄煤層單分支水平井試驗的成功,推動了潘莊煤層氣田薄煤層以直井、定向井為主、水平井為輔的混合井型開發(fā)模式。

        通過厚、薄煤互層及多薄煤層合壓合采試驗,探索形成了與儲層地質(zhì)條件相匹配的分級合壓工藝:薄煤層發(fā)育較少、與主力煤層距離較近時采用厚、薄煤互層合壓或投球分壓;多薄煤層跨度較小或儲層物性差異不大時,采用一級壓裂;多薄煤層跨度較大或儲層物性差異較大時,采用兩級壓裂。每級壓裂可采用層間投球壓裂或縫網(wǎng)穿層壓裂:層間投球壓裂優(yōu)選尼龍球,在壓裂過程中多次投球,實現(xiàn)不同煤層層間暫堵;縫網(wǎng)穿層壓裂需要優(yōu)化排量、砂量、液量,使人工裂縫穿透上下隔層,實現(xiàn)各層充分改造。3 號、15 號煤層與其他薄煤層合壓試驗單井平均產(chǎn)量超過5000m3/d,9 號煤層與其他超薄煤層合壓試驗單井平均產(chǎn)量超過4500m3/d,效果明顯,其中縫網(wǎng)穿層壓裂效果尤為突出,定向井最高產(chǎn)量超過6500m3/d。

        3.5 取得了顯著效益

        一是經(jīng)濟(jì)效益突出,實現(xiàn)低成本開發(fā),年銷售量為10×108m3,作業(yè)成本下降36%,取得良好的經(jīng)濟(jì)效益。

        二是社會效益可觀,助力改善能源結(jié)構(gòu),有效地彌補(bǔ)常規(guī)天然氣在地域分布和供給量上的不足,有助于山西及周邊地區(qū)改善能源結(jié)構(gòu)。同時,按照“先采氣后采煤”的開采原則,有助于降低瓦斯災(zāi)害,保障煤炭生產(chǎn)安全,減少礦井建設(shè)費用(巷道建設(shè)和通風(fēng)費用減少1/4 左右),從而提高煤礦的生產(chǎn)效率和經(jīng)濟(jì)效益,有利于帶動運輸、鋼鐵、水泥、化工、電力、生活服務(wù)等相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展,增加就業(yè)機(jī)會,提高當(dāng)?shù)鼐用竦氖杖胨?,促進(jìn)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)的發(fā)展。

        4 結(jié)論

        煤層氣勘探開發(fā)具有特殊性,其成藏及運移特點有別于常規(guī)天然氣,地質(zhì)工程一體化是動用煤層氣資源的有效手段。針對潘莊煤層氣田開發(fā)過程中遇到的技術(shù)難題,采取地質(zhì)工程一體化手段,以地質(zhì)氣藏研究為基礎(chǔ),以儲層改造為重點,以多學(xué)科、多技術(shù)融合為保障,開展立體勘探、滾動開發(fā),深化定量和定性分析,多種工程技術(shù)協(xié)同,建立“閉環(huán)管理、系統(tǒng)安排、打破分割、高效銜接”的管理模式,攻克了煤層氣開發(fā)技術(shù)瓶頸,形成了4 項開發(fā)技術(shù),為其他煤層氣區(qū)塊下一步勘探開發(fā)起到重要指導(dǎo)作用。潘莊煤層氣田年產(chǎn)量突破10×108m3,開發(fā)成本大幅下降,經(jīng)濟(jì)效益、社會效益顯著,是目前中國煤層氣產(chǎn)能規(guī)模最大、效益最好的氣田。

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