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。