延川南区块煤层气开发关键技术研究

时间：2024-09-03

李清（中石化华东分公司非常规资源勘探开发指挥部，江苏南京 210011）

1 区块基本情况

1.1 基本概况

延川南区块位于鄂尔多斯盆地东南缘，隶属于渭北隆起和晋西挠褶带交汇处，以黄河为界分为山西省和陕西省2部分（如图1）。区块主要含煤层系为上石炭统太原组（C3t）和下二叠统山西组（P1s），煤层埋藏深度多在1500m以内。研究的目标煤层山西组2号煤层是区块分布最稳定、单层厚度最大的煤层，是煤层气勘探开发的主要目标煤层。

1.2 区块地质特征

区块整体构造简单，整体为一走向为北东－北北东，倾向北西的单斜构造。断层总体以小断层为主，逆断层多，正断层少。受区域单斜地层的控制，断裂多呈北东、北北东向展布，与区域构造方向一致。区块中部发育的2条北东向逆断层，规模较大，是工区内最重要的断层。

图1 延川南区块地理位置图

根据构造特征，延川南区块可进一步划分出3个次级构造单元，分别为谭坪构造带、万宝山构造带、中部断层破碎带。谭坪构造带煤层埋深600～1000m，万宝山构造带煤层埋深1000～1500m，是煤层气开发的主体构造单元（图2）。

图2 延川南区块构造剖面图

区块主力2号煤层厚度3.9～5.9m，平均厚度4.9m，整体煤层横向分布稳定且连续，煤层呈现由东南向西北随着煤层深度的加深逐渐减薄的变化趋势。区块内2号煤层含1～2层夹矸，多为块状碎裂煤，平面上向北煤层分叉，夹矸增加，煤体结构变差，区块2号煤镜质体反射率变化为1.99%～2.44%，由东向西、由东南向西北随埋藏深度加大而增高，总体上，本区煤岩演化程度较高，属贫煤－无烟煤，为高阶煤。区内煤变质程度高，煤质分析显示区块煤层为低挥发分、特低硫煤；低灰－中灰、低挥发分、低含水煤层。

区块2号煤层渗透率大部分分布在0.013～0.99mD，平均0.27mD。区块总体为低渗储层，煤层平面非均质性较强。煤层储层压力在东部谭坪构造带为2.77～4.79MPa，平均3.91MPa；西部万宝山构造带为4.47～10.57MPa，平均7.98MPa；整体上储层压力随埋深增大而增大，但煤层埋深超过1000m，储层压力急速增加。煤层含气量多大于8m3／t，最高可达20.8m3／t，属于中高含气量地区；总体具有从东南向西北有增大趋势。根据国内外相似地质条件的煤层气产区进行对比，参考煤层气田储量评价标准，综合评价延川南山西组2号煤层属于中等规模、中丰度、中等埋深、中低产能的煤层气藏［1］。

2 煤层气开发技术研究

2.1 水平井钻完井技术

根据延川南区块煤层低压、低孔、低渗的特点，设计了一套适应区块的水平井钻完井技术。在井眼轨迹设计中采用了 “直－增－稳－增－水平段”双增剖面设计，并将造斜率优化为6～7°／30m，优化后的井眼轨迹剖面能有效地降低摩阻扭矩，节约钻井进尺，减小施工难度，满足钻完井要求；水平井井身结构以三级井身结构为主，并探索性地开展了二级井身结构的水平连通井试验。现场结果表明，采用二级井身结构钻井周期相比三级井身结构缩短了41.98%，有效节约成本，但是二级井身结构的水平井在二开钻进过程中由于钻井液的长期浸泡容易造成井壁失稳，因此这种井身结构对设备和井深有较高的要求。建立了防止煤层坍塌失稳的最小钻井液密度计算模型，为煤层气水平井井壁稳定奠定了理论基础，并进行了钻完井液对煤层的侵入室内试验，开展了绒囊、清水、低固相等钻井液的现场试验，评价了钻完井液对煤层的伤害程度，优选低固相钻井液作为水平井的钻井液体系。水平井轨迹控制与精确连通过程中，熟练掌握EMWD（电磁波无线随钻测量）技术和RMRS（近钻头电磁测距法）技术的基础上，通过应用应变控制技术实现了轨迹的顺利着陆，综合4参数（钻时、岩屑、伽马、全烃）确保了轨迹在煤层中有效穿行，采用 “退四进三”法保证了井眼的精确连通。采用 “填、探、通、下、固、扫、洗”的“七步式”固井工艺流程，满足后期作业需要。

区块累计实施了3口V型井，7口U型井。水平井井深结构如图3所示。水平井可以增大煤层渗流面积，有效提高单井产量，适合延川南区块煤层气开发地质条件，同时可以减少丛式井井场占地面积，减少前期地面工程成本的投入，有利于整体规划开发。

图3 水平井井身结构图

2.2 整体压裂技术

由于煤储层具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与油藏储层不同的特性，由此而引起的高注入压力、复杂的裂缝系统、砂堵、支撑剂的嵌入、压裂液的返排及煤粉堵塞等问题，使得煤层气井用压裂液与常规油气压裂液存在着差异［2］。国内外煤层气压裂主要使用活性水体系，可降低对煤层伤害及不良的吸附和反应，避免对煤层孔隙的堵塞，降低对煤储层的伤害，降低压裂液成本，以满足低伤害、低成本的要求［3，4］。

延川南区块煤层埋深一般超过800m，西部万宝山构造带煤层埋深超过1200m，初期压裂施工失败率高，表现为水力裂缝延伸难、施工压力高、进砂难、易砂堵，后期施工过程中用适当的前置液量（≥40%）（图4）；少量的段塞砂量（总段塞砂量≤2m3或阶段段塞砂液量≤1倍井筒容积），用于打磨和疏通近井筒迂曲，不起封堵微裂缝左右（深层煤质差的裂缝不发育），尽量避免前期砂塞对裂缝延伸以及后续加砂的影响，使用该前置液段塞泵注程序优化后，前期砂堵发生率降为零。单层压裂施工排量在7m3／min，保证携砂性能以及打开适宜的割理裂隙为前提，并非排量越高越好，但是对于多煤层笼统压裂、限流压裂等，建议初始高排量（≥8m3／min），迅速提高井底压力以达到同时压开多层的目的。小型压裂技术研究显示，区块滤失较高，根据压裂液滤失系数与前置液比例关系，活性水压裂液前置液比例应达到40%～50%之间。

延川南区块较好完成了井组整体压裂、深煤层压裂及多煤层压裂技术攻关，压裂施工成功率达96.3%，形成了延川南煤层气压裂技术系列。

图4 高产及高产潜力井与低产井压裂液量对比图

2.3 增产技术

通过110口产气井（108口井采用活性水压裂、2口井采用清洁压裂液）的排采效果来看，采用活性水压裂液在排采初期可获得较好的产气效果，而且总液量越高，产气量越大，因此在成本允许的范围内，适量增大施工规模，形成更宽更长的裂缝系统有利于提高气井的单井产量，同时对于早期压裂效果较差的井开展重复压裂，有效地疏通了已经闭合的裂缝，重新建立起井筒与储层之间的良好渗流通道，形成高导流能力，使得产能很低的煤层气井恢复原始产能［4］。

水平井投入排采后，水平段在煤层中，排采强度控制不佳，更易在水平段或者直井洞穴处发生煤粉堵塞，针对水平井 “通而不畅”问题，利用泡沫洗井解堵工艺，利用泡沫流体的切力较大，黏度高，并具有良好的分散性及乳化性的特点，能使对附着在套管内壁粘结物及煤粉有较好的剥离清除作用。从洗井结果来看，达到了清理井筒的目的，洗出大量煤粉颗粒，有一定解堵作用，直井和水平段的套压和流压相关性明显加强，显示了洗井具有较好的疏通效果。

3 排采技术研究

3.1 举升工艺技术

煤层气的排采过程是通过排水降压来实现的［5］。压力的降低使吸附在煤层中的煤层气解吸出来，在压差的驱使下，煤层气通过煤层的空隙通道扩散到井底，然后排出地层，煤层气排采设备及其合理选型是保障煤层气井连续稳定排采的重要因素。因此所用的排采设备必须成熟可靠、持久耐用、节能低耗、易于维修，还要有较大范围的排液能力和控制排液、系统压力的能力以及有可靠的防煤屑、煤粉危害的措施。

延川南区块井型以直井和定向井为主，单井日产水量1～5m3，部分井产水量超过20m3，通过对煤层气排采设备的工作原理、技术优势、工艺缺点的分析（表1），结合煤层气井自身生产特点，进行煤层气井排采设备的适应性和现场试验。机抽排采井主要采用变频技术、游梁式抽油机、管式泵进行排采，根据产水量的差异，选用管式泵型号包括32～50.8mm的各型管式泵。对于产水量异常，水补给充足，降压排液困难井，采用大排量电潜泵排液。

3.2 定量化排采技术

长期以来，基于对煤岩储层保护的考虑，“持续、缓慢、稳定”成为煤层气开发的基本原则，然而在排水降压过程中，流压下降速率太小，必然会导致排采周期变长，排采见效缓慢，投资风险也大大提高，严重制约了煤层气大规模开发的投资决策［5，6］。因此，有必要探索出一套既不破坏煤岩储层物性、保证良好的产气效果，又能尽快创造经济效益的排采理论和开发制度；而对井底流压下降速率的定量研究，便成为问题的关键。

经过现场排采的不断摸索和理论试验研究，总结出一套适应延川南区块的 “五段三压”排采工作制度：①以低强度排采，监测液面下降速度，掌握煤层的供水强度，调整排液速度，控制液面下降幅度；②井底流压降至煤层储层压力时，降低液面下降速度，实施慢速稳定降压排水，最大限度地多采出煤层水，尽量扩大煤层的降压漏斗；③井底流压降至临界解吸压力时，开始稳流压排采，当出水量发生急剧变化或井底流压接近煤层解吸压力时，煤层气开始解吸，进行憋套压排水，直到阶段井底流压基本稳定；④稳定套压继续排采，控制产量涨幅，防止产气量和产水量的大幅波动造成煤层激动；⑤在稳定的排采工作制度下，保持井底流压稳定，获得稳定的产能，实现煤层气井总产量最大化。

每个阶段均以流压控制为核心，以储层压力、解吸压力、稳产压力为控制节点，阶段内可以适当调整，但是不能跨越。图5为延川南单井生产曲线，通过不断调整各阶段的生产制度，有效避免了流压的大幅度波动。

图5 延川南单井生产曲线图