沁水盆地郑庄区块北部煤层气直井低产原因及高效开发技术

贾慧敏，胡秋嘉，樊 彬，毛崇昊，张 庆

(中石油华北油田山西煤层气勘探开发分公司，山西 长治 046000)

目前我国800 m以浅煤层气开发技术相对成熟，开发效果相对较好，建成了沁水盆地南部、鄂尔多斯盆地东缘、东北、西南、西北和中部等6个煤层气产业基地[1]。而我国煤层气埋深2 000 m以浅地质资源量为30×1012m3[2]，埋深1 000～2 000 m的深部煤层气地质资源达到22.5×1012m3[3]，占埋深2 000 m以浅地质资源量的75%。煤层气资源量丰富，但目前在深部煤层气资源潜力评价、储层可改造性及其地质条件耦合性等问题仍然亟待解决，亟需研发深部地层条件下的煤层气高效勘探开发技术[4]。前人针对深部煤层气勘探开发已开展大量的基础研究。鄂尔多斯盆地深部煤层气吸附量随埋深增加呈现快速增大、缓慢增大、逐步减小的变化趋势，煤层中甲烷吸附量峰值所处的深度为900～1 600 m[5]；深部煤层气天然裂隙的产状和组合模式存在垂向分带性，以“临界深度”为界，地层压力和地层温度对煤层气含量的影响作用大小发生转变[6]；鄂尔多斯盆地深部煤层气井产能受地质和工程因素共同影响，需要对压裂设计及开发层数进行优化[7]；深部煤层气高地应力状态大幅降低了储层渗透率，高温高压影响深部煤层气吸附解吸特性，煤岩力学性质和应力状态导致压裂裂缝延伸受限，储层改造效果受限[8]；聂志宏等[9]研究提出鄂东缘大宁-吉县区块深部煤层气生产特征及开发对策；顾娇杨等[10]研究了鄂东缘临兴区块深部煤层气成藏富集规律，认为该区煤层气含气饱和度较高，利于煤层气开发；高丽军等[11]研究了鄂东缘临兴区块深部煤层特征，认为深部煤层仍然以吸附气为主，该区虽然临储比高、含气饱和度高，但储层物性较差，导致煤层气井呈现“见气快、排水降压难、产量上升慢”。

目前整体上对鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气研究相对较多、较系统，但对于沁水盆地南部即深部高阶煤煤层气研究较少，在郑庄区块中南部埋深较大的地区，应力集中，可以在充分释放应力基础上，通过重复压裂实现裂缝偏转从而实现增产[12]，但对于埋深普遍大于1 000 m的郑庄北部地区，仍不能实现效益开发，需要进一步研究和探索。煤层气井产量受资源基础和采出难易程度耦合控制，笔者用含气量评价资源基础，利用储层渗透性、宏观解吸效率和储层可改造性评价煤层气采出难易程度，进而明确深部煤层气储层低产原因，并提出针对性的工程措施，以期为研究区深部煤层气的高效开发提供借鉴。

1 研究区概况

1.1 地质条件

郑庄区块位于沁水盆地南部寺头断层西侧，区块埋深自北向南逐步加大，郑庄北部埋深为730～1 250 m，平均为1 010 m，整体属于深部煤层[13]。郑庄北部3号煤为主力煤层气层，NE向断层发育，褶皱构造以背斜、向斜相间发育为主(图1)，局部发育鼻状构造。储层压力7.3～12.5 MPa，平均为10.1 MPa，压力整体较高；含气量整体较高，为3～28 m3/t，平均17.2 m3/t；含气饱和度整体偏低，为11.3%～93.9%，平均59.2%。

1.2 煤层气开发概况

图1 郑庄区块北部3号煤构造Fig.1 The structure of No.3 coal seam in northern Zhengzhuang Block

2013年郑庄区块北部开始开发，投产直井150余口、筛管水平井1口、仿树形水平井1口。其中，直井采用优质层段集中射孔、水力压裂方式开发，单井日产气量为0～1 000 m3，平均150 m3；截至目前单井累积产气量为0～139.6万m3，平均20.6万m3，直井整体产量极低，不能实现效益开发；筛管水平井平均日产气量在700 m3，不能实现效益开发；仿树形水平井稳定日产气量为10 000 m3，但由于其投资较高，效益仍然相对较差。

2 直井低产原因

2.1 含气量

通过试采井钻井取心，测试煤层气含量，并绘制郑庄北部3号煤层含气量分布图(图2)，由图中可知，该区含气量整体较高，绝大部分地区在20 m3/t以上，只有局部断层、陷落柱发育区含气量较低，呈现含气量低值区。因此认为，该区资源基础落实，含气量不是造成该区块整体直井煤层气低产的主控因素。

2.2 渗透性

研究区试井测试井数较少，本文采用裂隙发育指数表征储层渗透性。由于煤岩整体渗透率主要由裂隙渗透率决定，而裂隙渗透率主要取决于裂隙宽度，因此，定义裂隙发育指数为单位尺度煤岩中裂隙宽度占比[14]：

式中：Fdi为裂隙发育指数，无量纲；wi为第i条裂隙的宽度，μm；l为裂隙观测长度，μm；分别为主、次裂隙平均宽度，μm；Dm和sD分别为主、次裂隙密度，条/μm。主次裂隙平均宽度和密度通过扫描电镜观察获得。

图2 郑庄区块北部3号煤含气量分布Fig.2 Gas contents distribution in northern Zhengzhuang Block

无论是采用直井压裂还是水平井开发，煤岩基质中的天然裂隙仍然对煤层气产量具有重要影响。尤其对于渗透率极低的深部煤层，对于非压裂水平井，裂隙发育程度决定储层原始渗透率，进而决定单井产量高低[15]。对于分段压裂水平井，天然裂隙同样至关重要，与砂、页岩相比，煤岩弹性模量低、泊松比高，压裂难以形成网状缝，一般都形成单一裂缝[16]，因此，流体在水平井井筒和压裂裂缝中为线性流，渗流阻力很小，天然裂隙基本没有影响；而流体从基质孔隙向压裂裂缝渗流的过程中，天然裂隙影响至关重要[17]，直接决定有效解吸范围和压裂段间距，天然裂隙发育越少，压裂所需的段间距越小。

为了进一步论证裂隙发育指数能否很好地表征储层渗透性，基于郑庄区块8口试采井渗透率测试数据及煤样裂隙观测数据(表1)，根据式(1)计算这8口井裂隙发育指数，并绘制渗透率和对应的裂隙发育指数散点图(图3)，8口试采井中4口埋深大于900 m的井位于郑庄北部区块。由图3可知，利用式(1)计算得到的裂隙发育指数与试井渗透率成正相关关系，且相关性较好(R²接近0.8)，表明本文提出的裂隙发育指数可以很好地表征储层渗透性。

表1 郑庄区块8口井裂隙发育情况、裂隙发育指数与试井渗透率Table 1 Natural fracture parameters,fracture development index and well-test permeability of 8 wells from northern Zhengzhuang Block

图3 郑庄区块北部试井渗透率与裂隙发育指数关系Fig.3 Relationship between well-test permeability and fracture development index of northern Zhengzhuang Block

研究区试采井裂隙发育指数分布如图4所示，由图中可以看出，研究区绝大部分地区裂隙指数均小于140，通过图3折算得到渗透率，小于0.10×10-3μm2，渗透率极低。

统计整个郑庄区块21口试采井(其中包括郑庄北部7口试采井)裂隙发育指数与稳定日产气量关系(图5)，结果表明稳定日产气量随着裂隙发育指数增加而增加，当裂隙发育指数小于140时，日产气量小于800 m3，因此，郑庄北部极低的渗透率是其低产的重要原因。

2.3 地解压差

煤层气主要以吸附态赋存在煤层中，煤层气开发必须通过持续排水将储层压力由原始地层压力(pr)降至临界解吸压力(pde)以下，煤层气才能产出[15]。煤层原始储层压力与临界解吸压力之差称为地解压差(图6)，其表达式为：

式中：Δp为地解压差，MPa；pr为原始地层压力，MPa；pde为临界解吸压力，MPa。

图4 郑庄区块北部裂隙发育指数分布Fig.4 Distribution of fracture development index of northern Zhengzhuang Block

图5 郑庄区块裂隙发育指数与日产气量关系Fig.5 Relationship between fracture development index and daily gas production of northern Zhengzhuang Block

在其他条件相同时，煤储层地解压差越大，其吸附态煤层气解吸需要的排采时间越长，解吸波及范围越小，解吸效率越低，因此，可以将地解压差作为煤层气井宏观解吸效率的评价指标。

郑庄区块及其北部生产井解吸压力与埋深关系较为离散，其相关性变化趋势不明显(图 6a)，这是由于埋藏越深煤层气生成量越大且气体保存条件越好，含气量越高。研究区生产井的地解压差随着埋深增加而明显增加，如埋深800 m时，地解压差主要分布在4～6 MPa；埋深增加到1 200 m时，地解压差则主要分布在8～11 MPa，比埋深800 m时增加了4 MPa以上(图6b)，意味着埋深越深，煤层气井解吸前排水降压阶段持续时间更长、解吸更难，有效解吸面积更小。研究区埋深与地解压差成幂指数关系，且相关性较好。

图6 郑庄北部生产井解吸压力、地解压差与埋深关系Fig.6 Effect of buried depth on the desorption pressure and reservoir-desorption pressure difference of production wells in northern Zhengzhuang Block

统计郑庄区块地解压差与日产气量关系(图7)，结果表明，稳定日产气量随地解压差增加而降低，地解压差大于4 MPa后，日产气量均小于2 000 m3；地解压差大于6 MPa后，绝大部分煤层气井日产气量小于800 m3；地解压差大于8 MPa后，日产气量均小于200 m3。郑庄区块北部绝大部分区域地解压差均大于6 MPa，由此可知，地解压差较大是郑庄北部产量较低的主要因素之一。

图7 郑庄与郑庄北区块地解压差与稳定日产气量关系Fig.7 Effect of reservoir-desorption pressure difference on stable daily production in Zhengzhuang Block and northern Zhengzhuang Block

为进一步验证地解压差对产量的影响，统计了郑庄北部埋深基本一致但地解压差相差较大的井的稳定日产气量(表2)，由表中可知，ZS10—ZS12这 3口井埋深在970 m左右，稳定日产气量随着地解压差增加而降低，地解压差为5.8 MPa时，稳定日产气量为1 040 m3，当地解压差增加至7.9 MPa时，稳定日产气量只有50 m3；ZS13—ZS15这 3口井埋深在870 m左右，稳定日产气量同样随着地解压差增加而降低，地解压差为5.1 MPa时，稳定日产气量为1 170 m3，当地解压差增加至8 MPa时，稳定日产气量只有100 m3，进一步表明地解压差对深部煤层气井产量具有决定性影响。

表2 同等埋深条件下地解压差对稳定日产气量的影响Table 2 Effect of reservoir-desorption difference pressure on stable daily gas production at the same buried depth

2.4 煤体结构

郑庄北部煤层气储层渗透率极低，必须经过有效的压裂改造才能获得经济产能，而煤体结构对煤层气储层压裂效果具有重要影响，目前研究认为原生、碎裂煤储层压裂缝长较长，改造效果较好；糜棱、碎粒煤储层压裂以短宽缝为主，改造效果较差[16]。煤体结构可以利用测井参数进行预测[17]，一般测井电阻率、密度越大，声波时差、扩径率和自然伽马越小，煤体结构碎裂程度越低，通过分析郑庄区块参数井煤心和相应取心段测井参数，确定研究区煤体结构测井评价指标(表3)，根据表3对郑庄北部煤层气井煤体结构进行划分，将碎煤(碎粒煤和糜棱煤)厚度之和占煤层总厚度的比例作为评价煤体结构对压裂效果影响的主要参数，碎煤比例越高、压裂效果越差。郑庄北部绝大部分煤层中碎煤比例在0.7以上，煤体结构整体较为破碎(图8)，导致储层压裂裂缝较短，改造效果差，这是郑庄北部低产原因之一。

2.5 地应力

根据郑庄北部区块煤层气开发井压裂施工数据进行储层地应力预测，储层垂向应力、最大水平主应力、最小水平主应力采用下式[18]计算。

式中：σv、σh、σH分别为垂向主应力、最大水平主应力和最小水平主应力，MPa；H为煤层埋深，m；pc为闭合压力，MPa，可根据煤层气井水力压裂施工曲线压降段数据进行计算[19]；pf为破裂压力，MPa，根据水平井压裂施工曲线直接读取；p0为原始储层压力，MPa；T为煤岩抗拉强度，MPa。

对研究区煤层气参数井压裂数据进行处理得到庄北部垂向主应力、最小水平主应力和最大水平主应力，并绘制各应力与埋深关系图(图9)，结果表明，垂向应力、最大水平主应力和最小水平主应力均随埋深增加而增加，得到最大、最小水平主应力与埋深经验关系分别为：

表3 郑庄区块3号煤层煤体结构测井参数识别指标Table 3 Identification index of coal body structure of No.3 coal seam from logging in Zhengzhuang Block

图8 郑庄区块北部碎煤厚度占比Fig.8 Thickness ratio of broken coal in northern Zhengzhuang Block

图9 郑庄北部地应力与埋深关系Fig.9 Relationship between in-situ stress and buried depth in northern Zhengzhuagn Block

由图9可知，研究区地应力状态为σv＞σH＞σh，垂向应力大于水平应力，为大地静力场形，水力压裂容易形成垂直裂缝，裂缝延伸较短，有效改造面积小[20]，这是研究区水力压裂效果较差的重要原因。

综上可知，郑庄北部深部煤层含气量普遍较高，但储层渗透率极低，导致气水产出效率低；高碎煤占比和地应力类型双重叠加导致水力压裂裂缝短、水力压裂有效改造面积小，水力压裂对提高气、水产出效率贡献不大；高地解压差导致解吸前排水降压时间长，宏观解吸效率低；且极低的储层原始渗透率、较差的水力压裂效果和高地解压差耦合导致了极低的储层宏观解吸效率，进而导致极低的产气量。

3 高效开发技术探讨

3.1 仿树形水平井开发技术

仿树形水平井是在多分支水平井基础上改进而得到，采用“主支疏通、分支控面、脉支增产”理念进行设计[21]，为避免多分支水平井主支垮塌严重的问题，仿树形水平井主支在煤层顶板泥岩中钻进，旨在追求稳定的井眼，从而实现长期排水采气而不垮塌；分支由主支侧钻进入煤层，再从分支侧钻若干脉支(图10)。在郑庄北部部署了1口仿树形水平井，稳定日产气量达到10 000 m3，稳产1 a以上，目前日产气量7 000 m3左右，累积产气量达到1 100万m3以上，开发效果远远好于直井(图11)。开发效果较好的原因为仿树形水平井很大程度上克服了该区域低产因素：煤层总进尺高达10 288 m，单井控制面积达到0.5 km2以上，克服了研究区水力压裂裂缝短的缺点，大幅提高了单井有效控制面积，为高产稳产奠定基础；脉支间距一般小于50 m，用人工井眼实现对煤层的密切割，大幅缩短煤层气、水渗流距离，利于实现脉支间协同降压，可以克服高地解压差的缺陷；另外，分支、脉支对煤层进行细分割，充分释放储层应力，利于改善储层渗透率。仿树形水平井在郑庄区块深部煤层开发成功表明，只要开发工艺与储层地质条件相适应，深部煤层也可以实现高产。

图11 ZSP1仿树形水平井综合生产曲线Fig.11 Production curves of tree type horizontal well ZSP1

仿树形水平井也存在固有缺点：①为追求主支井眼稳定，主支在顶板泥岩中钻进，导致主支相对位置高于分支和脉支，不利于煤层气井充分排水降压；②泥岩井眼经过排采水长期浸泡也会发生垮塌，一旦主支垮塌，产气通道被堵死，整个井就不能继续产气，风险较大；③煤层进尺大，钻井难度高，单井成本在15 000万以上，经济效益相对较差。为解决上述问题，主支可在煤层中钻进，主支井眼中下入套管支撑，避免井眼垮塌风险，同时利于排水降压；在分支中下入PE筛管，有效支撑分支，避免分支垮塌，进一步提高单井产量，提高经济效益。

3.2 L形水平井分段压裂技术

为克服仿树形井钻井成本高、难度大的缺点，采用L形水平井密切割分段压裂技术：采用油管底封拖动压裂技术取代连续油管压裂技术，大幅降低水平井压裂成本；水平井井眼平行布置，相邻两口水平井间距100 m，克服研究区水力压裂裂缝短的缺点；水平段长度1 000 m左右，压裂13段以上，平均压裂段间距小于70 m；相邻两口水平井压裂裂缝交错布置，对煤层密切割，有效增大煤层的改造面积，克服研究区水力压裂有效改造面积小的缺点，大幅提高储层渗透率，增强排水降压能力，有利于扩大有效解吸面积，克服高地解压差的影响。

采用该开发模式，在研究区内实施L形水平井分段压裂井6口，平均单井产量达到10 000 m3以上，且单井钻井和压裂成本控制在600万以内，这与研究区平均单井产量100 m3、钻井和压裂成本200万以上的直井具有显著优势，L形水平井分段压裂成本仅比直井压裂增加2倍，产量却增加近100倍，L形水平井分段压裂实现了郑庄区块北部产量突破和高效开发(图 12)。与仿树形水平井相比，2种开发井形稳定日产气量均在10 000 m3，但L形分段压裂水平井成本仅为仿树形水平井的40%，因此，L形水平井分段压裂技术开发效益更高。

图12 L形分段压裂水平井生产曲线Fig.12 Production curves of multi-stage hydraulic fracturing of L type horizontal well

4 结论

a.裂隙发育指数可以很好地表征煤储层的渗透性，郑庄区块北部煤层气井日产气量随着裂隙发育指数增加而增加，而绝大部分地区裂隙指数均小于140，渗透率极低是其低产的重要原因。

b.郑庄北部生产井稳定日产气量随地解压差增加而降低，这是由于地解压差越大，解吸范围越小，宏观解吸效率越低；当地解压差大于6 MPa后，绝大部分煤层气井日产气量小于800 m3，地解压差大于8 MPa后，日产气量均小于200 m3，而郑庄北部绝大部分区域地解压差大于6 MPa，这是导致郑庄北部直井整体低产的主要因素之一。

c.郑庄北部煤体结构整体较为破碎，绝大部分地区煤层中碎煤比例在0.7以上，导致水力压裂裂缝较短；郑庄北部垂向应力大于水平应力，为大地静力场形地应力，水力压裂易形成垂直裂缝，裂缝延伸较短；煤体结构与地应力耦合导致郑庄北部水力裂缝较短，有效改造面积小，直井开发效果较差。

d.仿树形水平井采用人工井眼实现煤层密切割，缩短了煤层气、水渗流距离，利于实现协同降压增产，有力克服高地解压差的不利影响；同时采用人工井眼代替压裂裂缝，解决研究区水力压裂造缝短的难题，取得了产量突破，但存在不利于排水降压和井眼易垮塌的风险。采用L形水平井分段压裂技术克服了仿树形水平井的缺点，可以实现郑庄区块北部高效开发。