沁南潘河區塊15號煤煤層氣高效開發技術

劉一楠 侯巖波 胡秋萍

(中聯煤層氣有限責任公司，北京 100016)

沁水盆地南部潘河煤層氣區塊是國家首個煤層氣直井示范基地，其主力開發3號煤層累計產氣量已高達24億m3，經過長期抽采，潘河氣田產量目前已處于快速遞減階段，年自然遞減率已達到16%。同時，受區塊邊界煤礦開采影響，氣田當前穩產形勢嚴峻，亟需探索15號煤高效開發技術以補充產能規模，進而形成產能接替。

針對15號煤開發，沁南盆地僅停留在單井及小井組試采上，中聯煤層氣公司于2014年實施首批15號煤單采試驗12口井位，12口試驗井以直井和定向井為主，平均日產氣量750m3，與3號煤層相差較大；華北油田于沁南樊莊區塊兩層合采上進行了積極探索，28口試驗井通過3號煤、15號煤合采，單井產量得到有效提高，試驗井平均產量3800m3/d。由于15號煤特殊的成煤環境，造成其地質特征與3號煤存在較大的差異，套用3號煤層的開發技術，導致開發工藝技術與地質條件匹配性較差，產氣效果一般。對于15號煤規模單采開發尚無成熟配套技術借鑒，基于此，本文在系統分析15號煤特殊地質條件，并充分總結了中聯煤12口15號煤單采試驗井產氣效果未達到預期的關鍵原因，在此基礎上提出了以L型水平井為主要開發井型，采取開發有利區優選、批鉆項目管理、螺桿泵+回注水排采設備等技術策略開發15號煤，該套技術在現場取得了較好開發效果，相關技術成果可為相鄰煤層氣區塊15號煤開發提供借鑒。

1 15號煤地質概況

潘河區塊15號煤整體構造簡單，為一軸向南北向的向斜構造，斷層發育較少，局部發育低幅的次一級的褶皺構造，煤層埋深350～700m，平均510m；煤層厚度平面上分布穩定，介于2.68～7.78m，平均4.14m；煤體結構以原生結構煤和碎裂煤為主，滲透率介于0.08～5.707mD，平均滲透率1.84mD；原煤灰分產率為9.15%～15.54%，平均12.17%，屬低中灰分煤。樣品解吸測試結果顯示，15號煤含氣量較高，介于12.57～23.71m3/t，平均20.91m3/t，含氣飽和度大于90%；儲層壓力為1.82～2.93MPa，平均2.21MPa；壓力梯度0.28～0.60MPa/100m，平均0.42MPa/100m。15號煤總體開發地質條件較適宜煤層氣開發。

2 關鍵地質問題及低產原因

通過分析15號煤特殊地質條件，基于先前實施的12口煤層氣井，總結了制約煤層氣產氣量的關鍵地質因素和低產原因。

2.1 關鍵地質問題

前人研究結果表明，潘河區塊3號煤發育的山西組為河流三角洲沉積，而15號煤發育的太原組為障壁海岸沉積環境。沉積環境的不同，造成15號煤直井和定向井開發過程面臨著特殊的地質問題。

2.1.1 頂底板灰巖穩定發育且局部高含水

15號煤層直接頂板巖性主要為泥巖或含鈣泥巖(0～2.5m)，老頂為K2灰巖，厚度總體在10m以上。底板以泥巖或鋁土質泥巖發育為主，平均厚度6m，距煤層底板約20m左右發育中奧陶統厚層灰巖(圖1)。

圖1 典型井15號煤層頂底板巖性分布圖

它是15號煤層的主要水源供給層位，尤其是奧陶統厚層灰巖，水頭壓力大，供水能力強。若采用直井、定向井開發，由于儲層的低滲透性必須進行壓裂改造以提高煤層滲透性。倪小明、張雙斌等人對相鄰區塊潘莊和樊莊15號煤頂底板巖石力學性質及抗壓強度的系統分析發現15號煤層底板巖性小于頂板抗張強度，在儲層改造過程中，裂縫更容易突破底板溝通奧灰巖含水層，導致煤層氣井長期保持不產氣高產水、排水降壓困難，總體開發效益低(圖2)。

圖2 典型井15號煤層井生產曲線圖

圖3 試1井生產曲線圖

圖4 15號煤層12口試驗井生產曲線圖

2.1.2 局部高含H2S且含H2S層位及分布范圍不清

硫化氫(H2S)是一種無色具有可燃性、毒性、惡臭和腐蝕性的有害氣體，具有類似于氰化氫的毒性，井口產出H2S不僅可對井場鋼材設備、集輸管線造成嚴重的腐蝕，還給現場安全生產帶來嚴重人身安全隱患。《天然氣》(GB 17820—2012)中規定，氣體中硫化氫含量大于20mg/m3時須經過處理進行集輸。對于潘河氣田表現出局部高含H2S，但含H2S層位及分布范圍的問題，試驗區缺乏系統研究，相鄰區塊煤層氣開發主要集中在3號煤層，對于H2S成因及分布范圍研究成果也鮮見發表，但該問題給現場生產帶來嚴重影響，造成現場成本增加的同時，也增加了生產現場安全隱患。

2.1.3 產氣特征分析

12口試驗井位采用抽油機+管式泵排采工藝陸續投產，由生產數據可知，由于較好的開發地質條件，投產后單井表現出見氣早，上產快生產特征，例如，試1井投產3天產氣即達到2000m3/d(圖3)，但從圖4可知，12口試驗井總體平均日產量卻長期低于500m3/d，單井平均日產氣量最高1108m3/d，1000m3/d以上僅持續16天，與3號煤的產氣效果差距較大。

2.2 低產原因

低產原因主要從地質、工程、排采三大方面著手分析，具體井位可能由多種因素組合原因導致低產，12口單采試驗井低產主要原因為儲層改造工程原因、煤粉及排采設備工藝原因、H2S產出長期停排原因三大類(表1)。

其中，儲層改造工程原因有3口。由于壓裂溝通含水層長期高產水不產氣井1口、壓裂過程中發生間接連通井2口，連通后長期表現低產。

H2S原因影響包括5口，12口井投產后5口井產出不同濃度H2S，最高測試濃度達到343ppm，按照20mg H2S=13.012ppm=0.000013%進行換算，潘河氣田局部地區已達到低含H2S氣體標準，需進行處理集輸，5口試驗井投產后因H2S影響長時間停機，排采時效平均33.34%，停機造成的不連續排采會導致儲層內煤粉沉降堵塞滲流通道，導致部分井出現前期產氣量或套壓高，后期長期處于低產。

煤粉及排采設備工藝原因影響井位6口，由于試驗井主要采用抽油機+管式泵排采工藝，15號煤單采試驗過程中，煤粉產出量較大，卡泵、煤泥堵死篩管頻繁出現，導致管式泵實際生產過程中攜煤粉能力弱、漏失量大、泵效低。頻繁停機作業，嚴重影響生產時效的同時，給儲層帶來不可逆傷害。

3 15號煤高效開發技術策略及應用效果

針對第一批試驗井存在問題，以井眼可控、快速高效、廣泛適應為總體設計理念，從有利區優選、井型井網優化、鉆井施工組織管理、儲層保護、排采工藝進行工藝技術調整，形成15號煤煤層氣高效開發工藝技術。

表1 12口試驗井生產數據表

3.1 有利區優選

由于潘河區塊15號煤層開發程度較低，根據前期12口井獲取參數情況，從區域特征、資源潛力、儲層特征、可采性評價四方面十小類建立潘河區塊15號煤儲層參數分類體系(圖5)。

圖5 潘河區塊儲層參數分類示意圖

通過評價優選構造、物質參數、可采參數三類指標作為主控因素，利用參數疊合方法將潘河氣田15號煤共劃分為Ⅰ類、Ⅱ(Ⅱ1、Ⅱ2)類、Ⅲ類、Ⅳ類共四類有利區(表2)，其中Ⅰ類區主要位于向斜的斜坡帶，預測煤巖滲透率大于1mD、臨儲比大于0.5、壓力梯度大于0.6；Ⅱ類區滲透率以及含氣量相對差于Ⅰ類區，根據含氣量和滲透率的不同進一步分為Ⅱ1和Ⅱ2區；Ⅲ類區和Ⅳ類區的煤層含氣量相對較低或者煤層厚度相對較薄。

3.2 井網井型優化技術

井網井型設計合理性是煤層氣田獲得高效開發的重要前提，其合理性不僅決定了單井日產量的大小，而且直接影響后期煤層氣田的總體開發效益。潘河氣田前期12口15號煤生產試驗井表明，使用直井、定向井井網井型開發無法有效解決儲層改造過程中縫高控制問題，并且有些井煤粉產出嚴重，使用常規抽采設備生產難以保障生產的連續性。

因此，合理確定有利區，并充分分析其地質特征，優選適合本區地質條件的水平井井型、井距顯得尤為重要。而潘河氣田15號煤滲透率高，煤體結構較好，適宜使用水平井進行開發，傳統多分支水平井采用洞穴井完井，結構相對復雜，主井眼生產期間易垮塌、垮塌后水平段疏通作業困難。U型連通水平井雖然通過采取去掉分支、水平段下入套管或篩管解決了水平段堵塞作業難、水平段分段進行改造的難題， 但U型連通水平井仍然存在造穴井段生產階段易垮塌、使用兩個地面井場占地多等問題。相比之下，L型水平井克服了上述兩類水平井存在問題，具有使生產時效高、井場面積占地小、總體工程投資更低等多方面優點。數值模擬采出程度與井距、水平段段長產量顯示(圖6、7)，選取L型水平井、井距250m、水平段長1000m進行生產試驗可獲得最佳開發效果。

表2 潘河氣田15號煤層有利區劃分參數對照表

圖6 數值模擬優化水平井井距

圖7 數值模擬優化水平段段長

3.3 批鉆實施及儲層保護技術

為優質高效完成22口水平井鉆井工程任務，項目實施過程中通過科學合理安排和使用各種鉆井配套設備，首先使用雪姆鉆機進行多井臺一開、二開鉆井施工，所有平臺二開鉆井結束后使用GD75鉆機統一進行三開鉆井和完井作業。通過采取批鉆施工組織管理，一方面避免了各井臺二開結束后水泥漿侯凝停待，保障了各施工環節緊湊銜接，施工效率得到提高；另一方面，充分利用了同一平臺三開階段鉆井泥漿，降低儲層污染的同時，節約了泥漿成本。批鉆項目實施管理在潘河氣田15號煤開發試驗過程中實現了效率、效果雙提升、綜合成本降低的管理目標。

儲層傷害貫穿整個煤層氣田開發始終，產量綜合反映所有作業造成的儲層傷害程度。為保障試驗井三開鉆井過程中儲層傷害最小，22口水平段鉆井使用清水+3～4kg/m3胍膠+4L/m3黏土穩定劑3C+1L/m3殺菌劑102鉆井液配方，單井三開前3～5小時按上述配方配制好胍膠鉆井液70～90m3，保持鉆井液粘度40～45s。三開鉆進中以胍膠調整鉆井液粘度，黏土穩定劑3C保護產層和穩定井壁。隨著井深的增加、水平段的延伸，適當提高鉆井液粘度至45～50s，以提高鉆井液的巖屑攜帶能力，減少巖屑床產生，保持井眼清潔。全井完鉆后起鉆拉井壁修復井眼，下鉆到底并適當加大排量充分循環洗井，待井眼循環干凈后，向井內注入10～15m3粘度為50～55s的封閉鉆井液，封固下部井眼以保證篩管順利下入。通過上述鉆井液體系配置及控制方法，22口水平井鉆井實施過程水平段長平均900m、煤層段鉆遇率90%、三開井段鉆井周期5.44d。

3.4 螺桿泵配套地面回注水排采工藝技術

由于22口試驗井15號煤埋深較淺(500～650m)，為保障水平段達到設計要求，22口試驗井施工過程中需要充分考慮靶前位移，導致L型水平井鉆井施工過程中斜井段長度遠大于直井段長度，且斜井段井斜及全角變化率較大(斜井段設計井斜局部井段為85°～92°，全角變化率大局部井段每30m達到8°～9°)，使用常規三抽設備無法將泵吸入口下入指定位置。

一期12口15號煤生產試驗井生產過程表明，排采初期煤粉隨著排采水大量產出，解吸見氣后水相滲透率降低，產液出現下降，煤粉隨著柱塞上下往復運動進入管桿環空后，管桿環空中流體流動速度小于煤粉沉降速度導致煤粉不能及時排出造成頻繁卡泵，嚴重影響了一期投產井井產氣效果，因此22口試驗井生產過程采取地面回注水裝置配套自動化全面管控，科學合理降壓減少了因煤粉沉降導致的修井作業，通過有效控制動液面，保證了生產過程的連續穩定性。

3.5 應用效果

22口L型水平井自2019年2月投產后平均23天見套壓，產氣井平均臨界解吸壓力2.1MPa，見氣后經過穩定排水降壓，生產運行時率達到98%，檢泵停機占比僅2%，有效保障了生產連續穩定，產量不斷提升至當前20.2×104m3/d(圖8)。目前試驗井穩產階段單井產量最高達到32000m3/d、平均單井產量10000m3/d，其中，日產5000m3以上的井16口，其中2萬m3以上的井1口，1萬～2萬m3井8口，平均套壓0.47MPa、井底流壓0.89MPa，后續提產穩產潛力較大。通過陸續提產，預測22口井穩定日產氣量將突破25萬m3，高出產量目標42%，穩產后240天即可收回全部工程投資，經濟效益高，屬于高回報優質工程。

圖8 22口L型水平井試驗效果圖

4 結論

(1)潘河區塊15號煤發育的太原組為障壁海岸沉積環境，在儲層改造過程中，裂縫更容易突破底板溝通奧灰巖含水層，導致煤層氣井長期保持不產氣高產水、排水降壓困難；且局部高含H2S，造成現場成本增加的同時，也增加了生產現場安全隱患。

(2)影響15號煤直井、定向井單采開采效果的主要原因為開發工藝技術與地質條件不匹配所致。

(3)提出了以L型水平井為主要開發井型，并采取開發有利區優選、井型井網優化、批鉆項目管理、儲層保護、螺桿泵配套地面回注水排采工藝技術等技術策略實現了15號煤的煤層氣高效開發。