低滲低壓煤層水平井密集多簇壓裂高效開發(fā)技術(shù)及應(yīng)用

曹運興，石 玢，田 林，李豐亮，曹永恒，董 軾，周 丹

(1.河南理工大學(xué) 資源環(huán)境學(xué)院,河南 焦作 454000; 2.中原經(jīng)濟區(qū)煤層(頁巖)氣河南省協(xié)同創(chuàng)新中心,河南 焦作 454000; 3.河南省非常規(guī)能源地質(zhì)與開發(fā)國際聯(lián)合實驗室,河南 焦作 454000; 4.河南理工大學(xué) 煤層氣/瓦斯地質(zhì)工程研究中心，河南 焦作 454000; 5.山西蘭花煤炭實業(yè)集團有限公司，山西 晉城 048002; 6.河南方舟新能源股份有限公司，河南 焦作 454000)

我國高瓦斯突出煤層發(fā)育，煤礦瓦斯災(zāi)害嚴重。隨著煤礦開采深度增加，地應(yīng)力增高，滲透性降低，瓦斯含量和壓力增高，瓦斯災(zāi)害威脅日益嚴重。高效抽采是治理瓦斯的根本性技術(shù)措施。地面井抽采瓦斯，是實現(xiàn)煤炭和煤層氣協(xié)調(diào)開發(fā)利用綜合技術(shù)經(jīng)濟目標(biāo)的最佳技術(shù)選擇，已經(jīng)成為我國煤炭和新能源產(chǎn)業(yè)安全綠色發(fā)展的基本國策。開發(fā)高效抽采瓦斯技術(shù)，確保煤礦安全生產(chǎn)，是國家能源安全戰(zhàn)略的重大需求。

我國地面井煤層氣(瓦斯)抽采在山西晉城礦區(qū)部分區(qū)塊獲得了商業(yè)化開發(fā)效果，引領(lǐng)了我國煤層氣產(chǎn)業(yè)和技術(shù)的發(fā)展方向[1-3]。但因我國煤儲層地質(zhì)條件復(fù)雜，低滲低壓儲層發(fā)育，單井產(chǎn)量普遍偏低[4]，大部分煤礦區(qū)的直井日產(chǎn)量長期處于300 m3左右，在晉城礦區(qū)的部分低滲低壓區(qū)段，在沁水盆地北部的潞安、陽泉、西山、霍州和汾西等礦區(qū)，低產(chǎn)狀況普遍存在，長期沒有解決[5-10]。

晉城礦區(qū)大寧井田早期的地面井瓦斯抽采非常成功。奧瑞安公司于2004年11月在這里完成了我國第1口煤層氣多分支水平井DNP02井，鉆井進尺8 018 m，最高日產(chǎn)達到了35 000 m3，瓦斯抽采總量達到了1 700萬 m3，成為我國地面瓦斯抽采歷史上技術(shù)和產(chǎn)量的重大突破[11]。隨后在DNP02井附近完成了5口多分支水平井，引領(lǐng)了我國煤礦瓦斯地面抽采的水平井技術(shù)方向[12-14]。2008年以后，在大寧井田兩批次共完成地面直井260口，水平井6口。其中位于馬寨中寨斷層西北部的61口直井產(chǎn)量較好，高產(chǎn)期平均日產(chǎn)達到了1 500 m3。但是，在馬寨中寨斷層西南的鄰寺頭斷層和南板橋斷層區(qū)段，儲層條件變差，多分支水平井日產(chǎn)800～1 500 m3，120口直井平均日產(chǎn)只有362 m3，這嚴重滯緩了高瓦斯煤礦地面瓦斯治理的進程。

創(chuàng)新研發(fā)高產(chǎn)開發(fā)集成技術(shù)、提高單井日產(chǎn)量，是當(dāng)前煤礦安全和煤層氣產(chǎn)業(yè)亟待解決的重大瓶頸技術(shù)難題，對我國煤礦安全低碳綠色高效發(fā)展具有重要意義和引領(lǐng)作用。在山西省“十二五”科技重大專項支持下，通過8 a的產(chǎn)學(xué)研攻關(guān)與現(xiàn)場工程試驗，在大寧井田的低滲低壓低產(chǎn)區(qū)段，成功開發(fā)了煤層氣水平井密集多簇壓裂高效開發(fā)技術(shù)，取得了長期穩(wěn)產(chǎn)16 000 m3/d的生產(chǎn)效果。筆者就研究區(qū)儲層地質(zhì)特征、密集多簇壓裂技術(shù)和工程試驗等核心技術(shù)進行全面介紹，以期對我國類似儲層條件的煤礦區(qū)瓦斯地面抽采和煤層氣開發(fā)有所借鑒和裨益。

1 研究區(qū)儲層地質(zhì)特征

1.1 含煤地層

大寧井田位于沁水盆地南緣，井田面積38.8 km2，地層由老至新包括古生代奧陶系峰峰組、石炭系本溪組和太原組，二疊系山西組、石盒子組和石千峰組，新生代第四系，如圖1所示。其中含煤巖系為石炭系太原組和二疊系山西組，太原組平均厚度79 m，山西組平均厚度45 m，總厚度平均124 m。太原組15號煤層和山西組3號煤層為全區(qū)穩(wěn)定可采煤層。

圖1 大寧井田地層柱狀圖Fig.1 Coal bearing formation column of Daning coal mine

山西組3號煤層埋深210～630 m，厚度1.65～6.91 m，平均4.74 m，一般含2～4層夾矸，鏡質(zhì)組最大反射率2.95%～3.05%，煤質(zhì)為無煙煤2號，為目前煤礦開采和煤層氣開發(fā)的目標(biāo)煤層，是本文的研究對象。

1.2 地質(zhì)構(gòu)造

大寧井田位于沁水復(fù)向斜南端，西部邊界為寺頭斷層，地層總體上由南向北傾斜，傾角一般不超過10°，受構(gòu)造影響局部達到20°。中部以近南北走向的馬寨中寨正斷層將井田分為東、西兩個區(qū)域，西部受寺頭斷層影響，近東西向斷層較發(fā)育;東部以北東向和南北向褶皺發(fā)育為主(圖2)。

1.3 煤層氣儲層地質(zhì)特征

山西組3號煤層的煤體結(jié)構(gòu)具有上、下分層特征:煤層底板以上50～80 cm處普遍發(fā)育一層泥巖夾矸，夾矸以下的下分層煤遭受順層剪切破壞，普遍發(fā)育碎裂和碎粒煤。上部分層4～5 m以原生結(jié)構(gòu)為主，堅固性系數(shù)大于0.8，煤層層理穩(wěn)定、割理發(fā)育。注入/壓降實測儲層壓力0.67～3.19 MPa，平均1.62 MPa，儲層壓力梯度為1.5～8.2 kPa/m，平均4.3 kPa/m，屬于典型的低壓-超低壓儲層[15]。

3號煤儲層滲透率在區(qū)域上變異性比較大，以馬寨中寨斷層為界，整體劃分為3個區(qū)段(圖2)，在馬寨中寨斷層以東，4口參數(shù)井實測平均滲透率0.490×10-15m2;馬寨中寨斷層的西北部至寺頭斷層的西北區(qū)段，即61口直井區(qū)段，4口參數(shù)井實測平均滲透率2.436×10-15m2;馬寨中寨斷層西南部至南板橋斷層的西南區(qū)段，即試驗井LDP-02所在的120口直井區(qū)段，6口參數(shù)井實測滲透率平均值為0.112×10-15m2，屬于低滲儲層區(qū)段。實測儲層溫度15.15～30.77 ℃。煤層氣含量8.54～13.86 m3/t，梯度為4.14 m3/(t·hm)，吸附時間為7.2 d。

圖2 大寧井田構(gòu)造綱要圖及煤層氣井分布Fig.2 Structure outline map and CBM wells in Daning coal mine

2 水平井密集多簇壓裂優(yōu)化模擬

2.1 簇間距優(yōu)化

2.1.1簇間距研究現(xiàn)狀

美國超低滲透頁巖氣的成功開發(fā)得益于水平井分段多簇水力壓裂技術(shù)的形成和發(fā)展[16-17]，本研究擬引進這一技術(shù)，實現(xiàn)中國低滲低壓低產(chǎn)煤儲層煤層氣開發(fā)瓶頸技術(shù)和產(chǎn)量的突破。簇間距是水平井密集多簇壓裂改造的核心關(guān)鍵參數(shù)。水平井簇間距的研究，主要集中在不同儲層條件下水力壓裂導(dǎo)致的不同簇間距應(yīng)力重新分布狀態(tài)，該種狀態(tài)下多簇裂縫發(fā)育規(guī)律，以及它們對產(chǎn)量的貢獻效果[18-20]。美國頁巖氣水平井一般段間距為60～100 m，每段壓裂5簇，簇間距一般10～15 m，最密為3～4 m;國內(nèi)頁巖氣水平井水力壓裂的簇間距一般為20～30 m，最小17.8 m，最大43 m，每段壓裂2～4簇[21-24]。超低滲頁巖氣水平井的日產(chǎn)量一般隨簇間距減小和加砂量增加而增高。

該試驗井的主要目的是服務(wù)于井下安全生產(chǎn)，要求通過5 a左右的高產(chǎn)抽采把該井控制范圍內(nèi)的瓦斯含量降到《防治煤與瓦斯突出規(guī)定》規(guī)定的8 m3/t[25]，這是本井極限產(chǎn)能潛力挖掘和簇間距優(yōu)化研究的主要原則。

參考國內(nèi)外頁巖氣水平井的研究與應(yīng)用成果，以瓦斯抽采效果為條件，應(yīng)用COMET3軟件在6種簇間距(15,20,25,30,35和40 m)基礎(chǔ)上進行簇間距模擬優(yōu)化。

2.1.2地質(zhì)模型

(1)網(wǎng)格模型。儲層網(wǎng)格模型采用笛卡爾坐標(biāo)系，50×100×1的網(wǎng)格分布，單井控制面積50 m×100 m(約為實際控制面積的1/10)，如圖3所示，紅色線條表示水平井眼軌跡,藍色線條表示壓裂支撐裂縫，A點位于兩簇裂縫末端中部位置。

圖3 水平井模型(簇間距15 m)Fig.3 Horizontal well model(15 m cluster spacing)

(2)儲層參數(shù)。根據(jù)LDP-02井3號煤層測試資料，煤層厚度6.0 m，儲層壓力1.97 MPa，儲層壓力梯度3.7 kPa/m，滲透率取水平井所在區(qū)段6口參數(shù)井的平均值0.112×10-15m2，氣含量為13.8 m3/t，溫度22.5 ℃，吸附時間7.2 d，真密度1.5 m3/t，蘭氏體積49.6 m3/t，蘭氏壓力3.18 MPa，有效支撐裂縫半長20 m，支撐裂縫滲透率45×10-15m2，割理孔隙度取值1%，孔隙壓縮系數(shù)和基質(zhì)收縮系數(shù)參考國內(nèi)外資料，分別取值4.35×10-2和4.35×10-4[26-27]。

2.1.3模擬結(jié)果分析

利用以上地質(zhì)模型，分別模擬了6種簇間距條件下，固定點A處的氣含量隨排采時間延長的變化規(guī)律。點A位于兩簇裂縫末端的正中位置，模型中距水平井眼垂直距離20 m，與壓裂支撐裂縫半長相等。模擬分析A點氣含量降低到8 m3/t所需的排采時間，結(jié)果如表1和圖4所示，圖4中氣含量單位為m3/m3，真密度為1.5 t/m3，氣含量8 m3/t單位換算為12 m3/m3。

表1 A點氣含量降低到8 m3/t時的簇間距優(yōu)化結(jié)果Table 1 Optimization results of cluster spacing when gas content dropped to 8 m3/t at point A

當(dāng)A點氣含量降低到8 m3/t時，水平井控制范圍內(nèi)氣含量分布情況如圖4所示，不同簇間距所需的排采時間見表1。圖4和表1表明，簇間距為15 m時，需排采1 407 d(3.85 a);簇間距20 m時，需排采1 783 d(4.88 a);簇間距25 m時，需排采2 170 d(5.95 a);簇間距30,35和40 m時，分別需排采2 526 d(6.92 a),2 879 d(7.89 a)和3 144 d(8.61 a)。

簇間距和所需排采時間成線性正相關(guān)關(guān)系，如圖5所示。

圖5 簇間距與所需排采天數(shù)擬合關(guān)系Fig.5 Fitting relationship between cluster spacing and required production days

圖5表明，在研究區(qū)儲層地質(zhì)和最終達標(biāo)氣含量要求條件下，隨著簇間距的減小，A點氣含量降低到8 m3/t所需的排采時間成線性降低。當(dāng)簇間距為15～25 m時，所需排采時間為3.85～5.95 a，這與煤礦計劃的5 a抽采達標(biāo)比較吻合。所以，試驗井LDP-02的合理簇間距為15～25 m左右，這是LDP-02井密集多簇壓裂的技術(shù)依據(jù)。

隨簇間距減小，勢必增加水平井水力壓裂工程的投資，而根據(jù)煤礦掘采計劃適度增大簇間距和延長抽采時間，并合理降低壓裂投入是可行的。如果抽采時間延長到8～10 a，簇間距可以增加到40 m左右。如果煤礦有更長的抽采時間，可以采取常規(guī)水力壓裂的段間距80或100 m[28-29]，所需要的抽采達標(biāo)時間分別為6 017 d(16.48 a)和7 426 d(20.34 a)，壓裂成本大幅度降低，但井場和排采維護成本相應(yīng)升高，成本收回時間延長。

2.2 多簇壓裂施工參數(shù)和裂縫發(fā)育規(guī)律

利用FracproPT壓裂數(shù)值模擬軟件，采用定變量的方法，對密集多簇壓裂不同總液(砂)量和施工排量條件下裂縫發(fā)育規(guī)律進行模擬優(yōu)化。單段壓裂4簇，簇間距為15 m，前置液占比30%，攜砂液占比70%，模擬結(jié)果見表2。

表2 裂縫發(fā)育規(guī)律優(yōu)化結(jié)果Table 2 Optimization results of fracture propagation with different fluid volume and injection rate

2.2.1總液(砂)量優(yōu)化

施工排量定為10 m3/min，對800 m3液和40 m3砂、1 000 m3液和50 m3砂、1 200 m3液和60 m3砂3種施工規(guī)模條件下裂縫發(fā)育規(guī)律進行模擬優(yōu)化。模擬結(jié)果表明，隨著總液(砂)量的增加，裂縫半長、裂縫支撐半長、裂縫高度、裂縫支撐高度、裂縫寬度都逐漸增加，鋪砂質(zhì)量濃度有所不同，800 m3液和40 m3砂的鋪砂質(zhì)量濃度相對較低，這可能與總砂量較少有關(guān)，研究區(qū)煤層實測最大閉合壓力為12.99 MPa，鋪砂質(zhì)量濃度為5 kg/m3時即可達到有效的支撐[30]，因此，3種施工規(guī)模鋪砂質(zhì)量濃度都滿足要求。從裂縫支撐半長角度分析，1 200 m3液和60 m3砂裂縫支撐半長較另外兩種大，但是其裂縫支撐高度遠大于煤層厚度，800 m3液和40 m3砂、1 000 m3液和50 m3砂的施工規(guī)模支撐縫高與煤層厚度相當(dāng)，且裂縫支撐半長比前者僅小7～8 m，因此，這兩種施工規(guī)模更為合適。

2.2.2施工排量優(yōu)化

施工規(guī)模定為1 000 m3液和50 m3砂，對8,10和12 m3/min 三種施工排量條件下裂縫發(fā)育規(guī)律進行模擬優(yōu)化。結(jié)果表明，隨著施工排量的增加，裂縫半長、裂縫支撐半長、裂縫高度、裂縫支撐高度都逐漸增加，裂縫寬度和鋪砂質(zhì)量濃度逐漸降低，3種排量除支撐縫高以外，其他裂縫參數(shù)相差不大，排量為8或12 m3/min時，支撐裂縫高度遠小于或遠大于煤層厚度，排量為10 m3/min時裂縫支撐高度與煤層厚度相當(dāng)，因此10 m3/min的排量是比較合適的。

研究結(jié)果表明，單段同時壓裂4簇時，可以形成4簇有效支撐的裂縫，1 000 m3液和50 m3砂、10 m3/min的施工排量作為密集多簇壓裂工程試驗的施工參數(shù)，其裂縫分布規(guī)律如圖6所示。

圖6 1 000 m3液(50 m3砂)和10 m3/min 排量條件下裂縫發(fā)育規(guī)律剖面Fig.6 Fracture propagation profile with 1 000 m3 fluid(50 m3 sand)and 10 m3/min injection rate

3 密集多簇壓裂水平井工程試驗和排采生產(chǎn)效果

3.1 LDP-02井鉆完井

試驗井LDP-02為一組U型水平井結(jié)構(gòu)，由一口定向生產(chǎn)井LDP-02D和一口水平井LDP-02H連通而成，水平井眼走向北西70°，井身結(jié)構(gòu)及主要參數(shù)如圖7所示。

圖7 LDP-02井組井身結(jié)構(gòu)及壓裂簇分布Fig.7 Well structure and cluster distribution of LDP-02

LDP-02D井井身結(jié)構(gòu)為二開套管完井，完井深度602 m，井底位于山西組3號煤層下60 m。斜井段長467.8 m，井底水平位移101.8 m，常規(guī)高密度水泥漿固井。煤層段533.19～539.67 m，厚度6.0 m，實測空氣干燥基氣含量13.8 m3/t，煤芯呈塊狀、短柱狀，注入/壓降測試滲透率0.033×10-15m2，儲層壓力1.97 MPa，壓力梯度3.7 kPa/m。

LDP-02H井身結(jié)構(gòu)為三開套管完井，井深1 445.6 m，煤層段長920 m，全程固井完井。

3.2 LDP-02井密集多簇壓裂

LDP-02井于2015年10～11月進行壓裂，壓裂液體系為氮氣前置+活性水(清水+0.05%殺菌劑+0.05%助排劑+2% KCl)，支撐劑為蘭州石英砂，粒徑20～40目和30～50目。采用水力泵送橋塞射孔、光套管壓裂工藝。根據(jù)水平井段地質(zhì)條件優(yōu)選壓裂段長和射孔位置，920 m水平段分為10段壓裂，段間距80～100 m;每段3～4簇，簇間距11～23 m，共38簇，整個水平段平均簇間距24 m，如圖7所示。

單段施工流程為:首先小型壓裂測試，然后進行純氮氣壓裂前置，最后進行水力壓裂。單段氮氣注入量16 250～17 160 m3，全井10段共注入氮氣165 870 m3;活性水施工排量8～10 m3/min，平均9.3 m3/min，共注入活性水9 030 m3;單段砂比5.6%～12.3%，平均砂比10.8%，累計加砂465 m3。壓裂全程進行了微地震實時監(jiān)測，結(jié)果表明，壓裂主裂縫走向垂直井眼，分布在北東40°～75°。裂縫半長76～116 m，西北段裂縫較長，南東段較短，全部平均96 m(圖8)。

圖8 LDP-02井裂縫監(jiān)測微地震事件分布示意Fig.8 Micro-seismic monitoring profile of Well LDP-02

3.3 LDP-02井試驗效果分析

LDP-02井于2016-12-18投產(chǎn)，采用螺桿泵排采，2017-07-12開始產(chǎn)氣，9月23日產(chǎn)量突破10 000 m3/d，2個月后產(chǎn)量達到13 000 m3，穩(wěn)產(chǎn)4個月后，水平井井眼發(fā)生堵塞，產(chǎn)量下降至8 000 m3/d。于2018-03-29—2018-04-15進行了修井解堵作業(yè)，產(chǎn)量逐漸恢復(fù)，2018-07-27產(chǎn)量突破16 000 m3/d，此時井底流壓0.45 MPa，套壓0.31 MPa，之后日產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)定在16 000 m3左右(圖9)。

圖9 LDP-02井排采曲線Fig.9 Production curve of Well LDP-02

截止2019-06-09，已排采生產(chǎn)893 d(不含修井18 d)，累計產(chǎn)水3 666 m3，平均日產(chǎn)水4.1 m3;產(chǎn)氣687 d，累計產(chǎn)氣890×104m3，平均日產(chǎn)氣12 955 m3。當(dāng)前日產(chǎn)氣15 570 m3，井底流壓0.24 MPa，套壓0.18 MPa。

LDP-02井煤層段長920 m，壓裂裂縫半長取裂縫監(jiān)測結(jié)果96 m，煤厚6.0 m，真密度1.5 t/m3，按照2.1節(jié)的模擬結(jié)果，預(yù)計經(jīng)過3.85～5.95 a的抽采可解放煤炭儲量約159萬t。

LDP-02井所在的區(qū)段120口直井分別產(chǎn)氣579～732 d，單井平均日產(chǎn)氣量362 m3，LDP-02井周圍的33口直井分別產(chǎn)氣579～2 005 d，單井平均日產(chǎn)氣量660 m3，與LDP-02D同井場的多分支水平井日產(chǎn)氣量800～1 500 m3。日產(chǎn)量對比表明，LDP-02井的日產(chǎn)氣量是直井的20～36倍，是多分支水平井氣的10倍以上。密集多簇壓裂技術(shù)增產(chǎn)效果明顯優(yōu)于直井和多分支水平井。

4 結(jié) 論

(1)LDP-02井是世界上第1口密集多簇水力壓裂煤層氣水平井，最小簇間距為11 m，平均簇間距24 m，完成了鉆井、壓裂、裂縫監(jiān)測評價和排采生產(chǎn)的系統(tǒng)試驗，并獲得了長期穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)的試驗結(jié)果，實現(xiàn)了低滲低壓煤儲層煤層氣高效開發(fā)技術(shù)和產(chǎn)量的雙重重大突破。

(2)簇間距是煤層氣水平井密集多簇壓裂開發(fā)效果的核心關(guān)鍵參數(shù)，它決定于儲層滲透率和預(yù)期產(chǎn)能要求。在低滲低壓儲層條件下，密集多簇壓裂十分必要。采用15～25 m的簇間距，經(jīng)過3.85～5.95 a的抽采，解放煤炭儲量約159萬t，可以實現(xiàn)瓦斯地面井高產(chǎn)抽采和煤層瓦斯5 a抽采達標(biāo)的安全生產(chǎn)任務(wù)。

(3)試驗井LDP-02H采用三開井身結(jié)構(gòu)水平段套管固井工藝，在920 m水平段，分10段完成了38簇密集多簇壓裂工程試驗，穩(wěn)產(chǎn)16 000 m3，累計產(chǎn)氣890×104m3，平均日產(chǎn)氣12 955 m3，氣產(chǎn)量是同區(qū)段煤層氣直井日產(chǎn)量的20～36倍，是多分支水平日產(chǎn)量的10倍以上。

(4)LDP-02井實現(xiàn)了低滲低壓低產(chǎn)區(qū)高產(chǎn)開發(fā)的技術(shù)和產(chǎn)量的雙重突破，為同類儲層條件的煤層氣抽采和煤礦區(qū)瓦斯治理提供了的先導(dǎo)試驗和技術(shù)方向引領(lǐng)，值得進一步研究和推廣應(yīng)用。