煤層氣水平井技術應用分析及優化

張雙斌，劉國偉，季長江

(1.晉城職業技術學院 礦業工程系，山西 晉城 048026；2.中國石油華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 晉城 048026；3.煤與煤層氣共采國家重點實驗室，山西 晉城 048026)

煤層氣水平井是指最大井斜角達90°以及目標層有水平或近似水平段的煤層氣井，相對于垂直井具有導流能力高、解吸面積大、單井產量高、采氣時間短、資金回收快，經濟效益好、占地面積少等明顯優勢。煤層氣水平井可分為多分支水平井和單分支水平井。多分支水平井又稱羽狀水平井或魚骨狀水平井，集鉆井、完井和增產技術于一體，能夠最大限度地溝通煤層割理與裂隙系統，增加井眼在煤層中的揭露面積，降低煤層流體流動阻力，大幅度提高單井產量，減少鉆井數量。但是由于分支段無法下入套管(或篩管)固井，難以實施水力壓裂且水平井眼缺乏有效支撐，不適用于低滲、易坍塌煤層，僅在沁水盆地南部大寧、潘莊、樊莊等區塊的淺部高滲煤層中取得成功[1-3]。單分支水平井根據井身結構又可以分為U型、V型、L型和T型井，對于高滲煤層，在水平段下入篩管，支撐井眼長期保持高導流能力；對于低滲煤層，下入套管水泥固井及射孔水力壓裂完井，通過高導流能力水力裂縫達到增產目的[4-8]。隨著鉆井技術的日趨成熟，煤層鉆井液體系逐漸完善，鉆井成本不斷下降，水平井作為煤層氣最具開發潛力和應用前景的井型受到業內重視。但是，在不同地質條件下，煤層氣水平井的產氣量仍相差較大，需要進行針對性的技術優化。筆者通過梳理、分析全國煤層氣水平井技術應用的典型案例，提出工藝技術優化方法，為煤層氣水平井技術的推廣提供指導建議。

1 水平井技術應用分析

1.1 多分支水平井

多分支水平井是國內煤層氣水平井最早開始工程試驗與開發的井型。2004年亞美大陸在大寧煤礦成功實施了我國第一口煤層氣多分支水平井DNP02之后，各煤層氣區塊均開展了工業試驗，如寧武盆地武M1-1井、樊莊DS-01系列井和晉平2井組、潘莊區塊PZP01系列井、大寧煤礦DNP01系列井和鄭莊區塊ZP01-1系列井等，多數井取得了高產氣量，最高單井日產氣量突破了1×105m3。

多分支水平井通常是由1口水平井和1口(或多口)排采直井組成的近端對接井組。水平井通常采用三開井身結構，排采直井采用二開井身結構。如樊莊區塊晉平2井組，目標層位山西組3#煤層，設計由1口環接井(水平井)2-0和4口排采井直井2-1、2-2、2-3和2-4組成。由于當時鉆井技術原因，只成功完成晉平2-2和2-4兩口直井方向上的水平井2-0-2和2-0-4的鉆探。其中，2-0-2實鉆7個主支，進尺1344.18m；2-0-4實鉆4個主支和6個分支，總進尺4289.25m。晉城2-0-2井井身結構如圖1所示，水平井采用“導管+三開結構”，排采直井為“導管+二開結構”。導管主要是針對上部大量鵝卵石地層，鉆頭?445mm，導管?339.73mm。一開鉆頭?311.15mm，表套?244.5mm；二開鉆頭?215.9mm，套管?177.8mm；水平井三開鉆頭?155.6mm，裸眼。排采直井煤層及以下井段裸眼，煤層段洞穴直井0.72m，與水平井眼近端對接連通。晉平2-2井采用“抽油機+有桿泵”方式進行排采，抽油機型號CYJ6-2.5-13B，管式泵泵徑?56mm，電機22kW，在沖次6次/min時，最大理論排量53.2m3/d。晉平2-2排采后最大日產水量10.45m3/d，最大產氣量979.3m3/d，穩產后產水量和產氣量均下降較快。說明煤層滲透率低，排水降壓漏斗擴展范圍小，解吸氣量少，供氣不足[9，10]。因此，對于低滲煤層，僅靠單純擴大井眼見煤面積，不能有效提高煤層氣井產量。

圖1 晉平2-0-2井實鉆軌跡垂直投影

1.2 單分支水平井

1.2.1 U型井

U型井是在多分支水平井基礎上優化而來，只鉆一個水平主支，水平井眼段可以下篩管或者下套管水泥固井及射孔水力壓裂完井，將排采直井移至遠端對接，以便后期對水平井眼沖洗解堵作業。U型井是繼多分支水平井之后在煤層氣開發中大量采用的井型，在潘莊、樊莊、鄭莊、柿莊、趙莊、韓城、延川等區塊均有較為廣泛的應用，取得了較好的產氣量[11，12]。如延川南區S3-U1井，目標層位山西組2#煤層，由水平井S3-U1-P與排采直井S3-U1組成。S3-U1-P井采用三開井身結構，一開鉆頭?444.5mm，表套?339.7mm；二開鉆頭?311.15mm，套管?244.5mm；三開鉆頭?215.9mm，套管?139.7mm。排采直井采用二開井身結構，一開鉆頭?311.15mm，套管?244.5mm；二開鉆頭?215.9mm，套管?177.8mm，煤層段(1277～1283m)下入玻璃鋼套管，固井后機械造穴直徑0.5m，與水平井連通，井身結構如圖2所示。S3-U1-P1井采用分段多簇射孔水力壓裂技術，水平段長640m，分4段，每段分3簇射孔，每簇3m。壓裂液采用活性水配方添加1.5%的氯化鉀作防膨劑，共注入液量4049.5m3，支撐劑共加入40/70 目石英砂40m3，20/40目石英砂120.5m3，20/40目包衣樹脂砂40m3。排采開始以1.58MPa/100d的平均降壓速率進行，230d后煤層氣開始解吸，267d后開始產氣。經1891d“4個上產階段和4個穩產階段”的階梯式降壓后，產氣量穩定在9500～11000m3/d，井底流壓降至0.4MPa，產水量0.1m3/d。盡管本區2#煤層埋深近1300m且滲透率較低，由于采用了“水平井+大規模水力壓裂+‘連續、穩定、緩慢’的排采原則”整套技術，使得該井成功獲得了較長時間的穩產和高產[12]。

圖2 S3-U1井井身結構示意圖

1.2.2 V型井

V型井是2口U型水平井共用1口排采直井的優化井型，理論上可節省1口排采直井的施工與排采費用，減少占地面積，降低成本，但是由于鉆完井工藝要求高，近排采直井地帶易發生堵塞，經沁水盆地、韓城等地試驗，開發應用效果不佳，使用較少。延川南區塊S3-V井是一口遠端對接V型水平井，由2口水平井S3-V1-P1、S3-V1-P2與1口排采直井S3-V1組成，其水平井與排采直井的井身結構與U型井基本類似，井眼軌跡如圖3所示。S3-V1-P2井水平段長508.5m，玻璃鋼篩管完井，不壓裂。S3-V1-P1井水平段長776m，套管固井，分6段水力壓裂，共注入活性水壓裂液5564m3，加入石英砂細砂40m3，中砂243m3，粗砂10m3。排采開始以1.15MPa/100d的平均降壓速率進行，281d后煤層氣開始解吸，464d后開始產氣。經1614d“3個上產階段和3個穩產階段”的階梯式降壓后，產氣量穩定在11000～12000m3/d，井底流壓降至0.1MPa，產水量0.1m3/d。對比S3-U及本區其余未壓裂水平井的產氣情況可知，該井的產氣量主要由S3-V1-P1套管水力壓裂井貢獻，S3-V1-P2篩管未壓裂井對產氣量的貢獻微乎其微，說明對于埋深大的低滲硬煤儲層，大規模水力壓裂是可靠的增透增產措施[12，13]。

圖3 S3-V井井眼軌跡

1.2.3 L型井

L(J)型井實際上是在U型水平井基礎上簡化而成的一種大井斜和大水平位移的水平井，減少了1口排采直井和裸眼造穴、連通對接等特殊的鉆井工藝，大幅降低了開發成本，在沁水盆地、臨汾、織金等區塊進行了試驗推廣，取得較好的開發效益[6，14]。L型井采用三開井身結構，與圖2中S3-U1-P井基本一致，水平段可以是套管水泥固井，也可下入篩管不固井。前者一般用于低滲煤層，可進行水力壓裂增透改造；后者一般用于高滲煤層或煤礦采動區，篩管主要起到支撐井眼防坍塌的作用。制約L型井大范圍應用的關鍵有兩點：一是井身結構設計缺乏沉煤粉“口袋”，排采時煤粉運移到水平井段最低點時易堆積堵塞井眼，甚至埋泵。二是缺少可靠性高的排采設備及工藝。由于煤層段造斜大，常規桿式泵無法下入，一般選擇水力射流泵、電潛螺桿泵等無桿泵，但無桿泵卻存在結構復雜，設備可靠性差，維護成本高，防煤粉、防氣體能力弱等缺點，需要研發適用于L型井大井斜及更深泵掛的新型桿式泵，形成配套的防漏失、防卡堵、防氣體影響的排采工藝[15]。

1.2.4 T型井

T型井是基于軌跡可控可測的柔性鉆具為核心，通過在垂直井技術套管或生產套管內開窗側鉆的超短半徑、小井眼水平井，具有鉆井速度快、成本低、煤層有效水平井段長等諸多優點，再配套柔性篩管及泵送新技術，解決水平井段有效支撐和快速清除煤粉解堵難題，實現煤層氣開發的低成本，可用于低產垂直井的增產與穩產改造[7]。需進一步提高鉆井技術工藝，增加水平井段的絕對長度和單井的解吸面積。T型井身結構示意如圖4所示，可采用連續油管水力噴射壓裂進行儲層增透改造，其排采設備及工藝與垂直井完全相同。

圖4 T型井井身結構示意圖

2 水平井技術優化

2.1 井身結構

水平井井身結構的優化主要基于兩點考慮：一是降成本，二是便于排水采氣，防止煤粉堵塞排水產氣通道，避免產生“U型管效應”(圖5)[16]。多分支水平井、U型井和V型井的排采直井采用二開結構，生產套管?139.7mm，固井時，煤層段下入玻璃鋼套管，全井段固井后，再在煤層段造穴，洞穴直徑應不小于?500mm。在排采設備滿足大井斜和可靠性要求時，優選L型水平井，可大幅降低開發成本，使低滲煤層的中低產井也具有一定的經濟性。充分利用水的重力作用，保證排采設備位置位于水平段的最低處。有排采直井的多水支水平井、U型井和V型井的水平段井眼應下傾，使排采直井連通洞穴處于最低位；L型井二開尾段施工導眼鉆穿煤層留足“口袋”后，用砂子回填固井，三開固井時，在導眼段上方聯入一根玻璃鋼套管，等三開固井完成后鉆開導眼上方的套管和水泥環，沖出回填砂子，作為排采時沉煤粉的“口袋”，水平段井眼保持應上傾，使排采設備位于最低處[17，18]。若煤層傾角或厚度變化時，水平段井眼也必須保持井眼軌跡平滑，避免為了追求井眼處于煤層中位或提高煤層穿遇率而使井眼波動，導致排采時出現“U型管效應”。優化后L型井的井身結構如圖6所示。

圖5 U”型管效應

圖6 優化后 L型水平井

2.2 完井方式及儲層強化技術

對于低地應力、埋深淺的高滲煤層，水平井段宜采用篩管完井，不僅可降低成本，而且能夠保護煤層免受固井水泥漿的污染傷害。

對于高地應力、埋深大的低滲煤層，水平井段宜采用套管水泥固井、分段多簇射孔、水力壓裂儲層強化增透技術。對于為了保持水平井眼平滑而導致井眼偏移煤層中位的水平井段，應采用定向射孔，使水力裂縫在煤層中充分延伸。水力壓裂液采用無污染的活性水壓裂體系，支撐劑采用天然石英砂。根據井眼軌跡及煤層情況細分多段密集多簇射孔壓裂，適當控制每個分段的壓裂規模，避免水力裂縫突破煤層頂底板與其他含水層導通。同時，要根據水平井段長度和煤層厚度確定壓裂液和支撐劑的注入量，每百米水平井段應不低于800m3壓裂液和50m3支撐劑[12，19]，保證整個水平井具有較大的壓裂規模，在煤層中形成充分連通的水力縫網高速通道。

2.3 排采裝備及工藝技術

對于有排采直井的多分支水平井、U型井和V型井，選用結構簡單、可靠性高、價格低、易維護的抽油機，配套功率適宜的電磁調頻電機/變頻電機、井底壓力計及智能排采控制系統，在煤層氣解吸前、開始產氣后階梯式“上產—穩產”階段能夠自動控制井底流壓下降的速率，保證排采“連續、穩定、緩慢”進行。對穩產期及衰減期產水量較低的煤層氣井進行間抽，有效降低電費成本，延長檢泵周期和抽油機的使用壽命，同時可以減少人工巡井成本。

對于L型井，排采設備在現有水力射流泵和電潛螺桿泵應用的同時，要積極研發適應大井斜新型桿式泵和防煤粉及防氣的新型氣錨，配套可靠性高的抽油機，保證排采的低成本和長期穩定進行。

3 結 論

1)井型和井身結構對煤層氣高效經濟開發起決定性作用。U型井是當前技術最為成熟和高效的煤層氣開發井，L型井是未來極具推廣價值和潛力的井型。井身結構優化應保持水平井段井眼平滑，避免發生“U型管效應”。U型井水平段井眼下傾，L型井水平段井眼上傾且施工導眼作為排采沉煤粉的“口袋”，排采設備應位于水平井段的最低位，保證排水降壓的持續進行。

2)低地應力、埋深淺的高滲煤層，水平井的水平井段采用篩管完井，有效支撐井眼保持長期的高導流能力。高地應力、埋深大的低滲煤層，水平井的水平井段采用“套管水泥固井+分段密集多簇射孔+大規模水力壓裂”技術，在煤層中形成充分連通的水力縫網高速通道。

3)水平井的排采直井中，排采設備優選可靠性高、低成本、易維護的“桿式泵+抽油機”組合，大力研發L型井新型桿式泵。實施智能化、精細化排采，嚴格管控“上產—穩產”階段的排液速率，避免發生速敏和應力敏感效應，保證煤層氣井高產穩產。