貴州新田礦區頂板L型水平井煤層氣抽采技術

別小飛,李廣生,張青松,陳祖國

(1.河南省煤層氣開發利用有限公司,河南 鄭州 450000;2.河南省瓦斯治理研究院有限公司,河南 鄭州 450000;3.永貴能源開發有限責任公司新田煤礦,貴州 黔西 551507;4.中國礦業大學(北京),北京 100080)

貴州省煤層氣資源豐富,據統計,煤層氣地質資源量約為3.15×1012m3,約占全國煤層氣地質資源總量的10%[1]。開發煤層氣資源具有清潔利用資源和保障煤礦安全高效開采雙重意義。由于黔西煤田受到多期構造運動影響,地質構造復雜,煤體變形破壞嚴重,構造煤發育,煤礦瓦斯災害問題頻發。井下采用的高密度鉆孔抽采方式成本高、抽采效率低、安全系數小,造成礦井抽掘采失衡。針對“有氣難出”的問題,如何進一步提升礦井區域煤層瓦斯抽采效率,杜絕瓦斯事故發生,蘇現波等[2]提出了強化改造“虛擬儲層”思路;馬耕等[3]利用井下頂板定向長鉆孔進行瓦斯抽采,將“虛擬儲層”模式于煤礦井下得到成功應用;羅開艷[4]依據盤江礦區松河煤礦煤儲層條件,提出了叢式井煤層氣抽采技術具有適應可行性;胡海洋等[5]針對貴州松河礦區多煤層煤層氣開發,優化了多煤層分層壓裂技術,提升了煤層氣井產氣量;彭興平等[6]通過貴州織金區塊多煤層合采排采控制,提出了“低速-低套-階梯式”排采制度;張群等[7]通過對蘆嶺井田碎軟低滲煤層的地質構造及儲層特征的分析研究,提出了頂板U型水平井高效抽采模式,并取得了良好的工程應用效果;許耀波等[8]通過碎軟煤層頂板水平井穿層壓裂裂縫擴展規律研究,優化了頂板水平井軌跡位置,現場試驗表明緊鄰碎軟煤層頂板巖層水平井開發煤層氣技術可行;龐濤等[9]采用擴展有限元方法揭示了煤層頂板巖層水平井井眼空間位置對壓裂裂縫擴展的影響規律,并優化了一口水平井的射孔位置,現場應用表明水平井井眼空間位置的優選有助于煤層頂板巖層水平井分段壓裂煤層氣高效抽采。目前新田煤礦煤巷掘進主要采用底板穿層鉆孔進行煤巷條帶瓦斯抽采,回采工作面主要采用順層鉆孔配合底板瓦斯抽采巷穿層鉆孔進行抽采,井下瓦斯治理措施難度大,采掘抽難以實現平衡,無法實現煤炭產能的高產高效,急需探索地面超前預抽進行礦井區域瓦斯治理。

本文依托“貴州省新田煤礦井上下三區聯動抽采煤層瓦斯大區域瓦斯治理示范項目”,借鑒頂板虛擬儲層煤層氣抽采模式,在礦井規劃區部署1口頂板L型水平井,深入剖析礦井地質構造及煤儲層特征,優化研究目標層位優選、鉆井、分段壓裂及精細化排采等系列頂板L型水平井抽采關鍵技術,形成了一套適宜于新田煤礦煤層氣高效抽采的技術體系,以期為類似地質條件的礦井工程應用提供借鑒。

1 煤層氣地質特征

1.1 礦井地質特征

新田煤礦位于黔西向斜北西翼近軸部地帶,區內構造形態為次一級寬緩褶曲。地層總體走向NE,傾向以NW和SE為主,地層傾角一般為5°～10°,斷層集中發育于礦區北部及南部邊界。根據鉆孔揭露,區內地層由新至老主要為第四系(Q)、三疊系下統茅草鋪組(T1m)、三疊系下統夜郎組(T1y)、二疊系上統長興組(P3c)、二疊系上統龍潭組(P3l)及二疊系中統茅口組(P2m)等。二疊系龍潭組是該區主要含煤地層。可采煤層主要有4號、9號煤層,其中本次設計抽采的目的煤層為9號煤層。

1.2 礦井9號煤層發育特征

礦井9號煤層為中厚煤層,煤層平均厚度為2.41 m.煤層頂底板主要以砂質泥巖、泥質粉砂巖及泥巖為主。煤巖成分主要以亮煤為主,暗煤次之,鏡煤呈細條帶狀結構,棱角狀、貝殼狀斷口,內生裂隙較發育,性脆,煤體較堅硬,部分疏松。煤層變質主要為無煙煤Ⅶ階段,主要為無煙煤三號。

1.3 礦井煤儲層特征

1) 氣含量及成分。礦井9號煤層氣含量(空氣干燥基)3.48～32.63 m3/t,平均為16.27 m3/t;9號煤層甲烷氣體成分為53.07%～98.98%,平均為82.54%.由于斷層等張性構造的影響,其周圍附近煤層氣含量及成分相對較低,但整體而言,礦區內煤層氣含量及成分較高。

2) 吸附性特征。通常高階煤具有生氣量大、吸附能力強的特征。根據測試煤樣的等溫吸附實驗,礦井9號煤層蘭氏體積(平衡水分基)為35.54～36.66 cm3/g,平均36.10 cm3/g,蘭氏壓力2.19～2.34 MPa,平均2.26 MPa.

3) 滲透率。煤儲層滲透率大小直接體現了儲層的導流能力,是影響煤層氣產能的主要因素。通過對礦井煤層氣參數井9號煤層進行注入/壓降試井,9號煤儲層滲透率為0.056 md,屬于低滲儲層。

礦井9號煤層煤體結構為碎裂-碎粒結構煤,見圖1.地質構造運動過程中由于受到脆性形變及韌性形變破壞,煤種宏觀裂隙、內生裂隙出現不同程度的壓縮、變形。根據壓汞法孔徑結構測試,9號煤層孔隙率平均為9.48%.通過宏觀煤巖描述及顯微裂隙統計,割理密度為3～6條/5 cm,最長大于1 cm,顯微裂隙密度4～5條/cm,裂隙中部分被方解石礦物充填,連通性中等-差。整體上呈現出碎軟低滲特征。

圖1 鉆井取芯樣品

4) 儲層壓力。煤儲層壓力是影響煤層氣抽采效果的關鍵參數,決定著煤層氣的吸附、解吸能力。9號煤層埋深360.95～400.30 m.注入/壓降試井測試結果顯示,9號煤儲層壓力為2.91 MPa,儲層壓力梯度為7.55×10-3MPa/m,屬于欠壓儲層。

2 頂板L型水平井煤層氣抽采技術

頂板L型水平井煤層氣抽采技術,即是針對變形強烈的構造煤儲層,采用L型水平井進行鉆井、壓裂儲層改造以及排采一體化施工,進行地面煤層氣抽采,提高煤礦區瓦斯抽采效果。L型水平井水平段軌跡位于目標煤層一定距離的頂板砂泥巖層中,通過對頂板向煤層進行定向射孔分段壓裂,使井筒與下部煤層充分溝通,建立煤層氣滲流通道,最后在水平井中安裝抽采設備進行生產。

2.1 目標區及層位優選

為了確保水平井順利實施,目標區選擇需要優先考慮:①煤層賦存連續、穩定、厚度較大;②煤層氣含量相對較高,地質構造相對簡單,煤層埋藏深度適中;③與煤礦采掘部署緊密結合,宜選取規劃區或準備區,滿足最大化抽采煤層氣的時限;④地形平坦,交通便利。

目標層位的選擇關乎到水平井的順利鉆進,進而影響到壓裂裂縫破裂、擴展,以及是否可以延伸到下部煤層中,達到有效改造煤層的目的。綜合考慮9號煤層及其頂底板巖性特征,借鑒其他區塊經驗,并借助多極子陣列聲波測井擁有的地應力測量、巖石力學參數測量的優勢,進行目標層位優選。

礦井煤層氣參數井(XT-V1井)鉆井施工過程中,采用多極子陣列聲波測井技術獲得了9號煤層及其頂底板圍巖的巖石力學參數。測試層段井深500～520 m,9號煤層埋深為509.9～513.15 m.通過陣列聲波測井信息提取演算,9號煤層及其頂板均表現為垂直應力大小接近于水平應力,壓裂裂縫形態是以垂直裂縫為主的復雜裂縫。頂板破裂壓力大于9號煤層5 MPa以上。同時對礦井內參數井和地勘鉆孔柱狀圖分析,9號煤層上部穩定分布著1層4～5 m厚的泥質粉砂巖,伽馬測井和電阻率測井響應明顯,結合其他施工參數,水平段在該層中鉆井,易于控制井眼軌跡,安全性相對較高,并且壓裂裂縫易于頂板起裂,并進一步向煤層中擴展、延伸。

采用ABAQUS軟件進行水力壓裂數值模擬,結果表明,水平段井筒布置在煤層上方一定距離范圍內(0～2 m),壓裂裂縫可以快速穿過巖層擴展,溝通井筒與下部煤層之間的聯系[8]。由此基于礦區內巖石力學性質及地應力分析,在9號煤層頂板0～2 m范圍內布置水平井水平段,然后通過分段壓裂強化改造煤儲層,可以實現煤儲層改造形成復雜縫網的目的。

2.2 鉆井技術

1) 井眼軌跡部署及井身結構設計。現今地應力形態控制著煤儲層壓裂裂縫的起裂、擴展及延伸方向。根據煤層氣井壓裂裂縫微震監測表明,裂縫總是沿著平行于最大主應力方向、垂直于最小主應力方向擴展、延伸[10]。因此,水平井井眼軌跡部署應垂直于或斜交于最大主應力方向。參數井多極子陣列聲波測井演算顯示,儲層最大主應力方向為NW60°,因此,當水平井水平投影方位大角度斜交于主應力方位,即約NW0°時,儲層分段壓裂改造形成的一系列相互平行的切割水平井筒的復雜裂縫所構成的網絡,極大地增加了泄流面積,加快了瓦斯氣體的運移速度,有利于高產和穩產。地面水平井軌跡與主應力方位關系如圖2所示。

圖2 地面水平井軌跡與主應力方位關系示意

根據新田礦區地層巖性特征、含水層特征及地質構造特征,結合鄰區煤層氣成功井型資料,從排水采氣方面考慮,必須對目標煤層上部松散黃土層及含水層進行封堵;水平段的井眼直徑需要考慮井壁穩定性及導向工具配套性;二開套管下至目標煤層頂部巖層,防止裸眼段過長,摩阻大,生產套管不易下放。綜合考慮,XT01-H1水平井設計采用三開井身結構。

一開采用Φ444.5 mm空氣潛孔錘鉆穿第四系進入基巖層以下20 m,下入Φ339.7 mm、壁厚9.65 mm、鋼級J55表層套管封固松散地層,固井水泥返至地面。

二開采用Φ311.15 mmPDC鉆頭配合單彎螺桿鉆進,鉆至著陸點(即9號煤層上部1 m處)完鉆,下入Φ244.5 mm、壁厚8.94 mm、鋼級J55技術套管,固井水泥返至地面。

三開采用Φ215.9 mmPDC鉆頭配合單彎螺桿沿煤層頂板0～2 m范圍內有效鉆進,完鉆后下入Φ139.7mm、壁厚7.72 mm、鋼級P110生產套管,固井水泥返至地面。

2) 造斜著陸段、水平段井眼軌跡精準控制。二開造斜著陸段采用黑星無線隨鉆測斜儀(BlackStar EMWD)定向鉆進至井斜角80°穩斜進行導眼孔施工,利用測井信息數據查明9號煤層埋深、斜厚度、真厚度、頂底板巖性、位置以及煤層和頂底板的自然伽馬參數。依據施工的導眼孔數據準確預測二開設計著陸點垂深后,導眼孔回填側鉆,結合造斜段前期掌握的地層造斜規律和單彎螺桿造斜能力,精準實現著陸。

三開水平段鉆進過程中,利用黑星無線隨鉆測斜儀(BlackStar EMWD)實測方位伽馬值及鉆時、巖屑、氣測全烴值等四要素與二開導眼段測井所獲取的9號煤層及其頂底板四要素數值進行綜合對比分析,實施監測水平段井眼軌跡情況,保證井眼在煤層頂板2 m范圍內有效鉆進。同時采用間斷探煤方式進行水平段的軌跡精確控制。通過設計下探目的煤層軌跡,優化調整井斜角鉆進直至進入煤巖交界面,然后調整增斜率確保實鉆軌跡處于距離煤層0～2 m控制范圍內。

2.3 多簇定向射孔分段壓裂技術

1) 定向射孔工藝技術。射孔的作用是盡可能地使井筒近距離與煤儲層裂縫溝通,加快氣體運移速度。針對頂板水平井,為了使壓裂裂縫快速穿過頂板溝通下部煤儲層,采用深穿透射孔彈垂直向下射孔技術,穿過套管、水泥環及部分泥質粉砂巖層,使壓裂裂縫縱向上延伸至煤層中,提升壓裂成功率。為了實現定向射孔的目的,確保后續壓裂改造煤儲層復雜裂縫網絡的形成,依據新田礦區地層特征,綜合考慮小槍配大彈的地面穿透試驗結果以及射孔簇數數值模擬結果[11],采用95型射孔槍配102型射孔彈,孔密為12孔/m,射孔簇數3簇/段進行射孔施工。射孔后經檢查射孔器材發射率均超過95%.

2) 分段壓裂工藝技術。①射孔壓裂層段及段數設計。為了最大化提升氣井產能,提高煤礦區域煤層瓦斯治理的時效性,國內不少學者通過軟件數值模擬進行了壓裂層段優選、不同煤體結構段間距優化、射孔簇間距等方面的研究[11-12],同時結合新田礦區地質地層條件以及鉆完井實鉆情況,優選水平段固井質量好、距離煤層頂面近、隨鉆伽馬值低、氣測值高的層段作為壓裂層段,采用“先等距分段、再優化微調”的方式對不同段數、段間距、簇間距進行優化調整,將L型水平井水平段劃分為9個壓裂層段,每段長度為63～88 m,平均為77.8 m.每段射孔3簇,簇間距平均為10 m,每簇長度1～2 m(頂板巖層1 m、煤巖交界面位置2 m),壓裂層段之間采用可鉆式機械橋塞封隔,采用泵送橋塞+分簇射孔聯作的方式進行水平井的逐級分段壓裂,見表1、圖3.

圖3 XT01-H1水平井壓裂分段示意

3) 施工參數設計。為了最大限度地延伸煤儲層中有效支撐裂縫,溝通煤巖裂縫網絡,形成高效導流通道,通過壓裂軟件模擬可知,隨著排量增大,裂縫縫高增大,且裂縫向頂界延伸變短、向底界延伸變長,當水平段軌跡在煤層頂板2 m時,排量≥10 m3/min,裂縫縫高可以貫穿整個煤層,裂縫基本在煤層中擴展延伸;排量<6 m3/min,裂縫幾乎不能溝通煤層。表明較大的施工排量在一定范圍內有利于頂板井取得較好的壓裂效果。為了促使裂縫盡可能擴展延伸,設計施工排量為12 m3/min左右。

基于礦區地層特性及煤儲層物性的充分考慮,運用壓裂軟件模擬優化施工規模。壓裂施工選取3種不同規模的施工用量,裂縫模擬結果見表2.

表2 不同壓裂規模下裂縫模擬結果

由表2可知,隨著壓裂規模的增大,半縫長和裂縫體積增大,但是當壓裂規模達到一定程度時,半縫長和裂縫體積增長幅度逐步變緩。綜合考慮成本及效果,壓裂規模設計采用液量1 200 m3加支撐劑80 m3.

4) 壓裂液及支撐劑設計。壓裂液在壓裂施工過程中起著至關重要的作用,直接影響著有效支撐裂縫的擴展、延伸。借鑒水基壓裂液性能評價方法,選擇4種壓裂液體系:活性水(1.5%KCl)、2%KCl、凍膠壓裂液及清潔壓裂液(0.8%VES),測試其對煤儲層滲透率的傷害率,結果如圖4所示。

圖4 不同類型壓裂液對煤儲層的傷害率

結果表明,活性水(1.5%KCl)和2%KCl對煤儲層滲透率傷害率較低(<12%)。綜合考慮新田礦區9號煤層物性特征、材料成本及現場配制性,并參考臨近區塊殺菌劑添加比例,設計采用配液簡單的活性水壓裂液(清水+1.5%KCl+0.05%殺菌劑),具有防膨、返排易、傷害小、成本低等特征。

支撐劑是形成有效支撐裂縫的重要材料。目前常用的支撐劑主要有石英砂、陶粒、樹脂覆膜砂等。結合礦區目的煤儲層埋藏淺、閉合應力較低(8.06 MPa)等特征,通過不同支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力測試,見圖5.

圖5 不同支撐劑在不同閉合壓力下的導流能力圖

石英砂在10 MPa閉合壓力下形成的導流能力大于30 μm2·cm,滿足煤儲層改造的需要,同時考慮到材料成本以及避免砂堵對壓裂設備的影響,設計采用40/70目和20/40目兩種不同粒徑的石英砂組合作為壓裂支撐劑可以充填不同寬度裂縫,進行降濾和有效支撐裂縫。

2.4 精細化排采技術

1) 排采設備選擇。針對新田礦區L型水平井所具有的井斜角大、狗腿度大、斜井段長和水平位移大等特點以及地面煤層氣井排水降壓的要求,決定了地面排水降壓需要采用無桿抽排方式。基于此,結合新田礦區煤儲層條件及產水預測,排采設備選擇美國沃威電潛泵,型號為4VE2-90,理論最大排量50 m3/d,功率4 kW,舉升高度550 m;考慮到排采后期氣液比大易造成氣鎖傷害,優化管柱組合為Φ73 mm絲堵+Φ73 mm尾管+電泵+Φ48 mm中心管+Φ114 mm泵套+Φ73 mm短節+Φ73 mm篩管+Φ73 mm短節+Φ60 mm壓力計短節+Φ60 mm平式油管串;同時采用“DAPS油氣井只能排采控制系統”,遠程實時采集、實時控制L型水平井生產參數。

2) 井底流壓精確控制。綜合考慮L型水平井鉆完井方式、分段壓裂改造規模以及地層供液能力,按照“連續、穩定、緩慢、長期”的原則進行排采生產。排采采用低套壓方式生產,最大限度避免吐砂吐煤粉,排采過程中實時精細化調節產水、產氣速度,重點精確控制各階段井底流壓降幅。單相排水降壓階段:井底流壓降幅小于等于0.04 MPa/d;初始產氣階段:井底流壓降幅小于等于0.02 MPa/d;提產階段:井底流壓降幅小于等于0.01 MPa/d;穩產階段:井底流壓降幅小于等于0.003 MPa/d;衰減階段:井底流壓降幅小于等于0.001 MPa/d.

3 工程實踐

2021年1月至2021年12月,組織在新田礦區施工了1口煤層頂板L型水平井。采用三開井身結構,水平井XT01-H1井完鉆井深為1 230 m,水平段軌跡控制在9號煤層頂面0～2 m范圍內的泥質粉砂巖中鉆進,長度為700 m.井身結構如圖6所示。

圖6 XT01-H1水平井井身結構圖

XT01-H1水平井下入生產套管固井后,利用電纜泵送橋塞將射孔槍下至設計井深位置(首段采用油管傳輸射孔)進行重力內向下分簇射孔,并進行光套管分段壓裂施工。700 m水平段分為9段壓裂,段間距63～88 m,每段3簇,簇間距平均10 m,共27簇408孔(圖3)。全井9段共注入活性水壓裂液11 537.6 m3,砂比5%～12%,平均9%,累計加砂740 m3,施工排量12～13 m3/min.壓裂過程中第1段、第3段、第9段進行了微地震實施裂縫形態監測,結果表明,壓裂主裂縫與水平段井眼大斜度相交,主要分布在NW35°～50°之間,裂縫單翼縫長為88～172 m,平均為122 m.圖7為第三段裂縫方位長度平面圖。

圖7 第3段裂縫方位長度平面圖

XT01-H1水平井壓裂結束后,經過放噴管理,于2021年12月5日采用電潛泵進行抽采作業,同年2月4日該井出現氣顯示,之后進行穩步提產。2022年7月2日,XT01-H1水平井產氣量達到5 334 m3/d,截至2023年4月,累計產氣量為134.5×104m3,穩產氣量為4 050 m3/d左右(圖8),水平井多簇射孔分段壓裂后抽采效果顯著。

圖8 新田礦區XT01-H1水平井排采曲線

4 結 語

1) 新田煤礦9號煤層屬于碎裂-碎粒結構,表現為煤層瓦斯含量高、煤層吸附能力強、裂隙不發育、煤層滲透率低、煤儲層壓力欠壓、煤層頂板可鉆性好等特征。

2) 通過目標區及目標層位優選、井身結構優化、井眼軌跡精準控制技術、多簇定向射孔分段壓裂精確優化工藝技術及排采作業精細控制技術,形成了煤層頂板L型水平井煤層氣高效抽采技術體系。結合工程實踐的應用,頂板L型水平井在新田礦區取得了產能突破,最高產氣量達到了5 334 m3/d,并獲得了長期穩產高產的試驗結果。

3) XT01-H1水平井實現了碎軟煤層瓦斯高效抽采技術和產能的雙重突破,為具有類似地質條件的高突礦井煤層氣抽采及煤礦區瓦斯治理提供了技術方向,具有一定的推廣應用價值。