沁水盆地南部高階煤層氣成藏規(guī)律與勘探開發(fā)技術(shù)

趙賢正，楊延輝，孫粉錦，王勃，左銀卿，李夢(mèng)溪，申建4，穆福元

（1.中國(guó)石油華北油田公司；2.中國(guó)石油大港油田公司；3.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；4.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)資源與地球科學(xué)學(xué)院）

沁水盆地南部高階煤層氣成藏規(guī)律與勘探開發(fā)技術(shù)

趙賢正1,2，楊延輝1，孫粉錦3，王勃3，左銀卿1，李夢(mèng)溪1，申建1,4，穆福元3

（1.中國(guó)石油華北油田公司；2.中國(guó)石油大港油田公司；3.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；4.中國(guó)礦業(yè)大學(xué)資源與地球科學(xué)學(xué)院）

基于對(duì)沁水盆地南部高階煤層氣基本地質(zhì)特征及成藏控制因素的分析，研究其成藏規(guī)律與勘探開發(fā)技術(shù)?？碧介_發(fā)實(shí)踐證實(shí)研究區(qū)煤層氣藏具有三大特性：①煤階高，吸附能力強(qiáng)，資源條件優(yōu)勢(shì)明顯；②孔隙率低，雙峰態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)，滲流條件瓶頸顯著；③儲(chǔ)集層壓力梯度低，制約產(chǎn)出。在深入分析高階煤特性基礎(chǔ)上，提出了構(gòu)造、沉積、熱動(dòng)力和水文地質(zhì)條件“協(xié)同、互補(bǔ)、共存”成藏理論，建立了研究區(qū)煤層氣非富集成藏模式，使成藏界定問(wèn)題簡(jiǎn)化且直接指導(dǎo)煤層氣開發(fā)選區(qū)。沁水盆地南部煤層氣區(qū)塊勘探開發(fā)形成了五大關(guān)鍵技術(shù)體系：①地球物理勘探綜合評(píng)價(jià)技術(shù)，②適合于高階煤儲(chǔ)集層的鉆完井技術(shù)，③儲(chǔ)集層改造主體技術(shù)，④智能化排采控制技術(shù)，⑤煤層氣田的數(shù)字化技術(shù)，為新區(qū)塊煤層氣產(chǎn)能建設(shè)的有序推進(jìn)提供了技術(shù)支撐。圖4參21

沁水盆地；高階煤；煤層氣；成藏特征；成藏條件；勘探開發(fā)技術(shù)

0 引言

中國(guó)煤層氣規(guī)模性開發(fā)首先在沁水盆地取得突破。2003—2013年，煤層氣產(chǎn)業(yè)基地建成；2014年以來(lái)，煤層氣勘探開發(fā)由“低收益回報(bào)、低效”向“提高效益、效率”轉(zhuǎn)變。截至2014年底，盆地內(nèi)煤層氣鉆井?dāng)?shù)約為10 500口，占全國(guó)的71%；探明儲(chǔ)量4 350× 108m3，約占全國(guó)煤層氣探明儲(chǔ)量的65%。2014年產(chǎn)氣量30×108m3，約占全國(guó)煤層氣產(chǎn)量的81%?？偨Y(jié)沁水盆地石炭-二疊系太原組和山西組煤層氣成藏理論進(jìn)展與勘探開發(fā)技術(shù)的成功經(jīng)驗(yàn)，剖析關(guān)鍵問(wèn)題，有利于促進(jìn)中國(guó)高階煤層氣地質(zhì)理論的發(fā)展和完善，并為盆地其他開發(fā)區(qū)塊及其他地區(qū)煤層氣勘探開發(fā)提供借鑒。

1 研究區(qū)概況及高階煤層氣藏基本特征

1.1 研究區(qū)位置

研究區(qū)構(gòu)造位置位于沁水盆地的南部，東部以晉（城）—獲（鹿）大斷裂為界與太行山隆起相接、西部與霍山隆起相鄰、南部與中條山隆起毗鄰（見(jiàn)圖1）。主體為一北北東向展布大型復(fù)式向斜，其軸線大致位于沁縣—沁水一線，兩翼基本對(duì)稱，西翼地層傾角相對(duì)較大而東翼地層相對(duì)平緩。以寺頭斷裂為界，斷裂西部的沁水—翼城地區(qū)以東西向高角度正斷層和北東、北北東向次級(jí)褶皺為主，東部主要展現(xiàn)為北北東向褶皺與東西向褶皺疊加的構(gòu)造格局[1]。

圖1 研究區(qū)位置圖

1.2 高階煤層氣資源特性

沁水盆地南部煤層變質(zhì)程度高，鏡質(zhì)組最大反射率（Ro,max）為1.95%～3.49%[2]。空氣干燥基準(zhǔn)下測(cè)得煤的朗格繆爾體積為26.58～44.90 m3/t，多為30～40 m3/t，平均37.02 m3/t，吸附能力極強(qiáng)。煤層含氣量一般為6.16～30.43 m3/t（空氣干燥基準(zhǔn)下測(cè)得，下同），平均約20.02 m3/t，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于全國(guó)平均水平。含氣量一般高于15 m3/t，含氣量大于20 m3/t的井占總井?dāng)?shù)的72.50%，含氣量為10～20 m3/t的井占20.00%。高含氣量、較大的煤層厚度以及含煤面積，使得區(qū)內(nèi)煤層氣資源非常豐富，為煤層氣開發(fā)提供了良好的資源基礎(chǔ)。

1.3 高階煤層氣儲(chǔ)集層孔滲特性

區(qū)內(nèi)外生裂隙主要走向?yàn)楸睎|向和北西向兩組，兩組相互交切成為網(wǎng)狀。內(nèi)生裂隙發(fā)育于光亮煤和半亮煤中，存在兩組優(yōu)勢(shì)發(fā)育方向，第1組的走向在北東向33°～66°，密度為27～120條/m，屬面割理；第2組割理的走向在北西向42°～54°，密度為24～60條/m[3]。

統(tǒng)計(jì)沁水盆地南部煤儲(chǔ)集層82樣次孔隙率測(cè)試結(jié)果，孔隙率一般為2.91%～10.74%，平均5.43%。大量測(cè)試結(jié)果顯示，研究區(qū)煤的孔隙結(jié)構(gòu)呈雙峰態(tài)分布，以微孔占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，平均約占總孔隙體積的77.00%；大孔次之，約占16.42%；中孔孔容最少，約占6.29%。微孔比表面積平均約占總比表面積的99.0%，中孔比表面積約占0.5%，大孔的貢獻(xiàn)微乎其微。這一孔隙結(jié)構(gòu)分布模式導(dǎo)致了雙重效應(yīng)：一方面，微孔孔容比例大且占據(jù)了幾乎全部比表面積，導(dǎo)致煤儲(chǔ)集層具有很強(qiáng)的吸附能力而使煤層含氣量高；另一方面，孔隙兩極分布而中孔貧乏，導(dǎo)致中孔孔徑段出現(xiàn)滲流瓶頸，從而降低煤儲(chǔ)集層的滲透性。

研究區(qū)內(nèi)煤儲(chǔ)集層39層次試井解釋滲透率為（0.01～0.91）×10-3μm2，平均約0.19 ×10-3μm2。其中，煤儲(chǔ)集層滲透率小于0.1×10-3μm2的井?dāng)?shù)占64%，煤儲(chǔ)集層滲透率為（0.1～1.0）×10-3μm2的井?dāng)?shù)占36%。煤儲(chǔ)集層滲透率低，受孔隙結(jié)構(gòu)模式控制明顯。

1.4 高階煤層氣儲(chǔ)集層地層能量特征

研究區(qū)內(nèi)46井次資料顯示，煤儲(chǔ)集層壓力梯度為0.153～1.080 MPa/100 m，平均0.62 MPa/100 m，大部分區(qū)域?qū)儆趪?yán)重欠壓和欠壓煤儲(chǔ)集層，部分區(qū)域?yàn)槁郧穳好簝?chǔ)集層，少數(shù)區(qū)域?yàn)槌籂顟B(tài)。其中，嚴(yán)重欠壓儲(chǔ)集層（壓力梯度小于0.50 MPa/100 m）5井次，占11%；欠壓儲(chǔ)集層（0.50～0.75 MPa/100 m）23井次，占50%；略欠壓儲(chǔ)集層（0.75～0.90 MPa/100 m）10井次，占22%；正常壓力儲(chǔ)集層（0.90～1.10 MPa/100 m）8井次，占17%。

研究區(qū)煤層氣臨界解吸壓力為0.1～6.7 MPa，平均2.1 MPa。臨界解吸壓力與儲(chǔ)集層壓力比值為0.3～1.0，平均0.5。煤的吸附時(shí)間為2.07～45.09 d，平均10.76 d，吸附時(shí)間長(zhǎng)，達(dá)到產(chǎn)氣高峰時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)。

2 高階煤層氣成藏控制因素

隨著沁水盆地南部煤層氣勘探開發(fā)程度的不斷提高，對(duì)高階煤層氣成藏地質(zhì)理論的認(rèn)識(shí)不斷深入和完善，形成了沉積作用控制煤儲(chǔ)集層分布、深成和巖漿熱變質(zhì)作用疊加控制生烴、構(gòu)造作用控制成藏條件配置、水文地質(zhì)作用持續(xù)調(diào)整、多種作用互補(bǔ)共存成藏的基本地質(zhì)認(rèn)識(shí)。

2.1 沉積作用控制煤儲(chǔ)集層

晚古生代沁水盆地位于北緯13.9°附近的熱帶和亞熱帶地區(qū)[4]，氣候潮濕多雨，有利于聚煤作用的發(fā)生。在太原組下部的15號(hào)煤層形成之前，華北板塊由南升北降轉(zhuǎn)為北升南降，造成本區(qū)總體上北高南低的地勢(shì)，并且以整體緩慢波動(dòng)式沉降為特征[5]，為聚煤作用創(chuàng)造了穩(wěn)定的構(gòu)造背景，使本區(qū)發(fā)育多層可采煤層，其中太原組15號(hào)煤層和山西組3號(hào)煤層厚度較大，全區(qū)分布相對(duì)穩(wěn)定。

太原組煤層主要形成于障壁砂壩—潟湖及淺水三角洲前緣環(huán)境，太原組15號(hào)煤層總體上呈南北薄、中間厚的分布趨勢(shì)，厚度大于3 m的地帶位于東南部長(zhǎng)子—鄭莊一線的潟湖—潮坪相區(qū)，局部地帶為障壁砂壩相區(qū)。山西組煤層主要形成于三角洲平原分流間灣環(huán)境，以榆社、安澤、沁水、陽(yáng)城、晉城等地區(qū)為代表，山西組3號(hào)煤層厚度4～8 m，煤層結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單（見(jiàn)圖2）。

圖2 沁水盆地及周緣山西組沉積相與3號(hào)煤層厚度疊合圖

同時(shí)，沉積體系通過(guò)控制巖性組合影響煤層氣的封存。含煤巖系泥巖及粉砂巖比例在50%以上，砂巖層致密且具有一定整體強(qiáng)度，封蓋能力強(qiáng)。就山西組煤層直接頂?shù)装迳w層而言，泥質(zhì)含量高，蓋層厚度大，突破壓力高，對(duì)保存有利。例如，沁水盆地南部樊莊—潘莊、馬必北—鄭莊、沁南—夏店等區(qū)塊直接頂板泥巖發(fā)育，煤層含氣量普遍在15 m3/t以上[6]。

2.2 深成和區(qū)域巖漿熱變質(zhì)作用疊加控制生烴

沁水盆地南部煤層埋藏史恢復(fù)結(jié)果表明，煤中有機(jī)質(zhì)生烴演化過(guò)程經(jīng)歷了兩個(gè)關(guān)鍵階段[7-8]。

第1階段，海西期—印支期，晚古生代煤層最大埋深淺于4 330 m，地?zé)崽荻燃s為2.8 ℃/100 m，屬于正常古地?zé)釄?chǎng)，煤化作用服從深成變質(zhì)作用，最高達(dá)到氣煤階段，累計(jì)生烴量達(dá)到46.47～81.45 m3/t。

第2階段，燕山期，地?zé)崽荻燃s6～9 ℃/100 m，顯示其異常地溫，煤化作用服從區(qū)域巖漿熱變質(zhì)作用，煤化作用最高接近超無(wú)煙煤，煤化作用停止，累計(jì)生烴量達(dá)到97.86～359.10 m3/t。

通過(guò)這兩次關(guān)鍵熱演化，一方面使得煤階劇增，有效提高了煤中有機(jī)質(zhì)生氣效率，生烴量迅速提高；另一方面，快速熱變質(zhì)使煤儲(chǔ)集層微孔極度發(fā)育，比表面積大，對(duì)煤層氣具有極強(qiáng)的吸附能力，為煤層氣提供了優(yōu)質(zhì)的儲(chǔ)集空間。生烴量和儲(chǔ)集能力的協(xié)同提高，為本區(qū)煤層氣富集奠定了重要基礎(chǔ)。

2.3 構(gòu)造作用控制成藏條件配置

構(gòu)造作用是控制沁水盆地煤層氣成藏的重要因素。①沁水盆地屬于構(gòu)造活動(dòng)相對(duì)較弱的克拉通內(nèi)斷陷盆地[9]，但它既有別于其西側(cè)的鄂爾多斯盆地（石炭-二疊系煤系沉積之后長(zhǎng)期持續(xù)穩(wěn)定沉降，上覆地層巨厚，構(gòu)造相對(duì)簡(jiǎn)單），也有別于其東側(cè)太行山以東石炭-二疊系被后期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)強(qiáng)烈改造的華北東部斷塊含煤區(qū)，其受構(gòu)造改造程度介于二者之間。此構(gòu)造環(huán)境造成本區(qū)適宜的地層構(gòu)造變形，含煤地層裂隙適度發(fā)育，利于煤層氣保存且煤層具有一定滲流能力。②燕山期—喜馬拉雅中期，本區(qū)煤層抬升至逸散帶時(shí)間約0～27 Ma[9]，抬升回返時(shí)間晚且短，煤層氣散失時(shí)間短，有利于煤層氣的保存[10]。③喜馬拉雅晚期，沁水盆地構(gòu)造抬升回返且區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力環(huán)境由擠壓狀態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)槔瓘垹顟B(tài)[11]，有利于煤儲(chǔ)集層裂隙的拉張，從而有利于滲透性的改善。

2.4 水文地質(zhì)作用持續(xù)調(diào)整含氣量

國(guó)內(nèi)學(xué)者普遍認(rèn)為，地下水的沖洗、溶解運(yùn)移作用不利于煤層氣富集，水力封閉和封堵作用是煤層氣保存的重要條件[12-18]。

沁水盆地南部煤層氣成藏明顯受洼地滯流水動(dòng)力條件控制[19]。地下水補(bǔ)給主要來(lái)自研究區(qū)西北部地區(qū)，盆地從邊緣到軸部，地下水條件由活躍轉(zhuǎn)變?yōu)闇?。盆緣?qiáng)徑流帶煤層含氣量低。中西部沁源地區(qū)1 000 m以淺煤層氣含氣量普遍低于10 m3/t；又如，地下水經(jīng)由盆地東緣高平—襄垣一線排泄，導(dǎo)致該地段煤層含氣量較低。弱徑流區(qū)位于研究區(qū)中部和東南部，地下水總體表現(xiàn)為滯留的特性，煤層氣保存條件好，含氣量普遍較高。例如，大寧、潘莊、鄭莊、樊莊等區(qū)塊，顯示出寺頭斷裂和晉獲大斷裂南段的高度阻水以及洼地部位地下水嚴(yán)重滯留的特性，礦化度高于1 000 mg/L，徑流條件極弱，對(duì)煤層氣保存極為有利，含氣量一般都在15 m3/t以上。

2.5 多因素協(xié)同、互補(bǔ)、共存成藏

在實(shí)際成藏作用過(guò)程中，并不是某一個(gè)因素單獨(dú)作用，而是表現(xiàn)出“協(xié)同、互補(bǔ)、共存”的特性。

“協(xié)同”即構(gòu)造、沉積、熱和地下水動(dòng)力四大動(dòng)力因素在煤層氣成藏過(guò)程中協(xié)同發(fā)生作用，任意成藏時(shí)期都存在多地質(zhì)因素作用?！盎パa(bǔ)”是指成藏過(guò)程中多種地質(zhì)因素差異演化，互為補(bǔ)充成藏，比如生烴母質(zhì)差而熱作用強(qiáng)烈可成藏，熱作用不強(qiáng)烈而沉積和構(gòu)造有利也可成藏，構(gòu)造引起煤層裂隙發(fā)育不利而水文地質(zhì)條件封堵亦可成藏等?！肮泊妗奔闯刹剡^(guò)程中建設(shè)性和破壞性作用共存。

受上述三大特點(diǎn)控制，地質(zhì)作用對(duì)煤層氣成藏作用程度和貢獻(xiàn)難以量化，無(wú)法用一個(gè)或多個(gè)成藏模式來(lái)表征某個(gè)盆地甚至某個(gè)區(qū)塊成藏過(guò)程，即煤層氣藏的概念難以明確。因此，以找地質(zhì)圈閉的傳統(tǒng)方式定義煤層氣藏存在影響富集因素眾多、難以模式化描述及難以有效指導(dǎo)開發(fā)的問(wèn)題。反之，控制煤層氣非富集（逸散）的因素有限，主要為煤層氣風(fēng)化帶、張性斷層及鄰近區(qū)、陷落柱和強(qiáng)水動(dòng)力區(qū)四大因素。因此，通過(guò)找非富集區(qū)界定富集成藏區(qū)可使成藏問(wèn)題簡(jiǎn)單化且直接指導(dǎo)開發(fā)選區(qū)。煤層氣風(fēng)化帶不具備開采價(jià)值，貫通地表或地下含水層的張性斷層造成煤層氣逸散，煤層與直接頂?shù)装搴畬咏佑|在水力運(yùn)移逸散作用下亦含氣量低。

據(jù)此，建立了本區(qū)煤層氣非富集模式：張性大斷層附近煤層氣逸散帶（Ⅰ）；與上覆（下伏）富水含水層相連的斷層附近煤層氣逸散帶（Ⅱ）；地面露頭附近煤層氣風(fēng)化帶（Ⅲ）；高滲透性頂（底）巖層與上、下強(qiáng)水動(dòng)力區(qū)域（Ⅳ），如圖3中Ⅳ1中煤層與含水層間由滲透性泥質(zhì)砂巖溝通，Ⅳ2中煤層與含水層間裂隙溝通區(qū)；巖溶陷落柱（Ⅴ）（見(jiàn)圖3）。排除這些非富集因素后，即為富集區(qū)，其能否效益開發(fā)受控于控產(chǎn)因素。

圖3 高階煤層氣非富集成藏模式圖（剖面位置見(jiàn)圖1）

3 高階煤層氣勘探開發(fā)五大主體技術(shù)

沁水盆地南部煤層氣區(qū)塊經(jīng)過(guò)近10 a的不斷探索，取得了一系列煤層氣勘探開發(fā)技術(shù)成果，支撐了沁水盆地南部煤層氣產(chǎn)能基地建設(shè)。

3.1 高階煤儲(chǔ)集層地球物理綜合勘探評(píng)價(jià)技術(shù)

開發(fā)階段部署的三維地震，主要用于建產(chǎn)區(qū)優(yōu)選，旨在精細(xì)刻畫次級(jí)構(gòu)造，預(yù)測(cè)煤層分布規(guī)律及儲(chǔ)集層物性，圈定“甜點(diǎn)區(qū)”，指導(dǎo)開發(fā)井部署。

基于上述需求，針對(duì)沁水盆地南部地表?xiàng)l件復(fù)雜，溝谷發(fā)育，高程、巖性變化大等特點(diǎn)，建立了適合于山地淺層的地震采集、處理和精細(xì)解釋技術(shù)，形成了基于“定空間-找裂縫-測(cè)含氣”流程的煤層氣綜合地震勘探評(píng)價(jià)技術(shù)體系。其技術(shù)內(nèi)涵為，首先采用地震拓頻技術(shù)、屬性分析、頻譜分解及波阻抗模型反演四大關(guān)鍵技術(shù)完成構(gòu)造和煤層空間展布評(píng)價(jià)，然后基于相干和曲率屬性及電阻率差值約束反演找煤層裂隙發(fā)育區(qū)，最后通過(guò)AVO反演技術(shù)、吸收與衰減屬性、多屬性聚類分析及子波分解與重構(gòu)技術(shù)評(píng)價(jià)煤層氣含氣區(qū)。

利用此技術(shù)，查明了研究區(qū)內(nèi)落差3 m以上的斷層210條，并對(duì)斷層的性質(zhì)、產(chǎn)狀及延伸長(zhǎng)度進(jìn)行了精細(xì)描述；分析了30余個(gè)直徑大于20 m疑似“陷落柱”的分布特點(diǎn)；評(píng)價(jià)了裂隙發(fā)育程度和含氣性，有效指導(dǎo)了開發(fā)井的部署。并且，該技術(shù)為水平井鉆進(jìn)提供了地質(zhì)保障。以鄭莊東大井區(qū)為例，該區(qū)部署9口水平井，根據(jù)新三維資料調(diào)整水平井井位和軌跡7口，新完鉆水平井鉆探效果（井型、鉆遇率）明顯提高。

3.2 高階煤儲(chǔ)集層鉆完井技術(shù)

3.2.1 直（叢式）井鉆井技術(shù)

井身采用二開結(jié)構(gòu)模式[20]：一開用311.2 mm鉆頭鉆進(jìn)至基巖，下244.5 mm套管固井，套管下入硬基巖10～20 m；二開采用215.9 mm鉆頭鉆至煤層底部以下50～60 m，完鉆后下入139.7 mm套管固井。此結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)化了直（叢式）井鉆井工藝，大幅降低了鉆井成本。

根據(jù)排采特點(diǎn)和井網(wǎng)布置需求，要求叢式井井斜角小于30°，井底位移250～300 m。其優(yōu)點(diǎn)在于能鉆揭多套目的層，滿足多層開發(fā)需求；可大幅減少井場(chǎng)數(shù)量、占地面積、地面工程投資和操作費(fèi)用，實(shí)現(xiàn)低成本。例如，沁水盆地南部的948口叢式井減少井場(chǎng)601個(gè)，約節(jié)約占地900畝。

3.2.2 多種井型水平井鉆井技術(shù)

3.2.2.1 工程設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

上傾軌道設(shè)計(jì)優(yōu)化：根據(jù)生產(chǎn)特點(diǎn)，結(jié)合排采規(guī)律，需在排采初期多排水、多出煤粉，以盡量擴(kuò)大降壓面積，提高煤層氣解吸效率。以此為指導(dǎo)，應(yīng)用“勢(shì)”理論，形成上傾軌道設(shè)計(jì)。

井身剖面設(shè)計(jì)優(yōu)化：主水平井眼采用中曲率半徑和“直-增-增-穩(wěn)（水平段）”的連增復(fù)合型剖面，井眼軌跡圓滑、摩阻和扭矩小，造斜點(diǎn)選在煤層頂部巖層上，增斜段曲率半徑為50～100 m。

“復(fù)合V型”多分支水平井井底結(jié)構(gòu)優(yōu)化設(shè)計(jì)：根據(jù)沁水盆地南部煤層氣地質(zhì)特點(diǎn)，以煤層吸附解吸模型、滲流理論為指導(dǎo)，建立“復(fù)合V型”（由多個(gè)類似V型分支井組成的井型）井型模型，利用數(shù)值模擬技術(shù)對(duì)水平井井型基本要素進(jìn)行對(duì)比論證，優(yōu)選參數(shù)，優(yōu)化井底結(jié)構(gòu)指標(biāo)，最大程度地發(fā)揮水平井作用（見(jiàn)圖4）。具體指標(biāo)包括：每口水平井包含2個(gè)主支，主支總體延伸方向盡可能與主裂縫發(fā)育方向垂直，兩主支夾角介于20°～30°，單支長(zhǎng)度為500～1 000 m；每個(gè)主支由3～4個(gè)分支構(gòu)成，分支位于主支外側(cè)且與主支夾角30°左右，其長(zhǎng)度為200 m左右；總鉆遇煤層進(jìn)尺3 000 m以上，單井控制面積不小于0.32 km2。在水平井部署空白區(qū)或沿下傾方向鉆進(jìn)的水平井井區(qū)，適當(dāng)安排直井可起到有效利用資源或助排作用。

圖4 “復(fù)合V型”多分支水平井井底結(jié)構(gòu)示意圖

3.2.2.2 工藝優(yōu)化技術(shù)

針對(duì)高階煤煤層氣儲(chǔ)集層低滲低壓及強(qiáng)非均質(zhì)性特點(diǎn)，開發(fā)了綜合錄井實(shí)時(shí)采集軟件、隨鉆采集軟件、隨鉆測(cè)錄實(shí)時(shí)判識(shí)分析系統(tǒng)、軌跡實(shí)時(shí)控制與跟蹤系統(tǒng)，形成了適合于煤層氣水平井的低成本高效率的隨鉆測(cè)錄實(shí)時(shí)采集、軌跡實(shí)時(shí)分析、軌跡控制優(yōu)化為一體的地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)以及隨鉆測(cè)井、錄井、鉆井參數(shù)三方關(guān)聯(lián)事故預(yù)防及處理等技術(shù)。

隨著工程設(shè)計(jì)、工藝技術(shù)的不斷優(yōu)化，沁水盆地南部“復(fù)合V型”井煤層氣開發(fā)取得了一定成效，研究區(qū)投產(chǎn)“復(fù)合V型”井102口，產(chǎn)氣井78口，單井日均產(chǎn)氣量4 498 m3，約為直井的4.6倍。

此外，積極探索了水平井區(qū)直接壓裂增產(chǎn)、低部位直井助排增產(chǎn)等技術(shù)，初見(jiàn)成效。同時(shí)，開展“U型井”及“L型井”等優(yōu)化設(shè)計(jì)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，目前處于排采初期。

3.3 儲(chǔ)集層改造主體技術(shù)

目前，針對(duì)煤層壓裂容易受到傷害、壓裂濾失大、施工壓力高的難題，形成了“變排量、大液量、活性水加砂壓裂”增產(chǎn)工藝技術(shù)，其技術(shù)核心包括采用低傷害的活性水加砂壓裂液、提高排量降低壓裂濾失提高造縫效果和階梯提升排量控制施工壓力系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了高效改造儲(chǔ)集層的目標(biāo)。使研究區(qū)單井日均產(chǎn)氣量由1 000 m3/d提升至1 300 m3/d。特別是2009年以來(lái)，針對(duì)不同煤巖結(jié)構(gòu)及儲(chǔ)集層傷害類型，開展不同規(guī)模的二次重復(fù)壓裂試驗(yàn)，形成了不同類型低產(chǎn)井的解堵性二次壓裂施工工藝技術(shù)措施。此項(xiàng)技術(shù)具有可有效清除近井地帶煤粉、開啟因應(yīng)力閉合的微裂縫、解除氣鎖等優(yōu)點(diǎn)，已得到規(guī)模推廣應(yīng)用，取得了較好的增產(chǎn)效果和經(jīng)濟(jì)效益。例如，樊莊區(qū)塊實(shí)施二次壓裂解堵井80口，單井增產(chǎn)400～1 000 m3/d，區(qū)塊日均總增產(chǎn)氣量44 032 m3，措施井有效率達(dá)到78%。

3.4 智能化排采控制技術(shù)

秦義等于2011年提出了煤層氣井排采控制理論和技術(shù)，得到了廣泛應(yīng)用，包括雙駝峰生產(chǎn)曲線理論、單井開發(fā)曲線理論及以“五段三壓法”排采工藝技術(shù)[21]。在此基礎(chǔ)上，基于排采試驗(yàn)和模擬分析，對(duì)煤層氣排采規(guī)律的認(rèn)識(shí)不斷深入，進(jìn)一步確定了影響煤層氣排采的4個(gè)關(guān)鍵控制點(diǎn)，發(fā)展形成現(xiàn)今采用的煤層氣“五段三壓四點(diǎn)法”排采技術(shù)。其技術(shù)內(nèi)涵包括：堅(jiān)持“連續(xù)、漸變、穩(wěn)定、長(zhǎng)期”八字準(zhǔn)則，以出水點(diǎn)、解吸點(diǎn)、放氣點(diǎn)和穩(wěn)產(chǎn)點(diǎn)為4個(gè)控制節(jié)點(diǎn)，以井底流壓控制為核心，以解吸壓力、廢棄壓力及氣量自然上升為關(guān)鍵指標(biāo)，把單井生產(chǎn)歷史劃分為五小段，分別定名為排水段、憋壓段、控壓段、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)段和衰竭段。進(jìn)一步研發(fā)了“雙環(huán)三控法”智能控制排采技術(shù)和配套設(shè)備，其技術(shù)內(nèi)涵是通過(guò)對(duì)套壓和流壓的雙閉環(huán)參數(shù)控制實(shí)現(xiàn)自動(dòng)判別、調(diào)整和控制排采參數(shù)，達(dá)到控壓降、穩(wěn)流壓及控套壓目的。通過(guò)開展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)對(duì)比，形成了一套精細(xì)化、智能化排采控制技術(shù)，滿足了煤層氣井“連續(xù)、漸變、長(zhǎng)期”控制井底流壓的要求，實(shí)現(xiàn)了煤層氣排采的穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)。目前，該排采技術(shù)被推廣應(yīng)用于新建產(chǎn)能的開發(fā)區(qū)塊。

3.5 煤層氣田的數(shù)字化技術(shù)

3.5.1 地面集輸工程建設(shè)的簡(jiǎn)化、優(yōu)化技術(shù)

針對(duì)煤層氣低壓、低產(chǎn)、低成本開發(fā)的“三低”特性，創(chuàng)建了“井口計(jì)量、閥組串接、氣水分輸、按需增壓、集中處理”的煤層氣總體集氣工藝模式。在該模式基礎(chǔ)上，以低成本為目標(biāo)，實(shí)現(xiàn)了集輸工藝技術(shù)的優(yōu)化簡(jiǎn)化：

①推廣系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)化建設(shè)模式：對(duì)采氣井、集氣站、處理廠等功能單元進(jìn)行模塊化設(shè)計(jì)，工藝流程、平面布置等均通用化、標(biāo)準(zhǔn)化，形成典型標(biāo)準(zhǔn)設(shè)計(jì)圖冊(cè)并推廣應(yīng)用，縮短了設(shè)計(jì)周期，提高了建設(shè)質(zhì)量。

②探索站場(chǎng)撬裝化建設(shè)模式：結(jié)合煤層氣滾動(dòng)開發(fā)及山區(qū)建設(shè)實(shí)際，在標(biāo)準(zhǔn)化設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上，對(duì)部分井場(chǎng)無(wú)桿排采裝置、天然氣臨時(shí)壓縮站場(chǎng)、集氣站場(chǎng)固定裝置、設(shè)備進(jìn)行了撬裝化建設(shè)模式的探索，進(jìn)一步縮短建設(shè)周期，降低建設(shè)成本。

③優(yōu)選采氣系統(tǒng)管材：通過(guò)對(duì)氣質(zhì)特點(diǎn)、管網(wǎng)模式、壓力級(jí)制、集輸工藝等分析研究，在SDR11系列PE100管材大規(guī)模使用的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步進(jìn)行管材的經(jīng)濟(jì)應(yīng)用條件優(yōu)選：直徑在110 mm以下的小管徑采氣管線選用PE100 SDR11系列（厚壁）管材；直徑為125～400 mm的大管徑采氣干管推薦選用PE100—SDR17.6系列（薄壁）管材，大幅度降低了采氣管網(wǎng)的建設(shè)投資。

④優(yōu)化氣田開發(fā)地面設(shè)計(jì)：形成“一站多井、井間串接、低壓集氣”的低成本建設(shè)模式；提出了“統(tǒng)一的集采氣管網(wǎng)系統(tǒng)，產(chǎn)氣井為暫未產(chǎn)氣井提供排采燃料”的管網(wǎng)建設(shè)思路。

生產(chǎn)實(shí)踐結(jié)果表明，以上優(yōu)化簡(jiǎn)化技術(shù)的實(shí)施，是煤層氣田“三低”總體集輸工藝模式的有力補(bǔ)充，使之更加完善，更加適應(yīng)煤層氣田低成本、滾動(dòng)開發(fā)戰(zhàn)略，符合煤層氣集輸系統(tǒng)建設(shè)和生產(chǎn)實(shí)際，在“優(yōu)化簡(jiǎn)化”區(qū)塊工藝流程的同時(shí)，保證了煤層氣田的安全平穩(wěn)運(yùn)行。

3.5.2 智慧化煤層氣田

在數(shù)字化氣田實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程自動(dòng)化監(jiān)控管理，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)指揮及產(chǎn)能監(jiān)控的自動(dòng)化，單井、集氣站、處理中心實(shí)現(xiàn)了數(shù)據(jù)無(wú)障礙通訊，創(chuàng)建了智慧氣田管理模式，應(yīng)用智能控制和物聯(lián)網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)了遠(yuǎn)程精細(xì)控制、儀器設(shè)備全生命周期管理，減少用工，提高儀器設(shè)備利用率。搭建支持整體協(xié)調(diào)排采、智能決策以及生產(chǎn)系統(tǒng)全生命周期管理的物聯(lián)網(wǎng)管控、應(yīng)用平臺(tái)，并建成標(biāo)準(zhǔn)統(tǒng)一、管理高效的物聯(lián)網(wǎng)示范區(qū)。

智慧化煤層氣氣田投入使用大大降低了巡井工人勞動(dòng)強(qiáng)度，節(jié)約了成本，同時(shí)提高了事故預(yù)警、故障診斷及時(shí)性，強(qiáng)化物資生命周期管理，切實(shí)保證了系統(tǒng)的安全、可靠、連續(xù)，大大提高了管理水平與效益。

4 結(jié)論

沁水盆地南部煤儲(chǔ)集層具有煤階高、吸附能力強(qiáng)、含氣量高、孔隙率低、雙峰態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)、低滲透率、低儲(chǔ)集層壓力梯度等特點(diǎn)。

研究區(qū)構(gòu)造的穩(wěn)定性和燕山期構(gòu)造熱事件、有利的聚煤環(huán)境、滯流和弱徑流地下水水動(dòng)力區(qū)等地質(zhì)作用綜合控制了煤層氣成藏特點(diǎn)。

建立了煤層氣非富集模式，使成藏界定問(wèn)題簡(jiǎn)化且直接面向煤層氣開發(fā)選區(qū)，指導(dǎo)了沁水盆地南部煤層氣勘探開發(fā)選區(qū)。

圍繞提高單井產(chǎn)量這一“瓶頸”問(wèn)題，發(fā)展和完善了勘探評(píng)價(jià)、鉆完井、儲(chǔ)集層改造、排采工藝、數(shù)字化氣田建設(shè)等技術(shù)，五大核心技術(shù)支撐了沁水盆地南部煤層氣產(chǎn)能基地建設(shè)。

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（編輯 王大銳 張朝軍）

Enrichment mechanism and exploration and development technologies of high rank coalbed methane in south Qinshui Basin,Shanxi Province

ZHAO Xianzheng1,2,YANG Yanhui1,SUN Fenjin3,WANG Bo3,ZUO Yinqing1,LI Mengxi1,SHEN Jian1,4,MU Fuyuan3
(1.PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu 062552,China; 2.PetroChina Dagang Oilfield Company,Tianjin 300280,China; 3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang 065007,China; 4.School of Resources and Geosciences,China University of Mining and Technology,Xuzhou 221116,China)

Based on analysis of the basic geologic characteristics and enrichment controlling factors of the high rank coalbed methane (CBM) in south Qinshui Basin in China,its enrichment mode,and exploration and development technologies are studied.Practices on the CBM exploration and development proved that the CBM reservoirs in this study area have the following three major properties:(1) High coal rank,strong adsorption ability,and good resources condition; (2) Low porosity,bimodal porosity structure,and obvious “bottleneck”of flow condition; (3) low reservoir pressure gradient that can constrain production.Based on deep analysis of high rank coal properties,this study proposes a coexistence and complementarity concept of structure,sedimentary,thermal power and hydro-geological conditions,and establishes a CBM dissipation model,which can simplify CBM enrichment problem and directly guide the region selection of CBM development.Five major critical technical systems have been formed for the CBM exploration and development in south Qinshui Basin:(1) Comprehensive geophyisical exploration and evaluation technologies; (2) Well drilling and completion technologies for high rank coal reservoirs; (3) Major reservoir treatment technologies; (4) Intelligent drainage and production control technologies; (5) Digital technology of coalbed gas field.These have effectively provided technical support for an orderly productivity construction of new CBM blocks.

Qinshui Basin; high rank coal; coalbed methane; enrichment characteristics; enrichment condition; exploration and development technologies

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”（2011ZX05061；2011ZX05043-006；2011ZX05028-002）；中國(guó)石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)“煤層氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究與示范應(yīng)用”（2013E-2205）；中國(guó)礦業(yè)大學(xué)基本科研業(yè)務(wù)費(fèi)項(xiàng)目（2012QNB32）

TE132.2

A

1000-0747(2016)02-0303-07

10.11698/PED.2016.02.19

趙賢正（1962-），男，浙江義烏人，博士，中國(guó)石油大港油田公司教授級(jí)高級(jí)工程師，李四光地質(zhì)科學(xué)獎(jiǎng)、孫越崎能源大獎(jiǎng)獲得者，主要從事油氣勘探、煤層氣勘探開發(fā)研究與生產(chǎn)管理工作。地址：天津大港油田三號(hào)院，中國(guó)石油大港油田公司機(jī)關(guān)，郵政編碼：300280。E-mail:xzzhao@petrochina.com.cn

2015-04-28

2016-02-16