沁水盆地南部高煤階煤層氣水平井地質適應性探討

胡秋嘉,李夢溪,賈慧敏,劉春春,崔新瑞,李玲玉,彭 鶴,張光波,毛崇昊

(中石油華北油田 山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 晉城 048000)

沁水盆地南部高煤階儲層物性差、滲透率低，而水平井開發(fā)技術則是煤層氣田獲得效益開發(fā)的主體工藝技術之一[1]，其增產機理是利用其分支有效溝通煤層中的天然裂縫系統(tǒng)，使?jié)B流通道呈網狀分布，增大煤層氣解吸范圍，大幅提高煤層氣井產量。沁水盆地南部樊莊—鄭莊區(qū)塊水平井開發(fā)實踐表明，在適宜的地質條件下，煤層氣水平井比直井具有顯著優(yōu)勢[2]，但相同地質條件下不同類型水平井、不同地質條件下相同類型水平井開發(fā)效果存在較大差異，這與水平井井眼穩(wěn)定性、煤儲層原始滲流能力密切相關。劉志強等(2011)從工藝技術角度對煤層氣水平井進行了分析，探討了關鍵工程技術及其難點[3-4];楊勇等(2014)指出煤層氣多分支水平井容易發(fā)生垮塌，嚴重影響有效進尺，提出造穩(wěn)定主支的概念[5]。目前，關于地質因素對煤層氣水平井開發(fā)效果影響的研究較少，李夢溪等(2010)研究了地質構造對煤層氣多分支水平井的影響，認為煤層氣井井眼傾向對排水降壓具有重要的影響[6];易新斌等(2013)探討了不同煤層滲透率條件下最優(yōu)完井方式[7];楊健等(2015)研究了地應力、煤體結構等不同地質條件對煤層氣水平井穩(wěn)定性影響[8]。總體來看，對煤層氣水平井地質適應性的研究比較少，對關鍵地質參數對水平井產能的影響機理及水平井開發(fā)方式的地質適應性尚缺乏系統(tǒng)認識。因此筆者以沁水盆地南部樊莊—鄭莊區(qū)塊水平井開發(fā)實踐為研究基礎，結合井下觀測、室內試驗和資料井數據，評價了水平井地質適應性，重點研究了關鍵地質參數對不同完井方式和不同改造方式水平井開發(fā)效果的影響，明確了裸眼水平井、篩管水平井和壓裂水平井的地質條件，對煤層氣水平井開發(fā)工藝技術優(yōu)化和推廣具有借鑒意義。

1 地質與生產背景

1.1 地質背景

沁水盆地位于山西省東南部，為中生代以來形成的構造型復式盆地，研究區(qū)樊莊—鄭莊區(qū)塊位于盆地東南部，區(qū)內主力開發(fā)煤層氣層為二疊系山西組3號煤層，Ro,max(最大鏡質組反射率)一般為3.1%～3.9%，平均3.6%，屬高煤階;3號煤層全區(qū)穩(wěn)定發(fā)育，厚度一般為5～7 m，平均6 m，底部常見一層厚約0.5 m的夾矸;區(qū)內構造較復雜，局部褶曲、斷層較發(fā)育，埋深為300～1 100 m;含氣量整體較高，分布在14～30 m3/t，平均20 m3/t，受構造、水動力條件等影響，局部存在低值區(qū);試井滲透率普遍低于1×10-15m2，平均0.27×10-15m2，屬于低滲儲層。煤體結構一般以原生結構為主，碎粒煤和糜棱煤主要發(fā)育在煤層頂底板和夾矸附近。煤層與頂底板巖層彈性模量差異大，煤層一般為0.6～2.5 GPa，平均1.2 GPa，頂底板為0.4～8.3 GPa，平均2.9 GPa;最大水平主應力為北東向，主要分布在13～42 MPa，平均為26 MPa;最小水平主應力分布在9～26 MPa，平均為16 MPa[9]。

1.2 生產背景

樊莊—鄭莊區(qū)塊于2006年開始規(guī)模建產，為提高煤層氣井產氣量，于2007年規(guī)模應用水平井技術。為增強不同類型水平井地質適應性，開發(fā)過程中不斷優(yōu)化鉆完井工藝，研究區(qū)內水平井開發(fā)大體經歷了裸眼多分支水平井(簡稱多分支水平井)、篩管單支水平井(簡稱篩管水平井)和套管壓裂單支水平井(簡稱套管壓裂水平井)3個發(fā)展階段，其基本參數見表1。從效果來看，裸眼多分支水平井日產氣量井間差異大，篩管單支水平井產量穩(wěn)定，但均低于5 000 m3，套管壓裂水平井開發(fā)效果較好。

表1 3類水平井基本情況對比Table 1 Comparison of basic situations of three types of horizontal wells in Qinshui Basin

注:日產氣量分布范圍/平均值。

(1)多分支水平井。該井型主要應用于開發(fā)初期，一般設計2主支6分支，主支煤層進尺800～1 000 m，夾角10°～20°;分支煤層進尺350～650 m，夾角15°～30°，分支間距100～150 m;煤層總進尺大于4 000 m，控制面積大于0.35 km2。該類水平井增產機理是利用多個分支有效溝通煤層中的天然裂縫系統(tǒng)，使?jié)B流通道呈網狀分布，增大煤層氣解吸范圍，大幅提高煤層氣井產量。其優(yōu)點是單井控制面積大，理論產能高，最高產量達到6×104m3以上。

(2)篩管水平井。為解決局部井區(qū)多分支水平井成井難、排采后期易垮塌且無法改造的難題，2015年開始試驗篩管水平井。該井型一般設計1主支，煤層進尺800～1 000 m，煤層段下篩管支撐完井，不進行水力壓裂。其優(yōu)點是通過篩管支撐可確保井眼穩(wěn)定，產量一般在2 000～5 000 m3，但其缺點是單井控制面積小，僅為0.02 km2，尤其低滲區(qū)產量較低。

(3)套管壓裂水平井。水力壓裂是儲層改造的主導技術[10]，隨著開發(fā)范圍的不斷擴大，為提高特低滲區(qū)產量，在單支水平井水平段下入套管，然后進行分段射孔壓裂，形成較大的控制面積，改善儲層滲透率，從而提高煤層氣井產量。通過改造井控面積可達0.2 km2，單井產氣量達到6 000～10 000 m3，平均8 000 m3，有效提高了單井產量。

裸眼水平井、篩管水平井和套管分段壓裂水平井3種開發(fā)方式存在2個本質區(qū)別:從完井方式角度看，裸眼水平井與篩管、套管水平井之間的本質區(qū)別為是否對水平井井眼形成有效支撐;從儲層改造方式角度看，裸眼、篩管水平井與套管分段壓裂水平井之間的本質區(qū)別為是否進行大規(guī)模儲層壓裂。因此，本文重點就影響水平井井眼穩(wěn)定性和水平井分段壓裂的關鍵地質參數進行了分析。

2 水平井井眼穩(wěn)定性

煤層氣水平井井眼穩(wěn)定性對水平井高產、穩(wěn)產至關重要，井眼垮塌會導致水平井產量大幅下降甚至不產氣，因此水平井完井方式選擇首先應利于實現井眼穩(wěn)定，在煤巖穩(wěn)定性較好的儲層，可優(yōu)先選用經濟性好、產氣面積大的裸眼完井方式，當裸眼完井容易發(fā)生垮塌時，需下入篩管、套管支撐井壁，保持井眼穩(wěn)定、通暢。本節(jié)論述了垂向應力大小、水平主應力方向、煤體結構3個關鍵地質參數對水平井井眼穩(wěn)定性的影響，評價了裸眼或篩管、套管等完井方式的地質適應性。

2.1 垂向地應力

通過對4口水平井井眼進行煤礦井下觀察，測定埋深、井徑、煤體結構等參數，結果如圖1和表2所示。P1-1,P1-2和P1-3三口水平井，均處于單斜構造，以原生結構煤為主，煤層埋深、地應力依次增加。井下觀察發(fā)現，P1-1井井眼呈規(guī)則圓形，孔壁無裂隙、無垮塌，井徑縱向、橫向變形率僅為3%～5%，基本無變形;P1-2井井眼呈橢圓形，井眼頂、底部有擠壓裂隙，井徑縱、橫向變形率在-11%～-15%，變形較弱;P1-3井井眼呈橢圓形，井筒內壁不同方向裂隙交錯分布，破碎最為嚴重，井徑縱、橫向變形率在-15%～-25%，變形較強。這表明，在相同煤體結構條件下，隨埋深增加，水平井井眼承受的應力逐漸增加，井徑逐漸縮小，縮小率可高達23%。

圖1 不同埋深條件下裸眼水平井井眼變形情況井下觀察Fig.1 Hole deformation of open hole horizontal well under different buried depth conditions by downhole observation

表2 不同埋深、煤體結構條件下裸眼水平井井眼變形情況Table 2 Hole deformation of open hole horizontal well under different buried depth conditions and different coal structure conditions

孟召平、楊延輝等認為沁水盆地南部煤層的垂直應力σv根據Hock提出的經驗公式進行計算[11-13]，筆者也采用該式進行計算。

σv=0.027H

(1)

式中，H為煤層埋深，m。

通過對研究區(qū)不同埋深下煤樣進行室內三軸應力測試，得到抗壓強度與埋深關系，由式(1)計算得到煤層所受垂向應力與埋深關系，如圖2所示。圖2表明，埋深大于600 m時，煤層所受的垂向應力普遍大于煤巖的抗壓強度，煤巖容易發(fā)生破裂、垮塌，這與井下觀察結果基本一致。

圖2 研究區(qū)域煤巖強度與煤層垂向應力關系Fig.2 Relationship between the strength of coal rock and the vertical stress of coal seam in study area

2.2 水平主應力方向

表3為樊莊區(qū)塊多分支水平井井眼不同展布方向時的開發(fā)效果。數據顯示，當水平井井眼走向為北西向時日產氣量最高，為東西向時日產氣量相對較高，為北東向時日產氣量最低，這表明當水平井井眼走向平行于煤層最大水平主應力方向時，開發(fā)效果較差;當井眼走向與最小主應力方向平行時，易獲得高產。

裸眼水平井井眼走向與煤層最大主應力方向夾角對累計產氣量影響數值模擬結果如圖3所示。

表3 沁水盆地樊莊區(qū)塊裸眼多分支水平井井眼展布方向與開發(fā)效果關系Table 3 Relation between the distribution direction and development effect of open hole multi-branch horizontal wells in Fanzhuang Block of Qinshui Basin

圖3 裸眼水平井走向與最大主應力方向夾角對產量的影響Fig.3 Effects of the angle between the horizontal well direction and the maximum principal stress direction on the production of open hole multi-branch horizontal wells

圖3表明裸眼水平井井眼走向與煤層最大水平主應力方向平行時累產氣量最少，產量隨著2者之間夾角的增大而增大，2者垂直時累計產量最高。這主要是由于水平井井眼走向與最大主應力平行時，井眼受到的有效應力最大，井眼容易變形垮塌;當井眼走向與最大主應力方向成一定夾角時，井眼垮塌變形程度降低，水平井累積產量逐漸增加，直至2者垂直時，水平井產量達到最大。

2.3 煤體結構

煤體結構系煤層在構造應力作用下變形的產物，瓦斯地質學中將其劃分為原生結構煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤4種[14]。研究區(qū)煤體結構較復雜，原生結構、碎裂結構、碎粒結構和糜棱結構煤均有發(fā)育。由圖1和表2可知，P1-4井水平井井眼穿過碎粒結構煤發(fā)育區(qū)，其井眼縱向變形率高達-34.2%，橫向變形率高達-47.4%，遠遠高于相同垂向應力條件下原生結構煤中水平井的井眼變形率，且井眼已明顯垮塌。這表明，當水平井井眼穿過碎粒、糜棱結構煤發(fā)育區(qū)時，井眼穩(wěn)定性差，容易發(fā)生垮塌。

通過現場取芯和測井資料對裸眼完井FP1井主支煤體結構進行了分析[15-17]，得到煤體結構柵狀圖，如圖4所示，圖中紅色、黃色、綠色、藍色分別表示原生結構煤、碎裂結構煤、碎粒結構煤和糜棱結構煤。圖4表明，FP1井主支末端穿過了碎粒、糜棱結構煤發(fā)育區(qū)，易發(fā)生垮塌。

圖4 FP1井煤體結構分布柵狀Fig.4 Grille diagram of the coal structure distribution of FP1 well

采用微破裂向量掃描“四維影像”儲層監(jiān)測技術對FP1井主支附近流體流動范圍進行監(jiān)測，結果如圖5所示，圖中橫縱坐標表示距離(m)，色標表示流體流動能量的大小，顏色越深，流體流動能量越強。圖5表明，FP1井主支末端流動能量極小，流體幾乎不流動，主要由于該區(qū)煤體結構破碎，井眼已經發(fā)生垮塌，氣水流動性差。

圖5 FP1井流體流動范圍監(jiān)測結果Fig.5 Monitoring results of fluids flow range of FP1 well

煤層氣儲層垂向地應力大小、水平主應力方向和煤體結構均對水平井井眼穩(wěn)定性具有重要影響。埋深大于600 m時，煤層所受的垂向應力普遍大于煤巖抗壓強度，水平井井眼容易變形垮塌;水平井井眼走向與煤層最大主應力方向平行時，井眼有效應力最大，容易變形垮塌;水平井井眼穿過碎粒、糜棱結構煤發(fā)育區(qū)時，井眼穩(wěn)定性差，容易垮塌。上述參數對煤層氣水平井采用裸眼完井還是篩管、套管完井具有決定性作用。

3 水平井水力壓裂必要性

從煤儲層改造角度，煤層氣水平井開發(fā)工藝包括分段壓裂水平井和不壓裂水平井。部分儲層水平井不壓裂就可以獲得高效開發(fā)，但部分儲層則需要大規(guī)模分段水力壓裂改造才能獲得高效開發(fā)，因此。需要研究水平井壓裂的必要性，研究水平井分段壓裂開發(fā)工藝與儲層地質條件之間的匹配關系，本節(jié)從微觀裂縫發(fā)育程度和裂隙垂向非均質性兩個方面明確分段壓裂水平井的地質適應性。

3.1 微觀裂縫發(fā)育程度

煤巖為孔隙-裂縫雙重介質儲層，其基質孔隙滲透率極低，煤儲層整體滲透率主要取決于微觀裂縫發(fā)育情況，而裂縫寬度又是其主要因素[18]，因此可以通過單位寬度煤巖中裂縫總寬度所占比例來表征裂縫的發(fā)育程度，并將其定義為裂縫發(fā)育指數:

(2)

其中，Fdi為裂縫發(fā)育指數，無量綱量;wi為第i條裂縫的寬度，μm;l為觀測長度，μm。裂縫寬度、裂縫密度等參數，可以通過掃描電鏡獲得，如圖6所示。

圖6 不同滲透率煤巖微觀裂縫發(fā)育情況Fig.6 Micro-fractures development situation of coal rocks with different permeability(a)主裂縫寬度68 μm，密度4.8條/cm;次裂縫寬度18 μm， 密度1.1條/cm，裂縫發(fā)育指數346.2，試井滲透率0.91×10-15 m2;(b)主裂縫寬度14 μm，密度4.8條/cm;次裂縫寬度7 μm， 密度4條/cm，裂縫發(fā)育指數95.4，試井滲透率0.01× 10-15 m2

分別對15口篩管單支水平井煤芯進行掃描電鏡觀測，獲得裂縫寬度、密度等參數，根據式(2)計算煤巖裂縫指數，建立裂縫指數與日產氣量的關系散點圖，如圖7所示。結果顯示，單支篩管水平井日產氣量隨裂縫指數的增加而增加，當裂縫指數高于100時，產量一般都高于3 000 m3/d，開發(fā)效果較好;當裂縫發(fā)育指數小于100時，產氣量一般低于2 000 m3/d，產氣效果較差，需要進行壓裂改造。

圖7 儲層裂縫指數與篩管水平井日產氣量關系Fig.7 Relationship between the fracture index of reservoir and the gas production per day of screen horizontal Wells

3.2 裂隙垂向非均質性

水平井開發(fā)，將直井開發(fā)的徑向流轉變?yōu)榇怪彼骄蔚木€性流和沿水平井井筒的線性流[19]，因此，煤層垂向滲透率對水平井產量有重要影響。由圖8可知，同一煤層在垂向上裂縫發(fā)育指數差異較大，存在局部低值區(qū)，阻礙煤層氣垂向滲流。當試井滲透率為0.9×10-15m2時，煤層垂向裂縫發(fā)育指數普遍較高，在165～346，裂縫指數均大于100時，水平井不壓裂即可獲得高產。而當試井滲透率為0.1×10-15m2時，煤層垂向裂縫發(fā)育指數分布在40～123，垂向上存在局部低滲層，裂縫指數小于100，煤層垂向滲透性差，阻礙氣體垂向滲流，需進行壓裂改造增大煤層垂向滲透率。

圖8 不同滲透率儲層煤層垂向裂縫發(fā)育指數分布Fig.8 Vertical distribution of fracture development index of coal seams with different permeability

煤層裂縫發(fā)育程度決定水平井是否需要壓裂，平面上，煤儲層裂縫指數低于100時，儲層滲透性差，單井控制面積小，需要進行分段壓裂;垂向上存在局部裂縫指數小于100的低滲層時，氣體垂向滲流阻力大，也需要進行分段壓裂。

4 水平井開發(fā)工藝地質適應性分析

如上所述，煤層氣儲層垂向地應力大小、最大水平主應力方向和煤體結構決定水平井是否需要支撐，即決定水平井采用裸眼方式完井還是采用篩管或套管方式完井。煤層氣儲層平面和垂向裂縫指數決定水平井是否需要壓裂改造。裸眼水平井、篩管水平井和套管分段壓裂水平井的地質適應性見表4。

表4 水平井開發(fā)工藝地質適應性Table 4 Geologic adaptability of the horizontal wells development technology

圖9 沁水盆地南部不同類型水平井埋深與日產氣量關系Fig.9 Relationship between the buried depth and daily gas production of different types of horizontal wells in Southern Qinshui Basin

4.1 水平井裸眼、篩管完井

4.1.1垂向地應力

圖9為不同埋深條件下完井方式對水平井的開發(fā)效果影響數據統(tǒng)計圖。圖9表明，總體上，裸眼多分支水平井與篩管單支水平井均呈現隨埋深增大產量降低的趨勢。圖9和表4表明，當埋深大于600 m時，裸眼多分支水平井日產氣量平均僅為2 000 m3，其中日產氣量低于1 000 m3的井占40%以上。結合煤巖強度與煤層垂向應力關系可知，埋深600 m以深時，裸眼多分支水平井井壁穩(wěn)定性差，井眼易垮塌，進而堵塞氣水產出通道，導致持續(xù)低產，因此，需要支撐來保持井壁穩(wěn)定性。而在相同地質條件下，當埋深為600～700 m時，篩管單支水平井平均產量可達3 000 m3以上，表明篩管單支水平井切實起到了穩(wěn)定井眼的作用，保障了井眼氣水產出通道通暢，更有利于水平井生產;但當埋深700 m以深時，篩管水平井產量也低于1 000 m3，此時裸眼和篩管均不適宜，主要是由于埋深增加，地應力增加，導致煤層原始滲透率較低，必須開展水力壓裂才能實現效益開發(fā)。

4.1.2主應力方向

圖10為ZP1井綜合生產曲線，該井為北東向裸眼水平井，投產后產水量在0～2 m3，未解吸產氣。分析認為該井水平井井眼走向平行于區(qū)塊最大主應力方向，分支垮塌嚴重，不宜采用裸眼完井。該井于2017年6月沿原工程井側鉆一主支，主支下入篩管支撐，之后產量達到4 300 m3/d，開發(fā)效果大幅改善，該實例與表4結論一致:水平井井眼走向平行于最大主應力方向時，分支易垮塌堵塞氣水滲流通道，應該下入篩管支撐井壁。

圖10 ZP1裸眼水平井井眼重入前后綜合生產曲線Fig.10 Comprehensive production curves of ZP1 well before and after screen reentry

4.1.3煤體結構

圖11為不同煤體結構儲層水平井鉆遇復雜井段、完井后坍塌次數及穩(wěn)定日產量對比，圖11中橙色段井眼軌跡為鉆遇復雜段，粉色點為井眼坍塌位置。圖11和表4共同表明:原生結構煤發(fā)育區(qū)，水平井鉆遇復雜次數較少，分支展布較合理，裸眼完井分支未坍塌，穩(wěn)定日產氣量50 000 m3以上，開發(fā)效果最好;碎裂結構煤發(fā)育區(qū)，分支展布較差，裸眼完井局部發(fā)生井眼坍塌，穩(wěn)定日產氣量4 000 m3左右，開發(fā)效果中等;碎粒結構煤發(fā)育區(qū)，水平井鉆遇復雜次數增加，分支展布較差，裸眼完井井眼坍塌位置增多，整體日產氣量較低，僅1 000 m3左右，開發(fā)效果差，而在該區(qū)采用篩管完井，未發(fā)生井眼坍塌，穩(wěn)定日產氣量4 500 m3左右，表明裸眼水平井分支垮塌是導致開發(fā)效果差的主因，在這類井區(qū)，適易完井后下篩管支撐，保障水平井井眼通暢，有效改善開發(fā)效果。

圖11 不同煤體結構時水平井完井方式對開發(fā)效果的影響Fig.11 Effects of completion methods on the development of horizontal wells under different coal structure conditions

4.2 水平井壓裂改造

4.2.1微觀裂縫發(fā)育指數

鄭莊區(qū)塊西南部某地測試裂縫發(fā)育指數為96，該區(qū)域相鄰兩口水平井生產曲線如圖12所示，其中套管壓裂水平井日產氣量達到7 000 m3以上，篩管水平井日產氣量僅1 500 m3左右，表明天然裂縫發(fā)育程度較差時，水平井需要采用套管壓裂方式改造(表4)，實現人工造縫，擴大供氣面積，從而可大幅提高單井產氣量。

圖12 套管壓裂水平井與篩管水平井生產曲線對比Fig.12 Comparison of production curves between casing fracturing horizontal wells and screen horizontal wells

4.2.2裂隙垂向非均質性

圖13為鄭莊區(qū)塊東南部相鄰的篩管水平井和套管壓裂水平井的綜合生產曲線，該區(qū)裂縫指數垂向發(fā)育情況如圖8所示中0.1×10-15m2時所示，裂縫指數整體分布在51～160，平均87.8，垂向上存在裂縫指數低于100的低滲透層，阻礙煤層氣垂向滲流，導致水平井開發(fā)效果差。

圖13 裂縫垂向非均質較強時套管壓裂水平井與篩管水平井生產曲線對比Fig.13 Comparison of production curves between casing fracturing horizontal wells and screen horizontal wells under serious vertical heterogeneity of formation

圖13(a)為篩管完井水平井，初期日產氣量2 000 m3左右，后經過氮氣擴孔，增加煤層垂向滲透率，產量由2 000 m3升至3 200 m3以上;圖13(b)為相鄰的套管壓裂水平井，分7段進行水力壓裂，壓裂后日產氣量8 000 m3以上，是篩管井產量的2.7倍，說明煤層垂向非均質性較強，存在裂縫指數小于100的低滲透層時需要進行水力壓裂(表4)，以提高儲層垂向滲透率。

5 結 論

(1)煤體結構相同時，隨埋深增加，水平井井眼承受的垂向應力增加，井徑逐漸縮小。埋深600 m以深時，水平井井眼承受的垂向應力大于煤巖抗壓強度，井徑縮小率可高達23%，導致裸眼水平井日產氣量較低，而篩管水平井可以實現效益開發(fā)。因此，埋深600 m以淺，裸眼完井，600 m以深篩管完井。

(2)水平井井眼走向與最大主應力平行或夾角較小時，井眼受到的有效應力最大，裸眼水平井井眼容易變形垮塌，應采用篩管或套管完井。水平井井眼穿過碎粒、糜棱煤發(fā)育區(qū)，裸眼完井井眼穩(wěn)定性差，應采用篩管或套管完井。

(3)煤層裂縫發(fā)育程度決定水平井是否需要壓裂，其裂縫發(fā)育程度可用裂縫指數表征。當裂縫指數高于100時，儲層滲透性好，甲烷產出阻力小，不壓裂水平井即可獲得較好開發(fā)效果;而裂縫指數低于100時，儲層滲透性差，單井控制面積小，需要進行分段壓裂，煤層垂向上存在裂縫指數小于100的低滲層時，煤層氣垂向滲流較差，篩管井產氣效果差，套管完井分段壓裂后可獲得高產。