貴州對江南井田煤層氣地質(zhì)特征及高效開發(fā)技術(shù)

鞏澤文

貴州對江南井田煤層氣地質(zhì)特征及高效開發(fā)技術(shù)

鞏澤文1,2

(1. 煤炭科學(xué)研究總院，北京 100013；2. 中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司，陜西 西安 710077)

貴州對江南井田煤層氣開發(fā)進(jìn)展緩慢，通過前期勘探階段實踐，該區(qū)塊存在的主要問題是鉆井效率低、固井漏失嚴(yán)重、壓裂改造周期長，單井產(chǎn)量低，客觀評價井田煤層氣地質(zhì)特征及開發(fā)技術(shù)對后續(xù)煤層氣的開發(fā)至關(guān)重要。通過對井田煤層厚度、煤體結(jié)構(gòu)、儲層壓力、含氣量、滲透性等方面進(jìn)行了系統(tǒng)研究，結(jié)合井田以往鉆井、壓裂及排采實踐，提出了井田煤層氣開發(fā)以定向井為主，在M18煤層構(gòu)造簡單、煤體結(jié)構(gòu)好、含氣量高、煤層穩(wěn)定且厚度大于3 m的區(qū)域，宜采用水平井的開發(fā)方式，在M25和M29煤，M78和M79煤構(gòu)造簡單、含氣量高、煤層穩(wěn)定且層間距小于5 m的區(qū)域，宜采用層間水平井的開發(fā)技術(shù)，漏失井段宜采用空氣潛孔錘快速鉆進(jìn)技術(shù)，非漏失井段宜采用螺桿復(fù)合鉆進(jìn)技術(shù)，固井宜采用變密度水泥漿+無水氯化鈣的固井方式，直井和定向井壓裂宜采用復(fù)合橋塞層組多級壓裂，水平井宜采用油管拖動水力噴砂射孔壓裂技術(shù)，排采宜采用合層排采+分層控壓技術(shù)，形成一套適宜于對江南井田地形地質(zhì)條件下的煤層氣開發(fā)技術(shù)，為今后研究區(qū)大規(guī)模煤層氣商業(yè)開發(fā)提供參考。

煤層氣；地質(zhì)特征；開發(fā)技術(shù)；對江南井田；貴州

“十三五”期間，貴州省提出“氣化貴州”的目標(biāo)，要把煤層氣作為一個重點發(fā)展方向，在全省建立2~3個煤層氣開發(fā)示范基地[1-3]，近幾年，貴州煤層氣開發(fā)顯著提速，尤其是六盤水、畢節(jié)地區(qū)勘探速度加快，同時煤層氣開發(fā)也出現(xiàn)了兩極分化的現(xiàn)象，貴州西南能投鉆井130口，排采72口，單井平均日產(chǎn)氣396 m3，大于千方僅6口，而織金單井日產(chǎn)高達(dá)2 800~3 000 m3?？椊鹈簩託獾某晒﹂_發(fā)[4-5]，給出了貴州煤系“煤層數(shù)量多，單層薄”特殊地質(zhì)條件下的煤層氣開發(fā)方向；不同地質(zhì)條件必須采取針對性的開發(fā)技術(shù)，技術(shù)不同效果不同。對江南煤礦為響應(yīng)政府號召，發(fā)展地方經(jīng)濟(jì)，逐年加大對煤層氣開發(fā)的投入，井田現(xiàn)有煤層氣井12口，10口井已改造完畢，即將進(jìn)入排采階段，煤層氣開發(fā)處于起步階段，缺乏系統(tǒng)的鉆完井工藝來指導(dǎo)井田煤層氣開發(fā)，嚴(yán)重影響煤層氣開發(fā)的進(jìn)度，面對井田豐富的資源，亟需對井田煤層氣資源特征有一個系統(tǒng)的認(rèn)識，并合理的評價適合井田地形和地質(zhì)特點的煤層氣開發(fā)技術(shù)，針對這一現(xiàn)狀，筆者以近年來井田煤層氣開發(fā)成果和勘探報告為基礎(chǔ)，結(jié)合貴州六盤水鐘1-8-6叢式井組和山西趙莊井田水平井開發(fā)成功的經(jīng)驗[6-8]，總結(jié)形成了適合對江南井田特殊地質(zhì)條件下的煤層氣開發(fā)配套工藝技術(shù)，為井田乃至全省范圍內(nèi)煤層氣勘探開發(fā)提供重要依據(jù)。

1 地質(zhì)概況

對江南煤礦位于貴州省大方縣西南部，大地構(gòu)造位于揚子準(zhǔn)地臺(一級單元)黔北臺隆(二級單元)遵義斷拱(三級單元)畢節(jié)北東向構(gòu)造變形區(qū)(四級單元)[9]，所在區(qū)域大地構(gòu)造位置為“黔中隆起”腹域地。主體處于大方背斜與落腳河向斜之間，總體為傾向北西的單斜構(gòu)造井田，構(gòu)造復(fù)雜程度中等，井田東部和西部構(gòu)造差異較大，東部斷層發(fā)育，西部構(gòu)造較為簡單(圖1)。區(qū)內(nèi)煤層氣總資源量364 247萬m3[9]，地層由老至新依次為：二疊系中統(tǒng)茅口組(P2)、二疊系上統(tǒng)峨眉山玄武巖組(P3)、龍?zhí)督M(P3)、長興組(P3)，三疊系下統(tǒng)夜郎組(T1)、茅草鋪組(T1)，第四系(Q)，其中，茅口組、長興組、夜郎組和茅草鋪組巖性主要以石灰?guī)r和泥灰?guī)r為主，龍?zhí)督M由泥巖、細(xì)砂巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖及煤層組成，煤層主要出露于斷層帶東南側(cè)。

圖1 對江南井田構(gòu)造綱要圖

2 煤層特征

對江南井田含煤地層為龍?zhí)督M，為一套海陸交互相、多旋回沉積組成的含煤巖系，煤層鏡質(zhì)體最大反射率為2.45%~3.16%，為無煙煤，含煤16~36層，平均27層(圖2)，其中M18、M29、M51、M78為本井田的可采煤層，平均厚度分別為2.89 m、1.30 m、1.26 m、1.62 m，其中M78為全區(qū)基本可采的較穩(wěn)定煤層；M18、M29、M51為大部可采的較穩(wěn)定煤層。M17、M25、M43、M63、M72、M73、M74、M79為層位較穩(wěn)定的不可采煤層。其他煤層厚度、結(jié)構(gòu)變化較大，多相變?yōu)樘抠|(zhì)泥巖，均屬不可采的不穩(wěn)定煤層。

圖2 對江南井田煤層發(fā)育特征圖

2.1 煤體結(jié)構(gòu)

受井田構(gòu)造的影響，對江南井田各煤層均遭到不同程度的破壞，通過對井田12口煤層氣井煤巖心數(shù)據(jù)統(tǒng)計分析(表1)，M25、M29、M51、M72、M73、和M74煤層中，原生結(jié)構(gòu)煤平均占比12%，碎裂煤平均占比65%，碎粒煤平均占比15%，糜棱煤平均占比8%，以碎裂煤為主；M17、M18、M63、M78和M79煤層中，原生結(jié)構(gòu)煤平均占比7%，碎裂煤平均占比44%，碎粒煤平均占比43%，糜棱煤平均占比6%，以碎裂煤和碎粒煤為主，煤體結(jié)構(gòu)整體利于儲層的增產(chǎn)改造。

2.2 儲層壓力

根據(jù)鐘玲文[10]關(guān)于煤儲層壓力類型劃分標(biāo)準(zhǔn)，對井田6口煤層氣參數(shù)井的4層主力煤層注入/壓降試井測試數(shù)據(jù)，進(jìn)行統(tǒng)計分析(表2)，M18煤儲層壓力梯度為0.93~1.43 MPa/hm，M29煤儲層壓力梯度為0.96~1.45 MPa/hm，M51煤儲層壓力梯度為0.87~1.75 MPa/hm，M78煤儲層壓力梯度為0.73~1.18 MPa/hm，分析井田鉆井和測井資料，井田斷層發(fā)育，煤層受構(gòu)造影響較大，導(dǎo)致儲層壓力梯度波動較大，通過對鉆遇斷層井分析，斷層大多發(fā)育在M78和M79煤層，對上部煤層影響較小，導(dǎo)致儲層壓力梯度隨著埋深增加呈逐漸降低趨勢(圖3)。

2.3 含氣量

對井田12口煤層氣井4層主力煤層等溫吸附和含氣量數(shù)據(jù)進(jìn)行統(tǒng)計分析(表3和表4)，M18煤層空氣干燥基Langmuir體積為26.80~34.61 cm3/g，Langmuir壓力為2.10~2.42 MPa；M29煤層空氣干燥基Langmuir體積為24.72~33.35 cm3/g；Langmuir壓力為2.21~2.31 MPa；M51煤層空氣干燥基Langmuir體積為31.00~36.31 cm3/g；Langmuir壓力為1.99~2.40 MPa；M78煤層空氣干燥基Langmuir體積為25.70~36.26 cm3/g；Langmuir壓力為2.64~ 2.85 MPa。含氣量測定依據(jù)GB/T 19559—2008《煤層氣含量測定方法》執(zhí)行，取心過程中個別井提心時間超過規(guī)定要求，導(dǎo)致前期損失量估算偏低，M18煤氣含量為7.87~15.83 m3/t，M29煤氣含量為10.63~17.21 m3/t，M51煤10.71~18.96 m3/t，M78煤13.68~ 18.86 m3/t，煤層整體氣含量較高。氣含量主要受煤層頂?shù)装鍘r性和埋深影響，首先，井田煤層頂?shù)装鍘r性為泥巖或者砂質(zhì)泥巖，對煤層氣封閉性好，其次，煤層埋深較大，煤層熱演化程度高，并且，井田氣含量隨著埋深增加具有逐漸增大的趨勢(圖4)。

圖3 對江南井田煤層壓力梯度與埋深關(guān)系圖

2.4 儲層滲透率

煤層氣的生產(chǎn)主要是通過排水降壓使吸附在煤基質(zhì)內(nèi)表面的煤層氣解吸，經(jīng)擴(kuò)散、滲流方式運移到井筒而產(chǎn)出。煤儲層滲透性的好壞直接影響著煤層氣的產(chǎn)出速率和煤層氣井的產(chǎn)氣歷程，而滲透率是反映儲層滲透性的關(guān)鍵參數(shù)。

根據(jù)康永尚等[11]滲透率劃分標(biāo)準(zhǔn)，對井田6口煤層氣井4層主力煤層注入/壓降試井測試數(shù)據(jù)，進(jìn)行統(tǒng)計分析(表5)，M18、M29、M51和M78煤層均為低滲透性儲層，其中，M18煤層滲透率為(0.03~0.08)×10-3μm2，M29為(0.009~0.1)×10-3μm2，M51為(0.036~0.06)×10-3μm2，M78為(0.04~0.09)× 10-3μm2。分析巖心和交叉偶極子地應(yīng)力測井?dāng)?shù)據(jù)，造成煤層低滲的主要原因有2個方面：①煤系水平最大主應(yīng)力﹥水平最小主應(yīng)力﹥垂向主應(yīng)力，屬于逆斷層應(yīng)力模型，地層受到擠壓，滲透率降低；②井田應(yīng)力梯度為2.3~2.6 MPa/hm，屬高地應(yīng)力，構(gòu)造應(yīng)力高值區(qū)煤體結(jié)構(gòu)變形強(qiáng)，滲透率降低。

表2 對江南井田煤儲層壓力數(shù)據(jù)表

表3 對江南井田煤層等溫吸附數(shù)據(jù)表

注：26.80~34.61/29.88表示最小值~最大值/平均值，其他數(shù)據(jù)同。

表4 對江南井田煤層氣含量測試結(jié)果數(shù)據(jù)表

注：7.87~15.83/12.01表示最小值~最大值/平均值，其他數(shù)據(jù)同。

圖4 對江南井田煤層氣含量與埋深關(guān)系圖

表5 對江南井田煤儲層滲透率數(shù)據(jù)表

3 煤層氣開發(fā)技術(shù)

3.1 鉆井井型

目前，地面煤層氣開發(fā)方式主要有地面垂直井、叢式井、水平對接井、多分支水平井等方式。受地形條件、地質(zhì)條件和儲層特性等方面的限制，不同的開發(fā)方式適應(yīng)條件差異很大[12-14]。對江南井田主采煤層總體較薄，煤層層數(shù)較多，煤體結(jié)構(gòu)以碎裂結(jié)構(gòu)為主，井田構(gòu)造西部較為簡單，東部較為復(fù)雜，在構(gòu)造發(fā)育區(qū)開發(fā)煤層氣風(fēng)險較大，因此，井田煤層氣開發(fā)區(qū)域主要以西部為主，井田地形以山巒和斜坡為主，平地較少，綜合考慮井田地形地質(zhì)特征，煤層氣開發(fā)應(yīng)以叢式井為主(圖5)，水平井開發(fā)為輔，由于地形及交通限制，結(jié)合煤儲層特征和孔壁安全性，水平井水平段長度盡量控制在600~800 m，井田叢式井開發(fā)借鑒貴州六盤水鐘1-8-6叢式井組，井組6口井單井日產(chǎn)氣量達(dá)1 200 m3[6]；水平井開發(fā)借鑒山西趙莊井田，單井日產(chǎn)量達(dá)5 100 m3[7-8]，井田水平井煤層氣開發(fā)需遵循以下原則：構(gòu)造簡單，煤體結(jié)構(gòu)好，氣含量高，煤層穩(wěn)定且單層厚度大于3 m的區(qū)域(如M18煤層)，為增大改造體積，提高抽采效率，采用水平井開發(fā)方式抽采煤層氣；構(gòu)造簡單，氣含量高，煤層穩(wěn)定，單層厚度大于1 m，小于3 m的區(qū)域，煤層之間距離小于5 m(如M25煤和M29煤，M78煤和M79煤)，可以采用層間水平井煤層氣抽采方式(圖6)，運用定向射孔技術(shù)對上下煤層進(jìn)行壓裂改造，目標(biāo)層厚度得到有效疊加，解決了井田薄煤層水平井開發(fā)成本高的問題。

圖5 叢式井開發(fā)井型示意圖

圖6 層間水平井煤層氣開發(fā)井身結(jié)構(gòu)示意圖

3.2 鉆井工藝

對江南井田第四系(Q)、茅草鋪組(T1)、夜郎組(T1)、長興組(P3)地層，由于灰?guī)r地層發(fā)育，巖溶裂隙較多，采用泥漿鉆井，漏失較為嚴(yán)重，嚴(yán)重影響鉆井效率?？諝鉂摽族N鉆進(jìn)不需要鉆井液，通過空壓機(jī)對井底輸送高壓空氣，高壓空氣攜帶巖屑返出地面[8-10]，并且具有鉆進(jìn)效率高、儲層傷害較小、對環(huán)境污染小的特點，解決了井田地層漏失問題。

對于龍?zhí)督M(P3)地層，采用螺桿復(fù)合鉆進(jìn)技術(shù)，有效提升鉆井機(jī)械鉆速，縮短建井周期，有效控制井斜，提高建井質(zhì)量。復(fù)合鉆進(jìn)的實質(zhì)是鉆機(jī)動力頭或轉(zhuǎn)盤與孔底動力鉆具同時驅(qū)動鉆頭工作，復(fù)合鉆進(jìn)模式下，螺桿馬達(dá)轉(zhuǎn)子與定子同時以不同的速度作同向旋轉(zhuǎn)運動，鉆頭轉(zhuǎn)速近似為鉆機(jī)動力頭轉(zhuǎn)速與螺桿馬達(dá)轉(zhuǎn)速的數(shù)值疊加，鉆頭高轉(zhuǎn)速切削地層，與常規(guī)水鉆相比，鉆井效率可提高3~5倍。

3.3 固井工藝

地層沉積過程中，不同巖性地層之間存在一個層界面，界面處膠結(jié)程度較低，同時，界面地層相比上下巖層，抗拉強(qiáng)度較低，在地應(yīng)力一定的條件下，抗拉強(qiáng)度決定了破裂壓力大小，與破裂壓力呈正比關(guān)系。井田范圍內(nèi)煤層頂部抗拉強(qiáng)度1.29~1.41 MPa，煤層底板抗拉強(qiáng)度0.86~0.91 MPa，煤層抗拉強(qiáng)度0.65~0.72 MPa，煤層與上下巖層力學(xué)性質(zhì)存在明顯差異，層間形成明顯的應(yīng)力差，導(dǎo)致界面地層處于低應(yīng)力區(qū)域。

對江南井田煤層層數(shù)較多，平均含煤層數(shù)27層，由于煤層頂?shù)装宥即嬖趯咏缑妫瑢咏缑嫣幱诘蛻?yīng)力區(qū)，遇壓力較高，層界面會被撐開，造成水泥漿漏失。對江南井田北部DJN-01至DJN-05井，采用G級U型水泥配比一定速凝劑，施工平均密度為1.81 g/cm3，煤系水泥漿滲漏嚴(yán)重，因此，為了降低液柱壓力以減少滲漏，采用變密度水泥漿，在煤層中采用1.80 g/cm3，巖層中采用1.70 g/cm3，配比0.5%分散劑+1.6%降失水劑+3.5%早強(qiáng)劑+2%促凝劑+0.1%消泡劑+0.2%復(fù)合纖維，水灰比控制在0.4~0.5，并且在水泥漿體系中，加入無水氯化鈣，水泥與氯化鈣配比1︰50，無水氯化鈣可加速水泥的凝固時間，減少水泥漿的滲漏，該工藝在井田后續(xù)7口井得到驗證，固井質(zhì)量良好。

3.4 壓裂工藝

叢式井壓裂改造原則：對于煤層層數(shù)多，煤體結(jié)構(gòu)好(原生結(jié)構(gòu)煤和碎裂結(jié)構(gòu)煤)，氣含量高，厚度穩(wěn)定的煤層，煤層間距在20 m以內(nèi)采用合層壓裂，煤層間距超過20 m采用分層改造；對于煤體結(jié)構(gòu)差(碎粒煤和糜棱煤)，煤層厚度穩(wěn)定，氣含量高，利用碎粒煤、糜棱煤與砂質(zhì)泥巖力學(xué)參數(shù)的反差，采取分段多巖性射孔，射孔時不僅射開煤層，而且要射開煤層頂?shù)装澹芽p沿著煤層頂?shù)装逖由?，然后擴(kuò)展到煤層，形成較大縫網(wǎng)，增大改造體積。叢式井壓裂工藝：若采用合層填砂封堵循環(huán)壓裂技術(shù)工藝，因煤層滲透率偏低，壓裂放噴時間過長，影響井筒的穩(wěn)定性，為提高壓裂效果及施工效率，采用復(fù)合橋塞層組多級壓裂，該技術(shù)將電纜+射孔槍+易鉆橋塞工具同時入井，完成橋塞坐封，封隔已施工層位及射孔下一層段，實現(xiàn)分層壓裂[15-17]，分段壓裂級數(shù)不受限制，可以連續(xù)壓裂，壓裂期間不需要放噴，在壓裂施工整體結(jié)束后統(tǒng)一放噴，待井口無壓力后，鉆磨掉所有橋塞，進(jìn)行排液和生產(chǎn)，解決了煤層放噴時間過長，壓裂施工停滯，施工周期長、壓裂成本高的問題。

對于順煤層水平井，為防止水泥漿污染儲層，生產(chǎn)套管與地層之間采用非固井方式，常規(guī)的水力壓裂技術(shù)會導(dǎo)致壓裂液和石英砂在環(huán)空內(nèi)亂竄，改造效率低，為解決這一問題，借鑒山西趙莊井田水平井壓裂改造方式[7-8]，采用油管拖動水力噴砂分段壓裂技術(shù)，該技術(shù)是通過油管和環(huán)空高速水射流疊加射開套管和地層，形成一定深度的噴孔，流體動能轉(zhuǎn)化為壓能，在噴孔附近產(chǎn)生水力裂縫，根據(jù)伯努利方程，流速的平方與壓力成反比，噴嘴出口處流度最高，壓力就最低，環(huán)空壓力較高，環(huán)空的流體和石英砂在壓差的作用下被吸入地層，維持裂縫延伸，實現(xiàn)壓裂作用，噴射壓裂在壓差的作用下，具有水力自動分隔的效果，有效提升壓裂液和石英砂的改造能力，對于裸眼井壓裂改造非常適用。并且，水力噴砂分段壓裂技術(shù)具有射孔壓裂一體化(圖7)，一趟管柱可以進(jìn)行多段壓裂，施工周期短，降低儲層傷害，降低儲層破裂壓力的特點。

3.5 排采工藝

對江南井田煤層應(yīng)力敏感性損害率為86.65%~ 96.24%，屬于強(qiáng)應(yīng)力敏感性地層，煤層氣井在排采過程中，流速過快，有效應(yīng)力快速增加，裂縫過早閉合，壓降漏斗得不到擴(kuò)展，易發(fā)生支撐劑顆粒鑲嵌煤層的現(xiàn)象[18-20]，并且，對江南井田是典型的多煤層發(fā)育區(qū)，煤層發(fā)育具“層數(shù)多、厚度薄、成群分布”的特點，區(qū)域內(nèi)煤層氣井在排采過程中，層間干擾現(xiàn)象勢必會逐漸凸顯，影響產(chǎn)氣效果，因此，排采工藝選取對貴州對江南井田煤層氣開發(fā)顯得尤為重要。

煤層氣井多煤層合采開發(fā)實踐證實，當(dāng)合采層位于同一含氣系統(tǒng)內(nèi)，各煤層之間協(xié)同解吸，總產(chǎn)氣量平穩(wěn)上升且能維持較長時間，產(chǎn)能效果較好[21-22]，而當(dāng)合采層位跨越多個含氣系統(tǒng)，隨著不同含氣系統(tǒng)的煤層相繼解吸，總產(chǎn)氣量會獲得短暫提升，但由于不同含氣系統(tǒng)煤層在臨界解吸壓力、儲層能量等方面的巨大差異，導(dǎo)致跨含氣系統(tǒng)的不同煤層之間發(fā)生嚴(yán)重干擾[23-24]，氣井總產(chǎn)氣量提升后僅能維持較短時間，隨著干擾的加劇，總產(chǎn)氣量快速下降，總產(chǎn)能效果較差。通過煤層臨界解吸壓力和埋深數(shù)據(jù)分析(表6)，對江南井田M18、M29、M51煤層臨界解吸壓力處于同一含氣系統(tǒng)，各煤層之間排采時，選擇合層排采的工藝，按照臨儲比值，由大到小的順序進(jìn)行解吸；M78煤層與M18、M29、M51煤層臨界解吸壓力處于不同的含氣系統(tǒng)，如果采用合層排采，會導(dǎo)致不同產(chǎn)層出現(xiàn)相互干擾的現(xiàn)象，上部煤層液面暴露，下部煤層還未解吸的現(xiàn)象，產(chǎn)氣未能有效疊加，根據(jù)儲層特征差異，選擇多煤層雙套管分層控壓排采方法(圖8)，將各產(chǎn)層封隔成相互獨立的壓力系統(tǒng)，用不同的動液面對各目標(biāo)煤層進(jìn)行分層管理，以解決多煤層排采時產(chǎn)能疊加和儲層傷害的難題，提高煤層氣井排采效率和產(chǎn)量。

圖7 油管拖動水力噴射環(huán)空壓裂管柱圖

表6 對江南井田主要煤層臨界解吸壓力數(shù)據(jù)表

注：1.44~2.73/2.03表示最小值~最大值/平均值，其他數(shù)據(jù)同。

4 結(jié)論

a. 對江南井田煤層整體以碎裂煤為主，煤體結(jié)構(gòu)較利于煤層氣開發(fā)；煤儲層壓力梯度為0.73~ 1.75 MPa/hm，壓力梯度受井田后期構(gòu)造影響較大，導(dǎo)致儲層壓力梯度隨著埋深增加呈逐漸降低的趨勢；煤層氣含量為7.87~18.96 m3/t，受頂?shù)装辶己玫姆忾]性和熱演化作用雙重影響，導(dǎo)致煤層氣含量隨著埋深增加呈逐漸增大趨勢；煤層滲透率較低，為(0.009~0.1)×10-3μm2，主要原因是井田后期構(gòu)造運動和高地應(yīng)力影響。

1—上部煤層產(chǎn)氣孔；2—第一篩眼段最下排篩眼位置；3—上部產(chǎn)層；4—第一封隔器位置；5—第二篩眼段最下排篩眼位置； 6—第二產(chǎn)層；7—第二封隔器；8—下部產(chǎn)層；9—生產(chǎn)套管；10—油管；11—抽油桿；12—第一篩眼段；13—內(nèi)置套管； 14—第二篩眼段；15—產(chǎn)氣孔；16—管式泵

b. 對江南井田東部構(gòu)造發(fā)育，西部構(gòu)造簡單，且煤層具有“層數(shù)多，單層薄”的特點，煤層氣開發(fā)首選西部區(qū)域，煤層氣開發(fā)方式以叢式井為主，水平井開發(fā)為輔，水平井開發(fā)根據(jù)不同的儲層特征，選擇不同的水平井開發(fā)方式，M18煤層厚度大于3 m的區(qū)域宜采用煤層水平井開發(fā)技術(shù)，M25煤和M29煤，M78煤和M79煤，單層厚度大于1 m，小于3 m，煤層間距離小于5 m時，宜采用層間水平井煤層氣開采技術(shù)。

c. 煤層氣鉆井宜采用空氣潛孔錘鉆進(jìn)技術(shù)+螺桿復(fù)合鉆進(jìn)技術(shù)，固井宜采用變密度水泥漿+無水氯化鈣的固井方式，直井和叢式井壓裂宜采用水力泵送橋塞分段壓裂工藝，水平井宜采用油管拖動水力噴砂分段壓裂工藝，M18煤、M29煤和M51煤之間宜采用合層排采工藝，M78煤層與M18煤或M29煤或M51煤宜采用多煤層雙套管分層控壓排采方法。

d. 綜合研究區(qū)地質(zhì)條件和類似地質(zhì)條件區(qū)域煤層氣開發(fā)的成功案例，提出了對江南井田煤層氣開發(fā)技術(shù)，該技術(shù)有待后期產(chǎn)氣量加以印證。

致謝：感謝中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司張培河研究員和賈建稱研究員的悉心指導(dǎo)，感謝貴州黔龍能源開發(fā)有限責(zé)任公司提供的幫助，感謝對江南煤層氣項目組各位同事的協(xié)助！

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Geological characteristics and high efficiency development technology of coalbed methane in Duijiangnan coal mine, Guizhou Province

GONG Zewen1,2

(1. China Coal Research Institute, Beijing 100013, China; 2. Xi’an Research Institute Co. Ltd., China Coal Technology and Engineering Group Corp., Xi’an 710077, China)

The development progress of coalbed methane in Duijiangnan mine field is slow. The main problems are low drilling efficiency, serious cementing leakage, long fracturing transformation period and low single well production in the block. Objectively evaluating the geological characteristics and development technology of coalbed methane is very important for coalbed methane in the future. The coalbed thickness, coal body structure, reservoir pressure, gas content and permeability are systematically studied, combining with the past drilling, fracturing and drainage practices. It is proposed that directional wells are the main method of coalbed methane development in the coalfield. The coal seam M18 which has simple structure, good coal structure, high gas content, stable coal seam and thicker than 3 m is developed by horizontal wells. The seams M25 and M29, M78 and M79 which have simple structure, high gas content, stable coal seam and less than 5 m interval are developed by interlayer horizontal wells. The technology of air downhole hammer is adopted in the missing section. The technology of screw compound drilling is adopted in non-leakage well section. The variable density cement slurry and anhydrous calcium chloride are used in cementing. Multistage fracturing of composite bridge plug formation is used in vertical and directional wells. Tubing-driven hydraulic sand blasting perforation fracturing technology is used in horizontal wells. The technology of combined layer drainage and stratified pressure control should be adopted in the block. A set of coalbed methane development technology suitable for Duijiangnan minefield is formed，which provides a reference for coalbed methane development.

coalbed methane; geological characteristics; development technology; Duijiangnan mine field; Guizhou Province

P618.13

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2019.04.004

1001-1986(2019)04-0019-09

2018-10-09

國家科技重大專項任務(wù)(2016ZX05045-002-004)；中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司科技創(chuàng)新基金項目(2018XAYMS20)

National Science and Technology Major Project(2016ZX05045-002-004)；Science and Technology Innovation Fund of Xi’an Research Institute of CCTEG(2018XAYMS20)

鞏澤文，1986年生，男，陜西米脂人，博士研究生，助理研究員，從事煤層氣地質(zhì)和測井研究工作. E-mail：gongzewen@cctegxian.com

鞏澤文. 貴州對江南井田煤層氣地質(zhì)特征及高效開發(fā)技術(shù)[J]. 煤田地質(zhì)與勘探，2019，47(4)：19–27.

GONG Zewen.Geological characteristics and high efficiency development technology of coalbed methane in Duijiangnan coal mine, Guizhou Province[J]. Coal Geology & Exploration，2019，47(4)：19–27.

(責(zé)任編輯 范章群)