黔西地區(qū)煤層氣井有利層位優(yōu)選與精細化排采

遲煥鵬，畢彩芹，胡志方，張家強，單衍勝

（中國地質(zhì)調(diào)查局 油氣資源調(diào)查中心，北京 100083）

0 引言

中國黔西地區(qū)煤層氣資源豐富，埋深2 000 m以淺的上二疊統(tǒng)煤層氣地質(zhì)資源量約占中國煤層氣資源總量的10%[1]，主要賦存于六盤水煤田內(nèi)殘留的向斜、復(fù)式向斜內(nèi)，是國家煤層氣“十三五”規(guī)劃的重點地區(qū)[2].區(qū)內(nèi)煤儲層以常壓為主，有含氣飽和度較高、含氣量高、孔滲性好的特點，具有較好的可采潛力[3]，但煤層發(fā)育有層數(shù)多、層間距小、單層厚度薄的特點[4]，單煤層開發(fā)往往無法形成經(jīng)濟效益，多煤層合層開發(fā)是實現(xiàn)高產(chǎn)工業(yè)氣流的有效方法[5].許多學(xué)者對六盤水煤田土城地區(qū)的煤層氣地質(zhì)條件及排采工程技術(shù)進行了大量研究[6-11]，區(qū)塊內(nèi)松河井田已實現(xiàn)勘查開發(fā)示范工程建設(shè)[12]，有效助力貴州地區(qū)煤層氣勘探開發(fā)進程.

本文以黔西地區(qū)都格井田楊煤參1 井為例，分析總結(jié)黔西地區(qū)煤層氣合層排采高效方法.都格井田位于六盤水煤田楊梅樹復(fù)向斜內(nèi)，煤層垂向上煤體結(jié)構(gòu)不一、儲層物性差異較大，橫向上部分可采煤層分布不穩(wěn)定.本文根據(jù)井田內(nèi)煤層氣地質(zhì)資料確定了有利開發(fā)層段的優(yōu)選原則，優(yōu)選了楊煤參1井壓裂層位，通過該井分層壓裂合層排采試驗結(jié)果分析，探索煤層氣精細排采控制措施，以期為黔西地區(qū)煤層氣井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供經(jīng)驗.

1 地質(zhì)概況

都格井田位于六盤水煤田楊梅樹復(fù)向斜內(nèi)的妥倮次級向斜內(nèi)，含煤地層傾角一般3°～8°，井區(qū)構(gòu)造復(fù)雜程度中等.區(qū)內(nèi)出露的最老地層為志留系中統(tǒng)馬龍群，最新地層為第四系，缺失上志留統(tǒng)、下泥盆統(tǒng)、上侏羅統(tǒng)及白堊系，大面積出露地層有石炭系、二疊系及三疊系，上二疊統(tǒng)峨眉山玄武巖組在區(qū)內(nèi)普遍分布.

井田含煤地層主要為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M，埋深551～961 m，是一套海陸交互相的含煤沉積，巖性以灰色、深灰色泥質(zhì)粉砂巖、泥巖、粉砂巖夾煤層為主，含少量泥灰?guī)r、灰?guī)r夾層.龍?zhí)督M含煤46～80 層，煤層平均總厚度47.35 m，含煤系數(shù)11.29%，可采煤層18 層，可采煤層平均總厚度22.23 m，可采含煤系數(shù)5.3%，主要可采煤層單層厚度為0.79～2.44 m.含煤地層呈現(xiàn)薄至中厚煤層群發(fā)育的特點，適宜通過探索分層壓裂合層排采技術(shù)對煤層氣進行高效開發(fā)[13-15].

根據(jù)中國地質(zhì)調(diào)查局貴州六盤水煤田煤層氣地質(zhì)調(diào)查結(jié)果[4,12,16]，楊梅樹向斜煤層氣資源量約為380.4 億m3；煤儲層壓力系數(shù)在0.95～1.24，屬于常壓－超壓儲層；主要可采煤層空氣干燥基含氣量為6.9～23.8 m3/t，平均15.9 m3/t；主要煤層孔隙度3.57%～7.00%，平均5.82%；根據(jù)注入/壓降試井結(jié)果，煤儲層滲透率為0.07～0.35 mD，平均0.23 mD；煤層直接頂板一般為泥質(zhì)粉砂巖，局部為粉砂巖，直接底板為厚度不等的泥巖或粉砂質(zhì)泥巖，頂?shù)装寮吧细驳貙訋r性致密，可有效阻擋和減緩氣體擴散與滲濾，為煤層氣的有效保存提供了有利條件.根據(jù)煤層氣資源量、儲層壓力、含氣性、孔滲性等物性以及頂?shù)装宸飧魲l件，楊梅樹向斜具有良好的煤層氣開發(fā)條件.

2 壓裂層位優(yōu)選

主要穩(wěn)定煤層的主要儲層參數(shù)見表1.針對多煤層發(fā)育的特點，綜合考慮井田內(nèi)DC-1 井、楊煤參1 井、黔水參1 井的煤層分布、煤巖與煤質(zhì)、儲層物性、頂?shù)装鍘r性、含氣性和水文情況等煤層氣地質(zhì)條件，確定如下壓裂煤層優(yōu)選的原則.

表1 黔西地區(qū)都格井田主要可采煤層的主要物性參數(shù)Tab.1 principle physical properties of main coal seams of Duge coal field in western Guizhou

（1）煤層單層厚度大于1.0 m 或煤組單層厚度大于0.6 m（層間距小于5 m），區(qū)域上分布穩(wěn)定，煤組跨度不宜過大（80 m 內(nèi)為宜）.

（2）煤體結(jié)構(gòu)較完整，優(yōu)先考慮原生結(jié)構(gòu)煤.

（3）煤層現(xiàn)場解吸含氣量10.0 m3/t 以上，兼顧含氣性較好的煤層頂?shù)装?

（4）氣測錄井全烴值大于10%.

（5）壓裂層位屬于同一壓力系統(tǒng).

（6）煤層頂?shù)装逯旅?、無高含水層.

（7）煤層及頂?shù)装?0 m 內(nèi)固井質(zhì)量合格.

根據(jù)黔西織金朱藏等區(qū)塊煤層氣合層開發(fā)效果較好的井，合層開發(fā)煤層一般為4 層，最上和最下煤層總跨度在70 m 左右[14]，綜合分析都格井田煤層氣地質(zhì)條件，3 號、5-2號、7 號、13-1號、13-2號煤層厚度大、區(qū)域分布較穩(wěn)定、現(xiàn)場解吸含氣量高，但由于3 號煤層壓力系數(shù)為1.2，屬于略超壓煤層，與其他4 層煤不屬于同一壓力系統(tǒng)，因此優(yōu)選頂?shù)装逯旅?、煤層厚度大、區(qū)域分布穩(wěn)定、現(xiàn)場解吸含氣量高、屬于同一壓力系統(tǒng)的5-2號、7 號、13-1號、13-2號煤層為都格井田煤層氣合層開發(fā)有利層，最大層間距在30 m 以內(nèi).而3 號煤層可以考慮進行單層壓裂排采試驗.根據(jù)楊煤參1 井鉆井和錄井資料，對楊煤參1 井優(yōu)選出了5-2、7、13-2這3層煤進行分層壓裂合層排采試驗.

3 橋塞封隔分層射孔壓裂技術(shù)

3.1 射孔段選擇

合理確定射孔層段是水力壓裂施工成功進行的必要保障.針對都格井田有利煤層氣特征，確定如下射孔原則，楊煤參1 井射孔段見表2.

表2 射孔段深度和厚度參數(shù)Tab.2 depth and thickness of selected perforation intervals

（1）煤層存在多個小分層，其中泥頁巖、致密砂巖也進行射孔，便于對整個煤系儲層進行充分改造和合層排采，減少排采層間干擾.

（2）射孔段一般將頂部巖層射開0.5 m 左右.主要目的是：增加近井地帶氣體滲流通道；增加支撐劑進入裂縫的通道，減少煤粉產(chǎn)生，降低近井煤粉堆積；利于增加裂縫半長.

3.2 橋塞封隔分段壓裂

目前中國大部分煤層氣直井工業(yè)氣流都是通過水力壓裂改造而獲得的.合理選擇水力壓裂施工工藝、參數(shù)以及成功的水力壓裂施工過程是后期高效排采的前提和基礎(chǔ).通過對煤層進行有效的水力壓裂，可產(chǎn)生有高導(dǎo)流能力的通道，有效連通井筒和煤儲層，以盡可能擴大后期排采過程中煤層氣的解吸范圍，提高煤層氣資源的動用程度.

楊煤參1 井第1 射孔段和第2 射孔段間距19.37 m，第2 射孔段和第3 射孔段間距36.86 m，由于段間距小，所以選取可鉆式橋塞進行分段.綜合中國目前煤層氣直井的壓裂工藝，楊煤參1 井選擇“清水+1.0%KCl+0.20%助排劑+0.05%殺菌劑”的壓裂液配方，優(yōu)選212～425 μm、425～850 μm 這2 種石英砂為支撐劑，采用“大排量、階梯式段塞加砂”的壓裂工藝[16]，實際施工排量8.0～9.0 m3/min，平均砂比6.9%～8.7%，壓裂施工曲線見圖1.

圖1 楊煤參1 井壓裂施工Fig.1 fracturing operation of Well YMC-1

楊煤參1 井的壓裂參數(shù)以及與鄰近松河井田第一高產(chǎn)井松6 井[17]的壓裂參數(shù)對比情況見表3.松6井將2 至3 層相近的煤層作為一個壓裂段，分5 段進行分段壓裂，表3 可以看出，松6 井的總液量和加砂量均高于楊煤參1 井，但楊煤參1 井加砂強度約是松6 井加砂強度的3 倍，遠高于松6 井，根據(jù)微地震裂縫監(jiān)測的結(jié)果，楊煤參1 井壓裂縫長218.4～249.2 m，縫高10.8～12.6 m，在控制縫高基礎(chǔ)上，有效提高裂縫導(dǎo)流能力，為后期排采和高產(chǎn)提供良好的改造條件.

表3 楊煤參1 井和松6 井壓裂施工參數(shù)對比Tab.3 comparison of the hydraulic fracturing operation parameters of Well YMC-1 and Well S-6

該地區(qū)在以后煤層氣井壓裂過程中，建議根據(jù)射孔情況，控制施工排量在8～10 m3/min 內(nèi)，以提高加砂量為目標進行施工，盡可能擴大煤系地層的改造效果.

4 煤層氣井排采工藝

煤層氣和常規(guī)油氣、頁巖氣生產(chǎn)最大的區(qū)別在于煤儲層的強應(yīng)力敏感性，過高或過低的壓力都會對煤層造成損害，前人總結(jié)煤層氣開發(fā)的經(jīng)驗，形成了“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定、長期”的煤層氣排采基本原則[18].合理的排采制度和精細的排采控制對實現(xiàn)煤層氣的高效開發(fā)至關(guān)重要.楊煤參1 井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的生產(chǎn)試驗證明該地區(qū)發(fā)育的多煤層賦存的煤層氣適宜進行合層開采.高效排采的核心是通過合理地控制流壓變化減少煤層壓力突變，延長煤層產(chǎn)氣時間來實現(xiàn)，通過流壓、套壓的合理控制，可以實現(xiàn)多煤層高效合采目的.

楊煤參1 井從2017 年1 月開始進行排采，2017年7 月16 日以后日產(chǎn)氣量一直維持在4 000 m3以上，并且最高日產(chǎn)氣量達到5 011 m3，創(chuàng)貴州地區(qū)煤層氣直井的日產(chǎn)量和穩(wěn)產(chǎn)氣量的新高.對楊煤參1井排采數(shù)據(jù)進行記錄，得到排采曲線見圖2.

圖2 楊煤參1 井排采Fig.2 drainage and production for Well YMC-1

4.1 楊煤參1 井排采曲線分析

由圖2 可知，楊煤參1 井的排采過程可分為從①到⑤的初期排水降壓、臨界解吸、憋壓排水、控壓增產(chǎn)、控壓穩(wěn)產(chǎn)5 個階段.具體控制過程：

（1）初期排水降壓階段 井底流壓下降較快，試抽結(jié)束后平均下降速率為30 kPa/d.

（2）臨界解吸階段 見套壓前產(chǎn)水量增加較快，隨后套壓迅速上升至1.04 MPa，期間流壓平均下降速率為35 kPa/d，液面有所波動，平均降幅為7.6 m/d，此階段煤層氣開始解吸，求得最上部5-2號煤層的臨界解吸壓力為4.38 MPa.

（3）憋壓排水階段 通過調(diào)整沖次和排氣，維持液面和井底流壓平穩(wěn)下降，使套壓穩(wěn)定在約2.1 MPa，此階段流壓的下降速率為13 kPa/d，產(chǎn)氣量分兩個階段穩(wěn)定上升，第一階段液面下降緩慢，產(chǎn)氣量增速約為22 m3/d，第二階段液面下降較快，產(chǎn)氣量增速約160 m3/d.

（4）控壓產(chǎn)氣階段 此階段產(chǎn)水量和液面下降較快，井底流壓保持不超過20 kPa/d 的速度緩慢下降，同時緩慢釋放套壓，初期產(chǎn)氣量快速上升至4 000 m3/d 以上，并在排采的第222 d 達到最高產(chǎn)氣量5 011 m3/d.

（5）控壓穩(wěn)產(chǎn)階段 產(chǎn)水量和液面趨于穩(wěn)定，流壓平均降速為7 kPa/d，套壓穩(wěn)定在約0.4 MPa，產(chǎn)氣量穩(wěn)定在4 300 m3/d 以上.

對整個排采過程進行分析，發(fā)現(xiàn)在初始排水降壓、臨界解吸和初期產(chǎn)氣階段的排采控制主要存在如下問題：

（1）氣前排水降壓階段見圖2 第①段和第②段交界處，液面下降過快，從2.9 m/d 的降速增至4.3 m/d，導(dǎo)致產(chǎn)水量大幅提高，增加煤層氣臨界解吸的判斷難度.

（2）套壓后就采取放氣的辦法來降低套壓，見圖2 第②段，產(chǎn)水量下降過快，井底流壓波動較大.

以上問題容易造成液面波動較大，可能會引起煤層壓力激動，一方面影響壓降漏斗[19]的平穩(wěn)擴大，另一方面容易產(chǎn)生支撐劑或煤粉堵塞壓裂形成的流動通道.

將楊煤參1 井與黔西地區(qū)松6 井[17]和S2 井[10]排采過程中流壓控制情況進行對比，見圖3.

圖3 楊煤參1 井和松6 井、S2 井排采結(jié)果對比Fig.3 comparison of drainage and production curves between Well YMC-1 and other 2 wells

由圖3 可知，楊煤參1 井整個排采過程中流壓降速控制比另外兩口井相對更加平穩(wěn)，尤其是在產(chǎn)氣初期和提產(chǎn)階段.在初期排水降壓階段，楊煤參1井流壓有小幅度波動，降幅平均為42 kPa/d，而松6 井和 S2 井流壓波動幅度較大，降幅分別為61 kPa/d、80 kPa/d，井底流壓下降過快容易產(chǎn)生煤粉堵塞通道，無法使壓降漏斗得到有效的擴大.在提產(chǎn)階段，楊煤參1 井流壓下降速度平穩(wěn)緩慢，為18 kPa/d，松6 井在排采157～160 d 流壓平均降低185 kPa/d，S2 井157～165 d 流壓降速為56 kPa/d，兩口井均存在短時間內(nèi)流壓下降過快的現(xiàn)象，最終導(dǎo)致穩(wěn)產(chǎn)時間短、產(chǎn)氣量下降.因此，井底流壓的控制是煤層氣排采各個階段的控制核心，須遵循“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定”的原則.

4.2 排采工藝優(yōu)化

基于楊梅樹向斜煤層氣地質(zhì)條件，以“連續(xù)、緩慢、穩(wěn)定、長期”為指導(dǎo)原則，結(jié)合楊煤參1 井的高效排采試驗以及與黔西地區(qū)其他兩口井排采結(jié)果，針對排水降壓、臨界解吸、憋壓排水、控壓提產(chǎn)、控壓穩(wěn)產(chǎn)5 個不同排采階段的關(guān)鍵問題，對排采工藝優(yōu)化如下：

（1）排水降壓階段 此階段放溢流結(jié)束后，以低沖次開始進行試抽，監(jiān)測液面下降速度，觀察水質(zhì)變化，控制液面穩(wěn)定緩慢下降.根據(jù)都格井田5-2煤層物性及楊煤參1 井的排采實際，5-2號煤層的儲層壓力為5.76 MPa，臨界解吸壓力為4.38 MPa.

此階段控制原則見圖4.建議液面分3 階段進行階梯式排水降壓，初始排水階段按4～5 m/d 的液面降速快排，此階段可維持約10 d，中間階段10～15 d 維持3 m/d 的液面降速，最后以不超過2 m/d 的液面降速平穩(wěn)進入下一階段，這樣既能防止煤層壓力激動，又能提高排水效率，從而為后期的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)打好基礎(chǔ).

圖4 階梯式排水降壓示意Fig.4 stepped water drainage to decrease downhole pressure

（2）臨界解吸階段 隨著連續(xù)穩(wěn)定排水，流壓不斷降低，當產(chǎn)水量急劇變化、動液面波動劇烈、套壓出現(xiàn)時，表明井底流壓接近臨界解吸壓力，煤層氣開始解吸，流體從單相水流變?yōu)闅馑畠上嗔鳎挪蛇M入敏感階段，液面波動較大，由于產(chǎn)氣，套壓會逐漸上升.此階段的精細控制至關(guān)重要，是高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的基礎(chǔ)，需要密切關(guān)注流壓的變化.

該階段建議利用套壓緩沖液面強烈的波動，通過液柱和套壓的協(xié)同控制避免井下流壓大幅波動引起煤層壓力突變.通過調(diào)整沖次，一方面保持井底流壓下降速率不超過20 kPa/d，另一方面控制套壓的上升速率.

（3）憋壓產(chǎn)氣階段 由于壓力降至臨界解吸壓力，煤層氣解吸，套管閥門關(guān)閉，套壓逐漸上升，當套壓接近安全閥的上限安全壓力時，逐漸打開套管閥門，產(chǎn)氣量開始提高幅度在30 m3/d 以內(nèi)，由于剛開始產(chǎn)氣，產(chǎn)水量會逐漸升高，此時需要適當調(diào)低沖次，在維持套壓穩(wěn)定和井底流壓下降速率總體不超過15 kPa/d 的前提下，以穩(wěn)定的速度逐漸提高產(chǎn)氣量，使壓降漏斗緩慢向儲層深處繼續(xù)擴大.

（4）放套壓提產(chǎn)階段 通過前期的憋壓，壓降漏斗逐漸擴大，產(chǎn)氣量平穩(wěn)上升，產(chǎn)水量最后會逐漸下降.隨著產(chǎn)水量和液面開始穩(wěn)定，可以降低套壓提高產(chǎn)氣量，通過逐步緩慢釋放套壓來提高產(chǎn)氣量，控制流壓降速不超過20 kPa/d，同時進一步擴大煤層解吸范圍，保持套壓不低于0.6 MPa 提高產(chǎn)氣量.

（5）控壓穩(wěn)產(chǎn)階段 在提產(chǎn)階段的后期，動液面越來越接近最上部煤層，為了獲得穩(wěn)定的產(chǎn)氣量，當動液面離上部煤層50 m 時，應(yīng)盡量維持液面的穩(wěn)定，使地層產(chǎn)水和地面排水保持動態(tài)平衡，保持井底壓力變化幅度在5 kPa/d 左右，控制套壓在0.30～0.60 MPa 內(nèi)排采，維持連續(xù)穩(wěn)定的排采狀態(tài)，從而實現(xiàn)長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn).

5 結(jié)論

（1）根據(jù)煤層厚度及區(qū)域分布情況、煤體結(jié)構(gòu)、煤層含氣量、氣測全烴、儲層壓力系統(tǒng)、頂?shù)装宸飧粜?、固井質(zhì)量等因素，總結(jié)出適宜分層壓裂、合層排采層位的選擇原則.

（2）優(yōu)選出5-2號、7 號、13-1號、13-2號煤層為該區(qū)煤層氣有利于合層開采的煤層，根據(jù)同一儲層壓力系統(tǒng)及最上最下煤組跨度不超過80 m 的原則選擇合適的組合進行合層開發(fā).

（3）楊煤參1 井加砂強度是松河井田高產(chǎn)煤層氣井松6 井的3 倍，儲層改造效果良好.壓裂施工排量在8～10 m3/min 內(nèi)，以提高加砂量為目標施工，有利于增強煤系地層的壓裂改造效果.

（4）根據(jù)楊煤參1 井的排采經(jīng)驗，將黔西地區(qū)煤層氣井合層排采制度優(yōu)化為：排水降壓、臨界解吸、憋壓產(chǎn)氣、放套壓提產(chǎn)、控壓穩(wěn)產(chǎn)等5 個階段.主要控制要點為：排水降壓階段對液面降速采取先快后慢的階梯式控制；臨界解吸、憋壓產(chǎn)氣和放套壓提產(chǎn)階段需要協(xié)同控制液柱和套壓，控制流壓降幅總體在20 kPa/d 以下；控壓穩(wěn)產(chǎn)階段控制井底壓力變化幅度在5 kPa/d 以下，保持套壓在0.30～0.60 MPa 連續(xù)穩(wěn)定排采，盡可能實現(xiàn)長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn).