鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)效果與啟示

聶志宏，徐鳳銀，時(shí)小松，熊先鉞，宋 偉，張 雷，劉 瑩，孫 偉，馮延青，劉世瑞，閆 霞，孫瀟逸，吳滿(mǎn)生

(1.中聯(lián)煤層氣國(guó)家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100095；2.中國(guó)石油學(xué)會(huì)，北京 100724；3.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；4.中國(guó)石油天然氣股份有限公司青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202)

中國(guó)煤層氣資源量大，前期煤層氣資源評(píng)價(jià)主要在埋深2 000 m 以淺，深部煤層氣尚未納入我國(guó)資源譜系[1-3]。根據(jù)不同學(xué)者預(yù)測(cè)，我國(guó)2 000 m 以深的煤層氣資源量為(18.4～40.71)×1012m3[4-6]，通過(guò)近幾年在鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區(qū)塊試驗(yàn)，突破2 000 m 以深煤層氣工業(yè)產(chǎn)能，認(rèn)識(shí)到深部煤層氣是可以實(shí)現(xiàn)商業(yè)開(kāi)發(fā)的天然氣資源[7-8]。大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣取得突破后，鄂爾多斯盆地佳縣南、神府、烏審旗、大牛地、宜川等區(qū)塊以及新疆五彩灣等地區(qū)相繼開(kāi)展了技術(shù)探索和工藝試驗(yàn)，均獲得高產(chǎn)氣流[9]。國(guó)內(nèi)學(xué)者對(duì)深部煤層氣勘探開(kāi)發(fā)理論技術(shù)難點(diǎn)與對(duì)策開(kāi)展研究[10-14]，認(rèn)為深部煤層氣實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)在成藏機(jī)理與賦存規(guī)律、高產(chǎn)主控因素及氣藏開(kāi)發(fā)精細(xì)化管理、鉆井與壓裂技術(shù)措施等方面，要推廣評(píng)價(jià)勘探與甜點(diǎn)區(qū)優(yōu)化滾動(dòng)式、地質(zhì)-工程一體化，二開(kāi)一趟式快速鉆井、壓裂由以往壓開(kāi)到壓碎、排采帶壓快速修井技術(shù)。由于深部煤層氣勘探開(kāi)發(fā)處于起步階段，可借鑒的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)較少，效益開(kāi)發(fā)模式和開(kāi)發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)不明，筆者通過(guò)系統(tǒng)總結(jié)大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)取得的成果和認(rèn)識(shí)，探索深部煤層氣開(kāi)發(fā)特征與效益開(kāi)發(fā)途徑，以期為國(guó)內(nèi)深部煤層氣開(kāi)發(fā)提供技術(shù)支撐和借鑒。

1 深部煤層氣開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目概況

大寧-吉縣區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣南部，在伊陜斜坡帶和晉西撓褶帶兩個(gè)構(gòu)造單元結(jié)合部(圖1)，整體表現(xiàn)為西傾單斜構(gòu)造，局部凹凸相間的正向微幅度構(gòu)造發(fā)育，地層傾角總體平緩[7]，為0.3°～2.5°，當(dāng)前深部煤層氣勘探開(kāi)發(fā)主要目標(biāo)層系為太原組8 號(hào)煤層，埋深2 000～2 600 m。2019-2021 年對(duì)深部煤層氣開(kāi)展了地質(zhì)-工程一體化系統(tǒng)研究和現(xiàn)場(chǎng)攻關(guān)試驗(yàn)，首口試驗(yàn)井D3-7X2 井穩(wěn)定產(chǎn)氣量超過(guò)0.5 萬(wàn)m3/d，直井產(chǎn)能獲得突破，在此基礎(chǔ)上優(yōu)選勘探有利區(qū)開(kāi)展精細(xì)評(píng)價(jià)和試采工作，提交了國(guó)內(nèi)首個(gè)埋深超2 000 m 的深部煤層氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 122 億m3。

2021 年以來(lái)，為加快深部煤層氣規(guī)模開(kāi)發(fā)步伐，落實(shí)資源可動(dòng)用性，攻克關(guān)鍵開(kāi)發(fā)技術(shù)瓶頸，在儲(chǔ)量區(qū)實(shí)施2 個(gè)開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，部署水平井35 口，設(shè)計(jì)地質(zhì)氣藏、鉆完井、儲(chǔ)層改造、采氣集輸?shù)仍囼?yàn)內(nèi)容，設(shè)計(jì)水平段長(zhǎng)1 000～1 700 m，井距250～400 m，排距100～200 m，采用60°、120°交叉定向射孔，壓裂單段長(zhǎng)70～150 m，段內(nèi)以4～6 簇為主，簇長(zhǎng)0.5～1.0 m，簇間距10～30 m。通過(guò)實(shí)施開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，基本落實(shí)了氣井產(chǎn)能，攻克了效益開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，明確了合理井網(wǎng)井距、最優(yōu)水平段長(zhǎng)、合理配產(chǎn)等開(kāi)發(fā)技術(shù)政策和開(kāi)發(fā)參數(shù)，完善了深部煤層氣高效開(kāi)發(fā)理論技術(shù)體系，完成第一期開(kāi)發(fā)方案編制。截至2023 年8 月底，試驗(yàn)區(qū)已投產(chǎn)水平井53 口，單井初期平均產(chǎn)氣量10.2 萬(wàn)m3/d，當(dāng)前平均產(chǎn)氣量為5.8 萬(wàn)m3/d。大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣日產(chǎn)量突破300 萬(wàn)m3，初步實(shí)現(xiàn)深層煤層氣商業(yè)化開(kāi)發(fā)。

2 深部煤層氣地質(zhì)特征與開(kāi)發(fā)難點(diǎn)

2.1 主要地質(zhì)特征

2.1.1 煤層大面積穩(wěn)定分布，含氣性好且富含游離氣

太原組8 號(hào)煤形成于潟湖-潮坪沉積環(huán)境[15]，具有廣覆式發(fā)育、大面積穩(wěn)定分布特征，煤層厚度4～12 m，平均7.8 m；含氣量19.3～30.0 m3/t，平均24.3 m3/t，含氣飽和度86.8%～100%，平均93.6%。深部煤層氣含氣量和含氣飽和度分別是中淺層煤層氣的2.0 倍和1.5 倍。研究認(rèn)為，煤層頂?shù)装宸馍w性較好情況下，深部煤層含氣量一般較高，由吸附態(tài)和游離態(tài)兩種相態(tài)組成，且超過(guò)臨界深度后，游離氣含量對(duì)總含氣量貢獻(xiàn)十分重要[9-10]。通過(guò)保壓取心、等溫吸附-核磁共振聯(lián)測(cè)實(shí)驗(yàn)等手段證實(shí)，大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層游離氣含量占比在13%～23%，平均可達(dá)到20%以上。整體展現(xiàn)出煤層分布穩(wěn)定、厚度大、含氣性好、含氣飽和度高、富含游離氣的有利資源條件。區(qū)域平緩下斜坡局部微幅度正向構(gòu)造位置煤層氣高產(chǎn)富集。

2.1.2 煤體結(jié)構(gòu)好，脆性指數(shù)高

深部8 號(hào)煤14 口井23 個(gè)樣品的顯微組分中，鏡質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)平均69.6%，惰質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)平均19.6%；59 個(gè)樣品的工業(yè)分析中，水分質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均1.39%，灰分質(zhì)量分?jǐn)?shù)平均15.32%，揮發(fā)分產(chǎn)率平均7.47%；29 個(gè)樣品的鏡質(zhì)體最大反射率2.0%～3.0%，平均2.4%，為貧煤-無(wú)煙煤；宏觀煤巖類(lèi)型以光亮煤、半亮煤為主，斷口多為階梯狀，煤體較堅(jiān)硬，煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤為主，多呈柱狀、塊狀，煤心磨碎后呈顆粒狀。煤的彈性模量3.1～5.1 GPa，泊松比0.22～0.28，脆性指數(shù)35%～46%，水平兩向應(yīng)力差2.4～4.2 MPa(表1)，相比中淺層(彈性模量2～4 GPa，泊松比0.30～0.35)煤體機(jī)械強(qiáng)度、脆性指數(shù)更高，人工裂縫更易在煤層中延展，溝通天然裂縫，形成網(wǎng)狀縫網(wǎng)[16-17]，且生產(chǎn)過(guò)程中煤粉產(chǎn)出較少，不易堵塞滲流通道。

2.1.3 頂?shù)装宸馍w性強(qiáng)，保存條件好

深部8 號(hào)煤及頂?shù)装鍘r性組合一般為灰?guī)r-煤層-泥巖組合，頂板灰?guī)r厚度8～14 m，裂縫不發(fā)育，不含水，底板泥巖厚度4～15 m，頂?shù)装宸馍w性好；地層水類(lèi)型一般為CaCl2型，表現(xiàn)為承壓水的特征，水動(dòng)力條件弱，整體構(gòu)成了對(duì)煤層氣保存極為有利的“箱式封存”成藏環(huán)境。頂板灰?guī)r彈性模量24.6～50.3 GPa，泊松比0.18～0.28，底板泥巖彈性模量14.1～23.1 GPa，泊松比0.21～0.23，與煤層低彈性模量、高泊松比的巖石力學(xué)參數(shù)差異較大，且煤層與頂?shù)装鍛?yīng)力差分別為11～31 MPa 和4～22 MPa，煤層與頂?shù)装遢^大巖石力學(xué)差異和較高應(yīng)力差有利于人工裂縫高度控制[18]。

2.2 效益開(kāi)發(fā)面臨難點(diǎn)

非常規(guī)油氣高效開(kāi)發(fā)需要在增加水平段長(zhǎng)度、實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層充分改造和提高生產(chǎn)連續(xù)性等措施提高單井產(chǎn)量基礎(chǔ)上，持續(xù)優(yōu)化生產(chǎn)組織，精細(xì)管理氣藏開(kāi)發(fā)，不斷降低開(kāi)發(fā)成本，提高開(kāi)發(fā)效益[19-22]。

2.2.1 微幅正向構(gòu)造發(fā)育、游離氣含量高，長(zhǎng)水平段鉆完井難度大

與中淺層相比，深部煤層不僅面臨割理裂隙發(fā)育，井壁失穩(wěn)易垮塌導(dǎo)致的鉆井復(fù)雜工況[23-27]，還面臨微構(gòu)造發(fā)育、游離氣含量高等地質(zhì)因素對(duì)水平段安全鉆進(jìn)帶來(lái)的新挑戰(zhàn)。微構(gòu)造發(fā)育區(qū)鉆頭易鉆出煤層，增加了定向鉆進(jìn)頻次，鉆遇率難保障，井軌跡光滑程度差，鉆井周期長(zhǎng)，且微構(gòu)造發(fā)育區(qū)裂隙通常較為發(fā)育，鉆進(jìn)過(guò)程中井壁更易垮塌，進(jìn)一步加大了地質(zhì)導(dǎo)向和鉆井施工難度[28]。實(shí)施長(zhǎng)水平段會(huì)增加鉆井液和鉆具與煤層接觸時(shí)間，加大井下摩阻扭矩[24]，鉆井過(guò)程中需要提高機(jī)械鉆速、井眼軌跡光滑程度，縮短鉆井周期。同時(shí)，深部煤層含氣性好，富含游離氣，氣測(cè)峰值普遍超過(guò)80%，泥漿進(jìn)出口密度差異大，由進(jìn)口泥漿密度的1.30 g/cm3下降至1.04 g/cm3，需要控時(shí)鉆進(jìn)，進(jìn)一步延長(zhǎng)鉆井周期，且在固井過(guò)程中易發(fā)生氣竄，導(dǎo)致固井質(zhì)量合格率低。因此，微幅構(gòu)造發(fā)育、游離氣含量高帶來(lái)長(zhǎng)水平段水平井鉆完井難度較大，如2020 年實(shí)施的DP01 和DP02 井，水平段長(zhǎng)1 225、1 285 m，儲(chǔ)層鉆遇率分別為61.5%和74.2%，鉆井周期68～102 d，先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目早期4 口完鉆井固井合格率僅為51.0%[29]。因此，精細(xì)刻畫(huà)煤層微構(gòu)造特征、持續(xù)優(yōu)化鉆完井工藝是提高儲(chǔ)層鉆遇率和鉆完井成功率的前提。

2.2.2 煤層滲透率極低，微孔發(fā)育但連通性差，對(duì)儲(chǔ)層充分改造要求高

深部8 號(hào)煤孔隙率為1.7%～5.4%，平均3.6%；測(cè)試滲透率(0.001～0.130)×10-3μm2，平均0.090×10-3μm2；全直徑CT 掃描、顯微光片和掃描電鏡等方法顯示(圖2)，孔隙結(jié)構(gòu)以微孔為主，占比76%～83%，平均81%，介孔占比1%～3%，平均2%，宏孔占比13%～21%，平均17%，孔隙類(lèi)型以有機(jī)質(zhì)孔為主，部分被方解石充填，多數(shù)呈孤立狀分布，孔隙連通性差。與中淺層相比，深部煤層溫度和地應(yīng)力較高[19]，地層溫度升高會(huì)弱化煤層吸附能力，高地應(yīng)力使煤層具有較強(qiáng)應(yīng)力敏感性，D9-3 井應(yīng)力敏感性實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示圍壓由3.5 MPa 上升到20 MPa，再降至3.5 MPa，呈波動(dòng)式變化，滲透性損害達(dá)到92.86%，使得煤層孔滲性進(jìn)一步惡化。因此，深部煤層氣井通常沒(méi)有自然產(chǎn)能，需要經(jīng)過(guò)大規(guī)模壓裂改造構(gòu)建基質(zhì)-微孔-井筒的高滲導(dǎo)流通道，形成工業(yè)產(chǎn)能。實(shí)踐證實(shí)，常規(guī)壓裂改造體積有限，改造不充分，供氣范圍較小，無(wú)法滿(mǎn)足深部煤層氣效益開(kāi)發(fā)需求，只有通過(guò)大規(guī)模體積壓裂提高裂縫延展長(zhǎng)度、復(fù)雜度和支撐劑鋪設(shè)范圍，形成穩(wěn)定滲流通道，才能實(shí)現(xiàn)深部煤層氣高產(chǎn)和效益開(kāi)發(fā)[20-22]。

2.2.3 氣井工況變化快，產(chǎn)出液礦化度高，高效舉升工藝適應(yīng)性差

相比中淺層，深部煤層氣在生產(chǎn)初期具有高壓力、高產(chǎn)氣、高產(chǎn)水特征，初期以游離氣產(chǎn)出為主，可實(shí)現(xiàn)自噴生產(chǎn)，隨著儲(chǔ)層壓力、產(chǎn)氣量快速下降，自噴生產(chǎn)時(shí)間一般僅1～2 a，后期主要依靠吸附氣解吸實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期相對(duì)穩(wěn)產(chǎn)，初步評(píng)價(jià)深部煤層氣井，接近50%氣產(chǎn)量在后期需要依靠人工舉升工藝才能持續(xù)產(chǎn)出。此外深部煤層氣井產(chǎn)出水礦化度(5～22)萬(wàn)mg/L，水質(zhì)呈弱酸性，pH 為4.90～6.81，陰離子中氯離子體積分?jǐn)?shù)占比98%以上，產(chǎn)出氣中CO2體積分?jǐn)?shù)平均3.6%。因此，產(chǎn)氣產(chǎn)水快速變化條件下對(duì)氣井穩(wěn)定生產(chǎn)所需配套采氣工藝要求高，同時(shí)高礦化度、酸性環(huán)境、酸性氣體導(dǎo)致氣井生產(chǎn)管柱極易出現(xiàn)腐蝕問(wèn)題，隨著排采進(jìn)行，井底溫度和壓力下降會(huì)導(dǎo)致結(jié)晶鹽析出，易出現(xiàn)卡堵泵。目前氣井普遍存在泵沉沒(méi)度低、泵效低、檢泵周期短等問(wèn)題，舉升工藝適應(yīng)性差，導(dǎo)致排采不連續(xù)，影響氣井產(chǎn)能釋放和最終可采儲(chǔ)量(EUR)，尤其水平井舉升設(shè)備下入深度受到井斜等限制，無(wú)法滿(mǎn)足最大限度的排水降壓。當(dāng)前區(qū)塊內(nèi)開(kāi)展了射流泵、螺桿泵等多種舉升工藝試驗(yàn)，但試驗(yàn)效果還需要進(jìn)一步評(píng)價(jià)。

3 實(shí)踐與效果

開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目成功實(shí)施，落實(shí)了氣井產(chǎn)能，突破效益開(kāi)發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，推動(dòng)了大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣進(jìn)入商業(yè)開(kāi)發(fā)，區(qū)塊日產(chǎn)氣量突破300 萬(wàn)m3?？偨Y(jié)其開(kāi)發(fā)實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)，取得以下4 點(diǎn)認(rèn)識(shí)。

3.1 不同地質(zhì)條件下氣井生產(chǎn)特征存在明顯差異

大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣開(kāi)發(fā)區(qū)整體為東高西低的單斜構(gòu)造，在單斜構(gòu)造上局部微幅構(gòu)造發(fā)育，按照微幅構(gòu)造形態(tài)和應(yīng)力特征，可精細(xì)劃分抬升-正向構(gòu)造區(qū)、低凸-正向構(gòu)造區(qū)、平緩構(gòu)造區(qū)和低凹-負(fù)向構(gòu)造區(qū)等4 類(lèi)構(gòu)造單元(圖3)。在前期叢式井試采評(píng)價(jià)過(guò)程中發(fā)現(xiàn)，不同構(gòu)造單元?dú)饩a(chǎn)特征存在明顯差異(圖4a)，其中，低凹區(qū)煤層厚度5～9 m，含氣量22～24 m3/t，壓力系數(shù)大于1.02，氣井表現(xiàn)出投產(chǎn)即見(jiàn)氣的特征，初期平均產(chǎn)氣量0.6 萬(wàn)m3/d，上產(chǎn)速度快，平均40 d，峰值產(chǎn)氣量高，平均1.2 萬(wàn)m3/d；平緩區(qū)煤層厚度8～12 m，含氣量21～24 m3/t，壓力系數(shù)0.98～1.02，氣井投產(chǎn)即見(jiàn)氣，峰值產(chǎn)量平均0.8 萬(wàn)m3/d；低凸區(qū)煤層厚度5～7 m，含氣量19～23 m3/t，壓力系數(shù)0.95～1.00，氣井投產(chǎn)即見(jiàn)氣，但有1～3 個(gè)月為上產(chǎn)期，產(chǎn)量達(dá)到峰值后開(kāi)始穩(wěn)產(chǎn)，峰值產(chǎn)氣量平均0.5 萬(wàn)m3/d；抬升區(qū)煤層厚度7～11 m，含氣量18～20 m3/t，壓力系數(shù)小于0.96，氣井表現(xiàn)出與中淺層煤層氣井比較類(lèi)似的生產(chǎn)特征，有一定的排水降壓期。深部煤層兼具原生結(jié)構(gòu)煤的優(yōu)勢(shì)和滲透率低的劣勢(shì)[30]，通過(guò)大規(guī)模體積壓裂溝通天然裂隙可大幅度改善煤層滲流能力，正向微構(gòu)造區(qū)天然裂隙更發(fā)育，通過(guò)精細(xì)刻畫(huà)微幅度構(gòu)造，統(tǒng)計(jì)抬升區(qū)、低凸區(qū)、平緩區(qū)和低凹區(qū)等4 個(gè)構(gòu)造單元內(nèi)正向微幅度構(gòu)造分布面積占比分別為2.1%、8.9%、14.2%和7.4%，表明低凸區(qū)、平緩區(qū)和低凹區(qū)正向微幅構(gòu)造更發(fā)育，可作為“地質(zhì)-工程”開(kāi)發(fā)甜點(diǎn)區(qū)。結(jié)合不同地質(zhì)條件下叢式井生產(chǎn)效果，認(rèn)為微構(gòu)造發(fā)育程度對(duì)氣井產(chǎn)量具有明顯控制作用，煤層厚度、含氣性決定煤層氣資源富集程度[9]，是高產(chǎn)物質(zhì)基礎(chǔ)，儲(chǔ)層壓力系數(shù)越大，游離氣含量越高[31]，初期產(chǎn)量越高。

圖3 大寧-吉縣區(qū)塊太原組8 號(hào)煤構(gòu)造分區(qū)Fig.3 Structural zones of the No.8 coal seam in the Taiyuan Formation,Daning-Jixian block

綜合考慮資源富集程度、微幅構(gòu)造及天然裂隙發(fā)育情況、地層壓力等條件，優(yōu)選不同構(gòu)造單元分別實(shí)施開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目，以落實(shí)不同地質(zhì)條件下氣井產(chǎn)能和適應(yīng)性開(kāi)發(fā)技術(shù)對(duì)策。北部先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于平緩構(gòu)造區(qū)，資源豐度較高，煤層厚度8～12m，含氣量23～24 m3/t，壓力系數(shù)大于1.0，游離氣含量高；南部先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于低凸-正向構(gòu)造區(qū)，微構(gòu)造發(fā)育，天然裂隙較發(fā)育，資源豐度較低，煤層厚度5～7 m，含氣量22～23 m3/t，壓力系數(shù)小于1.0，游離氣含量較低。將2 個(gè)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)已投產(chǎn)29 口水平井生產(chǎn)時(shí)間進(jìn)行歸一化處理，求取平均日產(chǎn)氣量，生產(chǎn)曲線特征對(duì)比結(jié)果(圖4b)顯示，北部試驗(yàn)區(qū)氣井生產(chǎn)初期產(chǎn)氣量高，單井平均產(chǎn)氣量達(dá)到(10～12)萬(wàn)m3/d，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較短，平均70 d；南部試驗(yàn)區(qū)生產(chǎn)初期產(chǎn)氣量相對(duì)較低，穩(wěn)定產(chǎn)氣量(8～10)萬(wàn)m3/d，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，平均超過(guò)180 d。開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)生產(chǎn)表明資源豐度高、游離氣含氣高的區(qū)域，游離氣對(duì)生產(chǎn)初期產(chǎn)量貢獻(xiàn)大，氣井初期產(chǎn)量高；天然裂隙發(fā)育區(qū)更有利于形成復(fù)雜的網(wǎng)狀縫網(wǎng)，有利于氣井穩(wěn)產(chǎn)。

3.2 構(gòu)建井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合的人造氣藏可有效提高采收率

非常規(guī)油氣實(shí)現(xiàn)高效開(kāi)發(fā)，需針對(duì)不同地質(zhì)條件，制定科學(xué)合理的井網(wǎng)，通過(guò)大規(guī)模體積壓裂，大幅改變地下流體滲流環(huán)境、補(bǔ)充地層能量，人工干預(yù)實(shí)現(xiàn)規(guī)模有效開(kāi)發(fā)[32]。天然裂縫發(fā)育程度、人工裂縫與天然裂縫相交角度、水平應(yīng)力差和井型是影響人工裂縫延展方向的主控因素，在水平應(yīng)力差低、相交角小的條件下，人工裂縫易沿天然裂縫尖端發(fā)生剪切破壞擴(kuò)展，反之易直接穿過(guò)天然裂縫沿原有方向擴(kuò)展[16-17]，天然裂縫相對(duì)密集、裂縫尺寸較長(zhǎng)時(shí)人工裂縫易沿天然裂縫擴(kuò)展，形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)。從頁(yè)巖氣等非常規(guī)氣田開(kāi)發(fā)歷程和部署調(diào)整經(jīng)驗(yàn)來(lái)看[33-35]，非常規(guī)氣藏要有效提高開(kāi)發(fā)效益，提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度和氣田采收率，需要一次性井網(wǎng)部署。大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)過(guò)程中，為落實(shí)合理井距，開(kāi)展了250、300、350 和400 m 等多種井距試驗(yàn)，綜合微地震、示蹤劑、壓力監(jiān)測(cè)和氣井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)特征等多項(xiàng)監(jiān)測(cè)資料和成果，在同等壓裂改造強(qiáng)度下，在天然裂隙發(fā)育區(qū)，350 m 井距試驗(yàn)區(qū)壓裂過(guò)程中產(chǎn)生壓力干擾概率為25.9%，示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示350 m 井距未出現(xiàn)壓裂液溝通；在天然裂隙欠發(fā)育區(qū)，300 m 井距試驗(yàn)區(qū)壓裂過(guò)程中未產(chǎn)生壓力干擾。此外，開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)結(jié)果表明，構(gòu)建井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合的人造氣藏，需要突出人工縫網(wǎng)、天然裂縫以及地應(yīng)力場(chǎng)與井型、方位和井網(wǎng)井距等參數(shù)的“五位一體”協(xié)同優(yōu)化，如圖5 所示，若近井筒附近天然裂縫發(fā)育，相交角為α，布井方向與最大主應(yīng)力夾角β應(yīng)小于相交角，更易形成網(wǎng)狀縫網(wǎng)，平面上還需要綜合考慮最大主應(yīng)力方向的演變規(guī)律和天然裂隙展布形態(tài)，整體部署，一次性成網(wǎng)。模擬結(jié)果顯示大寧-吉縣區(qū)塊開(kāi)發(fā)區(qū)井控資源動(dòng)用程度由78.5%提高到96.2%，由“單井工程”向構(gòu)建“區(qū)域大縫網(wǎng)場(chǎng)體系”轉(zhuǎn)變，建立多維矢量彌合井網(wǎng)，打破縫網(wǎng)孤島，實(shí)現(xiàn)資源動(dòng)用和氣田采收率最大化。

圖5 井網(wǎng)優(yōu)化示意Fig.5 Schematic diagram of well pattern optimization

3.3 增加改造規(guī)模和水平段長(zhǎng)度，單井產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)同比提高

增加有效改造體積是深部煤層氣井產(chǎn)量提升的關(guān)鍵。2019 年以來(lái)，對(duì)大寧-吉縣區(qū)塊66 口叢式井開(kāi)展了三階段提產(chǎn)試驗(yàn)(圖6a)：第一階段(2019-2020 年)采用常規(guī)壓裂工藝，實(shí)施15 口井，平均單井壓裂液用量1 600 m3，平均加砂量30 m3，平均產(chǎn)氣量2 680 m3/d；第二階段(2021 年)開(kāi)展極限體積壓裂技術(shù)試驗(yàn)，實(shí)施12口井，平均單井壓裂液用量2 600 m3，平均加砂量260 m3，平均產(chǎn)氣量6 500 m3/d；第三階段(2022 年)進(jìn)一步提高壓裂改造規(guī)模，平均單井壓裂液用量3 100 m3，平均加砂量400 m3，平均產(chǎn)氣量達(dá)到1.4 萬(wàn)m3/d(較前兩階段分別提高4.2 倍和1.1 倍)。水平井先后開(kāi)展兩輪提產(chǎn)試驗(yàn)(圖6b)，2020 年實(shí)施2 口常規(guī)壓裂水平井，平均單段壓裂液用量1 000 m3，平均單段加砂量55 m3，平均產(chǎn)氣量1.0 萬(wàn)m3/d；2021 年以來(lái)共實(shí)施29 口井，平均單段壓裂液用量3 777 m3，平均單段加砂量530 m3，平均產(chǎn)氣量10.2 萬(wàn)m3/d，加砂規(guī)模和產(chǎn)氣量分別提高8.6 倍和9.2 倍。

圖6 不同階段單井日產(chǎn)氣量柱狀圖Fig.6 Histograms showing the single-well daily gas production at different stages

從水平井生產(chǎn)特征及壓裂施工參數(shù)對(duì)比來(lái)看(圖7)，水平井首月平均產(chǎn)氣量與壓裂液泵入地層的總液量和總砂量具有明顯正相關(guān)關(guān)系，表明泵入地層液量和砂量越多，改造范圍越大，泄流面積相應(yīng)越大，更有利于煤層氣運(yùn)移，日產(chǎn)氣量越高，且后者相關(guān)性高于前者，即泵入地層總砂量對(duì)氣井產(chǎn)氣效果的影響更為明顯。平均單段加砂量和產(chǎn)氣量呈正相關(guān)，單段日產(chǎn)氣量超過(guò)1 萬(wàn)m3的氣井單段加砂量均在440 m3以上，表明深部煤層氣要實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)，單段加砂量需在440 m3以上，以構(gòu)建充分支撐的人造縫網(wǎng)。平均段長(zhǎng)與百米產(chǎn)氣量呈負(fù)相關(guān)，表明在改造強(qiáng)度相當(dāng)情況下，段長(zhǎng)增加會(huì)導(dǎo)致水平段改造程度降低。因此，提高加砂強(qiáng)度，縮小段長(zhǎng)，實(shí)現(xiàn)更充分改造，可有效提高單井產(chǎn)量。

圖7 水平井不同壓裂施工參數(shù)與產(chǎn)量關(guān)系Fig.7 Relationships between different fracturing parameters and gas production of horizontal wells

在相同分段分簇工藝和施工參數(shù)前提下，水平井初期產(chǎn)能與水平段長(zhǎng)度也呈較好正相關(guān)性(圖8)，隨著水平段長(zhǎng)度增加，單井產(chǎn)量也呈現(xiàn)明顯上升趨勢(shì)。因此，采用“長(zhǎng)水平段+多段多簇+大砂量”壓裂技術(shù)可有效提高單井控制儲(chǔ)量、增大有效改造體積，大幅提高單井產(chǎn)量。

圖8 水平段長(zhǎng)度與單井首月平均產(chǎn)量關(guān)系Fig.8 Relationship between the horizontal section length and the average single-well gas production of the first month

3.4 深部煤層氣呈現(xiàn)單井初期產(chǎn)量高、遞減快的生產(chǎn)特征

深部煤層氣水平井表現(xiàn)出初期產(chǎn)量高，中后期長(zhǎng)期低壓、低產(chǎn)特點(diǎn)，與中淺層煤層氣井生產(chǎn)特征差異明顯。分析已投產(chǎn)水平井生產(chǎn)特征，考慮氣井氣水變化規(guī)律，將氣井全生命生產(chǎn)周期劃分為5 個(gè)階段(圖9a)，其中階段①和②為壓后返排期，一般持續(xù)時(shí)間8～31 d，日產(chǎn)液量30～1 260 m3，階段①為單相排液期，一般持續(xù)時(shí)間2 d，階段②為氣液同出期，產(chǎn)液量快速達(dá)到峰值，游離氣開(kāi)始產(chǎn)出；階段③之后為氣井生產(chǎn)階段，其中階段③持續(xù)時(shí)間7～95 d，平均30 d 左右，日產(chǎn)氣量快速上升至(5～16)萬(wàn)m3，氣井進(jìn)入穩(wěn)定生產(chǎn)階段，平均產(chǎn)氣量超過(guò)10 萬(wàn)m3，產(chǎn)液量迅速下降至40～200 m3，氣液比快速上升至0.5×104m3/m3以上；階段④和⑤為遞減期和低壓低產(chǎn)期。以生產(chǎn)時(shí)間超過(guò)1 a 的D6-7P01 井(圖9b)為例，返排階段累計(jì)產(chǎn)水量為5 872 m3，最高日產(chǎn)水量633 m3，壓裂液返排率17.8%，生產(chǎn)初期采用自噴生產(chǎn)，產(chǎn)氣量10.1 萬(wàn)m3/d，首年累采氣1 814 萬(wàn)m3，首年平均產(chǎn)氣量5 萬(wàn)m3/d，首年遞減率56%。當(dāng)前采用人工舉升工藝生產(chǎn)，穩(wěn)定產(chǎn)氣量1.1 萬(wàn)m3/d，累計(jì)采氣2 367 萬(wàn)m3，D14-5 井臺(tái)2 口井生產(chǎn)358 d 后累計(jì)采氣分別達(dá)到2 450 萬(wàn)m3和2 900 萬(wàn)m3，D10-8P01 井(圖9c)最高產(chǎn)量15.4 萬(wàn)m3/d，目前產(chǎn)氣量為10.4 萬(wàn)m3/d，生產(chǎn)289 d累計(jì)采氣突破3 000 萬(wàn)m3。

圖9 大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣生產(chǎn)階段劃分及典型曲線Fig.9 Production stages and typical production curves of deep coalbed methane in the Daning-Jixian block

4 啟 示

4.1 在先導(dǎo)試驗(yàn)基礎(chǔ)上，采用滾動(dòng)開(kāi)發(fā)方式可有效降低開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)

前期勘探開(kāi)發(fā)實(shí)踐表明，不同地質(zhì)條件下氣井生產(chǎn)特征存在明顯差異。不同構(gòu)造單元資源豐度、壓力系數(shù)、微幅構(gòu)造及裂隙發(fā)育程度等存在差異，影響氣井產(chǎn)能和最終開(kāi)發(fā)效果。因此，深部煤層氣實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開(kāi)發(fā)，仍面臨煤層強(qiáng)非均質(zhì)性帶來(lái)的諸多挑戰(zhàn)。在開(kāi)發(fā)過(guò)程中需要持續(xù)加強(qiáng)煤儲(chǔ)層精細(xì)評(píng)價(jià)，精細(xì)刻畫(huà)微幅構(gòu)造、煤巖煤質(zhì)、巖性組合特征，深化天然裂縫地球物理響應(yīng)特征研究，精細(xì)刻畫(huà)多尺度天然裂縫和地應(yīng)力展布特征，進(jìn)一步完善不同地質(zhì)條件下氣田開(kāi)發(fā)規(guī)律認(rèn)識(shí)。因此，不同地區(qū)仍需按照勘探評(píng)價(jià)→開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)→滾動(dòng)開(kāi)發(fā)的流程，在鉆井、地震、巖心分析、動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)等多種資料綜合分析研究基礎(chǔ)上，通過(guò)前期評(píng)價(jià)落實(shí)開(kāi)發(fā)有利區(qū)，通過(guò)開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)優(yōu)選適宜不同地區(qū)的主體開(kāi)發(fā)技術(shù)和開(kāi)發(fā)對(duì)策，采用滾動(dòng)開(kāi)發(fā)模式，有效降低強(qiáng)非均質(zhì)性帶來(lái)的開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，提高氣田開(kāi)發(fā)成功率，最終實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開(kāi)發(fā)目標(biāo)。2023 年以來(lái)，在2 個(gè)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)取得良好生產(chǎn)效果基礎(chǔ)上，優(yōu)選與先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)具有相似構(gòu)造特征、資源條件和儲(chǔ)層條件的開(kāi)發(fā)有利區(qū)，滾動(dòng)部署實(shí)施一期開(kāi)發(fā)產(chǎn)能建設(shè)，已投產(chǎn)水平井按照開(kāi)發(fā)方案設(shè)計(jì)，采用控壓生產(chǎn)制度，生產(chǎn)初期平均產(chǎn)量達(dá)到8 萬(wàn)m3/d，實(shí)現(xiàn)方案設(shè)計(jì)指標(biāo)，有效控制了開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，提高了開(kāi)發(fā)效率。

4.2 深部煤層氣井見(jiàn)氣時(shí)間短、上產(chǎn)速度快，具備短期快速上產(chǎn)的生產(chǎn)特征

通過(guò)先導(dǎo)試驗(yàn)實(shí)施，基本明確了深部煤層氣井產(chǎn)出機(jī)理和生產(chǎn)規(guī)律。壓裂返排初期游離氣通過(guò)人工裂縫快速產(chǎn)出，依靠地層能量和氣體自身攜液能力將壓裂液和少量可動(dòng)水帶出，實(shí)現(xiàn)自噴生產(chǎn)，生產(chǎn)初期以游離氣為主，隨著儲(chǔ)層壓力不斷下降，中后期依靠吸附氣持續(xù)解吸實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期相對(duì)穩(wěn)產(chǎn)。與中淺層相比，深部煤層氣具有2 個(gè)顯著特征，一是無(wú)明顯排水降壓期，初期自噴生產(chǎn)，不需要人工舉升，這是與中淺層存在的根本差異，深部煤層氣水平井返排后快速見(jiàn)氣，一般返排20 d 左右可接入管網(wǎng)生產(chǎn)，平均生產(chǎn)8 d 左右產(chǎn)氣量達(dá)到峰值，以較高產(chǎn)氣量維持較長(zhǎng)時(shí)間穩(wěn)定生產(chǎn)，而中淺層煤層氣井上產(chǎn)期長(zhǎng)達(dá)1～3 a；二是初期產(chǎn)氣量高，首年平均產(chǎn)氣量大于5 萬(wàn)m3/d，實(shí)現(xiàn)同等產(chǎn)能規(guī)模建產(chǎn)期所需工作量較少，以建成10 億m3產(chǎn)能為例，深部煤層氣建產(chǎn)期一般新鉆水平井80 口左右，而中淺層煤層氣需要500～600 口。因此，深部煤層氣效益開(kāi)發(fā)一旦取得突破，可在短時(shí)間實(shí)現(xiàn)快速規(guī)模上產(chǎn)。

4.3 初期產(chǎn)量但遞減快，需要持續(xù)投產(chǎn)新井才能實(shí)現(xiàn)氣田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)

按照大寧-吉縣區(qū)塊標(biāo)準(zhǔn)井生產(chǎn)曲線，以設(shè)計(jì)年產(chǎn)規(guī)模10 億m3開(kāi)發(fā)方案為例，估算氣田穩(wěn)產(chǎn)20 a 所需投產(chǎn)井?dāng)?shù)如圖10 所示，建產(chǎn)期需要鉆井80 口，之后維持氣田穩(wěn)產(chǎn)所需井?dāng)?shù)逐漸降低，第二年需要新投產(chǎn)25 口，之后每年鉆井15～20 口，按照氣田穩(wěn)產(chǎn)10 a 設(shè)計(jì)，穩(wěn)產(chǎn)期需要鉆井166 口，是建產(chǎn)期2 倍，穩(wěn)產(chǎn)20 a 需要鉆井325 口，是建產(chǎn)期4 倍。因此，深部煤層氣井生產(chǎn)特征決定了該類(lèi)氣田實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)，后期需要持續(xù)投入新井生產(chǎn)。

圖10 10 億m3/a 開(kāi)發(fā)方案投產(chǎn)井?dāng)?shù)與產(chǎn)量變化Fig.10 Production well number and gas production in development scheme with annual gas production of 10 × 108 m3/a

4.4 不斷完善學(xué)習(xí)曲線，開(kāi)展提產(chǎn)降本攻關(guān)才能持續(xù)提高開(kāi)發(fā)效益

長(zhǎng)水平段水平井極限體積壓裂技術(shù)是深部煤層氣效益開(kāi)發(fā)的主體技術(shù)，也導(dǎo)致開(kāi)發(fā)成本偏高，且氣田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)需要持續(xù)新井投入，效益開(kāi)發(fā)難度大。根據(jù)鄂爾多斯盆地所在省區(qū)天然氣門(mén)站價(jià)格測(cè)算，開(kāi)發(fā)項(xiàng)目要達(dá)到8%內(nèi)部收益率，建井成本與EUR 之間關(guān)系如圖11所示，當(dāng)氣價(jià)為1 930 元/1 000 m3、建井成本在(4 000～4 500)萬(wàn)元時(shí)，單井EUR 需達(dá)到(4 200～4 700)萬(wàn)m3，當(dāng)氣價(jià)為1 220 元/1 000 m3時(shí)，EUR 需達(dá)到(6 900～7 700)萬(wàn)m3。估算當(dāng)前大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣水平井EUR 可達(dá)到5 500 萬(wàn)m3以上，按照山西省天然氣價(jià)格1 930 元/1 000 m3測(cè)算，可實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)，而按照陜西省天然氣門(mén)站價(jià)格1 220 元/1 000 m3測(cè)算，仍然無(wú)法實(shí)現(xiàn)效益開(kāi)發(fā)。因此，進(jìn)一步優(yōu)化工程工藝技術(shù)，提高單井產(chǎn)量，不斷完善學(xué)習(xí)曲線，提高工程作業(yè)效率、降低開(kāi)發(fā)成本，持續(xù)提高深層煤層氣開(kāi)發(fā)效益。

圖11 不同天然氣氣價(jià)下單井投資與EUR 關(guān)系Fig.11 Relationship between single-well construction cost and EUR under different natural gas prices

4.5 深部煤層氣資源品質(zhì)好，可動(dòng)用性強(qiáng)，具備快速推廣復(fù)制的動(dòng)用條件

中淺層煤層氣一般位于盆地邊緣構(gòu)造擠壓區(qū)，地質(zhì)條件差異大，煤層破碎，技術(shù)可推廣性差，且分布范圍與煤礦開(kāi)采區(qū)高度重疊，呈條帶狀展布，規(guī)模展開(kāi)條件十分不利。而深部煤層氣一般位于盆地內(nèi)部構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，地質(zhì)條件相似、簡(jiǎn)單，突破后更容易推廣和規(guī)模展開(kāi)。根據(jù)中國(guó)礦業(yè)大學(xué)對(duì)全國(guó)29 個(gè)盆地埋深大于2 000 m的煤層氣資源評(píng)價(jià)[6]，估算深部煤層氣資源量40.71×1012m3，主要分布在3 大盆地，其中，準(zhǔn)噶爾盆地深部煤層氣資源15.04×1012m3，鄂爾多斯盆地12.99×1012m3，吐哈-三塘湖盆地10.6×1012m3，資源規(guī)模與頁(yè)巖氣、常規(guī)天然氣相當(dāng)，有望成為繼致密氣、頁(yè)巖氣[36-37]之后又一規(guī)模上產(chǎn)天然氣資源。鄂爾多斯盆地是當(dāng)前深部煤層氣勘探開(kāi)發(fā)重點(diǎn)盆地，煤儲(chǔ)層認(rèn)識(shí)程度較高，已經(jīng)先后在石樓西、臨興-神府、佳縣、大牛地、烏審旗等區(qū)塊取得突破，具備加快深部煤層氣規(guī)?？碧皆鰞?chǔ)和快速上產(chǎn)條件。預(yù)計(jì)在大寧-吉縣區(qū)塊深部煤層氣成功實(shí)現(xiàn)商業(yè)開(kāi)發(fā)的引領(lǐng)帶動(dòng)下，深部煤層氣有望成為天然氣增儲(chǔ)上產(chǎn)新領(lǐng)域。

5 結(jié)論

a.鄂爾多斯盆地東緣大寧-吉縣區(qū)塊是我國(guó)最早開(kāi)展埋藏2 000 m 以深煤層氣勘探評(píng)價(jià)、先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目開(kāi)發(fā)的地區(qū)之一，與中淺層相比，其深部煤層具有構(gòu)造更加平緩穩(wěn)定、煤層大面積分布、含氣性好且富含游離氣、煤體結(jié)構(gòu)好、脆性指數(shù)高、頂?shù)装宸馍w性強(qiáng)的地質(zhì)條件；也面臨長(zhǎng)水平段鉆完井難度大，煤層滲透率極低、孔隙連通性差對(duì)壓裂改造要求高，以及舉升工藝適應(yīng)性差等一系列地質(zhì)工程挑戰(zhàn)。

b.研究區(qū)開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)證實(shí)深部煤層非均質(zhì)性仍然很強(qiáng)，不同地質(zhì)條件下氣井生產(chǎn)特征差異明顯；構(gòu)建井網(wǎng)與縫網(wǎng)高度彌合人造氣藏是效益開(kāi)發(fā)前提，也是實(shí)現(xiàn)資源動(dòng)用和氣田采收率最大化的關(guān)鍵；隨著改造體積增加和水平段總長(zhǎng)度增加，平均單井產(chǎn)氣量整體提高了9.2 倍；深部煤層氣井具有初期產(chǎn)氣量高但遞減快的生產(chǎn)特征。

c.采用勘探評(píng)價(jià)-開(kāi)發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)-滾動(dòng)開(kāi)發(fā)流程可有效降低開(kāi)發(fā)風(fēng)險(xiǎn)，提高開(kāi)發(fā)成功率；深部煤層氣可實(shí)現(xiàn)短期快速上產(chǎn)，但氣田長(zhǎng)期穩(wěn)產(chǎn)需要持續(xù)投產(chǎn)新井，需要進(jìn)一步優(yōu)化工程工藝技術(shù)，不斷完善學(xué)習(xí)曲線，持續(xù)提高開(kāi)發(fā)效益。