沁水盆地高煤阶煤层气高效开发关键技术与实践

朱 庆 忠

1.中国石油华北油田公司 2.中国石油天然气集团有限公司煤层气开采先导试验基地

0 引言

我国高煤阶煤层气资源量巨大，占煤层气总资源量的1/3，产量占全国煤层气总产量的90%，其高效开发利用对保障国家能源战略安全，降低煤矿生产安全隐患，减少二氧化碳排放具有重要意义[1-7]。沁水盆地南部是我国最早进行高煤阶煤层气勘探开发的地区之一，2005年，以晋平2井组成功完钻为标志，拉开了沁水盆地南部煤层气大规模开发的序幕。该阶段，主要借鉴美国、加拿大、澳大利亚等国家中煤阶、低煤阶煤层气开发理论及成熟技术方法，以直井压裂井为主体技术，在处于煤矿周边的成庄和樊庄南部等区块实现了商业化开发，建立了煤层气产业化开发基地。2012年起，复制相同技术向远离煤矿地区（如郑庄）进行规模化推广应用，但由于我国（高煤阶）煤层气资源成煤条件多样、成藏条件复杂、非均质性极强，且具有“低压、低渗透率、欠饱和”特点，一系列问题相继暴露[8-19]，如探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低等，煤层气开发效益挑战巨大。

中国石油华北油田公司（以下简称华北油田）深入分析煤层气开发中出现的问题，以提高单井产气量和经济效益为核心，通过强化煤层气开发顶层设计，采取理论研究与技术研发并重、室内攻关与现场试验并行、规模建设与效益开发并举等多种举措，丰富了煤层气勘探评价、工程技术及排采控制等基础理论认识，建立高煤阶煤层气高效开发技术系列，支撑了沁水盆地煤层气生产基地规模持续增长。笔者从剖析制约沁水盆地高煤阶煤层气高效开发的关键问题出发，系统阐述了“四要素”控产认识，疏导式工程改造方法，疏导式排采控制认识及配套开发技术实践效果，总结成功经验，以期为我国其他地区煤层气开发提供借鉴。

1 制约煤层气开发效果的主要问题

沁水盆地南部高煤阶煤层气历经十余年的勘探开发，至“十二五”末，表现出“四低”特征：①探明储量有效动用率低，仅18%；②产能到位率低，仅37%；③单井产气量低，平均单井日产气量仅916 m3；④开发利润低，煤层气的利润仅为0.08元/m3。生产现场表现出区块间开发效果差异大、成熟开发区块内仍存在大量低产井、主体工程技术不能有效提高单井产气量、稳定排采不及预期产量等一系列问题。例如，“十二五”后期建设的郑庄区块采用与樊庄区块相同技术系列，但平均单井产气量仅为樊庄区块的50%。已成熟开发的樊庄井区，经过近10年开发，仍存在1/3低效区，低产井数量占比超40%[20]。

究其原因，主要有以下4个方面。

1）没有认识到煤层气地质和煤矿地质的本质区别。我国早期煤层气开发区大多处于煤矿周边，属于瓦斯治理范畴，具有埋藏浅、地质基本熟悉、受煤矿开采影响地层已整体降压等特点，如成庄和樊庄南部地区。而后期开发的煤层气资源，埋藏深度基本大于800 m，这些地区和煤矿区有三大地质差异：①是渗透率差异，由于煤矿区经过泄压，储层渗透率较高；②是储层压力差异，煤矿区属于大气压范畴，而远离煤矿区仍然是原始地层压力；③是储层流体差异，煤矿区储层水大量释放，而远离煤矿区，仍处于原始气水饱和状态。远离煤矿区域的资源动用技术应该不受煤矿周边采气思路的制约。

2）没有认识到储量可开采性差异。早期认为有煤就有气，有气就能采，造成勘探效率低，“甜点区”识别不精准，导致出现了大量低产低效区，尤其在沁水盆地南部樊庄和郑庄区块早期开发过程中，800口低产直井钻遇不利开发区，其中355口井钻遇断层和陷落柱，156口井钻遇煤体结构破碎带，289口井钻遇挤压应力区。

3）没有认识到工程技术的适应性。与常规天然气相比，煤层是有机岩，泊松比高，杨氏模量低，不利于造长缝；煤层气以吸附态为主赋存于煤层中，属于内生气，常规天然气以游离态赋存在无机质岩石孔隙中。煤层气产出是解吸—扩散—渗流的过程，通过整体降压才能提高采收率。因此，煤层气与常规天然气在开发方式上有本质区别，常规天然气采用的工程技术不完全适应煤层气开发。

4）没有认识到排采的科学性。过去坚持“缓慢、稳定、持续、长期”原则，排采管控制度过于依赖经验，缺乏合适理论支撑，难以通过排采改善储层渗透率，导致大量的井在憋压阶段煤储层出现严重气锁现象，从而低产。例如，郑庄区块7.8×108m3/a产能建设总体到位率仅25%。

因此，要充分认识煤储层的复杂性，精准圈定优质储量，深入分析煤储层特点，建立适应的工程技术体系，强化煤层气气水赋存及流动机理研究，制定科学的排采制度，推进煤层气产业健康发展。

2 解决煤层气开发问题的方法

基于高阶煤储层中煤层气赋存状态、压力传导途径、方式及流体流动状态，开发过程中物性变化等方面的认识突破[21-23]，在勘探评价、工程技术及排采控制等基础理论方面创新升级，助推煤层气勘探开发技术战略性实现勘探评价向精准选区上转移，工程技术向提高储量控制程度上转移，建设和管理向提高运行效率上转移。

2.1 “四要素”控产认识

在高阶煤储层精准评价选区过程中，除需充分考虑煤储层资源条件外，还应当考虑煤储层微观特征。在区域大地质背景确定前提下，应结合微裂隙发育，局部地应力，孔裂隙特征，气、水赋存等局部地质属性差异开展评价。受煤储层物性特征、煤层气开发方式等控制，开发过程中微观差异会对煤层气井产量产生非常明显影响。利用取心测试评价局部区域开发潜力是现阶段实现煤层气精准选区的重要手段和办法。

超低渗高阶煤储层内部流体运移通道的发育程度和导流能力大小是煤层气开发的关键要素。经由室内岩心观测、高压压汞测试、离心核磁测试分析及生产数据的相关性分析和统计归纳，总结得出高阶煤储层制约煤层气产出的4项核心地质要素：微裂隙发育程度、局部地应力、可动流体平衡孔径和可动水饱和度（如图1）。

图1 “四要素”对煤层气开发影响图（1 psi = 0.006 894 757 MPa）

由裂隙渗透率立方定律可知，裂隙导流能力与裂缝宽度呈3次方关系；高阶煤储层中微裂隙发育,其宏观导流能力取决于微裂隙的宽度和密度[24]。因而，高阶煤储层渗流能力可用微裂隙的发育程度来表征，即单位观测长度内微裂隙的平均总宽度，微裂隙发育评价指数计算公式如下：

式中Fdi表示微裂隙发育评价指数，μm/cm；Wi表示第i条裂隙的宽度，μm；n表示裂隙条数，条；l表示显微镜下垂直于裂隙发育方向的观测长度，cm。

煤储层对外界应力作用敏感，随构造复杂程度和埋深的增加，煤储层内部裂隙的开合程度出现差异化，张应力区中煤储层裂隙较压应力区导流能力更强，浅部煤储层较深部煤储层亦是如此。一方面是地应力绝对值的大小，另一方面是三向主应力的相对大小[24]。

综合来看，煤储层裂隙的张开程度与地应力绝对值的大小呈负相关，与三向主应力的相对大小差异呈正相关，地应力评价指数计算公式如下：

式中Gs表示地应力评价指数；σH,max表示最大水平主应力，MPa；σH,min表示最小水平主应力，MPa；σv表示垂向应力，MPa。

高阶煤储层中不同尺度孔裂隙存在不均一性，小尺度孔裂隙作为喉道，对其内部液相流动和压力传递发挥了显著阻塞效应。沁水盆地南部高阶煤储层普遍亲水且“欠压低能”[25-26]，致使孔裂隙配置对煤储层排水降压影响非常明显。以毛细管力公式为基础[27]，推导得出可动流体平衡孔径计算公式，以此评价原始储层能量可驱动流体发生运移的最小一级孔裂隙尺度。煤储层流体可疏导评价指数如下所示：

式中Fp表示煤储层流体可疏导评价指数；σ表示水的表面张力，mN/m；α表示水对煤层的润湿角，（°）；pr表示原始储层压力，MPa；pg表示临界解吸压力，MPa。

除最小一级孔裂隙尺度限制外，被其约束在煤基质内的流体总量大小，也是影响煤层气开发的另一关键评价指标。基于离心核磁办法，利用离心机高速旋转，模拟流体运移驱动力；离心机的转速越快，则离心力越大，所能够克服毛细管压力就越大，一定离心力对应一定孔隙半径。在离心力达到煤储层原始地层压力时，能被甩出的水越多，则越利于煤层气资源的动用。在离心力等于煤储层原始地层压力时，煤基质中能被离心甩出的水被称为可动水，其与煤基质总孔隙度之比即为可动水饱和度，将其定义为流动性评价指数。可动水饱和度越低，在排采生产阶段所需产出的基质水量越少，即煤基质内的降压解吸难度越低，煤层气更易规模产出。

虽然高阶煤储层中发育有多级次裂隙，但由高压压汞和室内岩心观测可知，微裂隙是其内部渗透率的主要贡献者（如图1-a、b），微裂隙宽度和密度越大，则局部煤储层允许流体运移的通道越多，综合导流面积越宽，煤储层中压降的传递和流体的产出效率越高。有机煤储层力学强度低，受地应力作用后整体会被压缩，进而降低微裂隙综合导流面积，限制其内部流体产出；统计发现，地应力差越大，煤储层裂隙受压程度相对更弱，煤储层中压降的传递和流体的产出效率受损程度越低，产气能力相对更强（如图1-c、d）。高阶有机煤储层主要具有以下特点：①亲水；②内部孔隙半径主要集中在100 nm以下；③欠饱和。地下水侵入煤储层越深，水进入孔径越小，毛细管阻力越大，对煤层气开发越不利，通过测量不同渗透率高阶煤储层中孔径分布和体积占比，发现孔径小于0.01 μm孔隙的体积占比普遍不低于60%（如图1-e、f）。煤储层内孔裂隙的整体配置关系决定了其内部流体产出会受到的综合阻力，孔裂隙半径差异越小，平均值越大，流体流出沿途所受阻力越小。选择长治—屯留、马必东、郑庄—樊庄区内评价井，通过测定取心煤基质可动水饱和度与单井峰值产气量交汇，发现两者呈正相关（如图1-g、h）。

2.2 疏导式工程改造方法

针对煤储层开展增产改造实验和模拟研究，结果显示：①压裂液进入地层后，煤层压力升高，煤层破裂形成人工裂缝，同时邻近的天然裂缝将受到挤压，形成压实作用，有限元模拟结果显示，天然裂缝总压缩率可以达到30%，天然裂缝与人工裂缝距离越近，天然裂缝宽度越大，天然裂缝压缩量越大（如图2、3）；②水对甲烷解吸、扩散有明显抑制作用。干湿煤样吸附/解吸扩散实验结果表明，与干煤样相比，湿煤样吸附气对产量的贡献率降低10%以上，甲烷的扩散系数下降了12.3%（图4、5）；③集中射孔可以有效增长压裂裂缝长度。有限元模拟结果显示，较短射孔段可使水力压裂能量更加集中，有利于控制水力裂缝起裂位置、减少近井地带产生多裂缝、减少低黏度压裂液滤失量，在地面施工排量确定情况下，间接提高主裂缝内的施工排量，利于支撑剂的运移和输送，形成较长的有效压裂裂缝，扩大改造范围；④低前置液比例、快速返排可以有效减轻储层伤害，提高工程改造效果。实验研究表明，随前置液在压裂液总液量中占比减小，液体效率增大。当前置液比例大于30%以上，随前置液占比增大，储层渗透率改善效果逐渐减弱（图6）。PT软件模拟裂缝扩展结果表明[28-30]，在大液量压裂工艺基础上，压裂液用量减少200 m3，支撑缝长为96 m，与大液量压裂工艺的支撑缝长（106 m）效果相当。

图2 天然裂缝压缩率与天然裂缝距人工裂缝距离关系图

图3 天然裂缝压缩量及压缩率与天然裂缝宽度关系图

图4 干湿煤样吸附气对产量的贡献率对比图

图5 干湿煤样中甲烷有效扩散系数对比图

图6 前置液比—液体效率与原始渗透率关系图

由此，提出疏导式工程技术理论，即要求工程技术要充分考虑煤储层自身特性，符合基本规律，既要有效改善煤储层渗透性，又要一定程度上缓解工程改造对煤储层伤害，从“疏导”角度进行升级完善，最终建立多级连通的缝网通道系统，疏通煤储层内流体运移通道，改善流体运移条件，引导高压液体和煤粉快速排出，保持缝网清洁畅通，降低气体渗流阻力，提高单井产气量。指导建立了可控水平井优快钻完井技术、煤层气疏导式工程改造技术，长水平段扩大了横向储量的控制，集中射孔分段压裂串接沟通多级裂缝，低前置液比—快速返排减轻储层伤害，解决了煤层气工程技术地质适应性差问题。

2.3 疏导式排采控制认识

排采管控是煤层气开发中的重要环节，直接影响煤层气井的疏水降压效果及稳定产能。“十三五”以来，开展了气体流态测试、气体传质方式评价等实验研究，在目标区内选取煤样，分别用去离子水、氦气、甲烷测试各煤样在有效应力恒定（1.5 MPa），室温（21 ℃），不同测试压差（0.3 MPa、0.5 MPa、0.7 MPa、0.9 MPa、1.1 MPa、1.3 MPa、1.5 MPa、2 MPa、3 MPa、5 MPa、6 MPa、7 MPa、8 MPa）条件下渗透率。去离子水与煤岩相互作用微弱，故所测渗透率值近似等于煤样固有渗透率值，以该测定结果作为平行实验数据分析基准，煤岩对氦气无吸附性，对比氦气与甲烷测定结果，可分析吸附作用对煤样渗透率的影响。在测试煤样的流动通道中，去离子水主要以达西渗流方式发生运移，而气体分子不仅存在达西渗流，还存在滑脱效应，更有多种扩散方式，如：菲克扩散、克努森扩散、表面扩散等[31]。

实验结果表明煤层气在煤基质内的运移方式主要有滑脱效应、扩散效应及达西渗流等3种。不同排采阶段，煤层气的3种传质方式同时发生，但对煤层气运移贡献能力不同，实际以哪一种运移方式为主，则受驱动压力控制（图7）。当驱动压力较小时，扩散效应和滑脱效应起主要作用，随着驱动压力增大，表面扩散和滑脱效应的传质贡献率降低，达西渗流的传质贡献率逐步升高，当驱动压力大于3.2 MPa时，运移效率最高的达西渗流开始成为煤层气运移的主要方式。由此可见，煤层气开采的驱动压力越高，运移过程中达西渗流方式的渗透率贡献率越高，越有利于煤层气高效开发。因此，煤层气排采控制应以煤储层实际流体压力为基础，科学安排不同生产阶段煤储层流压释放程度，排水期加速固体颗料运移，保持主干道畅通，提产期提高微孔束缚水的扰动，增加缝网控制程度，稳产期则遵循气体分子扩散—滑脱—达西渗流3种方式健康转换，确保煤层气在不同生产阶段都能够以最高效率方式运移，实现排采由被动等待向主动疏导的认识转变，最大程度地提高排采效率。

图7 典型煤样中煤层气运移与驱动压力关系图

3 煤层气高效开发实践

3.1 煤层气开发方案设计技术

以经济效益为核心，设定内部收益率、产能建设到位率、地面系统综合运行效率、亿方产能建设投资等4项控制指标，围绕“四化”目标的建设原则，注重顶层设计，实施全过程风险控制，全面提高开发效益。

①单井产量最大化：甜点优选评价、煤体结构预测、微幅断层刻画、疏导式增产工艺、疏导式排采控制，产能建设到位率大于80%。②生产管理高效化：自动录取数据、智能判断控制、无人值守巡视、减少用工总量、全程风险管控，内部收益率大于10%。③产能建设最优化：丛式井组设计、持续优化方案、钻完井全程监控、压裂全程监督、全程控制投资，投资小于4×108元/108m3。④地面建设简单化：分布式设计、集约化站场、撬装化设备、共享化建设，综合运行效率提高20%。

3.2 煤层气疏导式工程技术

3.2.1 二开全通径水平井钻井技术

提出了以“单筒成井、管串支撑、无杆排采、增产改造”为设计理念的新型煤层气水平井，建立二开全通径水平井钻井技术，将三开井身结构改进为二开全通径井身结构（图8），一开采用Ø311.2 mm钻头，下入Ø244.5 mm表层套管，封固上部疏松层、漏失层和地表水层；二开采用Ø 215.9 mm钻头，钻完煤层水平段后，下入Ø139.7 mm完井管串，采用半程固井方式封固煤层以上地层或全程固井，井筒通径大；下入套管支撑，使煤层气水平井井眼可控，具备人工改造条件，可实现人工裂缝与天然裂缝的沟通联动，井控缝网面积更大。目前该类井身结构已成为华北油田煤层气水平井的主体井身结构，水平段长度由 1 000 m 提高到 2 000 m ，钻井周期较“十二五”末缩短了30%，钻井成本较“十二五”末降低17%，钻遇率由“MWD+伽马”导向煤层钻遇率达93.5%，近钻头导向煤层钻遇率达98.3%，同比提高8.1%。

图8 二开全通径水平井井身结构示意图

3.2.2 低成本水平井疏导式分段压裂技术及配套工艺

以“启动缝网、压开新缝、降低污染、控制储量”为目标，升级形成以“选段射孔+低前置液比+变排量+组合加砂+快速返排”为核心的疏导式压裂改造技术。其技术内涵为：优选优质原生煤层段射孔压裂，降低前置液用量，减小过多前置液对甲烷解吸的抑制影响，提高液体利用效率；低排量起泵，降低压窜顶底板风险、变排量施工、提高裂缝延伸长度和携砂效果；小—中—大多料径组合加砂，提高裂缝支撑效果，压裂后采用油嘴限流快速放喷，快速地将压裂液排放和煤粉携带出煤层，实现了压裂改造对煤储层的有效疏导。

改进形成了煤层气水平井低成本底封拖动环空压裂工艺，解决了常规压裂工艺占地大、施工排量小、喷射压力高、工具磨损严重等难题，实现了逐层验封、喷射射孔、环空压裂，单套工具可连续压裂5～6段。创新形成煤层气水平井扩径喷枪一体化分段压裂工艺，设计双孔径喷枪、优化扩径喷枪喷嘴参数及合金材质，解决了部分复杂构造带应力高、煤体结构破碎及筛管井改造难题，实现压裂改造大排量（6～7 m3/min）、大规模（单段千方液、百方砂）。

通过该技术的应用，新井产气量较常规压裂改造的老井提高1倍以上，郑庄、樊庄套管压裂水平井平均单井日产气量达 8 000 ～ 10 000 m3（图9），以碎软煤为主的长治地区套管压裂水平井也取得了平均单井日产气 5 000 m3以上的突破（图10）。

图9 郑庄区块ZS34P7L井排采曲线图

图10 长治区块CP2-1L井排采曲线图

3.3 煤层气疏导式排采控制技术及工艺

3.3.1 疏导式排采控制技术

从原始储层气、水赋存特征及气、水运移产出规律研究出发，精细划分排采控制阶段，建立数学模型确保不同生产阶段气、水高效产出，形成疏导式排采控制技术。其具体排采控制原则如下：单相水流段遵循“快—慢—缓”的排采方式，即储层压力在原始地层压力之上时，快速排水，将残留于储层内的高压压裂液和煤粉快速排出，疏通孔隙通道；当压力降至原始储层压力时，采取慢速排水方式，最大限度扩大降压面积；当压力接近临界解吸压力，进一步减缓流压降幅，促进区域平均地层压力整体下降。提产阶段按排采管控目的分段控压，初期液相控压，保持流压降速不高于0.03 MPa/d，后期过渡至气相控压，采取“小幅多频”的方式连续稳步提产；稳产段采取“缓降地层压力”方式排采，流压降幅小于0.005 MPa/d，延长稳产期[32]，实现了排采管控由长期缓慢向高效、主动疏导方式转变。该技术已经应用于郑庄、马必东新建示范区，解决了原来排采控制需要3～5年才能达产且效益差的问题，生产井单井产量明显提高，稳产期有效延长，排采周期由以往2～3年达产缩短为8～10个月达产，减少了生产成本投入，提高了排采效益。

3.3.2 智能排采系统及无杆排采工艺

将智能排采控制技术和大数据挖掘技术跨学科结合，人工预先设置井底流压变化速度，监测系统采集井底流压变化情况，控制器自动计算排采参数、比对额定值，控制变频器调整排采制度、实现目标流压，形成智能化排采控制系统，解决了传统排采控制误差大的问题，实现了煤层气生产过程长期、连续、精准控制。

针对煤层气大斜度水平井排采需求，以井下泵可正常工作、井筒工艺简单、防煤粉、防气应用措施得当、地面设备故障率低、维护方便、整套工艺费用相对较低等为目标，开展了水力管式泵、电潜螺杆泵、射流泵和电潜离心泵4种无杆举升工艺研究，满足了不同深度水平井稳定排采的要求（表1）。

表1 无杆泵排采工艺选型表

4 现场应用效果

通过技术和理论体系的完善，煤层气开发的各项指标有了明显的改善。“十三五”以来，在沁水盆地南部共探明煤层气地质储量612.84×108m3，优质储量控制程度由32%提高到80%，勘探投资节余近26%。开发井成功率由60%提高至95%，直井平均单井日产气量由不足 1 000 m3提高至 2 000 m3。水平井钻井费用降低50%，平均单井日产量6 000 m3以上，最高单井达到20 000 m3以上，单方气操作成本降低24%。华北油田煤层气产量大幅提升，“十四五”中期，煤层气年产气量有望达到20×108m3。

表2 应用效果统计表

5 结论

1）针对沁水盆地高煤阶煤层气开发中出现的探明储量有效动用率低、产能到位率低、单井产量低、开发利润低等问题，共梳理出煤层气地质和煤矿地质差异，储量可开采性差异，工程技术适应性，排采科学性4个制约煤层气开发效果的主要问题。

2）围绕制约煤层气开发的核心问题，提出了“四要素”控产认识，疏导式工程改造方法，疏导式排采控制认识，指导建立了高煤阶煤层气高效开发技术系列，主要包括煤层气开发方案设计技术、煤层气疏导式工程技术及疏导式排采控制技术及工艺。

3）通过在沁水盆地南部高煤阶煤层气区块实践，取得良好效果。优质储量控制程度由32%提高到80%，开发井成功率由60%提高至95%，直井平均单井日产气量提高约1 100 m3，水平井钻井费用降低50%，单方气操作成本降低24%。华北油田煤层气产量大幅提升，“十四五”中期，煤层气年产气量有望达到 20×108m3。