沁水盆地南部煤層氣地質工程一體化關鍵技術

張 聰 ，胡秋嘉 ，馮樹仁 ，喬茂坡 ，毛崇昊 ，王 琪 ，李 俊 ，關濟朋 ，賈慧敏

（中國石油天然氣股份有限公司 山西煤層氣勘探開發分公司，山西 長治 046000）

中國煤層氣資源相當豐富，位居世界前列[1]，煤層氣的開發對于煤礦安全具有重要意義，但復雜多變的開發條件給中國煤層氣開發帶來更多的挑戰。越來越多的油氣田勘探開發實踐表明，“地質工程一體化攻關是實現復雜油氣藏效益勘探開發的必由之路”[2]。地質工程一體化的主要理念是通過油氣藏表征、地質建模、工程評價等綜合研究預測地質參數，通過工程技術應用提高作業效率和開發效益[3]。2011 年，CIPOLLA 等[4]首次提出“從地震至模擬”一體化工作流程，是最早的地質工程一體化雛形；2012—2016 年，美國頁巖開發[5-6]廣泛采用地質工程一體化方法開展方案設計、參數優化；吳奇等[3]系統提出我國南方海相頁巖氣開發地質工程一體化開發理念，并創立“品質三角形”概念；胡文瑞[2]對地質工程一體化的概念內涵、實現條件等進行了詳細的闡述；溫聲明等[7]基于保德煤層氣田勘探開發中面臨的地質評價、鉆完井等一系列技術問題的梳理，堅持地質工程一體化研究，實現中煤階煤層氣效益開發；陳更生等[8]通過梳理總結川南地區百億方頁巖氣產能建設成果，形成了適應該區的頁巖氣地質工程一體化高產井培育方法；趙福豪等[9]通過總結國內外地質工程一體化研究和應用現狀，指出我國地質工程一體化攻關方向包括思想、運行機制、人才培養及開發技術突破等方面。此外，國內各主要油氣生產單位針對頁巖氣、致密油氣、稠油油藏等廣泛開展地質工程一體化應用實踐，并取得了初步成效[10-15]。

以上關于地質工程一體化技術攻關研究與應用多在頁巖氣開發中，煤層氣開發中較少?；诖?，結合沁水盆地南部鄭莊區塊煤層氣開發中地質工程一體化研究攻關與實踐，融合工程與地質認識創新形成煤儲層“三性”評價方法，并梳理出相關配套關鍵技術，以期達到指導未來煤層氣產建項目快速、高效推進的目的，也為同類型煤層氣田效益開發起到借鑒意義。

1 研究背景

研究區位于沁水盆地南端，整體為向西北傾斜的馬蹄形構造，中部的寺頭斷層將研究區分為東部樊莊區塊、西部鄭莊區塊。區內斷層以高角度正斷層為主，逆斷層零星分布；寺頭斷層是區內最大的斷層，現今表現為高角度正斷層，斷層方向自東向西方向由SN 向NE 向發生偏轉，由此引發鄭莊區塊整體呈現擠壓應力狀態[16]。區內地層傾角5°～15°，主要開發煤層為上石炭統太原組（15 號煤）及下二疊統山西組（3 號煤），山西組沉積屬于陸表海淺水三角洲沉積體系，主要沉積微相為分流河道、分流間灣和沼澤；太原組沉積環境變化相對較大，可分為三角洲相、障壁海岸相及碳酸鹽臺地相。

2006—2011 年間，中國石油華北油田山西煤層氣分公司（以下簡稱華北煤層氣分公司）在樊莊區塊應用直井水力壓裂技術實現產能到位率70%，建成了我國第1 個高煤階煤層氣示范基地，實現了我國高煤階煤層氣效益開發。2010—2012 年間，將樊莊區塊成熟工藝技術應用于鄰近的鄭莊區塊，投產后直井平均產量低于500 m3/d，產能到位率不足30%，開發效果差。擺在技術人員面前3 大突出問題：①鄭莊區塊煤層氣資源豐富，3 號煤層含氣量普遍大于20 m3/t，但受到擠壓應力作用影響，微幅褶皺發育，煤層條件復雜，照搬樊莊直井常規壓裂技術不能滿足于勘探開發需求；②儲層條件與工程技術匹配度差，工程技術亟須進行針對性研究與創新；③面對復雜山地環境、低成本運行壓力條件下，如何實現效益開發。

2016 年開始，研究區開始探索地質工程一體化攻關，歷經評價選區、先導試驗、示范建設、規模推廣4 個階段，通過不斷探索與試驗，形成了適應于高煤階煤層氣地質工程一體化攻關方法，創新形成煤層氣L 型水平井高效開發技術系列，解決了煤層氣井眼易垮塌、單井產量低的問題；新建產建項目套管壓裂水平井共40 口，單井日產氣量5 000～15 000 m3，單井平均日產量超過8 000 m3，日產量大于10 000 m3單井共17 口，占比43%，產能到位率超過90%；實現了煤層氣效益開發，支撐華北煤層氣分公司產量快速上升，探索出1 條煤層氣持續上產的路徑。

2 地質工程一體化工作思路

通過多年不斷探索實踐，逐漸形成了適應于沁水盆地南部不同地質條件、不同儲層特征、不同工程條件的地質工程一體化工作流程，煤層氣地質工程一體化技術流程圖如圖1。

圖1 煤層氣地質工程一體化技術流程圖Fig.1 Technical flow chart of CBM geological engineering integration

以提高單井產氣量為目標，在分析整理前期勘探成果的基礎上開展地質條件分析、精細地震解釋、儲層精細評價工作，形成地質工程一體化數據庫，建立同時具有地質和工程屬性的一體化三維模型。根據三維模型結果，對井位部署、鉆完井、壓裂、排采等方案進行一體化設計，并組織一體化實施。根據鉆井、壓裂、排采一體化實施情況進行效果評價，及時將數據導入數據庫進行迭代修正三維模型。隨著勘探開發的不斷深入，數據積累越來越多，認識程度不斷提高，對模型進行多輪優化和修正，最終形成該區煤層氣全生命周期地質工程一體技術。

一體化設計中，鉆井設計包括鉆井液選擇、井眼軌跡設計、導向工具選擇及完井方式選擇等；壓裂設計包括射孔位置選擇、壓裂改造方式、施工段數、段間距、施工液量、加砂量、砂比等關鍵參數；排采設計包括排采設備選擇、排采管控模型選擇及工作制度優化。

一體化實施中，針對鉆井實施，以軌跡精確控制為目標，利用精細的三維導向模型和可視化地質導向流程，提前預判和調整，確保優質煤層鉆遇率高，井眼軌跡平滑；針對壓裂實施，結合縫網預測模型和壓裂施工數據，實時調整壓裂工藝參數，確保壓裂實施效果；根據地質條件、鉆井實際及壓裂施工參數進行最大產液量預測，選擇適合的排采設備，結合煤層特殊的雙孔隙結構和非常規排水降壓的產出機理及單井儲層壓力、解吸壓力等參數確定適合本井組的排采管控思路。

根據鉆井的實鉆軌跡資料，不斷迭代修正三維構造和層面模型；根據現場地應力測試、壓裂施工數據、三維地質模型修正地應力模型；根據壓裂施工曲線和微地震監測數據、地應力模型修正縫網模型；根據氣井生產數據、縫網模型，不斷迭代優化氣井排采管控模型。

煤層氣地質工程一體化工作方法將地質研究、工程設計和現場組織實施納入一體化協作體系，及時迭代優化數據庫中信息，結合實鉆資料、壓裂施工參數更新地質模型。

3 地質工程一體化關鍵技術

基于鄭莊區塊煤層埋深500～1 200 m 的大跨度、煤儲層強非均質性、高地應力、陡峭山地為主的復雜地質、工程背景[17]，通過地質工程一體化關鍵技術攻關探索，形成4 項關鍵技術。

3.1 “三性”煤儲層評價方法

針對鄭莊區塊煤儲層強非均質性、微幅褶皺發育等特點造成“甜點”不落實的問題，建立煤儲層“三性”評價方法，結合三維地質建模技術，可以準確指示地質-工程“雙甜點”。

可驅動性是甲烷氣體從基質孔隙擴散到內生裂隙的動能，含氣飽和度越高，氣體越容易擴散?？闪鲃有灾饕笣B流能力，多受到煤巖組分和構造條件的影響，其中煤巖組分決定了內生孔裂隙的發育程度，鏡質組含量越高，內生裂縫密度越發育；構造控制外生裂隙的發育程度，煤巖的脆性變形階段內生裂隙持續擴展，裂縫適度發育，有利于煤層氣產出?？筛脑煨灾该簬r水力壓裂改造過程中控制縫高的情況下，主裂縫的有效延伸和擴展的性能[18]，其主要受控于煤體結構和地應力；微地震測試數據表明，煤巖脆性變形階段煤層壓裂造縫效果最好；地應力隨著埋深增加而增加，裂縫閉合壓力隨之增大，壓后裂縫更容易閉合，不能形成有效裂縫。根據研究區煤層氣儲層特點及開發效果，得到“三性”煤儲層評價參數，研究區“三性”煤儲層評價參數見表1。

表1 研究區“三性”煤儲層評價參數表Table 1 Evaluation parameters of “three properties”coal reservoir in study area

利用三維地震處理新技術相干體、方差體、螞蟻體、曲率體等方法，漸進式提取屬性、高精度成像，有效刻畫斷裂系統并識別微小斷層。將單井構造信息與地震解釋層面相結合，建立精細構造模型，建模軟件通?？刹捎肎eoeast、石文、Petrel、Landmark 等；在巖心、測井、鉆井及地震屬性資料的基礎上，采用地質數據統計（包括煤體結構、含氣飽和度、閉合應力等），繪制了反映儲層可驅動性、可流動性及可改造性的“三性”儲層多屬性疊合的地質-工程“雙甜點”分布圖，與實際開發效果相比，儲層“甜點”預測符合率達到80 %。多參數疊合甜點分布如圖2。

圖2 多參數疊合甜點分布Fig.2 Distribution of multi-parameter superimposed desserts

3.2 可控水平井鉆完井技術

沁水盆地南部煤巖具有抗拉強度低、泊松比高、彈性模量偏低的特點，導致裸眼多分支水平井易發生堵塞井眼；再加上早期常規鉆井液易污染煤層、導向技術精度較低，煤層鉆遇率較低，頻繁出層等問題，造成水平井井況復雜、產量差異大、產能到位率低、投入產出比低，開發效果并不理想。

針對裸眼多分支水平井投資大、適應性差的問題，研究區通過優化國內L 型水平井，取消洞穴井、創新二開井身結構、篩管/套管完井，形成適合煤層氣開發、后期可維護的簡單可控L 型水平井，并配套防垮塌、低傷害鉆井液及水平井半程固井等相關技術，有效解決了煤層垮塌及后期維護改造問題。

由于取消了洞穴井，對于著陸點預測和水平段導向難度加大，對井眼的光滑度也提出要求，還需滿足篩管或套管完井后排采設備下入。要實現復雜地質條件下對優質煤層的精準鉆遇及滿足完井要求，首先需要開展鉆前建模，對煤儲層縱向上和橫向展布進行預測，再根據模型精確設計井眼軌跡，最后采用地質導向技術，優選導向工具實施精準軌跡控制。為此，研究區引進近鉆頭地質導向系統，形成可視化地質導向技術流程，可視化地質導向技術如圖3。

圖3 可視化地質導向技術Fig.3 Visualized geosteering technology

鉆前明確目的層，結合地質-測井-地震等相關資料進行地層精細對比分析，建立導向地質模型；鉆中通過橫向上精細刻畫煤儲層，明確鉆遇位置，與現場作業聯動，輔助施工，以達到井眼軌跡平滑、提高鉆遇率的目的；鉆后近鉆頭水平井解釋評價，依據井眼軌跡分析，解釋水平井鉆遇進出層或與煤夾矸相對位置；部分井利用存儲式測井資料，可以實現水平段優質鉆遇率及煤巖結構變化的準確評價。通過可視化地質導向技術的應用，水平井鉆遇復雜井比例由60%下降至20%，煤層鉆遇率由75%提高到了95%，建井成本下降60%，實現了高效鉆完井。

此外，由于研究區地表和地貌較復雜對平臺選址的限制，需要在鉆前準備時就要對井下鉆具組合的作業能力、復雜三維井眼軌跡的可行性以及兼顧鉆井工程安全和效率，以使每個平臺和每口單井對資源最大化動用[3]。

3.3 分段壓裂技術

煤巖的低彈性模量、高泊松比特征導致水力壓裂在煤儲層中主裂縫的形成和有效延伸受到制約，特別是深部煤層（埋深大于800 m）的高應力和強塑性特征影響更加突出[19]。而構造煤發育區煤質更軟，微裂縫發育，不利于主裂縫延伸[20]，影響單井改造范圍。

經過多年來的實踐，形成了水平段“差異化分段”、段內“控液增砂、多段塞打磨、小粒徑支撐”、施工參數“大排量、低前置液、快速返排”的水力壓裂改造技術路線。水平井差異化分段按照最大程度改造優質煤層段的原則，對地質+工程“甜點段”（原生結構煤、隨鉆伽馬值低于50 API）進行加密布孔造縫，提高加砂強度，實現完全改造。壓裂泵注采用低排量起泵，逐步提至較高排量加砂（7～8 m3/min），低前置液（一般20%～30 %）、多段塞打磨，支撐劑多采用830/380 μm+380/212 μm 小粒徑組合。此外，為了使儲量最大程度動用，井組水平井采用交錯式壓裂，形成縫網改造，提高區域整體改造范圍，從而提高整體開發效果。

地質工程一體化壓裂技術流程如圖4。

圖4 地質工程一體化壓裂技術流程圖Fig.4 Flow chart of geological engineering integrated fracturing technology

根據水平井軌跡鉆遇構造、天然裂縫系統、應力狀態、鉆完井情況、鉆遇優質儲層等關鍵數據，進行壓裂裂縫設計。裂縫設計時通常以井區內以往裂縫監測資料、水平段鉆遇地層性質及鄰井情況進行；基于裂縫設計目的開展壓裂模擬，確定施工參數，模擬時需要考慮鉆遇煤巖力學性質及裂縫發育情況下的裂縫擴展規律。在壓裂施工作業過程中，實時監測微地震監測數據、泵注壓力、流量變化等判斷水力裂縫破裂及延展情況，為壓裂施工作業現場決策提供依據。完成壓裂施工作業后，除了常規壓裂總結，還需要充分利用微地震監測數據、壓裂施工數據及施工過程中各種事件，進行壓裂后綜合對比分析，研究水力裂縫空間展布和影響壓裂效果主控因素分析，為后續壓裂井壓裂提供建議，也為壓后水平井效果評價提供依據。

例如，ZSP1 井位于鄭莊區塊南部，處于構造高部位，3 號煤層埋深720 m，同井組的直井日產氣量普遍小于500 m3；該井采用套管完井，水平進尺700 m，上傾角度3°，煤體結構以碎裂為主。ZSP1 井測井解釋如圖5。

圖5 ZSP1 井測井解釋Fig.5 Logging interpretation of ZSP1 well

優選伽馬值小于50API 層段設計10 個壓裂點，主要分布在原生-碎裂結構為主的優質煤層水平段，段間距在40～70 m，單段加砂量60 m3，單段液量750～850 m3，支 撐 劑 選 擇380/212 μm+830/380 μm 組合粒徑石英砂，采用連續油管壓裂。施工過程無砂堵或地層難壓開等事件發生，壓裂施工相對平穩。投產后日產氣量達到7 000 m3，實施效果較好，較同單元直井產量提升10 倍。

3.4 疏導式排采技術

由于煤層特殊的雙孔隙結構和排水降壓的非常規產出機理，如果煤層氣井排采制度不合理，就很容易引起井底壓力劇烈波動，造成煤粉大量產出和沉積，致使煤粉堵塞滲流通道和排采設備，甚至引起儲層傷害，從而影響產氣效果。

研究表明[21-22]，煤層中氣水產出依次通過基質孔隙、微觀裂隙、宏觀裂隙和人工裂縫四級裂縫系統,最終到達井筒產出。該過程中受到毛細管力、有效應力、啟動壓力和氣水相滲等4 種要素耦合控制,由于壓裂增壓后地層毛細阻力明顯增大、排水降壓后有效應力會導致裂縫閉合、啟動壓力使氣體產出滯后、氣水相滲影響流態的穩定。復雜的裂縫系統以及多種要素耦合控制的影響，當氣井處在不同的排采階段時,影響排采效率的主控影響因素各不相同。

煤層氣井起抽時井底流壓大于地層壓力，這是由于壓裂注入地層液體增壓導致，此時裂縫宏觀裂縫中充滿水、微觀裂縫可動水增加，地層流體為單相水流階段，有效應力傷害、氣體啟動壓力和相對滲透率對儲層影響較小，該階段排采重點主要考慮降低毛細管阻力，最大限度排出地層水。隨著排采的進行，井底流壓逐漸下降，壓裂增壓作用逐漸減??；直到井底流壓小于原始地層壓力，煤儲層壓力逐漸降壓，壓差逐漸增加，微觀裂縫中可動水逐漸向更大一級裂縫運移，毛細管作用逐漸減弱，但煤層所受到的上覆地層的有效應力逐漸增加，會導致裂縫逐漸閉合，滲透性明顯下降，影響煤層疏水降壓效果，該階段主要考慮盡可能降低應力傷害。當井底流壓小于煤儲層臨界解吸壓力，但大于氣井見氣壓力時,吸附在基質孔隙表面的甲烷分子開始解吸,氣-水兩相流出現在宏觀裂隙和壓裂裂縫中；隨著煤儲層壓力的進一步下降，含氣飽和度將快速增加,裂縫中流態由“水帶氣”泡流轉變為“氣推水”段塞流，這將會對水的產出受到較大影響，該階段主要考慮降低氣對水產出的影響。當井底流壓小于見氣壓力后，氣井產水來源主要天然裂縫及微裂縫中的可動水；地層中甲烷氣體會大量產出，氣相滲透率明顯上升，水相滲透率明顯下降，煤層降壓主要通過氣體的大量解吸，該階段需要加快放氣速度，降低裂縫中含氣飽和度對地層水的產出影響。

基于以上對于氣水產出機理的認識，以降低氣水運移影響因素造成的儲層傷害、減小各排采階段滲透率損失為主要目的,建立了適應于高煤階煤層氣井、以井底流壓為控制核心的“變速排采”排采管控模型，并定量化排采指標。排水階段采用“快、慢、緩”的排采策略，井底流壓大于原始地層壓力，采用快速降壓；井底流壓小于原始地層壓力、但大于臨界解吸壓力時，降低降壓速度；當井底流壓小于臨界解吸壓力、大于見氣壓力時，持續降低降壓速度。氣井見氣后，在不破壞地層供氣平衡的前提下小幅多頻快速放氣，降低裂縫中高含氣飽和對產水的影響。

ZP3 井排采曲線如圖6。

圖6 ZP3 井排采曲線Fig.6 Drainage production curves of ZP3 well

ZP3 井是鄭莊區塊南部1 口3 號煤水平井，煤層埋深544 m，水平段長度1 000 m，煤層鉆遇率100%，采用套管完井，壓裂13 段，投產后穩產氣量10 000 m3/d。排水期早期采用日降壓0.1 MPa/d，臨近原始地層壓力后改為日降壓0.05 MPa/d；解吸后采用0.01 MPa/d 進行降壓，提產速度100 m3/d，提產期為240 d，穩產期已超過480 d，具有較好的穩產能力。

4 結 語

1）以往采用樊莊直井“籠統”壓裂的工藝很難實現強非均質性、高地應力儲量的升級動用。通過開展地質工程一體化攻關，融合地質、工程特點，創新形成“三性”煤儲層評價方法，應用地震采集、處理和反演技術預測儲層甜點展布，并配套煤層氣可控水平井鉆完井、分段壓裂及疏導式排采等關鍵技術，鄭莊區塊單井日產氣量較早期水平井產量翻倍，產能到位率明顯提升，開發效益明顯提升。

2）隨著研究區的水平井逐步向深部煤層（大于800 m）推進，分段壓裂關鍵參數（如改造段長、段間距、用液強度、加砂強度等）還需要進一步優化，地質工程一體化方法流程需要持續優化，優化組織結構，更加高效的實現技術優化或創新，最終實現產能產量進一步提升。