黔西松河井田龍?zhí)睹合得簩託?致密氣成藏特征及共探共采技術

易同生，周效志，金　軍

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽　550009；2.貴州省煤田地質(zhì)局，貴州 貴陽　550009;3.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院,江蘇 徐州　221116)

?

黔西松河井田龍?zhí)睹合得簩託?致密氣成藏特征及共探共采技術

易同生1,2，周效志1,3，金軍1,2

(1.貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心，貴州 貴陽550009；2.貴州省煤田地質(zhì)局，貴州 貴陽550009;3.中國礦業(yè)大學 資源與地球科學學院,江蘇 徐州221116)

摘要:基于煤系氣共探共采示范工程，分析了黔西松河井田龍?zhí)睹合得簩託?致密氣賦存特征及開發(fā)條件，探討了煤系氣共探共采的適配性技術工藝。研究表明：井田煤系氣主要賦存于龍?zhí)睹合刀鄠€煤層及臨近細砂巖、粉砂巖中，具備多煤層共采、煤系氣共采的資源及開發(fā)條件。煤儲層具有高溫、超壓、高含氣量、含氣高-過飽和的特點，適宜進行煤層氣地面開發(fā)；但在區(qū)域高地應力背景下，裂隙閉合、礦物充填等原因?qū)е聝釉紳B透性差，煤系氣地面開發(fā)需進行儲層改造。氣測錄井、裸眼綜合測井及含氣層綜合評價是井田煤系氣共探共采中發(fā)現(xiàn)、認識、評價含氣層及產(chǎn)氣層段優(yōu)選的關鍵技術，可為煤系氣共探共采方案制定提供依據(jù)。在叢式井組開發(fā)模式下，“小層射孔、組段壓裂、合層排采”系列工藝與井田地形地質(zhì)條件相匹配，可顯著提高多煤層共采、煤系氣共探共采的工程效果。

關鍵詞:黔西；松河井田；煤系氣；煤層氣；致密氣；成藏特征；共探共采

貴州省上二疊統(tǒng)煤層氣地質(zhì)資源量3.05萬億m3，可采資源量1.38萬億m3，煤層氣地面開發(fā)潛力巨大[1]。省內(nèi)煤層氣資源主要分布于黔西六盤水、織納、黔北煤田的15個賦煤向斜構造單元，具有資源分布集中、品位高、區(qū)位優(yōu)勢顯著的特點[2]，煤層氣地面開發(fā)可產(chǎn)生顯著的經(jīng)濟、安全、環(huán)境與社會效益。

黔西龍?zhí)睹合当≈林泻衩簩尤喊l(fā)育，具有單一煤層煤層氣資源豐度低、煤系累計資源豐度高的特點。此外，由于龍?zhí)睹合祹r性以粉砂巖、泥巖及煤層為主，具有良好的自封蓋性，因此具備煤系煤層氣-致密氣共存的條件，多煤層共采及煤系氣共探共采就成為實現(xiàn)黔西煤層氣井工業(yè)氣流突破的關鍵[3]。

本文基于黔西六盤水煤田松河井田龍?zhí)睹合得簩託?致密氣共探共采工程，分析了井田煤系氣賦存及開發(fā)特征，探討了煤系氣共探共采的適配性技術工藝，對滇東黔西地質(zhì)條件相似區(qū)煤系煤層氣-致密氣勘探開發(fā)具有一定的指導意義。

1地質(zhì)與工程背景

1.1井田地質(zhì)條件

松河井田位于黔西六盤水煤田盤江礦區(qū)北部，土城向斜北翼中段，出露地層由老至新為峨眉山玄武巖組(P3β)、龍?zhí)督M(P3l)、飛仙關組(T1f)、永寧鎮(zhèn)組(T1yn)、第四系(Q)。井田整體為一單斜構造，傾向SW；區(qū)內(nèi)共查出斷層108條，以斜向高角度正斷層為主，走向NE-NEE，傾角45°～80°。

井田所在的黔西地區(qū)整體上屬于高應力區(qū)。區(qū)內(nèi)深部及淺部現(xiàn)代應力作用較強，煤巖層均處于構造擠壓應力場中，并具有明顯的各向異性；中部煤巖層現(xiàn)代地應力稍弱，煤巖層處于拉張應力場中，原巖地應力主要由自重應力場構成，存在局部構造應力集中[4]。根據(jù)井田內(nèi)煤層氣參數(shù)井注入/壓降試井資料統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)其最小主應力為10.67～21.01 MPa。

圖1　松河井田龍?zhí)睹合稻C合柱狀圖Fig.1　Synthesis column map of Longtan coal measures in Songhe field

井田含煤地層為龍?zhí)督M與峨眉山玄武巖組第2段，龍?zhí)督M為煤系氣勘查開發(fā)的目標層系(圖1)。龍?zhí)督M厚341 m，含煤47～66層，一般為50層。含煤厚度37～47 m，一般為41 m，含煤系數(shù)12%。

龍?zhí)睹合岛刹擅簩?8層，其中：全井田可采煤層為1+3，4，9，12，15，16，17號，可采總厚11.68 m；大部分可采煤層為51，62，18，272，292，293，32號，可采總厚8.85 m；局部可采煤層10，11，271，291號，可采總厚4.49 m。

根據(jù)井田龍?zhí)睹合蹈髅簩雍穸取⒚后w結構、層間距、頂?shù)装鍘r性及厚度等特征，可以17，271號煤為界劃分為上、中、下3個煤組。煤層氣勘查開發(fā)目標煤層為厚度大、含氣量高、煤體結構較完整的上煤組1+3，4，51，62，9，12，15，16號煤，下煤組271，272，292，293號煤。中煤組18，21，22，24號煤層薄，不利于煤層氣地面開發(fā)，但中煤組煤層間存在多個連續(xù)穩(wěn)定且厚度在10～30 m細砂巖、粉砂巖層，可能成為良好的運移氣儲集層，因此也是本次煤系氣勘查的目標層段。

1.2煤層氣勘查開發(fā)示范工程

為了系統(tǒng)評價黔西高應力區(qū)煤系氣開發(fā)潛力，探索煤層群發(fā)育區(qū)與煤系煤層氣-致密氣成藏特征相匹配的共探共采技術工藝，貴州省煤層氣頁巖氣工程技術研究中心聯(lián)合中國礦業(yè)大學等單位于松河井田開展了煤系氣共探共采工程示范，實施了1口參數(shù)井及由9口開發(fā)試驗井組成的1個叢式井組，如圖2所示。

圖2　松河井田叢式井組示意Fig.2　Schematic diagram of cluster well group in Songhe field

示范工程開展了地質(zhì)錄井、綜合測井、試井、煤巖樣測試、壓裂及排采工作，系統(tǒng)獲取了工區(qū)煤系氣賦存、儲層物性及氣藏開發(fā)特征參數(shù)，為煤系氣共探共采適配性技術工藝研究奠定了基礎。

2煤系氣賦存及開發(fā)特征

2.1儲氣層類型

基于示范工程氣測錄井曲線，結合地質(zhì)錄井、裸眼綜合測井對鉆遇地層巖性的判斷，發(fā)現(xiàn)井田煤系氣主要賦存于龍?zhí)睹合瞪?、下煤組多個厚度大、含氣量高的煤層中。由于地質(zhì)歷史上亦存在烴類氣體的運移，因此中煤組煤層頂?shù)装搴駥蛹毶皫r、粉砂巖也普遍含氣?；贕P-2井的氣測錄井資料繪制的氣測曲線表現(xiàn)為明顯的全烴及甲烷含量異常，其典型含氣層氣測曲線如圖3所示。

圖3　GP-2井典型含氣段氣測曲線Fig.3　Gas logging curves of typical gas segments of GP-2 well

井田龍?zhí)睹合刀鄠€煤層與層間細砂巖、粉砂巖含氣層共存，形成了資源豐度高的煤系氣藏，增大了單井控制面積內(nèi)的非常規(guī)天然氣地質(zhì)資源量及可采資源量，為當前經(jīng)濟技術條件下煤系氣地面開發(fā)創(chuàng)造了良好的資源條件。

2.2儲層溫壓場條件

裸眼井溫測井結果表明，工區(qū)不同深度的地溫梯度差異較大，變化范圍在2.1～5.5 ℃/100 m。上部飛仙關組地溫梯度相對較小，為2.1～3.0 ℃/100 m，屬正常地溫梯度。受泥巖、煤層熱導率低及隔水性好、富水性弱的共同影響[5]，龍?zhí)睹合档販靥荻雀哌_3.0～5.5 ℃/100 m，表現(xiàn)為明顯的地溫梯度正異常(圖4)。

圖4　GP-2井地層溫度及地溫梯度變化Fig.4　Formation temperature and geothermal gradient changes of GP-2 well

由圖4可見，隨著埋藏深度的增大，龍?zhí)睹合档販靥荻燃暗販乜焖僭黾?，導致下煤組地溫高異常更為明顯。由于高溫對煤基質(zhì)甲烷脫附起到活化作用，因此較高的儲層溫度總體上有利于煤系氣的地面開發(fā)。

基于GC-1井271，16，9，1+3號煤注入/壓降試井工作，獲得工區(qū)龍?zhí)睹合祪訅毫皦毫μ荻茸兓闆r如圖5所示。

圖5　龍?zhí)睹合祪訅毫皦毫μ荻茸兓疐ig.5　Reservoir pressure and pressure gradient changes of Longtan Formation

由圖5可見,工區(qū)龍?zhí)睹合得簝訅毫﹄S深度的增加而增大，但不同深度區(qū)間的儲層壓力梯度存在較大差異。煤系上部儲層壓力隨埋深增加緩慢增大，儲層壓力梯度近于正常值；9號煤之下，儲層壓力隨埋深增加而快速增大，儲層壓力梯度最高達1.36 MPa/100 m，煤系下部儲層超壓明顯。

井田具有較高的儲層壓力對煤系氣開發(fā)總體有利。一方面，較高的儲層壓力提高了儲氣層吸附及儲集氣體的能力，煤系氣開發(fā)的資源條件好；另一方面，較高的原始儲層壓力為煤儲層排水降壓，煤層氣解吸、滲流創(chuàng)造了條件，能夠提高井控范圍內(nèi)煤系氣的采收率。

2.3儲層含氣性

基于參數(shù)井GC-1井煤心USBM法含氣量測試數(shù)據(jù)，并根據(jù)煤體結構對損失氣量校正后的主要煤層含氣量如圖6所示。

圖6　GC-1井主要煤層含氣量及組成Fig.6　Main coal seam gas content and composition of GC-1 well

由圖6可見，工區(qū)各煤層空氣干燥基含氣量差別較大，在6.62～20.99 m3/t，且垂向上含氣量變化無明顯的規(guī)律性。工區(qū)上煤組含氣量較高的層段為9～12號煤，中煤組為17～221號煤，下煤組為24～272號煤及293號煤。從含氣量的組成來看，各煤層損失氣及解吸氣比例較大，而殘余氣比例較小，總體上有利于煤層氣的解吸及產(chǎn)出。

煤系賦存氣體成分以烴類氣體為主，占總氣量的78.4%～99.3%。粉砂巖、細砂巖等非煤含氣層中烴組分及干度指標與鄰近煤層相應指標具有較好的一致性，表明非煤含氣層中烴類氣體為鄰近煤層產(chǎn)生氣體運移、賦存的結果，在成因性質(zhì)上屬于煤成氣。

基于30 ℃下平衡水煤樣等溫吸附實驗，測得主要煤層蘭氏體積VL為11.23～20.98 m3/t，蘭氏壓力PL為1.27～2.97 MPa。結合對應煤層實測含氣量數(shù)據(jù)，計算各煤層含氣飽和度均大于70%，且12，271，293號煤層為含氣過飽和煤層。煤系主要煤層高含氣飽和度或含氣過飽和與儲層超壓有密切聯(lián)系，總體上有利于井田煤系氣地面開發(fā)[6]。由于過飽和煤層及非煤含氣層中存在大量游離態(tài)氣體，因此在示范工程鉆井、壓裂及排采初期即可觀察到較好的氣顯示。

2.4煤體結構及儲層物性

從各煤層的煤體結構來看，1+3，4，51，52，9，10，12，15，16，221，272，292，293號煤體結構相對完整，主要呈塊狀、碎塊狀；17，18，21，24號煤煤體結構完整性較差，主要呈粉末狀。相比之下，煤體結構相對完整的煤儲層能夠獲得更好的壓裂改造效果；粉末狀煤層改造效果差并在排采時大量產(chǎn)出煤粉，因此應避免合層開發(fā)。井田內(nèi)以亮煤為主的1+3，4，10，11，12，15，16，221，222，291，292，293號煤內(nèi)生裂隙密集發(fā)育—較發(fā)育。裂隙多呈不規(guī)則網(wǎng)狀、矩形網(wǎng)狀、平行狀，且多數(shù)被方解石、黃鐵礦充填。以暗煤為主的51，52，9，13，21，27，272號煤內(nèi)生裂隙不發(fā)育。

利用美國Micromeritics公司生產(chǎn)的AutoPore Ⅳ 9500型壓汞儀測定煤樣的孔隙率、總孔體積、孔徑分布、孔徑分布等孔隙發(fā)育特征參數(shù)。測試結果見表1。由表1可見，由于井田主要為中變質(zhì)程度的焦、瘦煤，壓汞法測得的各煤層孔隙度、比表面積、總孔容普遍較低，與我國蒲城、澄合、韓城等地Ro，max相近煤的孔隙特征相近[7]。較低的孔隙度、比表面積及孔容反映井田煤儲層對氣體的吸附能力有限，因此高含氣條件下吸附態(tài)氣體在煤儲層壓力下降時更易解吸。

表1　松河井田主要煤層孔隙發(fā)育特征

壓汞法測得的井田各煤層平均孔喉半徑r為16.1～22.3 nm，飽和度中值孔喉半徑Rc50為5.0～24.3 nm。與同為壓汞法測得的河南煤田各煤層相比，井田各煤層r，Rc50值明顯偏低[8]。根據(jù)Ходот的孔隙分類方法對各煤層微孔、過渡孔、中孔及大孔孔隙體積進行統(tǒng)計，發(fā)現(xiàn)井田各煤層主要發(fā)育0～10 nm的微孔，占總孔容的43.2%～67.2%；過渡孔(10～100 nm)、中孔(100～1 000 nm)、大孔>(1 000 nm)比例均低于22.0%(圖7)。

圖7　松河井田主要煤層孔徑分布Fig.7　Main coal seam pore size distribution in Songhe field

綜合井田煤儲層孔隙裂隙發(fā)育特征認為：在區(qū)域高應力背景下，一方面裂隙閉合或被方解石、黃鐵礦充填；另一方面，煤儲層具有較低的孔隙度、平均孔喉半徑r、飽和度中值孔喉半徑Rc50及較高的微孔比例，均導致儲層原始滲透性較差，因此煤層在未改造條件下氣體擴散、運移及產(chǎn)出的難度較大。

基于GC-1井1+3，9，16，21號煤注入/壓降試井及松河煤礦井下徑向流法測定的透氣系數(shù)數(shù)據(jù)，獲得井田主要煤層滲透率如圖8所示。

圖8　松河井田主要煤層滲透率Fig.8　Main coal seam permeability in Songhe field

由圖8可見，井田主要煤層滲透率普遍較低，在0.011×10-15～0.352×10-15m2的范圍，屬低滲透煤儲層。各煤層對比發(fā)現(xiàn)，12，16號煤滲透率相對較高，均高于0.20×10-15m2；而17，21號煤滲透率較低，均低于0.05×10-15m2。分析井田煤層滲透率低且差異較大的原因，認為受控于煤體結構、宏觀煤巖組分、宏觀裂隙發(fā)育及充填程度等多個方面。當煤體結構呈碎粒狀、粉末狀，且宏觀煤巖成分主要為暗煤時，滲透率相對較低，如17，21號煤；而當煤體結構相對完整、構造裂隙發(fā)育，且宏觀煤巖成分主要為亮煤及鏡煤時，滲透性相對較好，如12號煤。

3煤系氣共探共采適配性技術

3.1氣測錄井技術

氣測錄井技術是煤系氣共探共采中及時、直觀、準確發(fā)現(xiàn)含氣層的重要手段[9]。松河示范工程鉆井過程中，采用CPS3000型氣相色譜儀開展了氣測錄井工作，連續(xù)分析并獲得了全烴、烴組分及非烴組分數(shù)據(jù)，并通過綜合錄井平臺自動記錄氣測結果。氣測錄井開始前，用標準混合氣樣及甲烷樣分別對烴組分及全烴進行標定，全井標定3次；當重復性好時進行氣測錄井，確保氣測錄井結果能夠反映鉆井液中烴類氣體含量變化，及時發(fā)現(xiàn)鉆遇地層的含氣顯示。

基于氣測錄井曲線，可初步查明鉆遇地層的含氣性、含氣層厚度及氣體組成，輔助劃分煤層及砂巖、粉砂巖含氣層。氣測錄井成果為煤系氣開發(fā)層段優(yōu)選、開發(fā)方案設計及產(chǎn)層貢獻率研究提供了科學依據(jù)，對區(qū)域煤系氣共探共采具有重要的指導意義[10]。

受氣測錄井設備與技術水平的制約，氣測錄井資料以定性方法解釋為主，因此氣測成果的應用范圍與價值受到限制。通過采用性能優(yōu)良的連續(xù)定量脫氣器或熱真空全脫脫氣器[11]，不斷完善氣測數(shù)據(jù)的解釋模型，充分發(fā)揮綜合錄井儀的參數(shù)集成優(yōu)勢，有望實現(xiàn)煤系氣勘查中氣測曲線的定量解釋，準確獲取煤系儲層的含氣量，為儲量估算及資源開發(fā)潛力評價提供依據(jù)。

3.2裸眼綜合測井技術

裸眼綜合測井技術是煤系氣共探共采中經(jīng)濟、快速、全面認識含氣層的重要手段。特別是在不取芯的開發(fā)試驗井中，通過開展煤系井段雙側向、微球形聚焦、補償密度、補償聲波、補償中子、自然電位、自然伽馬、多極子陣列聲波、微電阻率掃描成像、雙井徑、井斜、井溫等測井，并基于所建立的測井曲線解釋模型，可判斷含氣層巖性、結構、裂縫發(fā)育情況，確定工業(yè)分析指標、含氣量、含水率、孔隙度、滲透率、巖石力學性質(zhì)及最大主應力方向等[12]?；诼阊劬C合測井對煤系含氣層的深入分析，有助于查明工區(qū)煤系氣資源條件、賦存特征及開采條件，為后續(xù)含氣層評價、產(chǎn)層優(yōu)選及適配性開發(fā)工藝研究奠定基礎。

受控于測井解釋模型的合理性，儲層物質(zhì)組成、含氣性、物性等測井解釋成果通常與測試化驗、試井結果存在較大差異，并影響到其在工程中的應用。要提高綜合測井解釋成果的精度及合理性，一是要重視工區(qū)前期測井成果分析、積累，二是要輔以針對性的采樣測試化驗，建立與井田地質(zhì)條件相適合的測井曲線解釋模型[13]，不斷提高煤系氣共探共采的工作效率及經(jīng)濟性。

3.3含氣層綜合評價及層段優(yōu)選技術

含氣層綜合評價是服務于煤系氣共探共采壓裂層段優(yōu)選的一項重要工作。通過系統(tǒng)總結前期地質(zhì)錄井、測試化驗、裸眼綜合測井及試井所積累的數(shù)據(jù)資料，繪制綜合錄井圖并統(tǒng)計具開發(fā)潛力的含氣層段特征參數(shù)，然后采用專家打分評價法、人工神經(jīng)網(wǎng)絡評價法、系統(tǒng)聚類法或模糊綜合評價法等進行含氣層綜合評價。基于含氣層分類、分級結果，結合含氣層垂向分布特征及儲層改造工藝特點，對壓裂層段進行優(yōu)選，科學指導后續(xù)壓裂方案設計及煤系氣試采工作。

含氣層綜合評價及層段優(yōu)選工作應在對井田煤系氣成藏特征充分研究的基礎上進行，參與評價及優(yōu)選的參數(shù)包括4類：① 資源條件參數(shù)，包括含氣層厚度、含氣量、資源豐度等；② 開發(fā)條件參數(shù)，包括孔隙度、滲透率、壓裂改造難度、含氣飽和度、巖石力學特征等；③ 溫壓條件參數(shù)，包括儲層溫度、壓力、臨儲比等；④ 儲層敏感性參數(shù)，包括壓敏、速敏、酸敏等。此外，由于成藏及開發(fā)機理存在顯著差異，應在優(yōu)選評價指標的基礎上對煤儲層及非煤含氣層分類開展綜合評價及開發(fā)層段優(yōu)選工作。

松河示鉆井及測井結果顯示：井田主力煤層厚度均超過0.7 m，1+3，15，16，293號厚度大于2.0 m，煤儲層含氣量均較高，各煤層間含氣飽和度、儲層壓力梯度及臨界解吸壓力相差不大，排采時各層段壓力傳遞速度差異較小，基本不會因壓降不均一而產(chǎn)生速敏傷害。基于煤層厚度及煤層間距，對井田煤層群初步分組，并優(yōu)選出對合層排采影響大的評價指標，包括滲透率、含氣飽和度、產(chǎn)層供液量、臨界解吸壓力及儲層壓力梯度等。綜合分析認為：松河井田龍?zhí)睹合?+3～51，62～9，13～16號煤層段適合優(yōu)先排采。

4煤系氣共探共采適配性工藝

4.1叢式井組開發(fā)模式

松河井田屬于構造剝蝕山地地貌，區(qū)內(nèi)沖溝較發(fā)育，常形成單面山、脊狀山，地勢起伏。受復雜地形條件影響，井田內(nèi)可滿足工程施工的備選井場少。為了減少工程投入并充分利用井場空間，示范工程采用了叢式井組開發(fā)模式，在同一井場內(nèi)施工了9口開發(fā)試驗井。各井同一壓裂段靶點平面上形成三角形基本井網(wǎng)，合層排采過程中逐步產(chǎn)生井間干擾并最終形成統(tǒng)一的壓降漏斗。叢式井組的實施，最大限度提高了井場土地利用率，降低了布井難度及井場建設費用，也便于后續(xù)排采作業(yè)管理。

叢式井組開發(fā)模式下，由于部分開發(fā)試驗井井斜較大，也顯著增加了后續(xù)測井、固井施工及排采作業(yè)的難度及成本。工程實踐表明：當?shù)貙觾A角小于20°時，適宜采用叢式井組開發(fā)模式。當產(chǎn)層埋深在500～900 m時，同一井場內(nèi)施工6～8口開發(fā)試驗井較為合理。

4.2小層射孔工藝

小層射孔是在壓裂層段優(yōu)選的基礎上連通井筒與待改造產(chǎn)氣層的工程措施。受限于光套管組段壓裂規(guī)模，為了保證儲層改造效果，單壓裂段射孔層累計厚度應控制在15 m之內(nèi)。小層射孔基于以下原則開展：① 當壓裂段中煤層厚度大于3.0 m時，由于壓裂過程中進液、進砂量可保證，則采取全煤層段射孔方式；② 當壓裂段中煤層厚度為1.5～3.0 m時，采取頂板、底板或頂?shù)装鍞U射方式，增加煤層段進液、進砂量，提高儲層改造效果；③ 當壓裂段中2～3個煤層層間距小于2.0 m時，認為可通過快速提高施工壓力壓裂頂?shù)装迳皫r含氣層，則采取多煤層連射方式，連射長度一般不超過7.0 m；④ 當壓裂段中厚煤層煤體結構破碎時，為了避免排采過程中大量吐粉對其他產(chǎn)層的影響，則避射該煤層[14]；⑤ 當煤系細砂巖、粉砂巖含氣層單層厚度超過20 m時，選擇中部6～8 m進行連續(xù)射孔。由于煤層與非煤含氣層巖石力學性質(zhì)存在較大差異，因此需單獨對細砂巖、粉砂巖射孔層進行壓裂改造，如18號煤底板、22號煤底板粉砂巖含氣層。基于上述小層射孔原則，結合壓裂層段特征確定的GP-1井各壓裂段小層射孔位置如圖9所示。

圖9　GP-1井小層射孔位置Fig.9　Selective perforation position of GP-1 well

綜上所述，基于“全射、擴射、連射、避射、選射”的小層射孔原則，合理分配壓裂中各射孔層的進液、進砂量，保證了同一壓裂段內(nèi)多個含氣層的改造效果，避免了排采過程中潛在的儲層傷害，有助于提高煤系氣共探共采的工程效果。

4.3組段壓裂工藝

松河井田煤儲層發(fā)育孔隙以0～10 nm的微孔為主，細砂巖、粉砂巖及煤儲層原始滲透率均較低，煤系氣地面開發(fā)需進行壓裂改造。盡管龍?zhí)睹合岛穸却?、含煤層?shù)多，但具煤系氣開發(fā)潛力的含氣層在上、中、下段集中分布，因此具備采用光套管注入方式開展組段壓裂的成藏條件。為了保證壓裂施工的儲層改造效果，單壓裂段跨度控制在30 m之內(nèi)，有效壓裂段長度小于15 m。當相鄰壓裂段間距大于50 m時，采用填砂方式對下部壓裂段進行封隔；若壓裂段間距為30～50 m時，則采用可撈式橋塞封隔下部壓裂段，避免砂、液竄層影響到上部壓裂段的改造效果。

由于優(yōu)選開發(fā)煤層的天然裂隙較發(fā)育，且焦煤的巖石力學強度低，因此壓裂中因煤體結構破壞形成網(wǎng)狀裂縫[15]，煤儲層表現(xiàn)出較強的濾失性，導致壓裂液在儲層中的流動速度慢、攜砂能力弱，易造成支撐劑的近井堆積。針對煤儲層濾失性強的特點，一方面在前置液中增加粉砂注入量，增大粉砂砂比，以降低煤層濾失性；另一方面，采用高排量、低砂比方式注入攜砂液，將支撐劑攜帶至遠井地帶，提高裂縫支撐效果。

受區(qū)域高地應力背景及煤系下段顯著超壓的共同影響，下煤組29，27號煤破裂壓力及延伸壓力高，17號煤之上破裂壓力及延伸壓力明顯降低。因此，下煤組壓裂施工時適當增加壓裂泵車數(shù)量，提高最大施工排量及壓力，以確保煤層及其頂?shù)装蹇杀粔洪_。為了保障下煤組儲層改造效果，適宜選擇密度小、抗壓強度較大的陶粒作為支撐劑[16]。

多產(chǎn)層組段壓裂方式下，為了保證同一壓裂段內(nèi)各產(chǎn)層均能達到較好的改造效果，可采用投球的方式實現(xiàn)多產(chǎn)層的充分改造[17]?；趬毫亚€分析，投球前砂、液注入量應控制在總量的60%～70%。壓裂施工中，可根據(jù)壓裂曲線形態(tài)現(xiàn)場判斷各含氣層的改造程度，并在此基礎上及時調(diào)整既定的壓裂泵注程序及投球方案。投球數(shù)量根據(jù)所判斷的含氣層改造情況確定，以預測改造程度高，進砂、進液量大的含氣層射孔數(shù)的120%投入。必要時，可采取多次投球封堵的方式實現(xiàn)同一壓裂段內(nèi)多產(chǎn)層的逐次改造。

4.4合層排采工藝

井田龍?zhí)睹合得簩娱g距較小，隔水性好、富水性弱，且各含氣層壓力梯度相差不大，因此具備多煤層共采、煤系氣共采的地質(zhì)條件[18]。針對氣井日產(chǎn)水量低且叢式井組開發(fā)模式下井斜差別大的特點，示范工程選用了兩種排采裝置。對于最大井斜小于40°的開發(fā)試驗井，采用“游梁式抽油機+管式泵”排采，滿足了后期日產(chǎn)水量低的預期；對于最大井斜超過40°的開發(fā)試驗井，采用水力無桿泵排采，避免了管桿偏磨可能引起的排采復雜情況。

煤系氣合層開發(fā)模式下，避免儲層永久性傷害，減弱不同壓裂段的層間干擾，快速形成井間協(xié)同降壓條件是排采過程控制的關鍵[18]。由于井田煤儲層具有超壓、低滲的特點，壓裂后井口溢流量大，因此應合理控制放溢流階段的溢流速度，避免因溢流速度過快而引起支撐劑向井筒方向大量運移。此外，煤儲層超壓、含氣高-過飽和的特點還決定了初期排水階段套壓快速顯現(xiàn)并可持續(xù)升高至4.0 MPa。套壓的快速升高，不僅有暴露上部壓裂段的風險，還可導致近井地帶氣泡增多、變大，產(chǎn)生嚴重的賈敏效應。為了避免不穩(wěn)定氣水兩相流的快速形成，應盡可能降低見套壓前的液面降幅，延長見套壓前的排水時間，在套壓顯現(xiàn)前排出更多的壓裂液[19]。見套壓后，應嚴格控制憋壓幅度，避免套壓持續(xù)升高產(chǎn)生嚴重的賈敏效應或造成上部壓裂段被動暴露。當套壓超過設定的憋壓上限值時，通過逐步增大日產(chǎn)氣量的方式穩(wěn)定套壓在憋壓控制范圍內(nèi)，如圖10所示。

圖10　GP-8井排采曲線Fig.10　Drainage and production curves of GP-8 well

控壓穩(wěn)產(chǎn)階段，保持日產(chǎn)氣量及日產(chǎn)水量的相對穩(wěn)定，使儲層中逐步形成穩(wěn)定的氣水兩相流態(tài)，以利于壓裂液的持續(xù)排出[20]。隨著排采工作的進行，氣井逐漸面臨上部壓裂段暴露的問題。為了提高產(chǎn)氣效果，可在套壓大于0.5 MPa時主動緩慢暴露上部壓裂段。因為在較高套壓下暴露上部產(chǎn)層，可對后期套壓波動起到一定的緩沖作用，避免對暴露產(chǎn)層可能帶來的傷害。

上部產(chǎn)層主動暴露后，應避免套壓的快速波動，杜絕套壓大幅回升，避免“氣侵”導致井筒附近形成液相低滲區(qū)，對近井地帶儲層造成永久性傷害[21]。當發(fā)現(xiàn)套壓回升時，應及時減小液面降幅并穩(wěn)定流壓，并調(diào)整日產(chǎn)氣量來穩(wěn)定套壓。當套壓波動頻繁時，應采用“遠程智能排采系統(tǒng)”或在井口氣管線上加裝“套壓調(diào)控閥”進行套壓控制。

5結論

(1)松河井田煤成氣主要賦存于龍?zhí)睹合刀鄠€煤層及臨近細砂巖、粉砂巖中，具備多煤層共采、煤系氣共采的資源及開發(fā)條件。龍?zhí)睹合瞪?、下煤組煤層厚度大、含氣量高、煤體結構較完整；中煤組煤層間細砂巖、粉砂巖厚度大且含氣性好，是井田煤系氣共探共采的主要目標層段。

(2)松河井田煤儲層具有高溫、超壓、高含氣量、含氣高-過飽和的特點，適宜進行煤層氣地面開發(fā)工作。在區(qū)域高地應力背景下，煤儲層裂隙閉合或被方解石、黃鐵礦充填；同時，低孔隙度、低平均孔喉半徑、高微孔比等孔隙特征導致各煤層原始滲透性差，煤系氣地面開發(fā)需進行儲層改造。

(3)基于煤層厚度及層間距特征，對井田煤層群初步分組，并優(yōu)選出滲透率、含氣飽和度、臨界解吸壓力及儲層壓力梯度等對合層排采影響大的指標進行綜合評價，認為井田龍?zhí)睹合?+3～51，62～9，13～16號煤層段適合優(yōu)先排采。

(4)示范工程實踐表明：氣測錄井、裸眼綜合測井及含氣層綜合評價是煤系氣共探共采中發(fā)現(xiàn)、認識、評價含氣層及產(chǎn)氣層段優(yōu)選的關鍵技術，可為煤系氣共探共采方案制定提供重要依據(jù)。叢式井組開發(fā)模式下，“小層射孔、組段壓裂、合層排采”系列工藝與井田地形地質(zhì)條件相匹配，可顯著提高多煤層共采、煤系氣共探共采的工程效果。

參考文獻：

[1]秦勇，高弟，吳財芳，等．貴州省煤層氣資源潛力預測與評價[M]．徐州：中國礦業(yè)大學出版社，2012．

[2]高弟，秦勇，易同生．論貴州煤層氣地質(zhì)特點與勘探開發(fā)戰(zhàn)略[J]．中國煤炭地質(zhì)，2009，21(3)：20-23．

Gao Di,Qin Yong,Yi Tongsheng.Geological condition,exploration and exploitation strategy of coal-bed methane resources in Guizhou,China[J].Coal Geology of China,2009,21(3):20-23.

[3]高為，田維江，秦文，等．貴州省煤層氣與頁巖氣共探共采的地質(zhì)優(yōu)選[J]．斷塊油氣田，2014，21(1)：36-38．

Gao Wei,Tian Weijiang,Qin Wen,et al.Geological optimization of coalbed methane and shale gas co-exploration and concurrent production in Guizhou Province[J].Fault-block Oil & Gas Field,2014,21(1):36-38.

[4]徐宏杰，桑樹勛，易同生，等．黔西地應力場特征及構造成因[J]．中南大學學報(自然科學版)，2014，45(6)：1960-1966．

Xu Hongjie,Sang Shuxun,Yi Tongsheng,et al.Characteristics of in-situ stress field and its tectonic origin in Western Guizhou[J].Journal of Central South University (Science and Technology),2014,45(6):1960-1966.

[5]盧玲玲，秦勇，郭晨．黔西補作勘查區(qū)現(xiàn)代地溫場及煤層受熱溫度分析[J]．中國煤炭地質(zhì)，2013，25(10)：12-17.

Lu Lingling,Qin Yong,Guo Chen.Modern geothermal field and coal seam heating temperature in Buzuo exploration area,Western Guizhou[J].Coal Geology of China,2013,25(10):12-17.

[6]Liu Shaobo,Song Yan,Zhao Menjun.Influence of overpressure on coalbed methane reservoir in South Qinshui Basin[J].Chinese Science Bulletin,2005,50(1):124-129.

[7]趙興龍，湯達禎，許浩，等．煤變質(zhì)作用對煤儲層孔隙系統(tǒng)發(fā)育的影響[J]．煤炭學報，2010，35(9)：1506-1511．

Zhao Xinglong,Tang Dazhen,Xu Hao,et al.Effect of coal metamorphic process on pore system of coal reservoirs[J].Journal of China Coal Society,2010,35(9):1506-1511.

[8]姚艷斌，劉大錳．煤儲層孔隙系統(tǒng)發(fā)育特征與煤層氣可采性研究[J]．煤炭科學技術，2006，34(3)：64-68．

Yao Yanbin,Liu Dameng.Developing features of fissure system in Henan coal reserves seams and research on mining of coal bed methane[J].Coal Science and Technology,2006,34(3):64-68.

[9]秦勇，梁建設，申建，等．沁水盆地南部致密砂巖和頁巖的氣測顯示與氣藏類型[J]．煤炭學報，2014，39(8)：1559-1565．

Qin Yong,Liang Jianshe,Shen Jian,et al.Gas logging shows and gas reservoir types in tight sandstones and shales from Southern Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2014,39(8):1559-1565.

[10]金軍，周效志，易同生，等．氣測錄井在松河井田煤層氣勘探開發(fā)中的應用[J]．特種油氣藏，2014，21(4)：22-25．

Jin Jun,Zhou Xiaozhi,Yi Tongsheng,et al.Application of gas logging in exploration and development of CBM in Songhe field[J].Special Oil & Gas Reservoris,2014,21(4):22-25.

[11]王立東，羅平．氣測錄井定量解釋方法探討[J]．錄井技術，2001，12(3)：1-10．

Wang Lidong,Luo Ping.A discussion on quantitative interpretation method of gas logging[J].Logging Technology,2001,12(3):1-10.

[12]Yan Taotao,Yao Yanbin,Liu Dameng,et al.Evaluation of the coal reservoir permeability using well logging data and its application in the Weibei coalbed methane field,southeast Ordos basin,China[J].Arabian Journal of Geosciences,2015,8(8):5449-5458.

[13]劉之的，楊秀春，陳彩紅，等．鄂東氣田煤層氣儲層測井綜合評價方法研究[J]．測井技術，2013，37(3)：289-293．

Liu Zhidi,Yang Xiuchun,Chen Caihong,et al.Comprehensive log evaluation for coalbed methane reservoir in eastern block of Ordos Basin[J].Well Logging Technology,2013,37(3):289-293.

[14]陳文文，王生維，秦義，等．煤層氣井煤粉的運移與控制[J]．煤炭學報，2014，39(S2):416-421．

Chen Wenwen,Wang Shengwei,Qin Yi,et al.Migration and control of coal powder in CBM well[J].Journal of China Coal Society,2014,39(S2):416-421.

[15]段品佳，張超，屈長龍，等．煤層氣儲層壓裂負效應作用機理[J]．煤炭學報，2014，39(S2)：447-451．

Duan Pinjia,Zhang Chao,Qu Changlong,et al.Mechanisms of hydro-fracturing negative effect to coalbed methane seams[J].Journal of China Coal Society,2014,39(S2):447-451.

[16]張雙斌，蘇現(xiàn)波，郭紅玉，等．煤層氣井排采過程中壓裂裂縫導流能力的傷害與控制[J]．2014，39(1)：124-128．

Zhang Shuangbin,Su Xianbo,Guo Hongyu,et al.Controlling the damage of conductivity of hydraulic factures during the process of drainage in coalbed methane well[J].Journal of China Coal Society,2014,39(1):124-128.

[17]倪小明，賈炳，王延斌．合層水力壓裂煤層投球數(shù)的確定[J]．天然氣工業(yè)，2012，32(7)：33-37．

Ni Xiaoming,Jia Bing,Wang Yanbin.Determination of ball sealers used for the multi-layer hydraulic fracturing in coal seams[J].Natural Gas Industry,2012,32(7):33-37.

[18]張政，秦勇，傅雪海．沁南煤層氣合層排采有利開發(fā)地質(zhì)條件[J]．中國礦業(yè)大學學報，2014，43(6)：1019-1024．

Zhang Zheng，Qin Yong，F(xiàn)u Xuehai．The favorable developing geological conditions for CBM multi-layer drainage in southern Qinshui basin[J]．Journal of China University of Mining & Technology，2014，43(6)：1019-1024．

[19]朱東君．貴州織金區(qū)塊煤層氣井排采影響因素分析[J]．油氣藏評價與開發(fā)，2015，5(2)：78-80．

Zhu Dongjun.Analysis of influence factors of drainage and recovery of CBM wells in Zhijin Block of Guizhou[J].Reservoir Evaluation and Development,2015,5(2):78-80.

[20]馮其紅，舒成龍，張先敏，等．煤層氣井兩相流階段排采制度實時優(yōu)化[J]．煤炭學報，2015，40(1)：142-148．

Feng Qihong,Shu Chenglong,Zhang Xianmin,et al.Real-time optimization of drainage schedule for coalbed methane wells at gas-water two-phase flow stage[J].Journal of China Coal Society,2015,40(1):142-148.

[21]Chen Yaxi,Liu Dameng,Yao Yanbin,et al.Dynamic permeability change during coalbed methane production and its controlling factors[J].Journal of Natural Gas Science and Engineering,2015,25:335-346.

Reservoir formation characteristics and co-exploration and concurrent production technology of Longtan coal measure coalbed methane and tight gas in Songhe field,western Guizhou

YI Tong-sheng1,2,ZHOU Xiao-zhi1,3,JIN Jun1,2

(1.GuizhouResearchCenterofShaleGasandCBMEngineeringTechnology,Guiyang550009,China;2.CoalMineExplorationofGuizhouProvince,Guiyang550009,China;3.SchoolofResources&EarthScience,ChinaUniversityofMining&Technology,Xuzhou221116,China)

Abstract:Based on a demonstration project of coal-formed gas co-exploration and concurrent production,this paper analysed the occurrence characteristics and development conditions of Longtan coal measure coalbed methane and tight gas,and discussed the suitable technology for the coal-formed gas co-exploration and concurrent production.The results show that coal-formed gas is mainly hosted in the multiple coal seams of Longtan coal measures and closes to the gas bearing formation which contains fine sandstone and siltstone;it has enough resource and favorable development conditions that include the multi-layer commingling development and the concurrent production of coal-formed gas.The coal reservoir with the characteristics of high temperature,overpressure,high gas content and gas supersaturated is suitable to coalbed methane ground development;but some factors including the reservoir fracture closing and mineral filling could lead to the lower original permeability at high ground stress area.Therefore,the coal-formed gas ground development needs to carry out the reservoir reconstruction.The key technology of discovering,recognizing and evaluating the optimization of gas bearing and producing layers in field coal-formed gas co-exploration and concurrent production are gas logging,uncorrected comprehensive logging and the comprehensive evaluation of gas bearing layer.They provide the basis for establishing the coal-formed gas co-exploration and concurrent production scheme.In the development mode of collecting well group,the technologies including the small-layer perforating,group-segment fracturing and multi-layer drainage need to match with the topography and geology conditions of the field.Thus it can significantly improve the engineering effect of the multi-layer commingling development and the coal-formed gas co-exploration and concurrent production.

Key words:western Guizhou;Songhe field;coal-formed gas;coalbed methane;tight gas;reservoir forming characteristics;co-exploration and concurrent production

中圖分類號:P618.11

文獻標志碼:A

文章編號:0253-9993(2016)01-0212-09

作者簡介:易同生(1964—)，男，貴州遵義人，研究員。Tel：0851-84809159，E-mail：gzsmtdzyts@vip.163.com。通訊作者：周效志(1982—)，男，山東青州人，副教授。E-mail：cumtzxz@163.com

基金項目:國家自然科學基金資助項目(51204162)；貴州省科技重大專項資助項目(黔科合重大專項字[2014]6002號)

收稿日期:2015-08-30修回日期:2015-10-15責任編輯:張曉寧

易同生，周效志，金軍.黔西松河井田龍?zhí)睹合得簩託?致密氣成藏特征及共探共采技術[J].煤炭學報,2016,41(1):212-220.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9012

Yi Tongsheng,Zhou Xiaozhi,Jin Jun.Reservoir forming characteristics and co-exploration and concurrent production technology of Longtan coal measure coalbed methane & tight gas in Songhe field,western Guizhou[J].Journal of China Coal Society,2016,41(1):212-220.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2015.9012