張杰 鄧志宇 王小東 李東駿

摘要：沁水盆地南部柿莊北區(qū)塊地質(zhì)條件、煤層氣資源條件較好，但在當前煤層氣生產(chǎn)中不同區(qū)域煤層氣井產(chǎn)氣差異大，總體開發(fā)效果不佳，僅有的少數(shù)中高產(chǎn)井區(qū)卻普遍存在穩(wěn)產(chǎn)能力差的特點。前期豐富的地質(zhì)研究表明，相比鄰區(qū)本區(qū)埋深較大，具有低孔低滲、地質(zhì)應力和煤體結構分布更加復雜的地質(zhì)特征，其決定了本區(qū)煤層氣的開發(fā)難度。如何在此地質(zhì)條件基礎上優(yōu)選出合適的開發(fā)工藝，提高開發(fā)效果是當前亟需解決的問題。本文基于地質(zhì)-工程一體化思路，通過研究區(qū)煤層氣井的基礎地質(zhì)研究及測試、生產(chǎn)數(shù)據(jù)分析，明確了本區(qū)低效煤層氣井的工程成因，結合目前勘探開發(fā)現(xiàn)狀，提出適用于本區(qū)的煤儲層頂板水平井施工、壓裂工藝方法，以期達到提高煤層氣單井產(chǎn)量和產(chǎn)能轉(zhuǎn)化率的目的。

關鍵詞：柿莊北;煤層氣開發(fā);煤層頂板;水平井壓裂;工藝探討

1、區(qū)塊概況

1.1、地質(zhì)概況

柿莊北區(qū)塊位于沁水盆地東南部，區(qū)內(nèi)煤炭資源豐富，煤層物性相對較好，煤層氣含量較高，具有較好的開發(fā)前景[1]。研究區(qū)地層由老至新主要為下古生界奧陶系峰峰組，上古生界本溪組、太原組、山西組、下石盒子組、上石盒子組、石千峰組、劉家溝組，主要煤系地層為石炭系太原組和二疊系山西組。區(qū)內(nèi)發(fā)育主要煤層為太原組15號煤層和山西組3號煤層，其中3號煤層為主力開發(fā)層。

區(qū)內(nèi)為山地丘陵地貌，地勢整體西高東低。西部地區(qū)整體地勢較高，北高南低; 而東部地區(qū)則較為平緩，南高北低。區(qū)內(nèi)中、西部斷層發(fā)育較多SN、NE-SW向斷層，東部斷層較少，中部發(fā)育近SN向背斜，背斜東、西兩側(cè)均展現(xiàn)為東高西低特征（圖1）。東部緩坡帶為東南向西北傾斜的斜坡構造，區(qū)內(nèi)整體構造相對簡單，斷裂發(fā)育少，地層產(chǎn)狀平緩，是本區(qū)塊煤層氣勘探開發(fā)主力區(qū); 中部褶皺帶構造條件相對復雜，斷層、背向斜及斷塊構造普遍發(fā)育，煤層氣勘探開發(fā)風險較高; 西部緩坡帶地層較為平緩，斷裂發(fā)育較少，煤儲層物性較差，但該區(qū)煤層含氣量較高，屬于本區(qū)塊的產(chǎn)能潛力接替區(qū)[2]。

東部區(qū)域主力開發(fā)煤層3號厚度較厚，在4.0-7.5m之間，平均5.5m;含氣量較高，在11.5-18.5m3/t之間，平均15.6 m3/t;埋深820-1200m之間，平均1070m;臨界解吸壓力在0.5-4.0MPa之間，平均2.3MPa（表1）。物性相對較差，孔隙度中等，在3.9%-6.2%之間，平均5.1%;滲透率較低，在0.01-0.45md之間，平均0.09md。構造相對簡單，地層平緩，具有煤層氣大規(guī)模開發(fā)基礎[3]。

區(qū)內(nèi)3號煤層頂板以泥巖為主，局部含砂質(zhì)為砂質(zhì)泥巖或粉砂巖，巖石致密，厚度1.5-18.5m，對3號煤層煤層氣具有良好的保存作用。

1.2、工程概況

沁水盆地南部高煤階煤層氣開發(fā)工程技術主要有三種：一是直井/定向井套管完井，水基壓裂后進行排水降壓;二是多分支水平井工程井裸眼完井，生產(chǎn)井排采降壓;三是單支水平井完井，套管完井水基壓裂或篩管完井不壓裂進行排水降壓。第二種技術在沁水盆地樊莊區(qū)塊取得了較好的應用效果，產(chǎn)量逐年遞增[4];第三種技術在沁水盆地潘莊、潘河區(qū)塊取得較好應用效果。沁水盆地內(nèi)不同的區(qū)塊其地質(zhì)條件存在較大差異，運用相同的工程技術在不同的地質(zhì)條件下表現(xiàn)出明顯的不適應性，需要研究不同的工程技術以適應相應的地質(zhì)條件[5]。

區(qū)塊內(nèi)當前開發(fā)技術體系井型以直井/定向井為主結合單支水平井井型的混合井網(wǎng)，完井方式為套管完井，儲層改造方式后期煤層水基壓裂。開發(fā)主要問題有兩個：一是直井定向井低產(chǎn)率高、穩(wěn)產(chǎn)時間短，二是水平井煤層垮塌嚴重，成井困難。

2、地應力

柿莊北區(qū)地應力狀態(tài)相對復雜，與構造關系關系密切[6]，西北區(qū)域煤層埋深大于110m，垂向應力大于水平應力;斷層帶、東部邊緣區(qū)域及褶皺翼部垂向應力小于水平應力;煤層平緩區(qū)域及褶皺軸部水平擠壓作用相對較弱，中間主應力為垂向。

3號層主要擠壓方向為NE40-65°，西部區(qū)域應力較大，背斜軸部相對拉張，向斜區(qū)域擠壓較強。斷層帶內(nèi)部應力高于外部地區(qū)，地應力隨隨埋深增加而逐漸增大。

最大水平主應力近NE方向，斷裂帶區(qū)域的最大水平主應力方向近平行于斷層走向，偏轉(zhuǎn)角度受構造影響，斷層走向與主擠壓方向垂直時偏轉(zhuǎn)角最小。

3、煤體結構

郭濤等[7]通過測井方法分析認為煤體結構受構造、沉積控制。構造控制作用為主，煤層厚度變化大及小斷層密集發(fā)育區(qū)易發(fā)育構造煤;頂?shù)装鍘r石力學性質(zhì)與煤層相差較大時，易形成構造軟煤。通過巖心及測井分析，柿莊北區(qū)塊3號煤層靠近上部及底部常發(fā)育碎粒煤或粉煤，粉煤平均厚1m，所占比例平均為17.85%，本區(qū)斷層對煤層煤體結構影響并不大，粉煤發(fā)育主要受褶皺的影響[4]。

在研究區(qū)的鉆探過程中，粉煤的發(fā)育對水平井施工造成重大影響，2020年柿莊北施工的7口水平井中有5口井出現(xiàn)煤層垮塌現(xiàn)象，部分井出現(xiàn)不同程度的卡埋鉆具事故，探究合適的開發(fā)工藝適應柿莊北區(qū)塊的煤層氣開發(fā)具有重要意義。

4、排采效果

前人在研究該區(qū)排采規(guī)律后優(yōu)化排采制度[8]，達產(chǎn)率明顯提高，對本區(qū)東部地質(zhì)條件較好區(qū)域50口井的3號煤層氣井進行排采生產(chǎn)，平均產(chǎn)氣量約300 m3/d，上產(chǎn)期約90天，穩(wěn)產(chǎn)期約350天，整體表現(xiàn)為單井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)周期短的特點（圖2），當前鉆完井及儲層改造工藝效果對研究區(qū)煤層開發(fā)效果不佳。其低產(chǎn)原因與煤層埋深、地應力、煤體結構、煤體強度及開發(fā)工藝技術等相關。研究區(qū)與鄰區(qū)柿莊南區(qū)塊相比較：埋深大200-300m;儲層應力更高;滲透率、煤巖強度更低，施工難度大。

通過對研究區(qū)A1井進行數(shù)值模擬研究，該井的氣量主要來自壓裂裂縫影響區(qū)域，通過儲層滲流壓降公式計算壓降半徑較小，有效解吸半徑在50m左右（圖3），供氣半徑有限是造成柿莊北產(chǎn)量過早進入遞減期的主要原因。

4、解決思路

研究區(qū)煤層具有低滲的特點，需要對儲層水力壓裂改造，目前改造規(guī)模有限，針對煤體結構較好的煤層，需要提升煤層水力壓裂改造規(guī)模，增加有效解吸半徑。針對構造煤發(fā)育、地應力復雜、煤層易垮塌區(qū)域采用距離煤層1-2m范圍的煤層頂板水平井施工[9]，對煤層頂板進行多段式水力壓裂改造儲層（圖4）。

煤層頂板水平井施工具有以下優(yōu)點：一是水平段不需要考慮煤層鉆遇率，施工軌跡曲率更小，有利于獲得更長水平段長，進而獲取更大經(jīng)濟效益，并且對后期完井作業(yè)更有利;二是煤層頂板巖石強度高于煤層，不易出現(xiàn)垮塌等井下安全事故;三是不在煤層內(nèi)鉆進，消除鉆井液對儲層污染;四是降低煤層氣生產(chǎn)期間壓裂砂及煤粉產(chǎn)出，增加生產(chǎn)時效。

參考文獻

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[9]屈平.單一松軟煤層頂板壓裂增透的數(shù)值模擬分析[J].中州煤炭，2016，2：45-48.