煤层气直井开发概要——以鄂尔多斯盆地韩城地区煤层气开发为例

李景明 巢海燕 聂志宏

1.中石油煤层气有限责任公司 2.中联煤层气国家工程中心有限责任公司

煤层气直井开发概要
——以鄂尔多斯盆地韩城地区煤层气开发为例

李景明1巢海燕2聂志宏1

1.中石油煤层气有限责任公司 2.中联煤层气国家工程中心有限责任公司

煤层气钻井方式中，直井技术（包括丛式井）最为成熟，费用较低，操作简单，没有太大的使用限制，无论在前期开发评价，还是后期的增产改造和规模开发中，其作用都不可替代，是国内煤层气开发普遍采用的方式。为此，论述了其开发要点：①煤层气的选区、选井及选层主要依靠地震勘探技术结合基础地质技术完成；②单井评价通常以测井评价为主，录井技术和试井技术为辅，而测井记录的数据常需使用经过选择的煤心和试井数据标定，这样才能提高储层评价参数及单井评价的可靠性，进而确定射孔压裂层段；③直井的增产改造方法除水力压裂外，还可考虑裸眼完井和筛管完井技术，裸眼完井需考虑煤层适应性，而筛管完井除了应用于水平井外，也可以用于裸眼完井的直井中；④煤层气排采需紧密结合排采装备，初期以最小的强度稳定缓慢排采，然后根据地层实际供液能力调整工作制度，尽量使地层供液与排液量保持一致，稳定持续缓慢降液，尽可能地扩大压降范围。

煤层气 直井开发 布井 地质录井 裸眼完井 筛管完井 增产改造 排水采气

随着我国煤层气产业的不断发展，除了早期技术成熟且操作简单的垂直井钻井技术外，越来越多的井型包括羽状水平井、U形井等也逐渐应用到煤层气开发领域中。目前的煤层气钻井方式中，直井技术（包括丛式井）最为成熟，费用较低，操作简单，也没有太大的使用限制，应用范围广，是国内煤层气开发活动中普遍采用的方式。无论是在前期的开发评价中，还是在后期的增产改造和规模开发中，直井（包括丛式井）作为煤层气开发的主要手段之一，其作用都不可替代。

1 选区、选井、选层技术

煤层气的选区、选井及选层评价是煤层气高效开发不可缺少的首要阶段。它一般由两大技术手段来实现，一是地震勘探技术，二是基础地质技术，以此解决开发布井的问题。

1.1 地震勘探技术

煤层具有吸附性、低孔隙度、低渗透率、易变形等特点，加上我国地质条件复杂，煤层气开发难度较大。近年来的地面煤层气勘探开发实践形成了一系列适合我国煤层气地质特点的煤层气勘探开发理论与技术，而这些理论与技术应用都首先依赖于对煤层气开发区构造情况及煤层空间展布状况的了解与掌握［1－2］。随着煤层气发展的不断深入，面临的问题逐渐显现，地震勘探技术已成为煤层气选区选井必不可少的重要手段。

地震勘探技术具有横纵向分辨率高的显著特点，目前多数情况下地震勘探技术主要是将常规二维地震应用于煤层气勘探中，先运用大测网二维地震选好有利目标区，然后在有利目标区加密控制测网。通过地震，可以探测出煤层的赋存状态与稳定性，较准确地识别出地下大中小型构造的发育特征，并定性、半定量地预测地下煤层厚度变化趋势，进而优选出煤层气富集高产目标靶区，指导有利井位的部署与钻探。

鄂尔多斯盆地东缘韩城地区（以下简称韩城）地质史上历经多期构造运动，断裂密集分布，对煤层气的保存有关键的影响和作用，通过地震数据的处理与解释，可较准确地识别出地下构造特征，利于井位部署时有效地避开开放性断层。

1.2 基础地质技术

煤层气生产层位的确定直接影响着开发区的煤层气资源量大小以及生产时产气潜力的高低，这就需要结合探井评价数据与资料，对全区一定深度范围内的煤储层基本特征，包括埋深、有效厚度、煤阶煤质、煤层含气量等进行研究。

例如，通过对韩城区内煤系赋存特征以及煤岩煤质特征进行分析认为，韩城区内的煤层气资源主要分布在3＃、5＃和11＃煤层中，3个主要煤层在工区分布基本稳定，演化程度较高，普遍都达到了瘦煤—贫煤阶段，且厚度较大，埋深300～1 000m，煤岩宏观成分以暗煤为主，微观成分以基质镜质组为主，平均含气量超过10m3／t，而后期的排采情况也证实了这3套主力生产煤层的产气潜力。

2 单井开发潜力评价技术

为掌握区块煤层气的开发潜能，需要通过单井评价获取相关参数。单井评价的目的就是为了获得煤储层的有效信息，掌握煤层的渗透率、压力、含气情况及初期产气能力，为日后部署井组和区块开发提供依据和指导。

获取煤层的储层特性主要通过地质录井技术、测井技术和试井技术这3种手段来综合分析评价煤储层的产气潜力，确定射孔压裂层段，并对该井的开发潜力进行预测。现今沁水盆地樊庄区块部署的大量煤层气生产井均是建立在对早期的晋试1、晋试2、晋试3等单井的评价之上，韩城煤层气田的规模开发也正是归功于利用前期的勘探技术手段对单井进行了细致的评价。

2.1 地质录井技术

煤层气井录井技术主要目的是获得目标区的未知煤层赋存情况，由此对探井进行岩心录井取心、采样测试等，以获得各种地质资料和煤层气参数。

地质录井是煤层气勘探开发中最常应用的录井技术，包括钻时、岩屑、岩（煤）心、钻井液性能、气测等项目的录取工作。其中，气测录井是指直接测定钻井液携带的破碎煤层中可燃性气体含量的一种测井方法，然后根据气层解释标准（表1），结合岩石电性特征，判定气测异常层是气层还是含气层。

煤层气储层在地质录井中表现为钻时快、气测全烃含量剧增，有时可达饱和，甲烷含量也是剧增甚至饱和。在岩心录井中，岩心出筒时，可见从煤心中有大量气体逸出。钻井中观察到在泥浆池液面上浮有大量的煤粉，这也是由于煤屑中有气体放出使煤屑在液面上的浮力增大所致［3－5］。煤层气地质录井在非目的层段一般采用岩屑录井，在目的层段则同时采用岩屑录井和岩心录井，并根据钻时、气测等其他录井资料进行综合分析，准确地判断出钻遇的地层和岩性，卡准层位，准确、齐全地录取各项地质资料［3］。

从地质资料方面看，岩性剖面符合率均超过85%，煤层符合率达100%，取心层位符合率达100%，录井资料质量能满足地质研究的需要［5］。在与测井数据对比前，录井获得的取心数据需进行深度校正。

2.2 测井技术

测井是煤层气勘探开发尤其是单井评价的重要手段。目前评价煤层气的常规测井方法一般包括自然电位、自然伽马、井径、双侧向电阻率、微球型聚焦电阻率、声波时差、中子孔隙度和补偿密度等测井技术。通过综合分析测井资料与数据，可以定性、定量地判断出煤岩各相关特性与参数。

由于煤岩所具有的特殊属性，煤层的测井响应很特殊，比围岩较易识别，具体表现为“三高两低”的特征，即：高电阻、高声波时差、高中子、低伽马、低体积密度（图1）。

在相同程度的煤化作用下，电阻率一般反映煤岩成分和煤质，电阻率越高，表明煤层灰分越低，煤质越好，丝炭含量和煤层受氧化是煤层电阻率降低的主要因素，低电阻往往也就直接反映了相对低的煤层含气量；声波时差值显示了煤层的压实程度和孔隙；补偿中子则表示煤岩的含氢指数；补偿密度则指示煤岩的变质程度和含气量。从测井交会图（图2）中可以看出，该煤层的测井响应反映出了丝炭含量低、灰分中等、弱含水的特征。

表1 韩城煤层气田气测解释标准表

图1 煤层测井曲线响应图

图2 煤层DEN和RT测井交会图

韩城煤层气田经过整体的测井对比之后，结合煤岩成分鉴定和沉积演化特征，认为软煤主要在5＃煤层和11＃煤层下部，软煤上限测井响应值为RT＜2 000 Ω·m，1.50g／cm3＜DEN＜1.60g／cm3，CNL＜35%或CNL＞42.8%。针对5＃煤层和11＃煤层的特点，针对性制订射孔压裂方案，射孔时避开下部软煤，只射上部块煤，能有效预防煤粉。

由于每口井的测井环境、井径与泥浆电阻率不同，测井数据的定量化使用都需进行标准化和归一化处理。测井方法依赖用取心法做出相应的图版，但由于取心法的可靠性受到限制，也就影响了测井法求取渗透率的应用。

2.3 试井技术

煤层气试井常用注入或压降试井法。注入或压降试井是一种单井压力瞬变测试方法，适用于高、低压储层。它以稳定的排量、低于煤层破裂压力的注入压力向井中注水一段时间，在井筒周围产生一个高于原始储层压力的压力分布区，然后关井，使得井底压力与原始储层压力逐渐趋于平衡。注入和关井阶段采用压力计记录井底压力随时间的变化。通过软件处理分析数据，求取目的层的参数，压降阶段的数据分析通常最具有代表性。

试井是获取煤层渗透率的唯一有效方法。通过单井试井测试，还可以获得原始储层压力、压力梯度、表皮系数、储层温度、孔隙体积、破裂压力、闭合压力等各项煤层具体参数，为该井的煤层气生产潜能评价和开发试验提供可靠的依据。

相比录井取心和试井测试，测井技术在测定储层特性方面存在的误差更小，且分辨率高、费用低廉。但单井评价的关键技术手段还是以测井技术为主，以录井技术和试井技术为辅。录井、测井和试井数据需综合运用，才能提高数据的可靠性，从而提高单井评价的可靠性。用经过选择的煤心和试井数据标定测井记录，就可以用测井数据计算煤储层各评价参数，这成为取心和试井的替代方法［6－8］。如此，才能有根据地优选射孔压裂层段，保证单井气产量。

3 增产措施与压裂改造技术

3.1 裸眼完井技术

裸眼完井（图3）是指将套管下在生产段煤层顶，然后钻开煤层，不进行压裂等增产措施，产气煤层保持裸眼或用砾石充填。裸眼完井是一种最基本、最简单、费用最低的完井方式，适合于埋深较浅、渗透性能好的单目的层，煤储层稳定且不容易垮塌。

图3 煤层气井裸眼完井示意图

裸眼完井的主要优点是增加了煤层的裸露面积及裂隙与井筒沟通的通道，利于压力释放，节约了套管和水泥，减少了固井施工、射孔作业等施工环节，并消除了它们所造成的储层伤害，完井费用最低。

裸眼完井的缺点是实施增产措施和分层开采困难，井底、井壁稳定性较差，强化作业时，容易出现井壁坍塌事故，特别是对于机械强度不高的煤层来说更是如此。裸眼完井也易发生水侵，风险比套管完井大。

鉴于裸眼完井容易造成煤层坍塌，若用砾石充填保持井筒稳定，又容易被细煤粉堵塞，因此开发出一种在裸眼井段下入带孔筛管的方法以防止煤粉进入井筒，取得了良好的效果，但此种方式只适用于单厚煤层或距离相近的单一煤组，且渗透率较高时才能获得商业产量。由裸眼完井技术进一步发展的完井技术还有裸眼洞穴完井技术，美国圣胡安盆地的4 000多口煤层气井，1／3是裸眼洞穴完井，这些井的煤层气产量是采用射孔完井后进行水力压裂的3～20倍，且成本低于大型水力压裂，但该项技术在中国应用效果还不太理想。

3.2 筛管完井技术

国内的煤层气多分支水平井完井普遍采用裸眼完井技术，如沁水盆地煤层较硬，多羽状水平井大都采用裸眼完井技术。筛管完井技术在国外也主要用于煤层气水平井以防井眼坍塌。但对于像韩城煤层气田这类比较软的煤层来说，直井中裸眼完井和裸眼洞穴完井也容易造成井壁垮塌，因此，可考虑筛管完井技术（即在裸眼完井或洞穴完井的直井中也下入带孔的筛管），确保井眼井壁稳定，防止井壁坍塌。

3.3 水力压裂技术

水力携砂压裂技术是煤层气增产的首选方法，也是主要措施，在世界各地煤层气勘探开发中得到广泛应用，增产效果显著。美国对于水力压裂技术研究最早，技术也比较成熟，经水力压裂后的煤层能够产生众多且延伸很远的裂缝，其产量较压裂前增加了5～20倍，效果非常显著。澳大利亚重点研究煤层应力来进行压裂设计模拟，压前先进行定向割槽和定向射孔，使应力得到释放，以确保压裂裂缝与面割理联通。加拿大根据自身煤层含气量低、致密、低压、低渗的特点，并借鉴浅层气开发的成功经验，发明了大排量氮气泡沫压裂技术及连续油管压裂技术，连续油管压裂在加拿大多煤层地区应用超过了5 000口井，产生了良好的效果。此外，国外也进行了分层压裂工艺技术、多薄层限流压裂技术、射流分层压裂技术的发展和应用。

水力压裂也是目前国内最主要的增产措施，中国绝大部分煤层气井都需采取压裂措施。我国产气量超过1 000m3／d的煤层气井几乎都是通过水力压裂改造而获得的。经验表明，选择煤层稳定、单层厚度大于0.6m、煤层埋藏浅、煤层物性好、裂隙发育、含气量高（烟煤或半烟煤）的井进行压裂后产气效果好。

现有的煤层大部分为多煤层，对于多煤层，最新的压裂技术是采用连续油管压裂。连续油管压裂具有以下特点：能同时对每个煤层进行改造，降低作业时间，不需要作业架、桥塞和井口装置，不需要注水泥，减少了一些设备的租赁时间，缩短了作业时间和排液时间，加快了生产速度。分层压裂工艺技术也是针对多煤层的一种压裂工艺，主要分为投球分层压裂、下桥塞分层压裂、封隔器分层压裂、射流分层压裂、多薄层限流压裂等技术。对于多且薄的煤层，应该进行技术改进，多薄层限流压裂技术根据层位的厚度不同，射孔的数目就不同，在压裂时，随着压力的提高，一次压开不同的煤层。

压裂液是工程实现的主要载体，中国煤层气井大部分采用水基压裂液施工，少数井进行了线性胶和交联冻胶试验。活性水压裂液是应用最广泛的煤层气压裂液，成本低，对煤层的伤害低，但其滤失大，造缝效率及携砂能力差，大大影响了压裂效果。而常规清洁压裂液等基于成本高、施工难度大等多种因素，难以大规模推广应用。压裂时采用何种压裂液取决于煤层温度、压力和煤层物性。

在韩城地区，通过对33口井（其中30口使用活性水压裂液，3口井使用清洁压裂液）的排采效果进行统计分析，结果表明：采用活性水压裂液压裂的井比用清洁压裂液的井产气效果好；产气量和前置液量具有很好的正相关关系（图4）；加砂量和产气量也具有一定的正相关关系，但砂比和产气量之间没有很明显的相关性。

4 排采装备与稳产技术

4.1 抽油机技术

煤层气有杆泵开采的整套设备的工作原理是在游梁式抽油机的往复运转下，通过抽油杆带动井底活塞在泵筒内来回抽吸，而其中的凡尔控制液体只能向井筒上方运动。

抽油机选择要求在一定冲程、冲次和最大降液深度下，保证满足最大可能的排水量，同时抽油机悬点最大载荷及减速箱输出轴的扭矩又不超过它的额定值。对于直井和丛式煤层气井，以往常采用常规游梁式抽油机排采。随着煤层气开发需求不断增多，逐渐引入了其他适合于煤层气排采的抽油机设备，如玉门石油机械厂生产的3型下偏平衡抽油机和4型下偏平衡抽油机。前者已在韩城煤层气田试用，效果良好。

图4 前置液量与产气量关系图

排采时一般通过测动液面和示功图来判断抽油机是否在正常抽吸工作。测动液面是为了了解抽油机正常抽吸时的地层供液情况以及泵的排液情况；测示功图是为了测抽油机在上下冲程过程中的光杆负荷，从而分析地层出砂、出煤粉、储层供液及抽油泵工作情况。煤层气排采要求抽油机工作参数根据实际排采情况和获得的一些生产数据，随时发现问题，并进行调整，以适应连续、匀速、稳定降液的要求，尽可能大地形成压降范围，提高单井气产量。

4.2 排采技术

合理的排采制度是煤层气井获得稳定高产的先决条件，排采强度过大、排采不连续等都会对煤层造成一定程度的伤害。

排采初期是整个煤层气井开采的关键，如何生产要比如何增产更重要。由于煤层气井在压裂之后刚开始排采，地层尚未建立新的平衡，若排采强度过大，可能引起煤粉迁移和吐砂等不利后果，因此在这一阶段应采用最小的排采强度，稳定缓慢排采，使地层逐渐重新建立新的平衡，同时又能掌握地层的供液能力。经过初期的排采之后，再根据地层的实际供液能力调整工作制度，尽量使地层供液与排液量保持一致，达到稳定、持续、缓慢降低液面的目的。

根据韩城地区的实际条件，经过不断摸索，制订出适合于韩城地区的一套排采制度：①在排采初期第一阶段，低排采强度持续10～15d，使地层重新建立压力场平衡，掌握地层的供液能力；②在第二阶段，井底流压接近煤层临界解吸压力，这是排采初期的关键时刻，应适当加大排采强度，尽可能地将近井地带的煤粉和压裂过程中形成的远端煤粉排出，疏通近井地带的高渗流通道；③第三阶段主要是气、液两相渗透率反复变更阶段（图5），排采时应保持液面的平稳下降，不能造成压力激动而打破地下重新形成的压力场，导致远端渗流通道闭合，渗透率降低，这一过程一般持续时间达一个月。

图5 排水采气初期的3个阶段图

每个阶段可合理调整加快，但不能跨越。通过不断调整每阶段的生产制度，避免液面的大幅度波动。

在煤层气井的生产过程中，气锁问题是经常遇到的问题之一，尤其是对于气液比高的煤层气井，泵效急剧降低，造成频繁修井检泵，使煤储层受到伤害。研究结果发现，在“口袋”比较长的煤层气井，将泵下到煤层以下，可以有效防止气锁；“口袋”不够长的井，采用改进的气锚，或者使用螺杆泵可以有效降低气锁的风险。

中国煤储层的典型特征是非均质性强，各单井之间差异性明显，煤层气规模开发首先必须进行区域性降压。韩城地区地质构造总体是一个向西北倾覆的单斜构造，局部地区为断裂构造，小型构造发育，煤层在横向和纵向上的分布差异以及煤层本身很强的非均质性，使得该区单井之间差异性明显，因此，必须从区域上群井性地整体排水降压以弥补地质条件的不足。

5 结论

1）煤层气的选区、选井及选层主要依靠地震勘探技术结合基础地质技术。

2）单井评价通常以测井评价为主，以录井技术和试井技术为辅，而测井记录的数据常需使用经过选择的煤心和试井数据标定，这样才能提高储层评价参数及单井评价的可靠性，进而确定射孔压裂层段。

3）裸眼完井技术、筛管完井技术和水力压裂技术是目前我国较可行的煤层气井增产改造手段。裸眼完井需考虑煤层适应性，筛管完井除了应用于水平井外，也可以用于裸眼完井的直井中。

4）煤层气的排采需结合排采装备，根据实际排采情况，制订合理的排采工作制度。初期以最小的强度稳定缓慢排采，初期排采后，根据地层的实际供液能力调整工作制度，尽量使地层供液与排液量保持一致，稳定持续缓慢降液，尽可能地扩大压降范围。

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李景明，教授级高级工程师，博士，本刊第七届编委会委员；长期从事天然气（煤层气）勘探开发研究和生产管理工作，现任中石油煤层气有限责任公司总地质师；曾获国家科技进步奖2项、省部级科技奖7项。地址：（100013）北京市东城区安外大街2号4023室。电话：（010）51278798。E－mail：lijim＠petrochina.com.cn

李景明等.煤层气直井开发概要——以鄂尔多斯盆地韩城地区煤层气开发为例.天然气工业，2011，31（12）：66－71.

10.3787／j.issn.1000－0976.2011.12.011

2011－08－07 编辑 赵 勤）