我国煤层气井增产技术及问题探讨

安 峰，吴明栋，吴海明，雷东记

(1.中石化中原石油工程有限公司 井下特种作业公司， 河南 濮阳市 457000；2.河北华北石油天成实业集团有限公司， 河北 任丘市 062550；3.河南理工大学， 河南 焦作市 454000)

煤层气是我国非常规天然气的重要组成部分，对其进行勘探开发事关我国能源转型、煤矿安全和环境保护三重战略效益。然而，我国煤储层渗透率与美国和加拿大相比低1～2个数量级，煤层地质条件较为复杂，煤层气井产量普遍较低，导致经济效益欠佳，投资风险较大[1]。近年来，我国煤层气年度勘探投入资金强度逐年下滑，加之页岩气的冲击，煤层气产业发展举步维艰。但我国煤层气资源储量巨大，若以此现状发展下去实为可惜。实际上，阻碍我国煤层气产业发展的原因，除煤层地质条件外，主要原因在于缺乏适合我国煤储层的有效增产技术[2-4]。为此，有必要深入分析我国煤层气井现有增产技术及存在问题，为煤层气井增产技术的发展提供建议和思考。

1 煤层气井增产技术现状

煤储层渗透率低是制约我国煤层气高效开发的主要地质因素，若不实施有效的增产措施，几乎没有开采价值。增产技术就是要借助技术手段，通过改变煤储层的渗透性，进而增加煤储层的导流能力和范围，目的是诱导距离井筒更远处的煤层气在地层能量（浓度差、压力差）的驱使下由高势能区向低势能区连续运移。从能量平衡角度来看，煤层气开发就是打破地层中原始流体压力系统中的能量平衡而追求新的动态能量平衡的过程。而地层流体能量动态平衡的范围主要取决于煤层的渗透性，较低的渗透率往往导致压降漏斗波及的范围较小，煤层卸压范围有限，即能量动态平衡范围较小，进而导致煤层气井仅能采出井筒周围近距离的煤层气，仅在开采初期有一定的气产量，而后气产量迅速降低。

煤层气井增产技术主要有3种：水力压裂、多元气体驱替和多分支水平井技术。除此之外，还有裸眼洞穴完井技术、高能气体压裂技术、复合射孔压裂技术、大功率脉冲技术等，但这些技术并非我国煤层开发的主流技术。基于我国煤层地质条件的复杂性及上述技术本身的成熟性和适应性所限，尚未取得显著效果和大面积推广应用。水力压裂是目前我国煤层气井增产的主体技术；多元气体驱替技术因技术、经济等原因目前仍处于试验探索阶段，在我国还没有得到商业化应用；多分支水平井因其单井产量高、采收率高、生产周期短等特点在低渗透、高硬度、煤层厚度稳定且适中、构造简单的地区取得了良好的开采效果。在整体上我国的多分支水平井钻井数逐年攀升，将是未来增产的主要技术手段。

2 煤层气井主要增产技术问题及思考

2.1 水力压裂技术

煤层气井水力压裂增产的主要机理为：通过地面设备，将压裂液在大排量高压条件下注入煤层气井中，当压力超过煤层抗压强度后，煤层裂缝张开并开始延伸，在煤层中形成主裂缝和大量的次生裂缝和裂隙，沟通煤层原生裂隙，增加煤层渗透率。

水力压裂的重点是根据煤层地质条件选择适宜的压裂液[5]，压裂液的选择主要考虑两个方面，一是压裂液的造缝能力和支撑剂携带能力，造缝能力主要在于压裂液的粘弹性能优劣，支撑剂携带能力直接影响有效支撑裂缝的范围。二是压裂液对煤储层的伤害程度，压裂过程中必然伴随压裂液的滤失，及不能完全返排的客观事实，这就会导致部分压裂液被吸附而堵塞煤体孔裂隙，导致煤层渗透率下降，因此水力压裂技术压裂液是关键所在。

常见的压裂液主要有活性水压裂液、清洁压裂液、冻胶压裂液、线性胶压裂液、泡沫压裂液、清水压裂液等，这些压裂液都具有明显的优缺点和储层适应性。如活性水压裂液具有配制简单、污染小、价格低廉、防膨性能好等优点，但存在携砂能力差，裂缝短，滤失量大等缺点；再如冻胶、线性胶压裂液具有造缝和携砂能力强，储层伤害小等明显优势，但存在破胶和返排困难的劣势；又如泡沫压裂液具有携砂能力强、易返排等优点，但存在稳定性泡沫制备困难、成本高的不足。针对我国不同煤层地质条件，开发适宜的压裂液是发展水力压裂技术的关键瓶颈。

国外大多数煤层气井依靠水力压裂技术能够获得可观的产气量，效果显著，同样的技术用在我国煤层气井增产改造，效果却相差甚远。一方面归因于煤级、渗透率、地质条件的差异性致使直接套用国外技术造成的水土不服；另一方面应归因于压裂液的性能。前期我国用于水力压裂的压裂液主要是活性水和清洁压裂液，因煤储层渗透性较低，裂缝开启速度和规模必然受限，势必造成在此两种本来携砂能力就较弱的压裂液条件下，砂子大量堆积在井筒附近，不仅影响了造缝长度，还导致支撑剂不能被及时送至新形成的裂缝前端，而丧失有效支撑，加之滤失量较大对储层的强烈伤害，压裂效果自然不够理想。

鉴于美国在圣胡安盆地开展的 N2和CO2泡沫压裂技术的成功，以及泡沫压裂液携砂和造缝能力强、滤失量小、返排率高，储层污染小，以及可增加煤储层流体能量等优势，我国尝试引进国外泡沫压裂技术并开展了工程实践，但因泡沫稳定性和设备等技术，以及高昂的成本所限制，至今尚未大面积推广应用，有关泡沫压裂液的性能及煤层地质条件下的造缝机理、影响因素及适应性尚待深入探讨，研究配比出特定地层条件下具有良好稳定性和压裂效果的泡沫压裂液，是该技术进一步发展的关键。

2.2 多元气体驱替技术

多元气体驱替技术又称注气增产技术，最初主要用于石油和天然气的开采，以提高其采出率。气体驱替煤层气技术是向煤储层注入N2或CO2气体来增加地层流体能量，改变压力传导特性，增加煤层气扩散速率，从而达到提高煤层气井产量和采收率的目的[6]。

煤层气井排采过程中，随着储层压力的降低，供给储层中流体流向井筒所需要的能量会逐渐减少，经稳定生产阶段后产气量开始逐渐下降。若储层为富水性，产水阶段会延长，产水量增加，煤层气产出时间会严重滞后。通过向煤储层中注入大量气体，可以起到提高煤储层气体压力的作用，即增加储层压力，有助于改善流体渗流速度，可为煤层气产出过程提供地层能量，克服因流体压力不足而导致产能下降过快的缺陷，能够使煤储层中的流体压力梯度保持在一个较高的稳定水平。

根据注入气体成分的不同，可分为注入CO2增产、注入 N2增产或二者按照一定比例联合注入增产等方式。注入 CO2增产的原理包括“置换”和“驱动”两方面，“置换”原理在于煤对不同成分气体的吸附能力存在差异性，具体而言，煤吸附CO2的能力大约是CH4的2倍，因此大量高压CO2气体注入煤层后，会与吸附能力较弱的CH4形成竞争吸附，占据煤孔隙中的CH4吸附位，并将其置换出来，进而增加CH4的解吸率，提高CH4采收率。“驱动”原理在于注入的CO2气体会降低CH4在煤中的吸附分压，加快CH4的解吸速率，待CH4解吸后，CO2便牢牢的占据了煤中的孔裂隙，即被存储起来。

注入N2增产的机制与CO2驱替不同。由于煤对CH4的吸附能力是N2的2倍，故不能以竞争吸附的方式来实现置换 CH4。主要是靠大量 N2的注入降低CH4的吸附分压，为储层提供能力，使储层能够维持比较高的压力梯度。也正是基于此，实际生产过程中，N2会随CH4一起经煤体内部孔裂隙结构后流入抽采井。

目前注气增产技术在世界范围内尚未得到商业化应用，仍处于试验阶段。前有美国、加拿大等国家开展过先导性试验，在注入CO2增产方面，美国于2001年在全球首次开展了煤层气井CO2驱替现场试验，煤层气采收率高达95%，但后来发现，CO2注入后，煤层渗透率降低了近2个数量级。我国于2004年在沁水盆地南部柿庄区块，对TL-003井3号煤层进行了注入CO2增产微型先导性实验，煤层气产出量和采收率有所提高[7-8]。

在注入N2增产方面，加拿大于1998年开始在阿尔伯达省的Fenn-Big Valley地区的Mannville煤层中采用注入N2和CO2混合气体的方式共完成了4口煤层气井的微型先导性试验[9]。试验发现在其中一口注入 CO2的煤层井中，煤层渗透率从最初的3.56 md降到了0.98 md；随后在该井中又注入烟道气（87%N2，13%CO2）大约110 t，绝对渗透率从0.98 md分别增加到近井区的23.7 md和远井区的8.3 md。在另一口井中先后注入100% N210 t和烟道气（53%N2，47%CO2）120 t，结果煤层绝对渗透率从1.18 md增加到18.8 md。整个试验表明，注入纯 CO2会使煤层的渗透率大幅降低，相反，注N2可以使煤层的渗透率增加，对于混合气体的注入，存在一个最佳的注入气成分比（CO2/N2）。

因注入单纯CO2会导致煤基质膨胀，降低煤储层渗透率，故仅靠注入CO2来提高煤层气采收率的效果是有限的，甚至可能适得其反。就我国煤储层而言，若仅依靠CO2的驱替效应来提高煤层气采收率，而不考虑提高CO2注入压力，借助CO2在煤层中形成新的裂隙来弥补因煤体大量吸附CO2而引起的煤基质膨胀对渗透率的负效应，在工程试验的后期CO2的注入将越发困难，从而导致工程的失败。另外，若单纯注入CO2提高煤层气井采收率，对于构造煤发育的区域，会增加煤炭开采过程中CO2突出的危险性。单纯注入 N2虽然有利于提高煤储层渗透率，但因煤对 N2的吸附能力较弱，抽采过程中会伴随大量 N2同时采出，会导致煤层气纯度降低，而且后期还需要将N2分离出来才能加以利用。

国内外学者开展了不同比例N2和CO2混合气体的注入增产实验[10-14]，发现 N2和 CO2的混合气注入兼具CO2的竞争吸附和N2的增渗和减灾效果。对于我国低渗可采的原生结构煤储层而言，可能是一种有效的驱替增产措施，研究煤与多元气体之间的相互作用关系及寻求不同气藏条件下对储层渗透率伤害小又能最大化煤层气产出率的最佳注入气成分比（CO2/ N2）是目前多元气体驱替技术的关键问题。

2.3 多分支水平井技术

多分支水平井又称为羽状水平井，是在常规水平井和分支井的基础上发展起来的集钻井、完井及增产措施为一体的煤层改造技术。该技术由美国CDX国际公司研发，目前这一技术开采的煤层气总产量占美国的10%，日产气量占美国的6%[15]。我国第一口煤层气多分支水平井，由奥瑞安国际能源公司于2004年11月完成，煤层中水平井眼总长度7687 m，共13个分支，煤层气稳定产量达到2万m3/d。而常规煤层气直井稳定最高产气量在1000～2000 m3/d，绝大多数井日产气只有几百立方米。

在钻井方面，最佳水平井眼方向的确定往往比较困难，实践证明水平井与最大渗透率方向的夹角越大，水平井产能指数越大，所以水平井眼应垂直于综合渗透率方向，故井眼轨迹的精确控制非常关键。在分支井方面，在特定的煤层地质条件下，应该存在一个最优的分支间距、分支点位置、分支与主井眼夹角、分支长度与数量等参数，既能保证较大的控制面积，又能保证分支间的互相影响，而综合评价多分支水平井的开发效果，同时设计分支井的最佳方案，就需要借助数学模型和数值模拟技术，因此必须加强多分支水平井增产的机理和产量预测模型的建立和模拟技术研究，然后通过数学建模和数值模拟技术分析特定地质条件下的最优设计，分析影响产能的因素。井壁稳定技术是多分支水平井能否成功的又一关键因素，井身结构设计的完美性、钻井液的合理控制以及稳定井眼技术是解决井壁稳定问题的关键所在。

3 结 论

技术装备水平低已经成为制约我国煤层气地面井产能快速突破的主要原因。同样的增产技术，增产效果却远不及国外，一方面要确实弄清开发地区的煤层地质条件和物性特征，另一方面亟需优化增产措施的适用性，和技术装备创新带动产能突破。

水力压裂技术急需研究适合我国煤储层特点的伤害小、造缝和携砂效果好的压裂液，多元气体驱替技术继续寻求不同煤层地质条件下对储层渗流率伤害小又能最大化煤层气产出率的最佳注入气成分比（CO2/ N2），多分支水平井技术需要优化特定煤层地质条件下的分支井的最佳方案，井壁稳定技术是多分支水平井能否成功的关键所在。