双煤层多分支水平井煤层气开采技术研究及应用

刘云亮 郑凯歌

(中煤科工集团西安研究院有限公司，陕西省西安市，710054)

我国煤层气资源丰富，居世界前三位，高效抽采和利用清洁煤层气资源成为缓解我国石油和天然气供给紧张的重要支撑。在多期构造运动的作用下，成煤盆地复合叠加作用明显，我国煤层普遍具有储层压力低、渗透率低等特点，整体上煤层气开采井整体产量偏低，气产量衰减快。影响煤层气开采效果的因素众多，除地应力、埋深、煤储层特征、顶板围岩发育特征等地质因素外，开采方式的影响尤为显著。

为了提高煤层气开采效率，近年来，国内外学者针对煤层气开采方式开展了大量研究工作，提出了单煤层垂直井开采、双煤层合层压裂排采、多煤层分层控压合层开采、双煤层分层压裂合层开采、多分支水平井开采等多项开采技术。李国彪等从双煤层供液能力差异性大、产水性能相互干扰等方面分析，认为沁南地区3号和15号煤层不适合合层开采。杜新锋等针对多煤层赋存条件下煤层气抽采，提出了垂直井分层控压合层排采技术，取得了良好产气效果。目前多煤层赋存条件下直井单井煤层期，揭露煤层解吸暴露面积小，形成压降漏斗有限，需要大量抽采井，形成网状抽吸，才能形成有效的压降漏斗，提高产气量效率，造成工程量大、增加开发成本。此外，通过压裂增透施工，能够形成一定规模的压裂裂缝，但是裂缝的延展规模有限，且仅在裂缝延展发育附近改善了煤储层渗透率，无法有效改善煤储层的基质渗透率。且压裂过程中需向孔内注入大量水基质，在一定程度上增大储层的含水饱和度，一方面降低了煤储层的渗透率，另一方面大幅提高了煤储层的排采启动压力梯度，造成煤层气排采困难，造成部分排采井快速形成产气高峰，又出现排气量急速下降。压裂液均对煤储层存在不同程度的损害，且具有不可逆性。

为了增加煤层解吸暴露面积，提高煤层流体的泄流效应，提出了多分支水平井煤层气开采技术。它集成了煤层造穴、轨迹随钻测量控制、多个水平分支井眼揭露煤层、多煤层抽采等多项技术功能，可有效提高煤层气的开采效率。本文以煤层气资源丰富的鄂尔多斯盆地东缘柳林地区为研究对象，基于其多煤层发育的特点，开展了双煤层多分支水平井煤层气开采技术研究及工程应用。

1 多分支水平井增产机理

1.1 多分支水平井类型

多分支井水平井按照水平段几何形态可分为：集束、径向、反向、叠状和羽状分支水平井。集束形态为在同一垂直井段开设多个辐射状分支孔；径向形态是在一垂直段辐射处多个超短半径水平分支孔；反向形态即一个分支钻孔沿直井下倾，对称方向分支钻孔沿直井上倾；叠状形态用于开采两个不同产层或在一个低渗透阻挡层之上或之下开采油气；羽状形态即在一主水平段两侧钻出多个分支井眼。

1.2 双煤层多分支水平井增产机理

针对常规直井煤层气开问题，多分支水平井主要通过定向钻井装备，结合随钻测量导向系统，实现单井在多煤层中开设分支，尽可能增大各个煤层解吸暴露面积，形成节理、割理和裂隙共同组成的有效煤层气网状运移空间，提高煤层气导流能力和排水降压排采面积，降低裂缝内流体阻力，形成有效的压降漏斗，如图1和图2所示。

图1 不同井型煤层期抽采供给范围

图2 煤层气井多分支孔开采示意图

煤层气抽采井中各个煤层中多个分支钻孔的存在，为煤储层中煤层气流体的排采控制提供了多个运移通道，可通过煤基质吸附表面解吸后通过各个分支孔总体汇入主孔中，再由主孔运移通道，在抽吸作用下通过直井段到达地面；也可以直接从主支流入直井段到达地面，增大了煤层气抽采运移空间，降低了气体抽采阻力。鲜保安等通过研究认为分支水平井可明显地降低流体在煤层中的摩阻，分支水平井的摩阻是常规直径中的摩阻的1/3以下，提高了煤层气导流能力和扩散、运移速率。

多分支水平井在煤层气排采过程中，在抽吸压力和激动压力的作用下，钻孔附近应力逐渐动态重新分布，结合损伤力学作用分析，其微裂隙继续延展和发育，且试采降压后，伴随着煤层中水、气的变化，煤层基质出现不同程度延展和发育，同样增大了气体的导流空间，提高了煤层产量和产出效率。

2 研究区地质概况及工艺适用性

2.1 地质概况

柳林地区位于鄂尔多斯盆地东缘的中部，是我国典型中煤阶煤层气高效开发的示范区域。研究区自晚古生代煤系形成以来，整体经历了印支、燕山及喜马拉雅运动3期区域构造作用。在印支期，研究区经历了“局部坳陷—大型坳陷—逐步解体”3个阶段，形成了1000～3500 m沉积稳定地层，整体埋藏深大，煤变质程度逐渐成熟，形成了稳定生气层位和阶段；在燕山期，多次的地壳抬升和沉降，但总体上以沉降为主煤系埋藏深度依旧很大，有利于煤层的生气与储集；在喜马拉雅期，研究区形成了整体较弱的上升运动，未对研究区的煤层及煤层气散失构成大的破坏。因此研究区在3期构造运动的作用下，对煤的演化及煤层气的生成、储集、保存具有重要的控制作用。

研究区地层综合柱状图如图3所示。研究区为一向西或西南倾斜的单斜构造，地层倾角一般为5°左右，区块内断层稀少，有利于煤层气开发和保存。区块内发育煤层14层，其中山西组5层，太原组9组，主采煤层为山西组3+4、5号和太原组8+9号煤层。煤厚整体在2.7～9.35 m之间，平均5 m以上，煤体结构多以碎裂结构、原生结构为主，镜质组最大反射率在1.39%～1.68%之间，属IV-V变质阶段。

2.2 工艺适用性

通过储层压力、含气量和等温吸附实测，推算研究区3+4号煤层饱和度为平均67.41%，5号煤层饱和度平均81.67%；8+9+10号煤层饱和度平均53.19%，总体偏低，属于欠饱和状态。上部的3+4号煤层与5号煤层平均间距5.5 m，最大间距9.72 m，间距小，煤层多且厚，煤层压力系数分别为8.34× 10-3MPa/m、8.52×10-3MPa/m，十分相近，适合合层开采。下部8+9号煤层距离上部5号煤层平均50 m，其中8+9 号煤层压力系数8.19×10-3MPa/m，与5号煤层相差较大，适于分层设计分层排采。

图3 研究区地层综合柱状

上部3+4煤层的临界解吸压力1.01～2.57 MPa，平均1.67 MPa，临界解吸与储层压力比平均为0.48，解吸率达到98.48%～100%；5煤层临界解吸压力1.67～1.97 MPa，平均1.87 MPa，临界解吸与储层压力比平均0.43，解吸率达到96.44%～100%；8+9+10号煤层临界解吸压力0.33～7.40 MPa，平均2.13 MPa。临界解吸与储层压力比平均为0.39，解吸率达到91.45%～98.15%。总体上，3+4号煤层与5号煤层的解吸率相较8+9+10号煤层高，具有更好的产气能力和气体可采、共采性。

研究区在煤层气开采过程中，采取了不同类型的开采方式。首先开展了太原组与山西组煤层垂直井合层开采模式，开采过程中日产气量达250 m3以上，产气量极低；分析认为8号煤层顶板发育有含水量较大的含水层，与煤层水力联通性强，合采出现大量出水，难以形成有效的降压漏斗，影响本层煤层气开采的同时，造成上组煤泄压困难，影响产气效果。随后开展了3+4+5号煤层直井单采模式，产水量较少，产气量能达到1000 m3/d，与太原组与山西组煤层垂直井合层开采相比，产气效果大幅提升，但整体产气效果还需进一步提高。通过以上地质条件和储层特征分析，提出了3+4、5号煤层多分支井高效开采模式。

3 多分支水平井煤层气开采应用

3.1 工程设计

根据水平井的钻井设备、技术和工艺条件，针对研究区煤层气地质条件、储层条件，设计在3+4、5号煤层厚度均较大的区域采用双煤层多分支水平井。为了最大限度地提高气井抽采率，多分支水平井的布置尽可能采取交叉镶嵌的方式，如图4所示。

图4 双煤层多分支水平井煤层气开发示意图

理论研究和实际生产资料表明，主支和分支总长度越大，气井控制面积越大，气井产量越高；在主支和分支长度一定的情况下，分支与主支角度越大，气井控制面积越大，气井产气量越高。但对多分支水平井工程施工来说，主支和分支越长，主支和分支的角度越大，施工难度越大，且投资成本越高。根据目前我国煤层气水平井勘探开发经验，设计该区煤层气井部署方案和井型结构。设计单组多分支水平井由3个主分支和2个侧分支构成，主分支及侧分支与中央主支夹角均为35°，主支长度为1000 m，侧支长度为540 m，累计分支长度4080 m，单井控制面积为0.86 km2。

3.2 应用效果

双煤层多分支水平井产气曲线如图5所示。由图5可以看出，通过双煤层多分支孔的施工，FL-H4水平多分支井在第16 d开始见气，产气量为33 m3/d。之后日产气量开始持续上升，随着排采时间推移，日产气量开始持续上升，至279 d日产气量达到12621.10 m3/d。出水量与出气量呈现出相同的增长趋势，在第257 d达到出水最高值15.63 m3/d。井底流压呈降低趋势，介于1.51～2.80 MPa之间。井口套压表现稳定，介于0.4～0.9 MPa之间。与直井对比日最高产气量提高5.18～9.0倍，日均产气量提高了6.27～10.19倍。

图5 双煤层多分支水平井产气曲线

4 结论

(1)针对常规直径煤层气抽采问题，研究了双煤层多分支水平井增产机理，分析认为多分支水平井可通过增大煤层解吸暴露面积、提高煤层气导流能力、增加煤层气运移通道等方式提高抽采效率。

(2)综合分析研究区储层压力、解吸率、临界解吸与储层压力、煤层间距等参数，认为3+4+5煤层适合多分支水平井合层开采。

(3)通过双煤层多分支水平井抽采，日均煤层气抽采量较直井提高了6.27～10.19倍，最高煤层气抽采量提高了5.18～9.0倍。