薄—中厚煤层群煤层气井高产的地质与工程协同控制技术——以贵州织纳煤田文家坝区块为例

陈畅然 周效志 赵福平, 孟海涛 朱世良 赵有州 魏元龙

1.煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室 2.中国矿业大学资源与地球科学学院

3.自然资源部复杂构造区非常规天然气评价与开发重点实验室 4.贵州省油气勘查开发工程研究院

5.贵州水矿奥瑞安清洁能源有限公司

0 引言

中国西南地区煤层气资源量十分丰富，且主要赋存于上二叠统煤系薄—中厚煤层群中。积极探索薄—中厚煤层群煤层气合层开发地质理论与技术，是实现我国西南地区煤层气产业突破的关键[1-2]。

薄—中厚煤层厚度介于0.6～3.5 m，且煤系多发育3层以上的煤层群，相邻煤层间距介于10～60 m，具有煤层层数多、单层厚度小、层间距不均、累计厚度大等特点[3]。薄—中厚煤层群煤层气勘探开发中的煤层气钻完井、储层改造及排采技术发展较快[4]，但由于区块、目的层差异较大，明确地质因素对煤层气开发的影响并匹配开发模式、开发工艺仍是当前研究的热点。贵州地区上二叠统薄—中厚煤层群发育，基于区内近10年煤层气规模化试采与探采工程实践，已取得了直井单井最高日产气量6 000 m3的突破[5]，但受区域地应力高、煤层渗透性差、煤系富水性弱等影响，仍存在煤层气低产、低效井比例偏高的问题[6]。

众多学者结合贵州地区已开展的煤层气探采工程，探索了煤层气资源富集、煤储层特征及水文地质条件对煤层气井高产的地质约束[7-12]，并开展了选区、选层方法及地质适配性开发技术模式与工艺研究[6,13-15]。然而，受限于煤层气探采工程规模偏小、井间产气效果差异大等因素影响，区内煤层气开发地质认识尚需工程实例佐证[16]。此外，以往研究更多关注贵州地区复杂地质条件对煤层气开发的影响，弱化了水力压裂与合层排采等关键技术对煤层气井高产与稳产的协同控制作用[17-18]。

织纳煤田文家坝区块是贵州地区首个提交煤层气探明储量并获得煤层气采矿权的区块，也是贵州地区煤层气高产区块[19]。笔者基于该区煤层气地质条件与勘探开发工程技术分析，明确地质与工程因素对煤层气井高产的协同控制作用，以期对织纳煤田相似地质条件区乃至贵州省煤层气勘探开发提供有益的参考。

1 区块地质条件

文家坝区块位于贵州省毕节市织金县西部，区内发育地层由老至新为中二叠统茅口组（P2m），上二叠统峨眉山玄武岩组（P3β）、龙潭组（P3l）、长兴组（P3c），下三叠统飞仙关组（T1f）、永宁镇组（T1yn）及第四系（Q）。区块所处的阿弓向斜为一弧形不对称向斜，向斜北段轴部自区块中西部穿过，轴向NE—SW。F16正断层位于区块北西边界附近，为区块内规模最大的断层（图1）。

图1 文家坝区块地质图

龙潭组为主要含煤地层，共发育煤层30～33层，煤层累计厚度介于13.3～33.6 m。其中，厚度较大且稳定的全区可采煤层为6号、7号、16号、27号、30号煤层；大部可采煤层为23号、29号煤层（图2）。由于6号、7号煤层以碎粒煤为主，区内适合压裂改造的主要目的煤层为16号、23号、27号、29号、30号煤层，属于薄—中厚煤层，单层厚度介于0.53～2.89 m。宏观煤岩类型以半亮型为主，显微煤岩成分以镜质组为主、惰质组次之，镜质组最大反射率（Ro,max）介于2.8%～4.1%，属无烟煤3号。获取的煤心较完整，局部破碎，外生裂隙和内生裂隙均较发育，未见充填物，沿层面及斜交层面方向出现滑动镜面。现场解吸气体组分中CH4浓度介于88.82%～94.61%，整体未受风氧化带影响。

2 煤储层特征与开发效果

2.1 煤储层特征

根据区内W1-1井（参数井）综合录井结果，主要目的煤层干燥无灰基含气量介于14.51～15.40 m3/t，各煤层间含气量差异较小；兰氏体积介于25.28～31.20 m3/t，各煤层均表现出较强的吸附能力；兰氏压力介于1.27～2.00 MPa，除23号煤层外，各煤层兰氏压力均低于1.50 MPa；压汞孔隙度介于6.71%～8.64%，试井渗透率介于0.04～0.14 mD，均明显高于省内其他无烟煤区块[20]；煤储层压力梯度介于0.75～0.97 MPa/(100 m)，表现出欠压—正常的储层压力特征（图2）。

图2 文家坝区块W1-1井龙潭组煤层特征图

W1-1井钻遇煤层埋藏较浅，垂深介于100～370 m，主要目的煤层具有高含气量、高含气饱和度、高孔隙度、低—中等渗透率、储层压力欠压—正常的特征。此外，主要目的煤层16号、23号、27号、29号、30号煤层均为原生结构，且内生裂隙发育，水力压裂可改造性好。文家坝区块具备煤层气勘探开发的有利储层条件。

2.2 开发模式与工艺

受地形与地质条件共同影响，区内煤层气探采采用直井单井原位开采、丛式井组原位开采、多分支水平井连续注水激荡3种模式。目前，区内已施工煤层气排采井直井1口、丛式井组1个、多分支水平井1口（图3）。

图3 文家坝区块煤层气探采模式图

W1-1井、C1丛式井组各井均采用小层射孔完井，W1-1井、C1-1井、C1-2井和C1-3井射孔后对16号、30号煤层分层压裂，对27号＋29号煤层合层压裂；C1-4井射孔后，对16号、23号煤层分层压裂，对27号、30号煤层合层压裂。W1-1H井水平井段于16号煤层中钻进，完钻后水平井段主支下筛管完井，侧钻分支裸眼完井；排采过程中，自井口油套环空持续注水，依靠注入水的流动将煤粉携带至地面，对16号煤层产生激荡增渗效果。

2.3 煤层气开发效果

区内煤层气井在上述3种开发模式下整体表现出良好的产气效果（图4）。各井最高日产气量介于1 482～6 124 m3，产气期内平均日产气量介于660～3 953 m3，当前已持续稳产时间介于273～1 745 d，各井累计产气量介于50×104～299×104m3。其中，W1-1H井排采300 d后日产气量快速升高并超过2 000 m3，并仍在稳定增长。

图4 文家坝区块煤层气开发井产气效果图

3 煤层气井高产的地质控制

3.1 煤层含气性的影响

煤层含气性不仅决定井控资源量，而且影响到资源可采性[16-17]。受阿弓向斜主体构造、煤层顶底板封盖性及水力封堵作用的共同影响，煤层含气量总体呈现“向斜轴部高、两翼低，区块中部低、南北两端高”的特征[21]（表1）。

目前，区内煤层气探采井均位于南部高含气区，瓦斯风化带深度约为25 m，平均吨煤含气量变化梯度为2.98 m3/(100 m)，实测空气干燥基含气量介于11.6～17.5 m3/t，含气饱和度介于74.1%～99.0%。与织纳煤田内周边勘查区相比，相近变质程度及埋深条件下，区内煤层含气量、含气饱和度均较高，含气性对煤层气开发有利（图5）。

图5 织纳煤田部分勘查区煤层埋深与含气量关系图

区内煤层气井排采过程中套压快速显现，各井见套压时间介于1～32 d，平均值为12 d；见套压时，最下部30号煤层井底流压介于1.64～2.97 MPa，平均值为2.42 MPa；见套压后，控制低流压日降幅条件下套压快速升高。结合目的煤层埋藏浅和煤储层压力，煤层气井前期套压参数变化预示了其后期良好的产气效果。

3.2 煤层渗透性的影响

煤储层原始渗透性与可改造性是影响煤层气井产气效果的关键因素[22]。区内16号、30号煤层应力敏感性实测结果显示，当有效应力由2.0 MPa升高至8.0 MPa，煤样气测渗透率与液测渗透率损失率均超过55%；当有效应力增加至12.0 MPa，渗透率损失率超过70%，表现出中等偏强—强应力敏感性，反映区内煤储层渗透率具有随埋深增大而快速降低的特点（图6）。

图6 文家坝区块16号、30号煤样渗透率应力敏感性图

由于区内已施工的煤层气探采井均位于文家坝煤矿接续工作面与后备采区，目的煤层埋藏较浅，介于200～450 m。在浅埋藏、低地应力条件下，内生裂隙发育且次生矿物充填较弱的煤储层渗透率较高，有利于气水产出。

从煤层气井产气效果对比来看，同处于阿弓向斜内，文家坝区块西南部碾子边区块内N2-1井30号煤层埋深增大至524 m，试井渗透率下降至0.02 mD，N2-1井、N2-2井、N2-4井最高日产气量与产气期内平均日产气量均降低，且稳产持续时间显著缩短，反映埋藏深度对煤储层渗透性的控制作用，并直接影响到煤层气井的产气效果（表2）。

表2 文家坝周边区块内煤层气井产气量对比表

从煤层气井长期排采表现来看，文家坝区块各井见套压后日产水量未出现明显下降，在约200 d的日产气量提升期内日产水量递减率介于45%～55%，排采期内累计压裂液返排率均超过80%，反映煤层气井日产气量提高的同时，水的流动产出并未受到明显抑制，原始渗透率相对较高的煤层具备气液两相共渗的储层条件[23]。

3.3 断裂构造与水文条件的共同影响

尽管区内C1井组产气效果总体较好，但各井间仍存在明显差距（图4）。在770 d的排采期内，产气效果较差的C1-1井、C1-4井累计产气量仅为50×104m3、58×104m3，远低于C1-2井、C1-3井的299×104m3、166×104m3。从各井产水情况来看，C1-1井、C1-4井见套压前平均日产水量分别为17.0 m3、39.1 m3，远高于C1-2井、C1-3井；尤其是未开展堵水处理的C1-4井，排采过程中平均日产水量、当前日产水量、排采期内累计产水量及压裂液返排率均高于C1井组内其他井，且显著高于产层供液能力较弱的W1-1井（表3）。

表3 文家坝区块C1井组与W1-1井煤层气开发井产水量对比表

分析C1井组中各井气水产出关系，在产层供液能力强、压裂液返排率高的条件下，井组中产水量较低的C1-2井具有更好的产气效果，而产水量较高的C1-4井产气效果较差，表现出“低产水、高产气；高产水、低产气”特征。结合C1井组地质条件分析认为，在龙潭组煤系富水性整体较弱的背景下，断裂构造发育导致的临近含水层越流补给、井间目的煤层靶点标高差异是井组内各井气水产出存在显著差异的关键因素（图7）。

图7 C1井组各井气水产出差异的地质控制示意图

受C1井组西北侧F16正断层导水影响，C1-1、C1-3和C1-4等井累计产水量及压裂液返排率总体较高。由于C1-1井、C1-4井煤层靶点与F16断层平面距离小，导致压裂27号＋29号、30号煤层时产生的人工裂缝直接与F16断层沟通。推断依据为：①压裂施工后井口压力快速下降为0；②C1-1井、C1-4井排采过程中产出水的氢、氧同位素平均值分别为―47.4‰、―7.0‰，结合黔西地区大气降雨线δD＝8.83δ18O＋22.15[24]，靶点靠近F16断层煤层气井产出水的氧同位素偏重，呈明显的18O漂移，说明压裂煤层受地表水或临近水层水补充[25-28]。受此影响，C1-1井、C1-4井排采前期日产水量持续较高，井筒液面下降及储层降压困难，抑制了煤层气解吸及产出；后续下桥塞封隔23号煤层以下井段后，日产水量下降至1～3 m3，井底流压快速下降并开始正常产气。然而，由于下部井段封隔导致产层数量减少，井控资源量降低，C1-1井、C1-4井产气效果明显低于C1-2井、C1-3井。

C1-3井虽未受到F16断层的直接影响，但由于该井压裂煤层靶点最低，在丛式井组上部产层靶间距较小的条件下，井组范围内压裂液与地层水在重力作用下持续向C1-3井运移，使其成为井组内主要产水井，导致排采过程中日产水量持续较高，在一定程度上抑制了产气。与之相反，C1-2井压裂煤层靶点较高，其产水量持续较低，由于井控范围内煤储层降压同时受到C1-3井高产水的影响，有利于气体的解吸与产出，因此，C1-2井取得了最好的产气效果。

4 煤层气井高产的工程控制技术

4.1 地质适配性压裂改造工艺

4.1.1 合理控制压裂规模

区内龙潭组煤系薄—中厚煤层群发育，且煤系富水性较弱，当煤层气井周边150 m内无导水断层或丛式井组各井压裂煤层靶点距离超过250 m时，应适当提高压裂改造规模，以增大水力压裂改造范围，提高井控资源量及资源采收率[29]。如W1-1井各煤层均采用了高液量、高砂量的改造方式，每米煤层所注入的压裂液量介于238～286 m3，支撑剂量介于13.0～15.6 m3。对于可能受导水断层影响的煤层气井或丛式井组上部压裂煤层靶点平面距离较小时，需适度控制压裂改造规模，避免压裂所产生的人工裂缝与导水断层沟通或丛式井组内发生井间窜流[30-32]。如先期压裂的C1-1井30号煤层、C1-4井27号＋30号煤层由于压裂规模过大，导致人工裂缝与F16断层沟通。因此，C1井组内后续井压裂施工过程中适当减少了前置液量、总压裂液量及支撑剂体积，降低了压裂施工过程中沟通F16断层及井间窜流风险。

4.1.2 快速提升前置液注入排量

区内压裂煤层埋藏浅，地应力及储层压力均较低，加之煤体天然裂隙较发育，煤层表现为较强的滤失性[33-34]。为了保证压裂施工中人工裂缝的形成及有效延伸，需要通过快速提高前置液注入排量而在井筒周围产生较高的流体压力，进而对原生结构煤层产生较强的剪切破坏作用[35]（图8）。压裂施工前期，快速提高前置液注入排量，避免了因长时间低速注液导致压裂井筒周围形成高压区，有效降低了煤层破裂及人工裂缝向井筒周围延伸的难度[36]。区内各煤层气井压裂时，注前置液造缝阶段排量由0快速升高至设计最大注入排量的85%所持续的时间为4～21 min，平均值为13 min。与区内早期施工的W1-1井相比，C1-1井组各井排量提升持续时间更短，平均值仅为10 min。

图8 文家坝区块C1-2井30号煤层典型压裂施工曲线图

4.1.3 注前置液造缝阶段非连续段塞

受压裂煤层埋藏浅、天然裂缝发育的影响，压裂液滤失较快，导致施工压力持续较低，不利于压裂裂缝在平面上延伸。为了提高压裂造缝效果，在注前置液造缝阶段加入40～70目石英粉砂形成段塞，两个段塞的砂比分别为5%、7%。段塞的形成，一方面可打磨已形成的压裂裂缝，减少流体向井筒周围流动时的摩阻；另一方面，细粒石英砂可部分堵塞煤储层中天然裂隙，以降低压裂液的滤失速度，提高裂缝延伸压力，有利于人工裂缝在平面上延伸。此外，在注前置液造缝阶段加入段塞，还可了解煤层对加砂的响应，预测注携砂液支撑阶段加砂的难度，有效规避砂堵的工程风险。

4.1.4 注携砂液支撑阶段阶梯式连续加砂

各压裂段注前置液造缝阶段加入段塞后施工压力无明显变化，表明各煤层对加砂的响应较弱，预测产生砂堵的可能性低，因此在注携砂液支撑阶段采用阶梯式连续加砂方式，初始砂比为5%，随后砂比阶梯式逐渐增大，注顶替液前最高砂比控制在20%之内（图8）。采用阶梯式连续加砂方式，一方面可在控制最高砂比、平均砂比的情况下向储层中注入支撑剂，提高压裂改造规模；另一方面，可通过降低砂比以提高携砂液对支撑剂的携带能力，使注入的20～40目石英细砂支撑剂运移距离更远，提高压裂裂缝远端的支撑效果。

4.2 地质适配性合层排采技术

4.2.1 维持低套压排采条件

区内当前煤层气开采深度介于200～450 m，各井套压显现时管套环空液面位置距离最上部产层垂向距离不足100 m。因此，各井均采用低套压排采方式（图9）。套压显现后，设定较低的憋压上限值，避免憋压过高导致管套环空液面下降而快速暴露上部产层；降压提产阶段，严格控制套压相对稳定，并在控压稳产阶段让套压缓慢下降，充分释放合层煤层的产气潜力。以低套压为排采管控基本原则，各井排采过程中套压均低于0.5 MPa，稳产阶段套压控制在0.2 MPa之内，日产水量较高的C1-1井、C1-4井全程维持了低套压（近于0）的排采条件。

图9 文家坝区块C1-2井典型合层排采曲线图

4.2.2 缩短憋压时间

受区内煤层埋藏浅、储层压力低、含气饱和度高的共同影响，煤层解吸后管套环空压力快速升高。因此，各井见套压后憋压时间普遍较短。其中，W1-1井和C1-3井憋压时间最短，憋压当天即产气；日产水量较高的C1-1井，煤储层压降漏斗扩展受限，憋压时间最长，也仅为20 d。缩短憋压时间，不仅避免因套压持续升高而导致上部产层暴露，而且降低近井地带煤储层孔裂隙中含气饱和度，有利于水的高效产出及压降漏斗扩展。

4.2.3 延长提产时间

受区内各井排采过程中套压快速显现、憋压时间短的影响，产气前压裂液返排率均低于10%。为了避免因煤储层中含气饱和度升高而抑制压裂液的快速返排，排采过程中通过降低流压日降幅方式来延长日产气量提升持续的时间，显著提高了压裂液返排率。以缓慢提产为排采管控基本原则，提产持续时间达到154～259 d，其中W1-1井自开始产气至日产气量达到峰值的时间最长（304 d），压降漏斗扩展与稳定产气效果也最好。

4.2.4 保持排采过程连续性

为了避免排采间断对煤储层渗透性的不可逆伤害，排采过程中尽可能保持排采过程的连续性。以排采过程连续为管控基本原则，排采全过程严格控制流压日降幅、动液面位置、日产气量及日产水量大幅波动，避免卡泵等排采复杂情况发生，延长了洗井、修井周期。各井排采过程中，除C1-1井和C1-4井由于封隔下部产层作业发生1次排采间断外，其他井均未发生排采间断。

4.2.5 主动暴露上部产层

区内合层开发煤层气井产层埋藏浅、垂向跨度大，稳定产气时即面临上部产层暴露的问题。由于采用低套压排采方式，上部产层暴露后发生“井筒气侵”，造成煤储层伤害的可能性显著降低。因此，在提产阶段与稳产阶段采用主动缓慢暴露上部产层的方式。目前，区内煤层气井30号煤层之上的产层已全部暴露，随着井底流压持续下降，下部煤层的产气潜力进一步释放，将延长合层开发煤层气井的稳产时间。

5 结论

1）文家坝区块龙潭组16号、23号、27号、29号、30号煤层具有高含气量、高含气饱和度、高孔隙度、低—中等渗透率、储层压力欠压—正常的特征，具备煤层气勘探开发的有利储层条件。采用直井单井开采、丛式井组开采、多分支水平井连续注水激荡开采均取得了良好的产气效果，单井最高日产气量介于1 482～6 124 m3，产气期平均日产气量介于660～3 953 m3，稳产时间介于1.6～4.8年。

2）区内煤层气井高产受阿弓向斜轴部构造应力集中、水力封堵与封闭作用下煤层气富集影响，同时与浅埋藏、低地应力条件下煤储层原始渗透性较高、储层可改造性强有密切关系。C1丛式井组井间产气效果差异主要与F16断层导水及井间干扰背景下地层水流动有关，表现出“低产水、高产气；高产水、低产气”的气水产出关系。

3）受煤层气地质背景、探采模式及煤储层特征的共同影响，应在合理控制压裂施工规模和提高压裂改造范围的同时，避免压裂裂缝与导水断层沟通或丛式井组内发生井间窜流。压裂施工过程中，快速提升前置液注入排量高效造缝，注前置液造缝阶段加入40～70目石英砂非连续段塞，注携砂液支撑阶段阶梯式连续加20～40目石英砂有效支撑裂缝。

4）合层排采过程中，长期维持小于0.5 MPa的低套压排采条件，见套压后缩短憋压时间，延长提产时间以提高稳产前的压裂液返排率，并保证排采过程连续性以避免煤储层渗透性不可逆伤害，产气量提升阶段主动缓慢暴露上部产层，进一步释放下部产层的产气潜力，延长合层开发煤层气井的稳产时间。