沁水盆地南部煤层气地质工程一体化关键技术

张 聪 ，胡秋嘉 ，冯树仁 ，乔茂坡 ，毛崇昊 ，王 琪 ，李 俊 ，关济朋 ，贾慧敏

（中国石油天然气股份有限公司 山西煤层气勘探开发分公司，山西 长治 046000）

中国煤层气资源相当丰富，位居世界前列[1]，煤层气的开发对于煤矿安全具有重要意义，但复杂多变的开发条件给中国煤层气开发带来更多的挑战。越来越多的油气田勘探开发实践表明，“地质工程一体化攻关是实现复杂油气藏效益勘探开发的必由之路”[2]。地质工程一体化的主要理念是通过油气藏表征、地质建模、工程评价等综合研究预测地质参数，通过工程技术应用提高作业效率和开发效益[3]。2011 年，CIPOLLA 等[4]首次提出“从地震至模拟”一体化工作流程，是最早的地质工程一体化雏形；2012—2016 年，美国页岩开发[5-6]广泛采用地质工程一体化方法开展方案设计、参数优化；吴奇等[3]系统提出我国南方海相页岩气开发地质工程一体化开发理念，并创立“品质三角形”概念；胡文瑞[2]对地质工程一体化的概念内涵、实现条件等进行了详细的阐述；温声明等[7]基于保德煤层气田勘探开发中面临的地质评价、钻完井等一系列技术问题的梳理，坚持地质工程一体化研究，实现中煤阶煤层气效益开发；陈更生等[8]通过梳理总结川南地区百亿方页岩气产能建设成果，形成了适应该区的页岩气地质工程一体化高产井培育方法；赵福豪等[9]通过总结国内外地质工程一体化研究和应用现状，指出我国地质工程一体化攻关方向包括思想、运行机制、人才培养及开发技术突破等方面。此外，国内各主要油气生产单位针对页岩气、致密油气、稠油油藏等广泛开展地质工程一体化应用实践，并取得了初步成效[10-15]。

以上关于地质工程一体化技术攻关研究与应用多在页岩气开发中，煤层气开发中较少。基于此，结合沁水盆地南部郑庄区块煤层气开发中地质工程一体化研究攻关与实践，融合工程与地质认识创新形成煤储层“三性”评价方法，并梳理出相关配套关键技术，以期达到指导未来煤层气产建项目快速、高效推进的目的，也为同类型煤层气田效益开发起到借鉴意义。

1 研究背景

研究区位于沁水盆地南端，整体为向西北倾斜的马蹄形构造，中部的寺头断层将研究区分为东部樊庄区块、西部郑庄区块。区内断层以高角度正断层为主，逆断层零星分布；寺头断层是区内最大的断层，现今表现为高角度正断层，断层方向自东向西方向由SN 向NE 向发生偏转，由此引发郑庄区块整体呈现挤压应力状态[16]。区内地层倾角5°～15°，主要开发煤层为上石炭统太原组（15 号煤）及下二叠统山西组（3 号煤），山西组沉积属于陆表海浅水三角洲沉积体系，主要沉积微相为分流河道、分流间湾和沼泽；太原组沉积环境变化相对较大，可分为三角洲相、障壁海岸相及碳酸盐台地相。

2006—2011 年间，中国石油华北油田山西煤层气分公司（以下简称华北煤层气分公司）在樊庄区块应用直井水力压裂技术实现产能到位率70%，建成了我国第1 个高煤阶煤层气示范基地，实现了我国高煤阶煤层气效益开发。2010—2012 年间，将樊庄区块成熟工艺技术应用于邻近的郑庄区块，投产后直井平均产量低于500 m3/d，产能到位率不足30%，开发效果差。摆在技术人员面前3 大突出问题：①郑庄区块煤层气资源丰富，3 号煤层含气量普遍大于20 m3/t，但受到挤压应力作用影响，微幅褶皱发育，煤层条件复杂，照搬樊庄直井常规压裂技术不能满足于勘探开发需求；②储层条件与工程技术匹配度差，工程技术亟须进行针对性研究与创新；③面对复杂山地环境、低成本运行压力条件下，如何实现效益开发。

2016 年开始，研究区开始探索地质工程一体化攻关，历经评价选区、先导试验、示范建设、规模推广4 个阶段，通过不断探索与试验，形成了适应于高煤阶煤层气地质工程一体化攻关方法，创新形成煤层气L 型水平井高效开发技术系列，解决了煤层气井眼易垮塌、单井产量低的问题；新建产建项目套管压裂水平井共40 口，单井日产气量5 000～15 000 m3，单井平均日产量超过8 000 m3，日产量大于10 000 m3单井共17 口，占比43%，产能到位率超过90%；实现了煤层气效益开发，支撑华北煤层气分公司产量快速上升，探索出1 条煤层气持续上产的路径。

2 地质工程一体化工作思路

通过多年不断探索实践，逐渐形成了适应于沁水盆地南部不同地质条件、不同储层特征、不同工程条件的地质工程一体化工作流程，煤层气地质工程一体化技术流程图如图1。

图1 煤层气地质工程一体化技术流程图Fig.1 Technical flow chart of CBM geological engineering integration

以提高单井产气量为目标，在分析整理前期勘探成果的基础上开展地质条件分析、精细地震解释、储层精细评价工作，形成地质工程一体化数据库，建立同时具有地质和工程属性的一体化三维模型。根据三维模型结果，对井位部署、钻完井、压裂、排采等方案进行一体化设计，并组织一体化实施。根据钻井、压裂、排采一体化实施情况进行效果评价，及时将数据导入数据库进行迭代修正三维模型。随着勘探开发的不断深入，数据积累越来越多，认识程度不断提高，对模型进行多轮优化和修正，最终形成该区煤层气全生命周期地质工程一体技术。

一体化设计中，钻井设计包括钻井液选择、井眼轨迹设计、导向工具选择及完井方式选择等；压裂设计包括射孔位置选择、压裂改造方式、施工段数、段间距、施工液量、加砂量、砂比等关键参数；排采设计包括排采设备选择、排采管控模型选择及工作制度优化。

一体化实施中，针对钻井实施，以轨迹精确控制为目标，利用精细的三维导向模型和可视化地质导向流程，提前预判和调整，确保优质煤层钻遇率高，井眼轨迹平滑；针对压裂实施，结合缝网预测模型和压裂施工数据，实时调整压裂工艺参数，确保压裂实施效果；根据地质条件、钻井实际及压裂施工参数进行最大产液量预测，选择适合的排采设备，结合煤层特殊的双孔隙结构和非常规排水降压的产出机理及单井储层压力、解吸压力等参数确定适合本井组的排采管控思路。

根据钻井的实钻轨迹资料，不断迭代修正三维构造和层面模型；根据现场地应力测试、压裂施工数据、三维地质模型修正地应力模型；根据压裂施工曲线和微地震监测数据、地应力模型修正缝网模型；根据气井生产数据、缝网模型，不断迭代优化气井排采管控模型。

煤层气地质工程一体化工作方法将地质研究、工程设计和现场组织实施纳入一体化协作体系，及时迭代优化数据库中信息，结合实钻资料、压裂施工参数更新地质模型。

3 地质工程一体化关键技术

基于郑庄区块煤层埋深500～1 200 m 的大跨度、煤储层强非均质性、高地应力、陡峭山地为主的复杂地质、工程背景[17]，通过地质工程一体化关键技术攻关探索，形成4 项关键技术。

3.1 “三性”煤储层评价方法

针对郑庄区块煤储层强非均质性、微幅褶皱发育等特点造成“甜点”不落实的问题，建立煤储层“三性”评价方法，结合三维地质建模技术，可以准确指示地质-工程“双甜点”。

可驱动性是甲烷气体从基质孔隙扩散到内生裂隙的动能，含气饱和度越高，气体越容易扩散。可流动性主要指渗流能力，多受到煤岩组分和构造条件的影响，其中煤岩组分决定了内生孔裂隙的发育程度，镜质组含量越高，内生裂缝密度越发育；构造控制外生裂隙的发育程度，煤岩的脆性变形阶段内生裂隙持续扩展，裂缝适度发育，有利于煤层气产出。可改造性指煤岩水力压裂改造过程中控制缝高的情况下，主裂缝的有效延伸和扩展的性能[18]，其主要受控于煤体结构和地应力；微地震测试数据表明，煤岩脆性变形阶段煤层压裂造缝效果最好；地应力随着埋深增加而增加，裂缝闭合压力随之增大，压后裂缝更容易闭合，不能形成有效裂缝。根据研究区煤层气储层特点及开发效果，得到“三性”煤储层评价参数，研究区“三性”煤储层评价参数见表1。

表1 研究区“三性”煤储层评价参数表Table 1 Evaluation parameters of “three properties”coal reservoir in study area

利用三维地震处理新技术相干体、方差体、蚂蚁体、曲率体等方法，渐进式提取属性、高精度成像，有效刻画断裂系统并识别微小断层。将单井构造信息与地震解释层面相结合，建立精细构造模型，建模软件通常可采用Geoeast、石文、Petrel、Landmark 等；在岩心、测井、钻井及地震属性资料的基础上，采用地质数据统计（包括煤体结构、含气饱和度、闭合应力等），绘制了反映储层可驱动性、可流动性及可改造性的“三性”储层多属性叠合的地质-工程“双甜点”分布图，与实际开发效果相比，储层“甜点”预测符合率达到80 %。多参数叠合甜点分布如图2。

图2 多参数叠合甜点分布Fig.2 Distribution of multi-parameter superimposed desserts

3.2 可控水平井钻完井技术

沁水盆地南部煤岩具有抗拉强度低、泊松比高、弹性模量偏低的特点，导致裸眼多分支水平井易发生堵塞井眼；再加上早期常规钻井液易污染煤层、导向技术精度较低，煤层钻遇率较低，频繁出层等问题，造成水平井井况复杂、产量差异大、产能到位率低、投入产出比低，开发效果并不理想。

针对裸眼多分支水平井投资大、适应性差的问题，研究区通过优化国内L 型水平井，取消洞穴井、创新二开井身结构、筛管/套管完井，形成适合煤层气开发、后期可维护的简单可控L 型水平井，并配套防垮塌、低伤害钻井液及水平井半程固井等相关技术，有效解决了煤层垮塌及后期维护改造问题。

由于取消了洞穴井，对于着陆点预测和水平段导向难度加大，对井眼的光滑度也提出要求，还需满足筛管或套管完井后排采设备下入。要实现复杂地质条件下对优质煤层的精准钻遇及满足完井要求，首先需要开展钻前建模，对煤储层纵向上和横向展布进行预测，再根据模型精确设计井眼轨迹，最后采用地质导向技术，优选导向工具实施精准轨迹控制。为此，研究区引进近钻头地质导向系统，形成可视化地质导向技术流程，可视化地质导向技术如图3。

图3 可视化地质导向技术Fig.3 Visualized geosteering technology

钻前明确目的层，结合地质-测井-地震等相关资料进行地层精细对比分析，建立导向地质模型；钻中通过横向上精细刻画煤储层，明确钻遇位置，与现场作业联动，辅助施工，以达到井眼轨迹平滑、提高钻遇率的目的；钻后近钻头水平井解释评价，依据井眼轨迹分析，解释水平井钻遇进出层或与煤夹矸相对位置；部分井利用存储式测井资料，可以实现水平段优质钻遇率及煤岩结构变化的准确评价。通过可视化地质导向技术的应用，水平井钻遇复杂井比例由60%下降至20%，煤层钻遇率由75%提高到了95%，建井成本下降60%，实现了高效钻完井。

此外，由于研究区地表和地貌较复杂对平台选址的限制，需要在钻前准备时就要对井下钻具组合的作业能力、复杂三维井眼轨迹的可行性以及兼顾钻井工程安全和效率，以使每个平台和每口单井对资源最大化动用[3]。

3.3 分段压裂技术

煤岩的低弹性模量、高泊松比特征导致水力压裂在煤储层中主裂缝的形成和有效延伸受到制约，特别是深部煤层（埋深大于800 m）的高应力和强塑性特征影响更加突出[19]。而构造煤发育区煤质更软，微裂缝发育，不利于主裂缝延伸[20]，影响单井改造范围。

经过多年来的实践，形成了水平段“差异化分段”、段内“控液增砂、多段塞打磨、小粒径支撑”、施工参数“大排量、低前置液、快速返排”的水力压裂改造技术路线。水平井差异化分段按照最大程度改造优质煤层段的原则，对地质+工程“甜点段”（原生结构煤、随钻伽马值低于50 API）进行加密布孔造缝，提高加砂强度，实现完全改造。压裂泵注采用低排量起泵，逐步提至较高排量加砂（7～8 m3/min），低前置液（一般20%～30 %）、多段塞打磨，支撑剂多采用830/380 μm+380/212 μm 小粒径组合。此外，为了使储量最大程度动用，井组水平井采用交错式压裂，形成缝网改造，提高区域整体改造范围，从而提高整体开发效果。

地质工程一体化压裂技术流程如图4。

图4 地质工程一体化压裂技术流程图Fig.4 Flow chart of geological engineering integrated fracturing technology

根据水平井轨迹钻遇构造、天然裂缝系统、应力状态、钻完井情况、钻遇优质储层等关键数据，进行压裂裂缝设计。裂缝设计时通常以井区内以往裂缝监测资料、水平段钻遇地层性质及邻井情况进行；基于裂缝设计目的开展压裂模拟，确定施工参数，模拟时需要考虑钻遇煤岩力学性质及裂缝发育情况下的裂缝扩展规律。在压裂施工作业过程中，实时监测微地震监测数据、泵注压力、流量变化等判断水力裂缝破裂及延展情况，为压裂施工作业现场决策提供依据。完成压裂施工作业后，除了常规压裂总结，还需要充分利用微地震监测数据、压裂施工数据及施工过程中各种事件，进行压裂后综合对比分析，研究水力裂缝空间展布和影响压裂效果主控因素分析，为后续压裂井压裂提供建议，也为压后水平井效果评价提供依据。

例如，ZSP1 井位于郑庄区块南部，处于构造高部位，3 号煤层埋深720 m，同井组的直井日产气量普遍小于500 m3；该井采用套管完井，水平进尺700 m，上倾角度3°，煤体结构以碎裂为主。ZSP1 井测井解释如图5。

图5 ZSP1 井测井解释Fig.5 Logging interpretation of ZSP1 well

优选伽马值小于50API 层段设计10 个压裂点，主要分布在原生-碎裂结构为主的优质煤层水平段，段间距在40～70 m，单段加砂量60 m3，单段液量750～850 m3，支 撑 剂 选 择380/212 μm+830/380 μm 组合粒径石英砂，采用连续油管压裂。施工过程无砂堵或地层难压开等事件发生，压裂施工相对平稳。投产后日产气量达到7 000 m3，实施效果较好，较同单元直井产量提升10 倍。

3.4 疏导式排采技术

由于煤层特殊的双孔隙结构和排水降压的非常规产出机理，如果煤层气井排采制度不合理，就很容易引起井底压力剧烈波动，造成煤粉大量产出和沉积，致使煤粉堵塞渗流通道和排采设备，甚至引起储层伤害，从而影响产气效果。

研究表明[21-22]，煤层中气水产出依次通过基质孔隙、微观裂隙、宏观裂隙和人工裂缝四级裂缝系统,最终到达井筒产出。该过程中受到毛细管力、有效应力、启动压力和气水相渗等4 种要素耦合控制,由于压裂增压后地层毛细阻力明显增大、排水降压后有效应力会导致裂缝闭合、启动压力使气体产出滞后、气水相渗影响流态的稳定。复杂的裂缝系统以及多种要素耦合控制的影响，当气井处在不同的排采阶段时,影响排采效率的主控影响因素各不相同。

煤层气井起抽时井底流压大于地层压力，这是由于压裂注入地层液体增压导致，此时裂缝宏观裂缝中充满水、微观裂缝可动水增加，地层流体为单相水流阶段，有效应力伤害、气体启动压力和相对渗透率对储层影响较小，该阶段排采重点主要考虑降低毛细管阻力，最大限度排出地层水。随着排采的进行，井底流压逐渐下降，压裂增压作用逐渐减小；直到井底流压小于原始地层压力，煤储层压力逐渐降压，压差逐渐增加，微观裂缝中可动水逐渐向更大一级裂缝运移，毛细管作用逐渐减弱，但煤层所受到的上覆地层的有效应力逐渐增加，会导致裂缝逐渐闭合，渗透性明显下降，影响煤层疏水降压效果，该阶段主要考虑尽可能降低应力伤害。当井底流压小于煤储层临界解吸压力，但大于气井见气压力时,吸附在基质孔隙表面的甲烷分子开始解吸,气-水两相流出现在宏观裂隙和压裂裂缝中；随着煤储层压力的进一步下降，含气饱和度将快速增加,裂缝中流态由“水带气”泡流转变为“气推水”段塞流，这将会对水的产出受到较大影响，该阶段主要考虑降低气对水产出的影响。当井底流压小于见气压力后，气井产水来源主要天然裂缝及微裂缝中的可动水；地层中甲烷气体会大量产出，气相渗透率明显上升，水相渗透率明显下降，煤层降压主要通过气体的大量解吸，该阶段需要加快放气速度，降低裂缝中含气饱和度对地层水的产出影响。

基于以上对于气水产出机理的认识，以降低气水运移影响因素造成的储层伤害、减小各排采阶段渗透率损失为主要目的,建立了适应于高煤阶煤层气井、以井底流压为控制核心的“变速排采”排采管控模型，并定量化排采指标。排水阶段采用“快、慢、缓”的排采策略，井底流压大于原始地层压力，采用快速降压；井底流压小于原始地层压力、但大于临界解吸压力时，降低降压速度；当井底流压小于临界解吸压力、大于见气压力时，持续降低降压速度。气井见气后，在不破坏地层供气平衡的前提下小幅多频快速放气，降低裂缝中高含气饱和对产水的影响。

ZP3 井排采曲线如图6。

图6 ZP3 井排采曲线Fig.6 Drainage production curves of ZP3 well

ZP3 井是郑庄区块南部1 口3 号煤水平井，煤层埋深544 m，水平段长度1 000 m，煤层钻遇率100%，采用套管完井，压裂13 段，投产后稳产气量10 000 m3/d。排水期早期采用日降压0.1 MPa/d，临近原始地层压力后改为日降压0.05 MPa/d；解吸后采用0.01 MPa/d 进行降压，提产速度100 m3/d，提产期为240 d，稳产期已超过480 d，具有较好的稳产能力。

4 结 语

1）以往采用樊庄直井“笼统”压裂的工艺很难实现强非均质性、高地应力储量的升级动用。通过开展地质工程一体化攻关，融合地质、工程特点，创新形成“三性”煤储层评价方法，应用地震采集、处理和反演技术预测储层甜点展布，并配套煤层气可控水平井钻完井、分段压裂及疏导式排采等关键技术，郑庄区块单井日产气量较早期水平井产量翻倍，产能到位率明显提升，开发效益明显提升。

2）随着研究区的水平井逐步向深部煤层（大于800 m）推进，分段压裂关键参数（如改造段长、段间距、用液强度、加砂强度等）还需要进一步优化，地质工程一体化方法流程需要持续优化，优化组织结构，更加高效的实现技术优化或创新，最终实现产能产量进一步提升。