四川古敘礦區(qū)大村礦段煤層氣煤儲層特征及改造效果

摘 要

摘要：四川省南部(川南)煤田古敘礦區(qū)大村礦段煤層氣勘探開發(fā)3年來，完成了參數(shù)井施工測試、測井及固井等工程，開展了煤儲層研究和壓裂改造試驗。改造后，DC-1井、DC-2井、DCMT-3井
摘要：四川省南部(川南)煤田古敘礦區(qū)大村礦段煤層氣勘探開發(fā)3年來，完成了參數(shù)井施工測試、測井及固井等工程，開展了煤儲層研究和壓裂改造試驗。改造后，DC-1井、DC-2井、DCMT-3井產(chǎn)氣量均達到甚至超過了500～1000m3/d的工業(yè)產(chǎn)能指標，表明該區(qū)煤層氣地面抽采試驗獲得了重大突破。這是在我國南方大傾角、低-特低滲透率、薄煤層、高煤階情況下取得的成功，意義重大！為此，從煤層氣試驗井網(wǎng)儲層特征入手，分析該區(qū)煤層氣開發(fā)的優(yōu)勢與劣勢，科學合理地總結(jié)了射孔壓裂排呆方案在川南地區(qū)勘探開發(fā)煤層氣的經(jīng)驗和不足，提出加快勘探試驗步伐和擴大試驗區(qū)、引進先進適用的勘探新技術等建議，以確保四川省煤層氣成功進行規(guī)?；?、商業(yè)化開發(fā)。
關鍵詞：四川??；煤層氣；古敘礦區(qū)；大村試驗井網(wǎng)；地面抽采；壓裂曲線；點火；加快試驗；規(guī)?；?/span>
    四川省煤層氣(CBM)勘探開發(fā)工作已開展10余年，初步估算四川省煤層氣資源量為3480×108m3[1]，其中古敘礦區(qū)共有煤層氣資源量1001×108m3，為超千億立方米的大型煤層氣井田。大村礦段位于四川省古藺縣東60km，為未開發(fā)的整裝大煤田，煤礦設計初步規(guī)劃四對礦井，設計產(chǎn)能360×104t/a，是全國13個大型煤炭基地的骨干礦井。該區(qū)擁有煤炭資源量超過6×108t，賦存煤層氣資源量超過100×108m3，煤田普查、煤層氣資源評價研究中初步評價為高瓦斯礦井，具有煤與瓦斯突出危險，勘探開發(fā)煤層氣勢在必行。
1 大村礦段煤儲層特征
    大村煤層氣井組位于古藺復式背斜，二郎壩向斜構(gòu)造西北翼的大村礦段的李家寨二井田范圍，井田擁有煤炭資源(海拔±0水平)煤炭儲量3.1×108t。具備構(gòu)造簡單、地層傾角相對較小、煤層厚度較穩(wěn)定等特點，勘探目的煤層是上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P3l)中全區(qū)可采的C19、C23、C25煤層。
1.1 物性特征
    ① 主要煤層富集在龍?zhí)督M中-中下部煤層群中，全段含煤性較好，含煤系數(shù)為19.1%～24.2%；②煤巖以碎裂結(jié)構(gòu)和原生結(jié)構(gòu)為主，裂隙較發(fā)育發(fā)育，連通性差-中等；③煤層顯微組分以鏡質(zhì)組為主，平均含量分別為72.5%～82.7%，其次為惰質(zhì)組；④目的煤層的Ro為2.79%～3.23%，為無煙煤Ⅲ。
1.2 煤層測試和試驗特征
1.2.1煤層滲透率
    通過注入/壓降法試井獲得C19、C23和C25煤層的滲透性較差，3口井K值0.001～0.36mD，且層間差別較大，非均質(zhì)性強，C19、C23煤層好于C25煤層。
1.2.2儲層壓力
    通過注入/壓降法試井獲得的煤儲層壓力為4.52～6.42MPa，煤層埋深為476.29～610.05m，儲層壓力梯度為0.93～1.05MPa/100m，為常壓儲層。
1.2.3等溫吸附性能及含氣飽和度
    煤層吸附能力、儲氣能力較強，含氣飽和度較高等均有利于煤層氣儲集和排水降壓開采。
1.2.4地解比(煤儲層壓力與臨界解吸壓力之比)
    本井網(wǎng)地解比大于0.50，屬于中等-較高，表明煤儲層的解吸能力中等-較好，利于開采。
1.3 含氣量特征
    川南煤田屬于高瓦斯礦井、煤與瓦斯突出礦井的認識已成定論。C19煤層瓦斯突出量為16.99～26.33m3/t，C23煤層瓦斯突出量為15.85～21.55m3/t，C25煤層瓦斯突出量為17.85～22.55m3/t。利用最小二乘法原理對取得的資料進行一元線性回歸，得到如下關系：
    Q=0.035H-0.052，R=0.91
式中Q為含氣量，m3/t；H為煤層中部深度，m；R為相關系數(shù)。
1.4 測井特征
    各目的煤層厚度(H)大于等于2m，伽馬值(GR)小于等于100API，深、淺側(cè)向電阻率(RD、RS)大于等于10Ω·m，聲波時差大于等于70μs/m，密度(DEN)小于等于2.58g/cm3，滲透率(K)大于等于0.05mD，含水飽和度(SW)小于等于40%。
1.5 其他特征
    氣測錄井顯示，上述煤層的全烴異常超過40%，C19煤層的全烴異常高達83%，表明產(chǎn)氣潛力較大；煤心出筒時C19、C23、C24和C25等煤層能見到較多氣泡。
    結(jié)論：可將P3l中煤儲層定性為低滲透率、低壓力和非均質(zhì)性強的巖性封閉煤層氣藏。同時各目的煤層的水分為0.7%～1.10%，埋藏深度內(nèi)處于貧水區(qū)，水流動范圍小乃至不流動；且煤系地層為弱含水層，其底部的P2m地層位于區(qū)域侵蝕基準面以下，都將有利于煤層氣的儲存和富集。
2 煤儲層改造方案及實施效果
2.1 大村煤層氣試驗井網(wǎng)煤儲層的基本條件
    ①地質(zhì)構(gòu)造簡單，目的煤層厚度超過2m，較穩(wěn)定；②煤層組層間距近：C13—C23煤層平均層間距為7.89m；③固井質(zhì)量好：目的煤層上下20m內(nèi)為良好-合格以上；④臨界解吸壓力、飽和度、地解比、含氣量較高、解吸時間短等參數(shù)顯示，有利于煤層解吸產(chǎn)氣；⑤煤儲層的保護貫穿于鉆井、完井的全過程。
2.2 壓裂排采中應解決的問題
2.2.1自身條件差
    與國內(nèi)開發(fā)成功的山西沁水盆地等地相比[2～4]，本試驗井組在目的煤層滲透率(K)值偏低、厚度偏薄、地應力較高、地層傾角較大、高煤階，且在西南地區(qū)沒有成功經(jīng)驗可供借鑒等不利情況下，對是否出氣，產(chǎn)氣量是否達到工業(yè)產(chǎn)能標準難以預測。
2.2.2必須制訂符合大村試驗井組的煤儲層改造方案
    不改造煤儲層，煤層氣井無產(chǎn)氣能力，必須實行壓裂改造[5～10]。方案制訂以深化煤儲層特征描述、預測煤層氣井產(chǎn)能為基礎，參考山西高煤階改造成功的經(jīng)驗，制訂本井組的優(yōu)化方案。
2.2.3壓裂改造設備
    作業(yè)中可能出現(xiàn)無規(guī)律的異常高作業(yè)壓力，要求選用進口皇冠2000型及國產(chǎn)2500型壓裂泵車機組實施壓裂作業(yè)，確保工程質(zhì)量。
2.2.4排采管理
    優(yōu)化排采管柱結(jié)構(gòu)，滿足不同階段的排采需要，最大限度地降低煤層壓力，獲得煤層真實的產(chǎn)量。
2.3 適合大村煤層氣井網(wǎng)的技術措施
    根據(jù)古敘礦區(qū)大村礦段煤層傾角較大、單煤層較薄、煤層局部有構(gòu)造煤、煤質(zhì)較軟、煤巖中灰分含量較高、變質(zhì)程度高等特點，結(jié)合FracproPT三維模型模擬結(jié)果制訂了以下技術方案和措施：
    1) 采用活性水、光套管、大排量、中-高砂比中型壓裂。
    2) 活性水壓裂液配方中選高效表面活性劑做添加劑，以降低壓裂液的表面張力和界面張力，降低壓裂施工摩擦阻力，促進和加快壓裂液的返排。
    3) 為了獲得較長、穩(wěn)定的動態(tài)壓裂裂縫，適當增加前置液量和用段塞式加砂壓裂工藝。
    4) 排采期間采用井下存儲式直讀電子壓力計監(jiān)測井下流動壓力，有效控制液面下降速度和煤層排水強度，并加強排采動態(tài)分析，調(diào)整和優(yōu)化排采制度。
    5) 排采過程以保護煤層不受傷害、獲得最佳產(chǎn)量為原則，實現(xiàn)穩(wěn)定連續(xù)排采。
    6) 采用抽油機+管式泵方式排水采氣，根據(jù)井下情況決定是否采用氣錨，利用油套環(huán)空產(chǎn)氣。
2.4 壓裂排采實施效果
2.4.1射孔
    采用127彈聚能深穿透射孔技術[5，10]，90°相位角螺旋布孔，射開C13、C23和C25等3個煤層，射孔發(fā)射率100%。
2.4.2壓裂
    每口井進行2個層次的壓裂作業(yè)(表1)，即C25煤層單層壓裂，C19+C23煤層合層壓裂[11～14]。先壓下層C25煤層，后填砂壓上層C19+C23煤層。
    2000型壓裂車及XJ-250型修井機、ACF-700型洗井泵車、數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控車等設備完成壓裂工作量7層次，共計加入蘭州產(chǎn)0.5～1.2mm石英砂167.17m3，共使用前置液、攜砂液及頂替液2783.17m3，C25煤層砂比為8.0%～10.8%，C19+C23煤層砂比為4.3%～11.6%。
   地層破裂壓力高，煤層埋深較淺，破裂壓力梯度為0.041～0.054MPa/m，值較高(通常的破裂壓力梯度小于等于0.026MPa/m)，判斷煤儲層致密，地應力高，裂縫較難保持，易閉合。
    壓裂施工壓力高，曲線呈鋸齒狀，裂縫在延伸過程中可能遇到異常地質(zhì)體或構(gòu)造煤，延伸比較困難。表明煤層順走向、傾向的空間展布較復雜，需要進一步研究煤儲層的規(guī)律(見圖1)。尤其DC-2井C19+C23煤層實施了二次壓裂，工作壓力仍然居高不下，加砂的濃度上不去，造成后期排水時間增長，見氣時間晚。
 

    評價：選用較大壓裂規(guī)模和較高排量針對性較強，在加砂壓力高于30MPa的情況下，采用低砂比打磨裂縫通道，為后期增大砂比創(chuàng)造了條件，壓裂作業(yè)達到了預期的目的。
2.4.3裂縫形態(tài)
    采用微地震裂縫監(jiān)測技術，完成了DC-2井壓裂裂縫的延伸方向和長度的監(jiān)測。為不對稱不等長裂縫[15]，與區(qū)域主應力方向一致，且在地層的上傾方向造縫長度大于下傾方向的長度。據(jù)壓后裂縫擬合結(jié)果顯示，DC-2井在C19+C23煤層中壓后產(chǎn)生了4條裂縫，C25煤層壓后產(chǎn)生3條裂縫。
    評價：與采用FracproPT三維模型模擬的結(jié)果基本一致，達到了設計中裂縫延伸長度的目的，效果明顯。
2.4.4排采與點火試驗
    在壓裂后放溢流的過程中來自煤層中的溶解氣能點火，初步判斷煤層具有解吸能力[5，11]；通過排采抽出的水水質(zhì)清、微泛黃、不含煤粉，證實地層未吐砂，裂縫保持開啟狀態(tài)，未閉合。
    DC-1、DC-2、DCMT-3井的抽油泵分別位于井深459.87m、498.87m、603.61m(表2)。通過抽油機和抽油泵排水，隨著井筒壓力的持續(xù)穩(wěn)定下降和均衡傳遞，遠離井筒處單相水流動-裂隙中氣水兩相流動-井筒內(nèi)氣體單相流動，直到井筒周圍儲層的壓力降到煤層的臨界解吸壓力之下，煤層氣井開始出氣，直至氣流穩(wěn)定。
    抽采40余天煤層開始解吸，壓力逐漸上升，進入產(chǎn)氣階段。DC-1井、DC-2井、DCMT-3井于2010年2月9日、3月8日、2月2日先后點火成功。到6月30日共計采出地層水2005.4m3(含溢流)；采出煤層氣共計35.1×104m3。
    根據(jù)DC-1、DC-2、DCMT-3井水量和液面變化情況分別制訂了長沖程中等沖次、長沖程快沖次、長沖程小沖次的排采制度，較好的實現(xiàn)了3口井解吸、點火、上產(chǎn)的目的。目前各井正在穩(wěn)產(chǎn)或上產(chǎn)。
    值得一提的是DCMT-3井出氣后生產(chǎn)壓力上升快，目前生產(chǎn)壓力1.31MPa，產(chǎn)氣量1550m3/d，超過1500m3已維持32d，情況較好[12]。
    評價：按照《煤層氣資源/儲量規(guī)范》的標準，達到了500～1000m3/d的工業(yè)產(chǎn)能指標。排采出氣點火證明煤儲層壓裂改造成功，方案針對性強，連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)表明根據(jù)優(yōu)化的改造措施適合南方煤儲層的改造，具有示范性。
3 煤儲層改造中存在的問題
3.1 壓后煤儲層滲透率的變化情況
    制約煤儲層出氣與否的關鍵在于通過煤儲層的改造以提高煤儲層滲透率，而改造后儲層的滲透率有多大的變化，沒有規(guī)律可循。在煤層氣井產(chǎn)氣后要利用滲流力學等理論深化研究，總結(jié)規(guī)律，完善本區(qū)煤儲層改造方案。
3.2 應開發(fā)適合傾斜地層的儲層模擬軟件
    研究中采用的FracproPT三維模型的假設條件是地層水平、均質(zhì)，模擬的裂縫是對稱的，實際上試驗井組地層傾角30°，據(jù)裂縫監(jiān)測結(jié)果，上傾方向裂縫延伸長，而支撐劑充填相反，所以在以后的煤儲層改造方案制訂中，務必開發(fā)適合傾斜地層的儲層模擬軟件，或采用校正系數(shù)，確保設計與結(jié)果具有更好的復合性。
3.3 分層試驗產(chǎn)氣能力
    C19+C23合層壓裂、C19+C23+C25全井合采是目前各地煤層氣井常用方案之一，作為試驗井組不僅要出氣，還要對每一目的煤層的產(chǎn)氣能力作出定量評價，以便制訂礦段煤層氣總體開發(fā)方案。因此各目的煤層厚度薄與產(chǎn)氣能力的矛盾在現(xiàn)階段需要更好的辦法去解決。
4 結(jié)論與建議
4.1 結(jié)論
    1) 煤儲層特征研究較深入，制訂的煤儲層改造方案較適合大村生產(chǎn)試驗井的實際。
    2) 改造效果好。3口井均產(chǎn)氣并點火成功，是四川省煤層氣地面抽采試驗的重大突破，對我國西南地區(qū)大傾角、低-特低滲透、薄煤層、高煤階地面抽采煤層氣具有示范意義和參考價值。
    3) 排采科學化。嚴格執(zhí)行煤層氣井的排采規(guī)范，從細節(jié)做起，根據(jù)井下情況變化實時調(diào)整排采方案，是井網(wǎng)出氣早、產(chǎn)量穩(wěn)定的重要保障。
4.2 建議
    1) 煤層氣井產(chǎn)氣規(guī)律有待進一步試驗和總結(jié)。目前生產(chǎn)試驗井少，要繼續(xù)擴大試驗區(qū)，探索更加合理的射孔、壓裂方案及排采制度，為商業(yè)化開采大村乃至古敘礦區(qū)的煤層氣資源做好準備。
    2) 造縫高度需要測井溫或示蹤劑等方法進行驗證，便于對煤層頂?shù)装迤茐男缘难芯浚瑸槊旱V開采創(chuàng)造條件。
    3) 壓裂方式的改變：目前的填砂工藝雖較簡單，但工期較長、勞動強度大，改用工藝成熟的封隔器壓裂，對加快施工進度和保證質(zhì)量仍是可行的。
    4) 通過三維地震掌握清楚四川省煤礦區(qū)傾斜煤層在傾向、走向的變化規(guī)律，為引進水平井等鉆探新工藝的試驗打好基礎。
    5) 抽油泵的改進。該區(qū)煤層含水性差，雖然大口徑抽油泵對早期排水降壓有好處，但隨著降壓解吸出氣后，水位下降較快，不利于煤層氣的長期穩(wěn)產(chǎn)和高產(chǎn)，如果將目前抽油泵的口徑由Φ44mm改為Φ38mm，將會實現(xiàn)更科學的抽采。
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(本文作者：尹中山1，2 李茂竹2 徐錫惠2 嚴新建2 李安啟3 李玉魁4 1.成都理工大學地球科學學院；2.四川省煤田地質(zhì)局；3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；4.北京九尊能源技術股份有限公司)