沁水盆地南部煤層氣田勘探開發(fā)技術(shù)探索與認識

摘 要

摘要：為加快煤層氣勘探開發(fā)的步伐，中國石油華北油田公司在沁水盆地南部樊莊區(qū)塊開展了高煤階煤層氣規(guī)模開發(fā)實踐，逐步形成了山地淺層二維及三維地震采集處理和精細解釋、高煤階
摘要：為加快煤層氣勘探開發(fā)的步伐，中國石油華北油田公司在沁水盆地南部樊莊區(qū)塊開展了高煤階煤層氣規(guī)模開發(fā)實踐，逐步形成了山地淺層二維及三維地震采集處理和精細解釋、高煤階煤層氣區(qū)帶評價優(yōu)選、煤層氣排采控制、煤層氣二次壓裂解堵增產(chǎn)、水平井設(shè)計優(yōu)選、水平井鉆井、適合于山區(qū)特點的煤層氣低壓集輸工藝及自動化控制等8大技術(shù)系列。率先開展了煤層氣水平井壓裂解堵試驗，改進了防砂、防煤粉工藝，創(chuàng)新提出了開發(fā)單元和開發(fā)井組，自主研發(fā)了一批專有技術(shù)(目前已申請專利11項)。總結(jié)近5年的煤層氣勘探開發(fā)實踐，獲得以下幾點經(jīng)驗與認識：①煤層氣井鉆探需要地震資料的支持；②嚴格遵守勘探程序是高效開發(fā)煤層氣的重要保證；③煤巖煤質(zhì)是煤層氣富集最重要的控制因素之一；④該區(qū)埋深介于800～1200m的主力煤層具有良好的勘探開發(fā)前景。
關(guān)鍵詞：沁水盆地南部；煤層氣田；勘探開發(fā)；配套技術(shù)；地震采集處理解釋；區(qū)帶評價；增產(chǎn)措施；低壓集輸
    中國煤層氣資源量非常豐富，埋深2000m以淺煤層氣資源總量為36.81×1012m3，與陸上常規(guī)天然氣資源量(38×1012m3)基本相當，可采資源量為11×1012m3，煤層氣資源量居世界第三。
    沁水盆地位于山西省中南部，面積2.7×104km2，煤層氣總資源量為3.97×1012m3，占全國總資源量的10.8%，其中1000m以淺的資源量為1.9×1012m3。沁水盆地是中國煤層氣勘探開發(fā)投入較大、研究程度較高、目前產(chǎn)量最高的區(qū)域[1～3]，其典型區(qū)塊——鄭莊-樊莊區(qū)塊是中國第一個整裝、高豐度、高煤階大型煤層氣田。
1 煤層氣勘探開發(fā)概況
    中國石油華北油田公司(以下簡稱華北油田公司)2004年接手沁水盆地煤層氣田的勘探開發(fā)工作，并根據(jù)勘探開發(fā)形勢的進展，于2006年在山西省晉城市注冊成立了專業(yè)化的煤層氣勘探開發(fā)公司，以華北油田公司勘探開發(fā)、物探、采油工藝3個研究院及井筒技術(shù)中心等單位為技術(shù)支撐，揭開了沁南煤層氣田大規(guī)模煤層氣開發(fā)的序幕。通過近幾年的發(fā)展，目前擁有鄭莊、樊莊、沁南、馬必、成莊、鄭村和夏店7個區(qū)塊，鉆井1288口，包括直井1224口、水平井64口，運營集氣站6座，集輸管線445km，處理中心1座，建成了國內(nèi)第一個數(shù)字化規(guī)?；簩託馓?。累計上繳探明含氣面積664.41km2，探明煤層氣儲量超過1000×108m3，具備了建成年產(chǎn)煤層氣50×108m3的資源基礎(chǔ)，跨入了千億立方米資源規(guī)模大氣田的行列[4]。
    通過近5年的煤層氣勘探開發(fā)實踐，分別在煤層氣地質(zhì)研究、水平井鉆探、煤層氣排采和增產(chǎn)技術(shù)以及排采、集輸工藝和設(shè)備等方面取得了8大特色技術(shù)系列和4項重要進展。
2 8大特色技術(shù)系列
2.1 山地淺層二維及三維地震采集、處理和精細解釋技術(shù)
    沁水盆地地表溝壑縱橫、高差較大，巖性復(fù)雜多變，主要巖性有砂巖、礫石、膠泥和巨厚黃土層等，激發(fā)條件復(fù)雜，表層速度變化較大、折射層速度較高，靜校正問題突出。針對上述特點和難點，采用小道距(10m)二維采集技術(shù)和寬方位三維地震采集技術(shù)、綜合利用恢復(fù)性變觀、非縱放炮、加密小排列等技術(shù)手段，保證淺層開口、覆蓋次數(shù)和方位角分布。并在初至折射波靜校正方法的基礎(chǔ)上，采用IST交互靜校正方法，精確計算靜校正量，確保成像準確。在進行精細處理和解釋基礎(chǔ)上，結(jié)合儲層預(yù)測等手段，落實了區(qū)內(nèi)210條落差3m以上斷層的性質(zhì)、產(chǎn)狀和延伸長度，查明了幅度大于10m的褶曲分布和30余個直徑20m以上的疑似“陷落柱”分布。有效避免了鉆井鉆遇斷層及“陷落柱”的風險，為水平井鉆探起到了強有力的支撐。
2.2 深化富集規(guī)律認識，形成了高煤階煤層氣區(qū)帶評價優(yōu)選技術(shù)
    沁水盆地南部煤層氣田受各種地質(zhì)因素的綜合影響，煤層氣的產(chǎn)出具有“富集成片、貧瘠成帶、富中有貧”的特點。通過對沁水盆地南部煤層氣沉積體系、煤巖及構(gòu)造特征等一系列的深入研究，認識到沉積體系是控制煤巖分布和煤質(zhì)特征進而控制含氣量、滲透性變化的本質(zhì)內(nèi)在因素；構(gòu)造運動及水動力場的變化是控制本區(qū)煤層含氣量、滲透性變化和產(chǎn)量高低的外在因素；低孔隙度、低滲透率蓋層是該區(qū)煤層氣得以保存的基礎(chǔ)；滯留區(qū)為地下水高勢區(qū)，控制了煤層氣的富集，其構(gòu)造相對高部位是富集高產(chǎn)有利部位。
    基于上述富集規(guī)律新認識，形成了以沉積體系、煤巖儲層特征和構(gòu)造研究為基礎(chǔ)的煤層氣富集主控因素評價技術(shù)和以山地淺層地震解釋技術(shù)、煤儲層裂縫預(yù)測技術(shù)為手段的高滲區(qū)優(yōu)選技術(shù)。通過該技術(shù)的應(yīng)用，在鄭莊區(qū)塊劃分出了2個Ⅰ類建產(chǎn)區(qū)、2個Ⅱ類區(qū)建產(chǎn)區(qū)、5個Ⅲ類建產(chǎn)區(qū)，鎖定了高效建設(shè)目標區(qū)。
2.3 特有的煤層氣排采控制技術(shù)
    由于煤層特殊的結(jié)構(gòu)和產(chǎn)出機理，如果煤層氣井在排采過程中排采控制不合理，就容易引發(fā)井底壓力的劇烈波動，造成煤粉的大量產(chǎn)出和沉積，致使煤粉堵塞滲流通道和排采設(shè)備，影響產(chǎn)氣效果。根據(jù)對排采規(guī)律的系統(tǒng)研究，認識到煤層氣排采管理的核心為對3個壓力(井底流壓、解吸壓力、地層壓力)的合理控制，并據(jù)此提出了“連續(xù)、漸變、長期”的排采控制原則，有效控制井底流壓、解析壓力、地層壓力的變化幅度，以達到3個壓力的有效平衡，產(chǎn)氣效果得到了明顯的改善。
    同時，為“降低儲層傷害”，圍繞“高產(chǎn)氣、低成本”這一目標，不斷探索，深化研究，努力提高煤層氣排采工藝技術(shù)水平，初步形成了以“智能控制、分段配套、低成本”為特色的自動化控制技術(shù)、防砂防粉煤灰工藝技術(shù)、負壓撈砂作業(yè)技術(shù)、潛水離心泵工藝技術(shù)以及新型節(jié)能電機等一系列高階煤排采工藝技術(shù)系列，在實際應(yīng)用中起到了非常好的效果[5～6]。
2.4 特有的煤層氣二次壓裂解堵增產(chǎn)技術(shù)
    針對煤層氣排采過程中煤層滲透性低、易造成煤粉堵塞的情況，為恢復(fù)儲層滲透性、提高低效井單井產(chǎn)量，開展了低產(chǎn)井大液量、高排量壓裂增產(chǎn)技術(shù)。特別是2008年以來，針對不同的傷害原因，結(jié)合煤巖結(jié)構(gòu)特征，開展了不同規(guī)模的二次重復(fù)壓裂試驗研究，逐步發(fā)展完善形成了自己特有的二次壓裂解堵性壓裂增產(chǎn)技術(shù)。該技術(shù)可有效清除近井地帶的煤粉沉積、改善因應(yīng)力變化而發(fā)生變形或者閉合的微孔隙，重新建立起與遠端溝通的通道；同時還可有效地解除氣鎖和膠結(jié)的煤粉的影響，防止煤層的進一步垮塌。2009年底至2010年規(guī)模實施二次壓裂解堵井80口(圖1)，平均單井日增產(chǎn)1000m3左右。目前煤層氣解堵性壓裂工藝技術(shù)已經(jīng)從局部實驗階段走向全面現(xiàn)場應(yīng)用階段，具有較強的適應(yīng)性和針對性，取得了較好的增產(chǎn)效果和可觀的經(jīng)濟效益。
 

2.5 水平井設(shè)計優(yōu)選技術(shù)(井位、井型、并眼軌跡)
    近幾年根據(jù)煤層氣水平井鉆井取得的經(jīng)驗，開展了水平井井型、井位設(shè)計優(yōu)化研究。確定了最佳的雙主支、多分支的“V”型井形式(圖2)，其最佳參數(shù)如下：主支角度為30°左右(方位與天然裂縫方向相交)、主支長度500～1000m、主支間距100～200m、最優(yōu)分支間距200～300m、同側(cè)三分支、扇形分布、水平總長5600m左右，形成了水平井設(shè)計規(guī)范要求。

    同時，總結(jié)出了水平井的布井原則，即水平井應(yīng)部署在噸煤含氣量大于18m3、構(gòu)造簡單(斷層少)、地應(yīng)力小、水平井煤層進尺大于4000m、分支展布合理、控制面積大于0.3km2的地方。這是獲得高產(chǎn)的必要條件。從而形成了一套完整的適合于沁水盆地南部煤層氣田的煤層氣水平井設(shè)計規(guī)范和部井要求，在后期的水平井實際應(yīng)用中見到了較好的成效[7]。
2.6 水平井鉆井技術(shù)
    針對煤層氣水平井清水鉆井過程中容易發(fā)生煤層垮塌，嚴重影響水平井鉆井成效的情況，以及清水鉆井“攜巖”能力不足的問題，華北油田公司通過近幾年的不斷深化研究和深入總結(jié)，發(fā)明了水平井鉆井“薄頭皮、短連通”和“充氣鉆井”新技術(shù)。通過這些新技術(shù)的應(yīng)用，大大降低了以往水平井鉆井中存在的風險問題。目前這些技術(shù)已經(jīng)廣泛應(yīng)用于煤層氣水平井鉆井中。為了徹底解決上述水平井鉆井的風險問題，充分發(fā)揮水平井鉆井的優(yōu)勢，目前華北油田公司正在積極探索新的水平井鉆井技術(shù)，以更好地服務(wù)于煤層氣生產(chǎn)[6～8]。
2.7 適合于山區(qū)特點的煤層氣低壓集輸工藝技術(shù)
    煤層氣為吸附氣，具有氣藏壓力低及生產(chǎn)壓力低的特點，樊莊區(qū)塊目前94%的直井套壓低于0.2MPa，84%的水平井套壓低于0.2MPa。根據(jù)具體氣藏的特點和沁水盆地復(fù)雜的地形特點，優(yōu)化形成了“井間枝上枝工藝”和“越站集輸工藝”等一系列工藝技術(shù)，采用單井串聯(lián)和閥組串接相結(jié)合的方式，通過串接使集氣半徑最大增加到10km，縮短了采氣管線總長度，增加了集氣站轄井數(shù)量，降低了管網(wǎng)投資，減少了對植被的破壞，提高了采氣管網(wǎng)對氣田滾動開發(fā)的適應(yīng)性，較好地解決了投產(chǎn)初期氣量不能滿足壓縮機最低起輸量要求這一問題。
2.8 自動化控制技術(shù)
    采用SCADA系統(tǒng)對全區(qū)生產(chǎn)運行分單井-集氣站-處理中心3級監(jiān)控和運營管理(圖3)，集氣站采用以計算機控制技術(shù)為核心的站控系統(tǒng)(SCS)，完成站場內(nèi)工藝過程的數(shù)據(jù)采集和監(jiān)控任務(wù)，采氣井場設(shè)置SCADA系統(tǒng)遠程終端裝置(RTU)，將井口數(shù)據(jù)通過無線寬帶+光纜傳輸?shù)姆绞絺髦翑?shù)據(jù)中心。實現(xiàn)了生產(chǎn)管理的智能化，減少了30%的用工總量，保障了系統(tǒng)平穩(wěn)運行，提高了管理水平和工作效率。

3 4 項技術(shù)進展
3.1 率先開展了煤層氣水平井壓裂解堵試驗
    為了尋找低效水平井提產(chǎn)措施，探索煤層氣多分支水平井增產(chǎn)改造技術(shù)，2010年選擇水平鉆井煤層有效進尺短、鉆井過程中儲層受到鉆井液污染的、地質(zhì)條件好、產(chǎn)氣量低的FZP10-2V井，開展了低效水平井水力壓裂解堵實驗。
    水平井壓裂后，溝通的4口鄰井均存在生產(chǎn)干擾，井底壓力回升，產(chǎn)水量明顯增大。其中壓裂水平井FZP10-2V井2009年4月投產(chǎn)，最高日產(chǎn)氣量700m3，壓前日產(chǎn)氣量為200m3。壓后日產(chǎn)氣2000m3、水1m3，套壓0.07MPa，井底流壓0.12MPa，見到了明顯的增產(chǎn)效果；鄰井FZP10-1在FZP10-2V井壓裂前日產(chǎn)氣量在200m3左右，在FZP10-2V井壓裂后前者日產(chǎn)氣量上升到2200m3、水0.1m3，套壓0.06MPa，井底流壓0.15MPa，也見到了較好的效果。
3.2 改進了防砂、防煤粉工藝
   煤層氣井排采初期煤巖出煤粉較多，在生產(chǎn)過程中頻繁出現(xiàn)煤粉卡泵停抽、氣鎖等問題，導(dǎo)致氣、水產(chǎn)量銳減。為此，對不同井型卡泵原因進行分析，研究壓裂砂及煤粉顆粒產(chǎn)出機理，優(yōu)化排采設(shè)備，以適應(yīng)煤層氣開發(fā)的低沉沒度時連續(xù)排采的生產(chǎn)要求。同時，基于“防砂、防煤灰、防氣鎖”的技術(shù)思路，以提高“排煤粉、防氣鎖”能力為目的，優(yōu)化管柱組合的配套工藝。并根據(jù)不同排采階段煤粉產(chǎn)出特征，本著低成本、防砂措施簡單、效果好、不污染煤層的指導(dǎo)思想，進行了防卡泵配套工藝研究，優(yōu)先考慮采用管式泵機械防砂，吐砂較多的井采用特種防砂排采設(shè)備和配套工具相結(jié)合的方法進行防卡泵處理。在此基礎(chǔ)上研發(fā)了綜合防卡泵工藝及配套設(shè)備，應(yīng)用后效果明顯，檢泵率較以往大大降低。特別是通過水平井管柱結(jié)構(gòu)和篩管優(yōu)化的現(xiàn)場應(yīng)用，實現(xiàn)了半年以上無卡泵現(xiàn)象和檢泵作業(yè)，實現(xiàn)了排采連續(xù)平穩(wěn)運行。
3.3 創(chuàng)新提出了開發(fā)單元和開發(fā)井組，為煤層氣高效開發(fā)打下了基礎(chǔ)
    沁水煤層氣田具有“富集成片、貧瘠成帶、富中有貧”的特點，平面上顯示出很強的“非均質(zhì)性”，為此，根據(jù)不同地質(zhì)特點，結(jié)合直井壓裂效果、水平井煤層進尺以及分支產(chǎn)狀等與產(chǎn)氣量關(guān)系的綜合分析，將地質(zhì)條件相近，經(jīng)鉆井、壓裂改造后形成的單井或多井控制的獨立裂縫系統(tǒng)劃分為一個獨立開發(fā)單元，在樊莊開發(fā)區(qū)塊劃分出了好、中、差3類共計109個開發(fā)單元。并根據(jù)每個開發(fā)單元內(nèi)的地質(zhì)條件微細差別細分出了若干個開發(fā)井組，對于不同的開發(fā)單元和開發(fā)井組，有針對性地制訂排采管理和增產(chǎn)措施，取得了明顯的效果。
3.4 自主研發(fā)成效顯著，形成一批專有技術(shù)
    通過幾年的不斷摸索和實踐，華北油田公司對沁水盆地煤層氣地質(zhì)條件和排采規(guī)律的認識不斷深化，逐漸形成了一系列專有特色技術(shù)。目前已申請專利11項，已批準實用新型專利7項，還有4項發(fā)明專利正處于公示階段。同時形成具有自主知識產(chǎn)權(quán)的煤層氣相關(guān)軟件系統(tǒng)6套，出版了專著、論文集，發(fā)表學(xué)術(shù)論文數(shù)十篇，研究制訂各類技術(shù)標準43項，發(fā)布1項。承擔了5項國家級、中國石油天然氣集團公司級科技重大專項研究工作，先后取得了多項新技術(shù)成果，形成專題技術(shù)報告50余篇。
4 經(jīng)驗與認識
4.1 煤層氣井鉆探需要地震資料的支持
    通過近幾年的煤層氣勘探開發(fā)，逐漸認識到沁水盆地構(gòu)造較為復(fù)雜、小斷層非常發(fā)育的特點，還大量發(fā)育一些北東向和北北東向的低幅褶皺構(gòu)造，同時“陷落柱”也比較發(fā)育。通過二維地震精細構(gòu)造解釋可以較準確地確定斷層、“陷落柱”分布，以有效避開不必要的風險。對于水平井鉆探，由于微小斷層以及褶皺構(gòu)造的存在，將導(dǎo)致水鉆出煤層后難以確定煤層的具體位置，致使水平井鉆探達不到預(yù)期效果。而借助三維地震勘探，可以精確地進行井眼軌跡設(shè)計，從而有效避免上述風險；同時通過三維地震屬性反演，可以預(yù)測煤巖厚度變化情況、有利含氣區(qū)及有利高滲區(qū)的分布，有效指導(dǎo)井位部署，避免浪費。因此，三維地震勘探是水平井鉆探必不可少的重要保證。
4.2 嚴格遵守勘探程序是高效開發(fā)煤層氣的最佳保證
    樊莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)實踐證明，嚴格遵守勘探程序，是高效開發(fā)煤層氣的最佳保證。在勘探初期，應(yīng)首先實施二維地震勘探(1×2km～0.5×0.5km)，以落實區(qū)塊構(gòu)造格局及斷層展布。在此基礎(chǔ)上，進行參數(shù)井和評價井鉆探，搞清整體地質(zhì)條件，探明地質(zhì)儲量，取得采礦權(quán)。同時進行井組試采，落實單井生產(chǎn)能力，驗證經(jīng)濟開采價值。然后進行深化地質(zhì)研究，優(yōu)選建產(chǎn)目標，編制開發(fā)方案。逾越了勘探程序，將導(dǎo)致后期煤層氣開發(fā)陷入盲目，并造成大量低效或無效井的出現(xiàn)，影響開發(fā)成效。
4.3 煤巖煤質(zhì)是煤層氣富集最重要的控制因素之一
    華北油田公司近幾年的煤層氣開發(fā)實踐證實，不同地區(qū)煤巖煤質(zhì)有很大不同，一些地區(qū)以暗淡煤發(fā)育為主，煤巖具有高灰分、高揮發(fā)分、高泥質(zhì)、高密度、低電阻率特征，煤層含氣量普遍不高；而一些地區(qū)則以光亮煤為主，煤巖具有低灰分、低揮發(fā)分、低泥質(zhì)、低密度、高電阻的特征，煤層含氣量普遍較高；還有一些地區(qū)處于二者之間。不同煤巖煤質(zhì)區(qū)鉆井的難易程度不同，其產(chǎn)氣量也明顯不同，在其他條件相同的情況下，光亮煤發(fā)育區(qū)的煤層產(chǎn)氣效果明顯好于暗淡煤發(fā)育區(qū)。因此，煤巖煤質(zhì)的研究是高滲富集區(qū)優(yōu)選的前提和必要條件，應(yīng)為煤層氣重點研究的內(nèi)容。
4.4 該區(qū)埋深介于800～1200m的主力煤層具有良好的勘探開發(fā)前景
    沁水盆地與國外煤層氣盆地在構(gòu)造演化上具有很大不同，其石炭-二疊系煤層構(gòu)造演化經(jīng)歷了早期的深埋壓實階段和后期的隆起抬升階段。早期深埋于地下較深的部位(大于3000m)，經(jīng)受了較強烈的壓實作用，煤層整體滲透性已經(jīng)很低。而后期為整體隆升，盆地內(nèi)各地隆起抬升幅度差距不大，因此，現(xiàn)今埋深范圍內(nèi)各地煤層的滲透性也相差不大，也就是說，深層煤層滲透性并不是“鐵板一塊”，在煤質(zhì)好的區(qū)域同樣仍然具有較好的滲透條件和良好的開采價值。在沁水盆地已經(jīng)開發(fā)的鄭莊區(qū)塊，有46口評價井石炭-二疊系主力煤層埋藏深度大于800m，對其中的24口井進行了試采評價，其中有13口井在單井排采的情況下，獲得了工業(yè)煤層氣流，最深工業(yè)氣流井主力煤層埋深已經(jīng)達到了1360m，有6口井目前正在排采。鄂爾多斯盆地東緣(與沁水盆地具有相同的構(gòu)造演化史)也在埋深大于800m的區(qū)域，在單井排采情況下獲得工業(yè)氣流，也充分證明了這一點。因此，埋深介于、800～1200m的煤層仍是該區(qū)煤層氣勘探開發(fā)的現(xiàn)實領(lǐng)域。
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(本文作者：劉慶昌 馮文彥 于文軍 李學(xué)飛 米忠波 中國石油華北油田公司對外合作部)