王丙乾
新疆维吾尔自治区煤田地质局一五六煤田地质勘探队 新疆 乌鲁木齐830000
摘要:在资源落实的情况下，发现微幅构造对于煤层气开发具有重要作用。能够长期稳定高产的煤层气井，主要位于变化较缓、隆起状“平台”的次生褶皱背斜，并且顶板以封盖性较好的泥岩、碳质泥岩为主。位于次生褶皱向斜煤层气井，不论煤层顶板封盖性如何，开发初、中期均呈现普遍低产；但到开发后期，向斜内煤层顶板封盖性较好的煤层气井，有望获得较高产量。
关键词：我国煤层气；地质特征；工程技术；适应性；进展
1勘探开发工程技术适应性创新研究进展
1.1三维地震物探技术
与常规油气物探技术相似，煤层气三维地震物探技术从“十一五”起步，“十二五”时期先后在陕西韩城、山西保德两个煤层气区块进行应用示范，在煤层空间展布基础上重点对煤层含气性、断层等微构造进行解释，避免了上百口低效、无效井的部署，大幅降低了地质风险、降低了开发成本。“十三五”时期，煤层裂隙发育带物探解释技术仍在探索，为煤层气科学开发提供决策依据。针对煤层气开发经济效益差的情况，三维地震物探技术必须考虑低成本因素，通过观测系统优化、多信息高精度激发参数设计等方法探索，形成了综合考虑经济条件、技术要求的“经济技术一体化”煤层气三维地震勘探技术。
1.2直井＋定向井丛式钻井技术
由于煤层气区块多位于低山、丘陵或农田区，地表条件复杂，采用直井＋定向井的丛式井钻井技术，即“井工厂”模式，其集群化建井、批量化实施、流水线作业的特点，能够大幅减少占地面积及征地费用、缩短钻井周期、实现集中排采集输、提高环保管理水平等。虽然先期从国外引进了洞穴井、多分支水平井、U形井技术并在不同地区、不同煤阶进行了试验，但总体效果一般，探索发现适合我国煤层气开发的仍为直井＋丛式井技术，这与我国煤体结构保存相对较差、煤体力学强度低有一定关系。据2013年资料统计，我国煤层气直井＋丛式井有1.4万余口、水平井393口，直井＋丛式井数占煤层气总井数的97%，已成为沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘的主要煤层气开发井型。此外，新疆、贵州等高倾角、高应力煤层更适合定向井＋套管射孔压裂完井工艺，自2015年以来，新疆、贵州、内蒙古等煤层气新兴勘探开发区域的均以定向井为绝对主力井型。钻井工艺方面，针对煤层普遍欠压的特征，采用空气钻井、氮气泡沫泥浆钻井等（微）欠平衡钻井及低密度泥浆固井工艺，能够大幅减少钻井液、固井水泥浆渗滤进入煤层，降低对煤层物性的伤害。因二叠系煤系地层致密、含水性弱，空气钻井技术在沁水盆地获得大规模应用。
1.3大规模水力加砂压裂技术
由于我国大地构造演化复杂，地应力强、煤层渗透率低，同时煤岩自身具有力学强度低、应力敏感性及水敏性强等特点，煤层压裂相比砂岩层压裂具有更高的技术难度。在煤层气勘探开发初期，煤层气压裂多采用国外引进的洞穴完井工艺，但不适用于我国低渗-特低渗的煤层，因此近年来以大规模水力加砂压裂技术为主流，不断在压裂液与支撑剂性能、泵注程序、工艺流程等方面进行与地层条件的适应性创新探索。经过沁水、鄂东中高煤阶煤层气的压裂研究与实践探索，压裂工艺理念不断创新，由“十一五”的“大液量、大排量、大砂量”，转为“十二五”的“适度液量、变排量、适度砂比”，再到“十三五”针对低煤阶、厚煤层、强滤失性提出的“大液量、超高排量铺砂、变砂比加砂”，压裂理念针对不同煤层条件呈现多元化趋势，但总体朝着基于鄂尔多斯盆地致密砂岩气、四川盆地页岩气成功开发经验的“体积压裂”理念靠近。
活性水加砂压裂作为当前煤层气开发的主体压裂技术，在清洁压裂液、氮气泡沫压裂、氮气增能压裂、低密度支撑剂、覆膜砂、多层压裂、超大排量压裂、连续油管定向喷砂射孔分段压裂、水平井套管完井分段压裂等新技术也随着工程技术装备的更新而不断突破。
1.4低成本地面集输工艺技术
煤层气开发具有“多井、低产、低压、低成本”的特点，通过创新地面设计方法和管网建设思路，简化、优化工艺流程，探索形成了“一站多井、井间串接、低压集气”的地面工程低成本建设模式。近年来，随着环保要求提高，针对采出水处理，形成了“气水管网同沟敷设、气水分输、集中处理”的煤层气地面集输系统，并在保德区块大规模应用。国内外应用于煤层气田集气管网的常用管材有钢管、HDPE（高密度聚乙烯）管、聚乙烯内衬碳钢管等。通常情况下，我国沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘等煤层气开发区块在小于DN300的管道采用HDPE管，大于DN300的管道采用钢管。随着HDPE技术的发展及成本降低，大口径HDPE管在澳大利亚苏拉特盆地煤层气田得到广泛应用，其成本较钢管、聚乙烯内衬碳钢管分别降低约24%、35%，能够再次降低开发成本。
2现场应用与建议
1）煤层气新井部署。根据次生褶皱向斜轴部距离与产气的量化关系，优化井网井距和优选排采设备。部署井网完善新井方案时，在向斜曲率半径40.0%范围内，按照较大井距（井网）部署井位，排采设备优选大型泵；背斜、斜坡区，以较小井距（井网）进行新井部署，排采设备优选中小型泵。2）煤层气井生产管理。未产气井要分类对待，特别对位于次生褶皱向斜内的井，不盲目采取“停排”或“封井”等措施。保德区块向斜单元井经过长达3a排水后，才开始陆续产气，这些井由于构造地势原因，易汇聚周边井的煤层水，对其排水，实际有利于周边邻井的排水、降压、产气，建议坚持排采。3）煤层气开发中期调整。优选位于斜坡或次生褶皱背斜、顶板封闭性较好的井网不完善部位，可采取部署井网加密井、滚动扩边的方式，提高煤层气资源动用程度；不建议在次生褶皱向斜内部署新井，可采用对已部署的排采井更换大型泵的方法，加大排采强度。以上措施已在保德区块和临汾区块现场应用，并取得了一定效果。针对区块向斜单元已停排井采取了复排措施，2019年初在区块微幅构造次生褶皱背斜和斜坡优势区内部署了一批井网完善井，同时对向斜单元中位于距离轴部向斜曲率半径40.0%范围内的井，更换大型泵设备，加大了排液强度。向斜单元的井在更换大型泵设备后，单井日产气量平均提高了610m3；在微幅构造优势区内部署一批新的井网完善井，大部分井一投产即见气，产气效果显著。
3结语
煤层气是与煤炭伴生、高热值、清洁的非常规能源。我国自21世纪初正式开始煤层气开发，初期采用的开发工程技术均引自美国、加拿大等煤层气生产大国，但因我国煤层气地质条件与国外差异极大，其大部分开发工程技术在我国煤层气开发试验中并未获得好的产气效果，需进一步探索优化创新。从技术引进到创新探索，初步形成了适合我国地质特点的勘探开发工程技术系列，并建成了沁水、鄂尔多斯盆地东缘2个煤层气产业化基地。
参考文献
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