陈贞龙

(中国石油化工股份有限公司华东油气分公司，江苏 南京 210011)

目前，国内外主要国家的煤层气勘探开发目的煤层埋深主要集中在1 000 m以浅，然而在世界范围内有超过47.6万亿m3的煤层气资源赋存在1 000 m以深；据自然资源部新一轮全国油气资源评价成果，我国2 000 m以浅煤层气资源量为30.05万亿m3，而1 000～2 000 m范围内的煤层气资源量为18.87万亿m3，占总资源量的62.8%[1]。随着浅部已探明可动用储量的减少，深部煤层气的有效动用将成为非常规天然气勘探开发的一个新领域。但深部煤层气面临储层非均质性强、应力大、压力高、可改造性差等诸多挑战，由于地质工程不匹配未形成一体化的勘探开发技术，造成储量动用程度低、单井产能低、稳产周期短、长期低效或者不产气等问题；目前国内仅延川南气田实现了深部煤层气商业开发，而在柿庄、郑庄、大城等区块仅有部分井取得进展，但仍未形成规模。

目前国内在煤层气效益开发、低效治理方面也在积极探索并取得了初步成效。通过调整井网井型，采取疏导式储层改造技术和高效排采管控模式可实现低效产能耦合盘活[2-3]；大量室内实验验证了强冲击波的煤岩增渗机理及可行性[4]，现场试验方面也取得部分成效，并确立了冲击波煤储层增渗作业工艺[5-7]；研究并提出了沁水盆地柿庄南区块低产井原因及针对性技术对策：针对钻井污染严重井采用酸化解污+常规水力压裂方式增产，煤体结构较差的井采用加深泵挂、煤粉堵塞采用循环洗井等方式治理[8-9]；氮气泡沫压裂具有煤储层渗透性改造的作用，通过解决裂缝煤粉堵塞问题，以达到增产增效目的，且在沁水盆地樊庄区块、郑庄区块、潞安矿区等低产井改造中展示出其可观潜力[10-12]。深部煤层气储层U型水平井压裂改造方案可在延川南区块进行应用[13]，国内煤层气增效技术主要集中在浅部煤层气开发治理阶段，并且低产、低效地质原因和增产提效工程工艺二者尚未形成较好的匹配；针对深部煤层气效益开发、低效治理方面鲜有系统性的论述。

笔者以延川南煤层气田为研究对象，通过采取“多要素耦合划分单元”理念，基于开发单元地质属性找准制约产量的关键因素，明确地质适用条件以及工艺参数匹配关系，提出了地质工程一体化增效技术，以期为该区及相似地区煤层气高效开发提供借鉴。

1 延川南煤层气田地质概况

延川南煤层气田构造上位于鄂尔多斯盆地东南缘，处于陕北斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起的过渡地带，表现为过渡性质的盆缘构造类型。2013年启动产能建设，2015年全面投入开发，二叠系山西组2号煤作为主力开发煤层，整体为一倾向北西的单斜构造，中部西掌断裂带将气田分为谭坪、万宝山2个构造带(图1)。主力煤层埋深800～1 600 m，煤层埋深总体上自东南向西北呈逐步加深的趋势，其中，谭坪构造带主力煤层埋深浅于1 000 m，平均深约880 m，万宝山构造带主力煤层埋深1 000～1 550 m，平均埋藏深度约1 280 m(图2)。

图1 延川南煤层气田2号煤层顶面高程等值线Fig.1 Top elevation contour of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

图2 延川南煤层气田2号煤层埋深等值线Fig.2 Buried depth contour of No.2 coal seam in Southern Yanchuan Block

根据实际钻孔数据统计显示，2号煤层发育稳定、连续性较好，煤层厚度2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m(表1)。煤层镜质组体积分数为70%～82%，平均75%，镜质体最大反射率1.9%～3.2%；灰分产率为5.4%～36.0%，平均值为12.4%，属于特低灰-低灰煤；含气量8～22 m3/t，平均约12 m3/t，总体上随深度增加逐渐增大。气田处于弱径流-滞流水动力环境下[14]，压力系数为0.6～0.8，受埋深影响煤储层低孔、低渗，孔隙率一般3%～6%，渗透率普遍小于1×10-3μm2，总体上属于低孔、低渗、低压的深层煤层气田。目前气田投入生产井908口，其中，埋深大于1 000 m的井超过700口，占比74%，是目前国内投产商业开发最深的煤层气田，气田日产气量104万m3，平均单井日产1 145 m3，2017年进入上产稳产阶段，实现了3 a上产稳产。

2 多要素耦合开发地质单元划分

延川南煤层气田在建产的过程中，采用规模化矩形井网，井型主要为直井，采用活性水压裂方式对储层进行改造。气田进入开发阶段以来，不同地质条件下煤层气井产能差异大显得较为突出，表现出深部煤储层较强的非均质性、地应力变化较大、单井产能差异较大等问题，势必要求深化深部煤层气藏开发地质认识[15-16]。因此，提出的开发地质单元，系指煤层气地质特征和开发规律相似的地质块段，目的是基于地质属性匹配更为适用的工程技术措施实现高效开发。根据延川南深部煤层气地质特点和勘探开发实践，笔者将深部煤层气富集高产成藏规律总结为“五要素”协同控制理论[17]，依据“沉积控煤、构造控藏、水动力控气[18-19]、地应力控渗、物性控产”，采用“多要素耦合气藏控制单元”理念，将关键参数进行叠加，实现气田开发地质单元的精细划分，并深入厘清各开发地质单元关键地质属性以及开发制约条件(图3，表2)。

表1 延川南区块煤储层基础参数Table 1 Basic parameters of coal reservoir in Southern Yanchuan Block

1) 万宝山南区、谭坪区

平均煤层厚度大，约4.5 m。其中，万宝山南区渗透率较高(0.2～0.8)×10-3μm2，平均日产液量0.45 m3，稳定日产气量1 500～1 600 m3，矿化度50～80 g/L；谭坪主体区煤层厚度5.0 m，含气量中等(10～12 m3/t)，但由于整体埋深较浅(＜1 000 m)，与深部煤层气地质特征上表现出明显的差异，渗透性较好(0.2～0.8)×10-3μm2，矿化度较低3～5 g/L，稳定日产气量1 000 m3，平均日产液量0.8 m3。压裂施工显示两区施工压力较为平稳，反映出储层改造与地质条件基本适应，但万宝山由于矿化度较高，部分井在近井地带结垢导致气井产量骤降(图4)。

图3 延川南气田平面分区Fig.3 Plane division of Southern Yanchuan Block

表2 延川南区块开发地质单元划分Table 2 Division of development geological units of Southern Yanchuan Block

图4 万宝山南区Y6井生产曲线Fig.4 Production curves of well Y6 in south area of Wanbaoshan

2) 万宝山北区

万宝山北区小断层发育，平均日产液量0.43 m3，稳定日产气量1 000～1 200 m3；煤体结构较为破碎，局部发育碎粒-糜棱煤，地层中煤粉运移易造成渗流通道堵塞[20]，气井产量呈现持续递减趋势(图5)。

图5 延川南区块万宝山南区Y21井生产曲线Fig.5 Production curves of well Y21 in the north of Wanbaoshan，Southern Yanchuan Block

3) 万宝山西区

万宝山西区矿化度大于80 g/L，处于滞流水环境；保存条件较好，含气量高，为12～19 m3/t；压裂施工压力高、易砂堵，地层供液能力极低，平均日产液量0.26 m3，稳定日产气量低于量700 m3；数值模拟结果显示，该区单井压降漏斗呈陡直状，仅近井筒附近降压解吸，远端煤层未有效降压，结合特征曲线分析压裂有效半缝长30～50 m(图6)，难以形成面积降压，储量动用率低。

图6 延川南区块万宝山西区剩余地质储量数值模拟分布Fig.6 Numerical simulation distribution map of remaining geological reserves in Southern Yanchuan Block

4) 万宝山东区及断裂带

万宝山东区及断裂带水侵区，靠近气田中部大断层，在埋深1 200～1 500 m范围内产出水矿化度仅为2～5 g/L，反映出该区保存条件较差，含气量仅8～12 m3/t；但地层供液能力较强，普遍在2 m3以上，该区煤层气井稳定日产气量580 m3；断裂带内部沟通外来水，压裂曲线显示施工压力陡降，反映压窜裂缝、沟通含水层，停泵压力低，该区气井启抽液面低，平均日产液量大于8 m3，部分井达几十方，基本不产气。

3 地质工程一体化增效策略

通过前文论述，基本明确了延川南深部煤层气开发地质单元，表现出显著的分区性，明确了六大开发地质单元4种地质、生产特征与煤层气有效开发之间的四大矛盾：一是排水降压和深部煤层高矿化度近井地带易结垢的矛盾；二是卸压半径持续扩大和层内煤粉运移阻碍渗流通道的矛盾；三是压裂造长缝远支撑和深部煤层高应力难改造的矛盾；四是缓慢有效降压和临近断层高产液难降压的矛盾。针对上述四大矛盾，进一步分析延川南气田开发地质单元煤储层地质特性与治理方式的匹配性，提出深部煤层气地质工程一体化增效技术思路(图7)。

图7 延川南地质工程一体化增效技术体系Fig.7 Technical system of geological engineering integration and efficiency enhancement in Southern Yanchuan Block

3.1 近井地带结垢：冲击波解堵增透

2010年以来，邱爱慈院士团队在国际上首先提出采用可控冲击波激励煤层的设想，并已在华北、晋煤、中国石油等多个煤层气区块进行了试验，取得了初步效果。其工作原理是通过水中高压放电的脉冲大电流或金属丝电爆炸，在局部形成能量快速沉积产生等离子体，使放电通道剧烈膨胀扩张，从而推动水介质形成冲击波，对煤层进行破裂增透。

该措施具有作业周期短、成本相对较低的优势，针对研究区共实施冲击波解堵24口井，初期见效井20口，单井日增产气量105～2 069 m3，平均850 m3(图8)。为了进一步深化措施适用地质条件，优化工艺参数，开展了3个阶段的矿场试验：一是针对高产区堵塞井论证增产技术可行性；二是通过开展不同冲击部位、冲击强度以及不同次数多组对比试验，基本明确了经济有效的施工方案：冲击部位优选煤层中部、采用增强型，单层冲击次数为5次左右；三是落实了适用的地质条件，即位于高富气高渗区、原生-碎裂煤、矿化度大于10 g/L，其措施适应性较好(图9)。

农民急于出售，采摘过早，影响干果品质和产量，收不到应有的效益。虽然拥有丰富的核桃资源，但是没有脱皮、制干设备和深精加工企业，生产的核桃大多是现收现卖，附加值低。

图8 延川南区块冲击波实施前后日产气量对比Fig.8 Comparison of daily gas production before and after shock wave implementation in Southern Yanchuan Block

图9 延川南区块冲击波现场阶段试验井数以及效果对比曲线Fig.9 Test well number and effect comparison curve of shock wave field stage in Southern Yanchuan Block

3.2 层内煤粉阻碍渗流解吸：氮气扰动

1) 技术原理及适用条件

氮气扰动技术不同于高压氮气焖井以及氮气泡沫压裂等技术，是通过地面增压系统，把煤层压力提高到一定数值，然后逐渐释放压力，当压力降到一定数值时，再进行增压，以此反复工作，核心是重复注氮、负压扰动，使压力往复式变化疏通堵塞通道的煤粉，达到煤层气快速解吸目的(图10)。较常规增产措施，该技术对储层几乎没有破坏，无起下管柱作业等操作，氮气注入压力通常小于1 MPa，安全稳定、成本低，施工见效快。适用于中高富集高渗区原生-碎裂煤，初期水力压裂改造到位，拥有完整裂缝通道，初期产量较高，因层内煤粉运移阻碍解吸而造成递减率较高的低产、低效或躺停井。

图10 氮气扰动设备原理及施工模式Fig.10 Principle and construction mode of nitrogen disturbance equipment

2) 现场应用及效果

共实施氮气扰动增产井21口，见效19口，有效率90%，单井日增产气量400 m3，单井措施成本在5～6万，总体上产气较为稳定。为了进一步验证产气增量的品质，分析产出气组分，显示措施后气体组分甲烷体积分数保持在90%以上(图11)。

图11 延川南区块Y8井实施氮气扰动前后生产曲线Fig.11 Production curves of well Y8 before and after nitrogen disturbance in southern Yanchuan Block

3.3 深煤层高应力难改造：有效改造

1) 面临的问题及挑战

深部煤层气表现出较强的储层非均质性，因此适用于特有地质条件的配套开发工程工艺技术就显得尤为重要。地质工程一体化研究在万宝山西区有效开发上表现更为突出，含气量高达16 m3/t以上，渗透率小于0.1×10-3μm2，初次压裂施工压力高，易砂堵，加砂困难，难形成有效的导流裂缝，这对有效实现深部煤储层改造的工程工艺技术及参数优化提出了挑战。常规水力压裂曲线显示破裂压力高、施工压力上升、加砂困难、停泵压力高的特征，这类煤层气井卸压半径扩展有限，压降空间无法有效拓展，呈现出长期低效生产，自投入排采以来日产气量长期维持300～400 m3，达不到预期效果[21-23]。

2) 有效改造攻关探索

由于煤层“低弹性模量、高泊松比”的物性特征，常规压裂方式裂缝延伸难，支撑剂运移距离短，裂缝单一。有效改造就是要研制出适用于深部煤层气开发的新型压裂体系，一方面提高液体性能，增加支撑剂输送距离，另一方面又要有效提高支撑缝长，达到长距离远支撑。

图12 延川南区块Y25井生产曲线Fig.12 Production curves of well Y25 in Southern Yanchuan Block

3.4 断裂带高产液：提液降压

断裂带水侵区大液量井矿化度低、施工压力低、停泵压力低，难降压、不产气，利用废弃井大抽油机、加工皮带轮等方式开展提液降压。共实施18口井，增产井8口(占比44%)，平均单井日增产气量450 m3，累增产量171万m3。通过对比分析增产效果，该区措施适用的地质条件：距断层距离大于400 m，矿化度大于10 g/L，施工压力大于20 MPa，同时，高产液量井的提液有利于邻井降压提产，增产效果进一步显现(图13)。

图13 延川南区块单井增产效果与矿化度关系Fig.13 Relationship between single well stimulation effect and mineralization degree in Southern Yanchuan Block

4 结论

a.提出了“多要素耦合开发地质单元划分”思路，依据“沉积、构造、水动力、地应力、物性”等关键参数叠加实现开发地质单元精细划分，并深入厘清了各开发地质单元关键地质属性以及开发制约条件。

b.基本明确了制约延川南区块深部煤层气开发效益的4个方面：一是深煤层高矿化度近井地带易结垢，造成排采中断；二是层内煤粉运移阻碍渗流通道，导流能力变差、卸压半径难以持续扩大；三是深煤层高应力难改造，导致改造范围有限、气井低产低效；四是临近断层区域高产液难降压，增加了单井排采控制的难度。

c.建立了由4方面构成的地质工程一体化增效技术体系：以提高资源动用程度为核心，实施可控冲击波解除深煤层矿化度高易结垢堵塞难题；采取“氮气扰动”形成压力波扰动，疏通堵塞通道煤粉，达到快速解吸及渗流产出的目的；以实现资源有效动用为目标，通过深部煤储层有效压裂改造提高难动储量的效益开发；在高液量中优选潜力井提液降压挖潜提产。一体化增效关键技术体系的研发成功，为国内深部煤层气效益开发起到了带动和示范作用。