李佳欣，陈贞龙，郭 涛
(1.油气地球化学与环境湖北省重点实验室(长江大学 资源与环境学院)，湖北 武汉 430100；
2.中石化重庆页岩气有限公司，重庆 408400；
3.中国石化华东油气分公司，江苏 南京 210000)
经过20 多年的探索和发展，我国已建成了沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业开发基地[1]。贵州省煤田地质勘探程度较高，煤层气勘探工作起步也相对较早，但前期投入实际工作量较少，至今未形成商业化开发的局面[2-3]。近年来，中石化华东油气分公司、盘江投资控股集团、西南能矿集团等多家单位相继在贵州省煤层气取得积极进展，呈现出“多点开花”的局面，进一步落实了煤层气资源基础和勘探开发潜力[4-5]。例如，贵州煤层气公司在土城向斜部署的9口丛式井井组，采用多层分压合采平均产气量稳定在1 800 m3/d[6-7]。中国地质调查局油气开发中心在杨梅树向斜部署的杨煤参1 井(三层合采、分段压裂)实现了单井日产气量5 000 m3以上，成为该地区煤层气合采的标志性事件[8-9]。然而，据不完全统计，贵州省目前共计钻井300 余口，但整体产气效果不佳，具体表现为少数井高产气、多数井低产气、部分井不产气[10]。究其原因，与地质条件相适应的开发配套关键技术缺乏，尤其在地质选层、开发方式以及压裂、排采等配套工程工艺技术等方面制约了多煤层、薄煤层煤层气发展[11]。
针对本区面临的煤层多、薄、压力系统复杂、构造煤发育等关键问题[12-14]，中石化华东油气分公司自2009 年以来在比德−三塘向斜进行了基础地质研究以及配套工艺技术攻关，探索了多种开发工程模式，包括分压合采、合压合采、直井、定向井、U 型井以及J 型井等，实现了单井突破(Z2、Z4 井等)和试验井组的小规模成功开发，初步形成了适合南方多、薄煤层的配套压裂工艺及排采技术，解决了西南地区多、薄、低渗透煤层难以经济有效动用的难题。笔者基于织金区块多煤层煤层气的勘探开发实践，系统分析该地区多、薄煤层煤层气的成藏地质条件，归纳总结钻、压、排关键工艺技术的工程有效性和地质适用性，从地质选层、开发模式及排采管控等方面总结形成系列认识。
织金地区位于贵州省西部，含煤面积4 648.55 km2，煤层气地质资源量达7 706×108m3，构造上处于黔中隆起。比德−三塘盆地是该地区煤层气勘探开发的重点目标区，为一宽缓的复合向斜，可进一步分为5 个不对称的次向斜(图1)，分别为珠藏、阿弓、三塘、水公河、比德5 个次级向斜。煤层演化程度较高，镜质体最大反射率(Rmax)为1.5%～4.3%，以无烟煤为主，显微组分以镜质组为主，其体积分数一般在60.30%～94.58%；
宏观煤岩组分以半亮煤为主，煤体结构主要为原生−碎裂煤，局部地区发育碎粒−糜棱煤，整体上具有煤层气开发的有利地质条件。
图1 比德−三塘盆地构造纲要Fig.1 Structural map of Bide-Santang Basin
研究区晚二叠世龙潭组沉积期海平面总体稳定，但低级别海平面振荡频繁，导致煤层具有层数多、累计厚度大的总体特点。受龙潭组沉积期海水进退控制，纵向上呈现潮坪、三角洲、潮坪的叠置[15](图2)。上段和下段主要为潮坪沉积，中部的三角洲沉积是在下部的潮坪沉积基础上发育而来，明显具有潮控三角洲的特征。区域上，龙潭组上中下三部分均按照自西北向东南的方向相变。虽然上部和下部的潮坪沉积分布较广，至轿子山−流长−新店已开始向局限台地相变。龙潭组中部的三角洲沉积主体分布于沿织金−珠藏−黑塘一线的西北部，向东南相变为潮坪沉积，至东南部的轿子山−流长一带过渡为局限台地沉积。
图2 岩脚向斜龙潭组沉积相分布Fig.2 Sedimentary environment of Longtan Formation
制约本地区煤层气难以实现规模化开发的原因主要有以下几个方面[10]：
(1) 煤层数量多，但是单层厚度较薄，层间距不均；
龙潭组地层厚度为300～400 m，发育煤层28～34 层，煤层总厚25～35 m，可采煤层12～20 层，总可采厚度17～30 m，自上而下可进一步将其分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个煤组。其中，Ⅱ、Ⅲ煤组单层厚度大于0.8 m，煤层5～10 层，厚度7.79～13.68 m，平均10.98 m。煤层单层厚度偏小且平面分布不均使得直井试采与压裂煤层难以筛选，水平井开采的优势也无法得到发挥；
纵向煤层分散或成组分散，现有煤层气开发技术只能优选一至数个煤层单独抽采，加之原生结构煤多不完整，限制了钻孔井眼的稳定性和压裂半径、排采半径的扩展，造成开发过程中煤层气资源量的极大浪费。
(2) 黔西地区煤系富水性弱，与下伏的茅口组强岩溶含水层有峨嵋山玄武岩组地层相隔，与上覆的中−强岩溶含水层之间有隔水能力较好的飞仙关组地层相隔；
含煤地层大部分为弱富水−中等富水和不透水−微透水岩层；
煤层气生产井排采特征也印证这一结论，单向流阶段日产液1.0～2.0 m3，气液两相流阶段日产气量0.01～0.50 m3，煤储层富水性弱对煤层气排采技术提出了更高的要求。
(3) 以中−低山地貌为主，地形切割严重、沟壑纵横、坡度和相对高差大，交通条件普遍较差；
地形高差较小且坡度相对较缓的施工场地难以寻找，更难以形成规则井网，气候多潮湿阴雨、道路泥泞，形成对地面工程的规模性制约。
(4) 制约煤层气地面开发的中−高地应力与低−特低渗透率条件是影响产量的主要因素[16-17]。受印度板块向北碰撞欧亚大陆和西侧地块的侧向挤压和喜马拉雅期以来的来自西侧地块侧向挤压的影响，黔西地区整体上属于中高应力区，单井煤层渗透率平面展布受地应力强度控制，增加了煤层气的地面开发难度。
2.1 优势储层测井识别
织金地区龙潭组形成于华南扬子地台陆表海海陆过渡相环境，受海平面频繁变化影响，煤层发育层数多、单层薄。多套煤层在厚度、物性、含气性及煤体结构等方面存在较大差异。开发层系选择是进行开发方案优化部署的前提，测井响应对于储层判别具有重要的指导意义。区块内煤层测井响应的三孔隙曲线特征最为明显，高声波时差、低密度、高中子特征与气测及岩屑录井对应性最强，上、中、下煤组的测井响应特征横向一致。随着煤体破碎程度的增加，声波时差响应逐渐增强，电阻率、密度响应逐渐减弱；
由图3 可知，Z6、Z7、Z9 井分段压裂目的煤层测井响应表现为低电阻率，低声波时差，反映其自身条件的相对欠缺，煤体结构与含气性较差，影响其压裂改造及后期排采效果。Z2、Z3、Z4、Z5 井压裂层具有典型的高电阻、高声波时差特征，大跨度分压合采取得了工业气流。电阻−声波交合图可用于判别潜在优势储层，结合目前开发情况来看，电阻率大于50 Ω·m，声波时差大于400 μs/m的储层具备良好的可改造能力及产气潜力。更高的声波时差与粉煤具有一定的对应关系，碎粒/糜棱煤测井响应表现为声波时差大于500 μs/m。因此，“电阻率大于50 Ω·m，声波时差400～500 μs/m，密度大于1.3 g/cm3”为织金区块潜在高产优质储层识别标志；
进一步而言，电阻率与密度高值指示煤岩原生结构性质，而该区间内声波时差多为碎裂煤测井响应特征，即高产优质储层具体体现为含气性良好的原生−碎裂煤，普遍发育渗流孔隙和微裂隙，其后期压裂效果较好，具有高产的潜力。
图3 织金地区压裂煤层测井数据对比Fig.3 Comparison of logging data of fractured coal seam
2.2 合采层段可采兼容性评价
煤层气井排采是一个降压解吸的过程，通过排出进入井筒中的水，来降低储层压力，至临界解吸压力后，煤层气开始解吸产出，在单层开采中，要尽量保证煤层处于液面以下，以避免煤层的过早暴露对储层造成伤害[18-19]。同理，对多层合采，要保证组合开发层段中的所有煤层都尽可能处于井筒液面以下。在压力梯度、供液能力及渗透性一致的条件下，首先要保证当井筒液面降低至最上部煤层时，组合层段中的所有煤层均已开始产气，即至少满足上下煤层的解吸压差等于层间液柱高度压差，才有可能实现“1+1≥2”。要保证较长的产气叠合时间，必须满足上下煤层的解吸压差小于层间液柱高度压差，也就是保证上煤层优先解吸。具体来说，上煤层生产一段时间后，下煤层逐渐开始解吸，需合理控制液面降幅以提高压裂液返排率，同时憋压阶段应限定最高套压，稳定气水产量，使多煤层共同解吸时间维持较长；
在液面到达上煤层之前，上煤层需获得较为充分的疏水降压，否则上煤层的快速裸露将会导致上煤层出现明显贾敏效应，进而造成储层伤害使产气量急剧下降。理想情况下，多煤层合层排采大致可以划分为以下3 个阶段(图4)：上部煤层先解吸产气，下部煤层尚未解吸；
随着流压降低，下部煤层达到解吸压力点开始逐渐解吸；
随着继续降压，动液面下降，上部煤层裸露，产气量有所降低，主要由下部煤层贡献。
图4 多煤层联合开采产气及动液面阶段变化Fig.4 Schematic diagram of gas production and dynamic liquid level stage change in multi coal seam combined mining
假设1 号和2 号煤层临界解吸压差为Δpcd=pj2−pj1；
层间距为Δh，层间距压差为Δph，那么只有当上下煤层的解吸压差小于或者等于层间液柱高度压差的情况下，才能保证所有煤层全部解吸(图5)，即：
图5 合采兼容性评价模式Fig.5 Compatibility evaluation mode of combined mining
在保证组合层段中的煤层气临界解吸压力差值满足条件之后，还需要考虑组合层段中储层压力梯度差值大小，在同一组合层段内，储层压力梯度差值不能过大，若组合层段内煤层的储层压力梯度差值过大，则会造成储层流体的倒灌，阻碍储层压力梯度低的煤层流体产出。同时，对于渗透率差异较大的储层，高渗储层会屏蔽低渗储层，由于织金地区煤储层渗透率普遍偏低，储层改造前的渗透率差别不大，煤层气开发过程是针对改造之后的储层，即各个煤层可改造能力及压裂改造效果是合层开采兼容性的重要评价对象。对比各煤组合采试验效果，本次研究形成了多煤层合采可行性评价体系，即压力系统统一、层间供液均衡、压裂效果一致、解吸压差与垂向高差相匹配、纵向跨度不高于60 m[20](表1)。
表1 织金地区煤层气合层排采的可行性分析Table 1 Feasibility analysis of coalbed methane combined layer drainage in Zhijin area
基于测井响应特征、合采兼容性评价以及产能贡献程度，珠藏向斜Ⅲ煤组煤层间距小，20～30 号煤间距小于60 m，为潮坪同一沉积类型，压力梯度相对统一，根据解吸压力与埋深关系，4 套煤层的解吸压力差0.114 MPa，基本上为同步解吸，后期排采容易控制，不容易裸露，有利于高产稳产。开发实践也表明，合采过程中Ⅲ煤组产能(1 300～2 200 m3/d)贡献最大，Ⅰ、Ⅱ煤组次之(产能400～800 m3/d)。同时考虑煤层厚度(>1 m)，明确了珠藏以3 煤组20、23、27、30 号煤为优选层，Ⅰ、Ⅱ煤组作为资源接替的开发层系组合模式(图6)。这种单煤组合层开发有利于实现面积降压，便于实施小层分压合采，提高单层改造规模和效果。
图6 珠藏次向斜不同煤组产气量Fig.6 Gas production rate of different coal groups
多薄煤层有着自己独有的煤层气地质条件特点，与单一厚层状煤层相比，相配套的钻井、压裂、排采等工艺技术差异较大。对织金地区多煤层工程工艺技术研究总结有助于指导多煤层勘探开发。
3.1 单煤组分压合采
开发初期，试验单煤组合压合采和多煤组组合分压合采2 种不同工艺，从开发效果来看，多煤层合压效果整体不佳，4 口合压合采井除Z3 井最高日产量超过1 000 m3，其他产气效果不理想。主要原因表现在：总体压裂规模偏小，随着压裂层数、累计厚度增加，需提高液量和加砂强度；
单段煤层偏多(3～4 层)，合压难以全面兼顾，储层改造针对性差，部分煤层可能并未得到有效改造，见气初期无论是套压还是日产气量都呈现低缓增长态势，在一定程度上反映压裂改造有限，供气面积不足。
开发后期，织金地区在珠藏向斜部署了X1 小试验井组(由10 口定向井组成)，目的层为Ⅲ煤组20、23、27、30 号煤。试验井组试验了3 种压裂模式：四层分压合采、投球两层分压合采、三层分压合采。其中，4层压裂平均总液量1 460 m3，砂量平均106 m3，注液强度169 m3/m，加砂强度12.5 m3/m；
2 段/3 段压裂井平均压裂总液量1 050 m3，砂量平均86 m3，注液强度75 m3/m，加砂强度6.1 m3/m。该井组5 口井峰值日产气量过2 000 m3，最高达4 805 m3/d；
排采约1 200 d 后，5 口井平均单井产气量超1 000 m3/d，10 口井平均单井产气量为935 m3/d，整体呈现高产态势。总体来看，4 层分层压裂改造压裂规模大，注液强度、加砂强度明显高于早期探井和分2/3 层合采井，平均注液强度、加砂强度达到了高产探井1.5 倍以上，产气效果好于分2/3 段压裂井效果(图7)。随着压裂规模的增加，采用对煤层伤害较小的活性水压裂液，逐层压裂可以有效减少煤岩体发生粉碎性破坏产生的煤粉及支撑剂破碎微粒堵塞孔裂隙缝的现象，注液强度的增加能够较好地控制压裂液的滤失，提高加砂强度使煤层应力重新分布，能够保证裂缝的有效延伸，且支撑剂携砂能力的增强利于在缝内形成高导流通道，有效支撑缝网空间，形成高渗透带，提高整体渗流能力及产气量。因此，合层排采过程中以单层为改造单元采用逐层压裂方式，可以确保各个产层改造充分，提高缝长和提升裂缝导流能力，保证各产层的产能贡献。另外，该压裂模式具有一定普适性，其高产的关键在于压裂规模大，各优选煤层间压力系统及供液能力相差不大，同时具有较小的解吸压差，原始及压裂后渗透率处于同一数量级，加之煤层顶底板泊松比较大，封存性良好，水力压裂很难突破煤层围岩，裂缝仅在煤层中充分延伸，提高压裂改造及合采效果。
图7 不同压裂改造方式日产气量分布Fig.7 Gas production with different fracturing methods
3.2 水平井分段压裂
随着水平井技术与对地质条件认识不断提高，本区针对薄煤层试验了U 型水平井和L 型水平井。其中，珠藏次向斜织ZU1 井动用Ⅲ煤组27 号煤，水平段长度519.2 m，分6 段压裂。该井初始动液面0.1 m，初始井底流压为5.714 MPa，排采250 d 后见套压，见套压时井底流压3.5 MPa，单相排水阶段累计降液幅度为220 m，日降液幅度平均0.88 m，排水速率平均为3 064 m3/d。排采1 777 d 后，日产气峰值为5 839 m3，平均日产水1.07 m3，累计产气4.79×106m3，累计产水1 901.05 m3(图8)。
图8 ZU1 井气水产出曲线Fig.8 Gad and water production rate of well ZU1
在U 型井取得成功的基础上，为进一步探索薄煤层水平井开发效果，在织金地区实施了一口L 型井(ZP1井，目的层为Ⅲ煤组23 号煤；
三开钻至井深1 105 m完钻，水平段长500 m，钻遇煤层293 m，有效煤层钻遇率达58.6%)，优化采用“小段长、大液量、高砂量”压裂工艺，分6 段压裂以提高裂缝导流能力，总液量5 708.2 m3，总加砂量276.3 m3，单段液量951.4 m3，单段砂量46.1 m3。相比织ZU1 井，ZP1 井具有“放喷压力高、自喷天数久、见气返排率高”的特点，见气周期308 d，见气前日降液面平均0.58 m，见气返排率46.7%。ZP1 井解吸压力2.3 MPa，控制降压速率保障稳步上产，避免快速峰值，从见气到3 500 m3/d 的上产周期376 d (ZU1 井为200 d)，目前产量3 881 m3/d，井底流压0.85 MPa，仍具备降压空间，具备长期稳产潜力(图9)。
图9 ZP1 井排采曲线特征Fig.9 Gad and water production rate of well ZP1
织金地区两口水平井的高产说明，针对多薄煤层采用水平井分段压裂可以更高效地实现资源动用，这打破了以往多薄煤层采用定向井的固定思维，在井型优选上也提供了更多选择和借鉴。随着该技术的逐步提高和完善，采用水平井规模开发中−薄厚煤层群地区煤层气的优势会更明显，经济效益也会显著，值得进一步在西南地区大规模推广。
与常规油气开发不同，多煤层合采技术尚处于摸索试验阶段，相关成果性研究甚少，目前仅华北地区鄂尔多斯盆地、延川南及沁水盆地有所报道，且侧重点均为对合采影响因素方面进行的可行性分析；
而中国南方煤层气资源丰富，多煤层发育特征明显，静态地质研究相对较多，关于多煤层合采动态开发制度的研究鲜有报道。多、薄煤层与单一厚层状煤层相比，由于多层合采易发生层间干扰，排采制度需更加精细[21-23]。通过生产井的排采实践，结合周边煤田钻孔资料、水文资料，明确了织金地区排采特征，制定了切实可行的排采制度。
煤层气为排水降压产气，依靠地层水的产出逐步扩大泄压体积，达到降压产气的目的。由于织金地区煤储层含水性弱、解吸压力低、解吸速率快、初期上产快，同时多层合采存在着层间干扰的风险，因此，织金地区煤层气井的排采管控要求更加精细。经过近几年的探索，逐步形成了适合织金地区的“平衡排采、阶梯降压”的排采制度(图10)，其核心理念就是尽可能多排水，持续增大泄压体积，单向流阶段是高效排水、有效增大泄压半径的关键期。气液两相流阶段，地层供液能力急剧减低，严重阻碍压降漏斗的进一步扩展，影响煤层气井高产稳产。阶梯式降压，是以降压和产水(或产气)之间耦合关系为理论依据，即单位压降条件下获取相应产水(或产气)量，以此控制排水降压速度，防止压敏、速敏等不利因素造成渗流通道堵塞，保证地层水(或气)正常产出。具体而言，排采初期(a—b阶段)以日降液面2～5 m 的速度适当快排，此时井底流压大于储层压力，地层基本不供液，排出的水来自压裂后的井筒积液，有效快排可以防止压裂液污染及长时间浸泡造成煤层垮塌；
当降至储层压力后，放慢排采速率，保持日降液面不超过1 m，以减弱应力敏感的影响，提高累产液、扩大泄压半径。c−d 阶段采用阶梯式降压排采，当某一煤层临近解吸压力时，下调冲次、稳液面排水，提高该层见气前返排率；
该层解吸后，进入双相流阶段，地层供液能力明显降低，此时要主动降低日产液来维持平衡排采，同时保持适合的生产套压以防止动液面降幅过大。进入排采中后期，煤层气单井最上部煤层出露后，为扩大压降漏斗，应着眼于整个区域面积降压，即调整区域煤层气单井的排采速度，最终使所有排采井的井底流压水平相近。排采速度依据动液面距最下部煤层的距离做出相应调整，即剩余液柱高度较高的煤层气井适当加快排采速度，剩余液柱高度较低的单井适当放缓排采速度，以达到区域同步降压的目的(表2)。
图10 平衡排采、阶梯式降压排采模式Fig.10 Production model diagram of balanced drainage and stepped pressure drainage
表2 织金地区煤层气精细排采制度Table 2 Table of fine drainage and production system of coalbed methane in Zhijin area
a.建立了以电阻−声波交会图为手段的潜在优势储层测井判别方法；
形成了“储层压力、地层供液能力、储层可改造性及临界解吸压力”为主要指标的多煤层合采可行性评价体系；
确定了以Ⅲ煤组为主力层系，Ⅰ、Ⅱ煤组作为资源接替的开发层系组合模式。
b.提出了以单层为改造单元的逐层压裂方式，以确保各个产层改造充分，提高缝长和提升裂缝导流能力；
打破了以往多薄煤层采用定向井合采的固定思维，发现多薄煤层采用水平井分段压裂可以更高效地实现资源动用。
c.通过总结多年来煤层气的勘探开发实践，建立了适合贵州织金区块多煤层煤层气合采的“平衡排采、阶段降压、有序开发”工作制度，实现了贵州织金地区煤层气的经济有效开发。
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