摘要：為加快煤層氣勘探開發的步伐，中國石油華北油田公司在沁水盆地南部樊莊區塊開展了高煤階煤層氣規模開發實踐，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、高煤階煤層氣區帶評價優選、煤層氣排采控制、煤層氣二次壓裂解堵增產、水平井設計優選、水平井鉆井、適合于山區特點的煤層氣低壓集輸工藝及自動化控制等8大技術系列。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，創新提出了開發單元和開發井組，自主研發了一批專有技術(目前已申請專利11項)。總結近5年的煤層氣勘探開發實踐，獲得以下幾點經驗與認識：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煤層氣的重要保證；③煤巖煤質是煤層氣富集最重要的控制因素之一；④該區埋深介于800～1200m的主力煤層具有良好的勘探開發前景。
關鍵詞：沁水盆地南部；煤層氣田；勘探開發；配套技術；地震采集處理解釋；區帶評價；增產措施；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投入較大、研究程度較高、目前產量最高的區域[1～3]，其典型區塊——鄭莊-樊莊區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工作，并根據勘探開發形勢的進展，于2006年在山西省晉城市注冊成立了專業化的煤層氣勘探開發公司，以華北油田公司勘探開發、物探、采油工藝3個研究院及井筒技術中心等單位為技術支撐，揭開了沁南煤層氣田大規模煤層氣開發的序幕。通過近幾年的發展，目前擁有鄭莊、樊莊、沁南、馬必、成莊、鄭村和夏店7個區塊，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，建成了國內第一個數字化規模化煤層氣田。累計上繳探明含氣面積664.41km2，探明煤層氣儲量超過1000×108m3，具備了建成年產煤層氣50×108m3的資源基礎，跨入了千億立方米資源規模大氣田的行列[4]。
通過近5年的煤層氣勘探開發實踐，分別在煤層氣地質研究、水平井鉆探、煤層氣排采和增產技術以及排采、集輸工藝和設備等方面取得了8大特色技術系列和4項重要進展。
2 8大特色技術系列
2.1 山地淺層二維及三維地震采集、處理和精細解釋技術
沁水盆地地表溝壑縱橫、高差較大，巖性復雜多變，主要巖性有砂巖、礫石、膠泥和巨厚黃土層等，激發條件復雜，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)二維采集技術和寬方位三維地震采集技術、綜合利用恢復性變觀、非縱放炮、加密小排列等技術手段，保證淺層開口、覆蓋次數和方位角分布。并在初至折射波靜校正方法的基礎上，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上，結合儲層預測等手段，落實了區內210條落差3m以上斷層的性質、產狀和延伸長度，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 深化富集規律認識，形成了高煤階煤層氣區帶評價優選技術
沁水盆地南部煤層氣田受各種地質因素的綜合影響，煤層氣的產出具有“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特征進而控制含氣量、滲透性變化的本質內在因素；構造運動及水動力場的變化是控制本區煤層含氣量、滲透性變化和產量高低的外在因素；低孔隙度、低滲透率蓋層是該區煤層氣得以保存的基礎；滯留區為地下水高勢區，控制了煤層氣的富集，其構造相對高部位是富集高產有利部位。
基于上述富集規律新認識，形成了以沉積體系、煤巖儲層特征和構造研究為基礎的煤層氣富集主控因素評價技術和以山地淺層地震解釋技術、煤儲層裂縫預測技術為手段的高滲區優選技術。通過該技術的應用，在鄭莊區塊劃分出了2個Ⅰ類建產區、2個Ⅱ類區建產區、5個Ⅲ類建產區，鎖定了高效建設目標區。
2.3 特有的煤層氣排采控制技術
由于煤層特殊的結構和產出機理，如果煤層氣井在排采過程中排采控制不合理，就容易引發井底壓力的劇烈波動，造成煤粉的大量產出和沉積，致使煤粉堵塞滲流通道和排采設備，影響產氣效果。根據對排采規律的系統研究，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，并據此提出了“連續、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，產氣效果得到了明顯的改善。
同時，為“降低儲層傷害”，圍繞“高產氣、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、防砂防粉煤灰工藝技術、負壓撈砂作業技術、潛水離心泵工藝技術以及新型節能電機等一系列高階煤排采工藝技術系列，在實際應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技術
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，為恢復儲層滲透性、提高低效井單井產量，開展了低產井大液量、高排量壓裂增產技術。特別是2008年以來，針對不同的傷害原因，結合煤巖結構特征，開展了不同規模的二次重復壓裂試驗研究，逐步發展完善形成了自己特有的二次壓裂解堵性壓裂增產技術。該技術可有效清除近井地帶的煤粉沉積、改善因應力變化而發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的煤粉的影響，防止煤層的進一步垮塌。2009年底至2010年規模實施二次壓裂解堵井80口(圖1)，平均單井日增產1000m3左右。目前煤層氣解堵性壓裂工藝技術已經從局部實驗階段走向全面現場應用階段，具有較強的適應性和針對性，取得了較好的增產效果和可觀的經濟效益。
2.5 水平井設計優選技術(井位、井型、并眼軌跡)
近幾年根據煤層氣水平井鉆井取得的經驗，開展了水平井井型、井位設計優化研究。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、最優分支間距200～300m、同側三分支、扇形分布、水平總長5600m左右，形成了水平井設計規范要求。
同時，總結出了水平井的布井原則，即水平井應部署在噸煤含氣量大于18m3、構造簡單(斷層少)、地應力小、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計規范和部井要求，在后期的水平井實際應用中見到了較好的成效[7]。
2.6 水平井鉆井技術
針對煤層氣水平井清水鉆井過程中容易發生煤層垮塌，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，發明了水平井鉆井“薄頭皮、短連通”和“充氣鉆井”新技術。通過這些新技術的應用，大大降低了以往水平井鉆井中存在的風險問題。目前這些技術已經廣泛應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，充分發揮水平井鉆井的優勢，目前華北油田公司正在積極探索新的水平井鉆井技術，以更好地服務于煤層氣生產[6～8]。
2.7 適合于山區特點的煤層氣低壓集輸工藝技術
煤層氣為吸附氣，具有氣藏壓力低及生產壓力低的特點，樊莊區塊目前94%的直井套壓低于0.2MPa，84%的水平井套壓低于0.2MPa。根據具體氣藏的特點和沁水盆地復雜的地形特點，優化形成了“井間枝上枝工藝”和“越站集輸工藝”等一系列工藝技術，采用單井串聯和閥組串接相結合的方式，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量，降低了管網投資，減少了對植被的破壞，提高了采氣管網對氣田滾動開發的適應性，較好地解決了投產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
采用SCADA系統對全區生產運行分單井-集氣站-處理中心3級監控和運營管理(圖3)，集氣站采用以計算機控制技術為核心的站控系統(SCS)，完成站場內工藝過程的數據采集和監控任務，采氣井場設置SCADA系統遠程終端裝置(RTU)，將井口數據通過無線寬帶+光纜傳輸的方式傳至數據中心。實現了生產管理的智能化，減少了30%的用工總量，保障了系統平穩運行，提高了管理水平和工作效率。
3 4 項技術進展
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措施，探索煤層氣多分支水平井增產改造技術，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、地質條件好、產氣量低的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口鄰井均存在生產干擾，井底壓力回升，產水量明顯增大。其中壓裂水平井FZP10-2V井2009年4月投產，最高日產氣量700m3，壓前日產氣量為200m3。壓后日產氣2000m3、水1m3，套壓0.07MPa，井底流壓0.12MPa，見到了明顯的增產效果；鄰井FZP10-1在FZP10-2V井壓裂前日產氣量在200m3左右，在FZP10-2V井壓裂后前者日產氣量上升到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，在生產過程中頻繁出現煤粉卡泵停抽、氣鎖等問題，導致氣、水產量銳減。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出機理，優化排采設備，以適應煤層氣開發的低沉沒度時連續排采的生產要求。同時，基于“防砂、防煤灰、防氣鎖”的技術思路，以提高“排煤粉、防氣鎖”能力為目的，優化管柱組合的配套工藝。并根據不同排采階段煤粉產出特征，本著低成本、防砂措施簡單、效果好、不污染煤層的指導思想，進行了防卡泵配套工藝研究，優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備和配套工具相結合的方法進行防卡泵處理。在此基礎上研發了綜合防卡泵工藝及配套設備，應用后效果明顯，檢泵率較以往大大降低。特別是通過水平井管柱結構和篩管優化的現場應用，實現了半年以上無卡泵現象和檢泵作業，實現了排采連續平穩運行。
3.3 創新提出了開發單元和開發井組，為煤層氣高效開發打下了基礎
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“非均質性”，為此，根據不同地質特點，結合直井壓裂效果、水平井煤層進尺以及分支產狀等與產氣量關系的綜合分析，將地質條件相近，經鉆井、壓裂改造后形成的單井或多井控制的獨立裂縫系統劃分為一個獨立開發單元，在樊莊開發區塊劃分出了好、中、差3類共計109個開發單元。并根據每個開發單元內的地質條件微細差別細分出了若干個開發井組，對于不同的開發單元和開發井組，有針對性地制訂排采管理和增產措施，取得了明顯的效果。
3.4 自主研發成效顯著，形成一批專有技術
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條件和排采規律的認識不斷深化，逐漸形成了一系列專有特色技術。目前已申請專利11項，已批準實用新型專利7項，還有4項發明專利正處于公示階段。同時形成具有自主知識產權的煤層氣相關軟件系統6套，出版了專著、論文集，發表學術論文數十篇，研究制訂各類技術標準43項，發布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成果，形成專題技術報告50余篇。
4 經驗與認識
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，逐漸認識到沁水盆地構造較為復雜、小斷層非常發育的特點，還大量發育一些北東向和北北東向的低幅褶皺構造，同時“陷落柱”也比較發育。通過二維地震精細構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造的存在，將導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期效果。而借助三維地震勘探，可以精確地進行井眼軌跡設計，從而有效避免上述風險；同時通過三維地震屬性反演，可以預測煤巖厚度變化情況、有利含氣區及有利高滲區的分布，有效指導井位部署，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煤層氣的最佳保證
樊莊區塊煤層氣開發實踐證明，嚴格遵守勘探程序，是高效開發煤層氣的最佳保證。在勘探初期，應首先實施二維地震勘探(1×2km～0.5×0.5km)，以落實區塊構造格局及斷層展布。在此基礎上，進行參數井和評價井鉆探，搞清整體地質條件，探明地質儲量，取得采礦權。同時進行井組試采，落實單井生產能力，驗證經濟開采價值。然后進行深化地質研究，優選建產目標，編制開發方案。逾越了勘探程序，將導致后期煤層氣開發陷入盲目，并造成大量低效或無效井的出現，影響開發成效。
4.3 煤巖煤質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實踐證實，不同地區煤巖煤質有很大不同，一些地區以暗淡煤發育為主，煤巖具有高灰分、高揮發分、高泥質、高密度、低電阻率特征，煤層含氣量普遍不高；而一些地區則以光亮煤為主，煤巖具有低灰分、低揮發分、低泥質、低密度、高電阻的特征，煤層含氣量普遍較高；還有一些地區處于二者之間。不同煤巖煤質區鉆井的難易程度不同，其產氣量也明顯不同，在其他條件相同的情況下，光亮煤發育區的煤層產氣效果明顯好于暗淡煤發育區。因此，煤巖煤質的研究是高滲富集區優選的前提和必要條件，應為煤層氣重點研究的內容。
4.4 該區埋深介于800～1200m的主力煤層具有良好的勘探開發前景
沁水盆地與國外煤層氣盆地在構造演化上具有很大不同，其石炭-二疊系煤層構造演化經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)，經受了較強烈的壓實作用，煤層整體滲透性已經很低。而后期為整體隆升，盆地內各地隆起抬升幅度差距不大，因此，現今埋深范圍內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”，在煤質好的區域同樣仍然具有較好的滲透條件和良好的開采價值。在沁水盆地已經開發的鄭莊區塊，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，獲得了工業煤層氣流，最深工業氣流井主力煤層埋深已經達到了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造演化史)也在埋深大于800m的區域，在單井排采情況下獲得工業氣流，也充分證明了這一點。因此，埋深介于、800～1200m的煤層仍是該區煤層氣勘探開發的現實領域。
參考文獻
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[8] 王元基.水平井油田開發技術文集[M].北京：石油工業出版社，2010.
(本文作者：劉慶昌 馮文彥 于文軍 李學飛 米忠波 中國石油華北油田公司對外合作部)
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