摘要：四川省南部(川南)煤田古敘礦區(qū)大村礦段煤層氣勘探開發(fā)3年來，完成了參數(shù)井施工測試、測井及固井等工程，開展了煤儲層研究和壓裂改造試驗(yàn)。改造后，DC-1井、DC-2井、DCMT-3井產(chǎn)氣量均達(dá)到甚至超過了500～1000m3/d的工業(yè)產(chǎn)能指標(biāo)，表明該區(qū)煤層氣地面抽采試驗(yàn)獲得了重大突破。這是在我國南方大傾角、低-特低滲透率、薄煤層、高煤階情況下取得的成功，意義重大！為此，從煤層氣試驗(yàn)井網(wǎng)儲層特征入手，分析該區(qū)煤層氣開發(fā)的優(yōu)勢與劣勢，科學(xué)合理地總結(jié)了射孔壓裂排呆方案在川南地區(qū)勘探開發(fā)煤層氣的經(jīng)驗(yàn)和不足，提出加快勘探試驗(yàn)步伐和擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)、引進(jìn)先進(jìn)適用的勘探新技術(shù)等建議，以確保四川省煤層氣成功進(jìn)行規(guī)?；⑸虡I(yè)化開發(fā)。
關(guān)鍵詞：四川??；煤層氣；古敘礦區(qū)；大村試驗(yàn)井網(wǎng)；地面抽采；壓裂曲線；點(diǎn)火；加快試驗(yàn)；規(guī)?；?/span>
四川省煤層氣(CBM)勘探開發(fā)工作已開展10余年，初步估算四川省煤層氣資源量為3480×108m3[1]，其中古敘礦區(qū)共有煤層氣資源量1001×108m3，為超千億立方米的大型煤層氣井田。大村礦段位于四川省古藺縣東60km，為未開發(fā)的整裝大煤田，煤礦設(shè)計(jì)初步規(guī)劃四對礦井，設(shè)計(jì)產(chǎn)能360×104t/a，是全國13個(gè)大型煤炭基地的骨干礦井。該區(qū)擁有煤炭資源量超過6×108t，賦存煤層氣資源量超過100×108m3，煤田普查、煤層氣資源評價(jià)研究中初步評價(jià)為高瓦斯礦井，具有煤與瓦斯突出危險(xiǎn)，勘探開發(fā)煤層氣勢在必行。
1 大村礦段煤儲層特征
大村煤層氣井組位于古藺復(fù)式背斜，二郎壩向斜構(gòu)造西北翼的大村礦段的李家寨二井田范圍，井田擁有煤炭資源(海拔±0水平)煤炭儲量3.1×108t。具備構(gòu)造簡單、地層傾角相對較小、煤層厚度較穩(wěn)定等特點(diǎn)，勘探目的煤層是上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M(P3l)中全區(qū)可采的C19、C23、C25煤層。
1.1 物性特征
① 主要煤層富集在龍?zhí)督M中-中下部煤層群中，全段含煤性較好，含煤系數(shù)為19.1%～24.2%；②煤巖以碎裂結(jié)構(gòu)和原生結(jié)構(gòu)為主，裂隙較發(fā)育發(fā)育，連通性差-中等；③煤層顯微組分以鏡質(zhì)組為主，平均含量分別為72.5%～82.7%，其次為惰質(zhì)組；④目的煤層的Ro為2.79%～3.23%，為無煙煤Ⅲ。
1.2 煤層測試和試驗(yàn)特征
1.2.1煤層滲透率
通過注入/壓降法試井獲得C19、C23和C25煤層的滲透性較差，3口井K值0.001～0.36mD，且層間差別較大，非均質(zhì)性強(qiáng)，C19、C23煤層好于C25煤層。
1.2.2儲層壓力
通過注入/壓降法試井獲得的煤儲層壓力為4.52～6.42MPa，煤層埋深為476.29～610.05m，儲層壓力梯度為0.93～1.05MPa/100m，為常壓儲層。
1.2.3等溫吸附性能及含氣飽和度
煤層吸附能力、儲氣能力較強(qiáng)，含氣飽和度較高等均有利于煤層氣儲集和排水降壓開采。
1.2.4地解比(煤儲層壓力與臨界解吸壓力之比)
本井網(wǎng)地解比大于0.50，屬于中等-較高，表明煤儲層的解吸能力中等-較好，利于開采。
1.3 含氣量特征
川南煤田屬于高瓦斯礦井、煤與瓦斯突出礦井的認(rèn)識已成定論。C19煤層瓦斯突出量為16.99～26.33m3/t，C23煤層瓦斯突出量為15.85～21.55m3/t，C25煤層瓦斯突出量為17.85～22.55m3/t。利用最小二乘法原理對取得的資料進(jìn)行一元線性回歸，得到如下關(guān)系：
Q=0.035H-0.052，R=0.91
式中Q為含氣量，m3/t；H為煤層中部深度，m；R為相關(guān)系數(shù)。
1.4 測井特征
各目的煤層厚度(H)大于等于2m，伽馬值(GR)小于等于100API，深、淺側(cè)向電阻率(RD、RS)大于等于10Ω·m，聲波時(shí)差大于等于70μs/m，密度(DEN)小于等于2.58g/cm3，滲透率(K)大于等于0.05mD，含水飽和度(SW)小于等于40%。
1.5 其他特征
氣測錄井顯示，上述煤層的全烴異常超過40%，C19煤層的全烴異常高達(dá)83%，表明產(chǎn)氣潛力較大；煤心出筒時(shí)C19、C23、C24和C25等煤層能見到較多氣泡。
結(jié)論：可將P3l中煤儲層定性為低滲透率、低壓力和非均質(zhì)性強(qiáng)的巖性封閉煤層氣藏。同時(shí)各目的煤層的水分為0.7%～1.10%，埋藏深度內(nèi)處于貧水區(qū)，水流動范圍小乃至不流動；且煤系地層為弱含水層，其底部的P2m地層位于區(qū)域侵蝕基準(zhǔn)面以下，都將有利于煤層氣的儲存和富集。
2 煤儲層改造方案及實(shí)施效果
2.1 大村煤層氣試驗(yàn)井網(wǎng)煤儲層的基本條件
①地質(zhì)構(gòu)造簡單，目的煤層厚度超過2m，較穩(wěn)定；②煤層組層間距近：C13—C23煤層平均層間距為7.89m；③固井質(zhì)量好：目的煤層上下20m內(nèi)為良好-合格以上；④臨界解吸壓力、飽和度、地解比、含氣量較高、解吸時(shí)間短等參數(shù)顯示，有利于煤層解吸產(chǎn)氣；⑤煤儲層的保護(hù)貫穿于鉆井、完井的全過程。
2.2 壓裂排采中應(yīng)解決的問題
2.2.1自身?xiàng)l件差
與國內(nèi)開發(fā)成功的山西沁水盆地等地相比[2～4]，本試驗(yàn)井組在目的煤層滲透率(K)值偏低、厚度偏薄、地應(yīng)力較高、地層傾角較大、高煤階，且在西南地區(qū)沒有成功經(jīng)驗(yàn)可供借鑒等不利情況下，對是否出氣，產(chǎn)氣量是否達(dá)到工業(yè)產(chǎn)能標(biāo)準(zhǔn)難以預(yù)測。
2.2.2必須制訂符合大村試驗(yàn)井組的煤儲層改造方案
不改造煤儲層，煤層氣井無產(chǎn)氣能力，必須實(shí)行壓裂改造[5～10]。方案制訂以深化煤儲層特征描述、預(yù)測煤層氣井產(chǎn)能為基礎(chǔ)，參考山西高煤階改造成功的經(jīng)驗(yàn)，制訂本井組的優(yōu)化方案。
2.2.3壓裂改造設(shè)備
作業(yè)中可能出現(xiàn)無規(guī)律的異常高作業(yè)壓力，要求選用進(jìn)口皇冠2000型及國產(chǎn)2500型壓裂泵車機(jī)組實(shí)施壓裂作業(yè)，確保工程質(zhì)量。
2.2.4排采管理
優(yōu)化排采管柱結(jié)構(gòu)，滿足不同階段的排采需要，最大限度地降低煤層壓力，獲得煤層真實(shí)的產(chǎn)量。
2.3 適合大村煤層氣井網(wǎng)的技術(shù)措施
根據(jù)古敘礦區(qū)大村礦段煤層傾角較大、單煤層較薄、煤層局部有構(gòu)造煤、煤質(zhì)較軟、煤巖中灰分含量較高、變質(zhì)程度高等特點(diǎn)，結(jié)合FracproPT三維模型模擬結(jié)果制訂了以下技術(shù)方案和措施：
1) 采用活性水、光套管、大排量、中-高砂比中型壓裂。
2) 活性水壓裂液配方中選高效表面活性劑做添加劑，以降低壓裂液的表面張力和界面張力，降低壓裂施工摩擦阻力，促進(jìn)和加快壓裂液的返排。
3) 為了獲得較長、穩(wěn)定的動態(tài)壓裂裂縫，適當(dāng)增加前置液量和用段塞式加砂壓裂工藝。
4) 排采期間采用井下存儲式直讀電子壓力計(jì)監(jiān)測井下流動壓力，有效控制液面下降速度和煤層排水強(qiáng)度，并加強(qiáng)排采動態(tài)分析，調(diào)整和優(yōu)化排采制度。
5) 排采過程以保護(hù)煤層不受傷害、獲得最佳產(chǎn)量為原則，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定連續(xù)排采。
6) 采用抽油機(jī)+管式泵方式排水采氣，根據(jù)井下情況決定是否采用氣錨，利用油套環(huán)空產(chǎn)氣。
2.4 壓裂排采實(shí)施效果
2.4.1射孔
采用127彈聚能深穿透射孔技術(shù)[5，10]，90°相位角螺旋布孔，射開C13、C23和C25等3個(gè)煤層，射孔發(fā)射率100%。
2.4.2壓裂
每口井進(jìn)行2個(gè)層次的壓裂作業(yè)(表1)，即C25煤層單層壓裂，C19+C23煤層合層壓裂[11～14]。先壓下層C25煤層，后填砂壓上層C19+C23煤層。
2000型壓裂車及XJ-250型修井機(jī)、ACF-700型洗井泵車、數(shù)據(jù)采集與監(jiān)控車等設(shè)備完成壓裂工作量7層次，共計(jì)加入蘭州產(chǎn)0.5～1.2mm石英砂167.17m3，共使用前置液、攜砂液及頂替液2783.17m3，C25煤層砂比為8.0%～10.8%，C19+C23煤層砂比為4.3%～11.6%。
地層破裂壓力高，煤層埋深較淺，破裂壓力梯度為0.041～0.054MPa/m，值較高(通常的破裂壓力梯度小于等于0.026MPa/m)，判斷煤儲層致密，地應(yīng)力高，裂縫較難保持，易閉合。
壓裂施工壓力高，曲線呈鋸齒狀，裂縫在延伸過程中可能遇到異常地質(zhì)體或構(gòu)造煤，延伸比較困難。表明煤層順走向、傾向的空間展布較復(fù)雜，需要進(jìn)一步研究煤儲層的規(guī)律(見圖1)。尤其DC-2井C19+C23煤層實(shí)施了二次壓裂，工作壓力仍然居高不下，加砂的濃度上不去，造成后期排水時(shí)間增長，見氣時(shí)間晚。
評價(jià)：選用較大壓裂規(guī)模和較高排量針對性較強(qiáng)，在加砂壓力高于30MPa的情況下，采用低砂比打磨裂縫通道，為后期增大砂比創(chuàng)造了條件，壓裂作業(yè)達(dá)到了預(yù)期的目的。
2.4.3裂縫形態(tài)
采用微地震裂縫監(jiān)測技術(shù)，完成了DC-2井壓裂裂縫的延伸方向和長度的監(jiān)測。為不對稱不等長裂縫[15]，與區(qū)域主應(yīng)力方向一致，且在地層的上傾方向造縫長度大于下傾方向的長度。據(jù)壓后裂縫擬合結(jié)果顯示，DC-2井在C19+C23煤層中壓后產(chǎn)生了4條裂縫，C25煤層壓后產(chǎn)生3條裂縫。
評價(jià)：與采用FracproPT三維模型模擬的結(jié)果基本一致，達(dá)到了設(shè)計(jì)中裂縫延伸長度的目的，效果明顯。
2.4.4排采與點(diǎn)火試驗(yàn)
在壓裂后放溢流的過程中來自煤層中的溶解氣能點(diǎn)火，初步判斷煤層具有解吸能力[5，11]；通過排采抽出的水水質(zhì)清、微泛黃、不含煤粉，證實(shí)地層未吐砂，裂縫保持開啟狀態(tài)，未閉合。
DC-1、DC-2、DCMT-3井的抽油泵分別位于井深459.87m、498.87m、603.61m(表2)。通過抽油機(jī)和抽油泵排水，隨著井筒壓力的持續(xù)穩(wěn)定下降和均衡傳遞，遠(yuǎn)離井筒處單相水流動-裂隙中氣水兩相流動-井筒內(nèi)氣體單相流動，直到井筒周圍儲層的壓力降到煤層的臨界解吸壓力之下，煤層氣井開始出氣，直至氣流穩(wěn)定。
抽采40余天煤層開始解吸，壓力逐漸上升，進(jìn)入產(chǎn)氣階段。DC-1井、DC-2井、DCMT-3井于2010年2月9日、3月8日、2月2日先后點(diǎn)火成功。到6月30日共計(jì)采出地層水2005.4m3(含溢流)；采出煤層氣共計(jì)35.1×104m3。
根據(jù)DC-1、DC-2、DCMT-3井水量和液面變化情況分別制訂了長沖程中等沖次、長沖程快沖次、長沖程小沖次的排采制度，較好的實(shí)現(xiàn)了3口井解吸、點(diǎn)火、上產(chǎn)的目的。目前各井正在穩(wěn)產(chǎn)或上產(chǎn)。
值得一提的是DCMT-3井出氣后生產(chǎn)壓力上升快，目前生產(chǎn)壓力1.31MPa，產(chǎn)氣量1550m3/d，超過1500m3已維持32d，情況較好[12]。
評價(jià)：按照《煤層氣資源/儲量規(guī)范》的標(biāo)準(zhǔn)，達(dá)到了500～1000m3/d的工業(yè)產(chǎn)能指標(biāo)。排采出氣點(diǎn)火證明煤儲層壓裂改造成功，方案針對性強(qiáng)，連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)表明根據(jù)優(yōu)化的改造措施適合南方煤儲層的改造，具有示范性。
3 煤儲層改造中存在的問題
3.1 壓后煤儲層滲透率的變化情況
制約煤儲層出氣與否的關(guān)鍵在于通過煤儲層的改造以提高煤儲層滲透率，而改造后儲層的滲透率有多大的變化，沒有規(guī)律可循。在煤層氣井產(chǎn)氣后要利用滲流力學(xué)等理論深化研究，總結(jié)規(guī)律，完善本區(qū)煤儲層改造方案。
3.2 應(yīng)開發(fā)適合傾斜地層的儲層模擬軟件
研究中采用的FracproPT三維模型的假設(shè)條件是地層水平、均質(zhì)，模擬的裂縫是對稱的，實(shí)際上試驗(yàn)井組地層傾角30°，據(jù)裂縫監(jiān)測結(jié)果，上傾方向裂縫延伸長，而支撐劑充填相反，所以在以后的煤儲層改造方案制訂中，務(wù)必開發(fā)適合傾斜地層的儲層模擬軟件，或采用校正系數(shù)，確保設(shè)計(jì)與結(jié)果具有更好的復(fù)合性。
3.3 分層試驗(yàn)產(chǎn)氣能力
C19+C23合層壓裂、C19+C23+C25全井合采是目前各地煤層氣井常用方案之一，作為試驗(yàn)井組不僅要出氣，還要對每一目的煤層的產(chǎn)氣能力作出定量評價(jià)，以便制訂礦段煤層氣總體開發(fā)方案。因此各目的煤層厚度薄與產(chǎn)氣能力的矛盾在現(xiàn)階段需要更好的辦法去解決。
4 結(jié)論與建議
4.1 結(jié)論
1) 煤儲層特征研究較深入，制訂的煤儲層改造方案較適合大村生產(chǎn)試驗(yàn)井的實(shí)際。
2) 改造效果好。3口井均產(chǎn)氣并點(diǎn)火成功，是四川省煤層氣地面抽采試驗(yàn)的重大突破，對我國西南地區(qū)大傾角、低-特低滲透、薄煤層、高煤階地面抽采煤層氣具有示范意義和參考價(jià)值。
3) 排采科學(xué)化。嚴(yán)格執(zhí)行煤層氣井的排采規(guī)范，從細(xì)節(jié)做起，根據(jù)井下情況變化實(shí)時(shí)調(diào)整排采方案，是井網(wǎng)出氣早、產(chǎn)量穩(wěn)定的重要保障。
4.2 建議
1) 煤層氣井產(chǎn)氣規(guī)律有待進(jìn)一步試驗(yàn)和總結(jié)。目前生產(chǎn)試驗(yàn)井少，要繼續(xù)擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)，探索更加合理的射孔、壓裂方案及排采制度，為商業(yè)化開采大村乃至古敘礦區(qū)的煤層氣資源做好準(zhǔn)備。
2) 造縫高度需要測井溫或示蹤劑等方法進(jìn)行驗(yàn)證，便于對煤層頂?shù)装迤茐男缘难芯?，為煤礦開采創(chuàng)造條件。
3) 壓裂方式的改變：目前的填砂工藝雖較簡單，但工期較長、勞動強(qiáng)度大，改用工藝成熟的封隔器壓裂，對加快施工進(jìn)度和保證質(zhì)量仍是可行的。
4) 通過三維地震掌握清楚四川省煤礦區(qū)傾斜煤層在傾向、走向的變化規(guī)律，為引進(jìn)水平井等鉆探新工藝的試驗(yàn)打好基礎(chǔ)。
5) 抽油泵的改進(jìn)。該區(qū)煤層含水性差，雖然大口徑抽油泵對早期排水降壓有好處，但隨著降壓解吸出氣后，水位下降較快，不利于煤層氣的長期穩(wěn)產(chǎn)和高產(chǎn)，如果將目前抽油泵的口徑由Φ44mm改為Φ38mm，將會實(shí)現(xiàn)更科學(xué)的抽采。
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(本文作者：尹中山1，2 李茂竹2 徐錫惠2 嚴(yán)新建2 李安啟3 李玉魁4 1.成都理工大學(xué)地球科學(xué)學(xué)院；2.四川省煤田地質(zhì)局；3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院；4.北京九尊能源技術(shù)股份有限公司)
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