0 引 言
近年来，我国天然气消费量激增，2018年达2 800亿m3，对外依存度持续高位，能源形势严峻。煤层气资源量巨大[1]，但“十一五”、“十二五”任务均未完成，2017年地面产量约50 亿m3，距“十三五”100 亿m3目标，差距仍很大。文献[2]指出，目前煤层气动用资源不足20%，产量贡献主要局限在沁南盆地和鄂尔多斯盆地东缘浅埋藏、煤体结构简单的甜点区，大量的构造煤、深煤层等气藏资源因缺乏有效技术难以动用。加大构造煤发育区、深部煤层的煤层气资源勘探开发力度，提高煤层气产量对实现规划目标至关重要[3]。胡奇等[4]提出煤体破碎程度越高，井壁稳定性越差，引发并加剧井壁坍塌等问题，陈晶等[5]通过柿庄地区煤体定量分析物性对比，认为构造煤含气量低于原生结构煤。文献[6-7]通过试验表明构造煤在瓦斯吸附能力、解吸速率上均优于原生结构煤。孟召平等[8]研究表明，同等条件下煤体结构越破碎含气量越高。文献[9-10]认为碎裂煤孔、裂隙发育，是开发的有利区。研究者的认识虽有差别，但基本形成共识，即构造煤不再是煤层气开发的“禁区”[11]，而是有气可图的潜力区。
目前的研究认识主要基于试验测试的理论分析层面，涉及工程技术应用实践少，工程成功率、气井达产率、经济成本等关键问题仍未解决。近两年来，勘探开发一体化模式在柿庄北区块深部复杂煤体结构煤层的气藏开发试验中取得了较好的实践效果，但系统性深入研究仍不足，配套技术尚不完善。笔者基于该区施工实践，总结出适宜该区块的煤层气开发配套技术，以期为研究区及具有相似地质背景和储层条件的区块煤层气资源勘探开发提供指导和借鉴。
1 概 况
1.1 地质概况
柿庄北区块位于沁水盆地南部，是我国煤层气开发的热点地区之一。区块内部构造呈现“东西分带”格局(图1)，自东向西依次为东部缓坡带、中部褶皱带和西部缓坡带。东部缓坡带为东南向西北倾斜的斜坡构造，区内整体构造简单，断裂基本不发育，地层产状平缓，是本区块煤层气勘探开发主力区；中部褶皱带构造条件相对复杂，断层、背向斜及断块构造普遍发育，煤层气勘探开发风险较高；西部缓坡带地层较为平缓，断裂不发育，煤储层物性较差，但该区煤层含气量较高，属于本区块的产能潜力接替区[12]。
图1 沁水盆地南部柿庄北区块煤层底板等高线
Fig.1 Coal seam floor contours of northern Shizhuang Block in southern Qinshui Basin
山西组3号煤、太原组15号煤2套主力煤层在全区稳定发育，煤体结构较复杂，主要为碎裂煤，另外碎粒煤和原生结构煤也有一定的分布。2层煤煤类为贫煤-无烟煤，煤层含气量高，储层压力低，压力系数约为0.6。其中，3号煤层埋深915～1 289 m，平均1 050 m；煤厚5.2～7.9 m，平均5.95 m；含气量为3.11～21.51 m3/t，平均16.77 m3/t；15号煤层埋深1 030～1 403 m，平均1 160 m；煤厚2.6～11.5 m，平均5.3 m；含气量为4.41～21.82 m3/t，平均17.09 m3/t。总体而言，柿庄北区块是沁水盆地南部典型的具有复杂煤体结构的深部煤层区块，煤层气资源丰富，有较好的开发潜力[13-14]。
1.2 工程概况
柿庄北区块兼具构造煤和深煤层属性，除了煤层气常规特点外还具有煤体结构复杂、地应力高、抗压强度低、开发成本高等特点[15]，施工难度大。区块内先期施工投产80余口井，整体效果不佳，平均单井产量不足300 m3/d。
影响该区煤层气资源高效开发的主要原因为煤体结构较为复杂，煤体破碎，易发生坍塌，造成扩径和井下形态复杂化，施工过程中极易造成储层污染，而针对性的钻完井工艺和储层改造手段不足，钻井效率低，储层改造效果不佳。加之煤层埋藏深度大，单井施工难度大、成本高，对开发方案的整体经济性要求更高等因素的影响，常规的钻完井和储层改造工艺效果不佳。
2 钻完井与压裂工艺技术
对于构造复杂、煤层埋深大的柿庄北区块，前期工程实践表明，要取得规模效益，必须从管理和技术两方面同时突破，实现“提质降本”方可“增效”，因此实施了勘探开发一体化试验。在多学科相结合的前提下，运用了多项技术、手段，采取“优选井位、随钻跟踪分析、钻后评价分析、排采分析、气藏地质信息完善、部署施工”的施工步骤，追踪施工过程获取相关数据建立地质工程数据库，最终形成适于本区的煤层气资源开发技术。
2.1 钻井技术
2.1.1 井型及井身结构设计
试验区早期曾实施数口U型水平井，但产气效果与寿命均不佳，同时考虑到深煤层渗透率较低，后期必须进行压裂增产改造，因此采用定向井为主要试验井型。实践表明，定向井丛式井组可以有效提高井场面积利用率，降低钻井成本。
根据区块煤层情况，采用菱形井网丛式井组开发，平台井数设计3～9 口井，井距260～280 m，形成区域最佳部井效果。采用常规二级井身结构(图2)，“直-增-稳”三段制剖面，为了提高机械钻速，减少定向滑动的作业时间、增加复合钻进的作业时间，根据3号煤埋深，优选设计造斜点在100～130 m，造斜率为每30 m增斜3°，200 m左右的造斜段，提高了轨道的可控性，降低轨迹控制难度，低成本的单点测斜仪器即可满足，如图2所示。
图2 A1井井身结构示意
Fig.2 Schematic diagram of wellbore structure of A1 Well
2.1.2 钻机与钻具组合
一体化试验首先选择开采上部3号煤层，同时为便于15号煤后期开采，完钻原则为钻穿下部15号煤底板60 m后完钻，根据煤层埋深，可选的钻机设备主要为常用的TSJ-2600水源钻机、ZJ20石油钻机。石油钻机钻井效率高，但成本高，配套设备利用率低；水源钻机成本优势明显，钻井效率低。
本次开发主要选用了TSJ-2600水源钻机，通过优化钻具组合和施工参数等技术创新来实现提速。为了保证直井段的防斜打直，试验初期二开直井段采用设计的常规钻具组合“ø215.9 mm PDC钻头+ø165 mm钻铤”，钻至造斜点再转换为螺杆钻具造斜。
通过随钻数据分析对比发现，本区二开直井段主要为刘家沟组砂岩、细砂岩，层位浅，钻压低，常规钻具组合钻井效率低。因此改用“PDC钻头+螺杆”技术，大幅提高了直井段机械钻速，该井段机械钻速由2.88 m/h提高至8.18 m/h。直井段采用“PDC钻头+螺杆”同时也节省了更换钻具组合的时间，提高钻井效率，对钻具组合的要求也相应提高。利用“修正后的三点定圆”公式进行螺杆优选，结合现场实践，确定了1.25°单弯螺杆为造斜工具，并最终确定了适宜本区的钻具组合(图3)：一开ø311.15PDC钻头+ø172 mm螺杆(1.25°)+ø165 mm钻铤；二开造斜段ø215.9 mm PDC钻头+ø172 mm单弯螺杆(1.25°)+ø165 mm无磁钻铤+ø165 mm钻铤+ø127 mm钻杆，二开稳斜段ø215.9 mm PDC钻头+ø172 mm单弯螺杆(1.25°)+ø165 mm短钻铤+ø210 mm扶正器+ø165 mm无磁钻铤+ø165 mm钻铤+ø127 mm钻杆。
图3 钻具组合结构
Fig.3 Bottom hole assembly structure
2.1.3 表层固井快速候凝技术
现场表层套管固井采用快速候凝技术，在固井水泥浆中加入低温早强剂缩短候凝时间，固井水泥浆配方：G级水泥+2%HD204(促凝早强剂)+清水，密度1.85 g/cm3，采用12 h的候凝时间。现场应用后效果较好，12 h后试压6 MPa，试压合格，候凝周期较常规固井缩短50%，提高了工程效率。
针对丛式井组特点，改单井完井试压为集中试压，即固井后直接移井架施工下一口井，井组完井后统一集中试压，如此可有效利用固井候凝时间，单井工期可缩短1.5 d。
2.1.4 钻井液与煤层段施工参数优化
煤储层污染是制约煤层气开发的关键问题之一，特别是钻井液中的固相颗粒进入煤层，造成堵塞，降低煤储层渗透率和孔隙度，对于渗透率更低的深煤层则影响更大[16-17]。
本区煤体结构复杂，极易发生煤层坍塌，坍塌后将加剧煤储层污染并造成扩径，影响后期射孔压裂效果。前人研究表明储层污染与固井井径存在正相关关系，井径越大，储层污染范围越广[18]，而对本区低产井诊断发现，平均产气量与井径扩大率成负相关[19]。本区的煤层条件决定了压裂增产的必然性，因此非煤层段的钻井液主要考虑安全快速钻进和防漏，煤层段钻井液注重井壁稳定兼顾储层保护，形成好的井径控制效果，为后期的压裂增产奠定基础。前期实践表明，本区煤层坍塌主要原因如下：①钻井液入侵煤层，黏土矿物吸水膨胀，引发坍塌；②煤体结构复杂，煤岩破碎程度不一，部分地段煤层中裂隙极其发育，胶结相对疏松，易坍塌；③3号煤层顶底板多为泥岩或炭质泥岩，15号煤层顶板为泥岩或者灰岩，底板以泥岩为主，泥岩遇水的膨胀效应而应力释放向煤层产生推挤作用，使得裂隙高度发育的煤层易掉块甚至坍塌。底板泥岩坍塌后，煤层因失去格挡作用而使垮塌加剧，同样煤层的坍塌也促进了顶部泥岩的坍塌，加剧了煤层及其顶底板井壁段的坍塌现象。由此，现场采取了低固相聚合物钻井液进行施工，发挥其低固相、流变性好、维护简单的优点，提高机械钻速和井壁的稳定性，也降低了储层损害。
2017年部分所钻井施工过程中的井径变化情况与各井煤层段钻井参数与钻井液性能的统计结果见表1。
表1 井径与钻井液性能参数、钻进参数
Table 1 Diameter and properties of drilling fluid and drilling parameters
井号井径扩大率/%钻进参数钻井液性能3号煤 15号煤钻压/kN转速/(r·min-1)排量/(L·s-1)密度/(g·cm-3)漏斗黏度/sAPI失水/mL特殊工况A133.1739.695048221.032918—A1742.3520.484045201.083320—A393.751.305060231.103522—A1131.2820.305563201.124125—A2137.8013.486060201.103823—A996.0660.212835181.194819取心A1433.805.943038201.124518取心A25.145.452528191.103612—A77.617.563238201.224818—A105.408.873540201.103816—A81.042.793030201.154516—A50.2717.692725181.134215—
可以看出，煤层坍塌严重的井A1、A17、A3、A11、A21井与井壁稳定的A2、A7、A8、A5、A10等井相比，钻井液密度、黏度普遍偏低，失水略高；钻压、转速大，钻进相对激烈。而A9、A14井取心，虽然钻进参数与A2、A7等井相近，但在煤层段频繁进行起下钻，井下压力波动大，煤层坍塌也较为严重。
根据井径变化情况，区内钻井煤层段的坍塌除了前述原因外，还有如下原因：①高应力的破碎深煤层中，煤层段操作不当，井下压力波动，引发煤层坍塌；②钻具运动的影响，钻具呈现的是自转和公转纵向震动等相结合的运动状态，钻具的旋转运动、纵向震动和起下钻操作等对煤层的碰撞，引发坍塌。
针对上述原因，在随后的钻井施工中，除了进一步优化钻井液外，加强了煤层段的平稳钻进，最终形成一套完善的煤层保护钻井工艺，即：①采用分段钻井液，在进入3号煤层前50 m即开始调整钻井液性能(表2)；②煤层段采取“低钻压、低转速、低排量”的平稳钻进原则。施工参数为钻压20～30 kN，转速25～30 r/min，排量降低至16～18 L/s，要求过煤层后起下钻时，速度要均匀、平稳，以减少抽吸和激动压力；③避开煤层段定点循环钻井液，减轻钻井液对煤层井壁的冲刷作用，降低煤层段划眼次数，取心井在到达煤层段前完成转换钻具和井眼循环，以减少钻具运动对煤层井壁的影响。
实施结果表明，采取相关措施后，井径得到有效控制，3号煤平均井径扩大率12.20%，15号煤6.38%，全井4.08%，取心井B6、B13、B14井径也较好，较采取措施之前有大幅改善(图4)，且各井井径控制趋于稳定。
图4 井径控制效果对比
Fig.4 Contrast of well diameter control effect
表2 钻井液性能参数
Table 2 Properties parameters of drilling fluid
井段钻井液类型密度/(g·cm-3)漏斗黏度/s含砂量/%pH值API失水/mL泥饼厚度/mm一开井段膨润土1.01～1.0528～30≤0.27～8≤40≤0.1二开岩层段聚合物1.01～1.1528～40≤0.27～8≤40≤0.1二开煤层段聚合物1.10～1.1536～45≤0.27～8≤18≤0.1
2.2 同步水力波及压裂技术
2.2.1 同步水力波及压裂技术的原理
常规的水力压裂技术在构造深煤层中难以形成复杂裂缝，柿庄北区块煤基质孔渗条件差，仅靠单一的压裂主缝难以取得理想的产气量，需要增大储层改造体积、形成复杂裂缝以提高压裂产能。同步水力波及压裂技术是同时对2口或多口煤层气井进行水力压裂，在井间区域产生比单井压裂强度更大、范围更广的应力干扰，利用应力干扰改变地应力的大小，促使水平主应力差减小，甚至改变局部区域地应力的方向，从而促进人工压裂裂缝发生转向延伸，使压裂主缝更充分地连通煤岩中发育的割理、天然裂隙，形成复杂网络裂缝，增大储层改造体积，提高单井产量[19]。
2.2.2 压裂工艺参数
现场选用活性水(清水+质量分数2.0%的KCL))进行常规水力压裂和小井组同步水力波及压裂，采用天然石英砂作为支撑剂。因3号煤层部分含有夹矸，煤层夹矸下部以粉煤为主，射孔段都选择夹矸上部煤层，且避射距煤层顶板0.5 m层段。平均井径扩大率≥30%选用1米弹，平均井径扩大率<30%选用127弹，孔密16孔/m，相位角60°。
柿庄北区块煤层割理、裂隙发育，前期已成功开展过5口大井距(500～1 000 m)直井同步水力波及压裂，裂缝扩展及产气效果良好[20]，在此基础上进行了完善优化，现场开展了小井距(280～350 m)、小井组(2～3 口)定向井同步水力波及压裂施工，部分井组施工参数及裂缝监测数据见表3、表4。
由表3可知，同步水力波及压裂受应力的干扰后裂缝规模增加，主裂缝方向并非延地层主应力方向(北北东向N15°E)，存在一定偏转，网络裂缝明显增多；同步水力波及压裂裂缝多为双翼裂缝，裂缝延伸效果较好，利于煤层气的产出。结合早期大井距直井同步水力波及压裂裂缝情况来看(缝长为180～360 m)，同步水力波及压裂井距不宜过大，适宜井距在250～350 m。
表3 同步水力波及压裂井参数
Table 3 Construction parameters of synchronous
hydraulic fracturing
井号净液量/m3砂量/m3平均砂比/%破裂压力/MPa压降/MPa返排量/m3A15583.2745.8213.8921.599.25↓8.4156.5A8885.8245.135.0925.9022.7↓13.144.7A13573.2545.2513.0235.3518.1↓12.3244.0
表4 3口同步水力波及压裂裂缝监测数据
Table 4 Crack detection data of synchronous
hydraulic fracturing in three wells
井号裂缝参数缝网参数裂缝长/m 半翼长度/m裂缝方位宽度/m高度/mA15355235(NE),120(SW)北东70°16670A831776(NE),241(SW)北东39°15867A13248173(NW),75(SW)北西44°10357
3 实施效果分析
现场共施工37 口井，效果良好：①压裂成功率100%。②首批22 口井3号煤平均井径扩大率23.13%、15号煤12.57%，优化施工后第2批15 口井的3号煤平均井径扩大率11.16%、15号煤4.96%，单井井径全部合格，钻井质量合格率100%，煤层坍塌问题得到稳定有效控制，平均机械钻速由首批的5.71 m/h提升至9.47 m/h，单日最高进尺由200 m提升至301 m,钻井工程质量效率全面提升。③产气效果良好，率先投产的首批21 口井目前日产气近15 000 m3，日产超过1 000 m3的井达11 口，较该区早期80 口井平均日产气量不足300 m3有大幅提升。经过2年的探索，已基本形成一套成熟的适宜柿庄北复杂煤体深煤层的低成本高效钻探及压裂技术。
4 结 论
1)柿庄北构造深煤层的应力高、抗压强度低、坍塌机理复杂，对钻井液的入侵和外界的压力波动更为敏感，煤层段施工中应提前调整好钻井液性能采用“低转速、低泵压、低排量”平稳钻进。
2)小井组同步水力波及压裂工艺可以在定向井组中形成有效的裂缝延伸，其裂缝长度一般在250～350 m，施工中可根据井距采用单井压裂+同步水力波及压裂的组合施工，取得最佳的压裂缝网效果。
3)PDC钻头+单弯螺杆钻具组合初步解决了低成本设备钻进效率低的问题，实现了直井段与造斜段的一趟钻，配合使用低固相聚合物钻井液有利于提高钻井效率和煤层保护。
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