煤層氣開發(fā)方式適應(yīng)性分析

煤層氣開發(fā)方式適應(yīng)性分析

中國的煤炭開采始于20世紀(jì)90年代初，現(xiàn)在有近20年的歷史。自2005年以來,隨著國家相關(guān)政策的出臺(tái),我國煤層氣勘探開發(fā)出現(xiàn)了新的高潮,近4a施工的煤層氣井超過以往10余a煤層氣井的總和。至2008年底,我國實(shí)施的各類煤層氣井已有3000余口,煤層氣勘探開發(fā)遍及全國的主要煤盆地,大規(guī)模的煤層氣勘探開發(fā)即將到來。目前,地面煤層氣開發(fā)方式主要有地面垂直井、地面采動(dòng)區(qū)井、叢式井、羽狀水平井和U型井等方式。這些開發(fā)方式可系統(tǒng)地劃分為定向井開發(fā)方式和直井開發(fā)方式兩類。其中,地面垂直井和地面采動(dòng)區(qū)井為地面直井開發(fā)方式;叢式井、羽狀水平井和U型井為定向井開發(fā)方式。煤層氣開發(fā)方式的合理選擇是煤層氣開發(fā)需要重點(diǎn)考慮的內(nèi)容,也是煤層氣勘探開發(fā)成功的關(guān)鍵。美國是煤層氣開發(fā)最成功的國家,由于煤盆地構(gòu)造簡單和煤層滲透率高等特點(diǎn),不同類型開發(fā)方式的氣井的產(chǎn)能都普遍較高,且經(jīng)濟(jì)效益顯著。我國煤盆地的地質(zhì)條件和水文地質(zhì)條件復(fù)雜,煤層滲透率低,煤層氣開發(fā)難度大,對開發(fā)技術(shù)及工藝要求嚴(yán)格,這使煤層氣開發(fā)方式的選擇顯得尤為重要。因此,結(jié)合我國目前的煤層氣勘探開發(fā)現(xiàn)狀,開展煤層氣開發(fā)方式適應(yīng)性研究,對診斷目前勘探開發(fā)過程中存在問題,有效指導(dǎo)今后的煤層氣勘探開發(fā)作業(yè)具有重要意義。1不同開口的運(yùn)用和影響1.1分離井-地面垂直井地層開發(fā)美國是世界上煤層氣勘探開發(fā)最早的國家,也是最成功的國家。美國煤層氣工業(yè)起步于20世紀(jì)70年代,首先在黑勇士盆地和圣胡安盆地取得成功;90年代后,在粉河、猶因塔等盆地也相繼取得了成功。至2006年,美國煤層氣生產(chǎn)井已達(dá)35000口,年產(chǎn)煤層氣5600×108m3/a。美國的煤層氣勘探開發(fā)主要采用地面垂直井方式,在部分地區(qū)實(shí)施了數(shù)量較少的羽狀水平井和地面采動(dòng)區(qū)井。通過美國的示范作用,澳大利亞、加拿大等國家競相開展煤層氣的勘探開發(fā),并逐步進(jìn)入工業(yè)化開采,煤層氣勘探開發(fā)也主要采用地面垂直井方式。加拿大的煤層氣勘探開發(fā)自20世紀(jì)80年代開始,主要位于阿爾伯達(dá)盆地,2001年之前,僅有70余口煤層氣井,近年來煤層氣勘探開發(fā)有了長足的發(fā)展,2003年新增1000口煤層氣生產(chǎn)井,2004年又鉆井1500口,煤層氣產(chǎn)量總計(jì)約10.22×108~15.33×108m3/a。澳大利亞的煤層氣勘探開發(fā)始于20世紀(jì)70年代末,主要集中在悉尼、岡尼達(dá)、鮑恩、加利利等盆地,2004年煤層氣產(chǎn)量達(dá)13.55×108m3/a,目前達(dá)到27×108m3/a,昆士蘭的鮑恩盆地單井日產(chǎn)氣量最高可超過28320m3/d。我國的煤層氣勘探開發(fā)起步于20世紀(jì)90年代初,首先在沁水盆地的晉城礦區(qū)取得了成功,并逐漸擴(kuò)展到整個(gè)沁水盆地。受煤層氣產(chǎn)業(yè)政策等方面的影響,在本世紀(jì)初,我國的煤層氣勘探開發(fā)規(guī)模逐步擴(kuò)大,勘探足跡遍及鄂爾多斯、阜新、吐哈、準(zhǔn)噶爾和鶴崗等多個(gè)盆地,已形成了沁水潘莊、潘河、樊莊、成莊、柿莊、陽泉寺家莊、韓城象山和阜新劉家等多處開發(fā)區(qū)。潘莊、潘河、柿莊、阜新劉家和韓城象山等區(qū)已初步進(jìn)入商業(yè)化開發(fā)階段。我國的煤層氣勘探開發(fā)主要采用地面垂直井方式,并實(shí)施了40余口羽狀水平井和20余口地面采動(dòng)區(qū)井的勘探開發(fā)試驗(yàn),近年來又進(jìn)行了少量U型井的煤層氣勘探。至2008年底,已施工各類煤層氣井3000余口,煤層氣產(chǎn)量達(dá)到3.4×108m3/a。1.2不同開發(fā)方法的應(yīng)用效果1.2.1產(chǎn)氣量好,經(jīng)濟(jì)效益好煤層氣勘探開發(fā)的地面直井方式包括地面垂直井和地面采動(dòng)區(qū)井。a.地面垂直井地面垂直井方式是在地面打垂直井進(jìn)入目標(biāo)煤層,通過采取一系列增產(chǎn)強(qiáng)化措施抽采目標(biāo)煤層的煤層氣。地面垂直井方式是目前國內(nèi)外煤層氣勘探開發(fā)廣泛應(yīng)用的方式。受地質(zhì)條件的影響,垂直井煤層氣開發(fā)的完井方式不一致,目前主要的完井方式有射孔壓裂完井、裸眼完井和洞穴完井等。在美國猶因塔、黑勇士等盆地,多采用地面垂直井方式進(jìn)行煤層氣勘探開發(fā),使用射孔壓裂完井的強(qiáng)化措施提高氣井產(chǎn)能。猶因塔盆地的煤層氣井產(chǎn)氣量平均為2800m3/d,勘探初期3口井壓裂后排采1a多時(shí)間,單井產(chǎn)氣在1000m3/d左右,隨后井組逐漸擴(kuò)大到23口,連續(xù)排采4a以上,單井產(chǎn)氣量逐漸增加到5000m3/d以上,在大規(guī)模生產(chǎn)階段,超過20000m3/d;黑勇士盆地煤層氣井產(chǎn)量在3000m3/d左右,在實(shí)行優(yōu)化完井和增產(chǎn)措施的基礎(chǔ)上能夠取得超過8495m3/d的單井產(chǎn)量。粉河盆地采用裸眼完井,產(chǎn)氣效果非常好,截止2006年底,煤層氣生產(chǎn)井達(dá)到16000口,產(chǎn)量超過140×108m3/a,單井產(chǎn)量3700~9900m3/d,最高達(dá)28000m3/d(9);圣胡安盆地大部分井采用裸眼洞穴法完井,產(chǎn)氣效果也非常好,煤層氣富集區(qū)的氣井產(chǎn)量為57000~85000m3/d,是采用地面垂直井開發(fā)凝膠壓裂增產(chǎn)井的7倍,甚至更高,但在煤層氣富集區(qū)之外,洞穴完井方法增產(chǎn)效果不佳,甚至不如套管壓裂增產(chǎn)的煤層氣井。目前,洞穴完井方法僅適合于煤層厚度大、硬度大,滲透率和氣含量較高的地區(qū)。我國的煤層氣勘探開發(fā)主要采用地面垂直井方式,采取壓裂增產(chǎn)的強(qiáng)化措施,效果比較顯著,近年來,地面垂直井?dāng)?shù)量大增。沁水盆地是我國煤層氣勘探開發(fā)的最熱點(diǎn)地區(qū),煤層氣開發(fā)效果好,已形成了潘莊、柿莊、樊莊、潘河和陽泉寺家莊等多個(gè)煤層氣開發(fā)區(qū),主要采用地面垂直井、套管完井作業(yè)方式進(jìn)行煤層氣開發(fā),單井最高產(chǎn)量達(dá)到16000m3/d,平均產(chǎn)量為2000m3/d。在沁水南部還進(jìn)行了裸眼完井試驗(yàn),試驗(yàn)表明:在地質(zhì)條件相似,實(shí)施的壓裂改造效果基本一致的情況下,裸眼完井比套管完井的煤層氣井產(chǎn)氣效果好,但裸眼完井的煤層氣井在排采過程中大都不同程度地出現(xiàn)煤層坍塌、堵塞篩管的情況,而且修井頻率高。b.地面采動(dòng)區(qū)井地面采動(dòng)區(qū)井是在采煤之前由地面打垂直井進(jìn)入主采煤層頂板,主要用于抽放煤炭采動(dòng)影響范圍內(nèi)的不可采煤層及巖層中的煤層氣。由于受采動(dòng)影響,抽放井筒附近煤層及圍巖破裂,裂隙增加,而且應(yīng)力釋放,煤儲(chǔ)層壓力降低,煤層及圍巖的甲烷大量解吸,并經(jīng)巖石冒落帶或裂隙帶進(jìn)入井筒產(chǎn)出,因此氣井產(chǎn)量通常都比較高。在美國的勇士盆地和阿巴拉契亞盆地,地面采動(dòng)區(qū)煤層氣開發(fā)也已進(jìn)入了商業(yè)化階段,勇士盆地的吉姆沃爾特(JimWalter)煤礦是美國最深的高瓦斯礦井,鉆采地面采空區(qū)井200余口,單井產(chǎn)量在4000m3/d以上,最大超過10000m3/d,甲烷的體積分?jǐn)?shù)在90%以上。我國采動(dòng)區(qū)地面鉆孔抽放始于20世紀(jì)80年代,曾在陽泉、淮北和鐵法礦務(wù)局進(jìn)行過試驗(yàn),由于種種原因均未形成規(guī)模。1995年,鐵法礦務(wù)局引進(jìn)美國采動(dòng)區(qū)井采氣技術(shù),在大興礦N1405工作面施工3口采動(dòng)區(qū)井,產(chǎn)氣約2000~20000m3/d,取得了較好的產(chǎn)氣效果。與此同時(shí),淮北礦務(wù)局也開始在桃園、臨渙、蘆嶺等礦進(jìn)行地面采動(dòng)區(qū)井煤層氣勘探試驗(yàn),蘆嶺礦Ⅱ1048工作面回采期間,采用井上、下煤層瓦斯綜合抽采方式治理瓦斯,地面采動(dòng)區(qū)井最高抽放量達(dá)到46000m3/d。1.2.2羽狀水平井、叢式井定向井煤層氣開發(fā)是近年來煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展研究的新技術(shù)或引自石油天然氣系統(tǒng)的技術(shù),比較適合低滲透煤儲(chǔ)層的煤層氣開發(fā)。與地面直井比較,定向煤層氣井的開發(fā)優(yōu)勢是:增加了煤層氣產(chǎn)出的有效供給范圍;無需壓裂增產(chǎn),減輕了對煤儲(chǔ)層傷害;單井產(chǎn)氣量高,煤層氣采出程度高;減少鉆前工程、占地面積、設(shè)備搬遷和鉆井工作量,節(jié)約地面管線等費(fèi)用;投資回收期短,經(jīng)濟(jì)效益好。定向煤層氣井開發(fā)方式包括叢式井、羽狀水平井、水平井和U型井等。羽狀水平井、水平井和U型井通常都稱為地面水平井。近年來,國內(nèi)外煤層氣開發(fā)企業(yè)將定向井煤層氣開發(fā)作為提高煤層氣單井產(chǎn)量的重要手段進(jìn)行試驗(yàn)或推廣。a.地面水平井羽狀水平井是由美國CDX公司研發(fā),并在近年來逐步得到推廣的一項(xiàng)新興技術(shù),適合低滲透煤儲(chǔ)層的煤層氣開發(fā)。在美國,該技術(shù)已成功地應(yīng)用于西弗吉尼亞、阿巴拉契亞和圣胡安盆地等地區(qū)的煤層氣開采,單井產(chǎn)量達(dá)到20000~80000m3/d,是常規(guī)井的10~20倍,3~5a采出程度可達(dá)70%以上。最近幾年,CDX國際公司在阿巴拉契亞盆地鉆了近百口定向羽狀分支水平井,在低滲透煤層氣開發(fā)中取得了顯著成效,單井產(chǎn)氣34000~56000m3/d,比地面垂直井產(chǎn)量提高20倍以上(直井壓裂開采產(chǎn)氣只有1700m3/d)。羽狀水平井在圣胡安盆地也得到應(yīng)用,在BP公司所屬的區(qū)塊內(nèi)實(shí)施2口羽狀水平井,效果顯著,單井產(chǎn)氣57000m3/d,而該區(qū)垂直井單井產(chǎn)氣量僅為2800m3/d。我國于2003年開始進(jìn)行羽狀水平井的煤層氣勘探試驗(yàn),試驗(yàn)區(qū)主要集中在沁水盆地,在鄂爾多斯盆地、寧武盆地等也進(jìn)行了勘探試驗(yàn),到目前為止,已施工的羽狀水平井有40余口,沁水盆地南部的羽狀水平井產(chǎn)量一般在20000m3/d以上,最高可達(dá)到90000m3/d,其他地區(qū)試驗(yàn)效果差,甚至不成功。U型井(又稱對接井)是國內(nèi)外巖鹽鉆井水溶開采比較通行的方法,在我國已開始進(jìn)行煤層氣的應(yīng)用試驗(yàn),在鉆井和完井技術(shù)及工藝方面得到了較大發(fā)展,我國首先在山西的保德地區(qū)進(jìn)行勘探試驗(yàn),施工了4個(gè)U型井的井組,氣井產(chǎn)水量較大,均在200m3/d以上,除1號(hào)井外,其余3口井長期水量不減。在山西和順地區(qū)、陜西彬長礦區(qū)和寧夏石炭井礦區(qū)也正在進(jìn)行U型井的勘探試驗(yàn)。我國正處于U型井的勘探試驗(yàn)階段,目前還沒有翔實(shí)的氣井產(chǎn)能資料。b.叢式井叢式井是近年來引自油氣田開發(fā)的一套新技術(shù)。自20世紀(jì)90年代初,我國的長慶、克拉瑪依、大慶和青海等油田,都開始采用叢式井進(jìn)行油氣開發(fā)。目前,在世界上,煤層氣開發(fā)叢式井的應(yīng)用較少,我國的晉城煤業(yè)集團(tuán)公司、中國石油天然氣公司在沁水盆地南部施工了100多口叢式井,產(chǎn)量在2500m3/d左右,與地面垂直井差別不大。2氣井開發(fā)方式的選擇煤層氣開發(fā)方式受開發(fā)目的、所在地區(qū)的地形條件、地質(zhì)條件以及資金等方面影響。在各種影響因素中,地質(zhì)條件是內(nèi)在因素,不同開發(fā)方式需要有不同的地質(zhì)條件與之相適應(yīng)。合理的開發(fā)方式不僅影響氣井的產(chǎn)能,而且影響到項(xiàng)目的投資。美國煤層氣地質(zhì)條件簡單,煤層氣開發(fā)方式的選擇相對容易,氣井產(chǎn)量普遍較高。我國煤田地質(zhì)條件比較復(fù)雜,含煤盆地形成后普遍經(jīng)歷了多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng),致使含煤盆地內(nèi)構(gòu)造復(fù)雜,褶皺斷裂發(fā)育,煤層原生結(jié)構(gòu)被破壞,加之我國現(xiàn)今煤田的地應(yīng)力普遍較高,因此,煤層滲透率普遍較低;同時(shí),受構(gòu)造作用的強(qiáng)度、部位等影響,我國不同地區(qū)煤層氣含量、滲透率的分布存在顯著差異,從而加大了煤層氣勘探開發(fā)方式的選擇難度。美國煤層氣勘探開發(fā)過程中,不同類型儲(chǔ)層采用不同的開發(fā)技術(shù),對于高煤階低滲煤層,發(fā)展羽狀水平井開發(fā)技術(shù);中煤階中低滲煤層采用低成本直井壓裂開發(fā)技術(shù),通過優(yōu)化壓裂體系與規(guī)模,增加有效支撐縫長,提高裂縫導(dǎo)流能力的途徑提高氣井產(chǎn)量;低煤階高滲煤層采用洞穴完井技術(shù)*。我國的地形條件和煤層氣地質(zhì)條件比較復(fù)雜,煤層氣勘探開發(fā)過程中,應(yīng)依據(jù)不同地區(qū)的地形、地質(zhì)和儲(chǔ)層條件等,優(yōu)化選擇合理的煤層氣開發(fā)方式。不同煤層氣開發(fā)方式有著不同的開發(fā)技術(shù)和工藝,對地形、地質(zhì)和投資等條件的適應(yīng)性也不一致。在同一地區(qū)或相同的開發(fā)條件下,采用不同的煤層氣開發(fā)方式,煤層氣井的開發(fā)效果會(huì)差別很大。因此,研究煤層氣不同開發(fā)方式適應(yīng)的地形、地質(zhì)和資金等條件,針對不同地區(qū)選擇合理有效的開發(fā)方式,對煤層氣開發(fā)至關(guān)重要。結(jié)合目前國內(nèi)外煤層勘探開發(fā)的實(shí)踐,根據(jù)煤層氣不同開發(fā)方式的技術(shù)和工藝,對其適應(yīng)條件進(jìn)行分析,結(jié)果見表1。目前,地面垂直井煤層氣開發(fā)方式的技術(shù)、工藝成熟,但該方式單井控氣面積小,適合于地形平坦、交通方便的地區(qū)。其對地質(zhì)條件的要求是:構(gòu)造簡單或相對簡單,目標(biāo)煤層深度300~1200m,厚度大且穩(wěn)定,目標(biāo)煤層1~3層,目標(biāo)煤層以碎裂-原生結(jié)構(gòu)為主,煤層氣含量及滲透率相對較高。該開發(fā)方式工藝簡單、技術(shù)成熟,投資成本低,但單井產(chǎn)氣量低、煤層氣采收率低,由于需要施工的煤層氣井?dāng)?shù)量多,因此管理成本高,集輸管路復(fù)雜,集輸投入高。叢式井開發(fā)方式適應(yīng)條件與地面垂直井基本一致,由于是在一個(gè)井場同時(shí)實(shí)施多口煤層氣井,因此對地形、交通條件的要求較地面垂直井低,其產(chǎn)能狀況與地面垂直井基本一致,集輸、管理相對簡單,且成本較低。叢式井開發(fā)的目標(biāo)煤層一般為1~3層,施工工藝較垂直井復(fù)雜。目前地面叢式井在石油、天然氣勘探開發(fā)作業(yè)中應(yīng)用效果較好,由于石油、天然氣井的深度通常都比較大,因此生產(chǎn)作業(yè)便于操控;煤層氣井一般都比較淺,而且排采作業(yè)對井斜的要求高,下泵深度通常要到達(dá)目標(biāo)煤層甚至目標(biāo)煤層以下位置,因此排采生產(chǎn)容易引起管柱系統(tǒng)與套管磨損等,致使氣井管理、維護(hù)比較困難。受我國煤層氣地質(zhì)條件的制約,煤層氣勘探開發(fā)的理想深度是1200m以淺。因此,叢式井方式并不完全適合我國的煤層氣地質(zhì)條件,目前已很少應(yīng)用。地面采動(dòng)區(qū)井開發(fā)方式技術(shù)、工藝簡單,但單井控氣面積比較小,而且在氣井部署、氣井產(chǎn)能、產(chǎn)氣質(zhì)量等方面受到煤炭采掘部署及采掘進(jìn)度的影響。該方式適合在開采煤層上方的鄰近煤層發(fā)育、氣含量較高的地區(qū)應(yīng)用,氣井的產(chǎn)氣量一般都比較高。鉆井深度要求到煤層上方的煤炭采動(dòng)裂隙帶,鉆井深度小,同時(shí)該方式不需要實(shí)施壓裂增產(chǎn)等強(qiáng)化措施,投資費(fèi)用低。由于是在煤炭采掘工作面前方鉆井,因此受到煤炭采掘部署等影響顯著,適應(yīng)范圍小,而且對地形、交通條件要求高,集輸、管理成本高。羽狀水平井、U型井和水平井開發(fā)方式的單井控制面積大,煤層氣井產(chǎn)能高,采收率高,對地形、交通等適應(yīng)性強(qiáng),而且由于單井控制面積大,因此管理成本和集輸投入都相對較低。這類煤層氣開發(fā)方式的缺點(diǎn)是:對地質(zhì)條件要求高,適合在構(gòu)造及水文地質(zhì)條件簡單,煤層穩(wěn)定且厚度大,煤層原生結(jié)構(gòu)發(fā)育的地區(qū);這類開發(fā)方式的工藝技術(shù)復(fù)雜,鉆井費(fèi)用較高。3中國主要焦盆地油氣開發(fā)方法研究3.1煤盆地的構(gòu)造環(huán)境更美國煤層氣開發(fā)成功的關(guān)鍵是美國大陸具有穩(wěn)定的區(qū)域地質(zhì)構(gòu)造背景,構(gòu)造簡單,煤層發(fā)育,埋藏較淺,且以原生結(jié)構(gòu)為主,煤層滲透率高。中國大陸則遭受多個(gè)板塊的碰撞,構(gòu)造背景復(fù)雜。我國南方的主要煤田斷裂、褶皺發(fā)育,尋找一個(gè)構(gòu)造簡單的區(qū)域相對困難,多不適合定向井的煤層氣勘探開發(fā);新疆的準(zhǔn)噶爾煤田,不僅構(gòu)造發(fā)育,而且地層傾角大,局部地區(qū)地層直立甚至倒轉(zhuǎn);黑龍江的鶴崗盆地張性、張扭性構(gòu)造及層滑構(gòu)造都比較發(fā)育;遼寧的阜新盆地不僅斷裂發(fā)育,而且火成巖墻分布廣泛;山西、陜西等華北地區(qū)構(gòu)造相對簡單,但也存在局部復(fù)雜區(qū)。中國煤盆地普遍具有煤層發(fā)育層數(shù)多,煤層厚度大的特點(diǎn),但多數(shù)煤盆地的煤體結(jié)構(gòu)差,構(gòu)造煤發(fā)育,不利于定向井的鉆探成孔。我國主要煤田的煤層滲透率普遍較低,注入/壓降試井測試滲透率多在1mD以下,按美國的標(biāo)準(zhǔn)均為低滲透儲(chǔ)層。我國不同煤田的氣含量變化范圍大,氣含量高值區(qū)主要位于中-高變質(zhì)程度的煤盆地或地區(qū),如六盤水含煤區(qū)、川南黔北地區(qū)、沁水盆地、鄂爾多斯盆地、淮南煤田、淮北煤田等;低變質(zhì)煤區(qū)的煤層氣含量普遍較低,如二連盆地、海拉爾盆地、準(zhǔn)噶爾盆地、吐哈盆地等。我國煤田的水文地質(zhì)條件差別也非常顯著,南方的多數(shù)煤田水文地質(zhì)條件都比較復(fù)雜,不適合進(jìn)行定向井的煤層氣勘探開發(fā);華北地區(qū)多數(shù)煤田含水層不發(fā)育,含水層富水性弱;東北及西北地區(qū)煤系含水層比較少,含水層富水性弱,水文地質(zhì)條件簡單。3.2定向井煤氣開發(fā)方式我國的沁水盆地、鄂爾多斯盆地構(gòu)造簡單、煤層埋藏淺、厚度大、滲透性好、氣含量高、原生結(jié)構(gòu)煤發(fā)育,水文地質(zhì)條件簡單,適合采用地面垂直井、羽狀水平井和U型井進(jìn)行煤層氣勘探開發(fā);太行山東麓煤田構(gòu)造較簡單、煤層發(fā)育、氣含量高,但部分地區(qū)水文地質(zhì)條件復(fù)雜,適合采用地面垂直井進(jìn)行煤層氣開發(fā);內(nèi)蒙古的二連盆地、海拉爾盆地構(gòu)造較復(fù)雜,氣含量低,但煤層發(fā)育,厚度大且較穩(wěn)定,適合采用地面垂直井、采動(dòng)區(qū)井方式進(jìn)行煤層氣開發(fā);黑龍江的雞西、雙鴨山和勃利等煤田構(gòu)造較簡單,煤層發(fā)育,但厚度普遍較小,而且穩(wěn)定性差,適合地面垂直井和采動(dòng)區(qū)井