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  • 中國科學院院士高德利:中國煤層氣高效開發井型與鉆完井技術進展

    時間:2022-07-06 16:15 來源:天然氣工業 作者:高德利院士

    1  國內外煤層氣開發技術現狀

    全球非常規天然氣探明可采儲量達331×1012 m3,其中煤層氣占11%[1]。我國煤層氣地質資源總量約為80×1012 m3,其中陸地埋深2 000 m以內的煤層氣資源量為30.05×1012 m3、埋深超過2 000 m的煤層氣資源量為40.47×1012 m3、近海海域煤層氣資源量介于7.0×101211.5×1012 m3,開發潛力較大[2-4]。同時,我國油氣供需缺口日益增大,2020年天然氣消費量位居世界第4位,對外依存度超過了43%[5]。在“碳達峰碳中和”戰略目標(以下簡稱“雙碳”目標)的推動下,我國能源低碳綠色轉型對煤層氣高效開發提出了重大需求。2018年,全球煤層氣產量為839×10m3,其中美國289×10m3、澳大利亞445×10m3、中國53.5×10m3。由此可見,我國煤層氣產量明顯較低[6],未來有可能具有較大的增長空間和發展潛力。

    自從1999年美國CDX公司開始利用多分支水平井技術開發低滲透儲層的煤層氣獲得成功之后,多分支水平井已成為低滲透煤層開發煤層氣的重要技術之一(圖1)。多分支水平井直井與水平井相距約100 m,兩井在煤層連通后,直井作為生產井下入割縫篩管以保持井眼穩定。該技術在美國阿巴拉契亞、俄克拉荷馬、伊利諾斯和西弗吉尼亞等州的煤層氣開發中發揮了積極作用,其中在阿巴拉契亞盆地,多分支水平井井組控制面積達4.8 km2,相當于16口直井,日產氣量介于3.0×1045.6×10m3是直井產量的10倍以上[7-8];西弗吉尼亞州煤層的滲透率介于1.85.0 mD,在美國屬于低滲透煤層,CDX公司鉆成了69口煤層氣多分支水平井,全部裸眼完井,單井儲層控制面積約4.0 km2,投產后日產氣量介于3.40×1045.66×10m3[9]。加拿大阿爾伯塔盆地結合多分支水平井技術與欠平衡鉆井技術后,煤層氣單井日產量提高到0.85×1041.15×10m3 [9];連續管鉆井技術、氮氣泡沫壓裂技術與多分支水平井技術助推了該盆地煤層氣產業的快速發展[10],2009年煤層氣產量達到90×10m3,到2018年減產至51×10m3左右[11-12]。澳大利亞的Bowen盆地煤層具有含氣量高、含水飽和度變化大及高地應力等特點,煤層氣開發主要采用中半徑水平井和超短半徑水平井工藝技術[13]。水平井高壓水射流改造技術使Bowen盆地煤層氣開發取得重大突破,2006年澳大利亞全國煤層氣鉆井1 100口,合計產量達到18×10m3[14]。自2004Bowen 盆地采用SISSurface Into Seam)水平井開發中煤階儲層的煤層氣(圖2),SIS水平井組以1口直井為排水采氣生產井,2口水平井從遠端地面鉆進貫穿煤層,在水平段末端與同1口直井連通,兩口水平井呈“V形,夾角為 30°~60°,水平段長度在 1 000 m 左右,水平井段可下入割縫塑料篩管完井[15-18]。2018 年,澳大利亞煤層氣產量高達393×10m3,已取代美國成為全球最大的煤層氣生產國。

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    圖1  美國CDX公司多分支水平井示意[7-9]

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    圖2  澳大利亞Bowen盆地SIS水平井結構示意圖[18]

    較之于美國、澳大利亞、加拿大等國家,我國的煤層氣藏具有低地層壓力、低滲透率、低含氣飽和度與強非均質性等基本特征,增加了儲層改造的難度,制約了煤層氣單井產量與采收率的提高。煤層的高吸附特性、高應力敏感性與多尺寸孔隙特征是煤層氣生產所面臨的技術難點;復雜地質構造與破碎的煤體結構有可能降低井壁的穩定性,增加鉆進過程中煤層漏失與坍塌的風險,甚至導致卡鉆事故或井眼報廢。煤層地質條件的顯著差異,決定了中國煤層氣開發不能照搬國外的現成模式。在借鑒國外煤層氣開發相關經驗的同時,我國的相關學者與科技人員不斷探索適合中國煤層氣高效開發的工程模式及其工藝技術。在2004 年之前,煤層氣開發以直井水力壓裂模式為主,產量增長緩慢;2004 年, 國內完成了第一口煤層氣多分支水平井——DNP02 井,以平均產量2×10m3/d 穩定生產年,開啟了中國高煤階煤層氣藏的水平井開發模式。此后,筆者團隊[19] 對煤層氣多分支水平井增產機理進行了研究, 分析了該技術在國內煤層的適用性。國內外學者開展了煤層氣水平井地質適應性研究[20-22],煤層氣水平井鉆井與完井技術取得了一定的發展,主要內容包括:從多分支水平井到“U形、單支及徑向等水平井;從裸眼完井到篩管、套管固井及定向射孔等完井;從清水鉆井液到聚合物、絨囊及可降解等鉆井液;從單點定向到無線隨鉆定向、地質導向及近鉆頭地質導向等定向鉆井技術;從常規固井到雙級、半程及泡沫等固井技術。

    2008 年底至2020 年底,全國煤層氣井完成數量從2 796 口增長至19 540 口,其中水平井從72 口增長至1 677 [23-24]。盡管煤層氣水平井鉆井數量顯著增加,但是煤層氣叢式井技術仍然主導著我國煤層氣開發。同時,煤層氣水平井鉆井與完井技術主要在山西沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣高—中煤階煤層氣開發中取得了較好的效果,面對中國豐富的煤層氣藏類型,其適用范圍還有待于拓展。國內外學者對水平井的井型與井身結構、井壁穩定、漏失封堵、軌跡控制與完井增產方式等開展了大量研究,并取得了豐碩成果。為了給中國煤層氣水平井工程技術發展提供借鑒與支持,綜述了國內外煤層氣水平井鉆井與完井相關技術進展,介紹了中國煤層氣水平井鉆井與完井技術進展,分析了相關技術的適應性, 探討了薄、破碎、深部及高陡構造等復雜煤層氣儲層的開發模式,以期有助于推動難開采煤層氣資源的高效綠色開發。

    2  井型與井身結構優化

    中國煤盆地的變形演化歷史復雜,盆地原形及構造樣式多變,煤層多階段演化和多熱源疊加變質作用明顯,使得煤層氣藏在儲層物性、含氣保存與開采條件等方面都具有其明顯的特殊性[25]。針對不同區塊的地層條件、煤層特征與地表環境進行井型優化設計,可以有效增加水平井對煤層氣藏的控制面積, 有利于大幅度提高煤層氣單井產量與采收率,同時降低煤層氣開發成本[25]。我國煤層氣藏地層條件與煤巖結構差異性較大,井身結構設計需要綜合考慮地質構造與地應力特征、地層壓力、煤質與煤體結構、煤層深度與厚度等多種因素,尤其是鉆遇嚴重漏失的地層,需要通過井身結構特殊設計加以封固,以保持井眼的穩定性。

    2.1  多分支水平井

    多分支水平井是集煤層氣鉆完井與增產于一體的集成技術,能夠最大限度地溝通煤層割理(微裂隙) 和裂縫系統,增加排水泄壓面積,降低煤層裂隙內氣液兩相流的流動阻力,大幅度提高單井產量,減少井數[26]。筆者團隊[27] 根據流體管路串聯和并聯原理, 建立了多分支井身結構設計的理論基礎,根據不同的煤層地質條件設計出類多分支井身結構模型,對煤層氣多分支水平井結構設計與優化具有指導作用。崔樹青等[28-29] 綜合考慮地質工程、氣藏工程和鉆井工程等因素對多分支水平井進行多目標優化,對沁水盆地煤層氣多分支井身剖面和結構設計具有指導意義。煤層氣多分支水平井主要采用對接井組設計, 煤層氣多分支水平井的井型如圖所示,水平井與直井洞穴的距離介于200 ~ 300 m,通過直井內均勻充氣以降低井筒壓力。借助于泡沫鉆井液或鉆井液內充氣可以實現煤層欠平衡鉆井,減少對煤儲層的傷害。對接水平井采用三開井身結構設計,表層套管下至基巖,第二次開鉆套管下至目的煤層頂板,第三次開鉆采用裸眼完井;直井采用二開井身結構設計, 表層套管下至基巖,生產套管下至目的煤層底板以下60 m 左右,目的煤層段采用玻璃鋼套管并進行擴眼作業以提高對接水平井連通成功率。水平井軌跡呈現整體上翹趨勢,傾角一般介于3°~ 5°,有利于后期排水和產氣。隨著煤層鉆井液技術的研究與發展, 井壁失穩與儲層保護問題得以有效控制。同時,無桿泵設備與舉升工藝解決了水平井排采難題,由此,對接多分支水平井組發展為單主井筒多分支水平井模式,節省了1口直井的工程與開發成本,如圖4所示。多分支水平井適用于煤層原生裂隙發育、厚度較大、地層穩定、構造簡單及煤巖結構完整的區塊,如沁水盆地南部及鄂爾多斯盆地東緣的三交、柳林等區塊[26]。

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    圖3  對接井多分支水平井結構模型圖

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    圖4  單井多分支水平井結構模型圖

    2.2  U型水平井組

    U型水平井組由一口直井(或定向井)與一口或多口水平井組成,生產直井位于煤層低部位,水平井整體下傾鉆進并與直井連通。在華北地區U型水平井組與多分支水平井相輔相成,促進了煤層氣的整體開發。U型水平井技術發展初期采用裸眼完井(圖5-a),在生產中出現水平段裸眼井壁坍塌和煤粉產出,導致直井修井頻繁、產量下降等。為了解決上述問題,在水平井下入篩管支撐井壁和控制煤粉產出[30](圖5-b)。我國低煤階煤層氣資源量為15.13×1012 m3,占埋深 2 000 m以內煤層氣總資源量的41.1%,滲透率一般小于1.0 mD[31-32]。目前,U型水平井壓裂改造是低煤階、低滲透煤層提高單井煤層氣產量的重要技術手段。水平井下入套管固井后采用定向射孔方式完井,如圖5-c所示;部分水平井下入套管后采用水力噴射壓裂改造煤層,如圖5-d所示。筆者團隊論證了U型水平井鉆井與完井技術在我國新疆、東北和西南等高陡構造地區的適用性,其井身結構如圖5-e所示。在不存在層間干擾的煤系地層,U 型水平井適用于多層煤系氣合采,井身結構如圖5-f 所示[33]。在延川南地區試驗了V 型水平井組與2 口水平井共采模式,以降低開發成本,井身結構如圖5-g 所示。在韓城、焦作、淮北等地區試驗了煤層頂板U 型水平井, 采用定向射孔與壓裂技術開發碎軟儲層煤層氣,解決了碎軟煤層成孔難題[34-38],井身結構如圖5-h 所示。

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    圖5  型水平井組結構示意圖

    U 型水平井組中水平井多為三開井身結構,表層套管下至基巖,第二次開鉆套管下至目的煤層頂板, 第三次開鉆完井方式主要為裸眼完井、篩管完井或套管射孔完井;直井采用二開井身結構設計,表層套管下至基巖,生產套管下至目的煤層底板以下60 m左右,煤層氣儲層目標井段采用玻璃鋼套管,并進行擴眼作業,以提高水平井連通成功率。

    2.3  單支水平井

    沁水盆地南部多分支水平井裸眼井眼垮塌嚴重、無法重入管柱作業等問題,嚴重影響了煤層氣的穩定連續生產。單支水平井(又稱L型水平井)套管射孔完井或篩管完井在支撐井壁以維持流體產出通道的同時,滿足了增產與修井作業條件。圖6-a所示單支水平井采用三開井身結構,第三次開鉆在煤層段下入篩管并懸掛于技術套管內壁,篩管用于保持井壁穩定并控制煤粉產出,為煤層氣生產提供了穩定的通道[39-40]。圖6-b為二開結構單分支水平井,第二次開鉆完井管柱安裝分級箍和管外封隔器,進行半程固井,水泥封固煤層上部地層,煤層段為篩管完井,該技術已應用于沁水盆地鄭莊地區[41]。圖6-c為三開井身結構的單支水平井,第三次開鉆井眼下入套管后固井,采用定向射孔分段壓裂技術對低滲透煤層進行增產改造。針對碎軟煤層水平井眼易垮塌、成孔難度大、后期煤粉大量產出等問題,張群、巫修平等[36-37]提出在煤層頂板鉆單支水平井,通過定向射孔與分段壓裂技術開采碎軟煤層中的煤層氣,可以避免煤粉大量產出影響煤層氣連續穩定生產,如圖6-d所示。單支水平井更適合于水平井“井工廠”模式,在沁水盆地南部單個井場可以部署單支水平井數量介于57口,最多可達18口。

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    圖6  不同結構L型水平井模型圖

    3  煤層氣定向鉆井技術進展

    3.1  井眼軌跡控制技術

    井眼軌跡控制技術是直接關系到煤層氣水平井煤層鉆遇率與工程質量的關鍵核心技術之一[42-43]。煤儲層具有埋深淺、夾矸層發育、同層煤巖結構差異性大等特征,水平井鉆進需要地質導向技術控制鉆頭鉆遇地質“甜點”區并避開風險地層;高陡構造煤層與薄煤層需要配備近鉆頭地質導向儀器,進行井身軌跡控制以保證煤層鉆遇率;煤層頂板水平井鉆進過程中需要嚴格控制水平井眼與煤層間距,對井眼軌跡控制提出了更高的要求;同時,磁導向鉆井技術是煤層氣水平井與直井洞穴精準對接連通的必要技術保障。

    3.1.1  地質導向技術

    地質導向技術綜合分析綜合錄井地質參數、自然伽馬曲線及實鉆工程參數,實時更新地質模型并建立新的預測模型,給地質導向提供決策參考,調控目標煤層中的實鉆井眼軌跡,提高煤層鉆遇率并且保證安全快速鉆進。隨鉆方位伽馬測量儀器是提高水平井煤層鉆遇率的關鍵儀器,分為旋轉測量與滑動測量兩種模式,無論鉆頭鉆出煤層進入頂板或底板,伽馬值都會升高,但頂板與底板伽馬值的升高次序與幅值有所區別[44-45]。目前國內煤層氣水平井使用的隨鉆測量儀器主要為EM-MWD 和MWD,前者為電磁波傳輸方式,后者為鉆井液脈沖傳輸方式。鉆井液脈沖測量儀器適用于含砂量不超過4%、含氣量不超過7% 的鉆井液環境,不適用于空氣、泡沫等欠平衡或嚴重漏失井段的鉆進。電磁波傳輸速度快, 不受鉆井液介質的影響,但對地層電阻率反應敏感, 在低電阻率地層其信號衰減較快甚至不能穿透,難以適用于深井[46-47]。

    3.1.2  近鉆頭導向技術

    沁水盆地作為中國煤層氣開發的標志性示范區, 2014 年之前主要以山西組號煤層為主要開發目的層系,煤體結構完整,煤層厚度介于~ 6 m,常規的地質導向測量系統能夠保證水平井煤層軌跡控制的精度要求。然而,2014 年之后逐步開發太原組15 號煤層,其厚度僅為~ 3 m,部分地區煤層厚度甚至不足1 m,煤層氣水平井軌跡控制作業面臨極大的挑戰。常規的地質導向儀器測量工具距離鉆頭~ 12 m, 當水平井井眼鉆出煤層時難以及時監測而導致頻繁側鉆,增加了鉆井工程的成本及風險。同時,重慶、貴州、四川等地區多煤層、薄煤層、高陡構造煤層等增加了煤層氣水平井軌跡控制的技術難度。煤層氣近鉆頭地質導向系統[48-49] 由伽馬工具短節BITEye、NBS 近鉆頭儀器、螺桿鉆具、信號接收短節、MWD 底部連接總成、MWD 系統和地面系統等構成,測斜探管及伽馬探管與鉆頭的距離在0.45 m 左右,針對薄煤層、地質構造復雜地層水平井施工可以及時調整井身軌跡。近鉆頭測量參數包括方位伽馬、井斜和工況監控等參數,可以根據地質要求在現場修改伽馬更新頻率。2018 年,在沁水盆地樊莊區塊太原組15 號煤層試驗了口水平井的近鉆頭導向技術,不僅使得煤層鉆遇率達到了98%,而且還大大縮短了該煤層的導向鉆進時間。

    3.1.3  磁導向鉆井技術

    磁導向鉆井技術是導向鉆井技術的重要組成部分,是型水平井對接、煤層頂板水平井眼軌跡控制、水平井組隨鉆防碰等導向鉆井的重要技術支撐[50-51]。磁導向鉆井系統包括井下磁信標、微弱磁場高精度探測儀、測控算法及軟件系統等軟硬件,筆者團隊在18 年前(2004 年)就啟動了相關研究,發明了新型近鉆頭磁短節工具、旋轉磁場高精度探測儀、隨鉆測控算法等關鍵技術,成功研發了型水平井遠端對接儀器與成套軟硬件,解決了水平井距離和方位的精確探測與導向鉆井控制難題,為煤層氣田復雜結構井高效開發工程提供了核心技術支撐,并在復雜結構井工程中獲得了現場驗證與良好的應用實效[52-53]。

    3.2  井壁穩定技術

    井壁失穩一直是煤層氣鉆井遇到的技術難題之一,更是煤層水平井眼安全鉆進的關鍵所在。煤巖具有脆性大、強度低等特點,煤巖密布的割理、裂隙結構決定了其各向異性與非連續性比較強?;谶B續介質力學的井壁穩定模型不適用于煤層,屈平等人分析了地應力和裂紋應力對近井壁煤樣的影響, 結合裂縫尖端應力場、應力強度因子、斷裂韌性及D-P 準則等形成了節理煤層井壁穩定評價模型,結合實例評價了煤儲層水平井的井壁穩定性[54]。陳勉等人基于煤層非連續介質特點,建立了煤層坍塌壓力的離散元模型,并定義井壁穩定系數,其取值的正負性決定了井眼壓力與井壁穩定性的關系[55]。上述研究成果對于確定煤層氣儲層安全鉆井液密度窗口起到了指導作用,但煤層氣鉆井過程中井壁不穩定性是受多因素綜合影響的結果,其影響因素主要包括煤層地質構造、地應力、地層壓力及黏土礦物水化效應等[56],僅依靠調整鉆井液密度難以滿足煤層井壁穩定性的要求,有必要對煤層井壁進行封堵與強化。實驗研究結果表明,絨囊鉆井液通過黏結地層并改變巖石力學特性,有利于控制井壁的不穩定性, 并獲得良好的應用實效[57]。

    3.3  儲層保護鉆井技術

    煤巖割理與節理發育,雙孔隙結構增加了煤巖的吸附能力,使煤巖具有很強的水敏性與壓敏性,特別是欠壓實煤層在鉆進過程中容易發生漏失。因此, 煤層更易受到鉆井液傷害,由此直接影響到了煤層氣的解吸、擴散、運移及后期排采等技術效果。煤層氣鉆井過程中鉆井液與完井液不可避免地對煤層氣儲層造成傷害,鉆井液固相顆粒堵塞煤巖裂縫通道,鉆井液流體侵入煤巖引起黏土礦物水化膨脹堵塞孔隙,高分子材料吸附煤層或堵塞裂縫,鉆井液液柱壓力對煤層氣儲層造成傷害。為了減少對煤巖儲層造成的傷害,相關專家學者從力學、化學等角度, 對于煤層氣儲層保護做了大量的研究工作并取得了不少成果。

    3.3.1  雙管雙循環攜巖技術

    煤層氣水平井在第二次開鉆井眼中完鉆后,采用雙層技術套管固井,鉆井過程中通過鉆柱建立鉆井液循環,同時一部分鉆井液從外層套管與內層套管的環空注入,經射流發生器發生轉向,進入鉆具與內層套管的環空,與原有的鉆井液混合在一起,以提高內部環空的鉆井液排量、改善井眼清潔效果、減少固相含量對煤層的傷害。該技術在沁水盆地2口多分支水平井進行了儲層保護成井技術現場試驗,在穩定成井的同時,有效保護了煤儲層,解決了多分支水平井成井過程中儲層保護和井壁穩定的問題[58]。

    3.3.2  清水注氣欠平衡鉆井技術

    針對我國煤層低壓力、低孔隙度、低滲透率及易受鉆井污染、儲層保護難度大等一系列問題,在煤層氣多分支水平井充氣欠平衡鉆井中通常采用雙井筒結構注氣,氣體進入直井洞穴后與鉆井液混合成為氣液兩相流,并由水平井返出,降低水平井環空液柱壓力,減少對煤儲層的鉆井污染,以達到保護煤儲層的技術要求[59-60]。在雙井筒鉆井結構早期,通常采用洞穴井原井筒注氣法,盡管工藝簡單、成本低,但是洞穴井井筒容積較大,當注氣量較低時,難以形成穩定均勻的氣液兩相流,欠平衡鉆井工藝效果很差。后期采用直井油管注氣法,在洞穴直井完鉆后,下入專用的注氣油管和井下封隔器(圖7[23],當水平井與洞穴直井連通以后,通過直井注氣油管將壓縮氣體注入水平井的環空,其注氣量波動小、易于控制,在煤層氣多分支水平井欠平衡鉆井中得到了推廣應用[61-63]。

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    圖7  煤層氣水平井充氣欠平衡鉆井模式示意圖
    3.3.3  雙壁鉆桿控壓鉆井技術

    雙壁鉆桿控壓(ReelWell Drilling Method,簡稱RDM)鉆井系統由雙壁鉆桿、滑動活塞、雙浮動閥等組成,鉆井液從雙壁鉆桿外環空泵入井內,從鉆桿中心孔眼返回,能夠實現鉆井液的閉路循環及對井底壓力的精準控制,以達到有效保護儲層的技術效果[64-65]?;钊诫p壁鉆桿鉆井技術可以實現雙梯度鉆井,配備鉆井遙測系統(Remote Testing System, 簡稱RTS),為井下MWD/LWD工具提供了2條高速數據傳輸通道,RTS系統使得雙壁鉆桿同時作為電力傳輸線路和數據傳輸通道,在多種工況下均可進行數據傳輸,為雙壁鉆桿鉆井技術應用于定向井與水平井提供了井眼軌跡控制系統[66]。雙壁鉆桿鉆井技術應用于水平井鉆進中,可以精準控制鉆井液當量密度,以解決水平井鉆井安全密度窗口狹窄與欠壓儲層傷害等問題,在加拿大阿爾伯塔省試驗了1口淺層水平井,在目標地層實際垂深介于450470 m 的黏土巖層中,完鉆井深超過1 500 m[67]。筆者團隊開展了頁巖雙通道鉆桿水平井大位移鉆井技術研究,通過雙通道鉆桿消除鉆井液當量密度對地層破裂壓力的影響,增加大位移鉆井延伸極限長度并減輕儲層傷害[68]。目前,盡管雙壁鉆桿控壓鉆井在水平井的應用技術尚未完全成熟,但對于煤層氣水平井鉆井儲層保護與井壁穩定卻具有借鑒意義。

    3.3.4  儲層保護鉆井液
    3.3.4.1  低固相無固相聚合物鉆井液體系

    低固相無固相聚合物鉆井液體系[69-71] 具有密度低、黏度低與濾失量低等特點,采用低密度聚磺鉆井液、低固相雙聚鉆井液等體系,有利于解決煤層垮塌、快速取心等技術問題。無固相聚合物鉆井液具有低密度、高剪切的特點,有利于提高環空流體攜巖效率和改善井眼清潔效果。盡管低固相無固相鉆井液可以減少固相顆粒對儲層的傷害,但是其中的聚合物進入煤層后卻難以降解,有可能造成儲層污染。

    3.3.4.2  泡沫鉆井液體系

    泡沫鉆井液[72-73] 是氣體介質分散在液體中,并配以發泡劑、穩泡劑或黏土形成的分散體系。它具有密度低、攜巖能力強、對煤層傷害小的特點,常用于低壓煤層鉆進。室內評價實驗結果表明,納米材料穩定的微泡沫鉆井液密度(0.7 ~ 1.0 g/cm3)與黏度指標可控,煤心氣測滲透率恢復率超過90%,可以保證煤層穩定并且降低對煤儲層的傷害。受煤層氣開發成本的限制,該技術尚未在煤層氣水平井中廣泛應用。

    3.3.4.3  “絨囊”鉆井液體系

    絨囊鉆井液[74-76] 是一種低密度(0.85 g/cm3)高效封堵穩定體系,可以暫時封堵地層以降低濾失量, 完井后可自動解堵,減少鉆井液對煤層的污染?,F場通過井下循環實現“充氣成囊”,施工工藝簡單,可多井次循環利用,有利于降低鉆井成本。絨囊鉆井液體系在沁水盆地、鄂爾多斯盆地等煤層氣叢式井、水平井等鉆井中解決了煤層井漏、井壁坍塌等井下復雜問題,有效保護了煤儲層,獲得了良好的應用效果。

    3.3.4.4  可降解鉆井液體系

    可降解鉆井液體系[77-79] 兼有井壁穩定和儲層保護的雙重優點,生物酶在煤層自身溫度條件下快速高效破膠,清除聚合物對煤層的傷害,恢復煤層滲透性。這種鉆井液的降解性能夠人為可控,施工工藝簡單, 解決了碎軟儲層煤層氣水平井鉆完井作業中井壁穩定與儲層保護的矛盾問題??山到忏@井液體系匹配雙管柱篩管完井與洗井增產技術,可以消除水平井壁煤巖深層傷害并恢復煤層滲透率,進而大幅度提高單井產量。

    4  煤層氣水平井完井技術進展

    煤層氣水平井完井主要分為多分支裸眼完井、篩管完井、套管固井射孔完井與套管定向射孔完井等方式,而煤層地應力、煤體結構及物性特征等因素, 也決定了煤層氣水平井需要采用不同的完井方式。煤層氣水平井完井方式與工藝的優化設計,直接影響到單井煤層氣產量與采收率。因此,綜合考慮煤層氣水平井開發地面條件與儲層特征,精細化完井工藝技術,能夠有效提高單井產量與采收率、降低綜合開發成本。

    4.1  煤層氣水平井固井技術

    煤儲層具有埋藏淺、低地層壓力、低滲透率、低強度和雙孔隙等地質特點,煤層氣水平井固井水泥漿體系和固井工藝,既要保證固井質量與施工安全, 又要減少固井水泥漿向煤層漏失,以減少對煤儲層的傷害[80-81]。

    4.1.1  雙級固井技術

    煤層氣水平井煤層段采用常規密度(1.80 ~ 1.90 g/cm3)水泥漿體系封固,煤層上部井段采用綜合性能好的低密度(1.451.55 g/cm3)水泥漿體系固井[82-83], 采用增強材料與減輕材料(漂珠)改善低密度水泥漿體系的綜合性能,采用降失水劑配合早強劑降低水泥漿體系的失水量、縮短水泥漿稠化時間、提高水泥石的早期強度[84-85]。

    4.1.2  半程固井技術

    沁水盆地樊莊、鄭莊等區塊部分水平井主要采取半程固井技術[86],優選免鉆塞半程固井工具。完井管串下至設計位置后,依靠液壓依次打開封隔器、固井分級箍后進行固井作業,水泥封固煤層上部地層與套管環空,煤層段采用篩管或尾管完井。注完水泥漿后下入專用工具打撈出封隔器內部的堵塞器, 以保持生產套管內井筒通暢。

    4.1.3  泡沫固井技術

    泡沫固井水泥漿[87-90] 分為機械充氣(N或空氣) 泡沫固井水泥漿與化學充氮泡沫水泥漿兩類,前者通過泡沫發生器與穩泡劑使均勻氣泡穩定分散于水泥漿體系,后者通過低溫發泡劑在水泥漿中產生氮氣實現化學充氮,添加蛋白質復合類高效穩泡劑、磺化醛酮類分散劑、非離子聚乙烯類降失水劑和復合鉀鹽類早強劑進一步調節水泥漿流變性能、失水量和稠化時間等工程性能。機械充氣法工藝復雜,成本較高,在國外應用較多?;瘜W充氮法工藝簡單,成本相對較低, 適合煤層氣井固井。針對煤層氣井儲層壓力低、易漏失、易坍塌的特點,研發了泡沫水泥漿固井技術,化學充氮泡沫水泥漿體系密度介于0.95 ~ 1.20 g/cm3、水泥石強度高,暫堵型前置液體系具有良好的流變性能,對煤層具有良好的堵漏能力。該技術現場試驗30余口井,對沁水盆地煤儲層具有優良的防漏堵漏效果。

    4.2  煤層氣井完井技術

    4.2.1  多分支裸眼完井

    多分支水平井大多采用裸眼完井[91],主支煤層進尺介于8001 000 m;分支段煤層進尺介于350650 m,夾角介于15°~30°,分支間距介于100150 m。其優點是煤儲層控制面積大、煤層氣理論產量高,最高日產量可以超過6×10m3[22]。由于采用裸眼完井,水平井眼缺乏有效支撐,難以實施水力壓裂等增產改造作業,適用于地質構造簡單、煤巖結構完整且滲透率較高(0.15.0 mD)的區塊,不適用于低滲透、易坍塌煤層。目前應用于沁水盆地南部大寧、潘莊、樊莊等區塊的淺部高滲透局部區域煤層中取得了成功。

    4.2.2  塑料篩管完井

    澳大利亞在煤層氣水平井中下入塑料篩管,解決了Bowen盆地煤層易垮塌、煤粉產出嚴重的問題 [92]。沁水盆地部分多分支水平井裸眼完井在初期有很高的產量,但是在煤層氣的采出過程中出現裸眼井筒坍塌、堵塞,造成煤層氣井大幅度減產或停產。申瑞臣等 [93-95]提出了塑料篩管泵送下入方案(圖8),研制配套塑料篩管完井裝備及下入工藝,通過鉆桿內部向水平井內下入直徑為50 mm的塑料篩管。該技術對易于垮塌的松軟煤層具有支撐作用,在沁水盆地的多分支水平井主井眼與U型水平井開展試驗成功后,在保德、壽陽、柳林等地區相繼開展了現場推廣應用。

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    圖8  煤層氣U型井塑料篩管完井示意圖
    4.2.3  水平井雙管柱篩管完井與洗井增產

    為了有效支撐煤層水平井眼并防止煤粉堵塞井筒,2014年在壽陽地區太原組15號煤層現場試驗了雙管柱篩管完井與洗井增產技術,由外層玻璃鋼篩管與內層沖管組成雙層管柱系統,并通過懸掛器與上部鉆桿連接(圖9);使用鉆桿將完井管柱送至煤層水平段,實現了篩管下入與洗井增產作業一趟鉆,縮短了完井周期,消除了鉆井液對煤層的傷害。2015年,將該技術應用于沁水盆地南部3號煤層水平井新井完井,以及樊莊、鄭莊地區的多分支水平井老井眼篩管重入與洗井增產作業,恢復了老井的煤層氣產量[39]。自2014 年開始,潘河煤層氣田號煤層產量持續下降趨勢明顯,15 號煤層亟需開發,2015 年投產的一批試驗井采用直井、定向井套管固井后壓裂增產模式開發,試驗井平均日產氣量為306 m3,效果不理想[96]。2016 年開始將雙管柱篩管完井與洗井一體化技術應用于沁水盆地太原組15 號煤層氣開發,配合低溫可降解清潔鉆井液體系,使該盆地15 號煤水平井平均單井日產氣量達到1.0×10~ 1.2×10m3,最高單井日產氣量超過4.0×10m3(圖10),為煤層氣高效開發開辟了一條新的技術途徑[97-98]。

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    圖9  煤層氣水平井雙管柱完井系統示意圖

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    圖10  潘莊區塊煤層氣水平井雙管柱篩管完井
    水平井生產曲線圖
    4.2.4  套管射孔完井

    水平井分段壓裂是低滲透儲層煤層氣開發的有效增產措施之一,射孔完井技術是水平井分段壓裂的前期必備措施。由于煤層低強度、易破碎的基本特征,采用常規螺旋射孔后進行水力壓裂,射孔震動、壓裂液高壓高速突進、支撐劑打磨等易引起頂部煤層垮塌和大量煤粉產出。煤粉會堵塞天然裂縫或支撐劑充填孔隙,導致煤層滲透率降低,還有可能導致卡泵故障和頻繁的檢泵作業[99]。

    水力噴砂射孔技術利用噴射器的噴嘴高速射出含有磨料的流體,高速沖蝕和磨削套管形成一定規格的孔眼,解除井筒周圍儲層的污染、增強儲層與井筒滲流能力、實現儲層解堵,提高了煤儲層滲流能力[100-101]。該技術于2017 年在鄂爾多斯盆地東緣煤層氣田進行了口井51 級的射孔壓裂現場試驗,單井最多12 級, 取得了良好的現場試驗效果,破解了煤層氣開發在儲層改造方面的難題[102]。

    定向分簇射孔技術解決了射孔器360°范圍任意相位定向、簇間密封、點火信號簇間動態導通等難題, 壓裂破裂壓力和摩阻比采用螺旋射孔的水平井更小, 壓裂施工泵壓更低,減少了煤粉產出和支撐劑返吐[99]。在沁水盆地、鄂爾多斯盆地東緣、新疆阜康盆地等區塊進行現場應用,取得了良好的效果。

    4.2.5  徑向水平井完井
    4.2.5.1  水力噴射徑向水平井鉆完井

    水力噴射徑向水平井鉆井技術是一種成熟的完井增產措施,是指在垂直井眼內沿徑向以水力噴射方式鉆出呈輻射狀分布的一口或多口水平井眼,穿透井筒周圍污染帶、增大與儲層接觸面積、建立高導流通道,以達到減少儲層傷害與增產的目的。水力噴射徑向水平井技術與水力壓裂技術聯合作業,在遼寧阜新盆地劉家區塊低煤階煤層展開試驗,徑向水平井直徑約為50 mm,單支長度達到100 m,煤層氣增產效果顯著[103]。該技術先后在沁水盆地南部、古交、壽陽等地進行現場試驗,未見顯著增產效果。相關學者[104-105]提出采用徑向井復合脈動水力壓裂技術,緩解傳統水力壓裂過程中高壓引起的應力敏感性損傷和降低煤巖水力裂縫曲折度,以達到煤層氣增產的目的。受限于水力噴射徑向水平井的井眼尺寸與曲率半徑限制,目前均為裸眼完井。同時,水力壓裂后的徑向水平井眼穩定性與連通性難以保證。

    4.2.5.2  旋轉鉆進徑向水平井鉆完井

    近幾年,以柔性鉆井系統為核心的徑向水平井采用旋轉鉆進方式,側鉆窗口長度僅20 cm,曲率半徑介于2.05.0 m,適用于管徑為139.7 mm、244.5 mm等尺寸的套管,水平井眼外徑分別為114 mm142 mm。在臨興—神府氣田試驗成功了國內第一口深部煤層氣T型水平井,2個煤層內各部署3個分支,目的煤層埋深約1 900 m,煤層累計水平進尺為478 m,單分支水平進尺達到100 m[106]。大井眼的徑向水平井有利于下入柔性完井管柱,筆者團隊提出的徑向水平井柔性篩管泵送技術[107],為徑向水平井篩管完井工藝提供了理論指導,有利于徑向水平井的井眼穩定與煤粉控制。

    5  地下“井工廠”綠色開發模式探討

    我國煤層氣開發目前主要針對埋深1 000 m以淺的煤層,中—深部煤層開發尚處在探索階段。煤礦采掘深度越大,其地質條件越復雜,安全風險與經濟成本越高。煤礦采掘達到的深度多在1 000 m左右,超過此深度的煤礦很少被開采。同時,受煤層氣地面開發技術限制,僅能采出煤層中的一部分煤層氣,仍有剩余氣吸附于煤儲層中。如何提高煤層氣單井產量與最終采收率?如何實現深地煤礦綠色高效開發?仍是煤層氣與煤炭資源一體化綠色高效開發轉型面臨的重大理論與技術難題。

    面向我國能源低碳綠色轉型的重大戰略需求與“雙碳”目標要求,筆者團隊提出地下“井工廠”與深地煤礦綠色高效開發之道,以期通過理論創新與技術突破,最終達成深地煤層氣與煤炭一體化綠色高效開發的理想目標。地下埋深超過1 000 m甚至數千米的深地煤礦,人員下去采掘作業的危險性和成本都很高,甚至已經變得不可能,所以要在地下開設“工廠”,類似建在地面的煤制氣、煤制油等化工廠——主要可以依靠定向鉆完井技術來建設這樣的“工廠”。這類通過定向鉆掘建在地下深處的“工廠”顯然有別于地面上設計建設的化工廠,可以稱之為地下“井工廠”。借助于油氣領域的多井型叢式井定向鉆完井技術[108],地下“井工廠”所需的井眼(管道)、洞室(反應室)等地下功能設施都可以按需鉆完井建設而成。

    筆者在此提出一套概念設計(圖11):首先在煤層頂部沿水平方向鉆一口幾百米(或近千米)的生產井,并進行適當的增產改造,配套各種設施和功能。在煤層底部鉆水平井,并在井下水平段按預定設計配套加熱井網,進行煤巖加熱轉化。因為大量的煤層氣會吸附在煤基質孔隙里,給煤層氣開采造成困難,如果在煤層底部加熱,則這些煤層氣就會快速解吸出來,并最終進入生產井,可以使得煤層氣的產量增加,進而提高采收率。在煤層氣采集完成的基礎上,可對地下“井工廠”進行適當改造,以便將剩下的煤炭原位轉化成H2、CH4、CO等氣態能源,進行綠色開發利用??梢岳蔑L能、太陽能等可再生能源電力為地下“井工廠”電加熱設備供電,可以助推深地煤礦原位轉化開發工程,實現節能減排與降本增效的目標。地下“井工廠”與可再生能源電力相結合,應注意因地制宜。

    圖片

    圖11  地下“井工廠”與深地煤礦綠色開發模式示意圖

    推動實現“雙碳”目標是一項關系到我國未來數十年發展的戰略性舉措,這不僅是履行我國的國際義務與責任,而且也是實現發展方式轉變的必然選擇。既要實現“雙碳”目標,又要保障國家能源安全,是我國面臨的重大需求與挑戰。根據我國能源礦產資源的稟賦情況,地下“井工廠”與深地能礦綠色高效開發利用之道,應該成為我國實現“雙碳”目標和保障國家能源安全的重大戰略舉措之一。特別是面對大量埋深超過1 000 m的深地煤層氣與煤炭資源一體化綠色高效開發難題,這樣的戰略舉措很有可能是必由之路,其潛在的經濟與社會價值不可估量。另外,通過實施如此重大的戰略舉措,有望建立跨行業交叉融合與協同創新發展典范,同時在深地能礦原位轉化與綠色高效開發領域形成新的學科與產業布局。

    6  結論與建議

    1)水平井鉆井與完井技術逐漸成為中國煤層氣開發的主流技術。沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣的高煤階煤層氣田開發逐步向以叢式水平井為基本特征的“井工廠”工程模式轉變,以大幅度提高煤層氣開發綜合效益;新疆準噶爾盆地阜康等低煤階煤層氣田開發將水平井鉆完井與分級壓裂技術相結合, 在現場應用也取得了良好的成果,有力地推動了低煤階煤層氣的高效開發進程。

    2)隨著對國內煤巖煤體結構、地質構造等研究的不斷深入,與之相適應的水平井鉆井與完井技術逐漸成熟,地質導向技術提高了水平井軌跡控制精度, 清潔可降解鉆井液有效解決了井壁穩定與儲層保護這對矛盾,雙管柱篩管完井技術實現了完井與洗井增產一體化作業,分段射孔壓裂改造提高了煤層滲透性與單井產量,徑向水平井技術實現了對老井側鉆與重復完井增產等。

    3)持續加強煤層氣水平井鉆井與完井技術適應性研究與試驗,以便從沁水盆地和鄂東盆地東緣向高陡構造、深部高地應力等新區煤層推進,從厚煤層、單煤層開采向著多煤層、薄煤層與其他含氣儲層等復雜煤儲層綜合開發轉變,從結構穩定的煤層向結構破碎煤層延伸,從淺部煤層向深部探索攻關等。

    4)根據我國能源礦產資源的稟賦情況,應積極探索地下“井工廠”與深地煤礦綠色高效開發之道, 創新驅動能源低碳綠色轉型,既要保障國家能源安全,又要落實“雙碳”目標任務。

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