柳林烟煤储层多分支水平井钻完井技术 经济和社会效益评价
郭本广 孟尚志 莫日和 赵 军
( 中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘 要: 多分支水平井是煤层气高效开发的重要钻完井技术，但面临着井壁稳定、储层保护、水动力条件等复杂的工程和地质难题。为保障柳林烟煤储层多分支水平井的安全和高产，开展了地应力与水平井井壁稳定性、储层伤害机理与保护措施、煤层厚度与强度、煤层含水特性、井眼轨迹优化设计等研究，并就水平井与洞穴连接、地质导向控制井眼轨迹、清水循环介质保护储层等实施工艺进行了分析论述。两口多分支水平井钻井中井壁稳定、储层得到有效保护，储层钻遇率 96%，排采的产气量达到一万方，初步取得了良好的示范效果，推广应用的前景广阔。
关键词: 煤层气 多分支水平井 井壁稳定 储层保护
Drilling and Completion Techniques of Coalbed Mathane Multi-lateral Horizontal Well in Liulin
GUO Benguang MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun
( China United Coalbed Mathane Corpation，Ltd. Beijing 100011，China)
Abstract: Multi-lateral horizontal well is the main type of drilling and completion in the exploration of coal- bed methane reservoirs. But this technique is fronted with complex engineering and geological problems such as borehole stability，reservoir protection and water in the coalbed. To the aim of safe and high production of multilat- eral horizontal well in exploring coalbed methane in Liulin，the insitu-stress and horizontal well stability，the inju- ry and protection of reservoir，the thickness and strength of coalbed，and water in the coalbed are studied in this paper. Also，the junction of horizontal well and vertical well，well trajectory control using geology-steering tech- nique，and water as drilling liquid to protect reservoir are discussed. The two multilateral horizontal wells were drilled in Liulin successfully，with the borehole keeping stable，the reservoir protected，the 96 percent length in coalbed，and with the gas production 10000 m3/ d. In the end，multi-lateral well technique is the good choice in Liulin CBM exploration.
Keywords: coalbed methane，multi-lateral horizontal well，borehole stability，reservoir protection
基金项目: 国家科技重大专项项目 62 ( 2009ZX050662) 资助。
作者简介: 郭本广，1962 年生，中联煤层气有限责任公司副总经理，国家科技重大专项项目 62 “鄂尔多斯盆地东缘煤层气开发示范工程”副项目长。
1 引言
煤层气多分支水平井技术具有单井产气量高、采收率高、生产周期短、井场占地面积少的优点，集钻井、完井和增产措施于一体，是开发煤层气的主要技术。美国CDXGAS公司于1999年开发出了新型羽状定向水平井系统，在美国低渗煤层气田取得了非常好的效益。从2008年到2010年，在樊庄胡底区块、柿庄南区块和潘庄等区块均将多分支水平井作为开发的主要手段进行部署［1］。我国煤层气多分支水平井钻井中面临着井壁稳定、储层保护等难题，部分井煤层钻进中井壁垮塌严重，据统计，发生垮塌的井数占已钻水平井总数的32.65%［2］。
煤层气藏的保存程度取决于顶底板的封盖能力、构造活动、水动力环境等条件，煤层中承压水有助于阻止煤层甲烷的逸散，增加煤层吸附甲烷的能力。煤层水的不可压缩性还可对煤层割理、孔隙起到支撑作用，使得煤岩储层能保持较高的渗透率。因此，在多分支水平井实施中需要研究煤层的含水特性，工程与地质更多地结合是实现多分支水平井产能的保障［3，4］。
柳林示范区内3+4号煤层渗透率为0.01～2.8mD，平均0.6mD;5号煤层渗透率变化范围为0.06～1.59mD，平均0.7mD;8+9号煤层渗透率变化范围0.005～24.8mD，平均4.8mD;适宜采用多分支水平井技术进行高效开发。
针对多分支水平井面临的井壁稳定性、储层保护、煤层含水特性、井眼轨迹优化设计和控制等问题，系统地研究柳林烟煤储层采用多分支水平井的可行性，并简介了实施过程中煤层造洞穴、水平段与直井穿针、井眼轨迹控制和提高煤层钻遇率的工艺技术，多分支水平井的排采效果良好，初步形成了高效开发柳林煤层气的示范技术。
2 柳林多分支水平井钻完井技术研究
2.1 储层伤害机理与保护措施
柳林烟煤储层的比表面积平均为1.80m2/g，总孔容平均为0.00255mL/g，平均孔直径8.205nm，见图1，试验结果表明柳林烟煤储层孔喉特征类似于“墨水瓶”，具有“口小肚大”的特点，因此一旦储层受到伤害，就很难以恢复。
进一步对储层岩心进行速敏、水敏、碱敏、酸敏、水锁试验，结果见表1，试验结果表明柳林煤样的储层伤害平均权重比为:水锁9.355:吸附2.385:固相堵塞1.48:水敏1，由此可见，柳林煤样伤害最严重的是水锁，其次是吸附伤害和固相堵塞伤害，最后是水敏伤害。
根据伤害机理试验结果，制定了水平井储层保护技术措施，即采用清水+充气的欠平衡钻井方式有利于保护储层。
2.2 煤层水平井的井壁稳定性
(1)待钻多分是水平井煤层分布情况
采用CLH03V井的组合测井资料可以分析3+4号煤层的分布特点，结果见图2，煤层单层厚度超过4米，3+4号煤层厚度合计将近10米，隔层厚度3.5米。这样的煤层厚度可以保障有较丰富的煤层气含量，并有利于煤层段轨迹控制。
(2)煤层强度分析
图1 柳林烟煤储层孔隙特征
表1 烟煤储层伤害权重试验结果
图2 3+4号煤层的厚度分析
对柳林烟煤岩心做三轴应力试验测定，结果见表2表4，测定的单轴抗压强度在6MPa左右，弹性模量在1300MPa左右，泊松比在0.32左右，单轴抗拉强度在0.5MPa左右。
煤层强度有很强的离散性，而且不同井区的煤岩强度差别很大，需要结合待钻井的测井资料来进一步研究该井区煤层的强度特点。依据室内试验测定结果校正了强度和弹性解释的模型，利用CLH3V井的组合测井资料建立了该井区的地层强度参数和弹性参数的纵向剖面，见图3。该井区的3+4号煤组的单轴抗压强度在9MPa以上，煤层的强度较高，有利于井壁稳定。
表2 柳林3+4号煤层岩心单轴抗压强度测定
表3 柳林3+4号煤层岩心三轴抗压强度测定
表4 柳林3+4号煤层岩心抗拉强度测定
(3)地应力特征与水平井轨迹
柳林地区的水平最大主应力方位基本沿着东西方向，地应力大小的梯度剖面见图4，该地区三个主应力的大小关系:水平最大主应力>=上覆应力>水平最小主应力。
依据地应力方位和大小、煤层的强度数据，做水平井井壁稳定性分析，结果见图5，水平段钻井的坍塌压力与井眼轨迹方位和井斜角有关，总体看煤层水平段的坍塌压力低于0.9，适宜采用清水充气的欠平衡钻井方式。
2.3 煤层及顶底板的含水特性研究
煤层气能否高产与其顶底板的封盖能力以及煤层内含水关系很密切，煤层中含有承压水有助于圈闭煤层气、增加煤层的吸附能力，但井眼若沟通大的产水层不利于排采降压。
利用声波、密度、中子、深浅双侧向电阻率测井，研究3+4号煤层的顶底板与含水特性，分析结果见图6。3+4号煤层的上下都有泥岩隔层，可以阻止煤层气的垂向逸散。3号煤层内含水，直井日出水量在2～4m3，便于通过排水建立解析需要的压差。从顶底板岩性和含水特性看这是一种较为合理的地质情况，有利于煤层气获得高产。
2.4 井眼轨迹设计
CLH03和CLH04多分支水平井轨迹设计见图7，该井区煤层的倾角为3°，倾向为222°，为了便于排采，水平段优化设计的轨迹方位要求在北偏东42°左右，优化设计的井斜角93°。两口多分支水平井水平段设计的轨迹方位见图7。
图3 待钻水平井3+4号煤层的强度参数分析
图4 柳林地区地应力梯度剖面图
图5 3+4号煤层水平井的坍塌压力分析
图6 3+4号煤层的含水特性分析
2.5 井身结构及完井方式
井身结构见图8，一开用121/4″钻头，95/8″套管，下深60.00m左右，二开用81/2″钻头，钻至靶点A后起钻，下入51/2″套管中完，三开43/4″井眼水平段钻进，采用裸眼完井方式。
图 7 CLH 03H＆04H 多分支水平井井眼轨迹图
图 8 多分支水平井的井身结构设计
3 现场实施
3.1 施工步骤
(1)一开用121/4″钻头，95/8″套管，下深60.00m左右，水泥返至地面;
(2)二开用81/2″钻头，直井段采用钟摆钻具，防斜打直钻至339.64m后起钻，下入造斜钻具，造斜率7.60°/30m，目标方位82.76°，定向钻进至井深646.59m后起钻;
(3)下入51/2″套管后固井，候凝48小时，试压合格后二开完井;
图9 煤层GR和电阻率测井曲线
(4)三开扫灰塞，开始43/4″井眼施工;
(5)下连通工具，进行连通作业;两井连通成功后，起钻更换导向钻具，实施欠平衡钻进;
(6)M1主井眼井深钻至1550.00m后，起至L1分支侧钻点侧钻，然后进行L2分支;M2主井眼从第一主井眼侧钻，然后进行L3、L4分支钻进;完成3000m煤层进尺后，结束水平井CLH03H钻井施工;
(7)在CLH－03H井眼内割51/2″套管，起套管，自270.19m侧钻，重复CLH－03H施工步骤，开始施工CLH04H。
3.2 井眼轨迹控制
采用地质导向控制技术，煤层钻遇率达到96%，煤层GR和电阻率测井曲线见图9，实钻井眼在煤层中穿行的轨迹见图10，实钻的多分支井井眼轨迹水平投影见图11。
图10 地质导向控制井眼轨迹在煤层中的穿越情况
4 排采效果
两口多分支水平井的排采效果见图12和图13，两口井都见到很好的排采效果，发挥了多分支水平井泄压面积大、产能高的特点。
5 结论
(1)柳林地区3+4号煤层适宜采用多分支水平井技术来高效开采，为规避煤层气水平井存在的井壁坍塌填埋井眼的风险，形成了结合地应力大小和方向、煤层强度、水平井井眼轨迹的井壁稳定性评估方法，有效地保障了煤层内水平段钻井的安全。
图11 CLH03H＆04H井实钻轨迹水平投影图
图12 CLH-03V井的排采曲线
图13 CLH-04V井的排采曲线
(2)柳林烟煤储层的伤害机理明确，为钻井完井中储层保护措施制定提供了依据，适宜采用清水+充气的方式来保护储层。
(3)煤层气多分支水平井能否获得高产，与煤层含水特性、水层压力、顶底板封隔能力等关系很密切，在多分支水平井轨迹设计和优选层位时要考虑这些特性，加强地质与工程的结合研究，提高煤层气钻井的成功率。
参考文献
［1］姜文利，叶建平.2010.煤层气多分支水平井的最新进展及发展趋势［J］.中国矿业，19(1)
［2］乔磊，申瑞臣等.2007.煤层气多分支水平井钻井工艺研究［J］.石油学报，28(3):112～115
［3］高波，马玉贞等.2003.煤层气富集高产的主控因素［J］.沉积学报，21(2):345～348
［4］周志成，王年喜等.1999.煤层水在煤层气勘探开发中的作用［J］.天然气工业，14(4):23～25
经济和社会效益评价~
多分支水平井钻井完井技术自从应用到煤层气开发以来，就以其高产气量、高采收率、短生产周期的优势获得广泛认同，迅速推广和应用，不仅产生显著的经济效益，更由于其在煤矿区煤层气抽采方面极高的效率，得到管理部门和企业的高度重视。
一、多分支水平井的技术优势
（一）欠平衡钻井极大地保护了储层
在多分支水平井钻井完井技术中，既要保护储层免受伤害，又要严格控制井眼轨迹，防止井壁坍塌，因此钻井液体系的配置和使用十分关键。本次利用清水、清水注气等技术方法，保证了欠平衡钻井技术的有效实施。
在工程井，一开采用坂土浆钻井液体系。二开采用低密度聚合物钻井液体系。三开采用清水＋生物聚合物。三开为防止泥浆对煤层的污染，采用清水钻进。由于该井为水平分支井，单一地用清水钻进，不易清除水平井所造成的岩屑床的问题。因此在钻进过程中采用不定时地用高黏生物聚合物（XC生物聚合物）泥浆清洗井眼的方法，较好地解决了该井的携带岩屑清洗井眼、有效解决岩屑床的技术难题，保证了该井三开施工的顺利进行。这种XC生物聚合物具有较强的携带岩屑、清除水平井岩屑床的功能，降解快，不对煤层造成污染等特点。
（二）有效地增大流体导流能力和抽排面积
多分支水平井在井眼轨迹和长度、分支长度、分支间距等设计中，充分考虑有效的抽排面积，增大流体导流能力。
1.高技术集成彰显高科技水平
煤层气多分支水平井钻井完井技术是现代石油天然气钻井完井的尖端技术的集成和优化。它包括中等深度的顶驱钻机、欠平衡钻井空压机和增压系统、地质导向系统、磁定位和穿针技术，以及一整套高端精密仪器和大型装备。一部分工具和装备均是进口的，如顶驱钻机、大排量空压机、LWD和EMWD地质导向系统等。通过不同装备和工具的组合集成，煤层与常规储层不同，煤层具有松软、易坍塌、厚度薄、深度浅等特点，因此煤层气水平井存在井眼稳定性差、井眼坍塌造成埋钻等工程事故，井轨迹延伸不长，易受泥浆污染，水平钻井位移大等问题。通过试验和研究，目前在沁水盆地南部利用多分支水平井钻井完井技术获得了初步成功。
2.技术进步提高煤层气开发效率
煤层气多分支水平井技术最直接的优点表现在：单井产气量高、采收率高、生产周期短、井场占地面积少。
（1）单井产气量高。初步试验和排采表明，本项目3号煤层日产气量可以达到1×104m3以上，潘庄井组平均日产量达到5×104m3，最高日产量为10×104m3。樊庄区内2007年以来新完钻的多分支水平井，部分井还处在排水降压期，部分井已开始产气，多数产气井还处在产气提升期，单井日产气量在1×104m3以下，单井最高日产气量已突破4×104m3/d。
（2）采收率高。据已实施多分支水平井的煤矿的资料，多分支水平井前3年生产数据，按照100m分支间距布置多分支水平井，2～3年内煤层气采收率达到约40%～50%，而达到此采收率的话，直井需要开采15～20年。同时根据数值模拟预测，多分支水平井组排采3年时就可达到井间干扰作用，煤层气采收率达到40%以上，排采5年煤层气采收率达到55%以上，排采10年煤层气采收率达到75%。
（3）生产周期短。上述可见，当煤层气采收率达到40%～50%时，只需3年左右，相比较而言，直井需要开采15～20年。
（4）井场占地面积少，抽排面积大。多分支水平井井场占地少，初步估计，与相同抽排面积的直井相比，多分支水平井将少2/3。一个多分支水平井场占地面积约2400m2，对应抽排面积内布6口直井，6口直井井场占地面积共需7200m2。一个单翼多分支水平井控制的抽排面积在0.5～0.6km2，如果一个井场设计3～4翼多分支水平井，将控制2～3km2的抽排面积，相当于20～30口300m×300m井距部署的直井抽排面积。
二、工程投资成本测算
（一）多分支水平井和直井工程投资对比
1.水平井钻井成本结构
以在沁南地区已成功实施的多分支水平井的投资额为基准，同时假设可以在当前的行业支持条件下批量作业。假定在沁水南部地区作业，煤层埋深300～500m，若煤层段内水平进尺数为4000m时，水平井投资1500万元人民币左右。以上述假定为前提，针对目前水平井钻井成本结构的具体分析如下：
（1）征地费。水平井钻井临时占地约10亩，临时道路占地5亩。排采直井临时占地1.5亩，永久占地1.5亩（20年）。按征地实际发生费用计算，现阶段实施1口多分支水平井临时占地及永久征地费用35万元。
（2）钻前工程费。包括井位测量、井场平整及道路修建等，因井场所处位置不同，道路与井场修建所涉及的挖方、填方等工程量差别很大。据其平均成本估算，单井水平井钻前工程费平均达25万元。
（3）排采直井钻井工程费。包括钻井、测井、套管完井及造穴等，直井钻井工程费平均约65万元。
（4）水平井钻井工程。包括水平井钻井、定向工程、陀螺测量、水平井工具与地质导向、两井连通等工序，目前工程投资为1280万元。
（5）保险及税金。单井保险费预计为40万元，现阶段钻井工程主要采取总包模式，营业税金以单井钻井综合成本的4.30%计。
根据上述计价标准，现阶段1口多分支水平井投资约为1500万元。表6-19为现阶段典型多分支水平井成本结构明细。
表6-19 现阶段典型水平井成本结构表
2.水平井成本预测
当前水平井成本较高是缘于多方面因素的，其中原因之一是目前国内没有煤层气水平井的专用设备，主要设备都是从石油天然气行业借用和移植过来的，直接拉升了服务价格。
随着煤层气产业的发展和市场规模的不断扩大，煤层气多分支水平井技术也日益成熟并趋于完善，其专用设备、工具及专门的工程服务队伍也会在近期不断得到优化并稳定发展壮大，水平井工程相应成本将随之逐渐降低。
如果以上分析成立，且不考虑物价波动因素，3～5年后煤层中水平进尺为4000m时，包括采气直井在内，水平井投资有可能降至800万～1000万元人民币左右。当水平井钻井成本降到800万～1000万元左右时，预计该成本在相当一段时间内不会发生较大的波动。
（二）水平井与直井综合采气成本对比
综合采气成本主要包括钻井成本和地面建设成本，该成本受产能规划等因素影响较大。潘庄已实施的6口多分支水平井目前产能已达到30×104m3/d。以水平井与垂直井均达到30×104m3/d产能，并配有相应规模的集输、集气设施为对比基础，分析其综合采气成本。
1.水平井综合采气成本
（1）钻井投资。表6-20为6口多分支水平井的钻井投资明细表，达到30×104m3/d产能，水平井钻井投资额9032.49万元人民币。
表6-20 水平井钻井投资预测表
（2）地面集输工程。6口水平井的集输站（1号集输站），其管线用地及站场用地按临时征地处理，施工共需临时占地100亩，占地费用约45.0万元。按照目前6口水平井集输工程设计，6口井的所有气量将汇集到1号集输站，由0.1～0.2MPa增压到0.7MPa，然后集中外输到脱水增压站和附近的LNG/CNG站。根据设备订购和工程总包合同，地面集输工程投资约1507.50万元（表6-21）。
综上所述：6口水平井日产达到30×104m3/d，并具备外输能力共需投资人民币1.05亿元，每立方气综合采气成本约为1.06元。
表6-21 6口水平井地面集输建设投资预测表
2.垂直井综合采气成本
垂直井平均日产以3500m3计算，要达到日产30×104m3的规模，需实施垂直井约86口。据中联端郑项目地面工程设计，每10口井设一座集气站，平均6个集气站设一座增压气站。鉴于30×104m3/d的生产规模较小，暂不考虑建设末站。其余辅助设施，如配电设备、自控设施等均按30×104m3/d相应规模建设。
（1）钻井投资。根据垂直井建成日产30×104m3产能规模，其钻井投资额约为9391.20万元（表6-22）。
表6-22 垂直井钻井投资预测表
（2）地面配套设施建设投资。因垂直井数较多，配套的站场相对较多，占地费用较高。一个集气站需占地5亩，一个增压气站需占地10亩。管线临时占地按1m宽作业带计算。永久征地费以每亩10万元计，临时占地费以每亩4500元计。垂直井集输管网分两种：第一种为集气管网，即压气站之间和压气站至末站之间管网。按设计，86口垂直井需建1.5个压气站，建设时考虑合并为一座压气站集中处理。第二种为集输管网，即各井至集气站和集气站至压气站管线。若每口井至集气站平均管线距离以700m计，86口井共需建设集输管线约60km。按平均10口垂直井一个集气站设计，共需集气站9座。其他配套设施主要包括：输配电网：平均1口井电网建设约1.3万元人民币。电力增容：平均1个站增容投资17.9万元人民币。自控系统：只在压气站建设，平均投资37.2万元人民币。目前暂不考虑建设。表6-22为与86口垂直井配套的地面建设工程投资明细，合计3173.48万元（表6-23）。
综上所述，垂直井达到日产30×104m3生产规模，钻井及其配套地面设施建设共需投资人民币约1.26亿元，每立方米煤层气综合采气成本约为1.27元。按建成日产气30×104m3，年产能达1×108m3规模计算，垂直井钻井方案要比水平井钻井方案预计多投资约0.20亿元，其综合采气成本相对高出约0.21元/m3。
表6-23 垂直井地面集输建设投资预测表
三、不同井型的成本核算和经济性分析
本次示范工程进行了不同井型多分支水平井的试验，包括工程井和生产井分离的多分支水平井、工程井和生产井合一的多分支水平井、末端对接水平井，这三种井型的多分支水平井工程成本存在差异，同时产量也有所差别。其应用的对象或者说针对不同的地质条件和煤层特征有所不同。
工程井和生产井分离的多分支水平井，关键技术采用国外设备和工具，如DS01和DS02井，工程成本在1606万～1866万元；工程井和生产井合一的多分支水平井，主要采用国产设备和国内队伍，钻井规模相对较小，如PHH-001、PHH-002井，工程成本在528万～612万元。末端对接水平井，主要采用国产设备和国内队伍，单支水平井，如DS20-1井，工程成本在528万～612万元。
从产气效果分析，到目前为止，地下煤层段分支多、水平分支井长度大，达到较大抽排面积的多分支水平井，产气量较高，如果通过井组排采，达到区域整体压降，实现压力干扰，将会提高煤层气单井产量，提高煤层气采收率。DS01-1V单井达到1×104m3以上，潘庄PZP井组单井平均达到5×104m3。工程井和生产井合一的多分支水平井产气效果与工程井和生产井分离的多分支水平井基本类似，差别在于节省了穿针、钻生产井等分项工程及其工程费用，但排采过程中修井次数增多，生产维护成本要增加。本次旨在试验15号煤层产气潜力，因此产量相对于3号煤层偏低。末端对接水平井从单井规模而言单井产量相对较低，但形成井组后，产量仍然较好。保德项目由4口末端对接水平井组成开发井组，单井产量超过6000m3，显示了这种完井方式同样具有良好的生产潜力。
总体而言，井型是根据钻井的地形、地质和储层条件进行设计，如何使井型和地形、地质和储层条件实现优化配置，将是达到工程经济合理的关键。同时，通过设备和工具的国产化，技术队伍的本土化，将是降低工程成本造价、实现良好经济效益的必由之路。
四、多分支水平井开发项目经济效益分析
现以潘庄区块为例评价水平井开发的投资效益。
（一）潘庄区块产能规划及地面建设
1.水平井部署及产能规模
潘庄区块面积为150.77km2，是目前国内煤层气勘探开发最活跃的区域，除矿井采煤区、煤层气开发试验区、自然保护区、资源与地表条件不适区，选择有利区域进行开发井部署。3号煤层可布置62口直井与98口多分支水平井，15号煤层可布置91口多分支水平井，产能规划为5×108m3/a（表6-24）。
表6-24 区块钻井计划表
2.地面设施建设
根据产能规划及布井安排，建设相配套的地面集输设施。水平井地面设施包括排采设备、集输管网（集气管线、集气支线和集气干线）、集气站、脱水增压站、指挥中心及通讯、配电、道路等设施。地面建设预算详见表6-25。
表6-25 地面建设预算价格表
（二）水平井开发总体投资分析
按照上述的产能与地面设施建设规划，在潘庄区块内以水平井技术开发建设5×108m3/a产能，包括钻井工程、地面设施建设及不可预见费，总体投资预测约16.68亿元人民币（表6-26）。
表6-26 水平井技术开发方案建成年产能5×108m3的投资预测总表
备注：多分支水平井单井投资第一年按1500万元/井、第二、三年按1200万元/井、第四年及以后按800万元/井进行测算。
（三）水平井运营成本分析
（1）人员费用。包括集气站、脱水增压站排采人员以及管理人员费用。集气站平均每站按8人定员，脱水增压站按12人定员，排采人员按每人负责3口排采井，并按3班编制测算，管理人员则按17人编制。工人工资加福利平均以每月3000元计，管理人员工资加福利平均每月8000元。
（2）修井费用。平均1口井1年修井1.5次，每次修井费用2万元。
（3）电费。用电负荷为单井负荷10kW；集气站按平均运行3台压缩机设计，每台功率280kW；脱水增压站包括大型压缩机，负荷按5000kW计算；指挥中心负荷按680kW计算。
（4）水费。以3万元/a估算。
（5）维修费用。在设备全部投入运营后，以30万元/月估算。
（6）环保费用。水平井单井环保投资平均1万元/月。
综上所述，项目运行20年，年平均作业费约为6456万元人民币（表6-27）。
表6-27 项目年平均作业费用预算表
（四）项目运行20年后续投资及投资回报分析
1.后续投资情况分析
如按3年达产，项目运行20年计算，从第四年开始，共需补打水平井108口，以维持5×108m3产能至第十年。同时需同步建设相应的地面配套集输设施，预计项目后续投资约为18.77亿元人民币，项目总体投资为35.45亿元人民币。
2.投资回报分析
通过分析，水平井技术开发煤层气，其财务内部收益率达到29.86%（表6-28），投资回收期5.50年，两项评价指标优越性明显。
表6-28 水平井技术开发投资分析表
五、社会效益
多分支水平井钻井完井技术除了显著的经济效益之外，社会效益也十分明显。表现在节省井场用地和减少征地，同时实现环境保护；煤矿区煤层气快速抽采，实现煤矿安全生产目标。
与相同抽排面积的直井相比，多分支水平井将少2/3井场占地。一个多分支水平井井场占地面积约2400m2；对应抽排面积内布6口直井，6口直井井场占地面积共需7200m2。
多分支水平井由于井场占地少，特别适合高差大、地形复杂的山地，适合森林保护区等林区。一方面在复杂的山区，减少道路、井场等征地面积，另一方面积极保护了林区森林植被的砍伐，保护山体、土壤的剥离，使得植被、山体、土壤等环境得到最大的保护。
煤矿生产安全是目前企业和国家的头等大事。利用多分支水平井技术使煤矿井下煤层气实现快速抽采，经过4～5年的抽采，煤层气采收率可以达到60%～70%左右，在采煤前降低煤层含气量，节省煤矿建设和煤炭生产过程中通风系统和抽放系统投资，减少煤矿瓦斯灾害，保障煤矿安全生产，其社会效益不可估量。
叶建平
作者简介:叶建平,男,1962年生,教授级高工,中联煤层气有限责任公司总经理助理,中国煤炭学会煤层气专业委员会秘书长,主要从事煤层气勘探开发科研工作。地址:北京市东城区安外大街甲88号(100011),电话:(010)64265710,E-mail:yejp01@163.com
(中联煤层气有限责任公司 中国煤炭学会煤层气专业委员会 北京 100011)
摘要:分析了煤层气勘探、开发、利用现状,梳理了煤层气勘探开发技术进展,对我国煤层气产业发展进行了基本评估。认为当前我国煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长;煤层气产能规模扩大,产销量同步上升;煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源;煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在。
关键词:煤层气 勘探开发技术 产业发展
China's Coalbed Methane Industry Development Report
YE Jianping
(China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 100011, China)
(Coalbed Methane Specialized Committee, China Coal Society)
Abstract: This report analyses the current situation of CBM exploration, development and utilization,combs the technical progress of CBM exploration and development,meanwhile,it makes basic assessment of China's CBM industry development. China's CBM exploration has been making rapid progress at present. The proved reserves has increased notably. The CBM production capacity scale has enlarged. Both production and sales have risen. CBM industry has formed preliminarily. CBM has becomeg the most realistic supplement energy of natural gas. CBM technology gives strong support to CBM industry; however,technical bottlenecks still exist.
Keywords: Coalbed Methane; technology of exploration and development; industry development
我国煤层气开发已经步入产业化初期阶段。煤层气地面开发产量2005年达到1.7亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3,因此煤层气产业步入快速发展轨道,成为现实的天然气的补充资源。本文简要报告近年来我国煤层气勘探、开发、利用发展情况和技术进展状况。
1 煤层气勘探快速推进,探明储量显著增长
近两年,我国煤层气勘探进度明显加快,探明储量显著增长。据不完全统计,到2011年6月底,全国煤层气钻井总数5942口。到2010年底为止,我国已累计探明煤层气储量2902.75亿m3,新增探明储量近1121.55亿m3,占总量的39%。“十一五”探明了千亿立方米大气田。我国煤层气探明储量区分布较集中,共11个区块,主要分布在沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东南部,如沁水盆地南部潘庄、成庄、樊庄、郑庄、枣园、长子等区块,鄂尔多斯盆地东缘三交、柳林、乡宁-吉县、韩城等区块。如表1,沁水盆地探明储量2007.69亿m3,占69.17%;鄂尔多斯盆地煤层气探明储量817.76亿m3,占28.17%。其他地区占2.66%。探明储量成为这些地区煤层气产业发展强大的基础。但是,相对全国36.81万亿m3的资源量而言,我国煤层气资源探明率很低,仅8‰。广大地区煤层气勘探潜力尚不明朗。
表1 全国煤层气探明储量分布情况
沁水盆地作为我国特大型煤层气田,勘探潜力巨大。山西组3号煤层和太原组15号煤层厚度大,分布稳定,含气量高,渗透性在全国相对最好,煤层气可采性良好。除了已探明的南部区块以外,柿庄南和柿庄北、马璧、沁南、沁源、寿阳、和顺、上黄崖等区块均属于煤层气富集区和极有利目标区。寿阳区块不同于晋城地区,它以太原组15号煤层作为目的层,经过多年勘探,已获得经济单井产量的突破,韩庄井田多口煤层气井产量达到1000m3/d以上,近期将可以提交探明储量。阳泉钻井461口,日产量15万m3,获得商业化生产的产能。
鄂尔多斯盆地东缘具有较好的含煤性、含气性和可采性,渭北区块的韩城—合阳井区、临汾区块的午城—窑渠井区、吕梁区块的柳林—三交井区、吕梁区块的保德—神府井区是4大煤层气富集区,也是鄂尔多斯盆地东缘煤层气勘探开发有利区。鄂尔多斯盆地东缘资源探明率和资源转化率、勘探程度均较低,煤层气勘探开发前景广阔,具有商业化产气能力和形成大型煤层气田的条件,必将成为全国煤层气规模化、产业化、商业化运作的“甜点”区。
除了上述地区以外,在黑龙江依兰、云南老厂、贵州织金、四川綦江、安徽淮北、新疆准噶尔盆地南部、陕西彬县等地区相继取得勘探突破。
黑龙江伊兰区块煤层埋深700m左右,厚16m,含气量8~10m3/t,长焰煤,盖层油页岩厚80m。黑龙江煤田地质局2011年在伊兰区块钻井4口,YD-03、YD-04两口煤层气生产试验井,经排采,两口井日产气量均在1500m3/t左右,达到了工业气流的标准,标志着黑龙江低阶煤煤层气开发的有效突破。
彬长煤业集团在鄂尔多斯盆地中生界彬长区块钻1口水平井,日产气5600m3。
内蒙古霍林河地区中石油煤层气经理部在华北二连盆地霍林河地区施工霍试1井,日产气约1300m3;进行了勘查研究,取得一定的进展。
依兰、彬长和霍林河区块的勘探成功,标志着低阶煤煤层气勘探取得了初步的成功,意义深远。
四川川南煤田古叙矿区大村矿段煤层气地面抽采试验取得了历史性突破。DCMT-3煤层气试验井平均产量1160m3/d,一年多累计产气超过50万m3。之前的DC-1井、DC-2井产气量均达到了500~1000m3/d。初步认为大村矿段煤层气具有较好的商业开发前景。该区煤层气井的排采试验成功,意义重大,将为川南煤田低渗透、薄煤层、大倾角、高应力等特点地区的煤层气勘探开发提供技术和经验。
云南老厂施工5口井先导性试验井组,压裂后,发生自流现象,经过初期排采,产量逐步上升,显示良好勘探潜力。
安徽淮北矿业集团2008年以来在芦岭淮北Ⅲ1、Ⅲ2采区共施工12口“一井三用”井的压裂阶段试验,各井大部达到800m3左右,也有个别高产井,如LG-6井最高日产量曾到3000m3以上,稳产1200m3左右。中联公司对外合作项目和煤炭科工集团西安研究院分别在淮北宿南向斜的先导性试验相继取得商业产量,预示着具有良好的勘探潜力。
全国其他地区的煤层气勘探工作也如火如荼地展开。如贵州织金—纳雍、陕西延川南、山西和顺、山西沁源新疆准噶尔盆地南部等地区,初步勘探实践表明具有良好的煤层气勘探潜力。
上述可知,在沁水盆地南部高阶煤煤层气开发成功后,中阶煤和低阶煤煤层气勘探也正在逐步取得成功。
在煤层气勘探同时,广大研究人员开展了大量的煤层气富集规律和地质控制因素研究,进行了煤储层孔隙性、渗透性、吸附解吸扩散、力学特性、变形特性等广泛研究,进行不同煤级煤的煤层气成藏特征和选区评价研究。这些地质和储层特征的基础研究有力支撑了煤层气基础理论的形成和发展。
2 煤层气产能规模扩大,产销量同步上升
“十一五”期间,煤层气进入产业化发展阶段,煤层气产能规模扩大,产销量同步上升。以中联公司沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程、中石油华北煤层气分公司沁南煤层气田煤层气开发项目和晋城煤业集团煤矿区煤层气开采项目等商业化开发项目竣工投产为标志,我国煤层气开发快速步入产业化初期阶段,煤层气开发处于快速发展阶段。我国现有生产井3200口,到2010年全国地面煤层气产能达到25亿m3,产量15.7亿m3,利用量11.8亿m3,利用率78%。井下煤层气抽采量69.6亿m3,利用量21.9亿m3,利用率相对较低,31.5%。2011年地面开发产量将达18~22亿m3,见表2。地面煤层气产量在近五年呈数量级增长,2005年1亿m3,2009年达到10.1亿m3,预计2015年将达到100亿m3。煤层气产量主要来自沁水盆地南部,占96%,少量产自韩城、阜新和柳林、三交地区。
目前进入商业性开发地区包括山西沁水盆地南部、陕西韩城、辽宁阜新。具备进入商业性开发地区包括山西三交、柳林、大宁—吉县、阳泉、寿阳。
表2 全国主要煤层气田煤层气生产情况(不完全统计)
说明:投产井数包括已产气井和未产气井。
3 煤层气技术有力支撑产业发展,技术瓶颈依然存在
技术进步是煤层气发展的源动力,这已被国内外的勘探开发实践所证实。“十一五”期间在煤层气增产改造技术的试验和研究取得了有效突破,针对不同储层参数研制了适宜的压裂液、压裂工艺等。钻完井技术、地面集输技术、煤矿区煤层气抽采技术等方面均有创新性成果。当前最显著的技术进展就是煤层气水平井钻完井技术、煤层气水平井分段压裂技术发展。
3.1 煤层气水平井钻完井技术
煤层气水平井地质和工程影响因素认识显著提高。煤层气水平井、多分支水平井的地质条件局限性强,要求构造相对简单,断层少、地层平缓起伏小;煤层发育稳定、煤层硬度大结构完好;煤层钻遇率高,避免钻探沟通含水层;水平井眼轨迹按上倾方向布置,有利排水降压产气;水平井眼长度尽量长,分支水平井间距适中,与煤层渗透性相匹配。
煤层气水平井井型设计多样。根据地形地貌、地质条件和储层渗透性,设计“U”型井、“V”型井、川字型井、丛式井(两层煤层的双台阶水平井)等,在柿庄南、柳林获得成功。
多分支水平井的工艺技术、关键工具实现国产化。多分支水平井钻井实现一个井筒钻多翼分支井,提高了钻进效率和有效排泄面积。在“863”项目支持下,地质导向装置实现国产化,并取得良好应用效果。
借鉴页岩气完井技术,开始进行了煤层气水平井分段压裂技术的试验,并在三交区块获得成功。目前在柿庄南区块继续进行该项技术的试验应用。
煤层气多分支水平井修井一直是一项难题,现在开始探索性试验,包括分支井段井眼坍塌的诊断、二次钻井导向和储层伤害控制等。
研究结果表明:水平井煤层段采用PEC筛管完井能有效保护井壁稳定性,减少井眼坍塌,即便排采过程中井眼发生局部垮塌,筛管仍能为煤层气、水提供良好的流动通道;充气欠平衡钻井技术可有效减少煤储层的污染和损害,保护煤储层;沿煤层顶/底板钻水平井可有效避免粉煤、构造煤等井壁稳定性问题,定向射孔分段压裂可有效沟通煤储层,释放储层应力,实现煤层气的开采。通过对井眼轨迹和钻井工艺参数进行优化设计,可增大煤层气降压解吸范围,加快煤层气解吸,并减少煤储层伤害。
3.2 新型压裂液研究方兴未艾,成果丰硕
研究压裂液对储层伤害机理,根据煤中化学元素组成,研制含有粘土防膨剂的压裂液及活性水,降低对煤层气解吸附伤害。
研究认为嵌入伤害和煤粉堵塞裂缝是影响煤储层长期导流能力的主要影响因素,施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。
通过重大专项攻关研制了新型低伤害高效清洁压裂液,特点是分子量小,300~400;粘度较高,15.0mPa·s;残渣较少;煤层伤害率低,11.5%;摩阻低,约为清水的30%。研制了新型煤粉分散活性水压裂液,煤层伤害率低,11.8%,使煤粉在压裂液中均匀分布,避免施工压力过高,在返排时,煤粉随着液排出,避免堵塞裂缝通道。研制了高效适宜的氮气泡沫压裂液。
3.3 低密度固井液减少了固井水泥对储层的伤害
通过重大专项攻关,针对煤储层井壁易坍塌、钻井液易污染煤储层等难题,研发出了中空玻璃微球低密度钻井液体系。该钻井液具有良好的流变性和滤失性,泥饼薄而致密。同时具有很好的抗温性、抗污染性能、防塌性能、沉降稳定性和保护储层作用。研制了超低密度水泥浆体系:确定了超低密度水泥浆体系配方。该配方在40℃,24h时抗压强度达到8.04MPa(超过预期7MPa指标)。在沁南柿庄南区块成功进行了现场试验,有效防止了液体对煤储层的污染。
研制了一种应用于煤矿井下瓦斯抽采孔的可降解钻井液,生物酶降解加盐酸酸化的双重解堵措施可有效地清除可降解钻井液对煤层气储层的伤害,并能恢复甚至提高煤岩气体渗透率。
开展了煤层气钻井井壁稳定机理及钻井液密度窗口的确定的研究。
3.4 地面集输工程技术有效增大集输半径,实现低成本建设
沁南煤层气开发利用高技术产业化示范工程,研究设计了“分片集输一级增压”煤层气田地面集输技术,亦称“枝上枝阀组布站”工艺技术,使煤层气集输半径增大到13km以上。新技术的应用取消了传统技术中需要建设的无数个有人值守的站,最重要的是极大地改善了流体流动环境,简化了工艺流程,节省了投资成本。采用汽油煤层气两用燃气发动机新装置,代替抽油机动力系统,采气管线采用聚乙烯管(PE管)新材料,节省了工程建设投资。
沁水盆地煤层气田樊庄区块采用单井进站方式、增压工艺及压力系统优化等地面集输工艺的优化技术。煤层气水合物防治技术、低压输送不注醇集气工艺、多井单管串接技术、低压采气管网管径的确定、新型材料聚乙烯管(PE管)和柔性复合管的应用等采气管网优化技术。提出煤层气田“标准化设计、模块化建设”,煤层气田集气站建设核心是“四统一、一和谐”,即:统一工艺流程、统一设备选型、统一建设标准、统一单体安装尺寸,保持平面布置与当地环境的和谐发展,实现集气站功能统一,操作统一。
数字化气田建设,实现了基于无线、光缆、电缆等多种通讯方式在SCADA系统中的融合,成功地降低了煤层气田信息化建设和维护过程中自控系统的投资,适合了煤层气井地处偏远、井多、井密、低压、低产等特点。
3.5 煤层气排采生产技术
实践表明,合理的排采制度和精细的排采控制是煤层气井排采技术的核心,定压排采制度适用于排采初期的排水降压阶段,定产排采制度适宜于稳产阶段,分级平稳连续降压是精细的排采控制的核心。
通过对柳林煤层气井的井下管柱及地面流程设计,引入无级数控抽油机、永久监测压力,较好地完成了排采的施工及资料录取的要求,为该区的大规模开发奠定了基础。
研究煤层气动液面高度的合理区间及降低速率对开采过程中有效保持井周应力的合理分布,维持或提高储层渗透率,具有十分重要的意义。
煤层气井不同阶段的产能方程和煤层气藏井底流压修正后的计算公式,确定煤层气井的生产压差,为煤层气井合理生产压差的确定和正常排采提供了技术支撑。
3.6 煤层气利用技术
煤矿开采过程中排放出大量低浓度煤层气,提纯利用这部分煤层气对我国能源开发利用和环境保护意义重大,其难点是如何经济高效地分离CH4和N2。
采用低温精馏法分离提纯,分离低浓度含氧煤层气中氧气、氮气,在阳泉石港矿建成年产2万吨液化(LNG)瓦斯的工厂,在阳泉新景矿神堂嘴建设年产2000万m3低浓度提纯压缩(CNG)瓦斯工厂,为阳泉市公交车、出租车提供城市低成本压缩瓦斯,以气代油。
采用变压吸附法实现低浓度瓦斯的分离和净化。该技术2011年3月已在阳泉进行试生产,2011年底5000万m3CNG工业化生产线将投产。
在国家科技重大专项支持下,中科院理化所和中联煤层气公司合作成功研制了10000m3撬装液化装置,该项成果适合煤层气单井产量低特点,将直接在煤层气井场实现煤层气液化利用。
3.7 技术仍然是煤层气勘探开发的瓶颈
煤层气高渗富集区预测缺乏成熟理论指导,或者说我国煤层气勘探开发理论还不成熟。
除了沁南以外,我国大部分勘探区煤层气单井产量低,同一地区单井产量差异大,除了地质和储层条件外,钻完井技术和增产改造技术有待试验形成。如何针对复杂多裂缝煤层特征,增大铺砂面积,有效提高储层导流能力,提高单井产量,是面临的增产改造的关键问题。
水平井、多分支水平井如何控制保持井壁稳定、防止井眼坍塌,高地应力、松软储层条件的钻井完井技术,有待进一步探索试验。
深煤层高地应力、低渗条件下储层物性变化,以及由此带来的钻井、完井、增产改造技术和工艺参数的一系列变化,是亟待研究的方向。
4 煤层气产业初步形成,煤层气成为天然气的最现实的补充能源
煤层气主要通过管道输送到用户,约占85%~90%,少部分采用液化天然气和压缩天然气形式输送。目前建成煤层气管道包括端氏—博爱管道、端氏—沁水八甲口管道、晋城煤业集团西区瓦斯东输管道等,年输送能力50万m3。正在建设的韩城—渭南—西安管道、昔阳—太原管道,输送能力30万m3。
煤层气用户主要为西气东输管道用户,其次向山西省内及沁水煤层气田周边省份河南、河北等省供气,以及韩城、阜新等煤层气所在地城市供气。广泛用于城市燃气、工业锅炉燃气、汽车加气等天然气市场。2010年底,我国井下、地面煤层气产量达到85.3亿m3,约占天然气产量946亿m3的9%。煤层气已成为当地天然气的最现实的补充能源。
5 煤层气产业发展展望
根据我国“十二五”煤层气(煤矿瓦斯)开发利用规划,“十二五”末,我国煤层气产量将达200亿~240亿m3,其中,地面开采煤层气100亿~110亿m3,井下瓦斯抽采量110亿~130亿m3。煤层气探明地质储量将进入快速增长期,到2015年,新增探明地质储量10000亿m3。因此煤层气将在“十二五”进入快速发展轨道。一是通过“十一五”发展,积累了较好的技术基础和储量基础;二是中石油、中石化、中海油等大公司的积极投入,勘探和开发资金有了根本保证;三是国家科技重大专项的持续支持,为煤层气勘探开发利用科学技术攻关奠定了坚实基础,为产业目标实现提供了有力的技术支撑。
感谢赵庆波教授提供相关统计资料。
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15251807476：煤层气钻井技术规范
宇育答：3.6 多分支水平井和裸眼洞穴完井，采用三开井身结构：一开：φ311.1mm钻头×φ244.5mm套管；二开：φ215.9mm钻头×φ177.8mm套管；三开：φ152.4mm钻头×裸眼完井。3.7 地层条件较复杂的探井，可采用三开井身结构：表层套管：φ444.5mm钻头×φ339.7mm套管；技术套管：φ311.1mm钻头×φ244...
15251807476：开发利用技术
宇育答：空气钻进技术适用于低压低渗透煤储层，钻井效率高，已在辽宁沈北项目试验成功，并在山西潘河示范项目中得到应用。多分支井技术是20世纪90年代中后期在常规水平井和分支井的基础上发展起来的一项新的钻井技术，它吸收了石油领域的精确定位和穿针、定向控制与水平大位移延伸、多分支侧钻和欠平衡钻井等尖端...