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摘要：沁水盆地南部柿庄北区块地质条件、煤层气资源条件较好，但在当前煤层气生产中不同区域煤层气井产气差异大，总体开发效果不佳，仅有的少数中高产井区却普遍存在稳产能力差的特点。前期丰富的地质研究表明，相比邻区本区埋深较大，具有低孔低渗、地质应力和煤体结构分布更加复杂的地质特征，其决定了本区煤层气的开发难度。如何在此地质条件基础上优选出合适的开发工艺，提高开发效果是当前亟需解决的问题。本文基于地质-工程一体化思路，通过研究区煤层气井的基础地质研究及测试、生产数据分析，明确了本区低效煤层气井的工程成因，结合目前勘探开发现状，提出适用于本区的煤储层顶板水平井施工、压裂工艺方法，以期达到提高煤层气单井产量和产能转化率的目的。
关键词：柿庄北;煤层气开发;煤层顶板;水平井压裂;工艺探讨
1、区块概况
1.1、地质概况
柿庄北区块位于沁水盆地东南部，区内煤炭资源丰富，煤层物性相对较好，煤层气含量较高，具有较好的开发前景[1]。研究区地层由老至新主要为下古生界奥陶系峰峰组，上古生界本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组、刘家沟组，主要煤系地层为石炭系太原组和二叠系山西组。区内发育主要煤层为太原组15号煤层和山西组3号煤层，其中3号煤层为主力开发层。
区内为山地丘陵地貌，地势整体西高东低。西部地区整体地势较高，北高南低; 而东部地区则较为平缓，南高北低。区内中、西部断层发育较多SN、NE-SW向断层，东部断层较少，中部发育近SN向背斜，背斜东、西两侧均展现为东高西低特征（图1）。东部缓坡带为东南向西北倾斜的斜坡构造，区内整体构造相对简单，断裂发育少，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，断裂发育较少，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[2]。
东部区域主力开发煤层3号厚度较厚，在4.0-7.5m之间，平均5.5m;含气量较高，在11.5-18.5m3/t之间，平均15.6 m3/t;埋深820-1200m之間，平均1070m;临界解吸压力在0.5-4.0MPa之间，平均2.3MPa（表1）。物性相对较差，孔隙度中等，在3.9%-6.2%之间，平均5.1%;渗透率较低，在0.01-0.45md之间，平均0.09md。构造相对简单，地层平缓，具有煤层气大规模开发基础[3]。
区内3号煤层顶板以泥岩为主，局部含砂质为砂质泥岩或粉砂岩，岩石致密，厚度1.5-18.5m，对3号煤层煤层气具有良好的保存作用。
1.2、工程概况
沁水盆地南部高煤阶煤层气开发工程技术主要有三种：一是直井/定向井套管完井，水基压裂后进行排水降压;二是多分支水平井工程井裸眼完井，生产井排采降压;三是单支水平井完井，套管完井水基压裂或筛管完井不压裂进行排水降压。第二种技术在沁水盆地樊庄区块取得了较好的应用效果，产量逐年递增[4];第三种技术在沁水盆地潘庄、潘河区块取得较好应用效果。沁水盆地内不同的区块其地质条件存在较大差异，运用相同的工程技术在不同的地质条件下表现出明显的不适应性，需要研究不同的工程技术以适应相应的地质条件[5]。
区块内当前开发技术体系井型以直井/定向井为主结合单支水平井井型的混合井网，完井方式为套管完井，储层改造方式后期煤层水基压裂。开发主要问题有两个：一是直井定向井低产率高、稳产时间短，二是水平井煤层垮塌严重，成井困难。
2、地应力
柿庄北区地应力状态相对复杂，与构造关系关系密切[6]，西北区域煤层埋深大于110m，垂向应力大于水平应力;断层带、东部边缘区域及褶皱翼部垂向应力小于水平应力;煤层平缓区域及褶皱轴部水平挤压作用相对较弱，中间主应力为垂向。
3号层主要挤压方向为NE40-65°，西部区域应力较大，背斜轴部相对拉张，向斜区域挤压较强。断层带内部应力高于外部地区，地应力随随埋深增加而逐渐增大。
最大水平主应力近NE方向，断裂带区域的最大水平主应力方向近平行于断层走向，偏转角度受构造影响，断层走向与主挤压方向垂直时偏转角最小。
3、煤体结构
郭涛等[7]通过测井方法分析认为煤体结构受构造、沉积控制。构造控制作用为主，煤层厚度变化大及小断层密集发育区易发育构造煤;顶底板岩石力学性质与煤层相差较大时，易形成构造软煤。通过岩心及测井分析，柿庄北区块3号煤层靠近上部及底部常发育碎粒煤或粉煤，粉煤平均厚1m，所占比例平均为17.85%，本区断层对煤层煤体结构影响并不大，粉煤发育主要受褶皱的影响[4]。
在研究区的钻探过程中，粉煤的发育对水平井施工造成重大影响，2020年柿庄北施工的7口水平井中有5口井出现煤层垮塌现象，部分井出现不同程度的卡埋钻具事故，探究合适的开发工艺适应柿庄北区块的煤层气开发具有重要意义。
4、排采效果
前人在研究该区排采规律后优化排采制度[8]，达产率明显提高，对本区东部地质条件较好区域50口井的3号煤层气井进行排采生产，平均产气量约300 m3/d，上产期约90天，稳产期约350天，整体表现为单井产量低、稳产周期短的特点（图2），当前钻完井及储层改造工艺效果对研究区煤层开发效果不佳。其低产原因与煤层埋深、地应力、煤体结构、煤体强度及开发工艺技术等相关。研究区与邻区柿庄南区块相比较：埋深大200-300m;储层应力更高;渗透率、煤岩强度更低，施工难度大。
通过对研究区A1井进行数值模拟研究，该井的气量主要来自压裂裂缝影响区域，通过储层渗流压降公式计算压降半径较小，有效解吸半径在50m左右（图3），供气半径有限是造成柿庄北产量过早进入递减期的主要原因。
4、解决思路
研究区煤层具有低渗的特点，需要对储层水力压裂改造，目前改造规模有限，针对煤体结构较好的煤层，需要提升煤层水力压裂改造规模，增加有效解吸半径。针对构造煤发育、地应力复杂、煤层易垮塌区域采用距离煤层1-2m范围的煤层顶板水平井施工[9]，对煤层顶板进行多段式水力压裂改造储层（图4）。
煤层顶板水平井施工具有以下优点：一是水平段不需要考虑煤层钻遇率，施工轨迹曲率更小，有利于获得更长水平段长，进而获取更大经济效益，并且对后期完井作业更有利;二是煤层顶板岩石强度高于煤层，不易出现垮塌等井下安全事故;三是不在煤层内钻进，消除钻井液对储层污染;四是降低煤层气生产期间压裂砂及煤粉产出，增加生产时效。
参考文献
[1]刘晔，王云.山西沁水盆地煤层气产业发展规划研究[J].中国煤层气，2008，5（2）： 6-10.
[2]陆小霞，黄文辉，王佳旗等.沁水盆地柿庄北深部煤层煤体结构发育特征[J].煤田地质与勘探，2014，42（3） ： 8-11，16.
[3] 王存武，柳迎红，梁建设等.沁水盆地南部柿庄北地区煤层气勘探潜力研究[J].中国煤层气，2014，11（3） ： 3-6.
[4]朱庆忠，刘立军，陈必武等. 高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路[J]. 石油钻采工艺，2017，39（1）：92-96.
[5]任宜伟，楼宣庆，段宝江，王文升，聂帅帅. 工程参数对L区煤层气直井产量影响的定量研究[J]. 石油钻采工艺，2016，38（4）：487-493.
[6]付晓龙，戴俊生等.柿庄北3#煤层构造特征对地应力的影响[J].黑龙江科技大学学报，2018， 28（4）：363-369.
[7]郭涛，王运海.延川南煤层气田2号煤层煤体结构测井评价及控制因素[J]. 煤田地质与勘探2014，42（3）：22-25.
[8]刘羽欣.柿庄北区块煤层气井排采制度研究[J].特种油气藏，2019，26（5）：118-123.
[9]屈平.单一松软煤层顶板压裂增透的数值模拟分析[J].中州煤炭，2016，2：45-48.
关键词：柿庄北;煤层气开发;煤层顶板;水平井压裂;工艺探讨
1、区块概况
1.1、地质概况
柿庄北区块位于沁水盆地东南部，区内煤炭资源丰富，煤层物性相对较好，煤层气含量较高，具有较好的开发前景[1]。研究区地层由老至新主要为下古生界奥陶系峰峰组，上古生界本溪组、太原组、山西组、下石盒子组、上石盒子组、石千峰组、刘家沟组，主要煤系地层为石炭系太原组和二叠系山西组。区内发育主要煤层为太原组15号煤层和山西组3号煤层，其中3号煤层为主力开发层。
区内为山地丘陵地貌，地势整体西高东低。西部地区整体地势较高，北高南低; 而东部地区则较为平缓，南高北低。区内中、西部断层发育较多SN、NE-SW向断层，东部断层较少，中部发育近SN向背斜，背斜东、西两侧均展现为东高西低特征（图1）。东部缓坡带为东南向西北倾斜的斜坡构造，区内整体构造相对简单，断裂发育少，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，断裂发育较少，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[2]。
东部区域主力开发煤层3号厚度较厚，在4.0-7.5m之间，平均5.5m;含气量较高，在11.5-18.5m3/t之间，平均15.6 m3/t;埋深820-1200m之間，平均1070m;临界解吸压力在0.5-4.0MPa之间，平均2.3MPa（表1）。物性相对较差，孔隙度中等，在3.9%-6.2%之间，平均5.1%;渗透率较低，在0.01-0.45md之间，平均0.09md。构造相对简单，地层平缓，具有煤层气大规模开发基础[3]。
区内3号煤层顶板以泥岩为主，局部含砂质为砂质泥岩或粉砂岩，岩石致密，厚度1.5-18.5m，对3号煤层煤层气具有良好的保存作用。
1.2、工程概况
沁水盆地南部高煤阶煤层气开发工程技术主要有三种：一是直井/定向井套管完井，水基压裂后进行排水降压;二是多分支水平井工程井裸眼完井，生产井排采降压;三是单支水平井完井，套管完井水基压裂或筛管完井不压裂进行排水降压。第二种技术在沁水盆地樊庄区块取得了较好的应用效果，产量逐年递增[4];第三种技术在沁水盆地潘庄、潘河区块取得较好应用效果。沁水盆地内不同的区块其地质条件存在较大差异，运用相同的工程技术在不同的地质条件下表现出明显的不适应性，需要研究不同的工程技术以适应相应的地质条件[5]。
区块内当前开发技术体系井型以直井/定向井为主结合单支水平井井型的混合井网，完井方式为套管完井，储层改造方式后期煤层水基压裂。开发主要问题有两个：一是直井定向井低产率高、稳产时间短，二是水平井煤层垮塌严重，成井困难。
2、地应力
柿庄北区地应力状态相对复杂，与构造关系关系密切[6]，西北区域煤层埋深大于110m，垂向应力大于水平应力;断层带、东部边缘区域及褶皱翼部垂向应力小于水平应力;煤层平缓区域及褶皱轴部水平挤压作用相对较弱，中间主应力为垂向。
3号层主要挤压方向为NE40-65°，西部区域应力较大，背斜轴部相对拉张，向斜区域挤压较强。断层带内部应力高于外部地区，地应力随随埋深增加而逐渐增大。
最大水平主应力近NE方向，断裂带区域的最大水平主应力方向近平行于断层走向，偏转角度受构造影响，断层走向与主挤压方向垂直时偏转角最小。
3、煤体结构
郭涛等[7]通过测井方法分析认为煤体结构受构造、沉积控制。构造控制作用为主，煤层厚度变化大及小断层密集发育区易发育构造煤;顶底板岩石力学性质与煤层相差较大时，易形成构造软煤。通过岩心及测井分析，柿庄北区块3号煤层靠近上部及底部常发育碎粒煤或粉煤，粉煤平均厚1m，所占比例平均为17.85%，本区断层对煤层煤体结构影响并不大，粉煤发育主要受褶皱的影响[4]。
在研究区的钻探过程中，粉煤的发育对水平井施工造成重大影响，2020年柿庄北施工的7口水平井中有5口井出现煤层垮塌现象，部分井出现不同程度的卡埋钻具事故，探究合适的开发工艺适应柿庄北区块的煤层气开发具有重要意义。
4、排采效果
前人在研究该区排采规律后优化排采制度[8]，达产率明显提高，对本区东部地质条件较好区域50口井的3号煤层气井进行排采生产，平均产气量约300 m3/d，上产期约90天，稳产期约350天，整体表现为单井产量低、稳产周期短的特点（图2），当前钻完井及储层改造工艺效果对研究区煤层开发效果不佳。其低产原因与煤层埋深、地应力、煤体结构、煤体强度及开发工艺技术等相关。研究区与邻区柿庄南区块相比较：埋深大200-300m;储层应力更高;渗透率、煤岩强度更低，施工难度大。
通过对研究区A1井进行数值模拟研究，该井的气量主要来自压裂裂缝影响区域，通过储层渗流压降公式计算压降半径较小，有效解吸半径在50m左右（图3），供气半径有限是造成柿庄北产量过早进入递减期的主要原因。
4、解决思路
研究区煤层具有低渗的特点，需要对储层水力压裂改造，目前改造规模有限，针对煤体结构较好的煤层，需要提升煤层水力压裂改造规模，增加有效解吸半径。针对构造煤发育、地应力复杂、煤层易垮塌区域采用距离煤层1-2m范围的煤层顶板水平井施工[9]，对煤层顶板进行多段式水力压裂改造储层（图4）。
煤层顶板水平井施工具有以下优点：一是水平段不需要考虑煤层钻遇率，施工轨迹曲率更小，有利于获得更长水平段长，进而获取更大经济效益，并且对后期完井作业更有利;二是煤层顶板岩石强度高于煤层，不易出现垮塌等井下安全事故;三是不在煤层内钻进，消除钻井液对储层污染;四是降低煤层气生产期间压裂砂及煤粉产出，增加生产时效。
参考文献
[1]刘晔，王云.山西沁水盆地煤层气产业发展规划研究[J].中国煤层气，2008，5（2）： 6-10.
[2]陆小霞，黄文辉，王佳旗等.沁水盆地柿庄北深部煤层煤体结构发育特征[J].煤田地质与勘探，2014，42（3） ： 8-11，16.
[3] 王存武，柳迎红，梁建设等.沁水盆地南部柿庄北地区煤层气勘探潜力研究[J].中国煤层气，2014，11（3） ： 3-6.
[4]朱庆忠，刘立军，陈必武等. 高煤阶煤层气开发工程技术的不适应性及解决思路[J]. 石油钻采工艺，2017，39（1）：92-96.
[5]任宜伟，楼宣庆，段宝江，王文升，聂帅帅. 工程参数对L区煤层气直井产量影响的定量研究[J]. 石油钻采工艺，2016，38（4）：487-493.
[6]付晓龙，戴俊生等.柿庄北3#煤层构造特征对地应力的影响[J].黑龙江科技大学学报，2018， 28（4）：363-369.
[7]郭涛，王运海.延川南煤层气田2号煤层煤体结构测井评价及控制因素[J]. 煤田地质与勘探2014，42（3）：22-25.
[8]刘羽欣.柿庄北区块煤层气井排采制度研究[J].特种油气藏，2019，26（5）：118-123.
[9]屈平.单一松软煤层顶板压裂增透的数值模拟分析[J].中州煤炭，2016，2：45-48.