0605 胡秋嘉,李梦溪,贾慧敏,刘春春,崔新瑞,李玲玉,彭 鹤,张光波,毛崇昊
(中石油华北油田 山西煤层气勘探开发分公司，山西 晋城 048000)
摘 要:沁水盆地南部煤层气水平井开发10 a实践表明，相同地质条件下不同类型水平井开发效果存在较大差异，亟需就水平井开发地质适应性进行深入研究。基于樊庄—郑庄区块水平井开发现状，通过生产数据统计分析，结合煤矿井下观察和室内实验，研究了水平井完井方式、储层改造方式的地质适应性。结果表明，地应力大小、方向和煤体结构决定水平井完井方式。水平井完井方式主要包括裸眼完井、套管或筛管完井等，在保证水平井井眼稳定的前提下采用裸眼完井经济效益最好。但埋深超过600 m时，煤岩承受的垂向应力大于抗压强度，裸眼水平井易垮塌，应使用筛管、套管完井;当埋深为600～700 m时，筛管水平井产量可达3 000 m3/d以上，可用筛管完井;当埋深大于700 m，需要进行压裂，用套管完井。水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向之间夹角越小，井眼受到的有效应力越大，裸眼井眼越容易变形垮塌，应采用筛管、套管完井，当水平井井眼走向垂直于煤层最大水平主应力方向时，裸眼水平井产量最高，可以采用裸眼水平井完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区，裸眼井眼易垮塌，裸眼水平井平均单井产气量仅1 000 m3/d左右，而筛管水平井可以达到4 500 m3/d左右，应采用筛管完井。煤层微观裂缝发育程度和垂向非均质性决定水平井是否需要压裂，微观裂缝发育程度可以用裂缝指数定量表征。当裂缝指数高于100时，筛管水平井产量一般高于3 000 m3/d，开发效果较好;当裂缝指数低于100时，储层渗透性差，单井控制面积小，筛管水平井产量低于1 000 m3/d，分段压裂后储层渗透率提高，产量达到7 000 m3/d以上。煤层垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时，气体垂向渗流阻力大，筛管井产气效果差，需进行分段压裂，分段压裂水平井产量可达到8 000 m3/d以上。
关键词:高煤阶煤层气;水平井;井眼稳定性;完井方式;分段压裂;地质适应性
中图分类号:P618.11
文献标志码:A
文章编号:0253-9993(2019)04-1178-10
收稿日期:20180605
修回日期:20181029
责任编辑:韩晋平
基金项目:国家科技重大专项资助项目(2017ZX05064);中国石油天然气股份有限公司重大科技专项资助项目(2017E-1405)
作者简介:胡秋嘉(1982—),男，四川乐山人,高级工程师。E-mail:mcq_hqj@ petrochina.com.cn
通讯作者:贾慧敏(1989—)，男，河北井陉人，工程师。E-mail:cz_jhm@ petrochina.com.cn
HU Qiujia,LI Mengxi,JIA Huimin,LIU Chunchun,CUI Xinrui,LI Lingyu,PENG He, ZHANG Guangbo,MAO Chonghao
(CBM Branch Company,Huabei Oilfield of Petrochina,Jincheng 048000,China)
Abstract:The practical development experiences of CBM horizontal well for 10 years in southern Qinshui Basin shows that there is a big development difference among the different types of horizontal wells under the same geological conditions and among the same type of horizontal well under different geological conditions.Therefore,the geological adaptability of horizontal wells needs to further be investigated.This paper studies the effects of key geological parameters of horizontal well on the completion method and the stimulation method,based on present development situation of horizontal wells,coal mine observation and indoor experiments by statistics data in Fanzhuang and Zhengzhuang block.The results show that the size and direction of ground stress and the coal structure decide the completion method of horizontal wells.The completion method consists of open-hole completion,casing completion,screen completion and so on.The open-hole completion is the most economic method if the well bore is stable.When the buried depth is more than 600 m,the vertical stress of the coal and rock is greater than the compressive strength,which results in that the open hole of horizontal well is prone to collapse and the casing completion method and the screen completion method should be adopted.When the buried depth is between 600 m to 700 m,the daily production of screen completion horizontal well can be over 3 000 m3/d.However,when the buried depth is deeper than 700 m,the hydraulic stimulation is needed,so the casing completion method is suitable.The production of horizontal well decreases with the increase of the angle between the horizontal well borehole trends and the greater the maximum horizontal principal stress direction because the smaller the angle,the greater the effective stress on open hole,and the easier the deformation and collapse of open hole,where the casing and screen completion way should be adopted.When the borehole trend is perpendicular to the direction of the maximum horizontal principal stress,the production of the open-hole horizontal well is the highest,so the open-hole completion method should be adopted.When the horizontal well hole passes through the granule or mylonite coal development zone,the open-hole horizontal well is much easier to collapse,leading to daily production only about 1 000 m3/d.While the daily production is up to 4 500 m3/d,when the screen completion way should be adopted.The micro-fractures development degree and the vertical heterogeneity of coal seam determine whether horizontal wells need to be fractured.The micro-fractures development degree can be quantitatively characterized by the fracture index.When the fracture index is higher than 100,the daily production of screen horizontal wells is higher than 3 000 m3/d.When the fracture index is less than 100,the low permeability results in a small single-well controlling area and hydraulic fracturing is required,where the production of the screen horizontal well is lower than 1 000 m3/d while the production can reach 7 000 m3/d after hydraulic fracturing.If there are low-permeability layers with fracture index less than 100 in vertical direction of coal seams,the gas production is poor with screen completion and hydraulic fracturing is also required,where the gas production can be up to 8 000 m3/d.
Key words:high-rank coal-bed methane;horizontal well;well hole stability;completion way;staged fracturing;geologic adaptability
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胡秋嘉,李梦溪,贾慧敏,等.沁水盆地南部高煤阶煤层气水平井地质适应性探讨[J].煤炭学报,2019,44(4):1178-1187.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2018.0746
HU Qiujia,LI Mengxi,JIA Huimin,et al.Discussion of the geological adaptability of coal-bed methane horizontal wells of high-rank coal formation in southern Qinshui Basin[J].Journal of China Coal Society,2019,44(4):1178-1187.doi:10.13225/j.cnki.jccs.2018.0746
沁水盆地南部高煤阶储层物性差、渗透率低，而水平井开发技术则是煤层气田获得效益开发的主体工艺技术之一[1]，其增产机理是利用其分支有效沟通煤层中的天然裂缝系统，使渗流通道呈网状分布，增大煤层气解吸范围，大幅提高煤层气井产量。沁水盆地南部樊庄—郑庄区块水平井开发实践表明，在适宜的地质条件下，煤层气水平井比直井具有显著优势[2]，但相同地质条件下不同类型水平井、不同地质条件下相同类型水平井开发效果存在较大差异，这与水平井井眼稳定性、煤储层原始渗流能力密切相关。刘志强等(2011)从工艺技术角度对煤层气水平井进行了分析，探讨了关键工程技术及其难点[3-4];杨勇等(2014)指出煤层气多分支水平井容易发生垮塌，严重影响有效进尺，提出造稳定主支的概念[5]。目前，关于地质因素对煤层气水平井开发效果影响的研究较少，李梦溪等(2010)研究了地质构造对煤层气多分支水平井的影响，认为煤层气井井眼倾向对排水降压具有重要的影响[6];易新斌等(2013)探讨了不同煤层渗透率条件下最优完井方式[7];杨健等(2015)研究了地应力、煤体结构等不同地质条件对煤层气水平井稳定性影响[8]。总体来看，对煤层气水平井地质适应性的研究比较少，对关键地质参数对水平井产能的影响机理及水平井开发方式的地质适应性尚缺乏系统认识。因此笔者以沁水盆地南部樊庄—郑庄区块水平井开发实践为研究基础，结合井下观测、室内试验和资料井数据，评价了水平井地质适应性，重点研究了关键地质参数对不同完井方式和不同改造方式水平井开发效果的影响，明确了裸眼水平井、筛管水平井和压裂水平井的地质条件，对煤层气水平井开发工艺技术优化和推广具有借鉴意义。
沁水盆地位于山西省东南部，为中生代以来形成的构造型复式盆地，研究区樊庄—郑庄区块位于盆地东南部，区内主力开发煤层气层为二叠系山西组3号煤层，Ro,max(最大镜质组反射率)一般为3.1%～3.9%，平均3.6%，属高煤阶;3号煤层全区稳定发育，厚度一般为5～7 m，平均6 m，底部常见一层厚约0.5 m的夹矸;区内构造较复杂，局部褶曲、断层较发育，埋深为300～1 100 m;含气量整体较高，分布在14～30 m3/t，平均20 m3/t，受构造、水动力条件等影响，局部存在低值区;试井渗透率普遍低于1×10-15 m2，平均0.27×10-15 m2，属于低渗储层。煤体结构一般以原生结构为主，碎粒煤和糜棱煤主要发育在煤层顶底板和夹矸附近。煤层与顶底板岩层弹性模量差异大，煤层一般为0.6～2.5 GPa，平均1.2 GPa，顶底板为0.4～8.3 GPa，平均2.9 GPa;最大水平主应力为北东向，主要分布在13～42 MPa，平均为26 MPa;最小水平主应力分布在9～26 MPa，平均为16 MPa[9]。
樊庄—郑庄区块于2006年开始规模建产，为提高煤层气井产气量，于2007年规模应用水平井技术。为增强不同类型水平井地质适应性，开发过程中不断优化钻完井工艺，研究区内水平井开发大体经历了裸眼多分支水平井(简称多分支水平井)、筛管单支水平井(简称筛管水平井)和套管压裂单支水平井(简称套管压裂水平井)3个发展阶段，其基本参数见表1。从效果来看，裸眼多分支水平井日产气量井间差异大，筛管单支水平井产量稳定，但均低于5 000 m3，套管压裂水平井开发效果较好。
表1 3类水平井基本情况对比
Table 1 Comparison of basic situations of three types of horizontal wells in Qinshui Basin
注:日产气量分布范围/平均值。
(1)多分支水平井。该井型主要应用于开发初期，一般设计2主支6分支，主支煤层进尺800～1 000 m，夹角10°～20°;分支煤层进尺350～650 m，夹角15°～30°，分支间距100～150 m;煤层总进尺大于4 000 m，控制面积大于0.35 km2。该类水平井增产机理是利用多个分支有效沟通煤层中的天然裂缝系统，使渗流通道呈网状分布，增大煤层气解吸范围，大幅提高煤层气井产量。其优点是单井控制面积大，理论产能高，最高产量达到6×104 m3以上。
(2)筛管水平井。为解决局部井区多分支水平井成井难、排采后期易垮塌且无法改造的难题，2015年开始试验筛管水平井。该井型一般设计1主支，煤层进尺800～1 000 m，煤层段下筛管支撑完井，不进行水力压裂。其优点是通过筛管支撑可确保井眼稳定，产量一般在2 000～5 000 m3，但其缺点是单井控制面积小，仅为0.02 km2，尤其低渗区产量较低。
(3)套管压裂水平井。水力压裂是储层改造的主导技术[10]，随着开发范围的不断扩大，为提高特低渗区产量，在单支水平井水平段下入套管，然后进行分段射孔压裂，形成较大的控制面积，改善储层渗透率，从而提高煤层气井产量。通过改造井控面积可达0.2 km2，单井产气量达到6 000～10 000 m3，平均8 000 m3，有效提高了单井产量。
裸眼水平井、筛管水平井和套管分段压裂水平井3种开发方式存在2个本质区别:从完井方式角度看，裸眼水平井与筛管、套管水平井之间的本质区别为是否对水平井井眼形成有效支撑;从储层改造方式角度看，裸眼、筛管水平井与套管分段压裂水平井之间的本质区别为是否进行大规模储层压裂。因此，本文重点就影响水平井井眼稳定性和水平井分段压裂的关键地质参数进行了分析。
煤层气水平井井眼稳定性对水平井高产、稳产至关重要，井眼垮塌会导致水平井产量大幅下降甚至不产气，因此水平井完井方式选择首先应利于实现井眼稳定，在煤岩稳定性较好的储层，可优先选用经济性好、产气面积大的裸眼完井方式，当裸眼完井容易发生垮塌时，需下入筛管、套管支撑井壁，保持井眼稳定、通畅。本节论述了垂向应力大小、水平主应力方向、煤体结构3个关键地质参数对水平井井眼稳定性的影响，评价了裸眼或筛管、套管等完井方式的地质适应性。
通过对4口水平井井眼进行煤矿井下观察，测定埋深、井径、煤体结构等参数，结果如图1和表2所示。P1-1,P1-2和P1-3三口水平井，均处于单斜构造，以原生结构煤为主，煤层埋深、地应力依次增加。井下观察发现，P1-1井井眼呈规则圆形，孔壁无裂隙、无垮塌，井径纵向、横向变形率仅为3%～5%，基本无变形;P1-2井井眼呈椭圆形，井眼顶、底部有挤压裂隙，井径纵、横向变形率在-11%～-15%，变形较弱;P1-3井井眼呈椭圆形，井筒内壁不同方向裂隙交错分布，破碎最为严重，井径纵、横向变形率在-15%～-25%，变形较强。这表明，在相同煤体结构条件下，随埋深增加，水平井井眼承受的应力逐渐增加，井径逐渐缩小，缩小率可高达23%。
图1 不同埋深条件下裸眼水平井井眼变形情况井下观察
Fig.1 Hole deformation of open hole horizontal well under different buried depth conditions by downhole observation
表2 不同埋深、煤体结构条件下裸眼水平井井眼变形情况
Table 2 Hole deformation of open hole horizontal well under different buried depth conditions and different coal structure conditions
孟召平、杨延辉等认为沁水盆地南部煤层的垂直应力σv根据Hock提出的经验公式进行计算[11-13]，笔者也采用该式进行计算。
σv=0.027H
(1)
式中，H为煤层埋深，m。
通过对研究区不同埋深下煤样进行室内三轴应力测试，得到抗压强度与埋深关系，由式(1)计算得到煤层所受垂向应力与埋深关系，如图2所示。图2表明，埋深大于600 m时，煤层所受的垂向应力普遍大于煤岩的抗压强度，煤岩容易发生破裂、垮塌，这与井下观察结果基本一致。
图2 研究区域煤岩强度与煤层垂向应力关系
Fig.2 Relationship between the strength of coal rock and the vertical stress of coal seam in study area
表3为樊庄区块多分支水平井井眼不同展布方向时的开发效果。数据显示，当水平井井眼走向为北西向时日产气量最高，为东西向时日产气量相对较高，为北东向时日产气量最低，这表明当水平井井眼走向平行于煤层最大水平主应力方向时，开发效果较差;当井眼走向与最小主应力方向平行时，易获得高产。
裸眼水平井井眼走向与煤层最大主应力方向夹角对累计产气量影响数值模拟结果如图3所示。
表3 沁水盆地樊庄区块裸眼多分支水平井井眼展布方向与开发效果关系
Table 3 Relation between the distribution direction and development effect of open hole multi-branch horizontal wells in Fanzhuang Block of Qinshui Basin
图3 裸眼水平井走向与最大主应力方向夹角对产量的影响
Fig.3 Effects of the angle between the horizontal well direction and the maximum principal stress direction on the production of open hole multi-branch horizontal wells
图3表明裸眼水平井井眼走向与煤层最大水平主应力方向平行时累产气量最少，产量随着2者之间夹角的增大而增大，2者垂直时累计产量最高。这主要是由于水平井井眼走向与最大主应力平行时，井眼受到的有效应力最大，井眼容易变形垮塌;当井眼走向与最大主应力方向成一定夹角时，井眼垮塌变形程度降低，水平井累积产量逐渐增加，直至2者垂直时，水平井产量达到最大。
煤体结构系煤层在构造应力作用下变形的产物，瓦斯地质学中将其划分为原生结构煤、碎裂煤、碎粒煤和糜棱煤4种[14]。研究区煤体结构较复杂，原生结构、碎裂结构、碎粒结构和糜棱结构煤均有发育。由图1和表2可知，P1-4井水平井井眼穿过碎粒结构煤发育区，其井眼纵向变形率高达-34.2%，横向变形率高达-47.4%，远远高于相同垂向应力条件下原生结构煤中水平井的井眼变形率，且井眼已明显垮塌。这表明，当水平井井眼穿过碎粒、糜棱结构煤发育区时，井眼稳定性差，容易发生垮塌。
通过现场取芯和测井资料对裸眼完井FP1井主支煤体结构进行了分析[15-17]，得到煤体结构栅状图，如图4所示，图中红色、黄色、绿色、蓝色分别表示原生结构煤、碎裂结构煤、碎粒结构煤和糜棱结构煤。图4表明，FP1井主支末端穿过了碎粒、糜棱结构煤发育区，易发生垮塌。
图4 FP1井煤体结构分布栅状
Fig.4 Grille diagram of the coal structure distribution of FP1 well
采用微破裂向量扫描“四维影像”储层监测技术对FP1井主支附近流体流动范围进行监测，结果如图5所示，图中横纵坐标表示距离(m)，色标表示流体流动能量的大小，颜色越深，流体流动能量越强。图5表明，FP1井主支末端流动能量极小，流体几乎不流动，主要由于该区煤体结构破碎，井眼已经发生垮塌，气水流动性差。
图5 FP1井流体流动范围监测结果
Fig.5 Monitoring results of fluids flow range of FP1 well
煤层气储层垂向地应力大小、水平主应力方向和煤体结构均对水平井井眼稳定性具有重要影响。埋深大于600 m时，煤层所受的垂向应力普遍大于煤岩抗压强度，水平井井眼容易变形垮塌;水平井井眼走向与煤层最大主应力方向平行时，井眼有效应力最大，容易变形垮塌;水平井井眼穿过碎粒、糜棱结构煤发育区时，井眼稳定性差，容易垮塌。上述参数对煤层气水平井采用裸眼完井还是筛管、套管完井具有决定性作用。
从煤储层改造角度，煤层气水平井开发工艺包括分段压裂水平井和不压裂水平井。部分储层水平井不压裂就可以获得高效开发，但部分储层则需要大规模分段水力压裂改造才能获得高效开发，因此。需要研究水平井压裂的必要性，研究水平井分段压裂开发工艺与储层地质条件之间的匹配关系，本节从微观裂缝发育程度和裂隙垂向非均质性两个方面明确分段压裂水平井的地质适应性。
煤岩为孔隙-裂缝双重介质储层，其基质孔隙渗透率极低，煤储层整体渗透率主要取决于微观裂缝发育情况，而裂缝宽度又是其主要因素[18]，因此可以通过单位宽度煤岩中裂缝总宽度所占比例来表征裂缝的发育程度，并将其定义为裂缝发育指数:
(2)
其中，Fdi为裂缝发育指数，无量纲量;wi为第i条裂缝的宽度，μm;l为观测长度，μm。裂缝宽度、裂缝密度等参数，可以通过扫描电镜获得，如图6所示。
图6 不同渗透率煤岩微观裂缝发育情况
Fig.6 Micro-fractures development situation of coal rocks with different permeability
(a)主裂缝宽度68 μm，密度4.8条/cm;次裂缝宽度18 μm， 密度1.1条/cm，裂缝发育指数346.2，试井渗透率0.91×10-15 m2;
(b)主裂缝宽度14 μm，密度4.8条/cm;次裂缝宽度7 μm， 密度4条/cm，裂缝发育指数95.4，试井渗透率0.01× 10-15 m2
分别对15口筛管单支水平井煤芯进行扫描电镜观测，获得裂缝宽度、密度等参数，根据式(2)计算煤岩裂缝指数，建立裂缝指数与日产气量的关系散点图，如图7所示。结果显示，单支筛管水平井日产气量随裂缝指数的增加而增加，当裂缝指数高于100时，产量一般都高于3 000 m3/d，开发效果较好;当裂缝发育指数小于100时，产气量一般低于2 000 m3/d，产气效果较差，需要进行压裂改造。
图7 储层裂缝指数与筛管水平井日产气量关系
Fig.7 Relationship between the fracture index of reservoir and the gas production per day of screen horizontal Wells
水平井开发，将直井开发的径向流转变为垂直水平井段的线性流和沿水平井井筒的线性流[19]，因此，煤层垂向渗透率对水平井产量有重要影响。由图8可知，同一煤层在垂向上裂缝发育指数差异较大，存在局部低值区，阻碍煤层气垂向渗流。当试井渗透率为0.9×10-15 m2时，煤层垂向裂缝发育指数普遍较高，在165～346，裂缝指数均大于100时，水平井不压裂即可获得高产。而当试井渗透率为0.1×10-15 m2时，煤层垂向裂缝发育指数分布在40～123，垂向上存在局部低渗层，裂缝指数小于100，煤层垂向渗透性差，阻碍气体垂向渗流，需进行压裂改造增大煤层垂向渗透率。
图8 不同渗透率储层煤层垂向裂缝发育指数分布
Fig.8 Vertical distribution of fracture development index of coal seams with different permeability
煤层裂缝发育程度决定水平井是否需要压裂，平面上，煤储层裂缝指数低于100时，储层渗透性差，单井控制面积小，需要进行分段压裂;垂向上存在局部裂缝指数小于100的低渗层时，气体垂向渗流阻力大，也需要进行分段压裂。
如上所述，煤层气储层垂向地应力大小、最大水平主应力方向和煤体结构决定水平井是否需要支撑，即决定水平井采用裸眼方式完井还是采用筛管或套管方式完井。煤层气储层平面和垂向裂缝指数决定水平井是否需要压裂改造。裸眼水平井、筛管水平井和套管分段压裂水平井的地质适应性见表4。
表4 水平井开发工艺地质适应性
Table 4 Geologic adaptability of the horizontal wells development technology
图9 沁水盆地南部不同类型水平井埋深与日产气量关系
Fig.9 Relationship between the buried depth and daily gas production of different types of horizontal wells in Southern Qinshui Basin
4.1.1 垂向地应力
图9为不同埋深条件下完井方式对水平井的开发效果影响数据统计图。图9表明，总体上，裸眼多分支水平井与筛管单支水平井均呈现随埋深增大产量降低的趋势。图9和表4表明，当埋深大于600 m时，裸眼多分支水平井日产气量平均仅为2 000 m3，其中日产气量低于1 000 m3的井占40%以上。结合煤岩强度与煤层垂向应力关系可知，埋深600 m以深时，裸眼多分支水平井井壁稳定性差，井眼易垮塌，进而堵塞气水产出通道，导致持续低产，因此，需要支撑来保持井壁稳定性。而在相同地质条件下，当埋深为600～700 m时，筛管单支水平井平均产量可达3 000 m3以上，表明筛管单支水平井切实起到了稳定井眼的作用，保障了井眼气水产出通道通畅，更有利于水平井生产;但当埋深700 m以深时，筛管水平井产量也低于1 000 m3，此时裸眼和筛管均不适宜，主要是由于埋深增加，地应力增加，导致煤层原始渗透率较低，必须开展水力压裂才能实现效益开发。
4.1.2 主应力方向
图10为ZP1井综合生产曲线，该井为北东向裸眼水平井，投产后产水量在0～2 m3，未解吸产气。分析认为该井水平井井眼走向平行于区块最大主应力方向，分支垮塌严重，不宜采用裸眼完井。该井于2017年6月沿原工程井侧钻一主支，主支下入筛管支撑，之后产量达到4 300 m3/d，开发效果大幅改善，该实例与表4结论一致:水平井井眼走向平行于最大主应力方向时，分支易垮塌堵塞气水渗流通道，应该下入筛管支撑井壁。
图10 ZP1裸眼水平井井眼重入前后综合生产曲线
Fig.10 Comprehensive production curves of ZP1 well before and after screen reentry
4.1.3 煤体结构
图11为不同煤体结构储层水平井钻遇复杂井段、完井后坍塌次数及稳定日产量对比，图11中橙色段井眼轨迹为钻遇复杂段，粉色点为井眼坍塌位置。图11和表4共同表明:原生结构煤发育区，水平井钻遇复杂次数较少，分支展布较合理，裸眼完井分支未坍塌，稳定日产气量50 000 m3以上，开发效果最好;碎裂结构煤发育区，分支展布较差，裸眼完井局部发生井眼坍塌，稳定日产气量4 000 m3左右，开发效果中等;碎粒结构煤发育区，水平井钻遇复杂次数增加，分支展布较差，裸眼完井井眼坍塌位置增多，整体日产气量较低，仅1 000 m3左右，开发效果差，而在该区采用筛管完井，未发生井眼坍塌，稳定日产气量4 500 m3左右，表明裸眼水平井分支垮塌是导致开发效果差的主因，在这类井区，适易完井后下筛管支撑，保障水平井井眼通畅，有效改善开发效果。
图11 不同煤体结构时水平井完井方式对开发效果的影响
Fig.11 Effects of completion methods on the development of horizontal wells under different coal structure conditions
4.2.1 微观裂缝发育指数
郑庄区块西南部某地测试裂缝发育指数为96，该区域相邻两口水平井生产曲线如图12所示，其中套管压裂水平井日产气量达到7 000 m3以上，筛管水平井日产气量仅1 500 m3左右，表明天然裂缝发育程度较差时，水平井需要采用套管压裂方式改造(表4)，实现人工造缝，扩大供气面积，从而可大幅提高单井产气量。
图12 套管压裂水平井与筛管水平井生产曲线对比
Fig.12 Comparison of production curves between casing fracturing horizontal wells and screen horizontal wells
4.2.2 裂隙垂向非均质性
图13为郑庄区块东南部相邻的筛管水平井和套管压裂水平井的综合生产曲线，该区裂缝指数垂向发育情况如图8所示中0.1×10-15 m2时所示，裂缝指数整体分布在51～160，平均87.8，垂向上存在裂缝指数低于100的低渗透层，阻碍煤层气垂向渗流，导致水平井开发效果差。
图13 裂缝垂向非均质较强时套管压裂水平井与筛管水平井生产曲线对比
Fig.13 Comparison of production curves between casing fracturing horizontal wells and screen horizontal wells under serious vertical heterogeneity of formation
图13(a)为筛管完井水平井，初期日产气量2 000 m3左右，后经过氮气扩孔，增加煤层垂向渗透率，产量由2 000 m3升至3 200 m3以上;图13(b)为相邻的套管压裂水平井，分7段进行水力压裂，压裂后日产气量8 000 m3以上，是筛管井产量的2.7倍，说明煤层垂向非均质性较强，存在裂缝指数小于100的低渗透层时需要进行水力压裂(表4)，以提高储层垂向渗透率。
(1)煤体结构相同时，随埋深增加，水平井井眼承受的垂向应力增加，井径逐渐缩小。埋深600 m以深时，水平井井眼承受的垂向应力大于煤岩抗压强度，井径缩小率可高达23%，导致裸眼水平井日产气量较低，而筛管水平井可以实现效益开发。因此，埋深600 m以浅，裸眼完井，600 m以深筛管完井。
(2)水平井井眼走向与最大主应力平行或夹角较小时，井眼受到的有效应力最大，裸眼水平井井眼容易变形垮塌，应采用筛管或套管完井。水平井井眼穿过碎粒、糜棱煤发育区，裸眼完井井眼稳定性差，应采用筛管或套管完井。
(3)煤层裂缝发育程度决定水平井是否需要压裂，其裂缝发育程度可用裂缝指数表征。当裂缝指数高于100时，储层渗透性好，甲烷产出阻力小，不压裂水平井即可获得较好开发效果;而裂缝指数低于100时，储层渗透性差，单井控制面积小，需要进行分段压裂，煤层垂向上存在裂缝指数小于100的低渗层时，煤层气垂向渗流较差，筛管井产气效果差，套管完井分段压裂后可获得高产。
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