我国煤层气和油气共生区域浅层采气技术获突破

　　日前，中国煤炭科工集团西安研究院借鉴页岩气开发工艺，创新采用了煤系气开发层位优选技术、大倾角水平井钻井技术、特厚储层增产改造技术和煤系气排采工艺技术，突破了煤层气和油气共生区域浅层煤系气开发技术瓶颈。

　　据了解，受游离天然气保存条件的限制，煤系气作为一种蕴藏丰富且可规模性开发的洁净气体能源，可供开采的有利深度一般都大于1500米。浅层煤系气的开发技术一直存在着无法突破的瓶颈。

　　窑街煤电集团海石湾煤矿处于典型的煤层气与油气共生矿区，煤系气埋藏浅。同时，该矿区还存在煤与二氧化碳突出，极易发生油气涌出、燃烧、爆炸等事故，迫切需要突破技术瓶颈。

　　海石湾煤矿在前期的工作中先后尝试采用了开采油页岩上保护层、底抽巷施工穿层钻孔、工作面两道施工顺层钻孔、油页岩工作面采空区抽采瓦斯、工作面上隅角托管抽采瓦斯等方法均未能凑效。

　　中国煤科西安研究院依托国家科技重大专项研发了碎软低渗煤层群分层控压排采技术及装备，解决了煤系气多源储层物性差异明显、共采难度大这一难题。

　　该矿区地层结构复杂，如果按照传统办法单一考虑主采煤层中的瓦斯抽采而忽略油页岩、油砂层、油A层，不仅不能有效降低井下瓦斯含量，还会对天然气资源造成浪费。同时，地层倾角较大，给水平井钻井带来了极大的难度。

　　为此，西安研究院经过理论分析与现场试验，选定含气性、渗透性、有机碳含量和气测等储层条件较好的煤二层、油A层、油页岩层作为煤系气开发的目标层位。为解决倾角大，不利于钻井的问题，他们创新采用大角度水平井钻井技术，首次使用旋转自导式浮鞋及漂浮接箍工具解决了复杂地层水平井套管下入的难题，完成了甘肃省第一口“L”型煤层气水平井，水平段长846米、落差210米，同时也创造了我国煤层气水平井最大落差的纪录。

　　由于选定的目标层煤二层、油A层和油页岩均属于特厚产层，常规的煤层气压裂方法达不到改造效果。西安研究院立足实际情况，创造性采用多段分簇和限流法射孔以提高液体的携砂能力。他们采用新型带压射孔技术，实现了层间封堵和连续压裂，解决了油A层和煤二层间距较小、煤二层渗透率低、压后放喷时间长的问题，缩短了施工周期；采用适合于致密特厚产层的大排量、大砂量、低砂比压裂技术，实现了增产。此外，他们针对油A层、煤二层二氧化碳浓度较高，排采过程中，溶解于水的二氧化碳进入泵筒，极易引起气锁现象，影响泵效的问题，创新采用了降低挂泵位置和重力式螺旋气锚两种技术，大大减小了进入泵筒的气量。

　　这些技术瓶颈的突破，使煤层气和油气共生区域浅层煤系气的共采成为可能，释放了巨大的能源资源。目前，海石湾矿区单井日产气量高达2580立方米，最高累计产气量24.5×104立方米；节省保护层开采成本2.67亿元，节省底抽巷掘进成本1.06亿元，抽采煤系气利用可创造利润1.14亿元。（李德山）

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