延川南區(qū)塊煤層氣整體壓裂技術研究與應用

高應運 劉紅磊 孫 婧 房啟龍 朱賢清

(華東石油局工程技術設計研究院，江蘇 210031)

鄂爾多斯盆地地面面積達到40萬km2，是中國煤層氣勘探開發(fā)的熱點地區(qū)之一，盆地內煤層氣資源量占中國煤層氣總資源量的1/3，初步顯示該盆地具有良好的煤層氣開發(fā)前景。位于鄂爾多斯盆地東緣南部的延川南地區(qū)勘探也取得一定進展，區(qū)塊內煤層氣井排采獲得工業(yè)氣流，最高產氣量達2632m3/d。該區(qū)塊內共發(fā)育11層煤，其中石炭系上統(tǒng)太原組2#煤和二疊系下統(tǒng)山西組10#煤全區(qū)分部穩(wěn)定，是本區(qū)煤層氣勘探的主力煤層。由于煤層的低滲透特點，決定了需要進行水力壓裂施工以提高儲層滲透率，從而實現高效整體開發(fā)的目的。

1 區(qū)塊內煤儲層特征及含氣性

1.1 煤巖特征

區(qū)內煤巖特性良好，宏觀煤層特征以半亮煤為主，煤層以低灰-低中灰煤為主，揮發(fā)分含量普遍低，煤化程度高，煤巖煤質特征及煤化程度完全滿足煤層氣地質選區(qū)評價要求。

1.2 煤的孔隙裂隙特征

煤層具有雙孔隙結構—基質孔隙和裂隙，而且自身具有獨特的割理系統(tǒng)。煤的基質孔隙決定著煤的吸附能力，裂隙對煤層氣的運移以及產出起決定作用。

研究區(qū)內按照實驗室測定求得:2#煤層孔隙度為1.3%～4.6%，平均為3.3%;10#煤層孔隙度為2.6%～4.3%，平均為3.7%。本地區(qū)孔隙度相對較低。

1.3 煤的吸附性能

根據目前延1井排采生產特征反映，隨井底壓力的小幅變化，日產氣量響應比較明顯，表現為煤層解析特征，2#煤儲層解析壓力3.95MPa，解析壓力較高，臨儲比值也較高，是非常有利的煤層氣開采條件。

原煤飽和吸附量 (Vt)－蘭氏體積:延1井變化于30.84～34.18m3/t之間，平均32.18m3/t;延2井變化于 30.60～34.30m3/t之間，平均32.18m3/t。蘭氏壓力值延 1井變化于 1.86～2.50MPa之間，延2井變化于2.53～2.55MPa之間。說明延川南區(qū)塊煤層有相對比較強的吸附能力。

1.4 煤層滲透率及控制因素

滲透率作為衡量多孔介質允許流體通過能力的一項指標，是影響煤層氣產生量高低的關鍵參數，又是煤層氣中最難測定的一項參數。只有試井和氣藏模擬技術才是測定煤儲層滲透率的有效方法。

通過進行注入壓降試井，實測的煤儲層滲透率范圍介于0.032～0.1735mD之間。受煤層非均質性、氣井所在構造部位及測試手段、資料處理方法、經驗、測試人員素質等多方面因素的影響，煤層氣勘探實測煤層滲透率差別較大，部分測試結果不具有代表性。不論測試結果是否正確，可以分析滲透率的變化趨勢以及相對較有利區(qū)。從埋藏深度與滲透率的關系來看，隨著煤層埋深的增加滲透率呈下降趨勢。對該區(qū)煤層滲透率綜合研究認為，該區(qū)煤層滲透率多不會超過2mD。需要通過水力壓裂來提高儲層的滲透率，來達到產出工業(yè)氣流的目的。

1.5 煤層含氣性

根據實測煤層氣樣品解析測試數據顯示延川南地區(qū)煤層含氣量相對較高。2#煤含氣量為6～24.24m3/t，平均 12.5m3/t。10#煤為 5 ～19.87m3/t。平面上，整個區(qū)域煤層氣含量普遍較高，其中中部和深部含氣量升高，縱向上2#煤含氣量高于10#煤。

2 室內試驗分析

2.1 敏感性分析

對延川南區(qū)塊煤巖進行了敏感性試驗，結果表明:該區(qū)為低速敏、低水敏、無－弱酸敏、無－弱減敏、較強的壓敏性。由于該區(qū)的煤層多孔疏散、膠結程度較弱，低水敏性，在壓裂設計時，應注意粘土膨脹以及煤粉運移對壓裂效果的影響。由于該區(qū)塊煤比較易于壓縮，且壓后滲透率不能完全恢復，壓敏傷害較大。故壓裂過程應避免凈壓力的突然上升，減小壓敏傷害。

2.2 巖石力學試驗

對延川南區(qū)塊煤巖進行了巖石力學性試驗，從試驗結果可以看出，2#煤儲層頂底板的彈性模量值一般在1.1×104～2.8×104MPa，泊松比為0.19～0.38;10#煤儲層頂底板1.2×104～2.2×104MPa，泊松比為0.24～0.48。說明煤層具有較強的塑性特征，易造成支撐劑嵌入。

3 整體壓裂技術原則及工藝特點

3.1 整體壓裂技術原則

(1)為了提高延川南區(qū)塊煤層氣井的壓裂改造效果，大多采用了大施工排量、大前置液量以有效提高注入液的波及體積，試驗煤層自支撐的壓裂效果，后段采用煤層正?；钚运當y砂工藝，以保證近井帶形成一定導流能力的鋪砂剖面;而對于特殊情況的井，如頂部疑似含水等則適當控制壓裂規(guī)模，采用適當規(guī)模的施工排量及前置液量。

(2)為了降低壓裂液對煤儲層的傷害，采用清水配合高效助排劑改造;同時為了降低壓裂液在井筒內的磨阻，提高排量及液量，注入方式采用光套管壓裂。

(3)延川南區(qū)塊為低孔、低滲儲層，壓裂設計時應以造長縫為主，達到提高裂縫導流能力的目的;同時，區(qū)塊內地層塑性強，支撐劑選擇上主要采用中等粒徑支撐劑，或中等粒徑與大粒徑組合支撐及技術，來緩解支撐劑嵌入嚴重的問題，提高裂縫的導流能力。

(4)在前置液階段，間斷的泵注低濃度的支撐劑，以消除或降低近井筒扭曲磨阻。其目的是使近井筒縫寬最大化，流體流向改變最小化，近井筒能耗最小化，施工砂比最優(yōu)化，施工效果最大化。同時，對于使用小粒徑的支撐劑段塞沖刷，還有堵塞煤儲層中的微細天然裂縫，降低液體濾失，提高液體效率的效果。

(5)加強壓裂后返排，盡可能使壓裂液對地層的傷害降至最低。

3.2 延川南區(qū)塊壓裂工藝特點

通過延1井組壓裂數據發(fā)現，延川南煤層氣的主要壓裂工藝特點如下:

(1)延川南區(qū)塊壓裂層位以2#和10#煤層為主，埋深在900～1300m左右;

10#煤層則與2#煤層大不一樣，施工壓力異常偏高，破裂時地面顯示壓力為41MPa，折算破裂壓力梯度在0.31MPa/m左右，大大高于常規(guī)的油氣藏壓力梯度，也大大高于2#煤層，側面也反證了10#煤層厚度較薄，物性差于2#煤層，與地質認識吻合較好;

(3)壓裂液體體系全部采用活性水，為了減少對儲層的二次傷害;

(4)在支撐劑上以石英砂為主，粒徑組合逐漸加大。加砂方式上由初期的小粒徑的粉砂打磨孔眼，改為全部單純的20/40目石英砂或20/40目石英砂+16/20目石英砂的組合。

(5)清水壓裂大排量，現場施工的排量一搬都在6～8m3/min左右。

(6)施工規(guī)模較大，整體施工用液量在600～800m3、加砂量在30～50m3，受到活性水攜砂能力的影響，平均砂比基本在10%左右。

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4 壓裂材料優(yōu)選

4.1 壓裂液體系優(yōu)選

煤層氣壓裂的壓裂液在一定程度上，可以借鑒現行水基壓裂液性能評價，但由于煤儲層具有松軟、割理發(fā)育、表面積大、吸附性強、壓力低等與油藏儲層不同的特性，由此而引起的高注入壓力、復雜的裂縫系統(tǒng)、砂堵、支撐劑的嵌入、壓裂液的返排及煤粉堵塞等問題，使得煤層氣井用壓裂液與油氣田壓裂液存在著差異，主要表現在:

(1)由于煤巖的表面積非常巨大，具有較強的吸附能力，要求壓裂液同煤層及煤層流體完全配伍，不發(fā)生不良的吸附和反應;

(2)煤層割理發(fā)育，要求壓裂液本身清潔，除配液用水應符合低滲層注入水水質要求外，壓裂液破膠殘渣也應較低，以避免對煤層孔隙的堵塞;

(3)壓裂液應滿足煤巖層防膨、降濾、返排、降阻、攜砂等要求。

考慮到煤層儲層特點及壓裂工藝的要求，對煤層氣井用壓裂液的優(yōu)化原則為:

(1)盡可能少地使用添加劑，特別是有機類添加劑，以減少對煤儲層的傷害;

(2)開發(fā)適合煤層氣壓裂用的壓裂液材料，使之與煤儲層相配伍;

(3)在保證壓裂工藝及施工條件下，降低壓裂液成本，以滿足市場經濟的要求。

根據前期實驗室內壓裂液室內評價，試驗選擇三種待測液:活性水、2%KCL水、凍膠破膠液經濾紙過濾后進行測試。試驗結果如圖1所示。

以上對比分析可知，常用于油井壓裂的胍膠壓裂液的破膠液對煤粉壓實制成的人工煤芯的傷害率高達41%以上;而活性水和KCL水對煤粉芯的傷害率相差不大，大約為11%左右，說明胍膠壓裂液體系對煤層的傷害率較大，不適合作為煤層壓裂改造的壓裂液體系。

圖1 三種液體對填充煤芯的傷害率對比圖

結果顯示，活性水和KCL水對煤層傷害率較低，可作為煤層壓裂改造的壓裂液體系。

4.2 支撐劑優(yōu)選

為了滿足延川南區(qū)塊整體壓裂對裂縫導流能力的要求，開展了以裂縫導流能力為評價依據的石英砂支撐劑優(yōu)選實驗，其中包括了中等粒徑石英砂支撐劑和中等粒徑及大粒徑組合支撐劑的導流能力試驗。

4.2.1 中等粒徑石英砂支撐劑壓裂

為了提高裂縫的導流能力，開展了20/40目中等粒徑的石英砂支撐劑的導流能力試驗。支撐劑的鋪砂濃度不僅影響支撐劑在煤儲層內的嵌入，還極大的影響裂縫的導流能力。對20/40目支撐劑在不同的鋪砂濃度下導流能力的測試對比結果表明，鋪砂濃度越高，其導流能力越大，這是因為當鋪砂濃度較高時支撐劑的層厚度就越大，并且支撐劑的嵌入量也較小 (圖2)。因此，對于需要形成較高導流能力的裂縫的儲層，在施工條件允許的情況下，可適當增加中等粒徑支撐劑的使用，已達到提高鋪砂濃度的目的。

圖2 石英砂 (20－40目)不同鋪砂濃度下導流能力測試結果

4.2.2 組合石英砂支撐劑壓裂

本實驗采用了20/40目和16/20目組合石英砂進行了裂縫導流能力測試，采用10kg/m2的鋪砂濃度。測試結果顯示，當閉合應力較小時組合粒徑的石英砂支撐劑導流能力明顯高于20/40目石英砂支撐劑的導流能力。當20/40目粒徑石英砂支撐劑比例增加到一定值后，導流能力有一定程度的降低，但在一定的閉合壓力下組合粒徑的石英砂支撐劑的導流能力仍然高于20/40目粒徑的石英砂支撐劑導流能力 (圖3)。

圖3 單一粒徑與組合石英砂不同閉合壓力下導流能力測試結果

在相同的鋪砂濃度下，20/40目與16/20目組合粒徑石英砂支撐劑的導流能力高于單一中等粒徑的石英砂支撐劑，且與單一大粒徑石英砂支撐劑導流能力相差較小，在施工過程中有利于砂比的提高，并且有利于優(yōu)化鋪砂剖面，使煤儲層的壓裂裂縫達到最佳的導流能力。

5 整體壓裂裂縫參數的優(yōu)化

5.1 縫長的優(yōu)化建議

根據總體壓裂方案的原則，在按給定井網分布下，確定出最佳裂縫支撐半長。目前延1井區(qū)采用300m×250m兩種距形井網。而常規(guī)的優(yōu)化裂縫穿透比率在半距的0.7～0.9之間，延1井區(qū)為了達到最大井間干擾程度，同時防止裂縫對穿，裂縫穿透比率取0.9，則縫長控制在90～120m為宜。

5.2 導流能力的優(yōu)化

按照優(yōu)化縫長，根據煤層基本參數數據，可以通過已編制的計算程序模擬不同裂縫裂縫導流能力條件下的產氣量，以評價導流能力對產氣量的影響。

產量隨裂縫導流能力變化的關系，與裂縫長度有著類似的影響。隨著裂縫導流能力的增加，產氣高峰時間提前，產量也在增加，增產效果也越好。但是，隨著裂縫導流能力的增加，產量增加的幅度是在減小的，導流能力增加到一定程度時產量增加就微乎其微了。同樣從驗證最大產能的角度出發(fā)，建議延1井區(qū)目前壓裂裂縫的導流能力取20μm2·cm ～25μm2·cm 為宜。

5.3 射孔的優(yōu)化

射孔的位置、相位角、射孔密度對煤層壓裂的裂縫走向和開啟難度均有一定的影響，結合垂向應力剖面的影響，射孔方案會進一步影響裂縫擴展，從而影響壓裂效果。

前期延1井區(qū)已施工井，從同位素監(jiān)測結果表明:裂縫高度基本在煤層范圍內擴展。根據測井力學參數解釋結果分析，延1井區(qū)2#煤層的各種彈性力學數值均低于頂底板數值，反映煤層頂底板封隔性較好，在壓裂施工中能起到控制縫高的作用;同時現場施工工藝成功，說明以前的射孔方式是合理的。因此，對于延川南地區(qū)2#、10#煤層射孔方案的優(yōu)化應依據以下幾點:

(1)為了減少近井筒的多裂縫和壓裂作業(yè)中的裂縫迂曲摩阻，對于煤層壓裂應優(yōu)選60°相位角射孔;

(2)實驗分析認為，裂縫首先從有孔眼的位置開裂，為控制縫高的過度延伸，同時考慮到煤層壓裂施工支撐劑在低粘液體容易沉降到裂縫底部，推薦在今后的施工中采取煤層厚度下部避射1～2m的方式射孔;

(3)煤層打開程度越大，煤層裂縫開啟的越順利，因此適當增加每米的射孔數量，對于降低套管外彎曲磨阻，誘導裂縫有效開啟十分有效。推薦采用16孔/m高密度射孔。

6 應用效果分析

延川南區(qū)塊整體壓裂使用了16/20目大粒徑石英砂，并將加砂強度提高至6.0m3/m以上，有效的提高了裂縫的導流能力。尤其是延1－21－13井和延1－20－12井通過采用20/40目石英砂和16/20目石英砂組合壓裂工藝及清水配合高效助排劑的壓力液體系，成功的進行了壓裂施工，進一步提高了煤層內裂縫的導流能力，減小了對煤層的傷害。這兩口井經過一段時間的降壓排采后日平均產氣量都超過了1000m3。

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