煤層氣徑向水平井壓裂室內試驗與產能數值分析

付　宣， 李根生， 黃中偉， 遲煥鵬， 陸沛青

(油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學(北京))，北京102249)

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煤層氣徑向水平井壓裂室內試驗與產能數值分析

付宣， 李根生， 黃中偉， 遲煥鵬， 陸沛青

(油氣資源與探測國家重點實驗室(中國石油大學(北京))，北京102249)

摘要：煤層氣徑向水平井壓裂工藝，即先在目標煤層鉆成單層或多層徑向水平井、再進行水力壓裂改造，有望成為一種解決我國煤層氣單井產量過低問題的有效手段。為研究該工藝在煤層中的壓裂效果，采用大型真三軸水力壓裂試驗設備對徑向水平井壓裂過程進行了物理模擬，得到了3種裂縫形態(tài)，并依據試驗結果分析了井眼參數對裂縫起裂與擴展的影響規(guī)律；同時，采用油藏數模軟件對徑向水平井壓裂后的煤層進行建模，對不同完井方式的產能對比，論證了徑向水平井壓裂對于煤層氣高效開采的巨大潛力，指出徑向水平井壓裂應當以“一平多縱”的縫網形態(tài)為設計目標，并給出了具體的工程設計建議，為該技術在煤層氣開發(fā)中的應用提供了理論依據。

關鍵詞：煤層氣；徑向水平井；水力壓裂；實驗室試驗；產能分析

目前，單井產量過低是制約煤層氣發(fā)展的主要瓶頸，現有開采工藝難以有效降低煤層深部的流體壓力，導致遠離主井眼的煤層氣解吸、擴散速度緩慢[1]。徑向水平井鉆井工藝采用高壓軟管或連續(xù)油管、通過特殊的轉向設備可以實現在主井眼內90°轉向，利用高壓水射流在儲層的某一層位或多個層位沿徑向鉆出多個水平分支井眼[2-3]，為實現擴大單井控制面積提供了一種高效、經濟的技術手段。該技術在常規(guī)油田開采中已進行過多次現場試驗，取得了一定的增產效果[4-12]，但從煤田區(qū)塊的現場試驗結果來看，增產效果并不理想[13]，其主要原因在于井眼直徑較小，煤巖的改造程度有限，無法有效溝通深部地層天然裂縫。為此，考慮將徑向水平井與壓裂工藝相結合，先在目標煤層鉆成單層或多層徑向水平井，然后進行水力壓裂改造，稱之為徑向水平井壓裂技術，在徑向井眼周圍形成縫網，擴大單井改造體積，使煤層深部的天然裂縫系統能夠有效與徑向井眼連通，加速煤層氣解吸擴散速度，提高單井產能。

徑向水平井壓裂技術有如下亟待解決的問題：1)煤層氣井采用徑向水平井壓裂可以形成哪些縫網形態(tài)；2)哪一種縫網形態(tài)可最大幅度提高單井產能。為此，筆者首先采用室內大型真三軸水力壓裂物理模擬試驗設備對煤巖徑向水平井壓裂進行了物理模擬，初步探索了徑向水平井壓裂可能形成的起裂模式與裂縫形態(tài)，分析了徑向井眼參數對裂縫起裂和裂縫形態(tài)的影響規(guī)律；之后依據試驗結果，采用ECLIPSE軟件的煤層氣模塊建立了煤層氣徑向水平井壓裂后的儲層模型，通過對4種完井方式的產能對比，證實該工藝可有效提高煤層氣單井產量，得出了最有利于煤層氣生產的裂縫形態(tài)，并給出了工程設計建議。

1室內物理模擬試驗

1.1試樣制作

采集同層連續(xù)位置的高階露頭煤巖制作試驗用煤樣，煤樣表面需較為完整且無明顯裂痕。模擬井筒用不銹鋼制成，外徑18.0 mm，井筒長190.0 mm，下端距離底部35.0 mm處開2個或4個直徑為6.0 mm的孔眼，用于連接徑向井眼。煤巖試樣(結構見圖1)的制作步驟為：

1) 將煤樣加工成長、寬、高均為200.0 mm的立方體；

2) 在頂端中心沿垂直于層理方向鉆一個直徑為20.0 mm的孔作為主井眼，在側面中心位置鉆穿2個或4個直徑為6.0 mm的孔眼與主井眼相交；

3) 將模擬井筒放入主井眼內，使模擬井筒上的孔眼與側鉆的孔眼對齊，用植筋膠將模擬井筒封置主井眼內；

4) 側鉆孔眼內部預留長70.0 mm的空間模擬徑向水平井，外部用植筋膠密封；

5) 將煤巖試樣用混凝土(水泥與細河砂體積比為1∶1)制成長、寬、高均為300.0 mm的立方體標準試樣。

圖1　煤巖試樣結構示意Fig.1　Structural schematic of coal rock samples

1.2試驗設計

為分析不同分支井眼數和徑向井眼方位對裂縫起裂與擴展的影響規(guī)律，共制作試樣4塊，見圖2(σH為最大水平主應力，MPa；σh為最小水平主應力，MPa)：1號和2號試樣為2分支徑向井，1號井眼方位與水平應力方向成45°角，2號井眼方位平行于最小水平主應力方向；3號和4號試樣為4分支徑向井，3號試樣井眼方位與水平應力方向成45°角，4號試樣井眼方位與水平應力方向相同。

圖2　4塊巖樣的徑向孔眼設計Fig.2　Radial hole design for 4 rock samples

試驗過程中，各試樣的試驗參數(地應力、壓裂液黏度、排量)保持一致，加載的三向應力依據文獻[14]提供的回歸公式，模擬井下約300 m深的地層，設計值：垂向應力σv=8 MPa，σH=6 MPa，σh=4 MPa。為防止壓裂液黏度過低造成從徑向井趾端的植筋膠中竄出，在清水中配入一定比例胍膠，以提高壓裂液黏度，經測量為20 mPa·s；試驗排量保持45 mL/min，加入綠色熒光粉作為示蹤劑。

1.3試驗結果

1.3.1裂縫形態(tài)

室內模擬試驗總共得到3種裂縫形態(tài)：垂直起裂+T形縫、水平起裂溝通遠端天然裂縫、水平起裂+主井眼多點起裂。

1) 垂直起裂+T形縫。4號試樣在最大水平主應力方向設計了2條分支，受徑向井引導和應力控制，沿這2個分支開啟了一條垂直縫徑直穿透整個煤塊，在裂縫向上下擴展過程中遭遇了一條層理弱面之后形成了T形縫形態(tài)，沒有形成裂縫網絡；沿最小水平主應力的2個分支方向沒有產生裂縫(如圖3所示)。

圖3　4號試樣壓裂結果Fig.3　Fracturing result of No.4 sample

2) 水平起裂溝通遠端天然裂縫。在壓裂之前，

2號試樣表面可以觀察到較為清晰的天然裂縫(見圖4(a))，壓裂后這3條天然裂縫被徑向水平井所在的水平裂縫溝通(見圖4(b))，均未與主井眼相交，說明該試樣是從徑向井所在層理面起裂。

圖4　2號試樣壓裂前后對比Fig.4　Comparison of No.2 sample before and after fracturing

從壓裂曲線(見圖5)也可以看出，2號試樣在起裂之后經過了較長一段時間(10～16 min)才出現較大的壓力波動，由此判斷水平縫應當是從主井筒根部起裂，逐步向外擴展一段距離之后遭遇天然裂縫。由于試驗加載垂向應力為最大主應力，因此水平縫擴展較為困難，延伸壓力呈逐漸增加趨勢。

3) 水平起裂+主井眼多點起裂。1號、3號試樣的壓裂結果如圖6所示。從圖6可以看出，1號、3號試樣除徑向水平井所在的層理面被開啟之外，主井眼周圍也產生多條垂直裂縫與主井眼相連，其中沿最大水平主應力方向有明顯的垂直縫開啟。

形成上述裂縫形態(tài)的可能原因包括：1)主井眼周圍存在微環(huán)隙，壓裂液進入微環(huán)隙產生多點起裂形成垂直縫，垂直縫溝通徑向井所在層理面形成水平縫；2)徑向井所在層理面率先破裂形成水平縫，在主井眼周圍產生微環(huán)隙，壓裂液進入微環(huán)隙之后在主井眼內憋壓產生多點起裂。通過分析圖5認為，第二個原因應為出現多裂縫形態(tài)的主要原因。首先，對比1號和2號試樣的壓裂曲線可以看出，兩者起裂與延伸壓力相似，1號試樣起裂壓力略高于2號，因此二者應當有近似的起裂模式；其次，從1號試樣的壓裂曲線可以看出，破裂點過后接連出現6次較明顯的壓力突降，而實際觀測到的垂直裂縫有6條(下部轉向裂縫可認為是2條)，與壓裂曲線相吻合，故而判斷1號試樣實際的起裂形式應當為上述第二種情況；最后，從4號試樣的壓裂曲線可以看出，其延伸壓力低于破裂壓力，與文獻[15]中得到的T形縫壓裂曲線規(guī)律一致，而1號、2號和3號試樣的壓裂曲線中裂縫延伸壓力總體呈增大趨勢，故而判斷3號試樣的起裂模式應當也是水平縫起裂溝通垂直天然裂縫。

圖5　4塊試樣壓裂曲線Fig.5　Fracturing curves of 4 rock samples

圖6　1號、3號試樣壓裂結果Fig.6　Fracturing results of No.1 and No.3 samples

1.3.2孔眼參數影響

4塊試樣中有3塊(1號、2號和3號試樣)出現了沿徑向井所在平面的水平縫起裂。分析其原因，一方面是因為在鉆孔過程中，層理面作為煤巖的第一弱面容易遭到破壞形成微裂紋，壓裂液易滲透進微裂紋并在尖端形成應力集中，試驗中垂向應力雖然是最大主應力，但與水平應力的差別較小，因此當微裂紋尖端應力因子超過裂紋斷裂韌性時容易發(fā)生失穩(wěn)并沿層理面擴展；另一方面是因為井眼方位偏離最大水平主應力方向較遠(45°和90°)，依據前人對定向射孔的研究結果[16]，當孔眼方位偏離最大水平主應力方向較大時，裂縫沿孔眼方位開啟垂直縫的概率降低。而4號試樣的壓裂結果顯示，當徑向孔眼方位與最大水平主應力方向平行時，徑向井壓裂沿孔眼方位垂直起裂。以上結果說明，試驗條件下，當徑向井眼偏離最大水平主應力方向較遠時容易發(fā)生水平起裂，而當徑向井眼與最大水平主應力方向平行或接近時，容易發(fā)生沿井眼方向的垂直起裂。

從壓裂形成的垂直縫分布來看，1號和3號試樣的垂直縫主要受應力控制，并未沿徑向井方向開啟，而2號試樣的天然裂縫在壓裂前即存在。由此可看出，當以水平縫起裂時，后續(xù)形成或溝通的垂直縫與徑向井眼的布置無關。但從最后的壓裂結果可以看出，水平縫的擴展并未因為有垂直縫的存在而停止，其擴展范圍基本可覆蓋以徑向井長度為半徑的一個圓形區(qū)域，并有向更遠端發(fā)展的趨勢。這主要是由于壓裂液始終填充在徑向井眼中，當裂縫擴展受阻時，井眼中的壓力會繼續(xù)升高打開新的破裂點，從而增大水平縫的擴展面積。

整體來看，1號、2號和3號試樣均呈現“一平多縱”的縫網特征，壓裂曲線總體呈上升趨勢，但起裂與延伸壓力略有不同，應當是受到井眼參數的影響。從起裂壓力來看，1號和2號試樣的起裂壓力基本相同，而3號試樣的起裂壓力明顯低于另外2塊試樣，說明徑向分支井眼數對于起裂壓力有較大影響，分支井眼數越多，起裂壓力越低。前人對起裂壓力的研究結果表明[17-18]，井內增壓速率越低，起裂壓力越低。增壓速率與排量和濾失量有關，隨著分支井眼數的增多，壓裂液在井眼內的濾失量增大，相同排量的情況下，井眼內增壓速率降低，因此起裂壓力也隨之降低。從裂縫延伸壓力來看，1號試樣(7 min以后)和2號試樣(10 min以后)壓裂曲線的波動幅度基本相同，而3號試樣(14 min以后)壓裂曲線的波動幅度要略小于另外2條曲線，說明隨著徑向分支眼數的增多，裂縫的延伸壓力降低。這主要是由于徑向水平井的存在增大了壓裂液在層理面的流動空間，在裂縫中流動可以看作是間隙極小的平板間流動，而在井眼中的流動則屬于常規(guī)管流，分支井眼數越多，管流面積越大，流動阻力降低，從而導致延伸壓力降低。

2產能數值模擬

上述室內試驗共得到了3種裂縫形態(tài)，但起裂模式大致分為2類：沿最大水平主應力方向垂直起裂，沿徑向井所在層理面水平起裂。前者可能伴隨有T形縫生成，而后者可能伴隨主井眼周圍產生多點起裂。為了研究哪種起裂模式更有利于提高產能，筆者采用ECLIPSE軟件的煤層氣模塊對以上2種裂縫形態(tài)進行建模。模型尺寸(長×寬×高)為600.0 m×600.0 m×15.0 m，主井眼位于模型中心，直徑為152.4 mm，徑向井眼直徑為38.0 mm，長度為60.0 m。為簡化計算，假設第一種起裂模式不產生T形縫，第二種起裂模式僅在主井眼處沿最大水平主應力方向開啟垂直裂縫。由于ECLIPSE軟件的煤層氣模塊采用雙重孔隙介質模型模擬煤層氣，將煤層分為基質與裂縫2套系統分別描述，因此筆者不再對天然裂縫進行顯式建模，僅對水力裂縫進行局部網格加密處理，壓裂后將距離水力裂縫5.0 m范圍內的網格垂向滲透率增大10倍，以表示壓裂對天然裂縫滲透率的影響(假設天然裂縫為垂直縫)。

為驗證徑向水平井壓裂工藝是否可以有效提高單井產能，增加了與常規(guī)徑向水平井完井和射孔壓裂完井的產能對比，設計的4種完井方式其數值模型如圖7所示。

完井方式1：3層4分支徑向水平井完井，各層井眼沿對角線布置，層間距3.0 m。

完井方式2：直井射孔壓裂完井，假設一條垂直單翼水力裂縫與主井眼相交，主井眼全井段射孔生產，裂縫半長60.0 m。

完井方式3：徑向水平井壓裂完井，形成沿最大水平主應力方向的垂直雙翼水力裂縫與主井眼相交，裂縫半長60.0 m，徑向井眼沿水平主應力方向布置，單層4分支。

完井方式4：徑向水平井壓裂完井，徑向水平井所在層理水平起裂，同時伴有沿最大水平主應力方向的垂直裂縫與主井眼相交，兩條裂縫半徑均為60.0 m，徑向井眼沿對角線布置，單層4分支。

對試驗煤樣取心并測量其滲透率值，垂直層理方向為0.02 mD，平行層理方向為0.60 mD，滲透率存在較大的各向異性。依據測量結果設置模型裂縫系統三向滲透率值，水力裂縫設為高導流裂縫(滲透率為10.0 D)，其余參數依照軟件默認值。具體的模型參數見表1。

表1　數值模型參數

以定壓方式生產，計算一年時間內4種完井方式下的總產氣量，結果見圖8。

圖8　不同完井方式下的總產氣量對比Fig.8　Comparison of total gas production in different completion modes

從圖8可以看出：

1) 完井方式1盡管采用了12個分支的徑向井進行完井，但由于沒有高導流裂縫的存在，其產能比壓裂完井要低得多，說明高導流裂縫的存在對于產能有很大影響，僅靠徑向水平井增加與儲層的接觸面積，單井產量無法得到有效增加；

2) 完井方式3和完井方式2的裂縫形態(tài)相同，一年總產氣量有所上升，但幅度不大，僅為10.6%，其增加的部分主要來自于沿最小水平主應力方向的2個徑向分支井眼，由于高導流裂縫對于產能的貢獻要遠大于徑向井眼的貢獻，因此完井方式3形成的裂縫形態(tài)對于煤層氣的增產幅度有限；

3) 完井方式4的水平水力裂縫與徑向水平井處于同一個平面，4個分支的井眼均參與了生產，2條水力裂縫同時還提高了主井筒周圍較大范圍的天然裂縫滲透率，總產氣量相較于射孔壓裂工藝提升幅度達88.9%，增產效果優(yōu)于完井方式3。

3工程設計建議

由產能分析可知，水平縫起裂形成“一平多縱”的縫網形態(tài)其增產效果要優(yōu)于垂直起裂的裂縫形態(tài)。除產能優(yōu)勢以外，該起裂模式還可以有效解決傳統射孔壓裂近井地帶容易造成砂堵的問題。前人對射孔壓裂的試驗研究表明[16]，當射孔方位與最大水平主應力方向不相同時，易形成砂堵，可能出現的現象包括：沿孔眼方向起裂的裂縫在擴展過程中發(fā)生轉向，支撐劑在轉向處阻力升高導致砂堵；孔眼與水泥環(huán)和煤層間存在微環(huán)隙，壓裂液進入微環(huán)隙后容易導致裂縫沿最大水平主應力方向起裂，而不是從孔眼方向起裂，支撐劑無法通過孔眼進入裂縫中，而是堆積在水泥環(huán)附近形成砂堵。在“一平多縱”的縫網形態(tài)中：1)層理面本身為平面，不會發(fā)生裂縫轉向；2)壓裂液始終充填在徑向井眼當中，在徑向水平井半徑范圍內，不會出現由于水平縫遭遇垂直裂縫而停止擴展的現象；3)水平縫連通了水泥環(huán)上各個孔眼，加砂過程中支撐劑可以通過徑向井眼進入水平縫，微環(huán)隙不會造成任何影響。

綜上所述，徑向水平井壓裂工藝應當以實現沿徑向井眼所在層理面水平起裂為基礎進行優(yōu)化設計。為達到這一目的，需要滿足以下條件：

1) 篩選合適的地層。盡量選取地層傾角相對平坦、上覆巖層壓力略高于或低于最大水平主應力的地層進行壓裂施工，以確保能夠以水平縫起裂。我國煤層氣儲層構造應力普遍較大[15,19-20]，逆斷層結構普遍存在，地質條件有利于該工藝的實施。

2) 優(yōu)選布孔方案。為盡量降低裂縫起裂與延伸壓力，單層布孔方案應選擇4分支90°相位布孔，孔眼與水平應力方向夾角為45°，該布孔方案可避免某一方位孔眼與最大水平主應力方向太接近而形成垂直起裂的情況。

3) 根據煤層性質優(yōu)選壓裂方案。對于薄煤層，可采用單層布孔進行壓裂；而對于厚煤層，則可以考慮布置多層徑向水平井，配合封隔器進行多段壓裂。

4結論

1) 試驗條件下，徑向水平井壓裂在煤巖中形成了2種裂縫形態(tài)：一種是沿徑向井眼方向垂直起裂，形成T形縫形態(tài)；另一種是沿層理水平起裂，形成“一平多縱”的縫網形態(tài)。

2) 沿層理水平起裂時，孔眼長度越長、分支井眼數越多，起裂壓力和延伸壓力越低。

3) 產能對比結果表明，徑向水平井壓裂可以有效提高單井產能，其中“一平多縱”的裂縫形態(tài)對產能提升幅度較大，應當作為徑向井壓裂的優(yōu)化設計目標。

4) 選擇地層傾角相對平坦且上覆巖層壓力略高于或低于最大水平主應力的地層進行壓裂施工，有利于形成“一平多縱”的縫網形態(tài)；單層建議以4分支90°相位布孔，孔眼與水平應力夾角為45°。

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[編輯令文學]

Laboratory Testing and Productivity Numerical Simulation for Fracturing CBM Radial Horizontal Wells

FU Xuan，LI Gensheng，HUANG Zhongwei，CHI Huanpeng，LU Peiqing

(StateKeyLaboratoryofPetroleumResourcesandProspecting,ChinaUniversityofPetroleum(Beijing),Beijing, 102249,China)

Abstract:Fracturing to CBM (coalbed methane) radial wells is expected to be an effective means in China for hydraulic fracturing stimulation after one or multiple radial wells are drilled in the target coal seams. In order to understand the fracturing effect ont he coal seam, a physical simulation was carried out on the fracturing process of radial wells by using large-scale true tri-axial hydraulic fracturing test equipments, and consequently three fracture morphologies were obtained. The influential rules of borehole parameters on the fracture initiation and propagation were analyzed on the basis of the experiment results. In addition, a model for coal seams stimulated by the radial horizontal well fracturing was constructed by using numerical reservoir simulation software. The great potential of radial horizontal well fracturing in high-efficiency CBM exploitation was demonstrated by comparing the productivity in different well completion modes. It was proposed that a radial well fracturing network should be formed as one horizontal fracture and multiple vertical fractures. Finally, the specific engineering design suggestion was put forward, and provided a theoretical basis for the application of radial fracturing to the development of coalbed methane.

Key words:coalbed methane；radial horizontal well；hydraulic fracturing；laboratory test；productivity analysis

中圖分類號：TE357.1

文獻標志碼：A

文章編號：1001-0890(2016)02-0099-07

doi:10.11911/syztjs.201602017

基金項目：國家科技重大專項“煤層氣完井技術及裝備”(編號：2011ZX05037-001)和教育部“新世紀優(yōu)秀人才支持計劃”(編號：NCET-12-0971)資助。

通信作者：李根生，中國工程院院士，本刊編委，ligs@cup.edu.cn。

作者簡介：付宣(1983—)，男，河北灤縣人，2005年畢業(yè)于河北大學電子信息工程專業(yè)，油氣井工程專業(yè)在讀博士研究生，主要從事煤層氣徑向水平井壓裂技術研究。E-mail：fuxuan1998@aliyun.com。

收稿日期：2015-06-26；改回日期：2016-03-07。