水力噴射壓裂工藝在鄭莊里必區(qū)塊煤層氣開發(fā)中的應用

秦利峰 劉 忠 劉玉明 倪元勇 董建秋

(1.中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 048000；2.中國石油華北油田公司，河北 062550)

水力噴射壓裂工藝在鄭莊里必區(qū)塊煤層氣開發(fā)中的應用

秦利峰1劉 忠1劉玉明1倪元勇2董建秋1

(1.中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 048000；2.中國石油華北油田公司，河北 062550)

水力噴砂壓裂是一種利用水射流獨特性質的儲層改造技術，集水力噴砂射孔和水力壓裂于一體，起裂機理與常規(guī)水力壓裂有所不同，能夠避免傳統射孔壓裂完井方式對煤層造成的負面影響，對常規(guī)L型水平井有著很好的適用性?，F場應用結果表明，產氣效果優(yōu)于目前的直井及多分支水平井，該工藝為低滲透煤層氣藏的開發(fā)提供了新思路。

煤層氣 完井方式 L型水平井 水力噴射壓裂

里必區(qū)塊位于鄭莊區(qū)塊斜坡帶的中東部，東西長6.73km，南北長7.43km，面積50km2。3號煤層構造形態(tài)為南抬北傾的單斜構造，斷層不發(fā)育，結構相對簡單。煤層埋藏深度500～1000m， 煤層厚度5.0～6.0m，含氣量19.0～28.35m3/t，孔隙度1.85%～5.26%，滲透率0.011～0.43mD，平均滲透率0.1 mD，煤層壓力梯度0.80～0.96MPa/100m，為常壓-欠壓煤層氣藏。

為了探索煤層氣高效開發(fā)技術，針對周邊井區(qū)單井產氣量低、無法達到預期產能的現狀，本區(qū)塊率先試驗應用了L型水平井水力噴射壓裂工藝技術，排采結果表明，產氣效果優(yōu)于目前的直井、多分支水平井等開發(fā)技術。分析認為，直井、多分支水平井產氣量低的主要原因為鉆完井工藝不能很好的與煤層的地質情況相適應，無法達到預期的改造效果，對煤層的孔滲性能產生負面影響。要有效的開發(fā)煤層氣，首先必須根據煤層的特點選擇合理的完井及改造方式，最大限度的減少或消除煤層傷害，為煤層氣建立高效的滲流通道，改善煤層氣的解吸環(huán)境，達到煤層氣井高產的目的。

1 目前完井技術問題分析

1.1 直井套管射孔/壓裂完井

直井套管固井完井一般要進行射孔壓裂后投產，為井筒和煤層建立通道，形成具有一定導流能力的人工裂縫，減小氣水滲流阻力。但射孔和壓裂環(huán)節(jié)通常會對煤層造成傷害，射孔會造成煤層的焦碳化，高溫高壓也會對煤層滲透率產生負面影響。在國外，為了減小這種傷害，通常采用噴砂割槽的方式防止射孔作業(yè)造成的污染。在壓裂過程中，因煤巖楊氏模量低、泊松比高的力學特性，煤巖易發(fā)生塑性變形，在近井區(qū)域形成壓實帶，降低滲透率。在水力壓裂的數學模型中，裂縫寬度隨著泊松比的增高呈明顯增大趨勢，難以形成理想中的長縫，勾通范圍受限。因此，直井射孔壓裂難以達到預期的改造效果。

1.2 水平井多分支裸眼完井

水平井用于煤層氣開發(fā)大多采用煤層多分支裸眼完井，并且為了便于排水疏灰采氣，均是鉆一口與之連通的直井進行排采。煤層多分支水平井對于低滲透煤層氣藏目前尚存在兩方面的問題，導致其產氣效果不可掌控。一是鉆井過程中煤儲層傷害與井壁穩(wěn)定的矛盾突出。當采用清水鉆井液鉆進時，能夠最大限度的降低煤儲層傷害，但由于其攜巖性能和井壁封堵性能差，難于解決鉆井過程中的井壁失穩(wěn)問題，井壁垮塌、井漏、卡鉆等復雜事故時有發(fā)生，甚至導致井眼報廢、鉆井失??；當采用具有一定攜巖能力和封堵能力的鉆井液鉆進時，能夠解決井壁穩(wěn)定和井眼清潔問題，但煤儲層傷害又無法避免，并且沒有有效手段解除傷害，影響產氣效果。二是成井后氣井壽命不可掌控。由于多分支水平主支、分支均為裸眼完成，井壁缺乏有效支撐，在排采過程中，隨著排水降壓的進行，孔隙壓力變化、井底流壓的波動，均可能導致井眼垮塌，致使氣井的生產壽命縮短。生產實踐表明，井眼垮塌對單井產能存在很大的影響。例如ZP021V為鄭莊區(qū)塊的一口煤層多分支水平井，檢泵作業(yè)前日產氣量最高達11376m3/d，作業(yè)完成后，日產氣量降至2500m3/d(圖1)，經過長時間排采，產能無法恢復。分析認為檢泵作業(yè)過程中流壓波動造成水平井眼垮塌所致。因此，在目前的技術現狀下，多分支水平井工藝技術無法很好的適應低滲透煤層氣藏的開發(fā)。

圖1 ZP021V井生產曲線

2 L型水平井水力噴砂壓裂工藝可行性分析

近兩年來，隨著煤層氣排采技術的進步，無桿泵排采工藝已經能夠很好的適應大斜度水平井排水疏灰采氣的需要，直接從水平井下泵實施即可。這樣，只要解決煤儲層傷害和井壁穩(wěn)定的問題，簡單的常規(guī)L型水平井獨立應用便成為可能。但由于煤層的非均質性強，滲透率的各向異性明顯，僅靠L型水平井井身結構開發(fā)，在多數情況下無法獲得理想的產氣量，必須配套相應的改造技術。

水力噴射壓裂技術是基于伯努利方程-流體束速度變化能夠引起壓力反向變化原理，利用噴射滯止壓力破巖。在壓裂過程中，地面泵注設備將油管內液體的壓能轉化為噴嘴出口處的高速動能，流體深入孔道速度逐漸減小，壓力不斷升高，在孔道端處達到速度最低壓力最高，從而在噴射點處產生微裂縫，裂縫產生后環(huán)空增加一定壓力使產生的微裂縫得以延伸。在環(huán)空噴嘴處為高速低壓狀態(tài)，環(huán)空流體在壓差的作用下被吸入施工層段，利用動態(tài)分流實現自動封隔，集射孔、壓裂、封隔一體化，在煤層內實現定點起裂、準確造縫。

國內外水力噴射壓裂現場施工數據表明，水力噴射壓裂的起裂壓力比普通水力壓裂低很多，這表明，水力噴射壓裂的起裂機理與普通水力壓裂有著顯著的區(qū)別。水力噴射可以在大于井筒直徑幾倍范圍內解除壓實效應，使井壁圍巖松馳，釋放應力，從而增大滲透率。據前蘇聯巖石力學專家畢兄托夫分析，松馳作用可使?jié)B透率增大3～8倍，能夠有效解決常規(guī)射孔壓裂造成的近井滲透率降低問題。

水力噴射壓裂工藝對水平井井筒條件要求較為寬松，只需要鉆井過程中井眼穩(wěn)定，順利下入支撐套管即可，不需要對生產套管實施水泥封固。采用水力噴射壓裂工藝對L型水平井實施改造作業(yè)，不但可消除鉆井過程中的煤儲層傷害，并可進一步提高煤層的滲流能力，擴大泄氣面積。而且由于井眼已受機械支撐加固，氣井壽命得以延長。

3 L型水平井水力噴射壓裂工藝應用

3.1 井筒準備

(1)井身結構

應用水力噴射壓裂工藝的水平井為L型水平井，采用三開井身結構。一開采用φ381mm鉆頭鉆進基巖10～20m完鉆，下入φ273.05mm表層套管，固井水泥返至地面；二開采用φ241.3mm鉆頭，鉆至著目標煤層著陸后繼續(xù)鉆進20～30m完鉆，下入φ193.7mm技術套管，固井水泥漿全井段封固。三開采用φ171.4mm鉆頭鉆至設計井深，水平井段煤層進尺不少于800m，下入φ139.7mm生產套管完井，生產套管不固井(圖2)。

圖2 L型水平井井身結構圖

(2)鉆完井工藝要點

① 水平段煤層鉆進時采用低固相聚合物體系，確保必要的攜巖性能和井壁封堵性能，主要性能控制：密度1.10～1.25g/cm3，塑性粘度8～13MPa.s，屈服值6～14Pa，API濾失量小于6cm3。

② 煤層鉆進操作平穩(wěn)，控速鉆進，穩(wěn)定攜巖，減輕井底壓力波動，預防煤層坍塌和漏失。

③ 生產套管下入至設計深度后，用2% KCL溶液大排量反復洗井，直至進、出口水質一致。

3.2 水力噴砂壓裂工藝設計

(1)壓裂點的選擇

壓裂段數與產量成正比，但隨著壓裂點的增加成本也會增加，目前常規(guī)做法為100m分一段，水平井段長800m，壓裂段距100m，共壓7段。壓裂點盡可能選擇在煤層中部，避開頂板、底板、夾矸位置，伽馬值低于50API，同時避開套管接箍。

(2)管柱結構

φ82.55mm連續(xù)油管+丟手+φ94mm噴砂器(8×6mm) +球座+φ139.7mm扶正器+篩管+絲堵，采用連續(xù)油管噴砂射孔、油管加砂壓裂的壓裂方式。

(3)噴砂射孔參數設計

在儲層圍壓和巖性即定的情況下，影響水力噴砂射孔的因素主要為流體參數、磨料參數。流體參數的關鍵是射流速度，對于鋼級N80和壁厚7.72mm的套管，射流速度一般要達到131～198m/s才能將其射穿。8只6mm噴嘴在3m3/min的排量下，射流速度可達225m/s，大于射開套管所需要的流速。磨料參數主要包括磨料類型、粒度和濃度。在一定的壓力和排量下，磨料的切割能力隨硬度的增加而增加，噴射深度隨磨料濃度和粒度增加到一定程度后，射孔深度反而有下降趨勢。根據實驗結果，最佳濃度值為6%～8%，最佳粒度值為0.4～0.6mm。

①噴嘴數量及尺寸： 8×6mm；②排量： 3.0m3/min；③磨料粒度：20～40目石英砂；④磨料體積濃度：6%～8%；⑤噴射時間：10～15min。

(4)噴砂壓裂參數設計(單段)

噴射壓裂的關鍵是確定環(huán)空排量，為了獲得一定大小的井底壓力延伸水力裂縫，必須從環(huán)空建立井底壓力。同時，在下一井段壓裂施工過程中，為使已壓開井段裂縫不再開啟，必須控制井底壓力在已壓開井段裂縫延伸壓力之下。綜合考慮本區(qū)塊的裂縫延伸壓力梯度、壓裂液摩阻，環(huán)空排量控制在1.5m3/min以下。

①壓裂基液：清水(2%KCL溶液)；②壓裂液量：450～750m3；③油管排量：3.0～3.5m3/min；④環(huán)空排量：1.5m3/min；⑤加砂量：35～46m3；⑥支撐劑規(guī)格：16/30目、12/20石英砂；⑦砂比：10%～20%；

3.3 現場實施情況及產氣效果

現場實施3口井，三口井井間距離280m(圖3)，井眼軌跡設計為北西向，與最大主應力方向垂直，水平主支上傾。煤層埋深850～950m，煤層厚度6.0～6.5m，煤層進尺804～812m，純煤進尺725.6～755.6m，鉆遇率90%～93%。單井分7段壓裂，3口井共實施21段，單井壓裂液量4364～7078m3，加砂量225～267m3，平均砂比7%～11%。P001L分段壓裂施工曲線如圖(圖4)。

圖3 構造井位圖

圖4 P001L井分段壓裂施工曲線

三口井于2014年7月29日至11月12日投產，平均降液速度4～6m/d，解吸壓力3.8～4.3MPa。目前處于控壓穩(wěn)定產氣階段，單井日產氣量2900～13000m3/d，流壓0.5～0.57MPa，平均單井產氣量7833m3/d。目前周邊井區(qū)直井、多分支水平井平均單井產氣量分別為468 m3/d和2190m3/d，其產氣量是多分支水平井的3.5倍，且流壓值較高，仍然具有較大的上產潛力。因此，從產氣效果來看，L型水平井水力噴砂壓裂鉆完井方式優(yōu)于目前的直井、多分支水平井。

[1] 陳作，王振鐸，鄭偉等.水力噴砂分段壓裂優(yōu)化設計與施工[J],石油鉆采工藝，2010,32(3):72-75.

[2] 牛繼磊，李根生，宋劍等.水力噴砂射孔參數實驗研究[J]，鉆井與完井，2003, 31(2):14-16.

[3] 黃勝初.美國地面煤層氣地面鉆井開發(fā)技術[J].中國煤層氣,1995,(2)：25-30.

(責任編輯 黃 嵐)

Application of Hydrojet Fracturing Technology of CBM Exploitation in Zhengzhuang Libi Block

QIN Lifeng1，LIU Zhong1, LIU Yuming1，NI Yuanyong2，DONG Jianqiu1

(1.Shanxi CBM Exploration and Development Branch,PetroChina Huabei Oilfield Company,Shanxi 048000; 2. PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei 062550)

Hydrojet fracturing, which combines sand jet perforation and hydraulic fracturing, uses special hydrojet for reservoir improvement. The fracture initiation mechanism, which is very compatible to L-type horizontal well, is different with conventional hydraulic fracturing which will cause negative influence to coalbed. On-site application results show that the production of hydrojet fracturing is better than straight well and multi-branch horizontal well. This technology supplies a new thinking for the development of low permeability coalbed methane reservoir.

Coalbed methane；well completion system；L-type horizontal well；hydrojet fracturing

國家重大科技專項“山西沁水盆地煤層氣井水平井開發(fā)示范工程”(二期)(2011ZX05061)

秦利峰，工程師，現任中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司里必合作項目部副經理，長期從事煤層氣勘探開發(fā)工作。