柿莊北深煤層區(qū)塊壓裂工藝對(duì)比研究

劉倍貝

中聯(lián)煤層氣有限責(zé)任公司

沁水盆地深煤層煤層氣資源量占全盆地總資源量的47%[1-2]。本研究區(qū)塊位于沁水盆地南部，區(qū)塊內(nèi)目標(biāo)煤層3號(hào)煤層深度較深，儲(chǔ)層滲透率低，需要通過水力壓裂增產(chǎn)措施獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量。深煤層具有地應(yīng)力高、溫度梯度高、變質(zhì)程度高和孔隙結(jié)構(gòu)配置差等特點(diǎn)[3]。深煤層含氣量大多高于淺煤層，但溫度高且變化大，對(duì)壓裂液的選擇要求較高，解吸更困難，較低的儲(chǔ)層壓力導(dǎo)致壓后返排能力不足。因此，深層煤層氣井水力壓裂的難度更大,而且沒有成熟的經(jīng)驗(yàn)可以借鑒[4]?；诖?，針對(duì)研究區(qū)塊儲(chǔ)層條件，對(duì)比研究了該區(qū)塊以往成功壓裂井的施工參數(shù)及效果，分析獲得適合于研究區(qū)塊深煤層的壓裂工藝，旨在為該區(qū)塊深煤層煤層氣開發(fā)提供參考依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

研究的柿莊北深層煤區(qū)塊位于沁水盆地南緣沁水復(fù)向斜東翼東部緩坡帶，屬于寬緩褶皺、簡(jiǎn)單單斜構(gòu)造，斷層不發(fā)育。煤層產(chǎn)狀平緩，煤層傾角變化不大，平均3°～14°左右。

目標(biāo)煤層3號(hào)煤層位于山西組底部，埋深800～1 000 m；煤層發(fā)育穩(wěn)定，平均厚度5.45 m，儲(chǔ)層壓力梯度介于0.61～0.859 MPa/100 m，煤層儲(chǔ)層溫度介于27.5～30.27 ℃，平均孔隙度為5.63%，滲透率為0.085×10-3μm2左右，平均含氣量17.11 m3/t，本區(qū)塊煤層氣擁有較好的開發(fā)潛力。

2 壓裂工藝評(píng)價(jià)及對(duì)比

2.1 單井活性水加砂壓裂工藝評(píng)價(jià)

柿莊北深煤層區(qū)塊采用活性水光套管壓裂工藝成功壓裂11口直井/定向井(叢式井組)，該區(qū)11口井平均射孔中深983 m。目前，活性水加砂壓裂是應(yīng)用最為普遍的深煤層氣增產(chǎn)措施，壓裂液主要成分是清水、氯化鉀，根據(jù)需要加入添加劑。活性水壓裂液成本低，對(duì)煤層的傷害相對(duì)較小。煤層氣井的井位一旦確定后，工藝參數(shù)是影響壓裂效果的關(guān)鍵因素。深煤層壓裂施工壓力較大，適當(dāng)增大前置液比例能疏通已有裂縫通道，減小近井地帶彎曲摩阻及裂縫壁面粗糙度，擴(kuò)展裂縫規(guī)模，能有效地使攜砂液階段施工壓力平穩(wěn)，降低壓裂施工砂堵的風(fēng)險(xiǎn)[5]。本區(qū)實(shí)際施工前置液比例為25%～42%，均采用階梯變排量的方式，排量為6～8 m3/min。前置液階段采用段塞加砂，打磨裂縫、降低濾失。攜砂液階段采用連續(xù)加砂，階梯式提砂比，降低砂堵風(fēng)險(xiǎn)，形成從地層到近井筒逐漸增大的導(dǎo)流能力。井距>200 m時(shí)，平均加砂量50 m3，加砂強(qiáng)度9～10 m3/m，平均砂比13%～14.7%；井距≤200 m時(shí)，平均加砂量20 m3，加砂強(qiáng)度4～5 m3/m，平均砂比10%～14%；最高砂比不超過30%；平均破裂壓力24.11 MPa。壓裂施工曲線形態(tài)均以平穩(wěn)型為主，典型施工曲線如圖1所示。加砂完成率均大于100%?；钚运馓坠軌毫压に囋谠搮^(qū)塊應(yīng)用效果良好。

2.2 水平井水力噴砂分段壓裂工藝評(píng)價(jià)

本區(qū)塊兩口水平井均采用水力噴砂分段壓裂工藝，壓裂方式采用油管套管同時(shí)注入，保障施工排量，控制施工壓力，兩口井均壓裂5段，壓裂點(diǎn)之間平均間距200 m，井深1 065～1 251 m，采用7%(w)KCl+15%(w)HCl為主體的壓裂液體系，在保障壓裂液對(duì)本區(qū)塊深煤層的造縫能力和攜砂性能的同時(shí)最大程度降低對(duì)儲(chǔ)層的污染。本區(qū)前置液比例根據(jù)小壓模擬分析結(jié)果設(shè)計(jì)，實(shí)際施工前置液比例15%～36%，施工油管排量2～2.5 m3/min，套管排量1 m3/min，平均破裂壓力49.2 MPa。統(tǒng)計(jì)分析壓裂施工曲線，易出現(xiàn)砂堵，該壓裂液體系黏度低，主要依靠排量攜砂，排量較低導(dǎo)致壓裂液攜砂能力不足是造成砂堵的原因之一，典型施工曲線如圖2所示，兩口井共有6段未按設(shè)計(jì)完成加砂，施工壓力高，整體破裂壓力接近直井/定向井(叢式井組)的2倍，該工藝在區(qū)塊內(nèi)施工難度較大。

2.3 水力波及壓裂工藝評(píng)價(jià)

本區(qū)塊5口直井試驗(yàn)了水力波及壓裂工藝，平均井深948 m。本區(qū)塊水力波及壓裂設(shè)計(jì)是在單井體積壓裂工藝參數(shù)設(shè)計(jì)的基礎(chǔ)上，利用軟件模擬計(jì)算得到以增大儲(chǔ)層改造體積為目標(biāo)函數(shù)的直觀分析結(jié)果，從而確定壓裂施工參數(shù)最優(yōu)水平組合。各井采用全程段塞以增大裂縫凈壓力，采用不同目數(shù)組合的支撐劑以增大導(dǎo)流能力。根據(jù)已有井網(wǎng)布局情況，同時(shí)吸收頁巖氣同步壓裂及改進(jìn)拉鏈?zhǔn)綁毫牙砟?，考慮壓裂井施工順序，以實(shí)現(xiàn)應(yīng)力擾動(dòng)效果最優(yōu)[6]。

實(shí)際施工前置液比例35%～45%，排量6～8 m3/min，平均施工壓力15～30 MPa，3口井無明顯破裂壓力,另外兩口井破裂壓力分別是15 MPa、32 MPa，兩口井在井場(chǎng)外圍，應(yīng)力干擾較弱，采用活性水為主體的壓裂液體系，設(shè)計(jì)液量800 m3，平均砂比11%，其余3口井設(shè)計(jì)液量600 m3，平均砂比9%。水力波及壓裂加砂過程中無砂堵，典型壓裂施工曲線如圖3所示，整體施工壓力不高，4口井按設(shè)計(jì)要求完成加砂，一口井加砂完成率92%，壓裂施工均達(dá)到設(shè)計(jì)要求。水力波及壓裂井及鄰井之間在深煤層皆形成有效縫網(wǎng)，利于排水采氣，值得推廣。

2.4 壓裂工藝對(duì)比

對(duì)比以上3種壓裂工藝參數(shù)(見表1)，活性水加砂壓裂井距大于200 m的井和水力波及壓裂施工應(yīng)力干擾弱的井壓裂施工規(guī)模接近，活性水加砂壓裂井距小于200 m的井和水力波及壓裂施工應(yīng)力干擾強(qiáng)的井壓裂施工規(guī)模接近，兩種工藝加砂完成率高，施工壓力低，效果均良好，兩種壓裂工藝及以上施工參數(shù)適用于該區(qū)塊深煤層壓裂。水力噴射油套同注加砂壓裂工藝，40%的井按設(shè)計(jì)完成加砂，加砂完成率低，在區(qū)塊內(nèi)易出現(xiàn)砂堵，施工壓力高，風(fēng)險(xiǎn)大，對(duì)管柱抗壓能力要求較高。3種工藝采用壓裂液黏度低，依靠大排量攜砂，排量較低時(shí)難以攜砂，易出現(xiàn)砂堵，加砂完成率低。

3 結(jié)論及建議

(1) 活性水加砂壓裂工藝成本低，對(duì)儲(chǔ)層傷害相對(duì)較小，施工成功率高，適合本區(qū)塊深層煤直井/定向井壓裂，參考本區(qū)塊內(nèi)11口已成功壓裂井的工藝參數(shù)，能夠順利完成區(qū)塊深煤層壓裂施工。

(2) 水平井水力噴砂分段壓裂工藝施工摩阻大，施工壓力高，風(fēng)險(xiǎn)大。建議根據(jù)情況有效增大排量、前置液量、降低施工砂比，優(yōu)化壓裂工藝參數(shù)，控制施工壓力，加強(qiáng)施工管柱抗壓能力管控。

表1 本區(qū)塊壓裂工藝參數(shù)對(duì)比Table 1 Comparison of fracturing process parameters in the block井型直井/定向井(叢式井組)水平井壓裂工藝單井活性水加砂壓裂水力波及壓裂水力噴砂分段壓裂分類井距>200 m井距<200 m應(yīng)力干擾強(qiáng)應(yīng)力干擾弱壓裂方式光套管壓裂光套管壓裂油套同注壓裂排量/(m3·min-1)6～86～82～2.5(油管排量)1(套管排量)加砂強(qiáng)度/(m3·m-1)9～104～56～810～128～10總液量/m3560～600280～300600800500平均砂比/%13～14.710～14811.113施工壓力/MPa13～2515～3042～58平均破裂壓力/MPa243口井無明顯破裂壓力另兩口分別是15、32MPa49完成設(shè)計(jì)加砂井占比/%1008040

(3) 水力波及壓裂能有效溝通割理縫形成縫網(wǎng)，施工成功率高，適合于本區(qū)塊深層煤直井壓裂。多口井同時(shí)壓裂對(duì)施工組織要求相對(duì)較高，參考研究區(qū)塊內(nèi)5口已成功壓裂井的工藝參數(shù)，能夠順利完成區(qū)塊深煤層壓裂施工。

參考文獻(xiàn)

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