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    渝東南地區(qū)超深層煤層氣高效壓裂技術(shù)及精細(xì)排采制度研究與實踐?以NY1 井為例

    2022-06-07 10:34:30房大志程澤虎李佳欣
    煤田地質(zhì)與勘探 2022年5期
    關(guān)鍵詞:加砂壓裂液煤層氣

    房大志,程澤虎,李佳欣

    (中石化重慶頁巖氣有限公司,重慶 408400)

    目前我國煤層氣整體勘探開發(fā)程度較低,根據(jù)自然資源部2017 年開展的“十三五”全國油氣資源評價結(jié)果,我國埋深2 000 m 以淺煤層氣地質(zhì)資源量為29.82 萬億m3,其中,可采資源量為12.51 萬億m3。根據(jù)預(yù)測,埋深3 000 m 以內(nèi)煤層氣遠(yuǎn)景資源量達(dá)到55.2 萬億m3[1]。為實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā),我國煤層氣田動用資源主要位于1 000 m 以淺。但隨著勘探開發(fā)程度的進(jìn)行,淺部資源將不斷減少至枯竭,深部?超深部煤層氣開發(fā)將會成為該領(lǐng)域的能源接替。然而,埋深達(dá)1 500 m 以深的超深部煤儲層非均質(zhì)性強(qiáng)、地質(zhì)控制條件差異大,且超深部煤層具有地層溫度高、地應(yīng)力高、儲層壓力高的特征[2],與之相應(yīng)煤儲層孔滲性差、塑性強(qiáng),導(dǎo)致儲層改造更加困難復(fù)雜、可采性差、單井產(chǎn)量低,深部煤層氣的規(guī)模效益開發(fā)技術(shù)成為非常規(guī)氣藏的攻關(guān)難點[3]。我國僅在鄂爾多斯盆地、沁水盆地、準(zhǔn)噶爾盆地等區(qū)塊開展了深部煤層氣勘探試驗,目前的研究和勘探實際對超深部煤儲層的認(rèn)識不夠全面,尚未形成能夠指導(dǎo)生產(chǎn)的系統(tǒng)成果[4-6]。渝東南地區(qū)以頁巖氣開發(fā)為主,煤層富集程度較低,多為中厚煤層、薄煤層和極薄煤層,NY1 井的成功探索和實施,彌補(bǔ)了渝東南地區(qū)超深煤層氣開發(fā)的空白。

    1 區(qū)域地質(zhì)概況

    NY1 井轄于重慶市南川區(qū)鐵村鄉(xiāng),構(gòu)造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶東勝背斜,同屬渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶[7]。渝東南盆緣轉(zhuǎn)換帶經(jīng)歷多期構(gòu)造運(yùn)動改造,缺失晚志留世至晚石炭世部分地層,其余各時代地層發(fā)育較全。NY1 井為煤層氣評價直井,導(dǎo)眼井深度4 465 m,套管完井,龍?zhí)督M為該井煤層的主要發(fā)育層位。

    NY1 井本次煤層氣開采目的層位為上二疊統(tǒng)龍?zhí)督M,該區(qū)龍?zhí)督M為沼澤相沉積,巖性為黑色泥巖夾灰?guī)r,含有煤層(圖1)。黑色泥巖段總有機(jī)碳含量(TOC)質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.24%~5.06%,X 衍射分析黏土礦物質(zhì)量分?jǐn)?shù)13.9%~55.2%,平均30.93%;脆性礦物以方解石為主,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為12.3%~71.5%,平均40%;其次為石英,質(zhì)量分?jǐn)?shù)為7.3%~22.5%,平均14.54%;斜長石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6.29%;白云石平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為5.08%;另有少量的黃鐵礦等,平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.56%。根據(jù)測井解釋,NY1 井龍?zhí)督M儲層孔隙率為2.3%~6.2%,滲透率為(0.05~6.22)×10?3μm2。

    圖1 NY1 井二疊系綜合柱狀圖Fig.1 Composite columnar section of the Permian in NY1 well

    根據(jù)測井解釋,龍?zhí)督M第11、第12 層三孔隙率測井曲線表現(xiàn)特征一致,即高聲波時差、高中子和低密度特征,電阻率阻值差異明顯,第11 層表現(xiàn)低阻特征,第12 層表現(xiàn)為高阻特征。本次開采的第一層為測井解釋第11 層,井段1 873.3~1 876.3 m,視厚度3.0 m,自然伽馬62.4 API,深側(cè)向電阻率21.7 Ω·m,補(bǔ)償密度2.37 g/cm3,補(bǔ)償中子27.4%,聲波時差315.2 μs/m,測井孔隙率2.3%。第二層為測井解釋第12 層,井段1 900.9~1 903.9 m,視厚3.0 m,自然伽馬61.7 API,深側(cè)向電阻率8 118.2 Ω·m,補(bǔ)償密度1.44 g/cm3,補(bǔ)償中子38.8%,聲波時差404.9 μs/m,孔隙率4.1%。

    NY1 井目的煤層煤體結(jié)構(gòu)為原生結(jié)構(gòu)?碎裂煤,內(nèi)生裂隙發(fā)育,宏觀煤巖類型為光亮型?半亮型煤,成分以亮煤為主,次為鏡煤。煤巖現(xiàn)場解吸含氣量12.4~16.7 cm3/g。第二層煤區(qū)域發(fā)育穩(wěn)定,為全區(qū)可采,厚度1.4~3.2 m,鏡質(zhì)組體積分?jǐn)?shù)大于70%,煤的鏡質(zhì)體反射率Rmax為1.6%~2.1%,屬于貧煤?無煙煤。第一層煤在區(qū)內(nèi)局部分布,連續(xù)性較差。

    2 煤層氣儲層改造工藝

    煤層氣井壓裂改造工藝與其他油氣井壓裂適應(yīng)性不同,煤儲層各向異性強(qiáng),儲層中天然微裂縫發(fā)育,煤層中的割理在壓裂過程中會產(chǎn)生復(fù)合裂縫,使得壓裂液濾失嚴(yán)重,影響壓裂效果[8]。此外,壓裂過程中碎裂煤粉易充填孔縫,在后期排水采氣過程中,壓裂支撐劑容易運(yùn)移至井筒,導(dǎo)致壓裂裂縫支撐效果降低和井下管柱砂堵,進(jìn)一步增加了煤層氣井壓裂改造難度。

    2.1 常規(guī)煤層氣井壓裂工藝

    在煤層氣井壓裂過程中,一方面能夠改造煤層增加滲流通道,另一方面壓裂液侵入煤層會對儲層造成一定的傷害。煤儲層敏感性較強(qiáng),壓裂液對煤層的傷害主要包括壓裂液遇黏土膨脹堵塞孔道、煤層吸附液相流體水鎖以及壓裂液濾失導(dǎo)致支撐劑運(yùn)移距離短、導(dǎo)流能力變差[9-10]。因此,煤層氣井壓裂技術(shù)應(yīng)建立在煤儲層特征認(rèn)識的基礎(chǔ)上,既要滿足壓裂工藝,又要盡可能降低對煤層的傷害。目前煤層氣井現(xiàn)場采用的壓裂液主要有活性水壓裂液、胍膠壓裂液、清潔壓裂液、泡沫壓裂液等[11],不同壓裂液體系適應(yīng)性不同(表1)。

    表1 不同壓裂液體系對比[12-14]Table 1 Comparison of different fracturing fluid systems[12-14]

    煤儲層改造過程中,往往針對不同深度采用不同的壓裂工藝,目前國內(nèi)煤層氣開發(fā)以埋深小于800 m的淺層煤層氣為主,覆巖壓力較低,小于15 MPa,孔滲性相對較好。淺層煤巖裂縫導(dǎo)流能力強(qiáng),壓裂施工難度相對較小,施工中可采取大排量、持續(xù)加砂的方式,對儲層進(jìn)行改造和支撐。

    2.2 超深層煤層氣井壓裂體系優(yōu)化

    超深層煤層氣井壓裂施工難度大[15-17],渝東南地區(qū)NY1 井煤儲層埋深達(dá)1 900 m,上覆巖層壓力高,面臨的難題主要有:地層破裂壓力高,設(shè)備風(fēng)險系數(shù)大;煤儲層滲透率極低,壓裂液體系容易對儲層造成傷害;地應(yīng)力水平高,造縫困難,小排量難以讓裂縫更大程度地擴(kuò)展,大排量則會造成管柱的高摩阻;壓裂裂縫窄,砂比過大容易砂堵,砂比過小難以支撐。基于此,工區(qū)超深層煤層氣井壓裂優(yōu)化思路為:①為有效改造煤層,降低由于儲層應(yīng)力差異導(dǎo)致的改造不充分,采用大排量施工;② 為降低管柱施工壓力,壓裂液體系選用減阻水體系;③考慮儲層埋深大,采用“小砂比+段塞式”加砂工藝,分多次完成施工;④ 考慮成本、支撐效果及加砂難易,支撐劑采用70/140 目(0.106~0.212 mm)+40/70 目(0.212~0.425 mm)石英砂組合加砂,以提高工藝成功率。

    NY1 井壓裂煤層段埋深為1 873.3~1 876.3 m、1 900.9~1 903.9 m,根據(jù)延伸壓力梯度,預(yù)計施工壓力為53.64~57.44 MPa,因此,選用105 MPa 設(shè)備,試壓至70 MPa。減阻水體系配方為“0.07%減阻劑+0.05%殺菌劑+0.2%助排劑”,減阻劑為固體粉末,其他為液體。壓裂采用減阻水一段二次壓裂工藝,對2 個煤層進(jìn)行合壓合采(圖2)。該井下入“?88.9 mm 油管+Y531 封隔器接短節(jié)”作為壓裂管柱,“油管+封隔器”封隔上部長興及龍?zhí)督M,采用全封橋塞封隔下部茅口組,進(jìn)行油管壓裂施工。

    圖2 NY1 井壓裂施工曲線Fig.2 Fracturing curves of NY1 well

    第一次壓裂施工開井壓力20.30 MPa,前置液施工排量緩慢提升至6.5 m3/min 保持不變;前置石英砂階段,按照砂比2%?3%?5%?8%,加入70/140 目石英砂;中砂階段采取3%?5%?8%?10%?12%?14%的動態(tài)砂比調(diào)整以及間歇加砂的壓裂技術(shù),加入40/70 目石英砂。壓裂過程中,施工壓力59.5~71.3 MPa,施工排量5.4~7.5 m3/min,最高砂比14%。頂替排量6.6 m3/min,頂替施工壓力63.1~49.2 MPa,停泵壓力49.2 MPa,觀察30 min 壓降49.2~41.8 MPa。減阻水3 059.1 m3,頂替液24.2 m3,總液量3 059.1 m3,70/140目石英砂15 m3,40/70 目石英砂136.2 m3,總砂量151.2m3。

    第二次壓裂開井壓力30.3 MPa,施工壓力58.1~71.7 MPa,施工排量6.5~7.8 m3/min,壓裂過程與第一次壓裂采取相同的“動態(tài)砂比+段塞式”的加砂工藝,最高砂比15%(40/70 目石英砂),頂替排量7.5 m3/min,頂替施工壓力59.6~47.8 MPa,停泵壓力47.8 MPa,觀察30 min 壓降47.8~43.0 MPa。減阻水2 164.4 m3,頂替液21.2 m3,總液量2 164.4 m3,40/70 目石英砂151.4 m3,總砂量151.4 m3。

    從壓裂整體情況看,該井2 次壓裂平均加液量達(dá)到2 611.8 m3,平均加液強(qiáng)度870.6 m3/m,平均加砂量151.3 m3,平均加砂強(qiáng)度50.4 m3/m。相比之下,前期織金區(qū)塊煤層氣大試驗井組壓裂平均加液強(qiáng)度僅為203.0 m3/m,平均加砂強(qiáng)度16.2 m3/m,其壓裂規(guī)模遠(yuǎn)低于NY1 井壓裂規(guī)模。壓裂施工過程中,通過減阻水壓裂液體系良好的降阻性能,結(jié)合“小砂比+段塞式”的加砂工藝,排量總體控制在6~8 m3/min,施工壓力基本控制在60~70 MPa,施工壓力曲線整體較為平穩(wěn),管線穩(wěn)定無明顯抖動,未見壓力大幅提升產(chǎn)生砂堵現(xiàn)象。該井壓裂工藝的優(yōu)化實現(xiàn)了低摩阻、能造縫、有效支撐,為超深層煤層氣井的壓裂改造積累了實踐經(jīng)驗。

    3 煤層氣排采制度優(yōu)化

    影響煤層氣井產(chǎn)能的因素主要有地質(zhì)條件、工程差異以及排采制度等[18-20],其中,排采制度對氣井產(chǎn)能的影響主要是控制生產(chǎn)過程中煤儲層滲透率的動態(tài)變化。制定合理的排采制度可以降低生產(chǎn)過程中介質(zhì)流動對儲層滲透率的影響,進(jìn)而提高氣井產(chǎn)量。煤層氣排采制度在國內(nèi)外的研究不斷發(fā)展,由起初分級降壓控制流壓下降速度,到提出“緩慢、穩(wěn)定、長期、持續(xù)”的排采八字方針,再到“五段三壓”排采方式,按照不同排采階段制定不同的降壓速率,在此基礎(chǔ)上又發(fā)展到“平衡排采、階梯降壓”的排采方式,盡可能增大壓降漏斗,提高氣井穩(wěn)產(chǎn)能力[21-23]。

    3.1 超深煤層氣井排采制度

    NY1 井龍?zhí)督M無實測地層壓力數(shù)據(jù),且區(qū)塊沒有其他超深層煤層氣井的現(xiàn)場排采資料借鑒,地層壓力、解吸壓力、儲層含水性預(yù)測存在不確定性。且本井壓裂規(guī)模大,對后續(xù)排采工作制度的制定、階段劃分、控壓排采管理帶來一定的挑戰(zhàn)。因此,需要細(xì)分排采階段,準(zhǔn)確計量產(chǎn)水量、氣量,逐步降壓,適時調(diào)整排采參數(shù)。

    為盡快實現(xiàn)區(qū)域整體降壓排采,提高氣井產(chǎn)氣水平,以單井排采模型為框架,建立整體排采制度,既要保證排采控制的合理性,盡可能在解吸見氣前的單相流階段多排水,增加見氣返排率,擴(kuò)大解吸半徑;又要盡量控制排采周期,節(jié)約排采成本?;谝陨弦蛩兀詢訅毫Α⑴R界解吸壓力和井間干擾壓力為井底流壓關(guān)鍵控制節(jié)點,將整體排采制度劃分為4 個階段,并對各階段排采參數(shù)進(jìn)行了定量化研究,明確各排采階段控制的目的及要求。

    該井按照壓力系數(shù)1.0 估算,上部煤層地層壓力18.7 MPa,下煤層地層壓力19.0 MPa。按照臨儲比0.5 估算,預(yù)計上部煤層解吸壓力為9.4 MPa,對應(yīng)解吸液面深度937.4 m;下煤層解吸壓力為9.5 MPa,對應(yīng)解吸液面深度951.2 m。

    按照NY1 井劃分的4 個排采階段,規(guī)劃見氣前排采周期為4 個月。在各排采階段施行不同的降壓速度,遵循“連續(xù)、穩(wěn)定、緩慢”的思路,從起抽到見氣排采強(qiáng)度逐步放緩,保證合理的排采強(qiáng)度和排采進(jìn)度,最大限度提高排采總量,控制煤粉產(chǎn)出,以獲得該井真實產(chǎn)能。

    (1) 起抽壓力至儲層壓力階段:受壓裂能量積聚,地層能量大于儲層壓力,該階段地層不供液,需要控制放溢流的速率,以不吐砂、不吐煤粉為原則,控制周期約10 d。

    (2) 儲層壓力至解吸見氣階段:井底流壓與儲層壓力均衡,地層開始降壓,受壓差影響,地層供液能力變化復(fù)雜;該階段以保持地層遠(yuǎn)端、近端均衡供液為原則,日降流壓0.05~0.10 MPa,前期可日降流壓0.1 MPa,維持時間50 d;中間階段40 d 維持0.08 MPa/d 的降壓速度;最后放慢排采速率至日降流壓0.05 MPa,平穩(wěn)進(jìn)入解吸見氣階段。見氣前階段控制過程如圖3 所示。

    圖3 見氣前排水降壓曲線Fig.3 Water drainage to decrease downhole pressure before gas breakthrough

    (3) 解吸見氣至達(dá)產(chǎn)階段:日降流壓控制在0.05 MPa 左右,煤層氣開始解吸,產(chǎn)量逐漸上升,目標(biāo)產(chǎn)氣量控制在2 500~3 000 m3/d。兩相流階段地層供液能力變化較大,因此,在上產(chǎn)過程中需要適時調(diào)整排采速率,避免液面大幅波動,影響儲層滲流通道。

    (4) 穩(wěn)產(chǎn)階段:以穩(wěn)流壓、穩(wěn)產(chǎn)量為主,當(dāng)前流壓下煤層充分解吸產(chǎn)氣,當(dāng)出現(xiàn)供氣不足時,緩慢降壓保持穩(wěn)產(chǎn),日降流壓小于0.05 MPa,當(dāng)產(chǎn)氣量再次穩(wěn)定到目標(biāo)產(chǎn)氣量時,繼續(xù)穩(wěn)流壓生產(chǎn),以此往復(fù),階梯降壓。

    除按生產(chǎn)階段動態(tài)調(diào)整排采制度外,一般煤層氣井生產(chǎn)過程中會保持一定套壓,以確保平穩(wěn)、持續(xù)產(chǎn)氣,但套壓變化會引起液面的頻繁波動,需要同時控制流壓和套壓平穩(wěn),方能控制液面平穩(wěn)。對于超深煤層氣井,壓力系統(tǒng)高,套壓波動較淺部煤層氣井大,因此,NY1 井采取無套壓生產(chǎn)方式,僅通過流壓控制液面降幅,避免井下液面激蕩和儲層傷害。

    3.2 NY1 井實際排采效果

    NY1 井嚴(yán)格按照前文建立的排采制度生產(chǎn),投產(chǎn)初期套管口自溢,實際排采放溢流周期為21 d。到起抽壓力后,平穩(wěn)排水降壓。根據(jù)排采實際,NY1 井起抽壓力為18.4 MPa,地層壓力系數(shù)為0.97。排水降壓至解吸見氣,該階段實際平均日降流壓0.09 MPa。NY1 井投產(chǎn)見氣周期為128 d,解吸壓力8.3 MPa,見氣返排率達(dá)到52.8%,見氣前排采總液量的提高能夠增大氣井供氣半徑。

    見氣后上產(chǎn)階段,NY1 井實際平均日降流壓0.06 MPa,達(dá)產(chǎn)后控制流壓平穩(wěn)生產(chǎn)。目前,NY1 井已保持穩(wěn)壓控產(chǎn),其平均流壓降幅小于0.05 MPa/d,日產(chǎn)氣量穩(wěn)定在2 800~3 000 m3,日產(chǎn)液量基本保持至3 m3,反映地層產(chǎn)液能力基本穩(wěn)定,且穩(wěn)產(chǎn)已超過80 d,該井的高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)證實了排采制度在工區(qū)超深層煤層氣井中的可行性(圖4)。

    圖4 NY1 井排采曲線Fig.4 Drainage curves of NY1 well

    4 結(jié) 論

    a.渝東南地區(qū)超深煤層氣儲層塑性礦物含量高,目的煤層埋深近2 000 m,孔隙率2.3%~4.1%、滲透率(0.3~6.2)×10?3μm2,儲層壓力系數(shù)約0.98,煤體結(jié)構(gòu)為原生結(jié)構(gòu)?碎裂煤,壓裂改造技術(shù)和壓裂液體系、支撐劑的篩選比中?淺層煤層氣井開發(fā)更加困難。

    b.與地層應(yīng)力小、施工壓力低、易加砂支撐的淺部煤層氣井相比,NY1 井壓裂采用了5.4~7.8 m3/min的施工排量,2%~14%的動態(tài)加砂方式完成壓裂,現(xiàn)場壓裂的成功實踐,表明減阻水壓裂液體系和低砂比、段塞式、不同粒徑復(fù)合加砂的壓裂工藝對超深煤層氣井的壓裂具有較好的適應(yīng)性,壓裂改造后的儲層能夠得到有效支撐。

    c.對于超深煤層氣井,綜合考慮壓降漏斗的穩(wěn)定擴(kuò)展和排采周期,可采取無套壓生產(chǎn)保證液面的穩(wěn)定,并對各個階段井底流壓降幅進(jìn)行定量化。起抽階段日降流壓可控制在0.10~0.15 MPa,并根據(jù)階段劃分逐步降低日降流壓幅度,但需要加強(qiáng)關(guān)注排采水中煤粉含量,避免由于煤粉堵塞井筒導(dǎo)致停抽作業(yè);上產(chǎn)階段過后,需逐步放緩至日降流壓小于0.05 MPa,以保障氣井長期高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

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