煤層氣水平井定向噴射防砂壓裂技術(shù)及應用

黃中偉，李志軍，李根生，楊睿月，梅永貴，牛繼磊，李宗源，吳春升，溫海濤，叢日超

(1.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062500；3.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580；4.華北油田山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西 長治 046000)

煤層氣為清潔能源，開發(fā)煤層氣有利于增加清潔能源供應，遏制煤礦瓦斯災害，減少溫室氣體排放，貢獻“雙碳”目標。我國煤層氣資源豐富，2 000 m以淺地質(zhì)資源量36.81×10m。但是，仍然面臨著單井產(chǎn)量低、穩(wěn)產(chǎn)期短、開采難度大的難題。2020年全國煤層氣地面產(chǎn)量為58.2億m，遠低于“十三五”規(guī)劃對煤層氣地面產(chǎn)量的要求(100億m)。據(jù)統(tǒng)計，我國煤層氣生產(chǎn)井中約35%的投產(chǎn)井單井日均產(chǎn)量低于500 m。其中，大寧井田約46%的直井單井日均產(chǎn)氣量362 m，多分支水平井單井日均產(chǎn)氣量800～1 500 m；沁水盆地鄭莊區(qū)塊直井單井日均產(chǎn)氣量1 800 m；準噶爾盆地南緣直井/叢式井平均單井日均產(chǎn)氣量低于1 000 m，難以實現(xiàn)有效開發(fā)。針對我國煤層氣資源“超低滲、低壓力、低飽和度”的特殊性，需要探索新的“促解吸、可流動”儲層改造方式。

儲層改造是提高煤層氣產(chǎn)量的核心。借鑒美國頁巖油氣成功開發(fā)的經(jīng)驗，我國低滲透非常規(guī)油氣儲層的開發(fā)當前主要按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的思路，采用水平井“密切割+強加砂+暫堵轉(zhuǎn)向”模式的體積壓裂技術(shù)。山西大寧井田3號煤層采用水平井密集多簇壓裂(10段38簇，簇間距11～23 m)后單井日均產(chǎn)氣量16 000 m/d，是同區(qū)段直井的20～36倍，這說明在煤層中采用體積壓裂方式有望提高單井產(chǎn)量，以達到“打碎儲層、解放儲層”的目的。葉建平等在借鑒美國頁巖氣井同步壓裂的基礎(chǔ)上，提出多井同步水力波及壓裂深部煤層，并在沁水盆地南部柿莊北區(qū)塊開展了5口煤層氣直井(4口同步，1口對比)的現(xiàn)場試驗，微地震監(jiān)測結(jié)果表明同步水力波及壓裂井裂縫比單獨壓裂井形成的縫網(wǎng)更復雜，波及體積較常規(guī)壓裂井大10×10～53.8×10m。在此基礎(chǔ)上，王海等對該技術(shù)進行了優(yōu)化設(shè)計，采用小井距(280～350 m)、小井組(2～3口)定向井同步水力波及壓裂施工，結(jié)果表明小井組定向井同步水力波及壓裂裂縫延伸效果較好(縫長250～350 m)，裂縫規(guī)模增加，網(wǎng)狀裂縫明顯增多。針對延川南深部煤層“強非均質(zhì)性、高地應力、可改造性差”等問題，中國石化華東油氣分公司采用“大排量、大砂量、大液量”體積壓裂工藝，配合“低密度、長運移”支撐劑，以形成有效長距離支撐、高導流能力的人工裂縫。現(xiàn)場實踐表明壓后滲透率改善，見氣時間縮短，單井日均產(chǎn)氣量增加1 800 m。在此基礎(chǔ)上，采用可控沖擊波破裂增透解除堵塞，單井日均產(chǎn)氣量增加850 m；采用“氮氣擾動”解決層內(nèi)疏通，單井日均產(chǎn)氣量增加400 m，形成了適用于延川南深部煤層復雜地質(zhì)條件下“疏導解堵、擾動增透、有效支撐、提液降壓”的增效技術(shù)系列。針對大寧—吉縣區(qū)塊煤層氣直井和水平井常規(guī)壓裂平均單井產(chǎn)量低的問題，中石油煤層氣有限公司在鉆井壓裂一體化設(shè)計、射孔方式、段間距選擇、復合壓裂液體系等方面進行了優(yōu)化創(chuàng)新，形成了煤層氣“水平井套管完井+定向射孔+分段壓裂”的工藝技術(shù)，先后進行了4口L型水平井分段壓裂，單井氣產(chǎn)量介于6 000～97 000 m/d，取得了良好的產(chǎn)氣效果。此外，將連續(xù)油管噴砂射孔拖動壓裂工藝與定向噴砂射孔工藝相結(jié)合，形成了適用于煤層氣水平井“連續(xù)油管+定向噴砂射孔+帶底封拖動”的分級壓裂工藝。該工藝采用連續(xù)油管傳輸、提放管柱坐封、水力噴砂射孔、油套同注壓裂，拖動管柱自下而上逐級分段體積壓裂施工，實現(xiàn)了射孔壓裂一體化作業(yè)，提高了作業(yè)效率。針對煤層天然裂縫發(fā)育且被碳酸鹽巖礦物充填、壓濾液濾失量大的問題，陳萬鋼等提出“潛在酸酸蝕裂縫充填礦物，清潔壓裂液攜砂”的煤層氣縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，并在沁水盆地南部潘河區(qū)塊3號和15號煤層進行了現(xiàn)場試驗，結(jié)果表明縫網(wǎng)壓裂見氣早、產(chǎn)氣量高(2 100 m/d)。鑒于我國煤層普遍具有“超低滲、低壓力、低飽和度”的特點，為了提高水力壓裂的改造效果和反排效率，液氮伴注輔助水力壓裂技術(shù)在煤層氣增產(chǎn)中得到了廣泛應用。張文勇等在平頂山十三礦進行了煤層氣井液氮伴注輔助水力壓裂，單井最高日產(chǎn)氣量達1 708 m，是同區(qū)其他常規(guī)壓裂煤層氣井最高日產(chǎn)氣量的3～4倍；劉磊等在蘆嶺煤礦進行了煤層氣井液氮伴注輔助水力壓裂，結(jié)果表明采用液氮伴注輔助水力壓裂見氣時間縮短，壓后產(chǎn)氣峰值3 145.2 m/d，穩(wěn)產(chǎn)期平均產(chǎn)氣量1 400 m/d。近年來，無水壓裂技術(shù)的出現(xiàn)為煤層氣開發(fā)提供了一種新思路，如超臨界CO壓裂技術(shù)、低溫液氮壓裂技術(shù)和高能氣體壓裂技術(shù)等，但由于配套設(shè)備、技術(shù)適應性和經(jīng)濟性等限制，目前在煤層氣現(xiàn)場應用較少。水力噴射分段壓裂是集噴射射孔、水力壓裂、水力封隔于一體化的高效增產(chǎn)措施，無需機械封隔、可實現(xiàn)一趟管柱多段壓裂。該技術(shù)具有射流增壓、水力封隔和降低起裂壓力的作用，可提高作業(yè)效率、減少施工風險、降低作業(yè)成本，目前已廣泛應用于國內(nèi)外26個主要油氣田近千井次規(guī)模，平均增產(chǎn)1～4倍。

綜上，采用縫網(wǎng)改造體積壓裂技術(shù)，通過最大限度地擾動原始地應力場，在主裂縫外激活次級和更次一級裂縫，形成多級、多尺度、相互交錯的裂縫網(wǎng)絡(luò)體系，能夠整體上改變煤儲層的滲透性。因此，如何有效溝通、激活各級割理裂隙，引導流體產(chǎn)出、疏理通道，形成主次相融的通暢流動網(wǎng)絡(luò)、構(gòu)建“地下高速路網(wǎng)”是提高煤層氣產(chǎn)能的關(guān)鍵因素。此外，在后期排采過程中，地層易出砂，不僅堵塞孔裂隙通道，還會隨著流體流動進入管柱，造成泵漏、卡泵等井下事故，嚴重制約了煤層氣的開發(fā)效果。澳大利亞蘇拉特盆地的煤層氣井由于煤粉、泥、砂等產(chǎn)出而導致關(guān)停約占總關(guān)停井數(shù)的80%。

基于以上難題與挑戰(zhàn)，筆者在前期水力噴射壓裂技術(shù)的基礎(chǔ)上，研發(fā)了水力噴射定向多簇壓裂配套防砂工藝與核心井下工具。通過采用“反重力法”實現(xiàn)定向噴砂射孔-壓裂一體化，通過控制裂縫延伸方向?qū)崿F(xiàn)防砂，并在山西沁水盆地鄭莊區(qū)塊開展了現(xiàn)場工程試驗，取得了日產(chǎn)氣量超萬方的生產(chǎn)效果。筆者主要介紹水力噴射定向多簇壓裂技術(shù)、核心井下工具、壓裂工藝設(shè)計和現(xiàn)場應用增產(chǎn)效果。

1 水力噴射定向多簇壓裂技術(shù)

水力噴射定向多簇壓裂工藝是一種集噴砂射孔、多段多簇壓裂、水力封隔、精準定向為一體的增產(chǎn)改造技術(shù)，可實現(xiàn)定點定向溝通地質(zhì)甜點、一趟管柱多段多簇體積造縫，對煤層氣井具有良好的增產(chǎn)改造效果。此外，通過合理控制裂縫延伸方向，有效緩解煤粉、泥、砂等固體顆粒的產(chǎn)出，保障排采設(shè)備的平穩(wěn)運行。

水力噴射定向多簇壓裂的關(guān)鍵環(huán)節(jié)在于定向噴砂射孔，為后續(xù)壓裂造縫提供起裂點。為了達到精準定向的目的，筆者研發(fā)了核心井下定向工具，主要包括偏心定向器和旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)，分別安裝于噴槍兩端，采用“反重力法”定向，通過智能指針自動尋找環(huán)形空間最大值。在地面安裝時，需要設(shè)定噴嘴和智能指針的相對角度。管柱下放過程中，定向器帶動噴槍旋轉(zhuǎn)，達到平衡位置時完成定向。工具下到指定位置后，反復多次上提下放管柱，確保定向完成，打壓鎖緊旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)(圖1)。

圖1 水力噴射定向壓裂示意Fig.1 Schematic diagram of oriented hydra-jet multi-stage fracturing

為進一步說明定向壓裂的作用，采用擴展有限元方法模擬了不同射孔方向下裂縫的擴展情況。圖2為采用ABAQUS平臺建立的二維壓裂幾何模型，模型長寬各為50 m。由于實驗所用的2口井均為水平井，為了觀察裂縫在垂直方向上的軌跡，方向為垂向應力方向，方向為最小地應力方向。模型的中心設(shè)置了射孔孔眼，長度為1 m。研究了水平井眼向上射孔和向下射孔時，4種射孔方向裂縫的延伸情況，射孔方向與垂向應力方向的夾角分別為0°，30°，45°，60°，如圖2所示。表1為壓裂模型所用參數(shù)。壓裂液注入100 s后觀察裂縫的延伸情況。模擬結(jié)果如圖3所示?？梢园l(fā)現(xiàn)，不同的射孔方向誘導形成的裂縫在初始擴展階段延伸方向不同，但隨著裂縫的進一步擴展，裂縫逐漸向平行于垂向應力的方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)，并最終完全平行于垂向應力方向。此外，在水平井眼上部采用不同的射孔方向，形成的裂縫最終平行于垂向應力方向，并向上延伸；在水平井眼下部向下射孔，形成的裂縫最終平行于垂向應力方向，并向下延伸。因此，向下射孔能有效溝通水平井眼下方煤層，同時利用重力作用，可以有效緩解支撐劑的返吐和煤粉、泥、砂等固體顆粒的產(chǎn)出。

圖2 定向壓裂幾何模型Fig.2 Geometric model of directional fracturing

表1 模型參數(shù)Table 1 Model parameters

圖3 定向壓裂裂縫擴展路徑Fig.3 Directional fracture trajectory

2 區(qū)塊概況

施工水平井位于山西省沁水盆地南部晉城斜坡帶鄭莊區(qū)塊。鄭莊區(qū)塊屬華北油田低滲高煤階儲層區(qū)塊。從2012年全面投入開發(fā)，該區(qū)早期直井、裸眼多分支水平井產(chǎn)氣效果較差，其中2/3的礦井屬于低效井，單井日均產(chǎn)氣量長期500 m左右，達產(chǎn)時間長(平均240 d)，產(chǎn)能到位率不足30%，區(qū)塊整體采出程度僅為5%，經(jīng)濟效益差。通過“十三五”創(chuàng)新攻關(guān)，形成了以L型水平井套管分段壓裂為主體的關(guān)鍵技術(shù)，單井產(chǎn)能大幅提升，平均日產(chǎn)氣量達到7 000 m，但單井日產(chǎn)萬方的高產(chǎn)井比例低、壓裂排采出砂和煤粉卡泵問題突出，水平段縱向分布的構(gòu)造煤制約壓裂改造效果。水力噴射定向多簇壓裂工藝對于該地層具有良好的技術(shù)適用性。它能一趟管柱完成噴砂射孔、多段多簇壓裂、精準定向，既滿足了分段壓裂的改造需求，又能合理控制裂縫延伸方向，有效緩解壓裂排采出砂和煤粉卡泵問題。同時，其工藝成本低于常規(guī)機械封隔分段壓裂，因為水力噴射壓裂無需進行炮彈射孔，無需機械密封，減少了起下管柱次數(shù)，節(jié)約了施工時間和施工成本，同時不會造成射孔段煤層的壓實損害，是一種高效經(jīng)濟的壓裂手段。

2.1 構(gòu) 造

鄭莊區(qū)塊位于沁水復向斜軸部南端一帶，處于晉獲褶斷帶西部、沁水盆地南緣東西—北東向斷裂帶的北部，地層走向南北，平均傾角4°，斷層較少，無巖漿巖侵入。施工水平井附近構(gòu)造相對較簡單，總體上為一西北傾的單斜構(gòu)造，3號煤層頂海拔100～150 m，局部發(fā)育南東向的小斷層。

2.2 煤 層

本區(qū)3號煤層厚度較大且發(fā)育穩(wěn)定，一般6～8 m，平均埋深800 m。實際排采井解吸壓力折算顯示含氣量較高(一般20 m/t左右)；測井分析灰分含量較低(一般11%)。煤質(zhì)較好，主要為原生結(jié)構(gòu)煤，煤巖類型為半亮-半暗煤。評價井注入壓降試井分析表明本區(qū)塊3號煤層滲透性相對較低，平均試井滲透率0.124×10m，屬于低滲、特低滲儲層。優(yōu)選3號煤中上部優(yōu)質(zhì)煤層進行分段壓裂改造。目的層垂向應力14.45 MPa，水平最大地應力19.65 MPa，水平最小地應力12.50 MPa。

2.3 頂、底板力學性質(zhì)

根據(jù)鄰近井測井解釋成果，煤層頂板為砂巖，底板為砂巖灰?guī)r，含水性較弱、滲透性差，對煤層封隔作用較好。煤層頂板以上10 m內(nèi)深側(cè)向電阻率174 Ω·m，密度2.59 g/cm，自然伽馬44 API，測井解釋為砂巖層。3號煤壓裂投產(chǎn)后排水降壓階段日產(chǎn)水量3～5 m，產(chǎn)氣后穩(wěn)定在1～3 m。綜合評價，該區(qū)塊3號煤層頂?shù)装搴暂^弱，若無斷層溝通，投產(chǎn)后預測產(chǎn)水量較低。

2.4 鄰井壓裂及排采情況

鄰井日產(chǎn)氣量較低，距離增產(chǎn)改造井較近的DX井，于2008-06-19對3號煤層實施常規(guī)活性水壓裂，于2012-09-08投產(chǎn)，至今未產(chǎn)氣。綜合評價認為，本區(qū)直井開發(fā)效果較差，采用L型水平井套管壓裂工藝探索生增產(chǎn)效果。

3 壓裂施工及應用效果

3.1 壓裂設(shè)計與施工

鉆井井型采用L型井。相鄰平行布有2口水平井：ZX-1L井、ZX-2L井(圖4)。ZX-1L井井身結(jié)構(gòu)為二開套管完井，完鉆井深1 810 m，水平段長1 000 m，純煤進尺975 m。水平段采用套管完井，套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm，鋼級N80，下深1 809.85 m。ZX-2L井井身結(jié)構(gòu)為二開套管完井，完鉆井深1 760 m，水平段長1 000 m，純煤進尺975 m。水平段同樣采用套管完井，套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm，鋼級P110，下深1 759.88 m。

3.1.1 壓裂點的選擇

ZX-1L井水平段為810～1 810 m，ZX-2L井水平段為760～1 760 m。

根據(jù)測井數(shù)據(jù)對壓裂改造點進行優(yōu)選，優(yōu)先選擇全烴含量較高處作為噴射點，每口井壓裂10段。

圖4 ZX-2L井井身結(jié)構(gòu)及壓裂段/簇分布Fig.4 Wellbore structure and fracturing stage/cluster distribution of ZX-2L well

其中ZX-2L井一段2簇，簇間距為10 m，壓裂點自下而上見表2。

表2 壓裂點位置Table 2 Location of fracturing points m

3.1.2 壓裂工具結(jié)構(gòu)

水力噴射定向分段壓裂與常規(guī)噴射分段壓裂相似。主要包括2種壓裂工藝類型：拖動管柱式壓裂工藝和不動管柱式壓裂工藝。拖動管柱式壓裂工藝適合于地層壓力低、加砂規(guī)模不大、壓裂層段跨度小的油氣井壓裂，其優(yōu)勢是一套工具即可壓裂多段，節(jié)約工具成本。不動管柱式壓裂工藝依靠投球打滑套的方式實現(xiàn)逐層壓裂，適用于高壓棄井、復雜結(jié)構(gòu)井的分段壓裂。ZX-1L井和ZX-2L井均采用帶底封拖動管柱式定向壓裂。

為保證射孔-壓裂精準定向，需設(shè)定噴嘴和智能指針的相對角度，并合理設(shè)計底部工具串結(jié)構(gòu)。為保證偏心定向器能夠帶動噴槍靈活轉(zhuǎn)動，在底部工具管串上加裝了3個扶正套。通過3點支撐，保證偏心定向器和噴槍居中。ZX-2L井含一段兩簇，壓裂工具管串需連接2組噴槍，噴槍與噴槍之間通過一根油管連接(即簇間距為10 m)。由于噴槍間存在一定間距，為了保證偏心定向器可以帶動所有噴槍轉(zhuǎn)動，因此在每個噴槍兩端都安裝了偏心定向器和旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)(圖4)。

水力噴射定向壓裂噴槍本體長為500 mm，外徑92 mm。六孔噴槍本體上安裝6個直徑為6 mm的噴嘴，兩孔噴槍本體上安裝2個直徑為6 mm的噴嘴。噴嘴呈兩排平行布置，2排噴嘴之間的夾角為120°。由于該井水平段在煤層中，不需考慮頂?shù)装逵绊懀虼?排噴嘴分別選擇在4點鐘和8點鐘方向噴射壓裂，以減少壓后支撐劑返吐及生產(chǎn)過程中出砂，防卡防埋。

ZX-1L井水力噴射定向壓裂管串組合實物如圖5所示，主要包括：導向頭+扶正器+偏心定向器+凡爾+防砂水力錨+K344封隔器+六孔噴槍+旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)+扶正器+油管短節(jié)1根+扶正器+安全接頭+D73 mm外加厚油管至井口(六孔噴槍下入到壓裂點位置)。

ZX-2L井水力噴射定向壓裂(1段2簇)管串組合實物如圖6所示，主要包括：導向頭+單流閥+扶正器+偏心定向器+防砂水力錨+K344封隔器+兩孔噴槍+旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)+扶正器+D73 mm外加厚油管1根+旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)+扶正器+偏心定向器+六孔噴槍+旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)+D73 mm外加厚油管+安全接頭(兩孔噴槍和六孔噴槍下入到壓裂點位置)。

圖5 ZX-1L井壓裂管串組合(單段單簇)Fig.5 Fracturing string assembly of ZX-1L well (one cluster per stage)

圖6 ZX-2L井壓裂管串組合(一段兩簇)Fig.6 Fracturing string assembly of ZX-2L well (two clusters per stage)

3.1.3 壓裂工藝

2口井的壓裂中均采用了“大排量、階梯式加砂”的泵注工藝。壓裂液為清水和0.5%氯化鉀。ZX-1L井單段加入40/70目石英砂20.0 m,20/40目石英砂30.0～35.0 m，施工排量最大為6.0 m/min。ZX-2L井單段加入40/70目石英砂20.0 m,20/40目石英砂30.0 m，施工排量最大為6.2 m/min。為了滿足施工排量要求，射孔階段采用油管噴砂射孔，砂比為7%，壓裂階段采用套管加攜砂液，油管補液。2口井單段平均加砂量50 m、液量800 m。2口井總加砂量分別為530.8，425.9 m，總液量分別為8 251，6 665.8 m。2口井的具體施工參數(shù)見表3。

表3 壓裂施工參數(shù)Table 3 Fracturing parameters

壓裂施工采用套管加砂拖動式定向噴射壓裂。主要流程為：上提下放管柱，鎖緊旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)；投球；基液替井筒，坐封封隔器；打壓驗封；水力噴砂射孔；階梯變排量泵注前置液壓開地層；套管泵注攜砂液，油管補液；泵注頂替液；停泵，測壓降30 min；關(guān)井2 h，打開套管放噴；上提管柱，壓裂下一層段。

ZX-1L井和ZX-2L井典型單段施工曲線如圖7所示。從圖7可以看出，在水力噴砂射孔階段，實際砂比控制在7%左右，油管排量基本恒定，但是油壓呈下降趨勢，說明噴嘴在高速石英砂的磨蝕下孔徑略有擴大。加砂前后出現(xiàn)壓力尖峰是因為混砂后增加了靜液柱壓力，此時油壓會下降。在前置液注入階段，采用了階梯式提排量的方式，最大排量為6.0 m/min左右，達到該值后排量基本恒定。與常規(guī)壓裂不同，該階段油套壓力平穩(wěn)，并未出現(xiàn)明顯的地層破裂點。這是因為在水力噴砂射孔階段，高速砂粒沖擊孔眼周圍巖石，在巖石表面形成微裂紋，從而有效降低了孔眼周圍巖石的起裂壓力。在階梯式加砂階段，排量穩(wěn)定在6.0 m/min左右，隨著砂質(zhì)量濃度的不斷提高和改變，油套壓力基本不變，說明裂縫一直向前延伸，縫高、縫寬控制得當，未出現(xiàn)壓裂液大量濾失、竄層和砂堵的問題。

3.2 增產(chǎn)效果

ZX-1L井和ZX-2L井于2021-04-26投產(chǎn)，采用水力管式泵。ZX-1L井于8月24日開始產(chǎn)氣，11月4日產(chǎn)量突破10 000 m/d，此時井底流壓為0.851 MPa，套壓為0.652 MPa。11月17日產(chǎn)量達到11 268 m/d，井底流壓為0.759 MPa，套壓為0.652 MPa，目前日產(chǎn)氣量持續(xù)穩(wěn)定在10 100 m左右。ZX-2L井于5月27日開始產(chǎn)氣，7月8日產(chǎn)量突破10 000 m/d，此時井底流壓為1.298 MPa，套壓為1.193 MPa。穩(wěn)產(chǎn)5個月后，因發(fā)生電力故障停井3 d，之后迅速恢復產(chǎn)量，10月15日產(chǎn)量突破16 000 m/d，11月17日產(chǎn)量達到17 802 m/d，井底流壓為0.728 MPa，套壓為0.623 MPa，之后產(chǎn)量持續(xù)穩(wěn)定在16 000 m/d左右，如圖8所示。

圖7 ZX-1L井和ZX-2L井典型壓裂施工曲線Fig.7 Typical fracturing curves of ZX-1L well and ZX-2L well

圖8 ZX-1L井和ZX-2L井排采曲線Fig.8 Production curves of ZX-1L well and ZX-2L well

截至2022-02-19，ZX-1L井已排采生產(chǎn)278 d(不含因電力故障停井22 d)，累計產(chǎn)水4 494 m，平均日產(chǎn)水16.2 m；產(chǎn)氣172 d，大部分生產(chǎn)時間在提產(chǎn)階段，日產(chǎn)氣量達到10 000 m/d的提產(chǎn)時間為1個月。目前，累計產(chǎn)氣1 267 298 m。ZX-2L井已排采生產(chǎn)294 d(不含因電力故障停井6 d)，累計產(chǎn)水5 008 m，平均日產(chǎn)水17.0 m；產(chǎn)氣271 d，日產(chǎn)氣量達到10 000 m的提產(chǎn)時間為1個月。目前，累計產(chǎn)氣3 228 343 m。2口井均具有提產(chǎn)速度快、達產(chǎn)時間短、穩(wěn)產(chǎn)氣量高的特點。兩口井當前的日產(chǎn)氣和產(chǎn)水量見表4。

表4 水力噴射定向防砂壓裂井穩(wěn)定日產(chǎn)量Table 4 Daily production of hydra-jet oriented multi-stage fracturing m3

鄭莊區(qū)塊在“十三五”期間形成了疏導式壓裂改造和疏導式排采控制的關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)了高階煤層氣效益開發(fā)的轉(zhuǎn)變。轉(zhuǎn)變后區(qū)塊直井單井日均產(chǎn)氣量由2015年的950 m上升到2020年的1 800 m，水平井單井日均產(chǎn)氣量由2015年的4 000 m上升到2020年的7 000 m。采用水力噴射定向多簇壓裂施工的2口井，日產(chǎn)氣量是同區(qū)塊轉(zhuǎn)變后直井單井日均產(chǎn)氣量的5～9倍，是水平井單井日均產(chǎn)氣量的1.4～2.3倍。

3.3 防砂效果

圖9 ZX-1L井、ZX-2L井裂縫定向擴展示意Fig.9 Schematic diagram of directional propagation of fractures in ZX-1L Well and ZX-2L Well

現(xiàn)場取水樣表明水質(zhì)清，沒有出砂。從排采曲線上看，兩口井的生產(chǎn)均保持穩(wěn)定，在壓裂改造后近一年的生產(chǎn)中未出現(xiàn)因出砂卡泵導致的關(guān)井修井現(xiàn)象。排采設(shè)備運行平穩(wěn)，惟一一次作業(yè)是出水量大，換大泵加快降液速度。水力噴射定向壓裂起到防砂效果的主要原因是通過地面設(shè)置定向方向，精準定位裂縫起裂和延伸方向。本次現(xiàn)場試驗，裂縫向水平井下部(4點鐘和8點鐘方向)延伸(圖9)，氣體向上運移至井筒，而固體顆粒由于重力作用，沉積在裂縫底部，這樣大大減少了砂、泥、煤粉等固體顆粒的產(chǎn)出，保障了生產(chǎn)的平穩(wěn)進行，減少了生產(chǎn)過程中砂堵、卡泵、砂埋等事故的發(fā)生，降低了修井作業(yè)的頻率和成本。

此外，從ZX-1L井和ZX-2L井的增產(chǎn)效果還可以發(fā)現(xiàn)，定方位選擇性射孔壓裂加砂順利、增產(chǎn)效果顯著，而全方位射孔壓裂可能會引起裂縫起裂無序、縫間干擾、擴展不均，導致多條無效縫的產(chǎn)生。因此，定點定向造縫、合理優(yōu)化布縫是煤層氣高效壓裂技術(shù)的關(guān)鍵。

綜上所述，水力噴射定向多段壓裂工藝集噴砂射孔、多簇壓裂、水力封隔、精準定向于一體，可實現(xiàn)定點定向溝通地質(zhì)甜點、一趟管柱多段多簇體積造縫，兼顧水力噴射誘導造縫和定向壓裂雙重效果，可大幅降低縱向構(gòu)造煤對壓裂裂縫擴展的影響，提高造縫長度，同時可起到防砂的作用。該工藝的成功實踐，為煤層氣水平井的高效開發(fā)提供了新的技術(shù)支撐和增產(chǎn)方向。除了原生結(jié)構(gòu)煤儲層改造外，該技術(shù)還可推廣應用于構(gòu)造煤頂?shù)装宥ㄏ驂毫选⒍鄬?薄互層定點定向穿層改造等。

4 結(jié) 論

(1)水力噴射定向多段多簇壓裂工藝是一種集噴砂射孔、多簇壓裂、水力封隔、精準定向為一體的增產(chǎn)改造技術(shù)，可實現(xiàn)定點定向造縫、一趟管柱多段多簇體積壓裂。

(2)研發(fā)了“反重力法”配合旋轉(zhuǎn)密封短節(jié)進行定向的新方法，即通過智能指針實現(xiàn)噴嘴在水平井段的精準定向，兼顧體積壓裂和減少出砂的效果。

(3)山西沁水盆地鄭莊區(qū)塊試驗的兩口井取得了增產(chǎn)和防砂的雙重突破，改造后產(chǎn)氣量分別達到了10 100和16 000 m/d，是同區(qū)塊直井單井日均產(chǎn)氣量的5～9倍，是水平井單井日均產(chǎn)氣量的1.4～2.3倍。生產(chǎn)過程中2口井均未出砂，排采設(shè)備運行平穩(wěn)。

(4)定點定向造縫、合理優(yōu)化布縫是煤層氣井高效壓裂的關(guān)鍵。該技術(shù)可推廣應用于構(gòu)造煤頂?shù)装宥ㄏ驂毫?、多?薄互層定點定向穿層改造等，為煤層氣水平井的高效開發(fā)提供了新的技術(shù)支撐和增產(chǎn)方向。