大寧–吉縣區(qū)塊深層煤層氣井酸壓工藝及現(xiàn)場試驗

劉長松，趙海峰，陳 帥，甄懷賓，王成旺

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；3.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095)

我國陸地深層煤層氣資源儲量豐富，據(jù)最新一輪煤層氣資源評價結(jié)果，埋深在2 000 m 以淺煤層氣地質(zhì)資源量為29.82×1012m3，埋深在1 000～2 000 m 的深層煤層氣資源量達到22.45×1012m3，約占總資源量的75%[1-2]。目前，淺層煤層氣勘探開發(fā)研究較為系統(tǒng)，技術(shù)較為成熟、成果也較為顯著，已建成以沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣為代表的6 個主要煤層氣產(chǎn)業(yè)基地[2]。隨著淺層勘探開發(fā)研究的不斷深入，淺層煤層氣資源量逐漸進入衰減階段，深層煤層氣資源逐漸成為研究熱點。目前，美國、加拿大部分地區(qū)深層煤層氣開發(fā)已實現(xiàn)商業(yè)化水平，國內(nèi)由于復雜地質(zhì)特征、技術(shù)水平有限及經(jīng)濟條件限制等原因，至今尚未實現(xiàn)深層煤層氣規(guī)?；_發(fā)。不同學者針對我國深層煤層氣勘探開發(fā)做了諸多研究工作，其主要包含：深層煤層氣成藏效應及資源評價、煤儲層物性、地質(zhì)特征、吸附解吸特征及含氣性、產(chǎn)能預測、排采特征及產(chǎn)能控制因素等[3-12]。關(guān)于深層煤層氣儲層改造技術(shù)，張軍濤等[13]提出采用大排量、低砂比、脈沖加砂和復合支撐的壓裂設(shè)計思路。曲鳳嬌等[14]針對淺層、中淺層、深層、超深層煤層氣井特點，提出差異化壓裂工藝優(yōu)化設(shè)計思路。薛海飛等[15]對影響裂縫延伸的因素進行分析，提出深層煤層氣水力波及壓裂工藝。朱衛(wèi)平等[16]針對深層煤層氣試采出現(xiàn)的技術(shù)問題，提出開展地質(zhì)?工程一體化研究。李鑫等[17]針對延川南深層煤層氣田低效原因提出一系列增產(chǎn)措施，例如可控強脈沖解堵、體積壓裂實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向等。賈慧敏等[18]通過分析沁水盆地鄭莊區(qū)塊北部煤層氣低產(chǎn)原因，提出L形水平井實現(xiàn)鄭莊北部深層煤層氣的高效開發(fā)。但目前深層煤儲層改造及其地質(zhì)條件耦合性問題仍然亟待解決，淺層煤儲層改造技術(shù)與深層煤層地質(zhì)條件匹配性較差，深層地質(zhì)條件下的煤層氣儲層改造技術(shù)亟需進一步優(yōu)化研究?；谝陨蠁栴}，筆者以鄂爾多斯高地形貌大寧–吉縣區(qū)塊8 號煤層地質(zhì)特征為研究基礎(chǔ)，在地質(zhì)認識的基礎(chǔ)上對深層8 號煤層體積壓裂可行性進行評價，并采用室內(nèi)三軸酸壓物理模擬實驗進行驗證。針對此區(qū)塊8 號煤層特征提出采用“高排量、低酸量、適中砂比”體積酸壓工藝技術(shù)，配合“交替注酸、分段加砂、變排量注入”復合工藝，并分析部分深層煤層氣試驗井產(chǎn)能控制因素，以期從壓裂工程參數(shù)及排采控制角度為國內(nèi)外深層煤層氣的勘探開發(fā)提供技術(shù)借鑒。

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

大寧–吉縣區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶南端與伊陜斜坡東南緣，地層平緩，傾角小于8°，斷層不發(fā)育，局部地區(qū)小背斜發(fā)育。該區(qū)塊試采區(qū)主力煤層為二疊系山西組5 號煤層、太原組8 號煤層，開發(fā)動用地質(zhì)儲量約34.72×108m3。深層8 號煤層分布穩(wěn)定，埋深1 100 m～2 450 m。該煤層主體厚度8～10 m，平均7.8 m，總體呈NW?SE 向展布。經(jīng)采用多種方法厘定深層煤儲層含氣量，證實8 號煤層具有“高含氣、高飽和度、局部賦存少量游離氣”的特征，實測平均含氣量23.88 m3/t。煤儲層頂板發(fā)育2～3 套灰?guī)r(圖1)，煤層頂板灰?guī)r厚度在4～8 m，底板發(fā)育泥巖，厚度4～14 m。區(qū)域上地應力方向整體為北偏東30°～45°，局部微構(gòu)造發(fā)育區(qū)，地應力方向有反轉(zhuǎn)。煤層與頂板地應力差主要為5～18 MPa，煤層與底板應力差主要為2～15 MPa，研究區(qū)最小主應力為36 MPa。

圖1 鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區(qū)塊地層綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive histogram of Daning-Jixian Block in the eastern Ordos Basin

此外，8 號煤層煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)煤為主，屬于特低滲透率儲層，煤質(zhì)較硬，應力敏感性弱，抗壓性好。煤層裂隙發(fā)育(圖2)，且多被方解石、白云石、石英和赤鐵礦、黃鐵礦填充，割理形態(tài)多種多樣，面割理6～10 條/5 cm，端割理7～15 條/5 cm；主要為張性裂隙、剪性裂隙和原生裂隙；孔隙中組織孔、胞腔孔、氣孔、晶間孔和溶蝕孔發(fā)育。

圖2 8 號煤樣割理發(fā)育形態(tài)Fig.2 Description of rock sample cleat of No.8 coal seam

2 體積壓裂可行性評價

2.1 巖石力學參數(shù)分析

巖石力學特征是評價煤儲層可壓性的關(guān)鍵，直接影響體積壓裂過程中儲層造縫及裂縫延伸能力。裂隙發(fā)育情況、抗壓強度、斷裂韌性、圍巖與煤層的彈性模量差異及地應力差等參數(shù)是表征儲層可壓性的重要指標。大寧–吉縣區(qū)塊8 號煤層及其頂?shù)装鍘r石力學參數(shù)測試結(jié)果見表1。

由表1 可知，研究區(qū)8 號煤層間斷裂韌性為3.017～3.885 MPa·m1/2，煤層彈性模量小、與圍巖差異值大，這有利于水力裂縫的起裂、延伸及縫高的控制。若采用酸化技術(shù)溶蝕煤層割理中的碳酸鹽巖礦物成分，可進一步降低煤層整體抗壓強度，儲層改造時有利于次生裂縫的產(chǎn)生及復雜縫網(wǎng)的形成。此外，地層地應力是體積壓裂裂縫的形態(tài)與延伸的主控因素之一。當人工裂縫在深層8 號煤層中起裂并延伸至頂?shù)装鍟r，若部分地區(qū)頂?shù)装鍛Σ钶^大，則裂縫高度易受到控制，產(chǎn)生T 形縫、工形縫或更為復雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。綜合分析割理發(fā)育情況、抗壓強度、斷裂韌性、彈性模量及地應力差等參數(shù)，可知大寧–吉縣區(qū)塊深層8 號煤層具備大規(guī)模體積壓裂條件。

表1 8 號煤及頂?shù)装鍘r石力學參數(shù)測試結(jié)果Table 1 Test results of rock mechanical parameters of No.8 coal seam and its roof and floor

2.2 酸壓物理模擬實驗驗證

1) 試樣制備及方案設(shè)計

試樣采用大寧–吉縣區(qū)塊深層8 號煤層試驗井取心加工而成，將樣品按照“頂板+煤層”和“煤層+底板”的方式形成組合試樣(圖3)。

圖3 全直徑巖心組合方法Fig.3 Full diameter core assembly method

射孔位于煤層中部，射孔完成后，使用高強度AB膠填充井孔，隨后插入井筒。插入前需采用特殊工藝暫時封堵射孔，避免膠滲入射孔堵住井筒，待膠完全固化，即完成試樣制備。壓裂液配方為10%質(zhì)量分數(shù)氨基磺酸+清潔壓裂液(質(zhì)量分數(shù)為：0.2%阻凝劑+0.2%交聯(lián)劑+1%氯化鉀)。實驗圍壓20 MPa，軸壓50 MPa，實驗排量根據(jù)相似準則計算為20 mL/min。

2) 實驗結(jié)果與分析

由圖4 可知，由于8 號煤層頂?shù)装鍘r石力學參數(shù)差異，水力壓裂裂縫無法穿透頂板灰?guī)r及底板泥巖，且在煤層中形成復雜分支裂縫。頂板組合形成了以細小裂縫構(gòu)成的復雜縫；底板組合形成了以粗大垂直裂縫為主的復雜裂縫形態(tài)。組合試樣酸壓實驗從裂縫擴展復雜度角度進一步驗證8 號煤層體積壓裂可行性。

圖4 頂?shù)装褰M合試樣壓裂后裂縫形態(tài)Fig.4 Morphology diagram of cracks after fracturing of roof and floor composite samples

此外，采用酸壓工藝可較好溶蝕煤體裂隙中的礦物質(zhì)，使煤體割理中的連通性大大改善，通過掃描電鏡、宏觀分析等技術(shù)手段，分析其酸化前后煤巖樣微觀裂隙結(jié)構(gòu)改善效果。

掃描電鏡結(jié)果(圖5)表明：酸壓后的巖樣表面及裂隙內(nèi)礦物質(zhì)色澤基本消失，其裂隙結(jié)構(gòu)明顯改善。酸液對煤層內(nèi)部的碳酸鹽等晶體有較大腐蝕作用，反應基本原理如下：

圖5 8 號煤樣酸壓反應前后掃描電鏡圖像Fig.5 Scanning electron microscope of No.8 coal sample before and after acid pressing reaction

由上述反應方程式知：反應產(chǎn)物均易溶于水，在地層條件下溶解CO2可降低反應殘液的黏度，同時增加返排能量起到助排作用。

3 體積酸化壓裂工藝技術(shù)

體積酸化壓裂技術(shù)是將前置液體系以高于地層破裂壓力下注入到地層中，利用高排量及低傷害前置液體系對煤儲層進行體積壓裂改造，形成一條或多條主裂縫并與天然裂隙發(fā)生復雜交錯，增大裂縫復雜程度從而形成復雜三維立體的裂縫網(wǎng)絡(luò)[19]。此外，利用酸液對煤儲層膠結(jié)充填的礦物質(zhì)、裂隙內(nèi)的堵塞物質(zhì)進行溶蝕。若酸液濃度及酸巖反應速度適當，使煤儲層滲透率整體提升且頂板不均勻刻蝕形成溶蝕通道，有利于主裂縫的延伸及次生裂縫的產(chǎn)生，進一步形成復雜縫網(wǎng)。后期將耐酸的清潔壓裂液體系攜砂泵入，泵入后形成“多級支撐裂縫+酸溶裂縫”的高效壓裂滲流系統(tǒng)，從而實現(xiàn)煤儲層改造目的。

3.1 交替注酸、變排量注入工藝

壓裂施工前期以低排量注入酸液，對裂隙中以方解石、白云石為主的礦物質(zhì)進行溶蝕，增大流動通道、孔隙連通性和溶蝕面積，從而降低該煤儲層破裂壓力。將前置液體系以高排量泵入煤層(滑溜水壓裂液施工排量在9～15 m3/min，活性水壓裂液施工排量7.5～12 m3/min)，活性水與酸液交替注入以增大裂縫在煤層中的延伸長度；提高煤儲層裂縫內(nèi)壓力使其形成復合裂縫。采用“交替注酸、變排量注入”工藝，一方面可提高酸液作用裂縫波及范圍及酸液的均勻分布程度，以達到煤層較好溶蝕效果；另一方面通過施工過程中排量變化可產(chǎn)生壓力脈沖，對煤巖中天然裂隙弱面有一定激活作用。

此外，酸液溶蝕前置液階段會產(chǎn)生泥質(zhì)雜質(zhì)及堵塞物質(zhì)。反應產(chǎn)物在水中的溶解和析出受pH 值及地層水礦化度影響小，故能隨液體返排出地層。酸液同時可對產(chǎn)生的煤粉顆粒進行溶蝕，降低煤粉的粒徑。在返排過程中攜帶煤粉排出地面，可有效降低煤粉在生產(chǎn)過程中對裂隙的堵塞風險。從而達到形成酸蝕裂縫、改善煤儲層滲流條件、提高煤層氣井產(chǎn)能效果。

3.2 分段加砂工藝

根據(jù)儲層閉合壓力大小，結(jié)合現(xiàn)場支撐劑進入儲層后的施工壓力情況，攜砂液第一階段宜采用高排量、較高黏度壓裂液攜帶高濃度40～70 目(0.21～0.40 mm)支撐劑進入儲層，利用低粒徑支撐劑促進煤層裂縫擴展。

第二階段采用30～50 目(0.3～0.6 mm)低密度陶粒填充主裂縫且支撐煤層氣井壁縫口，適當增加鋪砂濃度、層數(shù)以形成高導流能力裂縫網(wǎng)絡(luò)。采用段塞式加砂工藝即“加砂?頂替?加砂”重復工藝流程直至完成設(shè)計加砂量。不同階段注入不同粒徑支撐劑以達到復合支撐的目的。復合粒徑支撐劑泵入過程中，施工壓力及縫內(nèi)凈壓力均會提高。由于縫內(nèi)壓力提升引起煤層中天然裂隙張開，促使形成新裂縫或?qū)崿F(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，可有效提高儲層改造效果。此外，壓裂后期可尾追部分酸液，從而解除縫端堵塞，使裂縫遠端和煤層割理系統(tǒng)有效連通，清潔裂縫網(wǎng)絡(luò)，溶蝕壓裂過程中產(chǎn)生的煤粉、煤泥等雜質(zhì)。

4 現(xiàn)場試驗

4.1 工藝試驗

酸壓工藝現(xiàn)場應用11 口生產(chǎn)井(表2)，J9 井為水平井，其他井為生產(chǎn)直井。J1?J5 煤層氣井采用復合鹽酸體積酸壓工藝，主要配方為：活性水壓裂液(1%～2% KCl 溶液，成本低，對儲層傷害低)、酸液(7%～15%鹽酸+緩速劑+0.3%緩蝕劑(低傷害)+0.5%鐵穩(wěn)劑)、滑溜液(0.3%～0.5%主凝劑+0.2%交聯(lián)劑+0.15%破膠劑，低分子量，黏度在15～30 mPa·s)。

表2 深層煤層氣試驗井壓裂施工參數(shù)Table 2 Fracturing operation parameters of deep CBM test wells

為了優(yōu)化酸用量規(guī)模，進一步降低經(jīng)濟成本，通過模擬儲層條件初步優(yōu)選出10%氨基磺酸，與儲層及壓裂液配伍性較好，同等條件下較鹽酸反應速度降低4倍以上，低酸液反應速度，可有效實現(xiàn)深度酸化。在室內(nèi)實驗分析基礎(chǔ)上和儲層裂縫改造需求上，J6?J11煤層氣井采用復合氨基磺酸體積酸壓工藝。

4.2 排采控制參數(shù)

建立深層煤層氣排采模式：以“保持和改善滲透率”為目標，控制井底流壓降幅及產(chǎn)氣增幅，產(chǎn)氣后不憋壓，提高解吸體積。與淺層相比，深層煤層氣排采效果受壓敏影響較小，因此需考慮井底流壓降速，但控制指標可高于淺層；速敏影響主要體現(xiàn)在排采速度過快，易導致煤粉及酸化后的殘余物質(zhì)堵塞微裂縫，影響滲透性，因此產(chǎn)氣增速需要控制，并根據(jù)套壓變化及時調(diào)整產(chǎn)量。各排采階段控制要點見表3。

表3 各排采階段控制參數(shù)Table 3 Control parameters of each drainage and production stage

此外，配合防砂防煤粉工藝實現(xiàn)長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。在產(chǎn)水量充足的情況下，通過優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)和排采制度即可達到防煤粉的目的；當產(chǎn)水量不足時，此時煤粉不能被帶出，除了優(yōu)化管柱結(jié)構(gòu)和排采制度的方法外，還需采用柱塞泵補水洗井工藝，及時徹底清洗井筒煤粉以降低其對排采的影響。

4.3 生產(chǎn)效果分析

1) 直井體積酸壓工藝效果

由圖6 可知，11 口井日產(chǎn)氣量累計可達20 469 m3，累產(chǎn)氣量566 萬 m3，10 口生產(chǎn)直井最高日產(chǎn)氣量可達5 791 m3。深層煤層氣直井體積酸化壓裂開采效果顯著，日產(chǎn)氣量仍不斷提升。基于微地震裂縫監(jiān)測的現(xiàn)場施工表明，主要發(fā)育的裂縫有：主垂直縫、次垂直縫、毛細縫，裂縫彎曲程度大且縫網(wǎng)復雜，壓裂裂縫以垂直裂縫為主(圖7)。

圖6 11 口深層煤層氣井產(chǎn)氣量分布Fig.6 Gas production diagram of 11 deep CBM wells

圖7 微地震監(jiān)測復雜裂縫形態(tài)Fig.7 Schematic diagram of micro-seismic monitoring of complex fractures

2) 水平井體積酸壓工藝效果

深層煤層氣水平井J9 井采用“高排量、低酸量、適中砂比”的體積酸壓工藝技術(shù)，配合“低傷害、耐酸、返排液重復利用的清潔壓裂液”并進行分段分簇射孔與壓裂聯(lián)作。由表4 可知，多種方法分析結(jié)果顯示，J9 井裂縫長度在393～444 m，縫寬在90～142 m，裂縫面積較大。

表4 煤層氣水平井J9 井裂縫參數(shù)Table 4 Fracture parameters of J9 well

由圖8 可知，深層煤層氣井J9 于2020 年7 月3 日投產(chǎn)，投產(chǎn)后表現(xiàn)出見氣快、產(chǎn)量高的特點，日產(chǎn)氣量最高1.1 萬m3，保持相對穩(wěn)定且展現(xiàn)出較強的穩(wěn)產(chǎn)、上產(chǎn)潛力。

圖8 煤層氣水平井J9 井排采曲線Fig.8 Drainage curves of well J9

4.4 施工參數(shù)分析

1) 施工排量

由圖9a 可知，當壓裂液施工排量低于11 m3/min，排量與監(jiān)測破裂面積有較好的正相關(guān)性。可能是因為頂?shù)装鍘r石抗壓強度遠高于煤，有利于煤破碎及遮擋，對裂縫高度控制較好，有利于煤儲層酸壓改造。當壓裂液排量為15 m3/min 時，由于壓裂液排量過高可能導致裂縫高度失控(加砂量充足)，導致裂縫監(jiān)測面積有所下降。此外，由圖9b 可知，壓裂液排量與加砂量正相關(guān)。施工排量越大，支撐劑向裂縫深層推進的速度就越快，鋪砂距離越長，沉降速度越慢，砂堤形成的高度就越低，不易形成砂堵。因此，綜合考慮裂縫面積、井筒條件、加砂能力和縫高控制要求，施工排量建議選擇在11～15 m3/min。

2) 加砂量

由圖9c 可知，加砂規(guī)模越大，深層煤層氣井的產(chǎn)氣效果越好。因此建議根據(jù)儲層閉合壓力大小及裂縫網(wǎng)絡(luò)對導流能力要求，進一步優(yōu)選低密度支撐劑并優(yōu)化加砂工藝，實現(xiàn)支撐劑的有效鋪置。此外，部分生產(chǎn)井施工過程中壓力在50 MPa 以上，初期施工壓力較高，限制排量提升，影響改造強度和加砂量，降低增產(chǎn)效果。通過以下兩種方式解決：前置液體系建議加入較高濃度酸(減少整體用酸量)，降低施工壓力；改變套管等級，提高限壓上限。

3) 加液強度

由圖9d 與圖9e 可知，清潔液用量與裂縫監(jiān)測破裂面積有較好相關(guān)性；監(jiān)測破裂面積與日均產(chǎn)氣量相關(guān)性較好。因此，為保證單井產(chǎn)量并考慮經(jīng)濟條件，建議清潔液加液強度在150～250 m3/m 較為合理。

4) 酸液用量

由圖9f 可知，增大酸用量，裂縫監(jiān)測破裂面積并未有較大提升。但若采用酸量過高對壓裂設(shè)備、套管、井口挑戰(zhàn)較大，施工連續(xù)性和安全性無法有效保障。因此，前置液體系建議減少整體用酸量、并優(yōu)化壓裂設(shè)備。此外，壓裂前期建議模擬儲層條件下進一步優(yōu)選酸液濃度，達到較好酸巖反應速度。若酸巖反應速度過快，易導致近井地帶溶蝕過度，產(chǎn)生大量煤粉。若未及時清理的煤粉在加砂過程中與支撐劑混合，近井地帶易出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象。

圖9 酸壓工藝施工參數(shù)相關(guān)性Fig.9 Correlation diagram of construction parameters of acidizing fracturing process

5 結(jié)論

a.大寧?吉縣區(qū)塊深層8 號煤層多以原生結(jié)構(gòu)煤為主，割理發(fā)育且以方解石、白云石、赤鐵礦、黃鐵礦等為主的礦物質(zhì)填充物較多，綜合考慮裂隙發(fā)育情況、抗壓強度、斷裂韌性、煤層與圍巖彈性模量及地應力差等參數(shù)，認為8 號煤層具備大規(guī)模體積酸壓基礎(chǔ)條件，并得到實驗的驗證。

b.“高排量、低酸量、適中砂比”的工藝技術(shù)，配合采用交替注酸、分段加砂、變排量注入工藝，可形成“多級復合支撐裂縫+酸溶裂縫”的高效壓裂滲流系統(tǒng)。裂縫擴展及煤層氣井產(chǎn)能均呈現(xiàn)較高水平。

c.從排采控制參數(shù)角度分析，應嚴格控制井底流壓，初期控制產(chǎn)水速率，動液面下降幅度在5～10 m/d，以提高降壓范圍。產(chǎn)氣上升階段，最大增產(chǎn)速率日產(chǎn)氣不超過200 m3，以實現(xiàn)階梯式緩慢增產(chǎn)。同時配合防砂防煤粉工藝實現(xiàn)長期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

d.從體積酸壓工程參數(shù)角度分析，壓裂液排量應優(yōu)選在11～15 m3/min；應減小整體用酸量，同時進一步優(yōu)化酸液濃度；優(yōu)選低密度支撐劑并優(yōu)化加砂工藝，以提升加砂規(guī)模；清潔壓裂液加液強度在150～250 m3/m較為合理。同時提升配套設(shè)備質(zhì)量，如提升套管鋼級，優(yōu)化壓裂設(shè)備等。