延川南区块煤层气整体压裂技术研究与应用

高应运 刘红磊 孙 婧 房启龙 朱贤清

(华东石油局工程技术设计研究院，江苏 210031)

鄂尔多斯盆地地面面积达到40万km2，是中国煤层气勘探开发的热点地区之一，盆地内煤层气资源量占中国煤层气总资源量的1/3，初步显示该盆地具有良好的煤层气开发前景。位于鄂尔多斯盆地东缘南部的延川南地区勘探也取得一定进展，区块内煤层气井排采获得工业气流，最高产气量达2632m3/d。该区块内共发育11层煤，其中石炭系上统太原组2#煤和二叠系下统山西组10#煤全区分部稳定，是本区煤层气勘探的主力煤层。由于煤层的低渗透特点，决定了需要进行水力压裂施工以提高储层渗透率，从而实现高效整体开发的目的。

1 区块内煤储层特征及含气性

1.1 煤岩特征

区内煤岩特性良好，宏观煤层特征以半亮煤为主，煤层以低灰-低中灰煤为主，挥发分含量普遍低，煤化程度高，煤岩煤质特征及煤化程度完全满足煤层气地质选区评价要求。

1.2 煤的孔隙裂隙特征

煤层具有双孔隙结构—基质孔隙和裂隙，而且自身具有独特的割理系统。煤的基质孔隙决定着煤的吸附能力，裂隙对煤层气的运移以及产出起决定作用。

研究区内按照实验室测定求得:2#煤层孔隙度为1.3%～4.6%，平均为3.3%;10#煤层孔隙度为2.6%～4.3%，平均为3.7%。本地区孔隙度相对较低。

1.3 煤的吸附性能

根据目前延1井排采生产特征反映，随井底压力的小幅变化，日产气量响应比较明显，表现为煤层解析特征，2#煤储层解析压力3.95MPa，解析压力较高，临储比值也较高，是非常有利的煤层气开采条件。

原煤饱和吸附量 (Vt)－兰氏体积:延1井变化于30.84～34.18m3/t之间，平均32.18m3/t;延2井变化于 30.60～34.30m3/t之间，平均32.18m3/t。兰氏压力值延 1井变化于 1.86～2.50MPa之间，延2井变化于2.53～2.55MPa之间。说明延川南区块煤层有相对比较强的吸附能力。

1.4 煤层渗透率及控制因素

渗透率作为衡量多孔介质允许流体通过能力的一项指标，是影响煤层气产生量高低的关键参数，又是煤层气中最难测定的一项参数。只有试井和气藏模拟技术才是测定煤储层渗透率的有效方法。

通过进行注入压降试井，实测的煤储层渗透率范围介于0.032～0.1735mD之间。受煤层非均质性、气井所在构造部位及测试手段、资料处理方法、经验、测试人员素质等多方面因素的影响，煤层气勘探实测煤层渗透率差别较大，部分测试结果不具有代表性。不论测试结果是否正确，可以分析渗透率的变化趋势以及相对较有利区。从埋藏深度与渗透率的关系来看，随着煤层埋深的增加渗透率呈下降趋势。对该区煤层渗透率综合研究认为，该区煤层渗透率多不会超过2mD。需要通过水力压裂来提高储层的渗透率，来达到产出工业气流的目的。

1.5 煤层含气性

根据实测煤层气样品解析测试数据显示延川南地区煤层含气量相对较高。2#煤含气量为6～24.24m3/t，平均 12.5m3/t。10#煤为 5 ～19.87m3/t。平面上，整个区域煤层气含量普遍较高，其中中部和深部含气量升高，纵向上2#煤含气量高于10#煤。

2 室内试验分析

2.1 敏感性分析

对延川南区块煤岩进行了敏感性试验，结果表明:该区为低速敏、低水敏、无－弱酸敏、无－弱减敏、较强的压敏性。由于该区的煤层多孔疏散、胶结程度较弱，低水敏性，在压裂设计时，应注意粘土膨胀以及煤粉运移对压裂效果的影响。由于该区块煤比较易于压缩，且压后渗透率不能完全恢复，压敏伤害较大。故压裂过程应避免净压力的突然上升，减小压敏伤害。

2.2 岩石力学试验

对延川南区块煤岩进行了岩石力学性试验，从试验结果可以看出，2#煤储层顶底板的弹性模量值一般在1.1×104～2.8×104MPa，泊松比为0.19～0.38;10#煤储层顶底板1.2×104～2.2×104MPa，泊松比为0.24～0.48。说明煤层具有较强的塑性特征，易造成支撑剂嵌入。

3 整体压裂技术原则及工艺特点

3.1 整体压裂技术原则

(1)为了提高延川南区块煤层气井的压裂改造效果，大多采用了大施工排量、大前置液量以有效提高注入液的波及体积，试验煤层自支撑的压裂效果，后段采用煤层正常活性水携砂工艺，以保证近井带形成一定导流能力的铺砂剖面;而对于特殊情况的井，如顶部疑似含水等则适当控制压裂规模，采用适当规模的施工排量及前置液量。

(2)为了降低压裂液对煤储层的伤害，采用清水配合高效助排剂改造;同时为了降低压裂液在井筒内的磨阻，提高排量及液量，注入方式采用光套管压裂。

(3)延川南区块为低孔、低渗储层，压裂设计时应以造长缝为主，达到提高裂缝导流能力的目的;同时，区块内地层塑性强，支撑剂选择上主要采用中等粒径支撑剂，或中等粒径与大粒径组合支撑及技术，来缓解支撑剂嵌入严重的问题，提高裂缝的导流能力。

(4)在前置液阶段，间断的泵注低浓度的支撑剂，以消除或降低近井筒扭曲磨阻。其目的是使近井筒缝宽最大化，流体流向改变最小化，近井筒能耗最小化，施工砂比最优化，施工效果最大化。同时，对于使用小粒径的支撑剂段塞冲刷，还有堵塞煤储层中的微细天然裂缝，降低液体滤失，提高液体效率的效果。

(5)加强压裂后返排，尽可能使压裂液对地层的伤害降至最低。

3.2 延川南区块压裂工艺特点

通过延1井组压裂数据发现，延川南煤层气的主要压裂工艺特点如下:

(1)延川南区块压裂层位以2#和10#煤层为主，埋深在900～1300m左右;

10#煤层则与2#煤层大不一样，施工压力异常偏高，破裂时地面显示压力为41MPa，折算破裂压力梯度在0.31MPa/m左右，大大高于常规的油气藏压力梯度，也大大高于2#煤层，侧面也反证了10#煤层厚度较薄，物性差于2#煤层，与地质认识吻合较好;

(3)压裂液体体系全部采用活性水，为了减少对储层的二次伤害;

(4)在支撑剂上以石英砂为主，粒径组合逐渐加大。加砂方式上由初期的小粒径的粉砂打磨孔眼，改为全部单纯的20/40目石英砂或20/40目石英砂+16/20目石英砂的组合。

(5)清水压裂大排量，现场施工的排量一搬都在6～8m3/min左右。

(6)施工规模较大，整体施工用液量在600～800m3、加砂量在30～50m3，受到活性水携砂能力的影响，平均砂比基本在10%左右。

“哪个了？你说她妈想利用肖玉的死找固定工作？这也正常，你看她家穷的，她爸一身病，她弟弟还上着学。死人是死了，活人还得活着。”潘阳这小子开始玩儿深沉了。

4 压裂材料优选

4.1 压裂液体系优选

煤层气压裂的压裂液在一定程度上，可以借鉴现行水基压裂液性能评价，但由于煤储层具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与油藏储层不同的特性，由此而引起的高注入压力、复杂的裂缝系统、砂堵、支撑剂的嵌入、压裂液的返排及煤粉堵塞等问题，使得煤层气井用压裂液与油气田压裂液存在着差异，主要表现在:

(1)由于煤岩的表面积非常巨大，具有较强的吸附能力，要求压裂液同煤层及煤层流体完全配伍，不发生不良的吸附和反应;

(2)煤层割理发育，要求压裂液本身清洁，除配液用水应符合低渗层注入水水质要求外，压裂液破胶残渣也应较低，以避免对煤层孔隙的堵塞;

(3)压裂液应满足煤岩层防膨、降滤、返排、降阻、携砂等要求。

考虑到煤层储层特点及压裂工艺的要求，对煤层气井用压裂液的优化原则为:

(1)尽可能少地使用添加剂，特别是有机类添加剂，以减少对煤储层的伤害;

(2)开发适合煤层气压裂用的压裂液材料，使之与煤储层相配伍;

(3)在保证压裂工艺及施工条件下，降低压裂液成本，以满足市场经济的要求。

根据前期实验室内压裂液室内评价，试验选择三种待测液:活性水、2%KCL水、冻胶破胶液经滤纸过滤后进行测试。试验结果如图1所示。

以上对比分析可知，常用于油井压裂的胍胶压裂液的破胶液对煤粉压实制成的人工煤芯的伤害率高达41%以上;而活性水和KCL水对煤粉芯的伤害率相差不大，大约为11%左右，说明胍胶压裂液体系对煤层的伤害率较大，不适合作为煤层压裂改造的压裂液体系。

图1 三种液体对填充煤芯的伤害率对比图

结果显示，活性水和KCL水对煤层伤害率较低，可作为煤层压裂改造的压裂液体系。

4.2 支撑剂优选

为了满足延川南区块整体压裂对裂缝导流能力的要求，开展了以裂缝导流能力为评价依据的石英砂支撑剂优选实验，其中包括了中等粒径石英砂支撑剂和中等粒径及大粒径组合支撑剂的导流能力试验。

4.2.1 中等粒径石英砂支撑剂压裂

为了提高裂缝的导流能力，开展了20/40目中等粒径的石英砂支撑剂的导流能力试验。支撑剂的铺砂浓度不仅影响支撑剂在煤储层内的嵌入，还极大的影响裂缝的导流能力。对20/40目支撑剂在不同的铺砂浓度下导流能力的测试对比结果表明，铺砂浓度越高，其导流能力越大，这是因为当铺砂浓度较高时支撑剂的层厚度就越大，并且支撑剂的嵌入量也较小 (图2)。因此，对于需要形成较高导流能力的裂缝的储层，在施工条件允许的情况下，可适当增加中等粒径支撑剂的使用，已达到提高铺砂浓度的目的。

图2 石英砂 (20－40目)不同铺砂浓度下导流能力测试结果

4.2.2 组合石英砂支撑剂压裂

本实验采用了20/40目和16/20目组合石英砂进行了裂缝导流能力测试，采用10kg/m2的铺砂浓度。测试结果显示，当闭合应力较小时组合粒径的石英砂支撑剂导流能力明显高于20/40目石英砂支撑剂的导流能力。当20/40目粒径石英砂支撑剂比例增加到一定值后，导流能力有一定程度的降低，但在一定的闭合压力下组合粒径的石英砂支撑剂的导流能力仍然高于20/40目粒径的石英砂支撑剂导流能力 (图3)。

图3 单一粒径与组合石英砂不同闭合压力下导流能力测试结果

在相同的铺砂浓度下，20/40目与16/20目组合粒径石英砂支撑剂的导流能力高于单一中等粒径的石英砂支撑剂，且与单一大粒径石英砂支撑剂导流能力相差较小，在施工过程中有利于砂比的提高，并且有利于优化铺砂剖面，使煤储层的压裂裂缝达到最佳的导流能力。

5 整体压裂裂缝参数的优化

5.1 缝长的优化建议

根据总体压裂方案的原则，在按给定井网分布下，确定出最佳裂缝支撑半长。目前延1井区采用300m×250m两种距形井网。而常规的优化裂缝穿透比率在半距的0.7～0.9之间，延1井区为了达到最大井间干扰程度，同时防止裂缝对穿，裂缝穿透比率取0.9，则缝长控制在90～120m为宜。

5.2 导流能力的优化

按照优化缝长，根据煤层基本参数数据，可以通过已编制的计算程序模拟不同裂缝裂缝导流能力条件下的产气量，以评价导流能力对产气量的影响。

产量随裂缝导流能力变化的关系，与裂缝长度有着类似的影响。随着裂缝导流能力的增加，产气高峰时间提前，产量也在增加，增产效果也越好。但是，随着裂缝导流能力的增加，产量增加的幅度是在减小的，导流能力增加到一定程度时产量增加就微乎其微了。同样从验证最大产能的角度出发，建议延1井区目前压裂裂缝的导流能力取20μm2·cm ～25μm2·cm 为宜。

5.3 射孔的优化

射孔的位置、相位角、射孔密度对煤层压裂的裂缝走向和开启难度均有一定的影响，结合垂向应力剖面的影响，射孔方案会进一步影响裂缝扩展，从而影响压裂效果。

前期延1井区已施工井，从同位素监测结果表明:裂缝高度基本在煤层范围内扩展。根据测井力学参数解释结果分析，延1井区2#煤层的各种弹性力学数值均低于顶底板数值，反映煤层顶底板封隔性较好，在压裂施工中能起到控制缝高的作用;同时现场施工工艺成功，说明以前的射孔方式是合理的。因此，对于延川南地区2#、10#煤层射孔方案的优化应依据以下几点:

(1)为了减少近井筒的多裂缝和压裂作业中的裂缝迂曲摩阻，对于煤层压裂应优选60°相位角射孔;

(2)实验分析认为，裂缝首先从有孔眼的位置开裂，为控制缝高的过度延伸，同时考虑到煤层压裂施工支撑剂在低粘液体容易沉降到裂缝底部，推荐在今后的施工中采取煤层厚度下部避射1～2m的方式射孔;

(3)煤层打开程度越大，煤层裂缝开启的越顺利，因此适当增加每米的射孔数量，对于降低套管外弯曲磨阻，诱导裂缝有效开启十分有效。推荐采用16孔/m高密度射孔。

6 应用效果分析

延川南区块整体压裂使用了16/20目大粒径石英砂，并将加砂强度提高至6.0m3/m以上，有效的提高了裂缝的导流能力。尤其是延1－21－13井和延1－20－12井通过采用20/40目石英砂和16/20目石英砂组合压裂工艺及清水配合高效助排剂的压力液体系，成功的进行了压裂施工，进一步提高了煤层内裂缝的导流能力，减小了对煤层的伤害。这两口井经过一段时间的降压排采后日平均产气量都超过了1000m3。

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