煤层气直井缝网压裂设计方法研究

彭科翔



煤层气直井缝网压裂设计方法研究

彭科翔

（贵州乌江水电开发有限责任公司，贵州 贵阳 550002）

我国煤层气单井产量较低，严重制约着煤层气产业的发展。要提高单井产量，关键在于增大煤层气解吸速度和范围。只有对煤层气直井进行缝网压裂，才能达到这种效果。首先从煤层可压性分析入手，讨论煤层气的开采特征、地应力分布、天然裂缝和层理等对缝网形成的影响。其次，提出缝网压裂设计思路和内容，利用诱导应力改变水平地应力分布，产生应力反转，同时，针对射孔方式、小型测试压裂和主压裂设计、支撑剂和压裂液的选择等提出具体设计方法。所提出的煤层气直井缝网压裂设计方法，需要结合现场试验，逐步完善推广，具有较好的应用前景。

煤层气；单井产量；缝网压裂；设计方法

我国利用地面直井开发煤层气，已有20多年，形成了一系列的配套开发技术[1-3]。但是，煤层气单井产量较低，却成为制约我国煤层气产业进一步发展的瓶颈[4-7]。目前，煤层气直井需要水力压裂改造后，才能投产。尽管改造后，在一定程度上能够提高产量，但效果并不理想。改造体积范围较小和解吸速度较低是造成煤层气单井产量低的两个主要原因。与煤层气的储层特征比较类似，页岩气通过大规模缝网压裂[8]，却得到了快速开发，获得了较好的经济效益，这也给煤层气的开发提供了新的思路。通过缝网压裂改造，可以解决这两大问题，因此，需要对煤层气直井缝网压裂进行深入研究。

1 煤层气储层可压性分析

1.1 物性和开采特征

煤层气藏物性较差，孔隙度较低，约为5%，平均渗透率在10-3md数量级以下，必须经过水力压裂改造后，才能投产。煤层气主要以吸附的形式存在于煤层基质微孔隙中，只有少量气体以游离态存在。同时，煤层多含水，主要存在于煤层的天然裂缝中。因此，必须经过排水降压，才能有大量的煤层气从基质中解吸扩散出来，通过天然和人工裂缝渗流运移到井筒中[9-12]。

解吸、扩散和渗流速度三者中的最小速度，决定了煤层气的最终开采速度。由于煤层压力较低、煤层对气体的吸附能力较强以及渗透率较低，造成煤层气的解吸和扩散速度低于气体在裂缝中的渗流速度，因此，提高解吸和扩散速度成为提高煤层气产量的首要问题。

1.2 矿物分析

主要分析煤层中的粘土、碎屑岩和碳酸盐岩的组成和含量比例等。如果石英和钙质等脆性矿物含量较高，压裂时，在煤层内就比较容易产生缝网。如果粘土含量较高，就需要考虑压裂过程中防止膨胀问题。

1.3 地应力分析

地应力大小和分布是决定压裂裂缝扩展和形态特征的关键因素。主要通过水平主应力差异系数来评价产生缝网的难易程度，公式如下:

利用水平主应力差异系数来判断形成缝网的难易程度时，需要根据具体的煤层气区块和储层特征，如对山西晋城矿区西部某一煤层，当水平主应力差异系数小于0.47时，比较容易产生缝网；大于0.84时，产生平直裂缝。其它区块可以参考这一范围，用以确定是否存在形成缝网的可能性[13]。

1.4 天然裂缝和层理

由于煤层中天然裂缝比较发育，存在大量的面割理和端割理，因此，在缝网压裂设计时，应该考虑如何将大量的天然裂缝沟通起来，以形成一个大的缝网系统，真正实现体积改造[14,15]。另外，需要考虑煤层内是否存在较薄的泥岩或砂岩等，这些层理对缝网也有较大影响。

2 设计方法及内容

设计原理是通过压裂过程中产生诱导应力，改变最大与最小水平主应力的分布，利用缝内净压力的调整，实现裂缝转向，并尽可能沟通天然裂缝，最终形成缝网系统。

2.1 诱导应力计算

假设三维裂缝垂直于缝长方向上的横截面为椭圆形，空间分布如图1。

图1 三维裂缝空间分布

在水力压裂过程中，裂缝内的压力较高，在垂直于裂缝壁面的方向上，产生较大的诱导应力，如图2。

图2 二维裂缝诱导应力分布

根据Sneddon和Elliot所提出的无限长平面裂缝周围应力分布理论，在裂缝周围产生的诱导应力计算如下[16]。

根据上述公式，可以计算得到垂直于裂缝壁面所产生的诱导应力与距离之间的关系，如图3。

图3 诱导应力分布

可看到，压裂过程中所产生的诱导应力在最小水平主应力方向上，增加幅度最大，在最大水平主应力方向上，有所增大，但幅度较小；在裂缝壁面上的诱导应力最大，为裂缝内的净压力值；随着距离的增大，诱导应力下降较快；当垂直距离增大到裂缝半高的3倍后，诱导应力变化较小，基本趋于稳定。

2.2 射孔方式

参照页岩气缝网压裂中的分段多簇射孔方式，在煤层气中由单段集中射孔改为分簇射孔，同时优化射孔方位、孔径和孔密，尽可能有利于形成缝网。在图4中，可看到，当采用常规射孔方式时，由于孔眼比较集中，比较容易形成单一裂缝；当采用分簇射孔后，射孔簇存在一定的间距，上下簇的孔眼分别产生裂缝，在远井地带相互干扰，容易形成缝网。

图4 常规射孔时的裂缝形态和分簇射孔时的裂缝形态

2.3 小型测试压裂

不仅用来估计压裂的难易程度、压裂液滤失和破裂压力等，而且通过增大规模，在地层内起到改变局部地应力的效果，以有助于缝网的形成。在低渗透储层中，测试压裂所用液量一般在60 m3。但是对于煤层气藏这种天然裂缝比较发育的地层，用量太少，难以真正反映出远井地带的地应力。因此，应参考页岩气藏的测试压裂设计，增大煤层气藏测试压裂时的用液量，可增大到200 m3左右[17]。同时，也可以在测试时，加入粉砂，封堵较小的裂缝，这样，在主压裂时，有利于裂缝及早转向。

2.4 主压裂

主要考虑用液量、泵注程序、施工排量和加砂方式以及返排控制等。通过控制排量大小，改变井底净压力，进而控制裂缝扩展方式；通过优化泵注程序，实现缝内转向或沟通天然裂缝等；调整加砂方式，控制裂缝延伸或转向；施工结束后，通过返排方式优化，以使支撑缝网体积最大化。

目前，煤层气直井压裂规模较小，一般在500 m3以下。要实现缝网压裂，必须增大施工规模。可参照页岩气藏压裂，将压裂液用量增大到1 000 m3以上。因为，煤层气藏天然裂缝比较发育，滤失量较大，要形成有效的缝网系统和足够的改造体积，必然要增大压裂液用量。应该增大排量到6甚至10 m3/min以上，这样，在压裂开始阶段，可以减少微小裂缝的张开，降低滤失，有利于形成主裂缝[18]。排量较大，液体的冲击力会较大，可以提高裂缝扩展速度，也有利于携带支撑剂。另外，为了在施工结束时，尾追大粒径的支撑剂，需要改变排量，降低沉砂高度，增大砂堤上的液体过流高度和面积，最终将大粒径支撑剂沉降在近井筒区域。加砂浓度和用量需要不断调整。在开始加砂阶段，利用段塞降低孔眼和近井筒附近的摩阻，提高液体流动速度。随后逐步提高加砂浓度，利用高速流体携带进入不断增长的裂缝内。根据裂缝延伸情况，增大加砂浓度，改变裂缝内的摩阻，进而提高净压力，实现缝内转向或迫使天然裂缝张开。需要根据压裂施工和地层特征，制定出合理的加砂浓度和用量。

2.5 支撑剂

除了满足闭合压力的要求外，主要考虑在压裂液中的运移和悬浮性能。通过压裂液的悬浮携带和水力冲击，尽可能将支撑剂运送到较小的缝网内，形成有效支撑。加砂量的多少并不是主要考虑因素，关键通过混砂液增大对煤层的水力冲击作用，同时，利用高速流体中的支撑剂颗粒打磨冲蚀细小裂缝，最终，增大改造体积和范围。

2.6 压裂液

尽可能使用低粘度压裂液，以利于缝网延伸和沟通，同时，要求压裂液容易返排，减少煤层对压裂液的吸附量，降低对煤层的伤害。

3 结论

1）通过借鉴页岩气藏缝网压裂技术，从煤层的可压性分析、射孔设计、小型测试压裂和主压裂设计以及支撑剂和压裂液优选等方面，提出煤层气直井缝网压裂设计思路和方法。

2）我国煤层气单井产量较低，严重制约着煤层气产业的发展，通过缝网压裂，可以解决这一问题，因此，应加强煤层气直井缝网压裂的研究。

3）根据所提出的煤层气直井缝网压裂设计思路和方法，进行室内缝网压裂模拟实验，并进一步结合现场试验，总结经验，逐步完善推广，最终形成缝网压裂的配套技术。

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Study on Network Fracturing Design Method of Vertical Wells in Coal-bed Methane Reservoir

（Guizhou Wujiang Hydropower Development Company Limited, Guizhou Guiyang 550002，China)

The coal-bed methane production of single well is low, which prevents the development of coal-bed methane industry. In order to increase the single well production, it is critical to raise the rate and volume of coalbed methane desorption. Only the well is stimulated by network fracturing, the goal can be achieved. In this paper, the fracability of coalbed was discussed, including the development characteristics, the stress distribution, the natural fractures and beddings.Then, the network fracturing design method was presented, and the stress reversal could be obtained by induced stress during hydraulic fracturing treatment, so it can be used to form network fractures. At the same time, the design details for perforating, calibration and main fracturing, the fracturing fluid and proppants were put forward. These methods and research scope discussed above should be improved by on-site tests continuously, so the future will be excellent.

Coal-bed methane；Well production；Network fracturing；Design methods

TE 357

A

1671-0460（2017）10-2159-03

大型油气田及煤层气开发，项目号：2016ZX05060

2017-09-06

彭科翔（1990-），男，研究生本科毕业于辽宁石油化工大学过程装备与控制工程专业，硕士毕业于长江大学石油工程专业，主要从事油气田开发工程，油气开采理论与应用技术研究。E-mail：541081111@qq.com。