鸡西地区煤层气井储层改造技术研究

白 优

(中煤科工集团西安研究院有限公司,西安 710054)

1 煤层气井储层改造特点

煤层气是与煤炭伴生、以吸附或游离状态储存于煤层内的非常规天然气，它与常规天然气存在很大的差异，主要体现在以下特点：

(1)煤层气储气和产气机理：煤层气主要吸附于煤层微孔隙的内表面。因此，要开采煤层气就必须使其从煤层中解吸出来，而只有当地层压力低于煤层的临界解吸压力时，煤层气才会得到释放。目前开采煤层气一般采用抽排煤层中承压水的方法，降低煤层压力，使煤层中吸附的甲烷释放出来。

(2)煤层气储层特征：煤层气藏与常规油气藏的储层特点有较大区别，煤层的弹性模量比一般的砂岩或石灰岩储层低，一般小于一个数量级，而压缩系数高；同时我国的煤层气藏普遍存在“三低一高”(压力较低、饱和度低、渗透率低和吸附性高)的特点，再加上后期构造将裂隙系统截断或堵塞，造成裂隙连通性降低，致使煤层渗透率更低[1]。

(3)煤层气开发难点：由于煤层压力和渗透率低、含水少，开发排水时，气体在煤层中驱动动能低，导致煤层气解吸和运移速度降低，达到高产气量有一定难度。

由于煤层气具有以上这些特点，造成煤层气勘探开发难度较大、产量低，如只采用抽排煤层中的承压水来降低煤层压力的方法，使煤层中吸附的甲烷气释放出来，而不采取任何增产改造措施，不仅煤层气单井产量较低，而且许多井将失去开采的价值。为了提高煤层气单井的产量，获得经济产率以及达到理想的施工效果，必须采取一些增产改造措施，以达到沟通更多微裂隙和裂缝，提高煤层导流能力的目的[2]。

2 煤层气井增产强化措施的选择

目前国内外煤层气增产强化措施主要有水力压裂改造技术、注气驱替技术和动力洞穴完井技术等，其中水力压裂改造技术是目前煤层气井增产改造应用最广泛的措施。

水力压裂增产技术是开采煤层气的一种首选的有效增产措施，目前我国几乎所有产气量在1 000m3/d以上的地面垂直井都是通过水力压裂改造而获得的。通过对煤层进行水力压裂，可产生有较高导流能力的通道，有效地连通井筒和储层，使得在井中抽气时井孔周围出现大面积压力下降，煤层受降压影响产生气体解吸的表面积增大，保证了煤层气能迅速并相对持久的泄放，其产量较压裂前增加5到20倍，增产效果非常显著。

注气驱替技术是一种新型的煤层气增产方法，注气增产主要是通过向煤层中注入其它气体，增加煤层中气体流动的能量和气体的相渗透率，促进甲烷在煤中的解吸。注气驱替增产技术也存在一些不足，研究表明，气体在煤层中的吸附能力越强，它对煤层形变、孔隙度和渗透率的影响也越大。

动力洞穴完井是在裸眼完井的基础上发展起来的用于煤层改造的一种独特完井技术。动力洞穴完井是一种极好的煤层改造增产技术，它能大幅度提高煤层气井产量，在美国得到广泛应用。但它开发风险大，且仅适用于煤层割理发育、物性较好的煤岩储层。

煤层气井增产改造措施的选择主要受到煤层的地质条件、沉积环境、储层特征等因素的影响，煤层气成藏的地质条件中，构造因素是最为重要而直接的控气因素；沉积环境和储层特征主要影响煤储层的生气潜力、储集性能、煤体结构及渗透性，它们共同决定了煤层气井在勘探开发中采用何种增产改造措施[3]。

下面以鸡西地区A井为例，对该地区储层改造工艺进行介绍。A井地理位置位于黑龙江省鸡西市以南48km处，行政区划属鸡西市梨树区凤山村及双胜村管辖。研究区属低、中山丘陵区，大部分区域为山地地貌，仅在山地之间为地势平缓的河漫滩冲积平原，其走势与河流流向基本一致。区内赋存的地层由新到老分别是第四系；新近系上新统玄武岩、中新统砂砾层；白垩系下统桦山群猴石沟组、东山组；上侏罗统鸡西群穆棱组、城子河组、滴道组及元古界麻山群变质岩层。其中穆棱组和城子河组为井田内的含煤地层。

近年来，随着矿井采掘深度的日益加大，主采煤层14号煤层瓦斯问题日益突出。单纯的井下瓦斯抽采已不能完全解决矿井瓦斯涌出量大的问题，瓦斯治理形势比较严峻。另2012年度梨树煤矿地面煤层气试验井的成功实施，为该区矿井瓦斯治理提供了一条行之有效的新途径，其对于矿井安全高效生产和煤层气资源有效利用都具有非常重要的意义。文章通过对鸡西煤层气井储层改造工艺的研究介绍，希望对类似储层条件地区的储层改造工作，得到改进和借鉴。

3 压裂施工工艺优化

3.1 复合支撑压裂工艺

根据同种砂型不同粒径所起到的复合支撑作用，虽然大粒径支撑剂比小粒径支撑剂的渗透性好，但小粒径支撑剂可以进入到地层深部，使更多的裂隙相联，因此，从理论上来说最好采用有合适粒度组合的支撑剂，先泵入20～40目的支撑剂，然后采用16～20目的尾追粗砂。20～40目的支撑剂深穿透煤层能力强，16～20目支撑剂将使近井范围的裂缝具有较高的导流能力[4]。

因此，优选A井14煤层压裂施工使用20～40目的中粒和16～20的粗粒兰州石英砂作为支撑剂，使用比例约为3∶1。

3.2 前置液加砂防滤失工艺

清水压裂液的黏度低，滤失量大，并且14煤层存在大量的天然微裂缝，压裂时这些天然裂缝常处于张开状态，增加了压裂液的滤失。这就需要在压裂液中加入一些添加剂以减少滤失，提高压裂液的效率。考虑到有机高分子添加剂对煤储层的伤害较大，因此采用前置液加砂防滤失工艺。考虑到40～70目细砂极易充填堵塞煤层中的天然裂缝，反而对压裂起到负面影响，因此设计14煤层压裂过程中在前置液中优选加入20～40目的中砂作为降滤失剂。压裂时20～40目的中砂可以充填天然裂缝降低压裂液的滤失，同时压裂后这些天然裂缝受中砂的支撑不能重新闭合，从而可提高压裂目标层的渗透性[5]。

3.3 套管注入大排量压裂技术

煤层存在大量的天然割理系统，使得煤层气井压裂与油井压裂完全不同。煤层一个突出的特点是压裂液滤失量大、液体效率低、施工砂比低，为了提高液体效率，必须要求对煤层的压裂排量要足够大。而油套混注大排量时管路磨阻大，使得施工压力非常高，给压裂施工带来风险。因此设计采用光套管注入大排量压裂技术，将施工排量提高到7～8m3/min 左右，可以有效地控制液体滤失，保证了裂缝的正常延伸，提高了煤层的压裂效果。

4 现场压裂施工分析

A井14煤层正式压裂施工于2014年11月10日进行。15：56—15：58，试压31.4MPa，井口及高压管汇无刺漏，压力无明显降落，试压合格。

正式压裂于15：58—16：36开始正式注入前置液，在施工排量为8.03m3/min时，施工压力上升至32.8MPa ，由于压力高，现场决定降低排量至7m3/min进行施工。注入259.6m3前置液(其中加入20～40目石英砂3.1m3降滤失，平均砂比5.35%)，施工排量0.17～7.07 m3/min ，施工压力0.7～31.4 MPa，最高31.4MPa，施工压力有所下降。16：36～16：49继续注入前置液90.4m3，同时加砂20～40目石英砂3.6m3，平均砂比4.32%，施工压力28.4～29.5MPa，施工排量6.97～7.02m3/min。

16：49开始正式注入携砂液，至17：13，在加砂至13.5m3时，施工压力突然上升，裂缝延伸受阻出现瞬间砂堵现象，现场及时停止加砂，降低排量顶替，注入携砂液166.8m3，加入20～40目石英砂13.5m3，平均砂比8.9%，施工压力27.7～34.1MPa，施工排量3.47～7.12m3/min；17：13～17：39在重新注入121m3顶替液后施工压力恢复正常，施工压力25.1～34.1MPa，施工排量2.64～6.89m3/min ；17：39～18：29继续加入携砂液335.9 m3，施工排量6.72～6.95m3/min，施工压力18.8-24.6MPa，加砂36.2m3，平均砂比12.3%。携砂液阶段，共注入携砂液502.7 m3，共加砂49.7 m3，其中20～40目石英砂37.8m3和16～20目石英砂11.9m3，平均砂比11.2%，施工压力18.8～34.1MPa，施工排量3.47～7.12m3/min。

18：29-18：33开始注入顶替液，共注入顶替液20m3。注入顶替液期间，施工排量0.1～6.72m3/min，施工泵压17.4～21.9MPa。停泵压力17.4 MPa。测压降60min，井口压力先降至14.9MPa。

19：33结束施工，共注入压裂液993.7m3，加入支撑剂56.4m3(其中20～40目石英砂44.5m3，16～20目石英砂11.9m3)。

本次施工破裂压力比较明显，裂缝延伸较好，施工过程施工压力平稳并呈下降趋势。但在加砂17.1m3，由于裂缝延伸受阻出现瞬间砂堵现象，现场及时停止加砂，降低排量顶替，在注液121m3后压裂压力有所正常[6]，后继续注压裂液开始加砂，正式压裂注入压裂液872.7m3。加入支撑剂56.4m3，20～40目石英砂44.5m3，16～20目石英砂11.9m3，平均施工砂比11.2%。施工达到了设计要求。A井14煤层压裂施工曲线见图1。

5 压裂裂缝高度监测

裂缝高度采用测井温监测，通过压后井温负异常显示的半幅点及对比压前井温梯度曲线进行分析，判断压裂效果及裂缝的垂直高度。导流能力主要取决于缝长，通常情况下，裂缝在垂向上延伸越长越不利，对比压前压后井温曲线(图2)，可看出A井14煤层段全部打开(表1)。

图1 A井14煤层压裂施工曲线Figure 1 Well A coal No.14 fracturing operation curve

表1 A井14煤层井温测裂缝高度数据统计表

6 结论

(1)水力压裂储层增产改造技术是鸡西地区地面煤层气开发增产的首选技术。部分压裂施工工艺技术(大排量套管注入工艺、前置液加砂防滤失及复合支撑剂技术)的应用明显改善了压裂施工效果。

(2)大排量、大砂量、中砂比和高前置液比例的压裂施工参数组合适合鸡西地区14煤层的储层特点。

(3)14煤层压裂施工压力区域差异较大。分析认为其主要受煤层埋深、煤层结构和射孔工艺的影响。

(4)通过分析可以发现，导流能力主要取决于缝长，通常情况下，裂缝在垂向上延伸越长越不利。

(5)利用压裂裂缝高度监测技术监测A井14煤层压裂裂缝，监测结果表明，裂缝高度约在4.90m左右，形成了具有一定导流能力的裂隙效果。