泡沫压裂在延川南气田深煤层气井增产中的应用

崔 彬，刘 晓，汪方武，付玉通，杨 松

（中国石化 临汾煤层气分公司，山西 临汾 041000）

氮气泡沫压裂技术是20世纪70年代以来发展起来的一项压裂技术，具有携砂能力强，滤失小，较易造长而宽的裂缝，地层伤害较小等特点，特别适用于低压、低渗、易水敏储层改造。该技术在美国煤层气井压裂增产中应用已相当普遍，黑勇士盆地的煤层气开采大多数都采用氮气泡沫压裂工艺。目前国内煤层气井还没有规模化的应用，仅在鄂尔多斯盆地东南大宁、吉县地区4口井[1]和沁水盆地北部寿阳地区8口井[2]、南部潘河区块2口井[3]、柿庒区块5口井[4]开展过现场应用试验，取得了较好效果。前期的现场应用试验主要是在埋深1 000 m以浅的中浅煤层气井，针对埋深大于1 200 m的深煤层气井尚未开展过现场应用。2016年11月中国石化临汾煤层气分公司在延川南煤层气田西南部深煤层区域开展了2口井氮气泡沫重复压裂，取得了较好的增产效果，平均单井日产气量增幅超过1 000 m3。从分析延川南煤层气田深煤层气井低产原因出发，从技术原理评价了氮气泡沫压裂对深层高应力煤储层的适应性，并现场开展2口井氮气泡沫重复压裂现场应用，对应用效果进行了综合分析。以期对气田西南部区域低产井措施增产提供依据，同时为深煤层有效改造工艺的选择提供方向。

1 地质概况

延川南煤层气田位于鄂尔多斯盆地东南缘，处于渭北隆起与晋西挠褶带交汇处，构造平缓稳定，整体为西倾单斜构造，中部北东向的白鹤-中垛断裂带将气田分为东西两侧，东部为谭坪构造带，西部为万宝山构造带。煤层气开发主力煤层为下二叠统山西组2号煤层，东部谭坪构造带2号煤层埋深较浅，埋深600～1 000 m，平均880 m，向西埋深逐渐增加，万宝山构造带2号煤层埋深1 000～1 500 m，平均1 300 m。镜质体反射率2.0%～3.1%，含气量从东往西随埋深增加逐渐增大，平均11.3 m2/t。区内共有煤层气生产井908口，产气井数794口，平均单井产量已超过千方，整体表现出较好的产气效果，但位于气田西南部深埋深区域的129口井呈现区域性低产，平均产气量低于500 m3/d。

2 西南部低产原因分析

影响煤层气井产能的因素可分为2个大的方面：①资源条件：主要影响参数是煤层含气性，这决定了煤层气产出的物质基础；②产出条件：主要影响参数是煤层渗透性[5-6]。通过与高产区参数对比（表1）表明，含气性方面延川南煤层气田西南部位于高矿化度滞留环境，保存条件好，探井取心测试含气量大于13.5 m3/t，排采井解吸压力大于7.5 MPa，反映该区域具有良好的含气性，具备煤层气高产的资源基础。渗透性方面气田西南部煤层埋深大、应力高，煤层原始渗透率极低，通过有效的压裂改造提升渗透性是获得较高产能的前提。前期该区域压裂改造采用活性水压裂，压裂过程中施工压力高，加砂困难易砂堵，反应压裂砂近井筒堆积，压裂改造效果不理想。在压后排采过程中，气井的产液特征表现出低产液；产气特征表现出缓慢降压持续低产气，快速降压短期高产后快速递减，反应解吸供气半径小，通过单井数值模拟表明，气井压降漏斗呈陡直状，泄压解吸范围集中在近井筒附近。

表1 西南部低产区与高产区参数对比

综合分析认为，该区域埋深大、低渗透的地质条件下，水力加砂压裂工艺与地质的适应性不足[7-8]，有效支撑裂缝半长短，泄压解吸半径小是该区域低产的主要原因。探索有效的压裂改造工艺，提升压裂缝有效支撑长度是提高该区域气井产量主要方法。

3 增产措施优选

前文分析可知，活性水压裂在深煤层压裂施工过程中施工压力高、加砂困难易砂堵，压裂改造效果不佳。除了活性水压裂液，目前现场应用的压裂液主要还有胍胶压裂液和泡沫压裂液，胍胶压裂液虽然具有较好的携砂能力，但高分子有机物易被煤层吸附，同时煤层气井压裂后要缓慢排采，压裂液不能快速返排，容易堵塞污染地层。泡沫压裂液具有滤失性小造缝能力强、黏度高携砂能力强、用液量少、助排效果好等特征，可以有效造长缝并有效支撑；同时用液量少减小对煤储层的伤害；助排效果好利于压裂液快速返排[9-15]。从技术原理上分析，氮气泡沫体系能够较好的适用高应力深煤层地质条件。在明确气田西南部深煤层低产原因和氮气泡沫体系较好适应性基础上，开展了2口井氮气泡沫重复压裂现场试验。

4 氮气泡沫压裂现场应用

氮气泡沫重复压裂采用油管注入方式施工，在压裂施工过程中，先用泡沫发生器产生一定质量的泡沫，然后经高压三通与加入起泡剂的水基携砂液混合，从而形成均匀、稳定的泡沫体系进行加砂施工，在顶替液中加入消泡剂有效消泡。2口井压裂主要施工参数为X1井液氮用量84.5 m3，施工排量2.0～2.7 m3/min，加砂量 28 m3，X2井液氮用量 115 m3，施工排量 2.1～2.4 m3/min，加砂量 38 m3。

从2口井泡沫压裂施工曲线（图1、图2）可以看出，与第1次活性水压裂加砂过程存在砂堵，加砂不连续不同，泡沫压裂施工压力平稳，主裂缝延伸性好，加砂较连续。从2次压裂施工参数对比可以看出（表2），氮气泡沫重复压裂用液量比活性水压裂减少50%以上，平均施工砂比提高接近1倍，达到15%，反应出泡沫体系良好的造缝效果和携砂性能。

图1 X1井压裂施工曲线

图2 X2井压裂施工曲线

表2 活性水与氮气泡沫压裂参数对比

从2口井重复压裂前后的生产曲线对比（图3、图4）可以看出，氮气泡沫重复压裂后，2口井的见气周期明显缩短，产液量、产气量大大提升，反应储层渗透性得到有效改善。X1井产液量由0.12 m3/d提升至1.2 m3/d，见气周期由123 d缩短至28 d，产气量由200 m3/d增至最高1 800 m3/d，目前稳产在1 500 m3/d左右；X2井产液量由0.18 m3/d提升至0.94 m3/d，见气周期由390 d缩短至18 d，产气量由100 m3/d增至1 050 m3/d，仍呈进一步上涨趋势。

图3 X1井生产曲线

图4 X2井生产曲线

为进一步定量评价氮气泡沫压裂改造效果，依据生产数据通过 Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI 3种现代产量递减分析图版定量评价了2口井重复压裂前后有效裂缝半长的变化。结果表明，对比活性水压裂，氮气泡沫压裂有效支撑裂缝半长明显延长，X1井和X2井有效支撑裂缝半长分别由33 m和12 m增加至63 m和50 m（图5）。综合压裂施工参数、排采效果以及有效裂缝半长评价对比，表明氮气泡沫压裂针对延川南气田西南部大埋深、高应力储层具有较好的适应性，取得了较好的增产改造效果。

图5 有效裂缝半长对比

5 结语

延川南西南部区域煤层埋深大，高矿化度滞留环境，保存条件好，具备高产的资源基础，埋深大、应力高地质条件下活性水压裂工艺适应性不足，有效支撑裂缝半长短是该区域低产的主要原因。氮气泡沫压裂体系具有滤失性低、携砂能力强，低伤害、助返排的特征，能够较好的适应高应力深煤层压裂改造。首次在国内深煤层气井开展氮气泡沫压裂现场应用，取得显著增产效果：施工压力平稳，砂比提高，加砂连续，压后有效支撑裂缝半长增大，排采见气周期缩短，产液量、产气量明显提升。为我国深部煤层气有效开发改造工艺选择提供了参考和方向。