水平井分段压裂技术在煤层气开发中的应用实践

周加佳

(中煤科工集团西安研究院有限公司，西安 710054)

0 前言

近年来，水平井分段压裂改造技术越来越多地应用于国内外低渗透和非常规油气藏的开发中，尤其页岩气藏水平井的规模化开发应用，其核心技术就是水平井分段压裂关键技术的突破和大规模应用[1-3]。与此同时，我国煤层气含量高，煤层气资源总量大且分布广泛，随着我国煤层气勘探开发技术的迅速发展以及对煤层气地面快速、高效抽采的技术需求[4-6]，煤层气压裂技术也逐步由直井单煤层大规模压裂向水平井分段压裂技术方向发展，相比于直井压裂改造，水平井分段压裂可大大提高单井泄流面积和导流能力，有效提高煤层气单井产气量。笔者通过对煤层气水平井分段压裂技术的适应性分析，研究了针对不同地质条件和不同完井方式下所对应的分段压裂技术，并进行了现场工程应用实践，以期为同类条件下的煤层气水平井压裂增产改造提供实践经验。

1 煤层气水平井分段压裂技术适应性分析

国内近年来在山西、陕西、贵州和安徽等地陆续开展了煤层气水平井分段压裂工程试验和技术研究，并取得一定的突破，单井产气量由直井压裂的几百方增加到水平井压裂的上万方。工程实践表明，分段压裂水平井是实现煤层气快速、高效抽采的一种有效方法。

分段压裂水平井相对于直井来说，具有单井控制面积大、导流能力强、单井产量高、抽采率高以及对地形、交通等适应性强的特点，能大范围地沟通煤层裂隙系统，从而大幅度提高单井产能与抽采率。水平井分段压裂技术具有极大的优越性，将垂直井与水平井与储层的点或线的接触变为单井多个面的排水降压，大大提高了单井泄流面积和导流能力(图1)。

图1 压裂改造泄流面积对比图

针对煤层气压裂大规模、大排量、施工安全性以及对储层低伤害的技术特点，目前适用于煤层气水平井开发的分段压裂增产技术主要为封隔器滑套分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术和可钻桥塞分段压裂技术[7-10]。相比较而言，封隔器滑套分段压裂技术工艺完井和分段压裂一体化作业，施工作业时间短，时效性强；水力喷射分段压裂不用机械封隔一趟管柱实现多段压裂，适应于各种完井方式；可钻桥塞分段压裂易于大规模大排量施工，封隔效果好，压裂段数不受限制，压后井筒保持全通径，便于后期生产中的施工作业(表1)。

表1 水平井分段压裂技术工艺特点对比

不同压裂方式都存在各自的工艺技术特点以及适应性，结合不同地质条件和不同完井方式，在煤层气水平井开发中，提出了针对性的裸眼封隔器滑套分段压裂技术、油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术和煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂技术，并进行了现场工程应用实践，取得了良好的产气效果。

2 裸眼封隔器滑套分段压裂技术

封隔器滑套水平井分段压裂技术主要是由封隔器和滑套组成井下分段压裂工艺管柱，通过打压完成所有井下封隔器坐封，逐级打开滑套，进行各层段压裂，以完成所有层段压裂改造。水平井封隔器滑套分段压裂技术适用于套管和裸眼完井方式，一次打压完成封隔器坐封，压裂定位准确，施工快捷。

针对裸眼完井方式，在山西晋城寺河井田实施了一口2014ZX-U-05水平井封隔器滑套分段压裂。2014ZX-U-05井为一多分支水平井，含有一个主支和四个分支，钻遇目标煤层为15号煤层，煤层平均厚度2.87 m。水平井主井眼钻井采用三开裸眼完井方式，主井眼完钻井深1 352.76 m，压裂水平段长628 m，分4段采用裸眼封隔器滑套分段压裂技术对目标煤层进行分段压裂改造。施工排量8 m3/min，压裂平均砂比7%，每段加砂量30 m3。

2014ZX-U-05水平井井下压裂管柱采用裸眼封隔器和滑套的管柱结构，完钻后主井眼水平段下入Φ114.3 mm生产套管以及7 个Φ146 mm 封隔器、4 个Φ139.7 mm 压裂滑套。采用裸眼封隔器滑套分段压裂技术分四段对目标煤层进行压裂，一次打压完成所有封隔器坐封，逐级打开各级滑套，由下至上完成各段的压裂改造。压裂放喷后钻铣滑套球座，井下压裂管柱不起出留作生产管柱进行排采生产，该井自2015年1月开始排采，最高日产气量突破25 000 m3/d，并长期稳定在20 000 m3/d以上，压裂改造效果显著。

2014ZX-U-05井下压裂管柱组合(自下而上)：浮鞋+41/2″油管+承压短节+41/2″油管+压差滑套+41/2″油管+裸眼封隔器1+41/2″油管+裸眼封隔器2+投球滑套1/2.5″+裸眼封隔器3+41/2″油管+裸眼封隔器4+投球滑套2/2.625″+裸眼封隔器5+41/2″油管+裸眼封隔器6+41/2″油管+投球滑套3/2.812″+41/2″油管+裸眼封隔器7+41/2″油管+悬挂封隔器+插管+51/2″油管(图2)。

图2 裸眼封隔器滑套分段压裂管柱示意图

3 油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术

水力喷射分段压裂技术是根据伯努利方程，通过高速水射流射开套管和地层，形成一定深度喷孔，喷孔内流体动能转化为压能，当压能足够大时，诱生水力裂缝。在射流出口远端流体速度最低，压力最高，高出的压力加上井底裂缝延伸压力驱使裂缝向前延伸[11]。在水力喷射“水力封隔”的基础上进一步地提高了封隔效果，不用机械封隔一趟管柱实现多段压裂，可实现射孔、压裂、封隔一体化作业，适用于套管、裸眼和筛管等不同完井方式。

为了降低对煤层的伤害，煤层气水平井在煤层中钻井时，多采用非固井套管完井方式。同时，为了满足煤层气大规模和大排量的施工要求，实现水平井有效的分段压裂改造，采用油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术，油套同注可提高压裂施工排量，环空加砂可有效提高压裂规模[12]。

针对非固井套管完井方式，山西赵庄井田实施了一口ZX-U-01水平井的水力喷射分段压裂。目标煤层3煤埋深762.98～768.19 m，煤层平均厚度5.21 m。水平井采用三开非固井套管完井方式，完钻井深1 735.63 m，水平段长826m，分8段采用油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术进行分段压裂改造。油管注入排量2.2～2.4 m3/min，油套环空注入排量6.0～6.5 m3/min，压裂总施工排量7.9～8.7 m3/min，平均砂比10.25%～13.13%，共计加砂367 m3，压裂液5 500 m3。

ZX-U-01水平井压裂管柱采用油管拖动水力喷砂射孔、油套同注环空加砂压裂的工艺方式对目标层段进行分段压裂施工。井下压裂管柱组合(自下而上)：导锥+筛管+单流阀+下扶正器+水力锚+封隔器+喷枪+上扶正器+1根油管+液压丢手+73 mm平式油管(图3)。

图3 油管拖动油套同注水力喷射分段压裂管柱示意图

ZX-U-01水平井2016年9月正式开始排采，截止2017年底，最高产气量5 147.4 m3/d，稳定产量3 000 m3/d以上，累计产气量86.7万m3(图4)，是临近直井产量的15～20倍，显示了良好的产气效果，表明水力喷射分段压裂技术在赵庄区块煤层气开发中具有较好的应用前景。

图4 ZX-U-01水平井生产曲线图

4 煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂技术

可钻桥塞分段压裂技术主要是采用电缆传输桥塞与射孔枪，实现射孔、压裂联作。采用可钻桥塞电缆射孔联作技术，在水平段采用泵注方式将桥塞和射孔枪联作工具泵送至水平段指定封隔位置，通过分级点火装置，实现桥塞坐封，并上提射孔枪到达上段射孔位置进行射孔作业。在分段压裂过程中通过逐级下入桥塞和射孔枪，实现水平井逐级分段压裂改造。可钻桥塞分段压裂技术适用于套管固井完井方式，封隔性好，由于压裂段数和施工规模不受限制，可满足煤层气井大排量施工的要求。

碎软低渗煤层在我国分布广泛，针对碎软低渗煤层的地面煤层气开发，通过在紧邻碎软煤层的顶板岩层部署水平井进行煤层气开发，采用可钻桥塞分段压裂技术实现煤层气水平井大规模和大排量的压裂施工。

安徽芦岭井田实施了一口LG01水平井煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂。目标煤层8煤埋深729.15～740.55 m，平均厚度11.4 m。LG01-H井水平段轨迹控制在8煤层顶板岩层中，通过在水平段垂直向下定向射孔后实施分段压裂，实现水平井眼与8煤层的沟通(图5)。水平井采用三开套管固井完井方式，完钻井深1 485.96 m，水平段长585.96 m，分7段采用可钻桥塞分段压裂技术进行压裂改造，施工排量9.5～10 m3/min，平均砂比9.27%～15.48%，共计加砂542.5 m3，压裂液6 627 m3。

图5 LG01水平井井身结构示意图

LG01井自2015年1月开始排采，最高日产气量达到10754.8 m3/d，实现连续92天日产气量稳定在 10 000 m3/d以上，连续512 d日产气量高达7 000 m3/d以上的产气效果(图6)。截止2019年5月，累计产气量已突破640万m3。实践证明，采用煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂技术开发碎软低渗煤层煤层气取得了较好的产气效果，为碎软低渗煤层的煤层气开发提供了一条新的技术途径。

图6 LG01水平井生产曲线图

5 结论

①水平井分段压裂相对于直井压裂改造可大幅提高单井泄流面积和导流能力， 有效提高单井产能，可满足煤层气地面快速、高效抽采的技术需求。

②鉴于煤层气压裂大规模大排量的技术特点，适用于煤层气水平井开发的分段压裂技术主要为封隔器滑套分段压裂技术、水力喷射分段压裂技术和可钻桥塞分段压裂技术。

③针对不同地质条件和不同完井方式，提出了裸眼完井封隔器滑套分段压裂技术、非固井套管完井油管拖动油套同注水力喷射分段压裂技术和碎软低渗煤层顶板水平井可钻桥塞分段压裂技术，并分别在山西晋城寺河、山西晋城赵庄、安徽淮北芦岭井田进行了现场工程应用实践，稳定产气量分别为20 000 m3/d、3 000 m3/d、10 000 m3/d，取得了良好的产气效果。