绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

聂帅帅，郑力会，孟尚志，魏攀峰，张贺，孙昊

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249；2.承德石油高等专科学校石油工程系，河北承德 067000；3.中联煤层气有限责任公司，北京 100011）

0 引言

水力压裂是实现煤层气商业化开采的关键。但是，受煤层中面割理、端割理及天然裂隙影响，水力裂缝的起裂和延伸机理不同于常规油气层，主要表现在压裂液大量滤失和裂缝形态难以控制2 个方面。在压裂过程中，天然裂缝会在水压的作用下膨胀，加大压裂液滤失量[1]。裂缝端部脱砂后砂堵，引起井口高压，甚至刺漏井口，致使水力裂缝横向延伸受阻[2]。同时，侵入煤层的压裂液也会伤害煤层渗透率[3]和煤层气的解吸能力[4]。室内研究也证明了吸附天然气储层存在这一现象[5]。

水力压裂主裂缝容易沿着天然裂缝的方向扩展，导致裂缝扭曲延伸[6-7]。研究表明，煤层中的割理主要影响水力裂缝的延伸，天然裂缝对水力裂缝起裂和延伸都有影响[8]。受割理、天然裂缝干扰，煤层水力裂缝形态主要表现为垂直缝、单翼垂直缝、两翼不对称缝等3 种类型[9]。纵向上，其高度约是压裂层厚度的4 倍，容易破坏煤层的隔水结构[10]。横向上，缝长多为50～70 m，改造程度低[11]。如柳林区块煤层气压裂井产气量只有预期的30%，主要原因是水力压裂形成了不规则短缝[12]。

综上，割理和天然裂缝的存在是煤层水力裂缝延伸不规则的内因。如何避免或尽可能的削弱割理和天然裂缝对水力裂缝延伸的干扰，是提高煤层气开发效果的关键。

1 煤岩水力裂缝形态控制难点与对策

为防止煤层割理和天然裂缝对水力裂缝延伸的干扰，北美首先提出了煤层气直井间接垂直裂缝连接压裂技术[13]，即在煤层顶底板或夹层中压裂，形成的长缝与煤层割理沟通。国内沁水盆地某区块[14-15]和鄂尔多斯盆地韩城区块[16]相继开展了间接压裂试验，但未规模化应用。这是因为间接压裂有地层和工艺上的两个关键难题一直无法解决[17]。一是当水力裂缝与煤层沟通后，割理和天然裂缝依然会干扰裂缝延伸方向。二是支撑剂在重力和水压的作用下会嵌入到端割理中，而端割理是煤层气主要的流动通道[1]。因此，间接压裂并不能从根本上避免割理和天然裂缝对水力裂缝延伸的干扰。

割理和天然裂缝是煤层中的高渗透带，压裂过程中流体率先进入割理和天然裂缝中。猜想如果在裂缝延伸的同时采用内封堵材料暂堵割理和天然裂缝，消除煤层中的弱应力面，也许可以阻止水力裂缝向割理和天然裂缝方向偏转。因此，解除割理和天然裂缝对水力裂缝延伸干扰的关键在于找到一种高强度的暂堵材料。这种暂堵材料能够封堵不同尺度的割理和天然裂缝，又不能损害割理和天然裂缝的供气能力。能够实现高强度暂堵，又能返排的暂堵材料，目前来看绒囊是比较合适的。

绒囊是模糊封堵理论[18]指导下开发的一种油气井用无固相封堵材料，以分压、耗压或撑压封堵模式封堵不同尺度流动通道[19]。囊泡以堆积、拉抻、填塞等封堵形式提高裂缝性地层岩石强度[20]。同时，绒囊降低伤害煤层产气能力[21]。目前，绒囊封堵后不破胶已成功应用于砂岩层转向酸化[22]、油井重复压裂[23]、煤层气井转向压裂[24]、煤层气井堵水压裂[25]、高矿化度地层堵水[26]等，提高油气井产量。但是，绒囊直接作为压裂流体，在开发初期已经预测到这种功能，却一直没有投入现场试验[27]。现准备试验一井两层。

试验井X 井是一口煤层气直井，完钻井深815.00 m，套管射孔完井。山西组3#、4#和5#煤层位于687.70～717.10 m 井段，厚度6.50 m，吨煤含气量19.22～24.49 m3/t；太原组8+9#和10#煤层位于728.30～808.60 m 井段，厚度9.00 m，吨煤含气量12.10～24.49 m3/t。煤层气赋存条件较好，是典型的多薄层煤岩储层。在X 井山西组与太原组开展绒囊压裂流体裂缝形态控制试验，其压裂效果不仅仅关系绒囊技术的进步和应用范围，对于降低煤层气勘探开发成本，提高煤层气单井产量具有更为重要的价值[28-29]。

2 室内实验

从前面分析来看，绒囊流体欲作为压裂液，需具有较好的携砂能力悬浮支撑剂、较强的封堵能力封堵裂缝，以及较低的储层伤害程度保证产气能力。因此，室内从携砂能力、封堵能力、煤基质伤害程度等3 个方面测试绒囊压裂流体的性能。

室内用常规搅拌器，采用煤层气压裂用绒囊4 种主处理剂配制绒囊压裂流体。配方为：（1.5%～3.0%）囊层剂（主要成分为羟乙基淀粉）+（1.5%～2.3%）绒毛剂（主要成分为聚阴离子纤维素）+（0.4%～0.7%）囊核剂（主要成分为十二烷基磺酸钠）+（0.8%～1.2%）囊膜剂（主要成分为十二烷基苯磺酸钠）。

2.1 绒囊压裂流体悬浮携砂能力测试

依据SY/T 5107—2005《水基压裂液性能评价方法》测试绒囊压裂流体流变性。绒囊压裂流体密度为0.85～0.95 g/cm3，表观黏度为30～80 mPa·s，pH 值为9。模拟X 井地层温度50 ℃，170 s-1剪切300 min 后，表观黏度为32～78 mPa·s，流性指数为0.47～0.56，稠度系数为1.73～1.84 mPa·sn，流变性能良好。

用支撑剂沉降仪测试粒径为0.9 mm 的陶粒（支撑剂）在绒囊压裂流体中的沉降速率为0.003 cm/s，是活性水压裂液中0.058 cm/s 的5.17%。这主要是因为流体中的绒囊对支撑剂的沉降起阻碍作用。因此，绒囊压裂流体能够满足悬浮支撑剂的要求。

2.2 绒囊压裂流体封堵能力测试

选取直径为38 mm 的柳林山西组煤岩柱塞，中间造一直径1 mm 的剖缝模拟天然裂缝，模拟X 井地层环境温度50 ℃、回压1.0 MPa、围压20 MPa，0.1 mL/min 恒流量下，分别用活性水和绒囊压裂流体驱替柱塞。每隔20 min 记录注入端压力，实验时间设置为2 h，驱替压力与时间的关系见图1。

图1 活性水压裂液和绒囊压裂流体的驱替压力与时间关系

从图1可以看出，活性水压裂液驱压稳定在1.3 MPa，表明活性水压裂液未封堵裂缝。因此，在实际压裂过程中，压力向割理和天然裂缝中传递，导致裂缝扭曲延伸。绒囊压裂流体驱替2 h 后驱压18 MPa，表明绒囊成功封堵裂缝。因此，实际压裂过程中，绒囊在高压下被压缩，进入割理和天然裂缝，形成封堵带；且绒囊封堵后的承压能力强于原始煤岩强度，能够防止水力裂缝转向延伸。

2.3 绒囊压裂流体煤基质伤害程度测试

选取直径38 mm 的柳林山西组煤岩柱塞，先气测原始渗透率K0；再用绒囊压裂流体反向驱替2 h，模拟绒囊压裂流体伤害煤基质的过程；最后气测污染后的渗透率Kd，计算渗透率恢复值Kd/K0，结果见表1。从表1可以看出，渗透率恢复值介于82.35%～91.30%之间，绒囊压裂流体的储层伤害程度可以接受。

表1 绒囊压裂流体煤基质伤害评价

综上，绒囊压裂流体具备开展现场试验的条件。

3 现场施工

按照清水40 m3、囊层剂0.80 t、绒毛剂0.65 t、囊核剂0.20 t、囊膜剂0.40 t 的比例在50 m3的配浆灌中配制绒囊压裂流体，共配制520 m3，密度为0.91 g/cm3，表观黏度为61 mPa·s，pH 值为9，符合设计要求。

根据区内煤层气直井压裂经验，决定X 井绒囊压裂流体泵注程序，见表 2。

表2 X 井压裂施工泵注程序

从表2 可以看出，X 井太原组压裂施工，先以排量6.5 m3/min 泵入绒囊前置液92 m3，用于煤岩起裂，造出一条主缝；再以排量8.0 m3/min 泵入绒囊携砂液150 m3，用于延伸主裂缝；最后以排量4.0 m3/min 泵入活性水顶替液11 m3，用于将井筒和管线内的绒囊压裂流体顶入地层。

太原组压裂施工结束后，下探砂管柱，探知砂面位置775.97 m，位于太原组10#煤层顶界以上0.23 m 处。上提探砂管柱，向套管内填入16/20 目石英砂0.55 m3，再探知砂面位置739.86 m，位于太原组8+9#煤顶界以上20.04 m 处，表明已经分隔太原组，可以进行山西组压裂施工。

在X 井山西组压裂施工过程中，先以排量为6.5 m3/min 交替泵入活性水前置液54 m3，绒囊前置液39 m3；再以排量为8.0 m3/min 泵入绒囊携砂液239 m3；最后以排量4.0 m3/min 泵入活性水顶替液8 m3。

4 施工效果分析

目前，水力压裂效果评估一般采用施工压力曲线对比法[30]、压后产量对比法[31]或者微地震监测裂缝形态的方法[32]，也可以利用现场施工数据模拟缝长缝高的方法评估工艺是否达到了设计要求[33]。由于X 井未采用微地震裂缝监测技术，压后排采还需要较长的准备工作。因此，通过对比X井和邻井施工压力曲线以及压后裂缝形态模拟的方法分析地下裂缝起裂和延伸情况，评价绒囊压裂流体施工效果。

4.1 施工压力曲线分析

对比X 井太原组、山西组和邻井L 井太原组活性水压裂液施工压力曲线，如图2 所示。

图2 L 井太原组和X 井太原组、山西组压裂施工压力曲线

从图2 可以看出，随着绒囊前置液的泵入，X井太原组和山西组施工压力迅速上升。当施工压力上升至14.34 MPa 和14.83 MPa 后，趋于稳定，说明地下煤岩起裂，太原组和山西组煤岩破裂压力基本一致；随着活性水前置液的泵入，L 井太原组施工压力迅速上升。当施工压力上升至16.38 MPa 后，突然降低，说明地下煤层起裂。相对于L 井太原组破裂压力，X 井太原组和山西组破裂压力分别低了2.04 MPa 和1.55 MPa，这主要是因为绒囊压裂流体的管线摩阻相对于活性水压裂液较低所致。

从图2 还可以看出，随着绒囊携砂液的泵入，X 井太原组和山西组施工压力整体稳定在14.64～15.99 MPa 之间，表明绒囊压裂流体滤失与水力裂缝延伸过程相平衡，水力裂缝延伸过程未发生转向的迹象；而L 井活性水压裂液延伸裂缝压力呈波动上升趋势，在14.70～19.70 MPa 之间，表明活性水压裂液滤失量过大，裂缝端部脱砂，被支撑剂或煤粉堵塞，横向上延伸受阻，不得不沿着割理或天然裂缝纵向延伸。

综上，相对于活性水压裂液，绒囊压裂流体摩阻较低，且施工压力稳定，水力裂缝延伸效果更好。

4.2 压后裂缝形态模拟

FracproPT 压裂软件是目前模拟压后裂缝形态的主流软件之一[34]。根据L井和X井压裂施工数据，利用FracproPT软件模拟L井太原组和X井太原组、山西组裂缝形态。为保证净压力拟合与实际吻合，选用裂缝端部为主导的三维模型。其中，L 井活性水压裂液黏度低，支撑剂运输模型为支撑剂沉降；X 井绒囊压裂流体黏度较大，支撑剂运输模型为支撑剂对流。为保证拟合结果具有可对比性，模型其他参数保持一致，如滤失模型均选用默认的集总参数模型，井筒及射孔则选择运行裂缝和井筒模型。L 井太原组裂缝形态如图3 所示，X 井太原组和山西组裂缝形态分别如图4 和图5 所示。

图3 L 井太原组压裂裂缝形态模拟图

从图3 可以看出，L 井太原组压裂缝长23.3 m，缝高54.8 m，裂缝横向延伸长度是纵向延伸长度的43.63%。表明水力裂缝在煤层中延伸较短，难以形成较大的压降漏斗，压裂效果较差。

图4 X 井太原组压裂裂缝形态模拟图

从图4可以看出，X井太原组压裂缝长155.7 m，缝高41.3 m，横向延伸较长，缝高得到了控制。同时，垂向上贯穿了太原组8+9#和10#煤层，也说明绒囊压裂流体适用于力学特征不同的地层合压。

图5 X 井山西组压裂裂缝形态模拟图

从图5 可以看出，X 井山西组的压裂缝长163.9 m，相对于X 井太原组水力裂缝长了8.2 m；缝高47.5 m，相对于X 井太原组水力裂缝高了6.2 m，且垂向上贯穿了3#上、3#下、4#和5#煤层。这主要是X 井山西组绒囊携砂液用量比太原组多了89 m3，水力压裂的规模更大，所以水力裂缝拓展范围更大。

从压后裂缝形态模拟结果来看，X 井山西组和太原组水力裂缝横向延伸较长，纵向延伸较短，均形成了规则长缝，且山西组水力裂缝规模较太原组更为可观。而L 井太原组压裂效果远不如X 井山西组和太原组，这与前面施工压力曲线分析结果相一致。

5 结论

1.利用暂堵材料暂堵煤岩储层中的割理和天然裂缝，可以阻止水力裂缝扭曲延伸。同样的道理，还可以利用绒囊上下穿层，解决多层并采问题。这种创新思想是可行的。

2.室内实验和现场应用表明，绒囊压裂流体携砂能力强，封堵性能好，可以形成规则长缝，为煤层仍至裂缝性地层水力裂缝形态控制提供了一种可行的技术。创新思想通过技术创新得到实现。

3.如何比较直观的观测和模拟绒囊压裂流体压裂煤层的造缝过程，理论上进一步探究绒囊压裂流体控制煤岩储层水力裂缝形态的机理，以及如何确定不同地质条件下绒囊压裂流体的最佳性能参数和施工参数等，仍需进一步试验，配套完善。