古交矿区煤层气抽采老井的复合压裂改造技术

么春徽

(山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司，山西 晋城 048000)

我国煤层气资源丰富，在煤层气开发利用过程中存在的主要问题为老井产能衰减。国内常见的煤层气老井改造技术有原储层二次压裂改造、等离子脉冲解堵技术以及径向井技术等，上述改造技术能够对近井地带裂缝进行解堵，无法对储层造成新的裂缝[1-3]，因此改造效果不明显且持续时间较短。古交区块屯兰矿煤层气已开采多年，形成一定的生产规模，目前产气量呈衰减趋势。古交区块煤层气抽采主要有预抽井和采空井，预抽井产量的不断降低，直接影响销售气体的浓度，且屯兰矿矿界内无法布置新井位。因此,对老井进行技术改造，使之提高产能，势在必行。

1 区域煤储层特性

屯兰井田主要含煤地层为石炭系上统太原组和二叠系下统山西组，共含煤16层。煤系地层平均总厚约167.33 m，煤层平均总厚15.77 m，含煤系数9.4%.

二叠系下统山西组含煤8层，其中02#、2#和4#煤为可采煤层。本组平均总厚44.90 m，煤层平均总厚为7.92 m，含煤系数17.6%；煤层孔隙度在2.29%～9%，平均为5.81%.

石炭系上统太原组含煤8层，其中6#、7#、8#和9#煤为可采煤层，本组平均总厚度为122.43 m，煤层平均总厚为7.85 m，含煤系数6.4%；煤层孔隙度在2.86%～10.60%，平均为5.48%.

对区块内煤层气井采用注入/压降法进行测试，结果显示2#煤层原始渗透率为0.047 06×10-3μm2，8#煤层为0.029 64×10-3μm2，9#煤层为0.049 29×10-3μm2，渗透率总体偏低。

区块内各煤层厚度及间距见表1，2#和8#煤层为屯兰矿主采煤层，同时也是地面煤层气预抽井主要抽采煤层。

表1 各煤层厚度及间距表

2 老井二次改造技术思路

老井产能不断衰退后，进行过多次技术改造，但效果甚微。2015年对屯兰矿两口煤层气井进行二次压裂改造，对已压裂层位重复二次压裂，改造过程中压裂施工顺利，但产气效果不理想；2018年试验过径向井技术及等离子脉冲解堵技术，改造后增产效果不明显，因此未进行大范围推广。

通过分析古交区块地质条件及上述案例，针对屯兰矿煤层特点，制定出针对古交区块煤层气井的改造方案。常规原储层二次压裂只能对原有裂缝进行扩展和解堵，无法产生新裂缝，因此目的层位不选取以往压裂过的2#和8#煤层。

古交区块煤层气老井裂缝长100～150 m，高3.2～7.4 m[4]，因此通过对2#和8#煤层的临近层进行压裂改造，不仅能够释放新层位煤层气产量，同时由于距离原层位(2#和8#煤层)较近，层间距与裂缝监测缝高近似，能够对已经压裂过的2#和8#煤层进行裂缝沟通从而扩大裂缝波及体积[5]，使其储层内的煤层气进一步释放。

2.1 改造层位优选

根据煤层气单井测井曲线图，优选已压层位附近的邻近层，厚度大于1.5 m煤层普遍较为稳定，煤层气资源储量较丰富，有相对较大的改造价值。

通过分析古交区块屯兰矿煤系地层及测井数据可知，2#煤层上部的02#和下部的4#煤层较厚，且与2#煤层的间距在10 m以内，有利于对已经压裂过的2#煤层进行裂缝沟通，适合进行储层改造。由于煤的伽马值偏低，因此选择煤层中的低伽马区域作为喷砂射孔位置。

2.2 压裂改造施工方案

煤层气直井常规压裂方案为电缆传输射孔后光套管压裂，也是应用较早的压裂方案，古交区块煤层气直井通常存在煤层段井径扩大的情况，常规电缆传输射孔在射开生产套管后不能有效穿透煤层段水泥环，采用水力喷砂射孔后形成大直径孔道，且形成的孔道较长，有一定的造缝功能[6-8]，喷砂射孔通过建立循环，将喷射产生的水泥粉末和煤粉循环出井外，不易堵塞，更有利于压裂施工。因此，该次的改造方案用喷砂射孔代替常规的电缆传输射孔。

根据所选层位的不同，压裂工艺也有所不同，对于目的煤层上部有压过的层位，无法采用套管注入，采用喷砂射孔后油管压裂；对于顶部煤层则采用喷砂射孔后光套管压裂(下入可捞式桥塞封堵下部层位)。以XS-1井为例，该井采用套管完井，原始压裂层位是2#和8#煤层，改造目的层位选取02#、4#和9#煤层，因为2#煤层位于4#煤层之上，8#煤层位于9#煤层之上，且2#和8#煤层已经压裂过(套管存在漏失)，所以4#和9#煤层无法采用光套管注入进行压裂，因此选择油管压裂；而02#煤层位于2#煤层之上，且02#煤层之上不存在套管漏失，因此可以采用排量更大的光套管注入压裂。

XS-1井9#煤层压裂管柱示意图见图1，通过单封隔器封堵上部已压过层位,实现对9#煤层的压裂施工。同理，XS-1井4#煤层压裂管柱示意图见图2，通过双封隔器同时对上下部已压煤层进行封堵，实现对该层的压裂施工。

图1 XS-1井9#煤层压裂管柱示意图

图2 XS-1井4#煤层压裂管柱示意图

3 现场应用效果

2020年在古交区块进行了多口井的改造压裂施工，通过对地质条件的分析及改造层位的优选，增产效果明显提高。

3.1 XS-151井改造效果评价

XS-151井初始压裂层位为8#煤层，该次压裂改造优选了该井2#、4#、9#煤层，2#、4#煤层采用喷砂射孔+光套管压裂；9#煤层采用喷砂射孔+油管压裂。改造前该井产气量为168 m3/d，套压0.24 MPa.该井于2020年8月2日进行施工，压裂参数见表2，压裂过程中施工顺利且施工压力较低。

表2 XS-151井压裂参数表

XS-151井改造前后产能对比图见图3，2020年8月29日该井恢复投运，经过36 d的排采，于2020年10月5日开始见气，排采至2021年3月，产气量稳定为1 008 m3/d，套压维持在0.56 MPa，较改造前，产气量增加840 m3/d，改造后产气增量明显。

图3 XS-151井改造前后产能对比图

3.2 XS-029井改造效果评价

XS-029井初始压裂层位为2#和8#煤层，该次改造选取该井的4#和9#煤层，由于所选层位上部有已压过煤层，存在漏失情况，因此4#、9#煤层采用喷砂射孔+油管压裂。压裂数据见表3.2020年10月13日，对该井进行压裂改造施工，其中9#煤层施工总液量为320.73 m3，加砂量为20.05 m3；4#煤层施工总液量为321.30 m3，加砂量为20.14 m3.

表3 XS-029井压裂参数表

XS-029井于2020年11月9日恢复投运，投运5 d后套压升高，开始见气，排采至2021年3月达到稳定阶段，产气量为1 224 m3/d，套压维持在0.8 MPa.XS-029井改造前后产能对比见图4.由图4可以看出，该井改造前气量及套压很稳定，气量为384 m3/d，套压为0.1 MPa.经过压裂改造后，产气量增加840 m3/d.

图4 XS-029井改造前后产能对比图

4 结 论

1)采用喷砂射孔代替常规电缆传输射孔，有效增加了孔眼长度，具有更好的造缝功能，使压裂施工更顺利。同时喷砂射孔循环通道将水泥粉末及煤粉循环出井外，防止了储层堵塞及污染，降低了后期排采工作的难度。

2)优选已压层位附近的临近煤层进行压裂改造，在释放新层位产能的同时，通过压力扰动，进一步降低老层位储层压力，从而使更多的气体产出。

3)该方案属于一井多煤层分层压裂，由于工序较为复杂，采用喷砂射孔+油管压裂时需要多次起下管柱，会在一定程度上拉长施工周期。

4)2020年以来，古交区块已采用上述方案进行煤层气井储层改造50余口，平均每口井改造增量约为600 m3/d，提高了老井产量，在老井改造方面具有较好的推广价值。