和顺横岭区块深部煤层气井压裂工艺研究及应用

李贵山，白建平，黄 帆，李友谊，申鹏磊

(山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司，山西 晋城 048000)

根据我国煤层气资源评价方法研究及勘探实践，多数认为埋深大于1000m的煤层气资源属于深部资源[1-3]，第四轮全国煤层气资源评价结果表明，煤层气1000～1500m和1500～2000m埋深是目前主要勘探开发目标[4]。然而，目前我国煤层气产量动用资源不足20%，大量的深煤层等气藏资源因缺乏有效技术难以动用，因此加大深部煤层的煤层气资源勘探开发力度刻不容缓[5，6]。

与浅部煤储层相比，深部煤储层具有较高的地应力、地层流体压力和地层温度[7]，而地应力对煤层气成藏具有显著的控制作用[8，9]。康永尚等[10]认为深部煤层埋藏深，地应力高，煤储层渗透性低，闭合应力大，压裂过程中支撑剂在煤层中镶嵌严重，煤层破裂压力高，岩石力学性质复杂，人工裂缝与天然裂缝沟通复杂，制约了主裂缝的形成和有效延伸[11]，但深部煤层在含气量、含气饱和度、储层压力、临界解吸压力及保存条件等关键地质条件比浅部煤层好，利于煤层气的开采[12，13]。21世纪初，美国皮森斯盆地深部煤层气与致密砂岩气共采先导性试验取得成功[14]，在国内，准噶尔盆地彩504井煤层段(2567～2583m)压裂后自喷，日产气量稳定在7300m3左右[15]。国内深部煤层气开发取得了一定的工业气流，但由于深部煤层地应力较高，以常规清水压裂为主的直井单压煤层模式，煤层难以有效压裂，生产效果较差[16]；临兴区块共有4口埋深在1800～2000m的深部煤层气直井进行了试采工作，单井日产气量最高可达2000m3/d[17]。张军涛[18]等认为在深部煤层气压裂大排量注入可以有效地控制压裂液的滤失，保证裂缝的有效延伸，低砂比技术(平均砂比小于8%)可有效地防止煤层砂堵，两者结合提高施工成功率。王绪性[19]等曾尝试使用“油管+循环滑套+封隔器+喇叭口”的施工管柱进行压裂施工，但都难以取得高产。而通过在深部煤层注入CO2置换煤储层中吸附态CH4的增产技术，效率比较低下[20，21]。由于深部煤层埋深大，应力高容易造成压裂过程中施工压力高、易砂堵、加砂困难，难形成有效的导流裂缝，因此需着重优化压裂体系，通过增加压裂次数、增大排量、提高加砂强度和注液强度，来实现多裂缝开启、长距离延伸、高强度加砂，增大支撑半径的压裂效果[22]。

通常情况下，直井抽采范围较小，而水平井通过尽可能多地钻穿煤层，增加了水平井段与煤层的接触面积，提高了单井产量，从而能够获得更高的采收率，也可以节约钻井费用，如在一个钻井平台上可以向不同方位、深度钻成多口气井，达到提高产量、节约成本的目的，因此，建议将水平井作为深部煤层气井主力开发井型。

1 和顺横岭区块概况

和顺横岭区块位于和顺县西部，西与榆次区和榆社县接壤，行政区划隶属和顺县的马坊乡、横岭镇及阳光占乡。区块位于沁水盆地复向斜北部东翼，地层走向北北东向，区块因多期构造应力叠加作用，形成挤压变形与伸展拉张变形共存的格局。区块内地层发育较全，其15#煤层为稳定可采煤层，钻孔揭示埋深在1255～1866m之间，平均埋深约1606m，总体上煤层埋深呈东南深、西北浅的趋势。15#煤层煤体结构以原生结构煤和碎裂煤为主，区块内分布稳定，厚度在4.35～6.91m之间，平均厚度超过5m。镜质组含量在81.3%～93.3%之间，平均86.8%，有利于煤层割理裂隙生成，为后期气井压裂提供了利好条件[23]。根据钻孔实测数据显示，和顺横岭区块15#含气量在13.41～31.5m3/t之间，平均22.50m3/t。

2 采取的压裂方式及应用情况

2.1 水力喷砂射流压裂技术

2.1.1 技术原理

水力喷砂射孔压裂技术是利用贝努利原理，通过喷嘴的节流，将高压射孔液转化为高速射孔液对套管进行喷射冲蚀，将流体的动能转化为压能，在喷孔附近产生水力裂缝，在套管环空进行补液的情况下实现压裂作业，压裂液通过套管射开的孔道进入地层。水力喷射射孔方式穿透更深、射孔孔径更大，具备射孔和解堵的双重目的，并且能够在孔眼周围形成清洁通道，没有射孔弹造成的破碎带和压实带，对井筒附近有一定的应力松弛作用，可变相降低储层破裂压力，提高储层的连通性能。

2.1.2 应用情况

和顺横岭区块在HL-01-H等4口水平井共20层使用了水力喷砂射流压裂技术，井身结构见表1，压裂参数见表2。从表2中可以看出，压裂过程中存在明显的泵注压力高、施工排量低等现象，在油管、环空排量分别达到2.0m3/min时，油管、套管施工压力迅速上升至限压(油管65MPa、套管45MPa)附近，并且在HL-01-L井提升套管抗压等级后(70MPa)无明显改善。在这种施工条件限制下，20层仅有10层加砂量超过20m3，其中HL-02-H井设计10个压裂段，有7段基本完成了加砂任务。

低排量射流压裂降低了压裂液从喷枪中通过的喷射速度，使得液体穿透力降低，减弱了高速流体的掏穴能力，导致缝宽变窄，同时环空排量的降低，进一步弱化了裂缝的延伸能力，导致缝内净压力不足，裂缝起裂困难或延伸距离有限，支撑剂在近井端堆积，裂缝支撑效果有限，压裂效果较差。

2.2 连续油管底封拖动压裂技术

2.2.1 技术原理

连续油管底封拖动压裂技术首先通过高速水流射开套管和地层并形成一定的喷孔，沟通套管和地层后，套管环空进行主压裂，压裂液通过套管射开的孔道进入地层。连续油管能够在井筒带压的情况下进行拖动，避免“压裂—放喷—压裂—放喷”模式对储层造成的震荡和伤害，实现了快速连续的水平井多级压裂，有效保证了压裂和排采的快速衔接，避免压裂后的二次伤害，可以起到保护压裂效果的作用。

表2 水力喷砂射流压裂参数

2.2.2 应用情况

和顺横岭区块在HL-01-H等9口水平井共59层使用了连续油管压裂底封拖动压裂技术，井身结构见表1，压裂参数见表3。在区块开发前期，三开套管结构主要选择N80钢级套管，承压能力为45MPa，HL-01-H和HL-05-H在前置液阶段频频超压，两口井只有1层压裂成功，而且油管施工压力达到63.1MPa，接近油管施工限压，在N80钢级的三开套管下，三口井使用连续油管压裂成功率为46.7%(7/15)。之后为了提升压裂成功率，和顺横岭区块将三开套管钢级升级为P110，套管施工限压由45MPa提升至75MPa，在HL-01-L等6口水平井中成功率提升至81.8%(36/44)，改善效果明显。

表3 连续油管底封拖动压裂参数

受限于油管与套管之间的环空面积，套管内难以建立高施工排量，同时压裂施工压力起伏较大，如图1所示，导致连续油管底封拖动压裂整体砂比偏低，均达不到设计要求砂比。一方面导致支撑剂在裂缝内单层铺置，破碎和嵌入比例增加，对裂缝导流能力不利，另一方面使得压开地层的裂缝得不到有效支撑，缝宽缝长达不到设计要求，导致裂缝导流能力下降。

图1 HL-02-L井第三段压裂施工曲线

2.3 “油管喷砂射孔+大排量复合压裂”技术

2.3.1 技术原理

水力喷射射孔方式穿透更深、射孔孔径更大，没有射孔弹造成的破碎带和压实带，对井筒附近有一定的应力松弛作用，可变相降低储层破裂压力，射孔之后再利用喷射形成的大直径通道进行光套管大排量压裂，更有利于压裂施工。

2.3.2 应用情况

和顺横岭区块在HL-T-03和HL-T-05两口勘探井(垂直井)中应用了“油管喷砂射孔+大排量复合压裂”技术，压裂参数见表4，从压裂参数来看，在施工压力接近套管限压的情况下，基本完成了压裂设计指标。微地震裂缝监测显示，直井的缝宽较大，但缝长较小，裂缝带波及范围有限，不易形成复杂裂缝，分析认为，由于垂直井周边邻井少，在深部煤层气地应力和构造应力叠加的条件下，支撑剂更易破碎或嵌入地层，降低支撑裂缝整体导流能力，难以形成相互影响的复杂裂缝网络系统，储层改造体积有限，井群之间难以相互干扰，易形成直井间的“孤岛效应”。

表4 “油管喷砂射孔+光套管复合压裂”参数

2.4 “段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”技术

2.4.1 技术原理

定向射孔技术可以“靶向”沟通煤层，尤其在煤层钻遇率较低时，通过降低压裂弯曲摩阻，形成较宽的裂缝，便于支撑剂加入，改善裂缝导流能力，而优化的相位角度、孔眼间距和射孔方向有助于更好地进行压裂作业，并尽可能减小由于射孔通道坍塌而造成出砂的可能性，提高压裂成功率。而段内多簇压裂工艺以形成多个主裂缝与分支裂缝相互交织的裂缝网络系统、获取最大储集层改造体积为目标，利用裂缝附近形成的诱导应力克服两向水平主应力差值，通过裂缝扩展方向发生偏转或沟通天然裂缝以扩大裂缝壁面与储集层接触面积，增大储层改造体积及裂缝复杂程度[22]。

2.4.2 应用情况

和顺横岭区块在HL-04-H和HL-09-H两口水平井中进行了应用，“段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”参数见表5，HL-04-H井受限于套管内径较小，导致压裂液井筒内摩阻增大，同时套管头限压(65MPa)低于套管限压(85MPa)，导致压裂过程中施工压力接近限压，最终压裂成功率为50%(3/6)。HL-09-H井针对钻井轨迹与煤层的相对位置，选择定向向下射孔，最终顺利完成施工排量、加砂量、砂比等压裂设计指标，压裂成功率100%(8/8)，如图2所示。

表5 “段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”参数

图2 HL-09-H井第八段压裂施工曲线

“段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”技术具有施工排量大、段与段之间封闭性好等特点，具备较强的造缝能力，缝长缝高均高于前述压裂方式，同时作业效率较高，建议作为深部煤层气井主要压裂方式。

3 生产试采效果对比

HL-02-H、HL-08-H、HL-T-03和HL-09-H井分别使用了水力喷砂射流压裂、连续油管底封拖动压裂、复合压裂和“段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”技术进行压裂。

1)HL-02-H井投产后65d开始产气，最高可达2700m3/d，后期稳产量在1500m3/d左右，HL-08-H井投产后30d开始产气，最高可达4700m3/d，后期稳产量在3500m3/d左右。两口井实际生产曲线均以典型的煤层气先排水后见气的“单峰”曲线为主，呈“先陡后缓”的形态。其中，HL-08-H井见气时间较早，且相对于HL-02-H井峰值产量及稳产量都比较高，生产效果改善明显。

2)HL-T-03井投产后29d开始产气，最高可达1500m3/d，后期稳产量在500m3/d左右。该井曲线以“宽缓单峰型”为主，虽见气时间早，但直井单井控制的煤层气资源量较少，峰值产量维持困难，气量衰减较快，总体生产效果较差。该井产能难以释放，其气井生产效果仅能表征近井筒煤层范围附近的气井生产特征。

3)HL-09-H井投产后142d开始产气，最高可达5900m3/d，后期稳产量在5000m3/d左右。通过“密切割”体积改造后，HL-09-H井生产效果明显提高，前期产水量稳定在50m3/d，见气后气井日产气量上升较快，单井日峰值产量及稳产量均创新高，说明通过采用“密切割”改造方式，储层改造体积提升明显，裂缝与储层的接触面积较大，储层向裂缝和井筒的供液和供气能力较强。

4 深部煤层气水平井压裂的影响因素分析

4.1 钻井轨迹的方向

通常认为，当水平井井筒水平段垂直于最大主应力方向时更容易破压，压裂成功率更高，同时压裂时会产生垂直于井筒方向的裂缝，这样的裂缝可以改善低渗透煤层的渗流状况，有利于增加煤层的泄压面积，提高采收率。和顺横岭区块水平井轨迹方向由与主应力垂直调整为平行后，压裂成功率较之前有了大幅提升，见表6，虽然同时提升了套管承压能力，但是仍然可以看出，钻井轨迹与最大主应力方向平行时的压裂成功率并不必然低于垂直时，至于最终采收率是否会受到影响，仍需进一步验证。

表6 连续油管底封拖动压裂参数

4.2 水平段固井情况

煤层气井水平段进行固井，可以一定程度提高套管的承压能力，也可能因水泥浆液柱压力高，对地层回压大，导致水泥颗粒进入地层或地层漏失而污染煤层。而不固井可能导致压裂过程中压裂液通过套管与井壁之间环空进入井底，此时套管在封隔器(连续油管底封拖动压裂)的拉伸载荷下抗压能力降低，压裂产生的高压可能导致井底套管脱扣或挤压变形。而且，水平井不固井也限制了压裂方式和后期改造方式的多样性。因此，综合考虑煤层污染和压裂效果的影响，建议深部煤层气使用套管悬挂器+水平段固井的完井方式。

4.3 煤体结构

使用连续油管进行压裂过程中，需要在喷砂射孔结束后进行循环洗井，将射孔砂残渣、套管残渣和煤粉洗出井筒，一方面保证井筒内及孔眼附近的清洁，另一方面根据返出液中煤粉含量判断喷射位置是否在煤层中，因此当返出液无砂时方可进行压裂施工。

在HL-07-H井压裂过程中，射孔返出液中煤粉颗粒体积明显增大，并且随洗井时间的增加并无减少趋势，后停止循环，开始压裂施工程序，开始砂堵。通过对比该对接直井煤层取芯结果显示，煤的宏观煤岩类型为光亮煤，内生裂隙发育，镜煤含量居多，易破碎成棱角状的块，初步判断为喷射后在套管壁形成大直径孔眼，在煤层中形成大直径通道，并引起通道附近应力松弛，导致通道两侧煤体坍塌。因此针对以光亮煤为主的煤层，建议减小射孔砂的尺寸或减少射孔后的循环洗井时间，以提高后续压裂成功率。

5 结 论

1)和顺横岭区块15#煤平均埋深超过1600m，平均厚度超过5m，煤体结构与煤岩类型较好，平均含气量超过20m3/t，深部煤层气资源丰富，是下一步煤层气资源勘探开发的重点对象。

2)受地应力和构造应力叠加影响，深部煤层气使用水力喷砂射流压裂、连续油管底封拖动压裂和复合压裂成功率较低，“段内多簇定向射孔+桥塞联作分段压裂”成功率最高，可实现快速建产增产，有效提高深部煤层气井的产能，且从试采效果来看，生产效果最好。

3)同水平井相比，直井压裂形成的裂缝带波及范围较小，缝长缝高均明显低于水平井，压裂效果有限，不建议作为深部煤层气开发的井型；同时，水平井选用“套管悬挂器+水平段固井”的完井方式，既可以保证压裂的成功率，也能保证气井后期改造方式的多样性。