白 優(yōu)

(中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司,西安 710054)

1 煤層氣井儲(chǔ)層改造特點(diǎn)

煤層氣是與煤炭伴生、以吸附或游離狀態(tài)儲(chǔ)存于煤層內(nèi)的非常規(guī)天然氣，它與常規(guī)天然氣存在很大的差異，主要體現(xiàn)在以下特點(diǎn)：

(1)煤層氣儲(chǔ)氣和產(chǎn)氣機(jī)理：煤層氣主要吸附于煤層微孔隙的內(nèi)表面。因此，要開采煤層氣就必須使其從煤層中解吸出來，而只有當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀诿簩拥呐R界解吸壓力時(shí)，煤層氣才會(huì)得到釋放。目前開采煤層氣一般采用抽排煤層中承壓水的方法，降低煤層壓力，使煤層中吸附的甲烷釋放出來。

(2)煤層氣儲(chǔ)層特征：煤層氣藏與常規(guī)油氣藏的儲(chǔ)層特點(diǎn)有較大區(qū)別，煤層的彈性模量比一般的砂巖或石灰?guī)r儲(chǔ)層低，一般小于一個(gè)數(shù)量級(jí)，而壓縮系數(shù)高；同時(shí)我國的煤層氣藏普遍存在“三低一高”(壓力較低、飽和度低、滲透率低和吸附性高)的特點(diǎn)，再加上后期構(gòu)造將裂隙系統(tǒng)截?cái)嗷蚨氯?，造成裂隙連通性降低，致使煤層滲透率更低[1]。

(3)煤層氣開發(fā)難點(diǎn)：由于煤層壓力和滲透率低、含水少，開發(fā)排水時(shí)，氣體在煤層中驅(qū)動(dòng)動(dòng)能低，導(dǎo)致煤層氣解吸和運(yùn)移速度降低，達(dá)到高產(chǎn)氣量有一定難度。

由于煤層氣具有以上這些特點(diǎn)，造成煤層氣勘探開發(fā)難度較大、產(chǎn)量低，如只采用抽排煤層中的承壓水來降低煤層壓力的方法，使煤層中吸附的甲烷氣釋放出來，而不采取任何增產(chǎn)改造措施，不僅煤層氣單井產(chǎn)量較低，而且許多井將失去開采的價(jià)值。為了提高煤層氣單井的產(chǎn)量，獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)率以及達(dá)到理想的施工效果，必須采取一些增產(chǎn)改造措施，以達(dá)到溝通更多微裂隙和裂縫，提高煤層導(dǎo)流能力的目的[2]。

2 煤層氣井增產(chǎn)強(qiáng)化措施的選擇

目前國內(nèi)外煤層氣增產(chǎn)強(qiáng)化措施主要有水力壓裂改造技術(shù)、注氣驅(qū)替技術(shù)和動(dòng)力洞穴完井技術(shù)等，其中水力壓裂改造技術(shù)是目前煤層氣井增產(chǎn)改造應(yīng)用最廣泛的措施。

水力壓裂增產(chǎn)技術(shù)是開采煤層氣的一種首選的有效增產(chǎn)措施，目前我國幾乎所有產(chǎn)氣量在1 000m3/d以上的地面垂直井都是通過水力壓裂改造而獲得的。通過對(duì)煤層進(jìn)行水力壓裂，可產(chǎn)生有較高導(dǎo)流能力的通道，有效地連通井筒和儲(chǔ)層，使得在井中抽氣時(shí)井孔周圍出現(xiàn)大面積壓力下降，煤層受降壓影響產(chǎn)生氣體解吸的表面積增大，保證了煤層氣能迅速并相對(duì)持久的泄放，其產(chǎn)量較壓裂前增加5到20倍，增產(chǎn)效果非常顯著。

注氣驅(qū)替技術(shù)是一種新型的煤層氣增產(chǎn)方法，注氣增產(chǎn)主要是通過向煤層中注入其它氣體，增加煤層中氣體流動(dòng)的能量和氣體的相滲透率，促進(jìn)甲烷在煤中的解吸。注氣驅(qū)替增產(chǎn)技術(shù)也存在一些不足，研究表明，氣體在煤層中的吸附能力越強(qiáng)，它對(duì)煤層形變、孔隙度和滲透率的影響也越大。

動(dòng)力洞穴完井是在裸眼完井的基礎(chǔ)上發(fā)展起來的用于煤層改造的一種獨(dú)特完井技術(shù)。動(dòng)力洞穴完井是一種極好的煤層改造增產(chǎn)技術(shù)，它能大幅度提高煤層氣井產(chǎn)量，在美國得到廣泛應(yīng)用。但它開發(fā)風(fēng)險(xiǎn)大，且僅適用于煤層割理發(fā)育、物性較好的煤巖儲(chǔ)層。

煤層氣井增產(chǎn)改造措施的選擇主要受到煤層的地質(zhì)條件、沉積環(huán)境、儲(chǔ)層特征等因素的影響，煤層氣成藏的地質(zhì)條件中，構(gòu)造因素是最為重要而直接的控氣因素；沉積環(huán)境和儲(chǔ)層特征主要影響煤儲(chǔ)層的生氣潛力、儲(chǔ)集性能、煤體結(jié)構(gòu)及滲透性，它們共同決定了煤層氣井在勘探開發(fā)中采用何種增產(chǎn)改造措施[3]。

下面以雞西地區(qū)A井為例，對(duì)該地區(qū)儲(chǔ)層改造工藝進(jìn)行介紹。A井地理位置位于黑龍江省雞西市以南48km處，行政區(qū)劃屬雞西市梨樹區(qū)鳳山村及雙勝村管轄。研究區(qū)屬低、中山丘陵區(qū)，大部分區(qū)域?yàn)樯降氐孛?，僅在山地之間為地勢(shì)平緩的河漫灘沖積平原，其走勢(shì)與河流流向基本一致。區(qū)內(nèi)賦存的地層由新到老分別是第四系；新近系上新統(tǒng)玄武巖、中新統(tǒng)砂礫層；白堊系下統(tǒng)樺山群猴石溝組、東山組；上侏羅統(tǒng)雞西群穆棱組、城子河組、滴道組及元古界麻山群變質(zhì)巖層。其中穆棱組和城子河組為井田內(nèi)的含煤地層。

近年來，隨著礦井采掘深度的日益加大，主采煤層14號(hào)煤層瓦斯問題日益突出。單純的井下瓦斯抽采已不能完全解決礦井瓦斯涌出量大的問題，瓦斯治理形勢(shì)比較嚴(yán)峻。另2012年度梨樹煤礦地面煤層氣試驗(yàn)井的成功實(shí)施，為該區(qū)礦井瓦斯治理提供了一條行之有效的新途徑，其對(duì)于礦井安全高效生產(chǎn)和煤層氣資源有效利用都具有非常重要的意義。文章通過對(duì)雞西煤層氣井儲(chǔ)層改造工藝的研究介紹，希望對(duì)類似儲(chǔ)層條件地區(qū)的儲(chǔ)層改造工作，得到改進(jìn)和借鑒。

3 壓裂施工工藝優(yōu)化

3.1 復(fù)合支撐壓裂工藝

根據(jù)同種砂型不同粒徑所起到的復(fù)合支撐作用，雖然大粒徑支撐劑比小粒徑支撐劑的滲透性好，但小粒徑支撐劑可以進(jìn)入到地層深部，使更多的裂隙相聯(lián)，因此，從理論上來說最好采用有合適粒度組合的支撐劑，先泵入20～40目的支撐劑，然后采用16～20目的尾追粗砂。20～40目的支撐劑深穿透煤層能力強(qiáng)，16～20目支撐劑將使近井范圍的裂縫具有較高的導(dǎo)流能力[4]。

因此，優(yōu)選A井14煤層壓裂施工使用20～40目的中粒和16～20的粗粒蘭州石英砂作為支撐劑，使用比例約為3∶1。

3.2 前置液加砂防濾失工藝

清水壓裂液的黏度低，濾失量大，并且14煤層存在大量的天然微裂縫，壓裂時(shí)這些天然裂縫常處于張開狀態(tài)，增加了壓裂液的濾失。這就需要在壓裂液中加入一些添加劑以減少濾失，提高壓裂液的效率?？紤]到有機(jī)高分子添加劑對(duì)煤儲(chǔ)層的傷害較大，因此采用前置液加砂防濾失工藝?？紤]到40～70目細(xì)砂極易充填堵塞煤層中的天然裂縫，反而對(duì)壓裂起到負(fù)面影響，因此設(shè)計(jì)14煤層壓裂過程中在前置液中優(yōu)選加入20～40目的中砂作為降濾失劑。壓裂時(shí)20～40目的中砂可以充填天然裂縫降低壓裂液的濾失，同時(shí)壓裂后這些天然裂縫受中砂的支撐不能重新閉合，從而可提高壓裂目標(biāo)層的滲透性[5]。

3.3 套管注入大排量壓裂技術(shù)

煤層存在大量的天然割理系統(tǒng)，使得煤層氣井壓裂與油井壓裂完全不同。煤層一個(gè)突出的特點(diǎn)是壓裂液濾失量大、液體效率低、施工砂比低，為了提高液體效率，必須要求對(duì)煤層的壓裂排量要足夠大。而油套混注大排量時(shí)管路磨阻大，使得施工壓力非常高，給壓裂施工帶來風(fēng)險(xiǎn)。因此設(shè)計(jì)采用光套管注入大排量壓裂技術(shù)，將施工排量提高到7～8m3/min 左右，可以有效地控制液體濾失，保證了裂縫的正常延伸，提高了煤層的壓裂效果。

4 現(xiàn)場壓裂施工分析

A井14煤層正式壓裂施工于2014年11月10日進(jìn)行。15：56—15：58，試壓31.4MPa，井口及高壓管匯無刺漏，壓力無明顯降落，試壓合格。

正式壓裂于15：58—16：36開始正式注入前置液，在施工排量為8.03m3/min時(shí)，施工壓力上升至32.8MPa ，由于壓力高，現(xiàn)場決定降低排量至7m3/min進(jìn)行施工。注入259.6m3前置液(其中加入20～40目石英砂3.1m3降濾失，平均砂比5.35%)，施工排量0.17～7.07 m3/min ，施工壓力0.7～31.4 MPa，最高31.4MPa，施工壓力有所下降。16：36～16：49繼續(xù)注入前置液90.4m3，同時(shí)加砂20～40目石英砂3.6m3，平均砂比4.32%，施工壓力28.4～29.5MPa，施工排量6.97～7.02m3/min。

16：49開始正式注入攜砂液，至17：13，在加砂至13.5m3時(shí)，施工壓力突然上升，裂縫延伸受阻出現(xiàn)瞬間砂堵現(xiàn)象，現(xiàn)場及時(shí)停止加砂，降低排量頂替，注入攜砂液166.8m3，加入20～40目石英砂13.5m3，平均砂比8.9%，施工壓力27.7～34.1MPa，施工排量3.47～7.12m3/min；17：13～17：39在重新注入121m3頂替液后施工壓力恢復(fù)正常，施工壓力25.1～34.1MPa，施工排量2.64～6.89m3/min ；17：39～18：29繼續(xù)加入攜砂液335.9 m3，施工排量6.72～6.95m3/min，施工壓力18.8-24.6MPa，加砂36.2m3，平均砂比12.3%。攜砂液階段，共注入攜砂液502.7 m3，共加砂49.7 m3，其中20～40目石英砂37.8m3和16～20目石英砂11.9m3，平均砂比11.2%，施工壓力18.8～34.1MPa，施工排量3.47～7.12m3/min。

18：29-18：33開始注入頂替液，共注入頂替液20m3。注入頂替液期間，施工排量0.1～6.72m3/min，施工泵壓17.4～21.9MPa。停泵壓力17.4 MPa。測(cè)壓降60min，井口壓力先降至14.9MPa。

19：33結(jié)束施工，共注入壓裂液993.7m3，加入支撐劑56.4m3(其中20～40目石英砂44.5m3，16～20目石英砂11.9m3)。

本次施工破裂壓力比較明顯，裂縫延伸較好，施工過程施工壓力平穩(wěn)并呈下降趨勢(shì)。但在加砂17.1m3，由于裂縫延伸受阻出現(xiàn)瞬間砂堵現(xiàn)象，現(xiàn)場及時(shí)停止加砂，降低排量頂替，在注液121m3后壓裂壓力有所正常[6]，后繼續(xù)注壓裂液開始加砂，正式壓裂注入壓裂液872.7m3。加入支撐劑56.4m3，20～40目石英砂44.5m3，16～20目石英砂11.9m3，平均施工砂比11.2%。施工達(dá)到了設(shè)計(jì)要求。A井14煤層壓裂施工曲線見圖1。

5 壓裂裂縫高度監(jiān)測(cè)

裂縫高度采用測(cè)井溫監(jiān)測(cè)，通過壓后井溫負(fù)異常顯示的半幅點(diǎn)及對(duì)比壓前井溫梯度曲線進(jìn)行分析，判斷壓裂效果及裂縫的垂直高度。導(dǎo)流能力主要取決于縫長，通常情況下，裂縫在垂向上延伸越長越不利，對(duì)比壓前壓后井溫曲線(圖2)，可看出A井14煤層段全部打開(表1)。

圖1 A井14煤層壓裂施工曲線Figure 1 Well A coal No.14 fracturing operation curve

表1 A井14煤層井溫測(cè)裂縫高度數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

6 結(jié)論

(1)水力壓裂儲(chǔ)層增產(chǎn)改造技術(shù)是雞西地區(qū)地面煤層氣開發(fā)增產(chǎn)的首選技術(shù)。部分壓裂施工工藝技術(shù)(大排量套管注入工藝、前置液加砂防濾失及復(fù)合支撐劑技術(shù))的應(yīng)用明顯改善了壓裂施工效果。

(2)大排量、大砂量、中砂比和高前置液比例的壓裂施工參數(shù)組合適合雞西地區(qū)14煤層的儲(chǔ)層特點(diǎn)。

(3)14煤層壓裂施工壓力區(qū)域差異較大。分析認(rèn)為其主要受煤層埋深、煤層結(jié)構(gòu)和射孔工藝的影響。

(4)通過分析可以發(fā)現(xiàn)，導(dǎo)流能力主要取決于縫長，通常情況下，裂縫在垂向上延伸越長越不利。

(5)利用壓裂裂縫高度監(jiān)測(cè)技術(shù)監(jiān)測(cè)A井14煤層壓裂裂縫，監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，裂縫高度約在4.90m左右，形成了具有一定導(dǎo)流能力的裂隙效果。