崔 彬，劉 曉，汪方武，付玉通，楊 松

（中國石化 臨汾煤層氣分公司，山西 臨汾 041000）

氮氣泡沫壓裂技術是20世紀70年代以來發(fā)展起來的一項壓裂技術，具有攜砂能力強，濾失小，較易造長而寬的裂縫，地層傷害較小等特點，特別適用于低壓、低滲、易水敏儲層改造。該技術在美國煤層氣井壓裂增產中應用已相當普遍，黑勇士盆地的煤層氣開采大多數(shù)都采用氮氣泡沫壓裂工藝。目前國內煤層氣井還沒有規(guī)?；膽?，僅在鄂爾多斯盆地東南大寧、吉縣地區(qū)4口井[1]和沁水盆地北部壽陽地區(qū)8口井[2]、南部潘河區(qū)塊2口井[3]、柿庒區(qū)塊5口井[4]開展過現(xiàn)場應用試驗，取得了較好效果。前期的現(xiàn)場應用試驗主要是在埋深1 000 m以淺的中淺煤層氣井，針對埋深大于1 200 m的深煤層氣井尚未開展過現(xiàn)場應用。2016年11月中國石化臨汾煤層氣分公司在延川南煤層氣田西南部深煤層區(qū)域開展了2口井氮氣泡沫重復壓裂，取得了較好的增產效果，平均單井日產氣量增幅超過1 000 m3。從分析延川南煤層氣田深煤層氣井低產原因出發(fā)，從技術原理評價了氮氣泡沫壓裂對深層高應力煤儲層的適應性，并現(xiàn)場開展2口井氮氣泡沫重復壓裂現(xiàn)場應用，對應用效果進行了綜合分析。以期對氣田西南部區(qū)域低產井措施增產提供依據(jù)，同時為深煤層有效改造工藝的選擇提供方向。

1 地質概況

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于渭北隆起與晉西撓褶帶交匯處，構造平緩穩(wěn)定，整體為西傾單斜構造，中部北東向的白鶴-中垛斷裂帶將氣田分為東西兩側，東部為譚坪構造帶，西部為萬寶山構造帶。煤層氣開發(fā)主力煤層為下二疊統(tǒng)山西組2號煤層，東部譚坪構造帶2號煤層埋深較淺，埋深600～1 000 m，平均880 m，向西埋深逐漸增加，萬寶山構造帶2號煤層埋深1 000～1 500 m，平均1 300 m。鏡質體反射率2.0%～3.1%，含氣量從東往西隨埋深增加逐漸增大，平均11.3 m2/t。區(qū)內共有煤層氣生產井908口，產氣井數(shù)794口，平均單井產量已超過千方，整體表現(xiàn)出較好的產氣效果，但位于氣田西南部深埋深區(qū)域的129口井呈現(xiàn)區(qū)域性低產，平均產氣量低于500 m3/d。

2 西南部低產原因分析

影響煤層氣井產能的因素可分為2個大的方面：①資源條件：主要影響參數(shù)是煤層含氣性，這決定了煤層氣產出的物質基礎；②產出條件：主要影響參數(shù)是煤層滲透性[5-6]。通過與高產區(qū)參數(shù)對比（表1）表明，含氣性方面延川南煤層氣田西南部位于高礦化度滯留環(huán)境，保存條件好，探井取心測試含氣量大于13.5 m3/t，排采井解吸壓力大于7.5 MPa，反映該區(qū)域具有良好的含氣性，具備煤層氣高產的資源基礎。滲透性方面氣田西南部煤層埋深大、應力高，煤層原始滲透率極低，通過有效的壓裂改造提升滲透性是獲得較高產能的前提。前期該區(qū)域壓裂改造采用活性水壓裂，壓裂過程中施工壓力高，加砂困難易砂堵，反應壓裂砂近井筒堆積，壓裂改造效果不理想。在壓后排采過程中，氣井的產液特征表現(xiàn)出低產液；產氣特征表現(xiàn)出緩慢降壓持續(xù)低產氣，快速降壓短期高產后快速遞減，反應解吸供氣半徑小，通過單井數(shù)值模擬表明，氣井壓降漏斗呈陡直狀，泄壓解吸范圍集中在近井筒附近。

表1 西南部低產區(qū)與高產區(qū)參數(shù)對比

綜合分析認為，該區(qū)域埋深大、低滲透的地質條件下，水力加砂壓裂工藝與地質的適應性不足[7-8]，有效支撐裂縫半長短，泄壓解吸半徑小是該區(qū)域低產的主要原因。探索有效的壓裂改造工藝，提升壓裂縫有效支撐長度是提高該區(qū)域氣井產量主要方法。

3 增產措施優(yōu)選

前文分析可知，活性水壓裂在深煤層壓裂施工過程中施工壓力高、加砂困難易砂堵，壓裂改造效果不佳。除了活性水壓裂液，目前現(xiàn)場應用的壓裂液主要還有胍膠壓裂液和泡沫壓裂液，胍膠壓裂液雖然具有較好的攜砂能力，但高分子有機物易被煤層吸附，同時煤層氣井壓裂后要緩慢排采，壓裂液不能快速返排，容易堵塞污染地層。泡沫壓裂液具有濾失性小造縫能力強、黏度高攜砂能力強、用液量少、助排效果好等特征，可以有效造長縫并有效支撐；同時用液量少減小對煤儲層的傷害；助排效果好利于壓裂液快速返排[9-15]。從技術原理上分析，氮氣泡沫體系能夠較好的適用高應力深煤層地質條件。在明確氣田西南部深煤層低產原因和氮氣泡沫體系較好適應性基礎上，開展了2口井氮氣泡沫重復壓裂現(xiàn)場試驗。

4 氮氣泡沫壓裂現(xiàn)場應用

氮氣泡沫重復壓裂采用油管注入方式施工，在壓裂施工過程中，先用泡沫發(fā)生器產生一定質量的泡沫，然后經高壓三通與加入起泡劑的水基攜砂液混合，從而形成均勻、穩(wěn)定的泡沫體系進行加砂施工，在頂替液中加入消泡劑有效消泡。2口井壓裂主要施工參數(shù)為X1井液氮用量84.5 m3，施工排量2.0～2.7 m3/min，加砂量 28 m3，X2井液氮用量 115 m3，施工排量 2.1～2.4 m3/min，加砂量 38 m3。

從2口井泡沫壓裂施工曲線（圖1、圖2）可以看出，與第1次活性水壓裂加砂過程存在砂堵，加砂不連續(xù)不同，泡沫壓裂施工壓力平穩(wěn)，主裂縫延伸性好，加砂較連續(xù)。從2次壓裂施工參數(shù)對比可以看出（表2），氮氣泡沫重復壓裂用液量比活性水壓裂減少50%以上，平均施工砂比提高接近1倍，達到15%，反應出泡沫體系良好的造縫效果和攜砂性能。

圖1 X1井壓裂施工曲線

圖2 X2井壓裂施工曲線

表2 活性水與氮氣泡沫壓裂參數(shù)對比

從2口井重復壓裂前后的生產曲線對比（圖3、圖4）可以看出，氮氣泡沫重復壓裂后，2口井的見氣周期明顯縮短，產液量、產氣量大大提升，反應儲層滲透性得到有效改善。X1井產液量由0.12 m3/d提升至1.2 m3/d，見氣周期由123 d縮短至28 d，產氣量由200 m3/d增至最高1 800 m3/d，目前穩(wěn)產在1 500 m3/d左右；X2井產液量由0.18 m3/d提升至0.94 m3/d，見氣周期由390 d縮短至18 d，產氣量由100 m3/d增至1 050 m3/d，仍呈進一步上漲趨勢。

圖3 X1井生產曲線

圖4 X2井生產曲線

為進一步定量評價氮氣泡沫壓裂改造效果，依據(jù)生產數(shù)據(jù)通過 Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI 3種現(xiàn)代產量遞減分析圖版定量評價了2口井重復壓裂前后有效裂縫半長的變化。結果表明，對比活性水壓裂，氮氣泡沫壓裂有效支撐裂縫半長明顯延長，X1井和X2井有效支撐裂縫半長分別由33 m和12 m增加至63 m和50 m（圖5）。綜合壓裂施工參數(shù)、排采效果以及有效裂縫半長評價對比，表明氮氣泡沫壓裂針對延川南氣田西南部大埋深、高應力儲層具有較好的適應性，取得了較好的增產改造效果。

圖5 有效裂縫半長對比

5 結語

延川南西南部區(qū)域煤層埋深大，高礦化度滯留環(huán)境，保存條件好，具備高產的資源基礎，埋深大、應力高地質條件下活性水壓裂工藝適應性不足，有效支撐裂縫半長短是該區(qū)域低產的主要原因。氮氣泡沫壓裂體系具有濾失性低、攜砂能力強，低傷害、助返排的特征，能夠較好的適應高應力深煤層壓裂改造。首次在國內深煤層氣井開展氮氣泡沫壓裂現(xiàn)場應用，取得顯著增產效果：施工壓力平穩(wěn)，砂比提高，加砂連續(xù)，壓后有效支撐裂縫半長增大，排采見氣周期縮短，產液量、產氣量明顯提升。為我國深部煤層氣有效開發(fā)改造工藝選擇提供了參考和方向。