煤層氣體積壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

彭鵬，楊兆中，梅永貴，郭簡，李小剛，路艷軍

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500；2.中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西晉城048000）

煤層氣體積壓裂施工參數(shù)優(yōu)化

彭鵬1，楊兆中1，梅永貴2，郭簡2，李小剛1，路艷軍1

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500；2.中國石油山西煤層氣勘探開發(fā)分公司，山西晉城048000）

我國煤層氣藏具有低壓、低飽和、低滲透、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜、臨界解吸壓力低的特點(diǎn)。山西沁水盆地煤層氣井經(jīng)過常規(guī)的壓裂技術(shù)改造后，依舊產(chǎn)量低下、產(chǎn)量遞減速度快。為了提高單井產(chǎn)量，借鑒頁巖氣井的體積壓裂技術(shù)。選用一口井作為模擬井采用體積壓裂技術(shù)，優(yōu)選出一組施工參數(shù)為：800 m3液量規(guī)模，45%的前置液比例，4.5 m3/min的前置液排量，7 m3/min的攜砂液排量，8%的平均砂比并采用2個(gè)段塞。對(duì)X井進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工，實(shí)際施工參數(shù)與模擬出的施工參數(shù)較符合，根據(jù)排采曲線可得日產(chǎn)量達(dá)900 m3，結(jié)果表明，使用體積壓裂技術(shù)增大改造體積，提高單井產(chǎn)量，對(duì)煤層氣的開采具有廣泛的推廣意義。

煤層氣；體積壓裂；施工參數(shù)

1 體積壓裂的概念

體積壓裂是從頁巖氣開發(fā)發(fā)展起來的一種新型壓裂技術(shù)。該技術(shù)在水力壓裂時(shí)，借鑒微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)，通過大規(guī)?；锼畨毫眩捎么笠毫?、大排量來增大“增產(chǎn)改造體積”[1-4]。在水力壓裂主裂縫延伸過程中，應(yīng)力場(chǎng)的變化和流體的滲入，導(dǎo)致天然裂縫張開及剪切滑移，從而在脆性巖石中形成人工裂縫和天然裂縫相互交錯(cuò)的三維立體裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，增加了裂縫改造體積，裂縫形態(tài)從常規(guī)砂巖儲(chǔ)層簡單的單翼平面縫轉(zhuǎn)變?yōu)榇笠?guī)模的裂縫帶，達(dá)到擴(kuò)大裂縫改造體積、改善儲(chǔ)集層滲流通道的目的。

2 煤層氣體積壓裂的可行性

煤巖是一種特殊的沉積巖，具有高泊松比、低彈性模量、割理發(fā)育的特點(diǎn)[5]。我國煤層氣藏具有低壓、低飽和、低滲透（滲透率通常小于1×10-3μm2）、非均質(zhì)性強(qiáng)、儲(chǔ)層構(gòu)造復(fù)雜、臨界解吸壓力低[6-7]的特點(diǎn)。這決定了每口井要達(dá)到經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量必須采用壓裂改造措施。而影響煤層壓裂效果的關(guān)鍵因素是儲(chǔ)層的泄氣面積和儲(chǔ)層中煤層氣向井筒解吸—擴(kuò)散—滲流的速度。常規(guī)的水力壓裂主要是增大泄氣面積、提高滲流能力，但不能解決煤層氣解吸擴(kuò)散的問題。而在一定條件下的體積壓裂能夠把煤層“切割”成各級(jí)大小的煤塊，增大了泄氣面積的同時(shí)，加快了煤層氣解吸擴(kuò)散的速度，能夠“縮短”煤層中氣體流向井筒的距離，進(jìn)而提高了煤層氣單井的產(chǎn)量[8]。

體積壓裂改造工藝技術(shù)可明顯改善煤儲(chǔ)集層的滲流環(huán)境，提高單井產(chǎn)量；其增產(chǎn)改造效果與煤儲(chǔ)集層內(nèi)天然裂縫、節(jié)理與層理等結(jié)構(gòu)薄弱面的發(fā)育程度、巖石的脆性指數(shù)和水平主應(yīng)力差值等密切相關(guān)，并用MEYER軟件數(shù)值模擬了山西臨汾煤層氣井組的一口井，證明了在煤儲(chǔ)集層內(nèi)實(shí)施體積壓裂技術(shù)是可行的[9]。因此，借鑒頁巖氣有效開發(fā)的研究成果和思路，考慮在煤層氣開采中采用體積壓裂技術(shù)，在煤層中形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，增大裂縫改造體積，從而提高產(chǎn)量。

3 體積壓裂施工參數(shù)優(yōu)化研究

3.1 施工參數(shù)范圍選擇

3.1.1 液量優(yōu)選

常規(guī)壓裂施工需要液量600 m3左右，而體積壓裂需要液量較大，所以選用600～800 m3的壓裂規(guī)模進(jìn)行施工。

3.1.2 前置液比例優(yōu)選

前置液量決定了在支撐劑到達(dá)裂縫端部前可以獲得多少裂縫的穿透深度。對(duì)于煤層這樣的高濾失層更是如此。所以，必須泵注充分的前置液量才是造出所需縫長的關(guān)鍵。結(jié)合地層濾失情況，優(yōu)化前置液比例為25%～45%。

3.1.3 施工排量優(yōu)選

煤層厚度較薄，壓裂容易出現(xiàn)穿層的現(xiàn)象，采用縫網(wǎng)壓裂軟件模擬觀察活性水在不同排量下形成的裂縫形態(tài)。結(jié)果發(fā)現(xiàn)，裂縫高度隨排量增加而增大，當(dāng)活性水排量大于8 m3/min后裂縫高度上竄十分的嚴(yán)重。因此，優(yōu)選出該區(qū)煤層氣縫網(wǎng)壓裂施工前置液排量在4～6 m3/min，攜砂液階段排量在6～8 m3/min。

3.1.4 平均砂比優(yōu)選

根據(jù)縫網(wǎng)壓裂軟件模擬不同砂比情況下的支撐裂縫長度，結(jié)果發(fā)現(xiàn)平均砂比為8%時(shí)支撐裂縫較長，平均砂比18%時(shí)形成的裂縫導(dǎo)流能力較高，但支撐長度較短，且導(dǎo)流能力不均勻。因此，平均砂比應(yīng)控制在8%～18%。

3.1.5 段塞數(shù)量

段塞就是在前置液中泵注幾段少量支撐劑的混砂液。段塞的有效性就在于它借助水力切割作用對(duì)彎曲裂縫進(jìn)行沖刷、打磨、切割，使裂縫表面平滑，從而降低或消除近井地帶裂縫彎曲摩阻。另一方面，前置液中的支撐劑在多裂縫剛產(chǎn)生之時(shí)可在除主裂縫外的其它狹窄裂縫中快速聚集形成阻礙液體流動(dòng)的砂團(tuán)，阻止裂縫進(jìn)液，裂縫不再延伸，從而使得主裂縫變得更寬，保證了主裂縫的延伸，為隨后的攜砂液提供了所需的通道。根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)，選擇段塞數(shù)量為0～4個(gè)[10]。

3.2 施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

為了更好地指導(dǎo)體積壓裂技術(shù)的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，根據(jù)山西沁水盆地南部儲(chǔ)層壓裂地質(zhì)特征情況，通過各種資料綜合選擇出適合進(jìn)行縫網(wǎng)壓裂的X井，其主要參數(shù)見表1。

利用正交設(shè)計(jì)軟件設(shè)計(jì)出了關(guān)于液體規(guī)模、平均砂比、前置液比、前置液排量、攜砂液排量、段塞數(shù)量的6因素5水平正交實(shí)驗(yàn)（表2），以期優(yōu)化出一組施工參數(shù)，來指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

利用縫網(wǎng)壓裂軟件，對(duì)上述施工參數(shù)優(yōu)化正交實(shí)驗(yàn)表給出的模擬組合進(jìn)行模擬計(jì)算，得壓裂裂縫形態(tài)三維圖（圖1）和直觀分析見表3。

從直觀分析表中可以看出，前置液比的極差最大，其次是液體規(guī)模、段塞數(shù)量、前置液液排量、平均砂比，最后是攜砂液排量，即對(duì)SRV影響程度從大到小依次為：前置液比、液體規(guī)模、段塞數(shù)量、前置液排量、平均砂比，攜砂液排量。作出直觀分析見圖2。

表1 所選井主要參數(shù)Table 1 The main parameters of a selected well

表2 模擬井縫網(wǎng)壓裂施工參數(shù)優(yōu)化正交Table 2 Fracturing construction parameter perpendicularity of simulated well seam net

圖1 模擬井體積壓裂裂縫形狀壓裂裂縫形態(tài)三維Fig.1 Three dimensional volume fracturing fracture shape of a simulated well

表3 模擬井模擬結(jié)果直觀分析Table 3 Simulated result visual analysis of a simulated well

根據(jù)直觀分析圖，SRV隨主要因素前置液比和液體規(guī)模的增大而不斷增大。結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況以及成本考慮，各個(gè)指標(biāo)應(yīng)選擇高前置液比、大液量、中等段塞數(shù)量、中等偏小前置液排量、低平均砂比、中等攜砂液排量進(jìn)行施工，得最優(yōu)水平組合模擬結(jié)果見表4。

圖2 直觀分析Fig.2 Visual analysis

從上表可知，優(yōu)化出的最優(yōu)水平組合的增產(chǎn)改造體積SRV為96 738 m3，高于之前所模擬的結(jié)果，說明優(yōu)化出的水平組合是最優(yōu)的。

因此，針對(duì)模擬井的體積壓裂改造正交模擬的施工參數(shù)為800 m3液量規(guī)模，45%的前置液比例，4.5 m3/min的前置液排量，7 m3/min的攜砂液排量，8%的平均砂比并采用兩個(gè)段塞。

表4 模擬井最優(yōu)水平組合模擬結(jié)果Table 4 Simulated results of the optimized level combination of a simulated well

表5 X井施工參數(shù)Table 5 Construction parameters of well X

圖3 X井壓裂監(jiān)測(cè)結(jié)果Fig.3 Fracturing monitoring results of well X

表6 檢測(cè)數(shù)據(jù)與評(píng)價(jià)結(jié)果Table 6 Test data and evaluation results

4 實(shí)例應(yīng)用

2013年10月份對(duì)這口井進(jìn)行了體積壓裂，其壓裂施工參數(shù)見表5。

壓裂后割理檢測(cè)結(jié)果見圖3，檢測(cè)數(shù)據(jù)及評(píng)價(jià)結(jié)果見表6。

俯視圖表明，X井壓裂，人工割理方向北西向，存在兩組以上平行割理、斜切割理，壓裂效果較好。側(cè)視圖表明了壓裂割理高度及其隨長度的變化，X井壓裂，割理高度大體平穩(wěn)。從結(jié)果看割理在井的兩側(cè)發(fā)育是不對(duì)稱的，東翼割理偏長。割理的不對(duì)稱產(chǎn)生的原因通常是由于地層巖體幾何形狀的復(fù)雜性和滲透率的差別造成的。由平行于割理方向側(cè)視圖可以看出平均割理面傾向西南，傾角為2°。

到2015年5月，X井的排采曲線（圖4）。

圖4 X井的排采曲線Fig.4 Production curves of well X

X井在2014年5月開始產(chǎn)氣，在2015年3月15日前日產(chǎn)氣為300 m3/d，到5月9日產(chǎn)氣不斷增加至900 m3/d，產(chǎn)量還有不斷增大的趨勢(shì)，說明體積壓裂在這口井取得了很好的效果。

5 結(jié)論

1）根據(jù)調(diào)研國內(nèi)外體積壓裂的文獻(xiàn)，借鑒頁巖氣等非常規(guī)天然氣實(shí)施體積壓裂的成功經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)煤層氣層提出了體積壓裂的改造措施。

2）根據(jù)體積壓裂的適用條件優(yōu)選出一口模擬井，并利用煤層氣井體積壓裂軟件對(duì)模擬井進(jìn)行施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)，得出了煤層氣井體積壓裂的最優(yōu)施工參數(shù)為800 m3液量規(guī)模，45%的前置液比例，4.5 m3/min的前置液排量，7 m3/min的攜砂液排量，8%的平均砂比并采用2個(gè)段塞。

3）現(xiàn)場(chǎng)施工一口X井，實(shí)際施工參數(shù)與模擬出的施工參數(shù)較符合，借鑒微地震監(jiān)測(cè)技術(shù)，并根據(jù)排采曲線可得，產(chǎn)量達(dá)到900 m3/d，此口井使用體積壓裂技術(shù)達(dá)到了增大改造體積，提高單井產(chǎn)量的目的。

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（編輯：尹淑容）

Construction parameter optimization of coalbed methane volume fracturing

Peng Peng1,Yang Zhaozhong1,Mei Yonggui2,Guo Jian2,Li Xiaogang1and Lu Yanjun1
(1.State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation,Southwest Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China;2.Shanxi Coalbed Methane Gas Exploration and Development Company,PetroChina,Jincheng,Shanxi 048000,China)

The coalbed methane(CBM)in China has many characteristics,such as low pressure,low saturation,low permeability, strong aeolotropism,complex reservoir structure and low critical desorption pressure.Although conventional fracturing technology reform was implemented in CBM wells of Qinshui basin in Shanxi Province,the production was still low and declined rapidly.In or?der to improve per well production,this paper drew lessons from volume fracturing technology of shale gas wells.Choose a well as a simulation well and volume fracturing technology was adopted.A set of construction parameters were selected,involving 800 m3flu?id volume,45%ahead fluid,4.5 m3min ahead fluid volume,7 m3/min sand carrying agent,8%average proppant concentration and two slugs.Field construction of well X shows that,the actual parameters correspond with simulated parameters,and daily pro?duction reaches 900 m3according to production curves.The results indicate that volume fracturing technology can increase reser?voir volume and per well production,thereby providing references for CBM exploitation.

coalbed methane(CBM),volume fracturing,construction parameter

TE371

A

2015-07-13。

彭鵬（1991—），男，在讀碩士研究生，油氣藏增產(chǎn)改造理論與技術(shù)研究。