實時變黏壓裂液在寧武盆地煤層氣井的應(yīng)用

王 坤， 趙倩云， 黃 超

(1川慶鉆探工程有限公司鉆采工程技術(shù)研究院 2低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室 3長慶油田分公司油氣工藝研究院)

中國埋藏2 000 m以內(nèi)的煤層氣資源量約為36.81×1012m3，與常規(guī)天然氣資源量大致相當(dāng)[1-2]，具有廣闊的開發(fā)前景。煤層氣儲層由于其低含氣飽和度、低滲透率以及低壓力的“三低”特性[3-4]，必須通過儲層改造才能實現(xiàn)煤層氣資源的有效開發(fā)。

以山西省寧武盆地9號煤層為例，針對目前煤層氣井儲層改造用活性水、清潔壓裂液體系存在的問題，研制了一種可實時變黏壓裂液體系，兼顧上述兩種體系優(yōu)點，具有低傷害、低摩阻、攜砂性好、施工簡單等技術(shù)優(yōu)勢。通過控制施工過程中稠化劑濃度，可實現(xiàn)不同階段壓裂液黏度的實時控制?，F(xiàn)場應(yīng)用表明，這種可實時變黏壓裂液體系在施工過程中性能良好，能夠滿足設(shè)計要求，施工成功率100%。

一、寧武盆地9號煤層基本概況

寧武盆地構(gòu)造特點為由南往北略呈平緩抬起，向斜東西兩翼邊部產(chǎn)狀較陡，軸部產(chǎn)狀平緩，向斜南、北二端開闊平緩。主要含煤地層為石炭系上統(tǒng)太原組9號煤層，埋深300～1 500 m，厚度為8～14 m，煤層滲透率普遍0.1～1.0 mD，孔隙度為3.9%～5.2%，屬于特低滲透、低壓煤層氣田[5]。

由于煤層普遍具有松散、弱膠結(jié)、高濾失性等特點，前期改造過程中多采用活性水壓裂液體系，存在地面施工壓力高、波動大、易砂堵等問題。經(jīng)壓后資料統(tǒng)計，前期活性水壓裂液改造9井次，僅5井次能夠按照設(shè)計施工參數(shù)完成施工，施工成功率僅為55.6%，嚴(yán)重影響改造效果。

二、可實時變黏壓裂液體系性能評價

結(jié)合寧武盆地9號煤層壓裂改造存在的問題，制定的壓裂液思路為：黏度可實時控制、能夠滿足低溫條件下破膠、殘渣含量低、煤巖傷害小，室內(nèi)研制了一種能夠?qū)崟r變黏的壓裂液體系，并完成了其性能評價。

1.實驗材料及儀器

可實時變黏壓裂液體系稠化劑HT-1、破膠劑PJ-1，川慶鉆探鉆采工程技術(shù)研究院研發(fā)產(chǎn)品；巖心，寧武盆地9號煤層巖心。

品氏毛細管黏度計，上海耶茂儀器儀表有限公司；ZNN_D6六速旋轉(zhuǎn)黏度計，青島海通達專用儀器有限公司；RS6000型流變儀，德國HAAKE公司；表界面張力儀，德國KRUSS公司；巖心傷害測試儀，美國TEMCO公司。

壓裂液體系配方： 高砂比(砂比大于15%)階段：2.0%HT-1+清水。前置液及低砂比階段：1.0%HT-1+清水。

2.稠化時間

可實時變黏壓裂液體系采用液態(tài)稠化劑HT-1，遇水即可使水體稠化。室溫25℃，水溫18℃，測試不同濃度稠化劑體系遇水后運動黏度達到穩(wěn)定時的稠化時間，結(jié)果如圖1。

圖1 不同濃度HT-1體系遇水稠化時間

從圖1可看出，不同濃度HT-1稠化劑遇水在40 s時黏度基本達到穩(wěn)定，根據(jù)稠化劑濃度1.0%～2.0%的變化，體系運動黏度保持在8.8～20.3 mPa · s左右。

3.不同溫度和濃度下體系黏度變化

圖2為不同濃度壓裂液體系在剪切速率為170 s-1下黏度隨溫度的變化曲線。實驗表明，當(dāng)溫度開始上升時，增稠劑中表面活性劑分子鏈隨溫度升高后舒展，纏繞交叉的分子鏈相互疏松，導(dǎo)致黏度降低，體系黏度隨溫度升高呈先迅速減小后逐漸趨于穩(wěn)定的趨勢。當(dāng)溫度升至40℃時不同濃度壓裂液體系黏度在7.8～15.2 mPa·s。

圖2 不同溫度不同濃度壓裂液耐溫試驗

4.破膠實驗

破膠劑的加入可在一定時間內(nèi)使壓裂液水化，從而提高返排速度。室內(nèi)研發(fā)出破膠劑PJ-1，進行HT-1稠化劑濃度在2%時的破膠實驗(表1)，在溫度為30℃時，當(dāng)PJ-1加入比例0.02%時，體系120 min破膠，破膠液黏度4.3 mPa · s；在溫度為40℃時，當(dāng)PJ-1加入比例0.02%時，體系120 min破膠，破膠液黏度3.5 mPa · s，說明PJ-1加入比例0.02%時壓裂液體系即可徹底破膠。

表1 破膠試驗(2% HT-1+清水)

5.殘渣測定

壓裂液殘渣是造成地層和支撐劑導(dǎo)流能力傷害的主要原因。對破膠后的不同濃度可實時變黏壓裂液體系進行殘渣測試，殘渣含量平均0.63～1.37 mg/L，基本無殘渣。

6.巖心傷害測試

壓裂液對煤層導(dǎo)流能力的損害主要是固體顆粒對割理裂縫的堵塞傷害和煤巖對壓裂液中有機組分的吸附而引起的傷害[6]。

分別采用2.0%和1.0%濃度的稠化劑HT-1對寧武9號煤巖進行滲透率傷害測試，測試過程滲透率隨時間變化如圖3和圖4。

圖3 實時變黏壓裂液體系(2.0% HT-1)

圖4 實時變黏壓裂液體系(1.0% HT-1)

實驗結(jié)果表明，2.0%HT-1可實時變黏壓裂液體系對煤巖傷害率是17.6%，1.0%HT-1可實時變黏壓裂液體系對煤巖傷害率是15.6%，可見隨著稠化劑濃度的降低，煤巖的傷害率也越低。

三、現(xiàn)場應(yīng)用

1.施工流程

可實時變黏壓裂液體系現(xiàn)場施工流程如圖5，施工過程在線混配、連續(xù)施工，通過控制稠化劑加入濃度，可實現(xiàn)不同階段壓裂液黏度的實時控制。HT-1稠化劑按照1.0% ～2.0%的比例連接至混砂車，與清水在混砂車混合、攪拌后即可攜砂。在施工過程中，前置液階段采用2.0%HT-1+清水，利用高黏液造縫，加砂階段低砂比采用1.0%HT-1+清水即可滿足攜砂要求，當(dāng)砂比大于15%后，可提高稠化劑濃度至2.0%，可滿足最高砂比30%的現(xiàn)場施工。

圖5 實時變黏壓裂液體系現(xiàn)場施工流程圖

2.應(yīng)用情況

可實時變黏壓裂液體系在寧武盆地9號煤層累計完成現(xiàn)場試驗13井次，最低施工排量8.0 m3/min(表2)，施工成功率100%，較前期提高了近50%。

表2可實時變黏壓裂液體系現(xiàn)場試驗情況統(tǒng)計表

施工井號砂量/m3液量/m3砂比排量/(m3·min-1)施工壓力/MPaNW1171.21172.910.3%9.029.8～37.6NW11-271.51053.810.6%9.016.1～27.9NW11-472.3924.513.6%8.013.9～29.1NW5-161.41053.79.8%8.020.6～35.4NW5-353.3745.912.7%9.021.9～27.6NW5-262.71012.49.8%8.027.8～31.7NW5-560.3841.612.6%9.035.9～42.3NW5-464.6890.710.8%8.027.5～34.8NW9-551.8943.610.6%8.023.8～32.8NW9-263.4714.521.6%8.024.3～33.6NW9-152.7842.612.5%8.031.8～35.6NW9-362.51013.710.8%8.033.5～36.9NW9-468.7953.611.7%8.029.7～30.8

通過對施工過程分析，可實時變黏壓裂液體系現(xiàn)場施工具有以下特點：

2.1 低摩阻性能好

現(xiàn)場應(yīng)用13井次中最低施工排量8.0 m3/min，1井次最高施工壓力超過40 MPa(表2)，占比7.7%，較前期活性水改造77.8%井次最高施工壓力超過40 MPa降幅明顯，有效降低了施工風(fēng)險，提高了施工成功率。

2.2 液體效率高，造縫效果好

前置液造縫階段和高砂比階段時加入2.0% HT-1稠化劑，體系黏度可保持在20.3 mPa · s左右，能夠有效提高液體的造縫效率。施工過程壓力基本平穩(wěn)(圖6)，裂縫延伸情況較好。

圖6 實時變黏壓裂液體系施工曲線

2.3 攜砂性能好，滿足高砂比壓裂施工要求

可實時變黏壓裂液體系高砂比階段攜砂性能好，在2.0%HT-1濃度下最高施工砂比可達28.2%(圖7)，平均砂比21.6%，提高了支撐劑的鋪置濃度和鋪置效果。

四、結(jié)論

(1)研究開發(fā)形成了煤層氣井用可實時變黏壓裂液體系，該體系具有可實時變黏、在線混配、連續(xù)施工、破膠液殘渣含量低等技術(shù)優(yōu)勢。

圖7 實時變黏壓裂液體系高砂比壓裂施工試驗

(2)可實時變黏壓裂液體系滿足低傷害的要求，平均巖心傷害率為16.6%。

(3)現(xiàn)場試驗表明，該技術(shù)解決前期寧武盆地煤層氣井施工難度大的問題，施工成功率較前期提高了近50%，為該地區(qū)今后煤層氣高效開發(fā)提供了重要的技術(shù)保障。

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