摘要：沁水盆地南部潘河煤层气田3#煤层和15#煤层的煤阶属于无烟煤，储层具有低压、低孔隙度、低渗透率的特点，煤层气井压裂前基本不产气。水力加砂压裂是该地区进行煤层气勘探开发的关键技术之一。针对该区低压致密煤层气藏的储层地质特点，通过近年来的攻关研究和现场试验，提出了经对比后效果最佳的压裂工艺技术方案——氮气泡沫压裂，大大提高了压裂改造效果，初步形成了该地区低压致密煤层气藏压裂工艺体系。应用结果表明：无烟煤煤层气增产措施增产量排序为氮气泡沫压裂＞活性水加砂压裂＞清水+氮气压裂或清水压裂；在压裂正常的情况下，前置液量大、携砂液量大，总液量在400m3以上的压裂增产效果更好。
关键词：沁水盆地；南部；潘河煤层气田；无烟煤；煤层气；直井；压裂；类型；效果
对于煤层特殊的储层性质和物理力学特性，煤层气开发中增产技术与常规油气田有很大区别。需要压裂液能够与煤层配伍、携砂能力强、低伤害、高返排的特点以至最终形成贯通的裂隙网络过程[1]。煤层必须经过压裂之后才能获得有工业价值的产量[2]。压裂液的种类很多，其中泡沫压裂液因其含液量小、易排、对储层损害小，被认为较适合煤层[3～4]。
山西沁水盆地南部潘河区块3#煤和15#煤的地质特点是：煤储层属于无烟煤，具有致密、低压、低渗透的特点。无烟煤的含气量高，增产难度大。例如PH1井含气量在12m3/t，PH1-006井约为16m3/t。
压裂技术是实现煤层气井强化增产目标的关键技术。由于煤基质对于物理及化学变化的敏感性以及煤层的特殊性，要求煤层气井用压裂液不但要有良好的造缝、携砂能力，更要与煤储层有良好的配伍性，从而减少对煤储层的损害。
潘河煤层气田共钻井150口，其中的147口井进行了压裂增产改造，改造类型包括活性水加砂压裂、氮气泡沫压裂、清水+氮气压裂、清水压裂。36口井采用活性水携砂压裂技术；2口井(PH1和PH1-006井)采用氮气泡沫压裂技术，4口井采用清水+氮气压裂技术，107口井采用清水加砂压裂技术。其中PH1-002和PH1-009的30、15#煤层分别采用了不同的压裂技术。
配液用水需精细过滤，配完的压裂液要进行充分的搅拌，混合均匀，保证固体KCl完全溶解。所有盛液、备液设备必需清洗干净，最大限度地降低伤害。
1 活性水加砂压裂及其效果分析
活性水加砂压裂的优点：工艺简单、成本低、对煤储层低伤害。加砂压裂的缺点：携砂能力弱，造缝能力较差。
考虑到煤岩吸附性强、滤失大、压力系数低等特征，低伤害、低成本的活性水加砂压裂在煤层压裂中应用较为广泛。
潘河煤层气田活性水加砂压裂施工36口井。36口井平均产气量2540.77m3/d，8口进行二次压裂的井平均产气量2645.37m3/d，一次压裂成功的井平均产气量2510.88m3/d。8口进行二次压裂施工的井两次总加砂量并未提高，但平均产气量较一次压裂成功的井要大。加砂量大于等于28.2m3的井共有30口，平均产气量2632.10m3/d；加砂量小于28.2m3的井有6口，平均产气量2084.1m3/d。总液量大于500m3的共有14口井，平均产气量2687.96m3/d；总液量小于500m3的共有22口井，平均产气量2447.1m3/d。3#煤的平均产气量大于2500m3/d；15#煤的平均产气量只有500m3/d。
压裂时，前置液量170m3以上，携砂液量250m3以上，总液量在400m3以上，绝大多数的井平均产气量都超过了3000m3/d。
总液量是影响产气量的主要因素，总液量大的井产气量明显提高。加砂量不是决定性因素，随着加砂量增大，产气量减小。
2 清水加砂压裂及其效果分析
采用清水+1%KCl配成清水压裂液。石英砂圆度不低于0.8，球度不低于0.8，清洁无杂质。
清水加砂压裂的优点：工艺简单，操作方便，成本低；压裂液返排率高、残渣少，对煤储层造成的伤害小；适用于低渗透、低压的煤储层。清水加砂压裂的缺点：携砂能力弱，造裂缝的有效长度短。
考虑到煤储层的特殊性质，低伤害、低成本的清水压裂液体系在煤层压裂中应用较广。潘河煤层气田采用清水加砂压裂技术进行了107口井的压裂施工，已有26口井产气，26口井平均产气量1998.88m3/d。加砂量大于等于40m3的井共有21口，平均产气量1805.59m3/d；方口砂量小于40m3的井有5口，平均产气量2810.67m3/d。总液量大于500m3的共有9口井，平均产气量2358.2m3/d；总液量小于500m3的共有17口井，平均产气量1808.65m3/d。
3 清水+氮气压裂及其效果分析
为了优选出更加有效的单井改造方案，在潘河煤层气田选出4口试验井，利用清水+氮气压裂液体系进行压裂改造试验，通过对现场工程施工情况及压后单井排采情况的分析研究，评价该压裂液体系在煤层气井压裂改造中的适用性，为下一步更大规模压裂工程提供优选依据。
该区内采用清水+氮气压裂的4口井均已投入排采并产气，4口井平均产气量为2010.53m3/d，其统计数据见表1。
4 氮气泡沫压裂及其效果分析
氮气泡沫压裂技术是20世纪70年代以来发展起来的一项压裂技术，具有携砂、悬砂能力较强，滤失小，较易造长而宽的裂缝，地层损害较小等特点，特别适用于低压、低渗透和水敏性地层的压裂改造。在低渗透油层压裂改造和煤层气压裂增产中，氮气泡沫压裂工艺在美国应用已经相当普遍，在黑勇士盆地的煤层气开采井中，大多数的施工井都采用氮气泡沫压裂工艺。然而，国内还有待实验。
黏弹性表面活性剂是由季铵盐表面活性剂在高盐环境下形成蠕虫状胶束并相互缠绕形成冻胶，具有很强的空间网状结构，进入煤储层后，黏弹性表面活性剂可以在煤层气及大量水源的稀释下破胶，不会对煤层产生伤害，是煤层气井压裂液重要发展方向之一[5～7]。
潘河示范工程项目采用研制的泡沫压裂液进行2口井的氮气泡沫压裂，图1为PH1井的氮气泡沫压裂施工曲线图。
潘河煤层气田采用氮气泡沫压裂的2口井均已投入排采并产气，其统计数据如表2所示。根据统计，2口井采用氮气泡沫压裂后平均产气量为3037.47m3/d，增产效果显著。
氮气泡沫压裂的优越性表现在以下两方面。
1) 加速排液。氮气泡沫压裂井在排采1～2d即产气，压后返排快，产气速度快，氮气泡沫压裂井平均1.5d排液完成后开始产气，并可以在井口点火；而活性水压裂井从排采到产气时间在2～30d，平均在12d左右。氮气泡沫压裂井的增产效果非常显著。氮气泡沫压裂井的产量增加是其他增产措施的1.5倍以上。
2) 氮气泡沫压裂液黏度高，携砂能力好，用液量少，对煤层污染较小，降低压裂液在多裂缝发育的煤层中的滤失量，可以有效地控制裂缝形态的发育。
5 压裂效果综合评价
采用4种压裂方式的压裂效果对比如图2所示。从图2中可以看出：氮气泡沫压裂效果最好，压裂井的平均产气量为3 037.47m3/d；其次是活性水加砂压裂压裂的井，平均产气量为2540.77m3/d；清水+氮气压裂、清水加砂压裂效果相差不大，分别为2010.53m3/d和1998.88m3/d。
6 结论与建议
1) 在裂缝前沿的支撑剂铺砂浓度低，南于煤层杨氏模量较低，部分支撑剂嵌入到煤层。
2) 潘河地区煤层压裂施工压力通常较高、容易产生复杂裂缝，裂缝形态很难预测。
3) 建议结合微地震监测结果、压裂后产量数据和压裂施工数据优化今后的压裂设计。
4) 黏弹性表面活性剂形成的泡沫压裂液主要靠增加吸附层的强度，而不是靠增加水的本体黏度来增加泡沫的稳定性，不存在需要破胶以及对储层的损害问题，比第二代和第三代泡沫压裂液具有优越性。应进一步推广氮气泡沫压裂技术应用的成功经验。
参考文献
[1] 罗陶涛.沁水盆地煤岩储层特征及压裂增产措施研究[D].成都：成都理工大学，2010：10-15.
[2] ZEBROWITZ M，THOMAS B D.Coalbed stimulation are optimized in Alabama Basin[J].Oil & Gas J，1989，87(4)：61-72.
[3] BLAUER R E，HOLCOMB D L.Foam fracturing shows success in gas，oil formations[J].Oil & Gas J，1975，73(31)：57-60.
[4] WATKINS E K，WENDOFF C L，AINLEY B R.A new crosslinked foamed fracturing fluid[C]∥paper 12027-MS presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，5-8 0ctober 1983，San Francisco，California，USA.New York：SPE，1983.
[5] CATES M E，CANDAU S J.Statics and dynamics of wormlike surfactant micelles[J].Journal of Physics：Condensed Matter，1990，33(2)：6869-6892.
[6] 孙晗森，罗陶涛，刘春琴，等.煤层气井用黏弹性表面活性剂压裂液性能评价[J].石油钻采工艺，2010，32(4)：112-115.
[7] 楼一珊，金业权.岩石力学与石油工程[M].北京：石油工业出版社，2006：94-103.
(本文作者：孙晗森 冯三利 王国强 左景栾 中联煤层气责任有限公司)
您可以选择一种方式赞助本站
支付宝转账赞助
微信转账赞助
- 注解：本资料由会员及群友提供仅供阅读交流学习，不得用于商业用途！
