促进致密煤岩储层快速脱气的压裂液优选

2014-10-17池晓明康毅力王祖文白锋军

特种油气藏 2014年3期

陈飞，池晓明，康毅力，王祖文，白锋军

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油大学，四川成都 610500;2.中油川庆钻探工程有限公司，陕西西安 710000)

引言

随着国家对天然气需求量的日益增大，储量巨大的煤层气资源越来越受到人们的关注。中国煤层气资源量位居世界第三，但大部分煤层气为低压、低孔、低渗、低饱和资源［1］，开发难度大，必须通过水力压裂才能获得工业产能［2］。由于煤岩储层具有吸附性强、裂隙发育等特征，使进入煤岩储层的压裂液极容易对储层造成损害，影响开发效果［3］。从低成本、低损害方面考虑，目前国内应用于煤岩储层的压裂液主要包括活性水压裂液体系、清洁压裂液体系、胍胶压裂液体系和泡沫压裂液等［4－16］。煤层气的产出是解吸—扩散—渗流的多尺度产气机理［17－19］，然而，解吸过程作为煤层气产气最重要的环节之一，在压裂液评价中往往被忽略。庚勐、孙粉锦等指出在煤层气井压裂施工过程中，压裂液对煤岩储层的损害不仅体现在宏观的渗流能力降低方面，更体现在阻滞煤岩基质表面气体的吸附/解吸进程上［20］。优质压裂液能够促使煤层气快速脱附，不但可以提高初期煤层气井的产量，也能够维持甚至提高近井带快速脱气的煤岩储层的渗透率，达到最终提高产量的效果。因此，以宁武盆地煤岩为研究对象，开展了活性水压裂液、微乳液压裂液体系、清洁压裂液评价实验。

1 煤层气压裂快速脱气液体评价

1.1 实验仪器

实验仪器采用煤岩储层压裂液损害评价仪和煤岩解吸附实验装置及数据采集系统。

1.2 压裂液对煤岩的损害评价

对6种压裂液进行损害实验，步骤如下:①将制备好的岩心装入岩心夹持器，装好流程;②正向驱替地层水，驱替液量为岩心孔隙体积的10倍以上，测定岩心渗透率K1，作为基准液测渗透率;③反向驱替压裂液，驱替液量为岩心孔隙体积的2倍以上，停止驱替，静置;④正向驱替地层水，直至流量稳定，测得压裂液损害后岩心渗透率K2。

结果见表1。

表1 压裂液对煤岩的损害评价

损害实验的岩心采用煤粉压制而成，非均质性会产生5%左右的误差。由表1可知，微乳压裂液Ⅱ对于煤岩的损害最小;清洁压裂液Ⅰ由于分子链较长，使用浓度较大，超过了临界胶束浓度，发生胶团吸附，对渗透率有一定损害，因此损害率最大;盐溶液具有一定的稳定黏土作用，损害较小;其他几种压裂液体系与清水相当。

1.3 压裂液对煤粉的润湿性

采用压裂液破胶溶液浸泡煤粉，清水在浸泡过的煤粉片表面的动态接触角见表2。由表2可知，煤岩水具有一定的润湿性，阳离子可以增加憎水性，非离子可以保持煤岩水润湿性，阴离子会增加煤样水润性。5种压裂液中，活性水由于含阴离子表面活性剂，增大煤岩水润接触角，有利于水在煤岩表面铺展，对排液不利;清洁压裂液由于浓度较高，发生了双层吸附，使煤岩水润性增加;微乳压裂液Ⅰ比微乳压裂液Ⅱ水润接触角变化大，更不利于排液;实验表明，微乳压裂液Ⅱ改变水润接触角最小，相对更有利于排液。

表2 压裂液处理煤粉片后的水润接触角

1.4 煤样解吸附实验

(1)实验步骤。①试压，向压力容器中注入氮气，用6 MPa稳定试压检测是否漏气;②装煤粉，向压力容器中装入30 g一定粒径的煤粉;③运行软件采集数据;④水浴加热，设置恒温25℃;⑤吸附，向压力容器中注入甲烷，达到5 MPa后关闭进气阀，吸附12 h;⑥注入、排出准备好的液体;⑦解吸，打开测量容器进气阀，测得不同解吸压力下的解吸量;⑧整理仪器。

(2)解吸条件。煤岩质量为30 g;实验温度为25℃;煤岩尺寸:割理颗粒;吸附条件为5 MPa，12 h;排液条件:排出压力容器中30%的液体。

(3)实验结果。按照步骤进行解析量评价，不同入井液对煤岩解吸影响用解吸恢复率评价，其计算公式为:

式中:η为解吸恢复率;V1为某种液体煤粉总解吸量，mL;V为干煤粉总解吸量，mL。

利用式(1)计算可得不同入井液注入煤岩排液后的解吸恢复率(表3)。

表3 不同工作液与煤岩接触后的解吸量(排液)

由表3可知，在相同的实验下，干煤粉的解吸量为388.4 mL，盐溶液和非离子表面活性剂样品注入煤岩后的解吸量比较大，达到了310.9 mL以上，比干煤样的解吸量减少了77.5 mL，而解吸量少的是清洁压裂液Ⅰ，仅为254.1 mL，比干煤样的解吸量减少了134.3 mL。由表1可知，解吸恢复率最大的是盐溶液和非离子表面活性剂，达到80%;解吸恢复率最小的入井液为活性水，为65.4%。

1.5 压裂液体系优选

实验表明，清洁压裂液浓度较高，发生双层吸附，使煤岩水润性增加，损害相对较大，并且同等条件下清洁压裂液Ⅰ解吸较小;活性水由于黏度较低，不利于携砂，在复杂结构的煤岩储层不利于压裂施工。由于煤表面具有一定的憎水性，可以通过单独使用表面活性剂进行复配达到同样的效果。根据以上研究成果，确定使用适当链长的双链阳离子表面活性剂与非离子表面活性剂进行复配形成微乳助排剂，作为煤层气高效脱附添加剂。

微乳压裂液中主要成分为适于煤层压裂液的双链阳离子表面活性剂，由于电荷密度大，链长适中，化学吸附在煤岩表面，不容易形成多层吸附，可大幅度提高煤岩水润接触角，使液体更少进入煤岩微孔隙中;水膜更少、更薄，更有利于微孔隙中气体脱附，而微乳压裂液Ⅱ比微乳压裂液Ⅰ水润接触角变化小，有利于返排。综合分析研究表明，采用1.0%KCl+0.6%微乳助排剂Ⅱ压裂液体系更有利于压裂施工液体返排，损害小，并且有利于促进气体解吸。

2 现场应用

促进快速脱气压裂液体系从2012年至今在山西宁武盆地煤层气井应用多井次，均取得良好的效果。

图1 1井与2井的生产动态对比

图1为同一井组的2口直井，此井组采用相同排采制度，1井采用1.0%KCl+0.6%微乳助排剂压裂液，2井采用的是清洁压裂液体系Ⅰ。1井比2井早产气63 d，采用了促进快速脱气压裂液体系的1井，在液面降至445 m就有煤层气产出，而通过计算，该井组理论解吸深度为612 m，2井和同井组其他3口井全部在解吸液面附近开始有气产出，说明部分气体由于压裂液的置换作用，在未到达理论解吸液面的时候提前被置换出来，实现了促进煤层气解吸的效果。1井初期产气量较高，峰值为876 m3/d，而2井峰值为556 m3/d;1井300 d内总产气量为13203 m3，而2井总产气量为10178 m3;在动液面同为700 m的时候，1井比2井产气总量多8784 m3。

3 结论

(1)6种常规的压裂液体系对宁武煤岩储层损害都小于21.93%，损害程度属于弱—中等偏弱，其中0.5%微乳压裂液Ⅱ损害只有8.83%。

(2)采用微乳助排剂有利于煤层气的置换解吸，而盐水压裂液体系具有损害小、成本低的特点，最终优选出了1.0%KCl+0.6%微乳助排剂压裂液体系。该压裂液体系表面张力低，煤岩水润接触角大，减少了水膜的形成和铺展，入井液体返排效率高。室内实验表明，新压裂液体系确实能促进细微孔喉中的气体释放。

(3)新压裂液现场试验1井比2井早产气63 d，并且第1次产气峰值1井比2井高320 m3，表明在煤层气井排采初期，水力压裂产生的煤岩新表面、裂缝及大孔道中吸附气可以快速解吸，渗流通畅，可获得高产气井。

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