煤层气井压裂效果影响因素分析与技术对策

何雨遥，李小刚，杨兆中，苏洲

（西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川成都610500）

煤层气井压裂效果影响因素分析与技术对策

何雨遥，李小刚，杨兆中，苏洲

（西南石油大学油气藏地质及开发国家重点实验室，四川成都610500）

煤层作为自生自储式非常规储层较常规储层开采难度大，在我国直接表现为单井产量低，严重制约煤层气产业发展。以压裂煤层气井产能为基础，分析并研究了影响压裂效果的因素及其影响方式，主要包括压裂液类型、支撑剂性能、排量和砂比等施工参数以及应力状态的改变，其主要通过作用于渗透率、导流能力、裂缝的延伸来对增产效果产生影响。最后针对国内外技术现状提出可提高煤层气井压裂效果的技术对策，为进一步发展我国煤层气井增产改造技术提供视角。

煤层气；产能；增产效果；压裂技术；压裂液；支撑剂

压裂作为煤层气井增产的主要技术手段，已成为煤层气开发的核心和关键。相较于常规储层，煤岩的强吸附特征和发育的微裂隙特点使有效造缝和裂缝延伸问题变得尤为突出，给压裂工艺提出了更高的技术要求。在煤层气产业发展的新形势下，为了大幅度提高我国煤层气产量，压裂增产改造措施成为了亟待攻关的技术难题之一。以煤层气井产能为基础，研究影响压裂效果的因素具有直接的参考意义。倪小明、苏现波等［1-2］曾就煤层气井产能主控地质因素进行了分析；汤达祯、鲜宝安等［3-4］就影响煤层气井产能的地质和工程因素开展了研究；郭大立［5］根据现场情况从排采和增产两方面研究了影响煤层气开发效果的因素。为了完善压裂增产方面的理论研究，本文依托压裂煤层气井产能关系对影响煤层气压裂效果的因素及其影响方式进行了分析，并针对国内外技术现状总结了可提高煤层气井压裂效果的技术对策。

1　煤层气井产能影响因素

煤层气开采与常规天然气有显著不同，主要因其同为烃源岩和产层，而且运移方式复杂［6］。煤层中的甲烷多以吸附状态赋存于致密的煤基质微孔隙中，所以吸附状态的煤层气在被有效开采之前需要先从煤表面解析成为游离气，既而由基质向微裂缝扩散，最后渗流到大裂缝和井筒中被采出。煤层割理和裂隙中分布着大量地层水，煤层气开采还需经历排水-降压的过程，因而煤层气的单井产量受诸多因素影响，压裂煤层气井产能公式的建立也更为复杂。YuLou等［7］同时考虑了煤层气的吸附和扩散以及渗流特性，结合langmiur方程和Fick第一定律建立了较为完善的压裂煤层气井产能方程。基于该方程的数值模拟显示，储层/裂缝渗透率及导流能力越高，煤层气产能越大，且产能与裂缝半长、生产压差、气体解析与扩散系数成正相关。

2　影响煤层气井压裂效果的因素分析

2.1压裂液降低煤岩渗透率

煤岩由有机大分子组成且内表面积大，具有很强的吸附能力，除煤层气外还能吸附各种外来气液体。该能力对表面活性剂含量较大的泡沫压裂液表现尤甚，吸附将使煤基质发生不可逆的膨胀，极大降低割理孔隙度和渗透率，煤表面吸附层还会严重影响甲烷的扩散能力。煤层中天然裂缝发育，水力裂缝与之沟通会增大渗流空间、扩大压裂液滤失范围、减小裂缝长度［8］。相对而言，活性水压裂液滤失较大，裂缝长度更短；冻胶压裂液在滤失同时还会在裂缝壁面形成滤饼形成表皮伤害，破胶后残渣将堵塞割理进一步降低裂缝渗透率（见表1）。此外，煤岩中的粘土矿物与压裂液接触引起的水敏膨胀、煤储层低温低压特性导致压裂液难以破胶返排、较强的毛管力引发的毛细管自吸等，均会引起储层渗透率降低［9］。

表1　煤层常用压裂液对渗透率的主要影响方式Table.1 The main impacts fracturing fluids have on permeability

2.2支撑剂嵌入影响裂缝导流能力

支撑剂作用在于保持裂缝张开使裂缝具有高导流能力。然而煤岩抗压、抗张强度均较低，质地相对松软，支撑剂容易嵌入地层，导致裂缝宽度变小，导流能力下降［10］。支撑剂嵌入还会引起煤岩破碎而产生煤粉，煤粉在运移时不断填充支撑剂颗粒间的空隙，进一步降低裂缝渗透率和导流能力。此外，嵌入的支撑剂会在裂缝壁面形成应力集中区，压缩其他天然裂缝，降低水力裂缝周围煤岩渗透率。由于煤层埋深偏浅，闭合压力较低，支撑剂在煤层中容易发生回流，不仅影响裂缝导流能力，严重时还会引起射孔孔眼堵塞、磨损阀门等，既影响增产效果又增加成本。

2.3压裂施工参数对缝长的影响

压裂规模直接影响压裂增产效果，包括液量、砂比等。煤岩低杨氏模量、高泊松比的岩性特点使煤层表现出塑性特征，致其难以形成长缝，加上煤层中发育的天然裂缝使压裂液更容易滤失，因而煤层中一般采用大排量来增强压裂液造缝能力。通过液量的增加来增大裂缝在三位方向上的扩展程度，尤其是长度方向上的延伸。但是当煤层与上下围岩的杨氏模量相差不大时，排量过大会使裂缝突破围岩限制，严重时扩展到煤层顶底板，沟通含水层，影响气体排采。砂比也是压裂的关键因素，砂比过小时支撑剂得不到有效铺置而影响充填效果，过大又会增大携砂难度，严重时还会造成砂堵。

2.4应力状态改变影响裂缝扩展

煤岩中裂缝的扩展是水平应力和天然裂缝双重作用的结果，当水平主应力差较小时，垂直裂缝主要沿天然割理、裂缝方向随机扩展；水平主应力差增大时，形态简单的水力缝主要沿垂直最小水平主应力方向扩展［11］。因而水平应力差的变化将影响裂缝扩展及其几何尺寸的受控难度。煤层压裂过程中工作液的注入与排出都能引起裂缝内外应力的变化，在影响裂缝形态的同时，还会因为煤岩较强的应力敏感性改变储层渗透率。

3　提高煤层气井压裂效果的技术对策

3.1低伤害压裂液体系

目前用于煤层的压裂液主要有活性水、聚合物基凝胶、泡沫压裂液和清洁压裂液，各具特点但又尚存不足。斯伦贝谢在清洁压裂液的基础上研制了CoalFrac，既不含固相也不含聚合物，可进一步降低对地层的伤害，其常与氮化泡沫体系结合使用，一是为了减小注入地层的液体体积、利于甲烷的解析，二是氮还可控制压裂液滤失、加速压裂液返排［12］。此外，利用活性水压裂液造缝、稠化活性水或低浓度瓜胶生物酶压裂液携砂，可在减小地层伤害的同时降低施工成本。为减轻煤粉对裂缝造成的堵塞，在常规活性水压裂液中可加入悬浮煤粉的添加剂，防止固体颗粒的凝聚和沉降。

3.2新型支撑剂改进技术

3.2.1分级注入不同粒径支撑剂不同粒径支撑剂颗粒在裂缝中的运移情况（见图1），距离井筒越远，裂缝内静压力越低、裂缝张开程度越小，所以大颗粒多分布在近井筒附近，小颗粒更容易运移到远场位置［13］。由于粒径小的支撑剂破碎率低，且在相同砂比下铺置层数更多，所以为了减少支撑剂嵌入并保持导流能力，通常选用粒径较小的支撑剂，但是此举容易引发砂堵。因此，为提高支撑剂铺砂效果，应采用分级注入的方式，随着泵注程序的进行逐渐增大支撑剂粒径，使其在裂缝中得以有效铺置，增强支撑效果。

3.2.2新型材料支撑剂实现支撑剂在缝内的有效铺置，需保证压裂液的携砂性能和施工泵送条件，否则就要尽可能降低支撑剂密度［14］。超低密度支撑剂（Ultralightweight proppant）和自悬浮支撑剂（Self-suspending Proppant）是目前的研究热点，超低密度支撑剂主要包括多孔陶粒树脂涂层和复合材料两大类，该类支撑剂具有较低的相对密度和必要的力学性能；自悬浮支撑剂是在石英砂或陶粒外部包裹一层聚合物，该聚合物因在液体中发生膨胀而引起支撑剂体积增大而被悬浮，随着支撑剂的运移聚合物不断分解，支撑剂继而沉降于裂缝底部［15］。

图1　不同粒径支撑剂颗粒在裂缝中的运移情况Fig.1 The migration of aniso-diameter proppant particle in fracture

3.3连续油管水力喷射分层压裂

连续油管水力喷射分层压裂适用于煤层气在纵向上连续分布多薄层的特点，目前多采用连续油管完井、水力喷射器射孔、环空进行大排量加砂压裂。该技术通过连续油管带喷射工具和定位器实现薄层精细压裂，利用上提下放的封隔器进行多次压裂，高效、快捷的优点使其在国外得到广泛应用，在国内试点中也取得显著效益。鄂尔多斯盆地延川南区块山西组结合U型井使用该技术进行煤层气开采，利用垂直井排水降压、水平井形成多裂缝，开采结果显示不仅产量明显提高，还有效控制了支撑剂的回流现象［16］。

3.4高能气体多级脉冲加载压裂

高能气体多级脉冲加载压裂（Multi-Pulse loading Fracturing）是在高能气体压裂基础上加以改进的压裂技术。其作用机理是通过高能气体装置在煤层中产生高温高压的气体，利用多级脉冲的振荡作用连通基质中的孔隙，沟通天然裂缝形成裂缝网络，同时扩大有效泄流面积［17］。该压裂技术相较于常规压裂，压裂液引起的伤害更小，其通过剪切破坏形成的裂缝更难闭合，有利于煤层气排采［18］。

3.5间接压裂技术

间接压裂技术（Indirect Vertical Fracturing Conductivity）是利用煤层垂直渗透率大于水平渗透率这一总体规律，在相邻煤层的低应力砂岩或粉砂岩层段中压裂形成垂直裂缝，从而有效沟通煤层，间接实现对煤层的改造。间接压裂技术适用于三明治式砂岩和煤层相间的储层，可以实现一条裂缝纵向延伸进入两套煤层一并开采［19］。在美国犹他州、落基山脉中部以及圣胡安盆地均已实现该技术的成功应用。

4　结论

（1）压裂液和支撑剂作为工艺材料主要通过储层渗透率和裂缝导流能力对压裂效果产生影响，而液量、砂比等施工参数主要影响缝长和裂缝的扩展状态。

（2）为进一步完善煤层气井压裂增产技术，需研究出适应于煤层特性的低伤害压裂液和新型支撑剂，并在注入方式上加以改进。

（3）连续油管水力喷射分层压裂、高能气体多级脉冲加载压裂、间接压裂等技术有赖于更多的现场实践来加以完善。

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Analysis of factors on fracturing effect of CBM wells and technical countermeasures

HE Yuyao，LI Xiaogang，YANG Zhaozhong，SU Zhou
（State Key Lab of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu Sichuan 610500，China）

Coal bed，as a self-generated reservoir，is far more difficult to exploit than conventional reservoir.Consequently，the low production per well seriously hampered the development of CBM industry.Based on fractured CBM well's productivity，study found that fracturing factors affecting stimulation effect mainly include the performance of fracturing fluids and proppant，constructor parameters and the change of stress state.They mainly influence stimulation effect through permeability，conductivity and fracture cracks.In view of the present technical situation both at home and abroad，this paper proposed technical countermeasures which can improve fracturing effect，providing perspective to further develop the stimulation technologies of fracturing CBM wells in China.

coal bed methane（CBM）；productivity；stimulation effect；fracturing technique；fracturing fluid；proppant

10.3969/j.issn.1673-5285.2015.04.002

TE357.12

A

1673-5285（2015）04-0006-04

2015－02-12

国家科技重大专项，项目编号：2011ZX05042-002-001。

何雨遥，女（1989-），西南石油大学在读硕士研究生，主要从事油气藏增产理论与技术研究工作，邮箱：253948947@qq.com。