桥塞射孔分段压裂工艺在U型煤层气井——LG01-H井中的应用

宋永芳，廖碧朝，梁顺武，郑春国，汪 奇，孙春佳

(1.中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳457164；2.中石化中原油田采油三厂，河南濮阳457164)

桥塞射孔分段压裂工艺在U型煤层气井
——LG01-H井中的应用

宋永芳*1，廖碧朝1，梁顺武1，郑春国2，汪 奇1，孙春佳1

(1.中石化中原石油工程有限公司井下特种作业公司，河南濮阳457164；2.中石化中原油田采油三厂，河南濮阳457164)

LG01井组是一口包括1口排采直井LG01-V和1口水平对接井LG01-H组成的U型煤层气井。水平井LG 01-H采用套管完井，通过在水平段进行向下定向射孔和分段压裂（采用电缆桥塞+射孔联作）、优化压裂施工参数，优选压裂液和支撑剂组合，采取大排量施工来保证活性水造缝携砂，成功进行了压裂施工。实践证明,可钻桥塞分段压裂工艺应用于煤层气水平井具有很高的可行性，对进一步拓展该技术应用领域、推动应用与发展打下了坚实基础。

煤层气；U型井；桥塞射孔联作；分段压裂

煤层气是一种赋存在煤层中以甲烷为主要成分的清洁、高效的非常规天然气，但煤层具有低渗、低压、低饱和度特点[1]，近年来为增加煤层气的采气面积提高采收率，U型井在煤层气中得到广泛应用。

水平井多级电缆桥塞+射孔联作分段压裂技术的主要特点是套管压裂、多段分簇射孔、可钻式桥塞（钻时小于15min）封隔，近年来在国外页岩气藏及致密气藏开发中得到广泛应用。

根据U型煤层气井组LG01采用Ø139.7mm套管完井，我们采用桥塞+射孔联作工艺进行压裂分段改造；考虑由于瓜胶冻胶类植物胶压裂液有残渣存在，对煤层伤害大，选用活性水作为本井压裂液；根据水平井携砂特征以及煤储层特征，选用425～850μm、850～1180μm石英砂作为支撑剂，通过6d时间，完成了该井桥塞射孔分7段压裂施工，为该区块煤层气水平井分段压裂提供了宝贵的现场经验。

1 U型煤层气井井况

LG01井组是一口U型井，包括1口排采直井LG01-V和1口水平对接井LG01-H。LG01-H井深1485.96m，水平段长度为585.96 m，采取Ø139.7mm套管完井，钻遇8#煤层顶界。直井LG01-V在8#煤层顶界采用洞穴完井以实现LG01-H在该处对接，如图1所示。

图1 U型井组示意图

LG01-H井水平井眼轨迹在垂直距离8煤层顶界以上0.5～1.5m的范围内；拟通过水平段进行向下定向射孔和分段压裂，实现水平井眼与8煤层和9煤层的沟通，对8+9煤层进行抽采，在垂直井安装排采设备进行抽采，实现U型井组开采煤层气目的。

2 压裂设计方案

2.1 压裂方式优选

水平井是页岩气藏开发的关键，水平井分段压裂工艺是页岩气开发中的核心技术[1]，目前，国内外常用于水平井分段压裂工艺技术有：水力喷射分段压裂技术、多级滑套封隔器分段压裂技术、桥塞射孔联作分段压裂技术。经过调研得出水平井桥塞射孔分段压裂技术作为一项新兴的水平井改造技术，近年来在国外页岩气藏及致密气藏开发中得到广泛应用。该技术特点是通过桥塞封隔，进行逐段射孔、逐段压裂，并在压后用连续油管带磨鞋一次钻除桥塞并排液，可实现分段级数不受限。

根据LG01-H井的完井特点，选择采用可钻桥塞分段压裂技术，电缆射孔和座封桥塞联作工艺，有效改造目的层。

2.2 压裂液优选

由于煤层气具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与砂岩储层不同的特点，因此，必须对煤层压裂液进行研究和评价，综合考虑各压裂液体系的施工风险与成本、对煤层的伤害程度等因素，最终优选出适合本区煤层压裂改造的压裂液体系[3]。

目前煤层压裂常用的几种压裂液体系是：活性水压裂液、胍胶压裂液、清洁压裂液、氮气泡沫压裂液等。通过实验室试验得出活性水压裂液、胍胶压裂液、清洁压裂液、氮气泡沫压裂液对该区块煤岩的伤害结果汇总如表1所示。

表1 各液体体系对煤岩的伤害结果对比表

由表1可知：胍胶压裂液和清洁压裂液对煤岩的伤害率很大，不能作为本矿区煤层压裂改造的压裂液，氮气泡沫压裂液和活性水压裂液对煤岩的伤害率较小，但是氮气泡沫压裂液具有一定施工风险，同时成本高，活性水压裂液成本小，无残渣，对煤层二次伤害小，综合上述因素，选用活性水作为本井压裂液，其配方：1% KCl+0.05%杀菌剂。性能指标：密度＜1.1g/cm3，防膨率≥85%，表面张力19.3mN/m，界面张力0.8mN/m。

2.3 支撑剂粒径优化

支撑剂是压裂施工能否顺利进行和压后排采效果好坏的关键。支撑剂的类型、粒径大小及其浓度直接影响着压后煤层气的产量[4]。支撑剂的性能是影响支撑裂缝导流能力的重要因素之一。支撑剂粒径增大则强度降低,对破碎的敏感性增强,在压裂施工中沉降速度增大,要求的裂缝宽度增加,携带的难度增大。粒径小的细砂容易引起局部堵塞,降低裂缝的渗透率,泥质和粉煤容易运移堵塞。所以有必要对支撑剂的粒径组合比例进行优化，借鉴本单位2010～2013年在山西铜川、保德区块煤层气施工经验，在泵注初期，采用小粒径的支撑剂，除了降低滤失还能确保裂缝端部能够被支撑剂支撑，在泵注末期，采用大粒径的支撑剂类型，这样能够在保证支撑剂浓度的基础上尽量增加裂缝的导流能力。根据本井地层情况优选中砂（425～850μm）+粗砂（850～1180μm）2种支撑剂组合。

2.4 工艺参数优化

2.4.1 缝长优化

煤层渗透率是裂缝规模优化的重要影响因素，依据淮北矿区芦岭井田煤层基本条件，模拟不同渗透率条件下的支撑裂缝半长与压后产气量关系见图2。

图2 支撑裂缝半长与压后产气量关系图

从模拟结果来看，总体上气产量随人工裂缝半长的增加而增大，但随着人工裂缝半长的增加，产量增加的幅度逐渐变小。因此，综合考虑煤层实际特点、压裂施工风险及投入产出情况，优化裂缝半长为100～120m。

2.4.2 施工参数优化

（1）砂比：由于U型井组区块煤层硬度较大，机械强度较高，低砂比对支撑剂嵌入现象影响相对较小。同时考虑到活性水的携砂能力差、水平井加砂风险大，确定平均砂比为13%，加砂强度基本控制在7～8m3/m。

（2）排量：为了减小活性水相对滤失量，提高携砂能力，降低多裂缝形态对一次成功率的影响，降低砂堵及沉砂风险，施工排量提至10m3/min。

（3）加砂梯度：压裂施工设计原则采用由低到高分6～8个阶梯进行加砂，前置阶段采取段塞打磨措施，能有效处理近井裂缝弯曲，逐步降低压力；在携砂阶段根据压力变化，适时采用段塞式加砂有利于清理水平段沉砂、降低砂堵和泵送桥塞困难的风险。

3 压裂现场试验

2014年8月31日～9月5日，对LG01-H井进行桥塞射孔联作分7段压裂施工，共注入总液量6821.5m3，其中压裂用液6627m3，泵送桥塞用液194.5m3；共加入总砂量542.5m3，其中425～850μm石英砂464.1m3；850～1180μm石英砂77.2m3，施工最高泵压27MPa，最大排量10.0m3/min。加砂施工时，应用“前置液砂段塞”技术，解决了水平井定向射孔造成较高弯曲摩阻的问题，根据压力情况应用“中顶液”措施能有效处理较高砂比进入后裂缝和井筒内脱砂的现象，保证成功造缝的同时不堵塞缝口，同时减少桥塞泵送困难，为压裂施工成功提供了有力保障（施工曲线见图3）。

图3 LG01-H井分段压裂施工曲线

4 结论

桥塞射孔联作分段压裂在LG01-H井的成功实施为开发该区块煤层气储层改造提供了一种技术思路，表明可钻桥塞分段压裂工艺应用于煤层气水平井具有很高的可行性，对进一步拓展该技术应用领域、推动应用与发展打下了坚实基础。

[1]许春花，赵冠军，龙胜举，等.提高煤层气采收率技术分析[J].中国石油勘探，20l0(3)：51-54.

[2]柳慧，侯吉瑞，等.减阻水及其添加剂的研究进展及展望[J].广州化工，20l1，6(2)：25-26.

[3]李亭.煤层气压裂液研究及展望[J].天然气勘探与开发，20l3（01）：18-20.

[4]刘新生，张宏，等.压裂支撑剂选择技术探讨[C]//国际压裂酸化大会论文集，2010，08:42-43.

TE357.1

B

1004-5716(2015)12-0041-03

2014-12-24

2014-12-31

宋永芳（1980-），女（汉族），湖北天门人，高级工程师，现从事油气井增产方面的工作。