郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑力会，崔金榜，聂帅帅，刘　斌，付毓伟，李宗源

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室，武汉431000；3.中国石油华北油田分公司煤层气勘探开发事业部，山西长治046000）

郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验

郑力会1，2，崔金榜3，聂帅帅1，刘斌3，付毓伟1，李宗源3

（1.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249；2.油气钻井技术国家工程实验室防漏堵漏技术研究室，武汉431000；3.中国石油华北油田分公司煤层气勘探开发事业部，山西长治046000）

郑力会等.郑X井重复压裂非产水煤层绒囊流体暂堵转向试验［J］.钻井液与完井液，2016，33（5）：103-108.

郑庄煤层气田郑X井欲实施绒囊暂堵流体重复压裂转向，既形成新裂缝又不影响原缝生产，增加供气体积以达到满意产量。室内先用绒囊流体暂堵直径38 mm煤岩柱塞的中间人工剖缝，后用活性水测试绒囊流体暂堵剖缝承压能力达20 MPa，超过地层18 MPa的破裂压力，满足转向要求；绒囊暂堵流体伤害郑庄煤岩柱塞渗透率恢复值85 %，满足原缝继续生产要求；现场利用混砂车和水罐建立循环，通过剪切漏斗配制密度为0.94～0.98 g/cm3、表观黏度为30～34 mPas的绒囊暂堵流体。先用活性水顶替检测原缝是否存在后，用排量为3.0～3.5 m3/h注入绒囊暂堵流体60 m3，停泵30 min油压稳定在12 MPa，表明绒囊封堵原缝成功。用活性水压裂液压裂，油管压力上升至18 MPa时出现破裂。微地震监测新缝方位为N13°W，相对于原缝N42°E转向55°。压后间抽2 h产气200 m3，是压裂前产量的2倍以上。采用微地震监测和对比压裂前后产量证明，绒囊可迫使压裂液转向压开新缝，且不伤害原裂缝，适用于煤层气老井重复压裂恢复生产。

煤层气；重复压裂；绒囊流体；转向压裂；储层伤害；微地震；伤害指数

0　引言

郑X井地处山西省沁水县郑庄镇杨树庄村北，是沁水盆地南部晋城斜坡带郑庄区块一口煤层气开发直井。完钻井深为946.78 m，套管射孔完井。生产层为山西组3#煤层，厚度为4.0 m。顶板厚为3.2 m，含砂泥岩；底板厚度为1.2 m，泥岩。射孔段为886.4～890.4 m。煤层解吸压力为3.7 MPa，含气量为28 m3/t，孔隙度为4.0%。因此，储层煤层气赋存条件良好，吸附/解吸能力较好，含气量较高，渗透率较低。在储层改造效果较好的前提下，郑X井具有较好的产气潜能。该井于2010年7月14日用活性水压裂射孔段，2010年9月1日投产试采，至2015年5月16日排采1 718 d，产气峰值2 129 m3/d。停井复产后日产水不足1 m3/d，日产气低于1 000 m3/d。2015年3月26日后不产气，不产水。

2008年鲜保安等［1］发现，低套压会造成环空煤层气流速过快，井底压力激动，形成煤粉并随煤层气流动，堵塞井筒附近煤层的微孔、微裂缝，降低产量。李金海等［2］认为，过快的排采速度易造成煤层应力敏感，降低裂缝的导流能力和储层渗透率。郑X井排采前期多次上调产气量，最低套压0.04 MPa，增大了煤层气流动速度，出现较强的应力敏感，产量非正常递减迅速。李仰民等［3］认为，长时间停井致使气液混相流体在微孔隙、微裂隙中发生贾敏效应，气体流动阻力增大，影响煤层气产量；饶孟余等［4］发现，非连续排采致使煤粉沉积或吸附在井筒附近煤层微孔隙、微裂隙表面，降低裂缝导流能力和渗透率，产量降低程度加剧。郑X井2011年5月27日至2012年7月12日停井412 d，影响了郑X井单井产量。

综上发现，造成郑X井产气不理想的原因主要有2个方面：一是排采速度过快；二是停井时间过长。因此，认为郑X井煤层有煤层气，但由于排采制度不适合地层、流体特点造成煤层渗流通道堵塞。所以认为，采取恢复或者扩大渗流通道可以达到理想排采效果。目前，解除堵塞的重要手段之一就是重复压裂，适用水力压裂老井、低产井解堵性再增产［5］。重复压裂在沁水改造十余口井，成功率很高［6］，为郑X井重复压裂提供了依据。

1　重复压裂技术难点与对策

郑X井顶底板厚度较薄，且区内存在奥陶系、石炭-二叠系和第四系3套主要含水层系［7］。为避免重复压裂，应连通含水层，采用小排量低砂比的施工模式。由于裂缝的重启压力小于天然裂缝扩张压力和煤岩的破裂压力［8］，压裂液易进入裂缝重启原缝。郑X井应力敏感严重，煤层微孔、微裂缝闭合，仅仅重启或延伸原缝并不能有效地增加供气体积。因此，为提高单井产量需要重复压裂转向压开新裂缝。为此，王永昌等［9］提出暂堵重复压裂技术，即先压开旧裂缝，随后加入暂堵剂暂堵旧缝，在未被暂堵的旧裂缝面压启新裂缝以重新构建裂缝泄油体系，认为是缝内转向。张旭东［10］提出多次转向重复压裂技术，即通过多次使用高强度暂堵剂临时暂堵前次裂缝，迫使流体转向来压开多条裂缝。我们认为是缝外转向。由此来看，转向压裂成功与否的关键在于暂堵剂，技术难点主要有2个方面。

1）暂堵材料对原缝导流能力伤害低。压裂后需要恢复产气，不可采用水泥、固化剂等堵漏材料直接堵死原缝。采用固相暂堵剂返排困难，难免对原缝产生损伤［11］。

2）暂堵材料对原缝暂堵强度高。为压开新缝，原缝暂堵强度应大于天然裂缝扩张压力，甚至高于煤岩破裂压力。采用聚合物类暂堵剂暂堵强度低，难以迫使压裂液转向。能够满足既有强度，又能返排的目的，目前看来绒囊是比较满意的暂堵剂。

绒囊是模糊封堵理论指导下开发的一种油气井用无固相封堵材料，以分压、耗压或者撑压封堵流体流动通道，随钻封堵漏失地层［12］。囊泡以堆积、拉伸、堵塞等形式提高煤岩强度，提高漏塌地层承压能力［13］；绒囊与煤层配伍性良好，具有“低伤害”的特点［14］；作业后破胶返排即直接恢复生产［15］。

目前，以绒囊暂堵流体为基础的转向酸化技术已在GX-3井成功应用［16］，原缝无损伤重复压裂技术也在LH1油井中取得较好的应用效果［17］。但绒囊暂堵原缝后，重复压裂是否转向压开新缝、新缝与原缝的转向角等问题，尚未证实；同时，也未从矿场角度说明绒囊暂堵流体对原缝无损伤。微地震技术通过监测压裂井在压裂过程诱发的微地震波，来描述裂缝的几何形状和空间展布，克服了倾斜测量、建模法、井基测量等人工裂缝监测技术不能完全监测裂缝形态和方位角的局限性［18］。为分析绒囊重复压裂是否转向，在郑X井重复压裂中实施微地震监测。

同样，为从矿场角度分析绒囊暂堵流体对原缝的损害程度，定义作业后日产气量与作业前的日产量的比值为绒囊暂堵流体损害指数J。当损J≥2，认为原缝和新缝都供气，绒囊暂堵流体对原缝无损伤；当1≤J＜2，认为绒囊暂堵流体对原缝损伤，J越小，损害程度越大；当J＜1，认为原缝供气能力受损伤，转向压裂失败。郑X井是比较全面地用绒囊作为暂堵材料重复压裂的实例，又由于结合微地震技术和损害指数J，效果分析关系是否转向和原缝损害程度，更关系技术的进步和应用。

2　室内实验

室内用常规搅拌器，采用煤层气井转向压裂用绒囊4种主要处理剂配制绒囊暂堵流体，配方为（1.5%～2.0%）囊层剂+（1.0%～1.5%）绒毛剂+（0.2%～0.4%）囊核剂+（0.4%～0.6%）囊膜剂。利用可以模拟地层压力产能的模拟系统，评价绒囊暂堵流体暂堵能力以及储层伤害程度。

2.1绒囊暂堵流体暂堵能力评价

郑X井的储层环境，温度为25 ℃，起始围压为20 MPa，模拟地层压力为0.5 MPa。先用活性水溶液驱替φ38 mm中间剖缝的煤岩柱塞，再用绒囊暂堵流体测试阻止流体流入缝隙的能力，后用活性水测试绒囊暂堵中间剖缝强度。活性水、绒囊暂堵流体、剖缝暂堵后活性水注入压力与注入时间关系见图1。

1）绒囊暂堵流体可封堵柱塞剖缝。煤岩柱塞用活性水试漏1.3 MPa时，出口端有活性水流出，70 min压力缓慢上升至2 MPa；用绒囊暂堵流体暂堵，50 min迅速起压，70 min压力迅速上升到18 MPa时，出口端无滤液流出，说明绒囊暂堵流体能够有效地暂堵煤岩柱塞剖缝。

2）绒囊暂堵流体封堵煤岩柱塞剖缝具有高承压性。煤岩柱塞剖缝暂堵后注入活性水，模拟绒囊暂堵裂缝后迫使活性水转向能力。剖缝暂堵后注入活性水50 min，压力上升至21 MPa，说明绒囊暂堵柱煤岩塞剖缝暂堵强度高。

绒囊暂堵强度为20 MPa，高于东振［19］预测的郑庄煤岩的破裂压力17～19 MPa。绒囊暂堵地层强度高，可以实现无固相转向压裂。

图1　绒囊暂堵液暂堵能力评价

2.2绒囊暂堵流体对煤基质伤害评价

采用驱替实验评价绒囊储层伤害程度，选取φ38 mm的沁水郑庄煤岩柱塞，先以氮气为驱替介质，测量渗透率；再用绒囊暂堵流体为污染驱替介质，测量污染后的渗透率，结果见表1。从表1可以看出，绒囊暂堵流体污染煤岩柱塞后渗透率恢复值在80%以上，平均渗透率恢复值为85.4%，满足对地层“低伤害”要求。

表1　绒囊暂堵流体伤害煤岩柱塞后渗透率恢复值

综上所述，绒囊暂堵流体满足郑X井转向压裂的施工要求，现场可以开展转向试验。

3　转向压裂现场施工

绒囊暂堵流体现场施工重点有2方面：一是配制出符合设计的绒囊暂堵流体性能；二是根据泵注过程中油管压力变化，决定相应压裂程序。

3.1绒囊转向液配制过程

现场利用混砂车和水罐建立循环，剪切漏斗加料。依据室内的配方，在2个50 m3配浆罐中，分别依次加入40 m3清水、1.2 t囊层剂、0.5 t绒毛剂和0.25 t成核剂。绒囊暂堵流体密度为0.94～0.98 g/cm3；表观黏度为30～34 mPas；塑性黏度为15～19 mPas；动切力为12～15 Pa；pH值为9～10。

3.2绒囊转向液泵注过程

郑X井顶板较薄，施工排量控制在2～6 m3/min，分为暂堵阶段和压裂阶段。

1）暂堵阶段：向地层中泵入绒囊暂堵流体，暂堵原裂缝并形成较强的暂堵强度。先按排量为2.0～3.0 m3/min注入12 m3活性水顶替液，检测原裂缝是否存在；然后以排量为3.0～3.5 m3/min注入60 m3绒囊暂堵流体，暂堵原裂缝；最后以排量为3.0 m3/min注入12 m3顶替液，使绒囊暂堵流体挤入裂缝深处，提高暂堵强度。绒囊暂堵流体注入完成后，为判断对原缝的暂堵情况，停泵30 min观察压降变化情况。绒囊暂堵流体与压裂液配伍，无需泵入隔离液，可直接进行压裂。

2）压裂阶段：向地层中泵入活性水压裂液，转向压开新裂缝。重复压裂绒囊暂堵流体和活性水压裂液用量、排量数据见表2。支撑剂为粒径0.45～0.90 mm和0.224～0.45 mm的石英砂，平均砂比为9 %。

表2　郑X井重复压裂施工排量和用液量

4　转向效果和原缝损害程度分析

郑X井2015年6月2日实施绒囊暂堵流体重复压裂。重复压裂后，排采时间近一年，通过施工和排采效果，分析压裂效果。

4.1利用油管压力转向分析

绒囊暂堵和压裂施工时间为3.5 h，施工油管压力曲线随时间变化趋势见图2。由图2可知，施工过程分为原缝封堵和转向压裂2个阶段。

图2　郑X井压裂油管压力曲线

1）绒囊暂堵流体能够封堵原裂缝。从图2中暂堵阶段可知，随着绒囊暂堵流体的泵入，油管压力上升至22 MPa后突降至14 MPa，说明绒囊暂堵流体迫使原缝重新张开，进入原裂缝。后注入活性水顶替液12 m3，压力上升至15 MPa说明绒囊暂堵流体进入原缝端部。停泵，压力突降至13 MPa，这是由于工作液从动态循环变成静态所致。30 min测试油管压力从13 MPa缓降至12 MPa，压力较为稳定，成功封堵原缝。

2）封堵后的强度大于次破裂压力。从图中压裂阶段可以看出，随着前置液的泵入，油管压力上升至18 MPa后突降至16 MPa，有新裂缝产生。随着压裂液的注入，压力逐渐上升至23 MPa，后陡增至31 MPa，说明裂缝延伸过程中被支撑剂或煤粉堵塞。注入12 m3顶替液后停泵，压力由27 MPa降至18 MPa，裂缝逐渐闭合。压裂过程中有新缝产生，说明绒囊暂堵流体暂堵强度大于煤层次破裂压力。

综上所述，绒囊暂堵流体成功封堵原缝，且封堵强度高，压裂阶段转向压开一条新裂缝。

4.2利用微地震信息转向角度分析

为分析重复压裂转向程度，采用微地震技术监测老裂缝和新裂缝方位，如图3所示。

图3　原裂缝和新裂缝方位图

从图3a可以看出，郑X井原裂缝方位为N42°E；从图3b可以看出，新裂缝方位为N13°W，转向角为55°，转向效果良好。

对比原裂缝和新裂缝缝长、半缝长、方位等参数，结果见表3。由表3可知，郑X井原裂缝长为216 m，其中，东北方向长为138 m，东南方向长为78 m；新裂缝长为170 m，其中，西北方向长110 m，东南方向为60 m。重复压裂新裂缝较原裂缝短46 m。即绒囊流体在郑X井重复压裂新裂缝与原裂缝的转向角度为55°，缝长170 m，转向压裂新裂缝方向和规模达到预期效果。

表3　新缝和原缝裂缝参数对比

4.3产量对比分析老缝损伤程度

为分析绒囊暂堵流体对原缝的损害程度，取重复压裂前后100 d产气量数据，结果见图4。

图4　郑X井重复压裂前后100 d产气量

由图4可以看出，重复压裂前郑X井间断产气，产气量不足100 m3；重复压裂后产气连续，间抽2 h平均产气200 m3。作业后日产气量是作业前2倍以上，即J＞2。认为重复压裂老缝和新缝均供气，绒囊暂堵流体未损害原裂缝的供气能力，实现了原缝无损伤重复压裂。

5　结论

1.微地震监测和生产数据证实，绒囊暂堵流体暂堵后可以实现裂缝转向，且原缝仍然能够生产。

2.绒囊暂堵流体转向压裂是在没有刻意选择地层的情况下进行的，但效果表明可以解决煤层气开发中的重复压裂原裂缝再次开启问题，说明原缝无损伤技术具有较强的适用性。

3.同时可以看到，绒囊暂堵流体现场施工参数、新缝转向机理、转向角度及长度预测等问题还有待进一步研究。

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Temporary Plugging Diverting Test with Fuzzy Ball Fluids in Non-Water Producing Coal Beds in Re-fracturing Well Zheng-X

ZHENG Lihui1，2， CUI Jinbang3， NIE Shuaishuai1， LIU Bin3， FU Yuwei1， LI Zongyuan3
（1. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum， Beijing 102249； 2. Research Team of Lost Circulation Prevention and Control， National Key Oil and Gas Drilling Engineering， Wuhan， Hubei 431000； 3. Division of CBM Exploration and Development， PetroChina Huabei Oilfield Company， Changzhi， Shanxi 046000）

Re-fracturing diverting has been planned in the well Zheng-x in Zhengzhuang CBM gas field with fuzzy ball temporary plugging fluid. This job was to be done in an effort to increase the gas production by generating new fractures in the reservoir formations，without disturbing the production of the existing fractures. In laboratory studies， a fuzzy ball fluid was used to temporarily plug the artificial fractures on a 33 mm （diameter） coal plug， then an activated water was used to test the pressure bearing of the temporary plugging； it was 20 MPa， exceeding the fracturing pressure of the formation， which is 18 MPa. The percent recovery of the permeability of the coal plug previously flushed with the fuzzy ball fluid was 85%， satisfying the needs for the production of the existing fractures. In field applications， a fracturing blender truck and a water tank were used for the circulation of the fracturing fluid. A fuzzy ball fluid，with density between 0.94 g/cm3and 0.98 g/cm3， apparent viscosity between 30 mPa·s and 34 mPa·s， was prepared through a shear funnel. After checking the existence of fractures with activated water， 60 m3of fuzzy ball fluid was injected into the formation at 3.0-3.5 m3/h. The tubing pressure was stabilized at 12 MPa while stopping pumping for 30 min， indicating that the plugging of existing fractures with the fuzzy ball fluid was successful. The formation was then fractured with activated water when the tubing pressure was increased to 18 MPa. The azimuth of the new fractures was N13°W， as measured with microseism， meaning that 55° of diverting was realized compared with the N42°E azimuth of the existing fractures. A gas production of 200 m3in 2 h after fracturing was achieved，doubling the gas production rate before the fracturing job. Microseism monitoring and the gas production rates before and after thefracturing job indicated that the fuzzy ball forced the fracturing fluid to divert to generate new fractures， while the production of the existing fractures was not affected. This technology is suitable for the re-fracturing of old CBM wells to generate new fractures， while the production of the existing fractures was not affected. This technology is suitable for the re-fracturing of old CBM wells.

Coal bed methane； Re-fracturing； Fuzzy ball fluid； Diverting fracturing； Reservoir damage； Microseism； Formation damage index fluid to divert

TE357.12

A

1001-5620（2016）05-0103-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.022

国家科技重大专项“煤层气钻完井及增产改造技术示范工程”（2016ZX05064002）。

郑力会，男，1968年生，博士生导师，楚天学者特聘教授，主要研究防漏堵漏和吸附气储层伤害防治。电话（010）89732207；E-mail：zhenglihui@cup.edu.cn。

（2016-8-1；HGF=1605C2；编辑王超）