水力喷射压裂工艺在郑庄里必区块煤层气开发中的应用

秦利峰 刘 忠 刘玉明 倪元勇 董建秋

(1.中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000；2.中国石油华北油田公司，河北 062550)

水力喷射压裂工艺在郑庄里必区块煤层气开发中的应用

秦利峰1刘 忠1刘玉明1倪元勇2董建秋1

(1.中国石油山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000；2.中国石油华北油田公司，河北 062550)

水力喷砂压裂是一种利用水射流独特性质的储层改造技术，集水力喷砂射孔和水力压裂于一体，起裂机理与常规水力压裂有所不同，能够避免传统射孔压裂完井方式对煤层造成的负面影响，对常规L型水平井有着很好的适用性。现场应用结果表明，产气效果优于目前的直井及多分支水平井，该工艺为低渗透煤层气藏的开发提供了新思路。

煤层气 完井方式 L型水平井 水力喷射压裂

里必区块位于郑庄区块斜坡带的中东部，东西长6.73km，南北长7.43km，面积50km2。3号煤层构造形态为南抬北倾的单斜构造，断层不发育，结构相对简单。煤层埋藏深度500～1000m， 煤层厚度5.0～6.0m，含气量19.0～28.35m3/t，孔隙度1.85%～5.26%，渗透率0.011～0.43mD，平均渗透率0.1 mD，煤层压力梯度0.80～0.96MPa/100m，为常压-欠压煤层气藏。

为了探索煤层气高效开发技术，针对周边井区单井产气量低、无法达到预期产能的现状，本区块率先试验应用了L型水平井水力喷射压裂工艺技术，排采结果表明，产气效果优于目前的直井、多分支水平井等开发技术。分析认为，直井、多分支水平井产气量低的主要原因为钻完井工艺不能很好的与煤层的地质情况相适应，无法达到预期的改造效果，对煤层的孔渗性能产生负面影响。要有效的开发煤层气，首先必须根据煤层的特点选择合理的完井及改造方式，最大限度的减少或消除煤层伤害，为煤层气建立高效的渗流通道，改善煤层气的解吸环境，达到煤层气井高产的目的。

1 目前完井技术问题分析

1.1 直井套管射孔/压裂完井

直井套管固井完井一般要进行射孔压裂后投产，为井筒和煤层建立通道，形成具有一定导流能力的人工裂缝，减小气水渗流阻力。但射孔和压裂环节通常会对煤层造成伤害，射孔会造成煤层的焦碳化，高温高压也会对煤层渗透率产生负面影响。在国外，为了减小这种伤害，通常采用喷砂割槽的方式防止射孔作业造成的污染。在压裂过程中，因煤岩杨氏模量低、泊松比高的力学特性，煤岩易发生塑性变形，在近井区域形成压实带，降低渗透率。在水力压裂的数学模型中，裂缝宽度随着泊松比的增高呈明显增大趋势，难以形成理想中的长缝，勾通范围受限。因此，直井射孔压裂难以达到预期的改造效果。

1.2 水平井多分支裸眼完井

水平井用于煤层气开发大多采用煤层多分支裸眼完井，并且为了便于排水疏灰采气，均是钻一口与之连通的直井进行排采。煤层多分支水平井对于低渗透煤层气藏目前尚存在两方面的问题，导致其产气效果不可掌控。一是钻井过程中煤储层伤害与井壁稳定的矛盾突出。当采用清水钻井液钻进时，能够最大限度的降低煤储层伤害，但由于其携岩性能和井壁封堵性能差，难于解决钻井过程中的井壁失稳问题，井壁垮塌、井漏、卡钻等复杂事故时有发生，甚至导致井眼报废、钻井失败；当采用具有一定携岩能力和封堵能力的钻井液钻进时，能够解决井壁稳定和井眼清洁问题，但煤储层伤害又无法避免，并且没有有效手段解除伤害，影响产气效果。二是成井后气井寿命不可掌控。由于多分支水平主支、分支均为裸眼完成，井壁缺乏有效支撑，在排采过程中，随着排水降压的进行，孔隙压力变化、井底流压的波动，均可能导致井眼垮塌，致使气井的生产寿命缩短。生产实践表明，井眼垮塌对单井产能存在很大的影响。例如ZP021V为郑庄区块的一口煤层多分支水平井，检泵作业前日产气量最高达11376m3/d，作业完成后，日产气量降至2500m3/d(图1)，经过长时间排采，产能无法恢复。分析认为检泵作业过程中流压波动造成水平井眼垮塌所致。因此，在目前的技术现状下，多分支水平井工艺技术无法很好的适应低渗透煤层气藏的开发。

图1 ZP021V井生产曲线

2 L型水平井水力喷砂压裂工艺可行性分析

近两年来，随着煤层气排采技术的进步，无杆泵排采工艺已经能够很好的适应大斜度水平井排水疏灰采气的需要，直接从水平井下泵实施即可。这样，只要解决煤储层伤害和井壁稳定的问题，简单的常规L型水平井独立应用便成为可能。但由于煤层的非均质性强，渗透率的各向异性明显，仅靠L型水平井井身结构开发，在多数情况下无法获得理想的产气量，必须配套相应的改造技术。

水力喷射压裂技术是基于伯努利方程-流体束速度变化能够引起压力反向变化原理，利用喷射滞止压力破岩。在压裂过程中，地面泵注设备将油管内液体的压能转化为喷嘴出口处的高速动能，流体深入孔道速度逐渐减小，压力不断升高，在孔道端处达到速度最低压力最高，从而在喷射点处产生微裂缝，裂缝产生后环空增加一定压力使产生的微裂缝得以延伸。在环空喷嘴处为高速低压状态，环空流体在压差的作用下被吸入施工层段，利用动态分流实现自动封隔，集射孔、压裂、封隔一体化，在煤层内实现定点起裂、准确造缝。

国内外水力喷射压裂现场施工数据表明，水力喷射压裂的起裂压力比普通水力压裂低很多，这表明，水力喷射压裂的起裂机理与普通水力压裂有着显著的区别。水力喷射可以在大于井筒直径几倍范围内解除压实效应，使井壁围岩松驰，释放应力，从而增大渗透率。据前苏联岩石力学专家毕兄托夫分析，松驰作用可使渗透率增大3～8倍，能够有效解决常规射孔压裂造成的近井渗透率降低问题。

水力喷射压裂工艺对水平井井筒条件要求较为宽松，只需要钻井过程中井眼稳定，顺利下入支撑套管即可，不需要对生产套管实施水泥封固。采用水力喷射压裂工艺对L型水平井实施改造作业，不但可消除钻井过程中的煤储层伤害，并可进一步提高煤层的渗流能力，扩大泄气面积。而且由于井眼已受机械支撑加固，气井寿命得以延长。

3 L型水平井水力喷射压裂工艺应用

3.1 井筒准备

(1)井身结构

应用水力喷射压裂工艺的水平井为L型水平井，采用三开井身结构。一开采用φ381mm钻头钻进基岩10～20m完钻，下入φ273.05mm表层套管，固井水泥返至地面；二开采用φ241.3mm钻头，钻至着目标煤层着陆后继续钻进20～30m完钻，下入φ193.7mm技术套管，固井水泥浆全井段封固。三开采用φ171.4mm钻头钻至设计井深，水平井段煤层进尺不少于800m，下入φ139.7mm生产套管完井，生产套管不固井(图2)。

图2 L型水平井井身结构图

(2)钻完井工艺要点

① 水平段煤层钻进时采用低固相聚合物体系，确保必要的携岩性能和井壁封堵性能，主要性能控制：密度1.10～1.25g/cm3，塑性粘度8～13MPa.s，屈服值6～14Pa，API滤失量小于6cm3。

② 煤层钻进操作平稳，控速钻进，稳定携岩，减轻井底压力波动，预防煤层坍塌和漏失。

③ 生产套管下入至设计深度后，用2% KCL溶液大排量反复洗井，直至进、出口水质一致。

3.2 水力喷砂压裂工艺设计

(1)压裂点的选择

压裂段数与产量成正比，但随着压裂点的增加成本也会增加，目前常规做法为100m分一段，水平井段长800m，压裂段距100m，共压7段。压裂点尽可能选择在煤层中部，避开顶板、底板、夹矸位置，伽马值低于50API，同时避开套管接箍。

(2)管柱结构

φ82.55mm连续油管+丢手+φ94mm喷砂器(8×6mm) +球座+φ139.7mm扶正器+筛管+丝堵，采用连续油管喷砂射孔、油管加砂压裂的压裂方式。

(3)喷砂射孔参数设计

在储层围压和岩性即定的情况下，影响水力喷砂射孔的因素主要为流体参数、磨料参数。流体参数的关键是射流速度，对于钢级N80和壁厚7.72mm的套管，射流速度一般要达到131～198m/s才能将其射穿。8只6mm喷嘴在3m3/min的排量下，射流速度可达225m/s，大于射开套管所需要的流速。磨料参数主要包括磨料类型、粒度和浓度。在一定的压力和排量下，磨料的切割能力随硬度的增加而增加，喷射深度随磨料浓度和粒度增加到一定程度后，射孔深度反而有下降趋势。根据实验结果，最佳浓度值为6%～8%，最佳粒度值为0.4～0.6mm。

①喷嘴数量及尺寸： 8×6mm；②排量： 3.0m3/min；③磨料粒度：20～40目石英砂；④磨料体积浓度：6%～8%；⑤喷射时间：10～15min。

(4)喷砂压裂参数设计(单段)

喷射压裂的关键是确定环空排量，为了获得一定大小的井底压力延伸水力裂缝，必须从环空建立井底压力。同时，在下一井段压裂施工过程中，为使已压开井段裂缝不再开启，必须控制井底压力在已压开井段裂缝延伸压力之下。综合考虑本区块的裂缝延伸压力梯度、压裂液摩阻，环空排量控制在1.5m3/min以下。

①压裂基液：清水(2%KCL溶液)；②压裂液量：450～750m3；③油管排量：3.0～3.5m3/min；④环空排量：1.5m3/min；⑤加砂量：35～46m3；⑥支撑剂规格：16/30目、12/20石英砂；⑦砂比：10%～20%；

3.3 现场实施情况及产气效果

现场实施3口井，三口井井间距离280m(图3)，井眼轨迹设计为北西向，与最大主应力方向垂直，水平主支上倾。煤层埋深850～950m，煤层厚度6.0～6.5m，煤层进尺804～812m，纯煤进尺725.6～755.6m，钻遇率90%～93%。单井分7段压裂，3口井共实施21段，单井压裂液量4364～7078m3，加砂量225～267m3，平均砂比7%～11%。P001L分段压裂施工曲线如图(图4)。

图3 构造井位图

图4 P001L井分段压裂施工曲线

三口井于2014年7月29日至11月12日投产，平均降液速度4～6m/d，解吸压力3.8～4.3MPa。目前处于控压稳定产气阶段，单井日产气量2900～13000m3/d，流压0.5～0.57MPa，平均单井产气量7833m3/d。目前周边井区直井、多分支水平井平均单井产气量分别为468 m3/d和2190m3/d，其产气量是多分支水平井的3.5倍，且流压值较高，仍然具有较大的上产潜力。因此，从产气效果来看，L型水平井水力喷砂压裂钻完井方式优于目前的直井、多分支水平井。

[1] 陈作，王振铎，郑伟等.水力喷砂分段压裂优化设计与施工[J],石油钻采工艺，2010,32(3):72-75.

[2] 牛继磊，李根生，宋剑等.水力喷砂射孔参数实验研究[J]，钻井与完井，2003, 31(2):14-16.

[3] 黄胜初.美国地面煤层气地面钻井开发技术[J].中国煤层气,1995,(2)：25-30.

(责任编辑 黄 岚)

Application of Hydrojet Fracturing Technology of CBM Exploitation in Zhengzhuang Libi Block

QIN Lifeng1，LIU Zhong1, LIU Yuming1，NI Yuanyong2，DONG Jianqiu1

(1.Shanxi CBM Exploration and Development Branch,PetroChina Huabei Oilfield Company,Shanxi 048000; 2. PetroChina Huabei Oilfield Company, Hebei 062550)

Hydrojet fracturing, which combines sand jet perforation and hydraulic fracturing, uses special hydrojet for reservoir improvement. The fracture initiation mechanism, which is very compatible to L-type horizontal well, is different with conventional hydraulic fracturing which will cause negative influence to coalbed. On-site application results show that the production of hydrojet fracturing is better than straight well and multi-branch horizontal well. This technology supplies a new thinking for the development of low permeability coalbed methane reservoir.

Coalbed methane；well completion system；L-type horizontal well；hydrojet fracturing

国家重大科技专项“山西沁水盆地煤层气井水平井开发示范工程”(二期)(2011ZX05061)

秦利峰，工程师，现任中国石油山西煤层气勘探开发分公司里必合作项目部副经理，长期从事煤层气勘探开发工作。