煤层气井压裂施工压力异常原因分析与技术措施

李特社，张建龙，王理国，唐兆青

（贵州省非常规天然气勘探开发利用工程研究中心，贵州 贵阳 550081）

由于煤储层具有低孔、超低渗、非均质性强等特点，只有通过水力压裂技术，改善煤层气渗流通道，才能获得产能。煤层气井压裂受地质和工程两方面因素的影响造成施工压力异常频发，导致压裂失败。本文以黔西北某区块煤层气井为研究对象，分析压裂施工压力异常的原因，并提出相应的技术措施，为后期煤层气井压裂设计和施工提供指导。

1 工区概况

研究区位于黔西北，主要含煤层系为二叠系龙潭组。煤层多且累计厚度大，一般为31～34层，总厚21.0～26.0 m。主力煤层厚度变化较大，合并、分叉、尖灭等现象并存[1]。煤层割理、层理面等天然微裂缝发育，受构造运动的影响，在煤层顶底板处，发育碎粒煤和糜棱煤。岩心扫描电镜结果显示，煤岩灰分含量变化较大，一般为13.4%～54%，多见伊/蒙混层和伊利石。煤层夹矸及顶底板均为弱含水地层，岩性以砂泥岩为主，局部出现碳质泥岩层。

截止目前研究区共计施工 28井次压裂改造作业，井型为直井和定向井，采用光套管射孔完井、活性水加砂压裂技术。压裂液设计注液强度为 200 m3/m，设计加砂强度为12～15 m3/m。前置液阶段加70/100目粉砂，主要作用是打磨炮眼和缝口，减少滤失；携砂液阶段加40/70目细砂，主要作用是支撑裂缝，为有效支撑近井地带裂缝，尾追20/40目中砂，形成具有高导流能力的煤层气渗流通道。

2 压裂施工压力异常原因分析

2.1 煤体结构差

钻开井眼后井壁出现应力集中，在最小水平主应力方向周向应力最大，易发生井壁坍塌。原生结构煤的煤体结构较为完整，井径扩大率较小。构造煤外生裂隙发育，煤体结构松散，使煤层破裂压力大幅降低而发生垮塌，造成井壁严重扩径，形成洞穴。井径扩径越大，泥浆污染半径越大。固井水泥一方面会在扩径井段形成较厚的水泥环，另一方面由于固井水泥密度较大，会大量进入近井地带煤层外生裂隙中，对煤层重新固结，增加井筒附近煤层破裂压力[2]。如图1所示，X1井煤层埋深775.6 m，上部为碎裂煤，下部为碎粒-糜棱煤，井径扩大率平均值为 100%。注入纯前置液阶段初期破裂压力异常高，最高值为37 MPa，携砂岩阶段平均施工压力为18 MPa，仅为最高施工压力的二分之一。

煤体结构差，天然裂缝发育，当裂缝延伸沟通天然裂缝时，裂缝转向或分叉，形成更加复杂的裂缝系统，导致孔眼摩阻增大，净压力降低；或是在裂缝形成过程中产生煤粉，随着压裂液的推动在裂缝末端聚集-堵塞，迫使裂缝改道，最终形成不规则的复杂裂缝，造成加砂困难，施工压裂异常升高。如图2所示，X2井煤层埋深856.6 m，测井和录井结果显示，煤体结构以碎粒煤为主，煤层井段一般扩径，扩大率平均值为35%。压裂施工压力异常高值，处于30～42 MPa之间，远大于煤层最小主应力。

图1 X1井压裂施工曲线

图2 X2井压裂施工曲线

2.2 煤层力学特性

在煤层气井压裂过程中，人工裂缝的开启、延伸和闭合很大程度上受地应力以及煤层与其顶底板力学性质差异大小的影响。工区受局部构造运动的影响发育断层，出现地应力反转现象，当煤层位于转换深度附近或三向主应力大小近似相等时，更易形成复杂的网络裂缝，造成加砂困难，施工压力异常。与顶底板相比，煤层一般处于低应力区，压裂裂缝易被控制在煤层中延伸[3]。根据lame方程，压裂所形成的裂缝宽度和杨氏模量成反比，即在排量一定情况下，裂缝宽度越大，延伸越困难；泊松比越大煤层水平应力越大，起裂越困难[4]。

X3井煤层埋深836.4 m，位于转换深度附近，射孔井段一般扩径。在前置液阶段，煤层起裂后加砂，压力持续波动，出现轻度砂堵现象，提排量打段塞后压力开始波动下降。在携砂液阶段，第一段加砂后期裂缝延伸受阻造成严重砂堵，压裂施工压力快速上升，如图3所示。

图3 X3井压裂施工曲线

2.3 射孔程度不完善

射孔程度不完善主要由两方面造成，一方面射孔参数（孔径、孔密、布孔方式等）不合理，例如射孔弹型选择不合理，由于射孔井段严重扩径，水泥环厚度大，射孔弹穿深不够而未能沟通至原状地层。压裂时水泥环严重破碎，压裂液大量进入水泥环与煤层贴合疏松地带，形成高压水包[4]；另一方面射孔弹质量不合格，有效孔眼数少，孔眼摩阻增大，最终造成压裂施工压力异常高值。

图4 X4井第一次压裂施工曲线

图5 X4井第二次压裂施工曲线

如图4所示，X3井煤层埋深548.3 m，射孔段553.2～554.7 m存在较严重的扩径现象，平均井径扩大率为 120%。该井第一次压裂初期泵车超压，煤层未压开。随后又多次试挤，排量上升至最大排量3 m3/min，期间出现多次超压，最终由于压裂泵车油料不足停止施工。第二次压裂初期经过加粉砂打磨炮眼和缝口，最大排量仅为6.4 m3/min，低于设计排量8～10 m3/min，最高施工压力达43 MPa，接近施工限压，停泵压力32 MPa，如图5所示。

3 预防施工压力异常的技术措施

通过对上述主要原因分析提出了以下四点预防技术措施。

（1） 优化钻井技术，降低井径扩大率。目前工区钻井存在的问题主要体现在两个方面：一是钻井施工管理不科学，造成钻井效率低，井眼受泥浆冲刷时间较长；二是采用清水泥浆钻井，造壁性能差，井眼扩径严重，泥浆污染煤层半径增大。

采取的技术措施如下： 一是加强钻井技术管理，缩短钻井周期，提高钻井液造壁性能；二是针对煤体结构差的煤层（构造煤），采用空气和泡沫钻井技术，保证井壁完整性，降低固井泥浆污染半径。

（2） 优化射孔技术，提高射孔效率。对于构造煤的井段，建议采用负压射孔或大孔径深穿透射孔弹有效沟通煤层。另一方面建议采用间接射孔，避开煤体结构差的井段，扩射顶板，在煤层与顶板弱结构面处形成导流裂缝，沟通煤层外生裂隙，实现对煤层的间接压裂[5]，降低施工压力异常的风险。

（3） 优化压裂液体系，提高携砂效率。目前活性水压裂液在煤层气井压裂中占主导地位。但应该充分考虑其地区适应性，根据煤层特征和设计最高砂比优化压裂液配方， 防止出现压裂液滤失过快、携砂能力不足，出现砂堵。

（4） 优化压裂设计，降低施工风险。压裂设计前建议充分掌握煤层地质特征、煤体结构、地应力特征等，优化压裂泵注程序和施工参数，如排量、砂比和砂量等。实时分析压裂施工时的压力变化，动态了解煤层特征，调整施工参数。

4 结 论

（1） 研究区煤层气井压裂施工压力异常原因包括煤体结构差、射孔程度不完善和煤层力学特性，其中煤体结构差是造成施工压力异常的主控因素。

（2）分别从钻井、射孔和压裂三个方面提出了四种预防措施，预防压裂施工压力异常，造成压裂效果不佳或压裂失败。

[1]徐宏杰, 桑树勋, 杨景芬, 等. 贵州省煤层气勘探开发现状与展望[J]. 煤炭科学技术, 2016, 44(2): 1-7.

[2]胡奇, 王生维, 张晨, 等. 沁南地区煤体结构对煤层气开发的影响[J]. 煤炭科学技术, 2014, 42(8): 65-68.

[3]马平华, 霍梦颖, 何俊, 等. 煤层气井压裂影响因素分析与技术优化[J]. 天然气地球科学, 2017, 28(2)：296-304.

[4]刘世奇, 桑树勋, 李仰民, 等. 沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析[J]. 煤炭科学技术, 2012, 40(6): 108-112.

[5]杨宇, 林璠, 曹煜, 等. 煤层气直井间接压裂施工的先导地质分析[J]. 煤田地质与勘探, 2016, 44(3): 46-50.