黔西北地区多薄煤储层压裂改造技术研究及应用

2017-03-18王理国李特社张建龙胡刚唐兆青

辽宁化工 2017年6期

王理国，李特社，张建龙，胡刚, 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）

黔西北煤炭资源丰富，主要含煤地层为上二叠统龙潭组、长兴组，是南方煤及煤层气最富集的地区。目前已探明地质储量 236.8 亿t，预测储量522.9亿t，居全省煤炭储量第一位[1]。据预测1 500 m以浅煤层气资源量可达1万亿方以上，是贵州省最具有煤层气规模开发潜力的地区。

黔西北地区煤层气资源开发也有一定局限性，如煤层单层厚度一般较薄（多数煤层厚 0.5～2.5 m，局部地区少数煤层单层厚度达到3 m以上），煤岩演化程度高、渗透率较低，构造形态复杂，断层较发育，煤层遭受构造破坏严重，储层物性非均质性强，局部地区构造煤发育，煤储层压裂改造难度大，当前煤层气开发技术对高效开发此类煤层气藏尚有很大难度。

1 煤层地质特征

1.1 构造背景

黔西北地区位于扬子板块的西南缘，是我国南部地区一个相对稳定的构造单元。晚二叠世时，云、贵、川是一个统一的聚煤盆地，西面是川滇古陆，北有淮阳古陆，东为雪峰、江南古陆，南面是马关～大新古陆。滇东黔西地区靠近西部，是沉积坳陷和聚煤中心，总的地势呈西北高东南低略向南东倾斜的斜坡，物源来自川滇古陆。

1.2 区域地层

贵州省境内从前震旦系至第四系均有发育，绝大部分属海相沉积，厚度巨大。其中，黔西北地区出露的地层主要有：下二叠统茅口组，上二叠统峨眉山玄武岩组、龙潭组、长兴组，下三叠统夜郞组、茅草铺组及第四系，各地层简况见表1。

表1 勘查区地层简表

1.3 含煤地层

黔西北地区含煤地层分布于下寒武统（牛蹄塘组，石煤）、下石炭统、下二叠统、上二叠统、上三叠统、古近系和新近系。其中上二叠统是贵州最主要的含煤地层，分布广泛，发育完好，化石丰富；沉积类型多样，自西向东，依次发育陆相、海陆过渡相和海相沉积。

过渡相区分布于毕节、水城、盘县一线以西，以碎屑岩沉积为主，偶夹泥灰岩和透镜状菱铁岩。一般含煤40～50余层，可采10余层，多分布于煤组中～上部，厚5.16～32 m。煤质为中灰、低硫～中硫，煤种为气煤～无烟煤。

海陆交互相区位于过渡相区以东，桐梓、贵阳、兴仁一线以西。由碎屑岩、灰岩、煤层组成，灰岩层数，厚度自西向东递增。煤组厚度、煤层层数变化较大。六枝矿区煤组一般厚 360 m，含煤 8～32层，可采一般6层，厚12 m左右。多为中灰、中～高硫煤。以无烟煤为多，也有部分烟煤。

海相区位于桐梓、贵阳、兴仁一线以东的贵州东部地区，自西向东龙潭组逐渐过渡为吴家坪组，以灰岩为主，夹碎屑岩、煤层。含煤 1～数层，可采1层，厚约1 m。煤质为中灰、富～高硫煤，煤种肥煤～贫煤。

2 煤层力学参数分析

煤层与顶底板岩石由于物质结构的不同，其岩石力学性质及其各自的影响因素也会有所差异。煤岩力学性质的影响因素很多，主要包括两个方面，一是煤岩自身特征（显微组分、煤级、煤体结构等）对其力学性质的影响，二是煤岩赋存环境（温度、围压、含水量等）对其力学性质的影响。针对黔西北地区（遵义地区、大方地区和六盘水地区）10口探井取心进行煤岩力学参数分析。

综合对比分析结果表明，受煤层沉积环境和后期构造运动的影响，黔西北地区煤岩力学性质差异，具体表现在以下三个方面：

1）黔西北三个地区煤岩杨氏模量差异较大，但远远低于砂岩地层：

煤岩的杨氏模量在1 366～13 398 MPa之间，平均较常规砂岩小一个数量级，这种差异有利于裂缝在煤层内有效延伸，提高煤储层改造程度。

2）煤岩泊松比接近常规砂岩：

煤岩的泊松比较小，基本处于 0.10～0.337之间，平均0.216，与常规砂岩相近。

3）煤的抗压强度低，压缩系数大：

煤的抗压强度从10～158 MPa，大部分在20～80 MPa之间，明显低于砂岩。

综上，黔西北煤储层煤岩的杨氏模量低、泊松比大、抗拉强度低，压裂时易形成短、宽缝，降低煤层解析面积[2]。

3 多薄煤储层压裂改造技术

黔西北地区煤层以“多、近、薄”为主要特点，多煤层联合开发成为贵州煤层气井开发的必然选择。根据黔西北多薄煤储层的地质特征和岩石力学特征，采取了一系列的压裂改造措施。

3.1 压裂工艺的选择

根据煤层厚度、煤层的间距、煤层的层数、针对性以及时效等因素，选择不同的压裂工艺。多煤层联合开发中，为了节约成本，对于多个临近薄煤层（单独改造又不划算的煤层）累计厚度（或者是资源量）又很厚的煤层段，可以采用光套管合层压裂；多煤层联合开发中，对于不能进行合层压裂的层段，需要分段压裂。目前采用可捞式桥塞分段压裂技术，即每压裂完一段进行下段压裂时下入桥塞，整口井各层段全部改造完成后，统一下打捞工具取出桥塞。其工艺可靠、安全、简单、方便，得到了大规模推广；连续油管拖动压裂具有压裂层数不受限制、定位喷砂射孔、可以实现环空加砂大规模压裂、施工快速高效、可通过油管串实时监测井底压力、工艺简单、时间成本低、效率高等优点，在层数较多的煤层压裂中得到了应用。

3.2 暂堵转向压裂技术

由于贵州煤层气具有储层厚度薄、应力高、低渗透、低孔隙的特点，常规的压裂技术对该地区煤层改造的程度较低，获得的改造体积和降压面积有限，针对这一问题，引入了暂堵转向压裂技术，并获得成功，这对于煤层气的勘探开发和储层改造的研究具有重要意义。

暂堵转向压裂分为缝口转向和缝内转向，暂堵转向压裂技术是较大暂堵剂颗粒在介质的携带作用下进入井筒的炮眼，部分进入地层中的裂缝或高渗透层，或者使用较小粒径的暂堵剂颗粒裂缝端部，膨胀的暂堵剂颗粒的高粘附性和抗拉强度在炮眼和高渗透带、裂缝端部产生滤饼桥堵，从而形成高于裂缝破裂压力的压差值，使后续工作液不能向裂缝和高渗透带进入，在井底形成暂时高压区，从而压裂液进入高应力区或者新裂缝层，促使新缝的产生和支撑剂的铺置变化，进而形成更为复杂和规模较大的空间网状裂缝。从而提高煤层动用率和改造效果。

3.3 支撑剂优化组合

煤层气压裂的目的是连通储层的割理系统。煤基质的渗透率很低，割理是煤层中流体渗流的主要通道，因此不需要太高导流能力的裂缝。要获得高产，煤层中除了有充足的资源外，还必须有从超微型、微型、小型、中型、大型直到巨型的割理，并且割理之间要互相连通成网络，对于原生的煤层达到如此完美组合的很少，因此通过后期的强化改造使煤层的割理系统得到连通，形成网络连通的割理系统是十分必要的措施[3-4]。为了实现这样这一目的，对支撑剂组合做了优化。

前置液采用 70～100目的石英粉砂段塞降低滤失、孔眼摩阻及支撑微裂缝；携砂液前期采用40～70目低密度细砂，主要用于支撑次裂缝；携砂液后期采用20～40目的石英中砂，主要用于支撑水力主裂缝和提高近井裂缝的导流能力。

3.4 防煤粉压裂技术

煤粉堵塞的危害：（1）煤粉对煤层气的生产有巨大的危害；（2）压裂阶段会产生大量的煤粉，如图1；（3）控制压裂中煤粉的产生是非常重要的。

图1 压裂裂缝煤粉运移示意图

针对煤层压裂出煤粉的情况，主要采取了以下几点：（1）前置液阶段：大液量活性水压裂液，将煤粉冲至裂缝远端；（2）携砂液阶段：降排量注入高粘度低伤害压裂液，既可少产生煤粉，又能将砂携带得更远，且将煤粉阻挡在裂缝的远端。（2）间接压裂技术：直接压裂煤层时，煤层中高的施工压力、以及煤层割理和天然裂缝等会促使非平面的复杂裂缝形成，从而大大降低改造效果。应用于煤层气井的间接压裂技术，顾名思义，即不再直接压裂目的煤层，而是通过裂缝在紧邻煤层的常规岩层中起裂、通过裂缝扩展将煤层有效联通的技术方法。这样煤层既得到了改造，又减少了煤粉的产生。

3.5 压裂施工参数优化

a.施工排量

煤层压裂施工需要较高的施工排量，虽然较高的施工排量会导致施工压力较高，但是较高的施工压力下煤层裂缝容易发生扭转，产生较多的复杂裂缝，有利于提高压裂的效果。综合考虑套管承压和施工压力的影响，确定的排量为8～12 m3/min。

b.加砂强度

根据已排采产气井的施工数据进行分析，得出加砂强度和产气量的变化规律，在控制成本的基础上，加砂强度设计为每米射孔段加砂量12～15 m3。

c.加砂梯度（平均体积比）

压裂施工采用由低到高分 6～9个阶梯进行加砂：前置液排量达到6 m3/min后加入2～4个段砂塞，段塞砂目数为70～100目，砂比为5%～7%；携砂液采用 40～70目和 70～100目的石英砂低到高分 5～7个阶梯进行加砂，平均砂比为8%～12%。

d.前置液比例及用液量

压裂施工中造缝主要发生在前置液阶段，因此提高前置液占总液量的百分比就可以获得更长的裂缝，但是前置液百分比需要确定一个合理的范围才能保证动态裂缝和支撑裂缝都能最优化。通过分析已排采井的压裂施工数据，根据产气井的施工数据，定为前置液的比例在50%～60%左右。整体施工液量在800 m3以上。

4 应用效果

目前在黔西北地区共压裂施工38井次，针对不同的煤层特征和井况，采用了不同的压裂改造措施。其中5井次采用暂堵转向压裂技术，3井次采用连续油管油管拖动压裂，4井次采用投球分层压裂，10井次采用防煤粉间接压裂技术，8井次采用光套管合压，33井次采用可捞式桥塞分层压裂，2井次采用投球分层和可捞式桥塞分层压裂，所有井都采用粉砂、细砂、中砂的支撑剂组合，实际施工排量8～10 m3/min，加砂强度都高于12 m3/m，平均砂比为9%～12%之间，前置液的比例高于50%。

根据施工来看，所有井的施工都很顺利，说明采取的工艺和施工参数合理；从排采情况来看，日产气量平均在1 000 m3左右，最高可达1 800 m3。说明压裂改造取得了初步成效。