煤层气井多次铺砂压裂工艺

喻鹏 钟炳成 乔豁通 张洋

中国石油华北油田公司采油工程研究院

煤层气井多次铺砂压裂工艺

喻鹏 钟炳成 乔豁通 张洋

中国石油华北油田公司采油工程研究院

沁水盆地高阶煤储层采用活性水压裂工艺后，直井平均单井日产量仅1 000 m3/d左右。理论分析和压裂监测统计表明，常规活性水压裂工艺存在压裂容易窜层和活性水携砂能力差、支撑距离短的弊端，制约了煤层的改造效果和单井产量的提升。为进一步提高煤层气井压裂改造效率，利用低黏液体携砂能力差、易形成砂堤的特性，提出煤层多次铺砂压裂工艺思路。以裂缝和砂堤为研究对象，根据物质平衡理论，建立了活性水多次铺砂压裂数学模型，同时优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等工艺参数。现场试验结果表明，应用三次铺砂压裂工艺大大降低了煤层压窜的程度，压后单井平均日产气量达到2 223 m3/d，验证了三次铺砂数值计算模型指导现场施工的可行性。

煤层气；煤岩；活性水压裂；多次铺砂；数学模型；沁水盆地

国内外的开发实践证明，水力压裂是低渗透煤层气井获得产能的最有效的一项增产技术。沁水盆地的高阶煤层气平均试井渗透率小于1 mD，具有低孔、低渗、低压的特性［1-2］，活性水压裂工艺为其主体改造工艺，但是单井产量低、产气水平下滑快的问题始终制约着沁水盆地煤层气田的高效开发［3-6］。国内外学者对高阶煤层气的压裂增产工艺进行了大量研究。针对沁水盆地煤层气井产量低的问题，张义等（2010）［7］从地质、工程、排采3个因素对煤层气单井产气量的影响进行了分析，并提出了低产井增产改造技术的应用建议。在压裂工艺新技术的探索试验方面，倪小明（2012）［8］、罗平亚（2013）［9］、程林林（2014）［10］、吴晋军（2015）［11］等相继提出伴氮压裂、鱼骨刺分支井体积改造、体积压裂、脉冲压裂的技术思路。尽管进行了各种压裂工艺的探索试验，但没有实现产量的突破，大部分工艺试验井产气水平甚至低于活性水压裂工艺。

笔者认为，由于煤岩的特殊性，压裂工艺思路和方法应该不同于常规砂岩压裂，这正是目前煤层气压裂工艺设计容易忽视的地方，同时也是活性水压裂工艺进一步优化的关键所在。基于对煤岩压裂特殊性的认识，研究了活性水压裂工艺存在的问题，确定影响压裂改造效率的关键因素，对于可控因素在压裂工艺思路和设计上进行优化，建立了多次铺砂压裂数学模型进行计算，优选井位开展现场试验取得突出成效。

1 煤层气活性水压裂存在问题分析

Analysis on the issues of active water CBM fracturing

沁水盆地南部高阶煤层气主要采用大排量大液量的活性水压裂工艺技术，随着煤层气勘探开发的进一步深入，单井产气水平低、稳产时间短的问题呈现出来，据2015年统计［12］，沁水盆地南部直井平均单井日产气量仅1 000 m3/d左右。煤岩储层相比常规储层具有其特殊性，例如煤岩主体成分是有机质、力学强度低、割理微孔发育、吸附性强、易受外来物质伤害、煤粉产出难控等，导致常规改造技术适应性差。其中对煤岩活性水压裂影响最大的主要是以下两方面的问题。

（1）煤岩具有高破裂压力梯度的力学特性。相对于常规岩石，煤岩的力学性质具有“三低一高”的特性，即抗压强度低、抗拉强度低、弹性模量低、泊松比高。在众多的力学参数中，泊松比是地层破裂压力计算关键参数。经典的黄荣樽公式［13］给出了地层破裂压力的计算方法

式中，pf为地层破裂压力，MPa；pp为地层孔隙压力，MPa；St为岩石的抗拉强度，MPa；pv为岩石的上覆岩层压力，MPa；T为地质应力构造系数，无因次。

理论上煤岩具有较高的泊松比，其破裂压力也应该较高。统计沁南地区1 000余口井的压裂施工数据，也印证了煤岩的高破裂压力特性，破裂压力梯度范围为0.031～0.037 MPa/m，平均为0.033 MPa/m（见表1）。同时统计华北地区400余口不同岩石类型地层的压裂井施工数据，泥岩、砂质泥岩、砂岩的破裂压力梯度分别为0.031 MPa/m、0.026 MPa/m、0.021 MPa/m，各类岩石的破裂梯度均小于煤岩，砂岩甚至比煤岩小了57%。

表1 沁南地区各区块破裂压力梯度统计Table 1 Fracturing pressure gradient statistic of each block in south Qinshui Basin

（2）煤岩活性水压裂易发生窜层。一方面，煤岩具有高破裂压力、裂缝延伸困难的特点，所以压裂施工中的高泵压很容易将裂缝延伸到低破裂压力的砂（泥）岩邻层，即俗称的压窜顶底板，这是由于煤层与顶底板的破裂压力存在一定差异，从而影响了水力裂缝的上下扩展［14-15］，最终导致水力裂缝在煤层延伸扩展距离短、改造效果差。华北油田樊庄区块部分压裂井阵列声波测井解释结果表明，煤层实施射孔压裂后，其煤层顶底板6 m范围内各向异性都明显增强，表征被不同程度压开。张平等（2013）［16］在沁水盆地南部柿庄区块应用井下微地震监测技术对压裂井进行了实时裂缝监测，监测结果显示水力裂缝上下延伸总高度从32 m至70 m不等。冯晴等（2011）［17］应用压前压后井温测试的方法，在沁水盆地各区块测试了不同地区煤层压裂高度延伸的情况，结果显示井筒附近水力裂缝均不同程度地延入煤层顶底板内，上下延伸2.0 m至10.4 m不等。综合3种测试结果来看，沁水盆地高阶煤层气压裂时顶底板都会受到不同程度的压窜影响，使得煤层改造效果无法保证。

另一方面，活性水压裂工艺的设计加重了煤岩压窜的倾向。通过压裂模拟软件模拟压裂液量、施工排量与缝高的关系，结果显示液量、排量越大，缝越高。活性水压裂工艺的初衷原本是通过大排量、大液量提高造缝、携砂能力，但由于未考虑到煤岩高破裂延伸压力的特殊性，造成压裂规模与改造程度不成比例，排量越大、液量越大反而加重了煤层压裂压窜的风险和程度。另外由于活性水具有黏度低、支撑剂沉降快的特性，煤层压裂窜层后支撑剂大部分沉降在水力裂缝中下部，更是减少了煤层支撑的面积和距离［18］。总之，由于压裂设计理念的欠缺，受到煤岩压裂窜层和支撑剂沉降的叠加效应影响，进入煤层起到压裂造缝的压裂液以及留存在煤层发挥支撑作用的支撑剂都无法达到设计要求，煤层不能得到真正有效的改造，如图1。

图1 一次铺砂施工裂缝扩展与砂堤剖面示意图Fig.1 Schematic fracture propagation and sand bank section of primary sanding construction

2 煤层多次铺砂压裂工艺

Coalbed multi-sanding fracturing technology

根据上述研究，有效改造煤层的压裂工艺必须要能解决2个方面的问题：一是要能控制煤层压裂压窜顶底板的趋势，保证压裂液尽可能在煤层内延伸，起到有效造缝的作用；二是要将支撑剂携带到煤层深处，保证煤层内形成长的支撑缝。针对上述问题，提出了多次铺砂压裂工艺的技术思路。

2.1 工艺原理

Technological principle

利用低黏液体携砂能力差，易形成砂堤的特性，通过设计3次（甚至多次）压裂泵注流程，实现控制裂缝下窜、提高压裂流速、远距离铺砂的效果。首先，进行活性水一次压裂泵注加砂并停泵一段时间，目的是压开煤层形成水力裂缝，并通过加砂沉降、停泵裂缝不完全闭合，在煤层底部形成一定长度的砂堤隔层，起到阻止后续压裂裂缝纵向上向下延伸的作用；然后进行活性水二次压裂泵注加砂并停泵一段时间，目的是继续延伸水力裂缝并通过持续的加砂沉降、停泵裂缝不完全闭合，在煤层内形成一定缝宽、高度较大的平衡砂堤，起到减少压裂液流动截面积、提高压裂液流速的作用；最后进行活性水三次压裂泵注加砂，目的是利用平衡砂堤提高流速、增强携砂能力的特点，将支撑剂携带到裂缝远端并完成沉降铺砂。本工艺试图通过多次铺砂压裂的设计，在煤层内形成纵向上有高度、横向上有距离的水力裂缝支撑剖面，实现煤层的有效改造。多次铺砂压裂工艺效果见图2。

图2 多次铺砂施工裂缝扩展与砂堤剖面示意图Fig.2 Schematic fracture propagation and sand bank section of multi-sanding construction

2.2 多次铺砂压裂数值模型

Numerical model of multi-sanding fracturing

多次铺砂压裂各阶段的施工目的和技术要求都不一样，所以将其各个阶段分开，分别分析液体和支撑剂的受力情况，建立数值模型。

2.2.1 一次压裂铺砂形成砂堤隔层 首先，由于颗粒沉降，随着时间推移，砂子沉底在煤层下部，停泵闭合形成应力遮挡层，这是第1次铺砂的主要目的。支撑剂沉降过程中，根据支撑剂体积守恒，推导砂堤高度变化dH为

在裂缝扩展过程中，根据流体体积守恒，建立微分公式

由式（2）和式（3）推导一次铺砂长度Xm

式中，VS为砂堤沉降速度，m/s；H为砂堤的高度，m；φ为砂堤的孔隙度，小数；t为时间，s；c为携砂液的砂比，小数；w为裂缝的宽度，m；x为到井筒的水平距离，m；Vx为x处缝内流体的流速，m/s；hx为x处缝内过流断面的高度，m；Xm为一次铺砂长度，m；Q为压裂液的排量，m3/s。

遮挡层一方面减弱了裂缝的应力集中效应，使煤岩裂缝延伸难度加大；另一方面流体通过渗流方式经过遮挡层，产生压降，压裂液压力大大降低，压降计算见式（5），两方面的变化减弱了裂缝向煤层的下窜。同时，遮挡层的存在使得流动断面减少，携砂液流速增加，将支撑剂输送到裂缝远端，这保证了裂缝沿煤储层方向延伸，并形成高而长的砂堤。

压降的计算式为

式中，Δp为砂堤顶底部之间的压降，MPa；k为砂堤渗透率，μm2；μ为压裂液黏度，mPa·s；A为砂堤横截面积，cm2。

2.2.2 二次压裂铺砂形成平衡砂堤 第2次铺砂过程不改变砂堤长度，重新泵入的携砂液只是使得整个Xm上的砂堤达到平衡高度，砂堤达到平衡高度时，其上方的携砂液刚好保证支撑剂不在Xm上再次沉积。根据不同排量和裂缝的几何形态计算雷诺数，裂缝内层流和紊流都有可能出现。Babcock［19］等人推导了计算式（6）～（10）。

经过式（6）～式（10）推导，得出平衡高度的计算式

式中，rH为水力半径，m；H0为压裂裂缝高度，m；vw为砂堤平衡高度处颗粒的摩擦速度，m/s；v为裂缝内流体的速度，m/s；d为支撑剂直径，mm；ρf为液体相对密度，小数；ρs为支撑剂相对密度，小数；ve为砂堤达到平衡高度时其上方流体的速度，m/s；he为砂堤达到平衡高度时其上方过流断面的高度，m；He为砂堤的平衡高度，m。

2.2.3 三次压裂铺砂水平推移砂堤 经过第2次铺砂，砂堤达到平衡高度，流速增大，小部分在砂堤上滚动，其余大部分支撑剂随携砂液一直向裂缝尖端运移到Xm处，随后由于没有了砂堤的阻挡，流速降低，继续沉降，所以砂堤继续向前推移，而高度增加不明显。根据支撑剂体积守恒，建立微分方程

积分得到最大铺砂长度计算式

式中，Xt为最大铺砂长度，m；te为砂堤达到平衡高度所需的时间，s。

2.3 多次铺砂压裂优化设计

Optimal design of multi-sanding fracturing

根据多次铺砂压裂数值模型编写计算程序，通过输入排量、支撑剂粒度、压裂液黏度等物性参数计算砂堤平衡高度、铺砂长度和平衡时间，计算流程见图3。

图3 煤层气压裂铺砂数值计算程序流程Fig.3 Flow chart of numerical calculation procedure of CBM fracturing sanding

部分计算结果见表2。根据砂堤平衡高度、一次铺砂长度、最大铺砂长度等施工要求，优选排量、液量、支撑剂大小等施工参数，最后用压裂软件的模拟效果验证优选的参数，如果满足施工要求，则保留优选结果。

表2 煤层气压裂铺砂数值计算Table 2 Numerical calculation of CBM fracturing sanding

基于软件计算结果，合理分配每个阶段的排量、砂比及砂量等施工参数，实现最优的铺砂效果。多次铺砂压裂优化设计的施工参数为：第1次铺砂压裂，排量5 m3/min，压裂液200 m3左右，支撑剂为细砂；第2次铺砂压裂，排量5～6 m3/min，压裂液200 m3左右，支撑剂为中砂；第3次铺砂压裂，排量6～7 m3/min，压裂液200 m3左右，支撑剂为中砂。

3 现场试验

Field test

截止到目前，已在沁南地区采用多次铺砂压裂工艺完成设计施工9口井，排采8口井，解吸7口井，其中有4口井达到了稳定产气阶段，平均日产气量为2 223 m3/d，是同区块同地质条件下常规压裂井的2倍，增产效果显著。下面以M 69井为例说明。

M 69井完钻井深1 156 m，煤层厚度5.05 m，施工层位为3#煤，采用3次铺砂压裂工艺。第1次压裂施工的液量、砂量、排量为188.14 m3、10.05 m3、4.17 m3/min；第2次压裂施工的液量、砂量、排量为312.1 m3、20.05 m3、5.16 m3/min；第3次压裂施工的液量、砂量、排量为377.04 m3、30.7 m3、6.14 m3/min，压裂施工曲线如图4所示。可以看出，3次压裂施工压裂曲线十分平稳，裂缝延伸顺畅。截止2016年11月，M 69井日产气量为2 791 m3/d，累计产气量242530 m3，流压0.66 MPa，套压0.6 MPa，取得显著效果。

图4 M 69井压裂施工曲线Fig.4 Fracturing curve of Well M 69

4 结论

Conclusions

（1）针对煤储层常规活性水压裂存在的问题，设计三次压裂泵注流程，创建适用于煤层改造的多次铺砂压裂工艺，该工艺控制裂缝下窜，提高携砂液流速，在煤层内逐渐形成高而长的砂堤，可实现煤层的有效改造。

（2）以裂缝和砂堤为研究对象，根据物质平衡理论，建立了活性水多次铺砂压裂数学模型。利用该模型优化压裂排量、液量和支撑剂粒径等施工参数，现场试验取得较好的增产效果，对煤层高效改造工艺进行了有益的探索。

（3）建议在沁南地区加大试验范围，全面评价其适应性以期形成适应性强的成熟技术。

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（修改稿收到日期 2017-03-10）

〔编辑 朱 伟〕

Multi-sanding fracturing technology used for CBM wells

YU Peng,ZHONG Bingcheng,QIAO Huotong,ZHANG Yang
Oil Production Engineering Research Institute,PetroChina Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,Hebei,China

After active water fracturing technology is applied to high-rank coal reservoirs in the Qinshui Basin,the average coalbed methane (CBM) production rate of each vertical well is only about 1 000 m3/d.It is indicated from theoretical analysis and fracturing monitoring statistics that conventional active water fracturing technology is disadvantageous with easy interlayer communication and poor carrying capacity and short support distance of active water,which restrict the stimulation effect of coal beds and the improvement of single-well production rate.In this paper,the idea of multi-sanding fracturing technology for coal beds was proposed to improve the stimulation efficiency of CBM well fracturing.Fractures and sand banks were taken as the research objects to establish the mathematical model of multi-sanding active water fracturing according to the material balance theory.Meanwhile,the technological parameters were optimized,including fracturing flow rate,fluid volume and proppant grain diameter.And finally,it was tested on site.It is shown that after three-sanding fracturing is adopted,the coalbed fracturing channeling degree is decreased significantly and post-fracturing average CBM production rate of each well is up to 2 223 m3/d.It is verified that three-sanding numerical mathematical model is feasible to guide the field construction.

coalbed methane; coal rock; active water fracturing; multi-sanding; mathematical model; the Qinshui Basin

喻鹏，钟炳成，乔豁通，张洋.煤层气井多次铺砂压裂工艺［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：356-361.

TE377

：B

1000–7393（2017 ）03–0356–06DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.019

: YU Peng,ZHONG Bingcheng,QIAO Huotong,ZHANG Yang.Multi-sanding fracturing technology used for CBM wells［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 356-361.

国家科技重大专项“山西沁水盆地煤层气水平井开发示范工程”项目（编号：2011ZX05061）。

喻鹏（1976-），2000年毕业于西南石油学院，现从事常规油气及煤层气增产工艺技术研究。通讯地址：（062552）河北省任丘市华北油田采油工程研究院。电话：0317-2782798。E-mail：yjzx_yup@petrochina.com.cn