郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验

聂帅帅郑力会，2陈必武侯涛彭睿付毓伟

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2.河北省化工学会“化学封堵材料综合利用研究与应用”重点实验室；3.中国石油华北油田分公司煤层气勘探开发事业部

郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验

聂帅帅1郑力会1，2陈必武3侯涛3彭睿1付毓伟1

1.中国石油大学（北京）石油工程学院；2.河北省化工学会“化学封堵材料综合利用研究与应用”重点实验室；3.中国石油华北油田分公司煤层气勘探开发事业部

郑3X煤层气井水力裂缝沟通含水砂岩层，导致了气井高产水、低产气。为此，利用绒囊流体封堵含水砂岩层和原缝，重复压裂压开新缝，降低气井产水量，提高产气量。室内测试结果表明，绒囊流体暂堵煤岩裂缝承压能力21 MPa，降低砂岩水相渗透率52.67 %，伤害煤岩基质渗透率恢复值87 %，满足转向压裂和堵水的性能要求。现场配制密度0.85～0.95 g/cm3、表观黏度40～60 mPa·s的绒囊流体80 m3。当绒囊流体成功封堵含水砂岩层和原缝后，再利用活性水进行压裂。排采结果表明，重复压裂后排水期和产气期的产水量分别降低79%和68%，而产气量提高44%，表明绒囊流体在郑3X井控水增产试验成功。绒囊流体具有良好的封堵能力和控水性能，能够实现水侵煤层气井堵水压裂一体化作业，提高煤层气开发效果。

煤层气；水力压裂；重复压裂；堵水；储层伤害；绒囊流体

郑3X井地处山西省沁水县郑庄镇中乡村，是沁南晋城斜坡带郑庄区块一口煤层气开发直井。完钻井深710 m，人工井底702 m，采用套管射孔完井。生产层为山西组3#煤层，厚4.1 m。顶板为含砂泥岩，厚7.2 m；底板为含砂泥岩，厚11.8 m。射孔段648.7～653.2 m，厚4.5 m。煤层解吸压力2.2 MPa，吨煤含气量23 m3/t，孔隙度4.3 %。因煤层气赋存条件良好，吸附和解吸能力较强，含气量较高，具有较好的产气潜能。

郑3X井于2012年3月12日采用活性水压裂。2012年9月5日投产试采，至2015年5月17日累计排采984 d。排采403 d时见气，最高日产气量为313 m3/d，最高日产水量为17.3 m3/d。排采685 d后不产气，平均日产水量8.08 m3/d。该井累计产气量40 574 m3，累计产水量7 745 m3，是一口高产水、低产气井。

煤岩作为低孔、低渗储层，自身的储水空间有限，长期的高产水多为外来水侵入所致。因此，煤层气井若形成高产水必须同时满足2个条件：一是存在供给的外来水源；二是存在水源流向煤层的流动通道。

郑庄煤层气田山西组含水层主要为底部砂岩层和上部碎屑砂岩层。2007年，傅雪海等人发现上部碎屑砂岩层与3#煤层具有一定水力联系［1］。因此，认为上部碎屑砂岩层为3#煤层提供外来水源。

郑3X井的3#煤体积密度为1.26 g/cm3，深侧向电阻率1531.1 Ω·m，自然伽马26.1 API，属于碎裂构造煤［2］。煤层压裂易形成垂直缝，破坏煤层的隔水结构［3-4］。煤层与水层连通后，难以有效降压，导致气井高产水、低产气［5］。郑3X井首次压裂共消耗活性水压裂液711.92 m3，压裂形成的垂直缝与含水砂岩层沟通的可能性较大，导致3#煤层排水降压困难，造成气井高产水、低产气。

目前，针对高产水油气井的增产措施主要有：一是通过调剖、堵水措施，实现稳油控水；二是通过压裂技术，提高低渗层开发效果［6］。郑3X井水力裂缝与含水砂岩层沟通，需封堵水层控水；煤层低孔低渗，需压裂改造储层，提高产气量［7］。因此，郑3X井采用堵水和压裂联合作业，提高开发效果。

1 堵水压裂技术难点与对策

Technical difficulties and countermeasures of water plugging and fracturing

1999年，郭大立等人提出了堵压综合采油技术，应用于新疆油田和长庆油田［8］。2010年，曹继虎等人提出堵老缝、压新缝的堵水转向压裂技术，应用于长6油藏［9］。2012年，部向军等人提出改变相渗特性的压裂液控水技术，但未进行现场应用［10］。2013年，达引朋等人提出选择性堵水压裂和堵老缝定向射孔压新缝技术，应用于长庆油田水淹油井［11］。2014年，尹辉等人提出“物理桥堵+化学溶解”的控水方法，应用于准东油田H1238井［12］。2016年，王玉功等人提出堵水转向压裂技术，在西峰油田长8储层实现了降水增油［13］。

综上所述，目前的堵水压裂技术主要应用在高产水的油井中。不论采用哪种堵水方式，其堵水的本质是降低水相的渗透率或封堵所有出水通道。然而，煤层气形成产量需储层排水降压，促使气体解吸。因此，煤层堵水只需封堵外来水源和沟通水源的流动通道即可，这也正是煤层气堵水与常规油气井堵水的不同之处。

目前，针对高产水的煤层气井，主要的解决措施是加大排采强度。但是，由于地层水补给能力强，并不能在较大的范围内形成解吸压力区域，达不到增产效果［14］。2013年，黄少华等人提出通过无机堵水或注入CO2等方式排采，但并未现场应用［15］。2015年，张冲对多层合采时高产水煤层实施堵水，成功解放了出水量小的层位［16］。然而，对于人工裂缝沟通水层的高产水井，尤其是堵水和重复压裂一体化作业，尚未见到相关报道。

郑3X井是第一口实施堵水压裂的煤层气井。要想成功的实现堵水压裂，其关键在于找到一种性能合适的暂堵剂。这种暂堵剂的性能需要满足以下3个条件：一是暂堵剂具有良好的堵水性能，暂堵剂能够进入水层和原缝，增加水的流动阻力；二是暂堵剂封堵强度高，为转向压开新缝，原则上封堵强度应大于天然裂缝的延伸压力，甚至高于煤岩的破裂压力；三是暂堵剂对煤层具有低伤害性，由于压裂后需要恢复产气，暂堵剂不能损害煤层的渗透率。既能堵水，又有强度，且易于返排，目前看来绒囊是比较适合的暂堵剂。

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、耗压或撑压的封堵模式封堵流动通道，以堆积、拉抻、堵塞等封堵形式提高地层的承压能力，曾成功解决了吉X井、沁12-11-3H等煤层气井的井壁失稳问题，且不伤害煤层的渗透率［17-22］。同时，绒囊流体已经在冀东油田、SZ36-1等油田修井作业中成功应用，产液恢复后表现出稳油控水的现象，表明绒囊流体具有一定的堵水能力［23-26］。

目前，绒囊流体作为暂堵剂，已经应用在砂岩层转向酸化、LH-1油井和郑X煤层气井转向压裂、高矿化度地层堵水［27-31］。因此，利用绒囊流体作为暂堵剂堵水压裂郑3X井，从理论上讲是可行的。

2 室内实验

Laboratory experiment

室内采用常规搅拌器，煤层气井堵水压裂用绒囊4种主处理剂配制绒囊暂堵流体。室内配方为：1.5%～2.0%囊层剂（主要成分为羟乙基淀粉）+1.0%～1.5%绒毛剂（主要成分为聚阴离子纤维素）+0.2%～0.4%囊核剂（主要成分为十二烷基磺酸钠）+0.4%～0.6%囊膜剂（主要成分为十二烷基苯磺酸钠）。利用渗透率仪评价绒囊暂堵流体的封堵能力、堵水性能和煤基质渗透率的伤害程度。

2.1 绒囊暂堵流体封堵强度评价

Evaluation on plugging strength of fuzzy-ball fluid

考虑到郑3X井的储层环境，室内实验条件为温度25 ℃，起始围压20 MPa，回压0.5 MPa。先用活性水溶液驱替直径38 mm的带有中间剖缝的煤岩柱塞；再用绒囊暂堵流体封堵中间剖缝；最后用活性水溶液测试剖缝的封堵强度。活性水溶液注入压力、绒囊暂堵流体注入压力、剖缝暂堵后活性水溶液注入压力与注入时间关系如图 1 所示。从图1看出，绒囊暂堵流体注入50 min后起压，70 min后压力上升到18 MPa，说明绒囊暂堵成功封堵剖缝；剖缝封堵后注入活性水溶液50 min，压力上升至21 MPa，表明剖缝封堵强度高。因此，绒囊暂堵流体封堵强度在20 MPa以上，高于郑庄煤岩的破裂压力18 MPa，可以实现压裂转向。

图1 绒囊暂堵流体的封堵强度评价Fig.1 Evaluation on plugging strength of fuzzy-ball fluid

2.2 绒囊暂堵流体堵水性能评价

Evaluation on water plugging performance of fuzzy-ball fluid

在温度20 ℃、围压20 MPa、回压0.5 MPa条件下，采用恒流速法评价绒囊暂堵流体的堵水性能。先用地层水 0.1 mL/min 流速下正向通入直径25 mm的人造砂岩柱塞2 h，测定渗透率和注入压力；再用绒囊暂堵流体0.1 mL/min流速下反向通入柱塞2 h；最后用地层水0.1 mL/min流速下测定渗透率和注入压力。绒囊暂堵前后渗透率损害率如图 2所示，注入压力变化率如图 3所示。从图2和图3可以看出，绒囊暂堵流体封堵砂岩柱塞后，砂岩柱塞水相渗透率降低49.04%～55.94%，降低平均值为51.67%；地层水注入压力提高189.23%～232.84%，提高平均值为211.90%。说明绒囊暂堵流体具有增加水流动阻力的特点，可以实现堵水。

图2 绒囊暂堵流体注入前后砂岩水相渗透率Fig.2 Water permeability of sandstone before and after the injection of fuzzy-ball fluid

图3 绒囊暂堵流体注入前后地层水注入压力Fig.3 Injection pressure of formation water before and after the injection of fuzzy-ball fluid

2.3 绒囊暂堵流体煤基质伤害程度评价

Evaluation on coal matrix damage degree of fuzzy-ball fluid

采用驱替实验评价绒囊暂堵流体储层伤害程度。选取直径38 mm的煤岩柱塞，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，反向驱替2 h；最后再用氮气为驱替介质，测量污染后的渗透率，结果见表1。

表1 绒囊暂堵流体煤基质伤害程度评价Table 1 Evaluation on coal matrix damage degree of fuzzy-ball fluid

从表1可以看出，绒囊暂堵流体污染煤岩柱塞渗透率恢复值为84.62%～88.23%，平均恢复值为86.78 %，表明绒囊暂堵流体对煤层具有低伤害性。综上所述，绒囊暂堵流体满足堵水压裂的性能要求，可以开展堵水压裂试验。

3 堵水压裂现场施工

Water Plugging and Refracture Site Construction

绒囊暂堵流体现场施工的重点有2个方面：一是配制出符合设计性能的绒囊暂堵流体；二是根据泵注过程中施工压力变化情况，决定压裂程序。

3.1 绒囊暂堵流体的配制过程

Preparation process of fuzzy-ball fluid

现场利用混砂车和水罐建立循环，采用剪切漏斗加料。依据室内配方，在2个50 m3的配浆罐中，依次加入40 m3清水、0.75 t囊层剂、0.50 t绒毛剂、0.10 t囊核剂和0.20 t囊膜剂。配制的绒囊暂堵流体密度0.85～0.95 g/cm3，表观黏度40～60 mPa·s，塑性黏度20～40 mPa·s，动切力20～30 Pa，pH值8～10。

3.2 绒囊暂堵流体的泵注过程

Injection process of fuzzy-ball fluid

依据郑庄煤层气田压裂施工现状，采取先封堵后压裂的施工方式。泵注过程分为暂堵阶段和压裂阶段。暂堵阶段向地层泵入绒囊暂堵流体，封堵含水层和原缝；压裂阶段泵入活性水压裂液，转向压开新缝。考虑到煤层低孔低渗，采用低砂比、低排量的压裂模式，控制排量在8 m3/min以下，平均砂比低于10 %。绒囊暂堵流体和活性水压裂液的用量、排量数据见表 2。

3.2.1 暂堵阶段 先排量2.0～3.0 m3/min注入活性水顶替液12 m3。由于原缝渗透率较高，顶替液首先进入原缝，使原缝张开；再排量2.0～3.0 m3/min注入绒囊暂堵流体25 m3，用于封堵含水砂岩层；再排量3.0～3.5 m3/min注入绒囊暂堵流体52 m3，用于暂堵原缝；最后排量4.0 m3/min注入顶替液13 m3，使绒囊暂堵流体挤入含水砂岩层和原缝端部，提高封堵强度。绒囊暂堵流体注入完成后，为判断对原缝的暂堵情况，停泵10～30 min观察压降情况。绒囊暂堵流体与活性水压裂液配伍，无需泵入隔离液，直接进行压裂。

3.2.2 压裂阶段 采用活性水压裂液压裂，支撑剂为20～40目和40～70目的石英砂，平均砂比9 %。

表2 郑3X井重复压裂施工排量和用液量Table 2 Flow rate and liquid consumption of refracturing in Well Zheng 3X

4 堵水压裂效果分析

Analysis on water plugging and fracturing effects

由于郑3X井重复压裂过程未采用微地震监测裂缝形态，只能通过施工曲线分析地下裂缝起裂和延伸情况。郑3X井重复压裂后排采近1年，这里主要基于排采数据分析降水和增产效果。

4.1 重复压裂效果分析

Analysis on refracturing effect

为分析绒囊暂堵效果和压裂过程中裂缝起裂情况，对比首次压裂和重复压裂过程中施工压力的变化曲线，如图 4 所示。重复压裂过程中暂堵和压裂阶段的施工压力变化曲线如图5所示。

图4 郑3X井压裂首次压裂和重复压裂曲线Fig.4 Initial fracturing curve and refracturing curve of Well Zheng 3X

4.1.1 压裂曲线类型分析 从图4可以看出，郑3X井首次压裂和重复压裂的施工压力随时间的增加逐渐上升，为上升型压裂曲线［32］。这是因为水力裂缝在延伸过程中被支撑剂或煤粉堵塞。郑3X井首次压裂和重复压裂施工中出现多次砂堵，说明水力裂缝延伸过程中被煤粉或支撑剂堵塞，水力裂缝在横向上延伸受阻，难以形成长缝。

图5 郑3X井重复压裂暂堵和压裂阶段Fig.5 Temporary plugging and fracturing stages of refracturing in Well Zheng 3X

4.1.2 绒囊暂堵效果分析 从图5可以看出，绒囊暂堵流体注入10 min，施工压力迅速上升至19 MPa，后逐渐下降到16 MPa，说明绒囊暂堵流体进入原缝。再泵入13 m3活性水顶替液，停泵。施工压力从15 MPa突降至13 MPa，这是由于工作液从动态循环变成静态所致。12 min内施工压力由13 MPa降至7 MPa，平均每分钟降低0.5 MPa。对比图4首次压裂曲线，停泵10 min施工压力由22 MPa降至7 MPa，平均每分钟降低1.5 MPa，下降速度是裂缝封堵后的3倍。因此，认为绒囊暂堵流体已经成功封堵原缝和含水砂岩层，可以进入压裂阶段。

4.1.3 压裂裂缝形态分析 由于煤层割理、天然裂缝发育，水力裂缝容易沿割理和天然裂缝发育的方向转向延伸［33-34］。从图5可以看出，重复压裂在58 min、77 min和134 min出现施工压力下降的现象，是明显的破裂显示［35］。同时，郑3X井储层为碎裂状构造煤，非均质性强，认为重复压裂在天然裂缝发育的方向形成了多条径向裂缝。

当施工压力曲线斜率在0.125～0.200之间时，形成水平缝；当曲线斜率大于0.2时，形成垂直缝［36］。从图5可以看出，重复压裂90～120 min时，压力由16 MPa上升到27 MPa，曲线斜率为0.36，形成垂直缝。重复压裂在133 min时，压力曲线斜率大于1，砂堵。表明煤粉或支撑剂堵塞水力裂缝端部，水力裂缝横向延伸受阻，为了控制缝高，停泵。

综上所述，绒囊暂堵流体成功封堵了含水砂岩层和原缝，同时在压裂阶段沿天然裂缝的发育方向压开了多条裂缝，堵水压裂施工成功。

4.2 堵水增产效果分析

Analysis on water plugging and stimulation effect

将重复压裂前后的生产阶段划分为排水期和产气期。通过对比重复压裂前后的产气量和产水量，分析堵水和增产效果。郑3X井日产水和日产气数据如图 6 所示。

图6 郑3X井重复压裂前后生产曲线Fig.6 Production curve before and after refracturing in Well Zheng 3X

4.2.1 堵水效果分析 根据图6统计重复压裂前后排水期、产气期的平均日产水量和最高日产水量数据，如图 7 所示， 可以看出，重复压裂后排水期的最高日产水量降幅80%，平均日产水量降幅78%。产气期的最高日产水量降幅67%，平均日产水是降幅69%，说明绒囊暂堵流体堵水成功。

图7 郑3X井重复压裂前后产水量对比Fig.7 Comparison of water production before and after repeated fracturing in Well Zheng 3X

4.2.2 增产效果分析 根据图6统计重复压裂前后的平均日产气量和最高日产气量数据。从图 8 可以看出，重复压裂后的最高日产气量提高58 %，平均日产气量提高30 %，且产气量还在上升，转向压裂增产成功。综上所述，绒囊暂堵流体成功封堵水层，且重复压裂后煤层气开始解吸，取得了较好的控水增产效果。

5 结论

Conclusions

（1）在水侵煤层气井实施堵水和重复压裂一体化作业，即利用暂堵材料封堵外来水源和原缝，并转向压裂压开新缝，实现煤层卸压，促使煤层气解吸，可以降低煤层气井产水量，提高产气量。

（2）绒囊流体封堵强度高，具有良好的堵水性能，且不伤害煤层的渗透率，满足煤层气井堵水压裂的技术要求。郑3X井堵水压裂试验成功，表明利用绒囊流体进行煤层气井堵水压裂是可行的。

（3）绒囊流体用量、排量等施工参数还有进一步优化的空间，同时，绒囊流体的堵水机理、重复压裂新缝转向角度与绒囊流体的性能、施工参数等之间的定量关系也有待进一步的研究。

图8 郑3X井重复压裂前后产气量对比Fig.8 Comparison of gas production before and after repeated fracturing in Well Zheng 3X

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（修改稿收到日期 2017-03-12)

〔编辑 李春燕〕

An experiment on refracturing with fuzzy-ball fluid for water control and stimulation of CBM Well Zheng 3X

NIE Shuaishuai1,ZHENG Lihui1,2,CHEN Biwu3,HOU Tao3,PENG Rui1,FU Yuwei1
1.College of Petroleum Engineering,China University of Petroleum(Beijing),Beijing102249,China;
2.Key Laboratory of Study and Application on Comprehensive Utilization of Chemical Plugging Material,Hebei Chemical Society,Beijing102299,China;
3.CBM Exploration and Development Division,PetroChina Huabei Oilfield Company,Changzhi046000,Shanxi,China

In CBM Well Zheng 3X,hydraulic fractures connect water bearing sandstone formations,leading to high water production and low gas production.In this paper,fuzzy-ball fluid was used to plug water bearing sandstone formations and primary fractures,and then refracturing was carried out to create new fractures so as to decrease the water production rate of gas well while increasing its gas production rate.It was tested in laboratory.It is shown that after the application of fuzzy-ball fluid,pressure resistance of fractures in coal rocks is 21 MPa,water permeability of sandstones decreases by 52.67% and matrix permeability recovery rate of damaged coal rocks is 87%.It is demonstrated that fuzzy-ball fluid can satisfy the performance requirements for diverting fracturing and water plugging.80 m3fuzzy-ball fluid was prepared on site,and its density and apparent viscosity were 0.85-0.95 g/cm3and 40-60 mPa·s,respectively.After water bearing formations and primary fractures are plugged successfully by fuzzy-ball fluid,fracturing is performed by using active water.It is shown from production results that the water production rate after the refracturing drops by 79% in water drain-age period and 68% in gas production period,and gas production rate increases by 44%.Clearly,fuzzy-ball fluid is successfully applied in the experiment on the water control and stimulation of Well Zheng 3X.To sum up,fuzzy-ball fluid presents good plugging and water control properties,and it can be used for integrated water plugging and fracturing operation in watered CBM wells.

coalbed methane; hydraulic fracturing; refracturing; water plugging; reservoir damage; fuzzy-ball fluid

聂帅帅，郑力会，陈必武，侯涛，彭睿，付毓伟.郑3X煤层气井绒囊流体重复压裂控水增产试验［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：362-369.

TE377

：B

1000–7393（2017 ）03–0362–08DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.020

: NIE Shuaishuai,ZHENG Lihui,CHEN Biwu,HOU Tao,PENG Rui,FU Yuwei.An experiment on refracturing with fuzzy-ball fluid for water control and stimulation of CBM Well Zheng 3X［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3):362-369.

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”（编号：2016ZX05064002）。

聂帅帅（1992-），中国石油大学（北京）油气井工程专业硕士研究生，主要从事动态储层伤害防治技术的研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）。E-mail：lihuilab@lihuilab.com。

郑力会（1968-），中国石油大学（北京）博士生导师，主要从事储层伤害类生命周期学的研究工作。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）。电话：010-89732207。E-mail：zhenglihui@cup.edu.cn。