沁水盆地某区块压裂工艺对煤储层改造效果的影响

侯岩波 刘一楠 胡秋萍

(中联煤层气有限责任公司，北京 100016)

我国煤层气赋存总体特征为“四低一高”，即含气饱和度低、渗透率低、资源丰度低、储集层压力低和变质程度高。要获得低成本高产气量的煤层气井，必须提高煤层气储层的渗透率、扩大解吸体积。水力压裂工艺广泛应用于煤层气储层增渗，但由于煤储层本身具有泊松比大、杨氏模量小、面割理和端割理较为发育等特点，且纵向和横向上非均质较强，导致同一区块内压裂效果好坏不一，单井产气量差距较大。如何在煤储层内形成有效支撑的网状裂缝是储层扩大解吸体积的关键工艺措施，压裂施工工艺的与地质条件的匹配性是决定能否形成有效的压裂裂缝的。前人对沁水盆地某区块储层改造的研究主要集中在压裂缝延伸机理及效果评价，对压裂施工工艺对储层改造效果的影响研究较少。本文以沁水盆地某区块20口地质条件相似的煤层压裂生产井为研究对象，在统计煤储层产气效果的基础上，基于单因素敏感性、皮尔逊相关性、灰色关联法和压后净压力拟合等方法，系统分析了总液量、套压、前置液量、加砂量、平均排量和平均砂比等施工参数对储层改造的影响特征，进而揭示压裂施工工艺对改造效果的影响特征。

1 井位优选及产气特征

为了消除由于现场存在多种原因的关机、停机等因素对产气的影响，需对分析进行合理的筛选，优选出排采时间在2年以上且排采较为连续井进行分析。基于上述原则，在相似地质条件下优选出20口压裂生产井，汇总结果如表1。

如果将以上20口压裂井压后生产数据中日产气量(单位：m3/d)分级别，分别为q>500，500≤q>200，200≤q>100以及100≤q，可以从图1中明显看出压裂整体效果。

图1 20口压裂井压后效果分布

除QS-27、QS-31、QS-24压裂效果相对来说较好，但是从数值上看，仍没有达到好的压后产气量，其他气井压后效果不明显，尤其是类似于QS-52、QS-26井，产量极小，几乎无压裂效果，造成这种情况的因素很多，可能是单因素直接导致，也有可能是多种因素共同影响，下面我们从地质因素、工程因素来分析造成这种结果的原因，并且对各个因素进行主次关系排序，有助于在二次压裂和投产时尽量避免再次出现压裂效果不明显甚至压裂无效果的结局。

2 影响压裂效果工程因素分析

根据已有的数据对影响压裂效果的工程因素进行相关性分析，包括压裂工艺参数如前置液量、总液量、加砂量、平均砂比、平均排量等。采用了单因素敏感性分析、皮尔逊相关分析法、灰色相关度等方法进行分析。数据采用稳定产气时数据，不稳定数据采用加权平均方法。

工程单因素敏感性分析按照相对影响系数绝对值大小排序为：总液量>前置液量>加砂量>平均排量>平均砂比。工程因素皮尔逊相关性分析，r值绝对值大小排序为：前置液量>平均排量>加砂量>平均砂比>总液量。工程因素灰色关联度分析大小排序为：总液量>前置液量>加砂量>平均排量>平均砂比。通过单因素敏感性分析、多因素相关性分析如皮尔逊相关性分析、灰色关联度分析，得到该区块煤层气井压后平均日常气量与工程因素之间的相关性。综合对比图如图2所示。

图2 相关性综合对比图

从上图中可以看出，相关性大致可以分为三个等级如表2所示。

表2 相关性等级分类

3 压后净压力拟合分析

压裂过程中，水力裂缝内流体流动压和地层闭合压力的差值称为净压力。净压力拟合就是将指将水力压裂施工时的监测井底缝口净压力与软件模拟计算的缝口净压力进行拟合，拟合后可了解地下裂缝参数、反演地层参数和评价压裂施工效果。压裂施工净压力历史拟合分析与评价技术方法包括地应力分析、测试压裂特征曲线分析、测试压裂净压力拟合、降排量分析、主压裂净压力拟合。

井底缝口净压力等于井底压力减去裂缝闭合压力和裂缝入口摩阻，其中，井底压力等于环空或油管压力加上静液柱压力，裂缝入口摩阻等于孔眼摩阻加上近井筒摩阻。在收集计算所需地层、施工等参数后，选择模型运用FracproPT软件对该区块20口煤层气井的净压力进行历史拟合，拟合结果如表3所示。

表3 20口井前期压裂净压力拟合结果

续表

从表3中可以看出，整体压裂效果不理想，单翼缝长范围为40～81.9m，平均单翼缝长为60.1m，缝高范围为11～26.9m，平均缝高为17.2m，逢高一般是储层厚度的1～3倍。图3为QS-56井裂缝剖面。

图3 QS-56井裂缝剖面

在储层地质方面，储层物性差，渗透率低，有效厚度小，隔层与储层间压差小，隔层厚度小，缝高得不到有效控制，支撑缝长达不到理想效果；在压裂施工参数上，砂量、平均砂比、总挤入量等的选择和把握也会影响裂缝形态，例如在上述井中存在加砂量过大造成井筒脱砂，使得造缝不利，伴随着排量较大，进而造成逢高过高，穿透产层。