高陡构造区薄-中厚煤层群复合氮气泡沫压裂液研究——以合川地区煤层气为例

张 烨 邓 智潘林华孙良田张健强

(1.重庆地质矿产研究院,重庆401120;2.页岩气勘探开发国家地方联合工程研究中心,重庆401120;3.自然资源部页岩气资源勘查重点实验室,重庆401120;4.重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心,重庆401120;5.北京九尊能源技术股份有限公司,北京430100)

0 引言

我国煤层气储层条件较差,具有低孔、低渗、非均质性强的特点[1],煤层渗透率一般在(0.001～0.100)×10-3μm2,其渗透性比美国低2～3个数量级[2]。重庆地区煤层气储层更加复杂,各主力区域龙潭组煤层数8～11小层,单层厚度超过1 m 的不到4层,相对优势煤层厚度虽约为4 m,煤体结构以碎裂-碎粒为主。重庆市主要矿区大都为煤与瓦斯突出矿井,瓦斯灾害具有突出深度小、瓦斯含量高及瓦斯涌出量大的特点。随着近几年煤矿事故频发,煤矿去产能不断深化,将逐步实现全部关闭,地面抽采随即成为煤层资源利用的主要方向。

煤层典型的“三低一高”赋存特征[3-4]导致96%以上的煤层气井依赖于压裂增产改造技术来勾通井筒与节理和天然裂隙,压裂增产改造技术已成为中国煤层气有效动用的关键技术[5]。针对煤层群直井压裂,分段压裂主体采用水力喷砂[6]、填砂分段[7]和可钻桥塞分段[8]3种方式,且压后为多层合采[9-11]。常用的压裂液有活性水压裂液、线性胶压裂液、交联冻胶压裂液、清洁压裂液和泡沫压裂液等,活性水配制简单、成本低、污染小,交联冻胶压裂液配置简单、携砂能力强,两者是煤层气压裂液的主要类型。泡沫压裂液有着易返排、低滤失、携砂能力强、对地层伤害小等特点,特别适用于低渗、低压、水敏性、非均质储层的油气增产[12],且相继在鄂尔多斯盆地大宁、吉县,沁水盆地寿阳、潘河、柿庒,延川南,贵州后寨等地区开展了试验与应用[13-21]。传统泡沫压裂液多为高分子聚合物起泡剂,泡沫体系不稳定,其自发进行的衰变会大大降低压裂增产效果;含纳米颗粒的泡沫体系为目前的研究热点,但还不够成熟[22]。

为降低压裂液对煤层的伤害同时又提高压裂液的携砂性,该文对通用的起泡剂进行了室内评价优选,最终确定一套小分子复合泡沫压裂液体系并进行现场试验,探索了区域煤层气勘探开发技术新方向。

1 合川地区煤层气地面抽采评价工作简况

据《重庆市煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十二五”规划中期评估》,重庆市现有矿井范围内煤层气资源总量为667.34×108m3,主要分布于松藻矿区、南桐矿区、中梁山矿区、天府矿区和永荣矿区。前期在构造相对平缓的綦江地区开展了煤层气地面抽采先期评价工作,稳定日产气量300～2 000 m3,但因各种原因,均未能实现经济开采。为此,针对合川沥鼻峡背斜高陡区开展了进一步的地面抽采技术示范工作,探索更有效的压裂开采工艺技术,进一步推动全市煤层气勘查开采工作。

研究区位于川东褶皱带华蓥山复式背斜南缘沥鼻峡背斜的中段南东翼,如图1所示,地层走向与背斜轴线平行,轴向约为35°,地层倾角约为45°,区域含煤地层主要为二叠系龙潭组,区域煤层总计11层,煤层单层厚度变化较大,煤层最大厚度2.98 m,多数煤层不到0.6 m。煤层以构造煤为主,煤岩煤体结构主要以碎裂、碎粒为主,部分煤层为块状。研究区内共发现断层38条,其中,地面断裂多发育于背斜北西翼,可见断层13条,大多数对煤层无破坏作用,如图2所示。

图1 合煤1井组构造位置图(W-E)Fig.1 Structural location map of Hemei1 well group(W-E)

图2 合煤1井过井剖面图(W-S)Fig.2 Cross section of Hemei1 well(W-S)

该区域第一口评价井合煤1井压裂采用常规的活性水压裂体系,压裂施工评价显示,因活性水压裂液黏度低,携砂性能差,支撑剂沉降严重,加砂难度大,煤层下翼改造程度低,且压后地层出粉煤和出砂较为严重,导致后期排采不到10个月就出现井筒砂埋,严重影响排采及煤层开采潜力评价。因此,在合煤1-X2井开展高陡复杂构造区薄-中厚煤层群氮气泡沫压裂技术研究与试验,以实现深部改造,改善支撑剖面,强化煤粉排出,降低排采周期,控制地层出砂,探索区域煤层气更有效开采技术。

2 复合泡沫压裂液体系优选与评价

针对泡沫压裂液泡沫体系不稳定,易自发衰变而影响压裂增产效果等问题,重点从气体类型、泡沫稳定性、耐剪切性及防彭性等方面进行复合泡沫压裂液体系优选与评价。

2.1 气体工作液选择

空气和天然气混合,当天然气占比7%～15%时,遇明火就会发生爆炸。CO2溶于水呈弱酸性,会对井下工具设备产生腐烛,还可能与地层流体、岩石发生乳化、沉淀作用,需加入一定的化学添加剂改善其稳定性。N2是一种惰性气体,在水中的溶解能力大约仅为CO2的1/10,不会造成对煤层的伤害,也不腐蚀井下管柱。同温同压同质量N2的体积系数比CO2大,压裂后随地层温度升高和压力降低,气体膨胀大,可以进一步扩大裂缝体积和张开微裂缝。液氮施工现场设备少,利于现场组织施工,施工简单,安全可靠,作业周期短。基于以上特点优选氮气作为混合气源。

表1 空气,N2,CO2 对比表Table 1 Comparison of air,N2 and CO2

2.2 起泡稳泡剂优选

采用Waring Blengder法[9]测定了6种常用起泡稳泡剂的泡沫质量和半衰期,结果显示小分子型的JZQW-1和JZQW-2明显优于其他4种,如表2所示。JZQW-1 浓度为1.0%时,泡沫质量为74%,半衰期最高可达840 s;JZQW-2 浓度为1.0%时,泡沫质量为78%,半衰期最高可达780 s。为此,初步选择这2种起泡剂进行稳泡剂的进一步优选评价。

表2 起泡稳泡剂筛选实验结果(常压)Table 2 Screening test results of foaming stabilizer(atmospheric pressure)

对JZQW-1和JZQW-2开展了不同浓度下的泡沫质量、半衰期和泡沫体积评价。实验评价结果显示,JZQW-1和JZQW-2随起泡稳泡剂浓度增高,泡沫性能越好。JZQW-1的泡沫质量、半衰期和泡沫体积分别在浓度0.3%,0.5%和0.5%后趋于平稳,如图3～图5所示。JZQW-2的泡沫质量、半衰期和泡沫体积分别在浓度0.5%,0.3%和0.5%后趋于平稳。对比发现2种起泡剂性能相当,最佳浓度均为0.3%～0.5%,在半衰期上JZQW-1效果更好一些。且在0.5%浓度下活性水泡沫压裂液黏度达81 mPa·s(如图6所示),可更好地提高造缝及携砂效果。为此,选用JZQW-1作为泡沫压裂液体系的起泡稳泡主剂。

图3 不同起泡剂的泡沫质量实验值Fig.3 Experimental value of foaming mass with different foaming agents

图4 不同起泡剂的泡沫半衰期实验值Fig.4 Experi mental value of bubble half time with different foaming agents

图5 不同起泡剂的泡沫体积实验值Fig.5 Experi mental values of foam volumes with different foaming agents

图6 30 ℃下起泡稳泡剂黏度评价结果Fig.6 Vucosity evaluation results of foaming stabilizer at 30 ℃

根据井组合煤1井压裂施工数据及合煤1-X2井实钻测井数据,预计合煤1-X2井压裂施工时目的煤层井底压力约为35 MPa,地层温度约为35 ℃。在温度30 ℃、转速170/s条件下测试了0.5%浓度下JZQW-1的泡沫压裂液随压力变化的起泡体积和半衰期,结果显示,起泡体积随压力增加而下降,在730 ml趋于平稳,而半衰期随压力的升高不断延长,如图7 所示。为此,复合起泡稳泡剂加量优选0.5%。

图7 30 ℃下泡沫压裂液起泡体积、半衰期随压力变化曲线Fig.7 Changes of bubble volume and half-life of foam fracturing fluid with pressure at 30 ℃

2.3 防膨剂评价

研究区煤层为中等水敏,煤样的渗透率随矿化度的降低而减小。KCl具有价格便宜、应用广泛等优点,常作为压裂液防膨剂。利用周边矿井K7煤层煤样,用井场附近河流水配置成0%,1.0%,1.5%,2.0%和2.5%的5种浓度的KCl溶液进行膨胀率实验。实验依据为NBT 14003.1—2015《页岩气 压裂液 第1部分:滑溜水性能指标及评价方法》,并采用了毛细管吸收时间CST(Capillary Suction Ti mer)评价实验法,评价CST 计算公式如下:

式中:tA1为测试液体A 和岩心粉混合物测定时间,s;tA2为测试液体A 测定时间,s;tB1为清水B和岩心粉混合物测定时间,s;tB2为清水B测定时间,s。

通过对比评价,CST 随KCl加量增加而降低,当KCl浓度为1.5%时趋于平稳,因此确定压裂液KCl最佳浓度为1.5%,如表3所示,表中t1为测试液体和岩心粉混合物测定时间,s;t2为测试液体测定时间,s。为此,确定泡沫压裂液体系为KCl(1.5%)+起泡稳泡剂JZQW-1(0.5%)+水。

表3 煤粉微颗粒防膨性能CST实验Table 4 CST test of anti-swelling property ofpulverized coal particles

2.4 复合泡沫压裂液体系支撑剂沉降实验评价

为进一步评价该复合泡沫压裂液体系携砂性能,使用直径0.45～0.90 mm 的陶粒,采用单颗粒支撑剂沉降法,分别测定地层温度条件下支撑剂在活性水压裂液、交联胍胶压裂液及泡沫压裂液中的沉降速率,如表4所示。

表4 不同压裂液的沉降实验结果对比表Table 4 Comparison of settlement test results of different fracturing fluids

复合发泡稳泡压裂液中单颗粒陶粒沉降速度为0.065 mm/s,小于0.080 mm/s的要求[23]。复合发泡稳泡剂沉降速度最小,且满足支撑剂运移与展布要求。

3 复合氮气泡沫压裂液现场应用

3.1 压裂施工情况

2020年8月29日采用优选的氮气泡沫压裂体系对合煤1-X2井4个煤层采用可溶桥塞分3级进行压裂施工,现场按井底泡沫质量60%进行恒定井底总排量技术设计液氮泵注入,全井累计注入地层液量913.6 m3,液氮220.3 m3,总加砂量71.1 m3,如表5所示。

表5 合煤1-X2井压裂施工数据Table 5 Fracturing data of Hemei 1-X2 well

第1级和第3级为单煤层压裂,第1级施工曲线特征为先稳定后急速下降后缓慢台阶式下降,如图8所示;第3级施工曲线特征为多次先稳定下降+台阶较大幅下降,如图9所示。整体反映压裂裂缝不断沟通天然气裂缝,末期裂缝无法延伸并接近闭合压力,压裂效果显著。第2 级压裂段采用了22 mm尼龙球暂堵分流工艺,投球后压力曲线特征由大幅波动上升变为稳定上升,施工压力整体抬升5 MPa,反映暂堵效果明显,如图10所示。

图8 合煤1-X2井第1级压裂施工曲线Fig.8 First stage fracturing construction curve of Hemei 1-X2 well

图9 合煤1-X2井第2级压裂施工曲线Fig.9 Second stage fracturing construction curve of Hemei 1-X2 well

图10 合煤1-X2井第3级压裂施工曲线Fig.10 Thir d stage fracturing construction curve of Hemei 1-X2 well

3.2 裂缝监测情况

合煤1-X2井压裂全程实施了微地震裂缝监测,结果显示,3级压裂裂缝延伸方向均为北西—南东方向,即沿地层倾向展布,且与同井组的合煤1井相同,如图11所示。监测数据解释结果显示,合煤1-X2井整体裂缝长度及均衡性明显优于合煤1井,进一步证实氮气泡沫压裂液具有更好的造缝性及携砂性。

图11 合煤1-X2井与合煤1井压裂裂缝监测结果对比图Fig.11 Comparison of fracture monitoring results bet ween Hemei 1-X2 well and Hemei 1 well

3.3 压后排采试气情况

合煤1-X2井压后溢流采用稳压降法排液,压降速度与合煤1井相当情况下,返排液量及返排率明显增加,且见气时间大幅提前,如表6所示,溢流开井即游离气,机抽排采第13天见气,取样分析,可燃气体超过98%。该井按照“九段三压四控”排采控制方法排采,目前处于分步求产阶段,日产气量正稳步提升,如图12所示,井底流压1.87 MPa,套压1.29 MPa,日产气量1 176 m3,日产水量0.97 m3,返排率45.5%。

表6 排液情况分析对比与合煤1井活性水压裂工艺对比效果Table 6 Analysis and comparison of drainage situation and effect of active water fracturing process in Hemei 1 well

图12 合煤1-X2 井排采曲线Fig.12 Discharge-production curve of well Hemei 1-X2

4 结论

1)通过实验评价优选了一套复合泡沫压裂液体系。室内综合评价显示,该体系具有较高的稳定性和耐温耐剪切性,在压力15 MPa时泡沫半衰期达810 s,在30℃,170/s下表观黏度可达81 mPa·s,能满足煤层气压裂改造需要。

2)试验井合煤1-X2 井压裂施工、压裂微地震监测及排采结果进一步证实,氮气泡沫压裂液较常规活性水压裂液更具造缝性和携砂性,对于高陡复杂构造区煤层压裂,可提高改造范围并改善支撑效果。

3)压后排采试气显示,氮气泡沫压裂液有效提高了返排率,氮气对甲烷置换效果明显,缩短了见气周期。目前试验井排采初见成效,排采施工稳定,日产气量已稳步升至1 176 m3,初步展现了该项工艺对于试验区的适应性。