柿庄南煤层气重复压裂裂缝形态反演及效果分析评价

2022-03-17张万春郭布民杜建波王春林

非常规油气 2022年1期

张万春, 郭布民, 孔鹏, 杜建波, 陈玲, 王春林

(1.中海油田服务股份有限公司, 天津 300459; 2.中联煤层气有限责任公司, 太原 030006)

柿庄南是沁水盆地南部煤层气开发的核心区块之一，目前已压裂投产煤层气井平均产气量远低于周边区块，而且其中相对高产井大部分已出现大幅度的产量下降，平均单井产量低、生产规模增长慢、已减产区未盘活存量资源大所导致的低效开发现状已经严重制约了柿庄南区块煤层气的有效开发[1-3]。重复压裂作为低产煤层气井治理的关键技术手段之一，在柿庄南区块具有广阔的市场应用前景[4-7]。国内从2010年开始逐渐开展煤层气重复压裂技术研究与应用，2010年，张义、鲜保安等研究认为采用二次(重复)水力压裂改造技术可以有效提高煤储层渗透率和单井产量[8]。2012—2016年，倪小明、朱明阳、林然等建立了煤层气重复水力压裂选井评价指标体系，研究了煤层气井连续多次压裂裂缝展布特征，为现场煤层气重复水力压裂选井及设计提供了理论依据[9-11]。2016年，张建国、刘忠等研究了郑庄区块煤储层特性相适应的重复压裂增产技术并进行了多井现场应用，对同类型煤层气田提高开发效果提供了参考[12]。2019年，张亚飞、李忠城等在沁南盆地某区块优选甜点区，有针对性地进行了重复压裂等增产技术试验，取得了较好的试验效果[13]。目前，针对柿庄南典型低效煤层气区块已分阶段进行了多井次重复压裂试验，但整体效果较差，对已重复压裂井缺乏总结分析和规律性认识，导致现有认知对后续重复压裂井指导性不强。该研究在归纳总结柿庄南煤层气重复压裂实施及生产概况基础上，主要通过G函数及净压力拟合反演对比分析了重复压裂裂缝形态与压裂效果的关系，旨在为后续柿庄南低产煤层气井重复压裂技术对策和方案设计优化提供参考指导。

1 柿庄南煤层气重复压裂实施概况

截止目前，柿庄南煤层气共计完成重复压裂改造井20口，其中2014—2016年进行第一阶段初步尝试，完成8口重复压裂改造井，2017—2020年进行第二阶段技术探索，完成12口重复压裂改造井。2014—2016年进行了柿庄南煤层气第一阶段重复压裂井试验。初选8口井，主要选井原则为：初次压裂效果不好或加砂不足，由于煤粉堵塞或水锁等原因产气量大幅下降或不产气，与邻井比较产能明显低于邻井，邻井产气量均不高的一次压裂井。同时针对不同低产原因分析采用大、中、小3种压裂施工规模：小规模多用于解决近井筒污染及煤粉堵塞；中规模主要解决水锁伤害及产气量递减趋势明显的井；大规模主要用于与邻井比较产能明显低的井，或者加砂不足压裂效果不好的井。煤体结构主要为原生-碎裂、碎裂-碎粒，采用常规连续加砂，无补孔无压后返排。重复压裂效果如图1所示，设计施工情况见表1。

图1 第一阶段重复压裂井产气量对比Fig.1 Refracturing wells gas production of the first phase

2017—2020年进行了柿庄南煤层气第二阶段重复压裂井试验，优选重复压裂井12口。根据第一阶段重复压裂井的施工经验，优化选井原则为：优选曾经高产或地质条件好的低产井，或由于煤粉堵塞或水锁等原因产气量大幅下降或不产气的一次压裂井，煤体结构主要为原生结构煤和原生-碎裂煤。施工工艺优化主要体现在4个方面：1)部分井进行补孔试验，提高施工成功率及新裂缝形成概率；2)尝试脉冲加砂，扩大裂缝规模；3)增加压后返排，返排压力5～8 MPa，减少压裂液污染；4)主要采用中规模解除水锁、大规模造缝的原则。设计施工情况见表2，重复压裂效果如图2所示。

表1 第一阶段重复压裂井设计施工情况Table 1 Refracturing wells design and construction situation of the first phase

表2 第二阶段重复压裂井设计施工情况Table 2 Refracturing wells design and construction situation of the second phase

图2 第二阶段重复压裂井产气量对比Fig.2 Refracturing wells gas production of the second phase

重复压裂压后效果井间差异性较大，第一批重复压裂井产气效果较差，8口施工井压后产气超过500 m3/d的仅1口，其中3口井不产气。第二批重复压裂井产气效果相对较好，平均单井日增产量595 m3/d，压后产气超过500 m3/d的7口，仅SZN-19井因压后产水较大未产气。总体来看，整体效果较差，未达到重复压裂设计预期。目前煤层气压裂效果分析评价较简单，对煤层气压裂裂缝形态分析较少。重复压裂压后复杂裂缝形态的形成被认为是煤层气压裂成功的关键，通过判断压裂后裂缝形态可以为后续煤层气重复压裂技术对策制定和方案设计优化提供重要指导作用。

2 重复压裂裂缝形态反演

压裂后压降分析为裂缝形态诊断提供了一种简单高效的评价方法，G函数分析及净压力拟合则是压后压降分析的主要技术，通过G函数曲线特征，可以较准确地得出不同形态曲线下的裂缝闭合参数和裂缝滤失及延伸情况，再通过裂缝净压力拟合就可反演地层参数和裂缝形态[14-15]。利用柿庄南煤层气实际压裂施工数据及测压降数据，借助FRACPRO压裂软件压降分析功能模块，分别对柿庄南重复压裂井第一次压裂和重复压裂进行了G函数分析和裂缝净压力拟合研究，反演了压后裂缝形态。该软件对于常规的滤失大且存在多裂缝的砂岩地层，能给出较好的拟合结果。该文通过对比分析发现重复压裂裂缝特征总体可分为3类。

2.1 产生新缝

以SZN-20井为例，利用第一次压裂与重复压裂施工数据进行G函数分析和裂缝净压力拟合。分析结果表明：SZN-20井第一次压裂井底闭合压力为14.87 MPa，裂缝闭合时间为8.14 min，携砂液效率为45.93%，裂缝净压力为3.15 MPa。G函数叠加导数(Gdp/dG)曲线(图3中蓝色曲线)呈波动状，初期滤失速率较大，且不断变化为不定值，这一时期裂缝滤失不仅受时间影响，还受压力控制，表现为沟通天然裂缝呈现出多裂缝特征，如图3所示。重复压裂井底闭合压力为11.48 MPa，裂缝闭合时间为12.1 min，携砂液效率为14.8%，裂缝净压力为1.00 MPa。Gdp/dG曲线呈一条从原点开始的斜直线，在测压降时间内无下降趋势，表明在该段时间无明显裂缝闭合点，前期表现出标准的Carter滤失，说明重复压裂裂缝呈较简单的双翼主裂缝，如图4所示。

图3 SZN-20井第一次压裂G函数及压力拟合曲线Fig.3 The first time fracturing G function and pressure fitting curve of SZN-20

图4 SZN-20井重复压裂G函数及压力拟合曲线Fig.4 SZN-20 refracturing G function and pressure fitting curve

SZN-20井重复压裂较第一次压裂施工闭合压力降低，闭合时间变短，携砂液效率降低，净压力降低，无多裂缝现象。图4中重复压裂测定的净压力曲线(白色曲线)为典型的“破压下降型”曲线，即重复压裂在第一次压裂裂缝基础上开启了新的裂缝，导致地层滤失增加，裂缝渗透率提高，压裂改造效果较好。在G函数分析基础上通过调整地质模型参数拟合净压力曲线(图4黄色曲线)，再根据实际泵注程序反演出重复压裂裂缝形态，得到实际支撑裂缝半长为85.6 m，支撑裂缝高度为27.6 m，如图5所示。

图5 SZN-20井重复压裂拟合裂缝形态Fig.5 SZN-20 refracturing fitting fracture morphology

根据分析结果，产生新缝的同类井还有SZN-11，SZN-12，SZN-09，SZN-10，SZN-06，SZN-05，SZN-18，SZN-03，SZN-01，SZN-04以及SZN-14。

2.2 无新缝产生

以SZN-02井G函数分析和裂缝净压力拟合结果为例。SZN-02井第一次压裂井底闭合压力为16.21 MPa，裂缝闭合时间为20.0 min，携砂液效率为32.17%，裂缝净压力为7.04 MPa，Gdp/dG曲线呈波动状，滤失系数与压力相关，初期滤失速率较大，表现为沟通天然裂缝呈现出多裂缝特征，如图6所示。重复压裂井底闭合压力为14.15 MPa，裂缝闭合时间为8.09 min，携砂液效率为53.67%，裂缝净压力为10.79 MPa，Gdp/dG曲线也呈波动状，滤失速率为不定值，裂缝滤失既受时间影响，也还受压力控制，表现为多裂缝特征，如图7所示。

SZN-02井重复压裂较第一次压裂施工闭合压力升高，闭合时间变短，携砂液效率升高，净压力升高，表现出多裂缝发育特征，造缝效果较差。图7中重复压裂净压力曲线为典型的“破压上升型”曲线，即重复压裂地层破压后压力大幅度上升，表现出施工加砂难度增加的现象，表明裂缝延伸困难，新的主裂缝形成的概率低。同上，反演出SZN-02井重复压裂裂缝形态，得到实际支撑裂缝半长为91.5 m，支撑裂缝高度为22.8 m，如图8所示。

根据分析结果，无新缝产生的同类井还有SZN-15，SZN-16，SZN-17以及SZN-08。

图6 SZN-02井一次压裂G函数及压力拟合曲线Fig.6 The first time fracturing G function andpressure curve fitting of SZN-02

图7 SZN-02井重复压裂G函数及压力拟合曲线Fig.7 SZN-02 refracturingG function and pressure fitting curve

图8 SZN-02井重复压裂拟合裂缝形态Fig.8 SZN-02 refracturing fitting fracture morphology

2.3 缝高失控

以SZN-07井G函数分析和裂缝净压力拟合结果为例。 SZN-07井第一次压裂井底闭合压力为11.11 MPa，裂缝闭合时间为6.75 min，携砂液效率为49.94%，裂缝净压力为3.07 MPa，Gdp/dG曲线呈波动状，滤失系数与压力相关，表现为沟通天然裂缝呈现出多裂缝特征，如图9所示。重复压裂井底闭合压力为10.97 MPa，裂缝闭合时间为1.0 min，携砂液效率为39.99%，裂缝净压力为0.31 MPa，Gdp/dG曲线呈从原点开始为一条短斜直线，初期滤失速率较大，裂缝快速闭合。如图10所示。

图9 SZN-07井一次压裂G函数及压力拟合曲线Fig.9 The first time fracturing G function and pressure fitting curve of SZN-07

SZN-07井重复压裂较第一次压裂施工闭合压力降低，闭合时间变得极短，携砂液效率降低，净压力变得极低。图10中重复压裂净压力曲线破压后压力大幅度下降，停泵后压力快速降到0 MPa，表明裂缝可能存在压穿高滤失储层或串层、沟通断层的情况，或裂缝缝高失控，压裂效果差。同上，反演出SZN-07井重复压裂裂缝形态，得到实际支撑裂缝半长为71.3 m，支撑裂缝高度为35.6 m，如图11所示。从SZN-07井地质分析来看井周无明显断层，SZN-07井煤层上下隔层应力差较小，根据裂缝形态反演结来看，缝高较高，裂缝向顶底板隔层过度扩展的较大，所以该井重复压裂更可能表现出缝高失控的特征。

图10 SZN-07井重复压裂G函数及压力拟合曲线Fig.10 SZN-07 refracturing G function and pressure fitting curve

图11 SZN-07井重复压裂拟合裂缝形态Fig.11 SZN-07refracturing fitting fracture morphology

根据各井压裂施工数据运用Fracpro软件进行净压力历史拟合反演重复压裂裂缝形态，并与设计裂缝形态进行对比，根据比值划分裂缝形态特征，得到重复压裂裂缝形态与压后产量对应关系，见表3。

表3 重复压裂井压裂裂缝形态与产量对应关系Table 3 Refracturing Wells fracturing fracture morphology and production relations

续表3

3 重复压裂效果分析评价

对支撑裂缝缝长进行分析，由表3可知，柿庄南区块已实施重复压裂井设计支撑裂缝半长为77.9～133.5 m，净压力历史拟合得到的实际支撑裂缝半长为70.1～113.9 m，设计缝长与实际缝长之比为0.84～1.63，总体来看，实际裂缝半长小于设计值。由于煤岩割理发育，压裂裂缝受天然裂缝的影响，沿层理和割理面扩展，故实际形成的裂缝主体为双侧不对称分布的狭长主缝，同时部分支撑剂填充天然裂缝，呈现多缝或多缝与缝网过渡特征，导致实际裂缝半长小于设计裂缝半长，如图12所示。

图12 重复压裂裂缝形态示意图Fig.12 Refracturing fracture morphology

对支撑裂缝缝高进行分析，由表3可知，柿庄南区块已实施重复压裂井设计支撑缝高为20.1～38.9 m，净压力历史拟合得到的实际支撑缝高为20.3～36.8 m，设计缝高与实际缝高之比为0.77～1.46，总体来看，实际支撑缝高大于设计值。3#煤层平均厚度为6.25 m，实际支撑缝高与煤层厚度之比为3.22～6.03，平均值为4.51，故实际形成的裂缝易压穿煤层顶底板。

分析压裂裂缝形态与压后产量，发现重复压裂后日产量>1 000 m3的井实际支撑裂缝半长均>95 m，其中SZN-04井、SZN-18井、SZN-10井的设计缝长与实际缝长之比<1，即实际支撑缝长大于设计支撑缝长，实际缝高与煤层厚度之比分别为4.27，5.05和4.60，裂缝半缝长与缝高之比为4.67，3.43和3.70，裂缝形态特征为狭长缝，单井控制解吸面积较大，产气量较高。以日产气量500 m3为界限，分别统计重复压裂裂缝形态，发现产量较高的井裂缝形态多为狭长缝，高短缝次之，反观产量较低的井，高短缝的情况较为普遍，当裂缝形态为短宽缝时，出现产量为0的情况，说明重复压裂未能有效增大一次压裂后的煤层气解析区域，净压力历史拟合所呈现的裂缝形态与可压性评价结果相符，如图13所示。