沁南地区煤层气井二次压裂技术研究

张云鹏，张 璐，李 宇，李昀昀，赵战江，杨生文

（1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

SZN 区块开发过程中出现400 多口水力压裂后不能满足产能要求的井，大量低产低效井需要探讨治理对策。重复压裂作为一种重要的治理手段，在国内得到了大量应用，并取得了一定效果[1-4]。目前国内煤层气二次压裂改造主要是根据不同低产原因，采取大、中、小三种改造规模的理念。该理念认为，针对近井筒污染及煤粉堵塞，采用小规模解堵压裂，疏通初次压裂形成的近井地带裂缝；针对水锁伤害及产气量快速递减的井，采用中等规模压裂，重新开启并构建原裂缝系统；针对因初次压裂加砂不足或压裂效果不好的井，采用大规模压裂，目的是在原有裂缝的条件下形成新裂缝。在该理念指导下开展的二次压裂现场应用，取得的效果参差不齐，整体无法令人满意。

为解决区块低效井治理问题，提高单井产量，研究适应该区块煤层特点的二次压裂增产技术，势在必行。本文在区块前期已施工井及二次压裂井总结分析的基础上，开展了二次压裂裂缝延伸规律分析及裂缝工艺参数优化，针对性提出二次压裂施工方案，旨在大幅度提高低效井产量。

1 已施工二次压裂井分析

1.1 已施工二次压裂井改造效果分析

区块前期在“小、中、大”规模理念下完成了18 口井二次压裂施工，压后产量大于500 m3/d 的井只有8口，整体改造效果一般。初次压裂后产量、二次压裂前后产量（见图1）。

从图1 可以看出，2017 年之前施工的8 口二次压裂井产量普遍较差，产量500 m3/d 以上的只有1 口，占13%；2017 年之后施工的10 口井，产量500 m3/d 以上的有5 口，占50%。变化主要基于选井方面的重视尤其地质研究，以及压裂排采工程质量的精细管理是二次压裂效果显著提高的主要原因。2017 年之前施工的二次压裂井受排采不连续影响较大，对地质及压裂工程分析干扰较大，因此只针对2017 年之后的井进行分析。

图1 已施工二次压裂井产量情况

2017 年之后施工的9 口二次井压裂后产量高于压前产量的井8 口，占89%，只有TX-149 井压后产量降低（见图2、图3）。

从图2、图3 可以看出，二次压裂后产量高于初次压裂峰值产量的井5 口，占63%。二次压裂不仅可以起到解堵作用，还具有释放储层潜力的作用。

图2 二次压裂前后产量对比

1.2 压后产量与二次压裂裂缝形态的关系

通过对初次压裂与二次压裂施工压力曲线类型分析及净压力拟合，分析曲线类型并对比前后闭合压力、闭合时间、液体效率、净压力、多裂缝参数变化，分析二次压裂裂缝延伸规律。

加砂过程施工压力通常呈现为稳定、下降、先稳定后下降、波动、先稳定后上升、上升、砂堵等类型，其中稳定、下降、先稳定后下降、波动等类型被认为裂缝形成较好，支撑剂输运距离远，裂缝得到有效延伸与支撑，通过曲线类型初步分析裂缝开启及延伸情况。对于二次压裂后，裂缝闭合压力升高、闭合时间变长、携砂液效率降低，净压力升高，多裂缝发育的井，认为二次压裂在第一次压裂裂缝基础上填充、延伸，有新裂缝形成。反之，裂缝闭合压力、闭合时间、携砂液效率、净压力无明显变化，无多裂缝的情况，则认为裂缝未得到有效延伸，无新裂缝形成。

根据已施工9 口二次压裂井的压后分析结果，统计了压后产量与裂缝延伸情况的关系，0 表示无新裂缝形成的井，1 表示有新裂缝形成的井（见图4）。

根据图4，9 口二次压裂井，裂缝得到延伸，有新裂缝形成的井，压后产量普遍较高；裂缝延伸困难无新裂缝形成的井，压后产量普遍较低，两者具有较强的相关性。因此，二次压裂改造的首要目标是让原有裂缝得到有效延伸，并且形成大规模新裂缝，从而获得更高的压后产量。

图4 二次压裂后产量与裂缝延伸情况的关系

1.3 压后产量与二次压裂井煤层体结构的关系

分析了9 口井井径扩大率与煤体结构的关系；碎粒煤厚度占比与井径扩大率关系；碎粒煤煤体结构厚度占比与压后产量（见图5～图7）。

图5 井径扩大率与碎粒煤煤体结构关系

图6 压后产量与碎粒煤煤体结构关系

图7 压后产量与井径扩大率的关系

9 口井碎粒煤煤体结构厚度占比与井径扩大率成正相关性，规律明显。随着碎粒煤厚度占比增加二次压后产量降低。二次压裂压后产量随井径扩大率增加而减小，但关系不明显；产量增加量大于500 m3/d 的4 口井，井径扩大率全部小于20%，产量大于400 m3/d 的7口井中只有1 口井井径扩大率高于20%。

1.4 已施工二次压裂井施工参数分析

统计分析了二次压裂后产量与压裂施工参数的关系，为扩大样本数量，将18 口井压后产量与压力工艺参数进行了统计分析，结果（见图8～图11）。

图8 二次压裂压后产量与排量的关系

图9 二次压裂压后产量与前置液占比的关系

图10 二次压裂压后产量与加砂量的关系

图11 二次压裂压后产量与平均砂比的关系

由图8～图11 可以看出18 口井二次压裂后高产井施工排量都在8 m3/min，高产井前置液占比在30%～35%。产量超过600 m3/d 的井加砂量都在30 m3以上，产量随加砂量增加而增加，但不明显。砂比在10%～12%时，产气量最高。

2 二次压裂技术研究

2.1 二次压裂井选井

根据区块地质认识[5]、二次压裂经验，煤层气二次压裂选井认识如下：

（1）优选地质有潜力的井，如初次压裂后产气量较高，剩余可采储量高的井；（2）尽量避免选择碎粒煤、粉煤、糜棱煤发育的井；（3）尽量选择井经扩大率小于20%的井；（4）已进行二次改造的井不选；（5）断层附近300 m 以内的井暂不选，落在陷落柱的井不选；（6）最大主应力方向上200 m 以内有相邻排采井的不选；（7）含气量小于10 m3/t 的井不选；（8）地层压力系数小于0.3的井不选。

2.2 二次压裂工艺参数

煤层气二次压裂目标是形成新裂缝，因此压裂规模要大于初次压裂，采用大排量、大液量的体积改造模式更有利于打碎储层，形成大量新裂缝，增大改造体积。根据区块前期压裂作业经验及相邻煤层气田二次压裂现场应用调研[6-8]，优化压裂工艺参数如下：

清水压裂液配方：1.5%～2.0%KCl+清水。压裂采用不同粒径支撑剂组合，可以更好的对不同级别裂缝进行支撑。建议支撑剂组合：40/70 目细砂（10%～20%）+20/40 目中砂（60%）+16/20 目粗砂（30%～20%）。

为保证形成新裂缝，加砂量不低于初次压裂，建议单层砂量不低于60 m3；液量不低于初次压裂，建议单层不低于800 m3。

模拟了不同排量下，裂缝半长、SRV、施工压力的变化（见图12）。模拟结果显示改造SRV 随着施工排量加大而加大，但增幅减缓。施工压力随着施工排量加大而加大，主要来自于摩阻，裂缝半缝长对排量敏感性不高，更大的排量带来更高的裂缝复杂度，考虑到施工压力限制，以及增加水马力带来的额外投入，建议施工排量12～14 m3/min。

图12 不同排量下裂缝参数变化情况

2.3 二次压裂压后返排工艺

压裂结束30 min（测压降30 min）后开井返排，压后排液的原则是既要防止支撑剂返吐，又要尽可能排出压裂液，携带出压裂产生的煤粉。根据井口压力，选择合适的油嘴或排量放喷排液，返排工作制度（见表1）。

表1 SZN 区块压后快速返排工作制度

3 结论

（1）地质选井及合理的排采制度是二次压裂后产气效果的重要保障，是二次压裂获得较好效果的前提。煤体结构及井径扩大率与压后产量相关性较强。

（2）SZN 区块煤层气井二次压裂工艺关键要保证裂缝得到延伸并且有新裂缝产生，压裂规模不应低于初次压裂，采用体积改造模式更有利于形成新裂缝，获得更大储层改造体积，从而提高改造效果。

（3）SZN 区块二次压裂工艺参数优化如下：采用清水压裂液与组合粒径石英砂支撑剂，施工排量为12～14 m3/min，加砂量不低于初次压裂加砂量，建议单层加砂量60 m3以上，液量800 m3以上。压后30 min，开井放喷，采用快速放喷工作制度。