基于煤储层水力压裂动态渗透率变化的压裂效果评价方法及其应用

2022-06-07孙长彦谢相军范毅刚

煤田地质与勘探 2022年5期

山拓，孙长彦，王乾，谢相军，范毅刚

(1.河南理工大学资源环境学院，河南焦作 454003；2.乌鲁木齐国盛新能源投资开发(集团)有限公司，新疆乌鲁木齐 830009)

我国大部分煤层气藏具有储层压力低、渗透率低、含气饱和度低、临界解吸压力低、非均质性强等特点[1-2]，通过储层改造建立流体运移高速通道对于煤层气开发至关重要。水力压裂是煤层气开发最常用的储层改造技术[3-4]，其实质是将压裂液以大于地层滤失速率的排量和大于破裂压力的水压注入储层，促使煤岩体破裂并形成裂缝，增加煤储层的渗透率，促进煤层气高效产出[5]。准南某区块煤层气井水力压裂多采用常规水力压裂的方式，而该方式仅形成沿储层最大主应力方向延伸、沿最小主应力方向张开的单一裂缝，储层改造体积小。为了进一步提升储层改造效果，缝网改造的理念逐渐被人们所接受。缝网改造即通过分段多簇射孔压裂，大排量、大液量、段塞式加砂以及一些辅助措施(投球暂堵、端部脱砂等技术)，最大限度地扰动原始地应力场，促使水力裂缝转向并沟通更多的天然裂隙，有利于增大改造体积以及裂缝与基质的接触面积，进而促进气体扩散向渗流的转变以及储层导流能力的提升[6-9]。

影响煤层气井水力压裂效果的因素较多，除压裂施工工艺外，还包括地应力场[10]、储层岩石力学性质[11-15]、天然裂缝发育情况[16]等。对压裂施工效果进行评价是煤层气井产量预测、产能控制因素评价的重要依据。目前，压裂效果的评价方法主要包括基于压裂施工曲线的定性评价、G函数分析和裂缝监测等。其中，煤层气井压裂施工曲线显示了储层水力裂缝扩展的动态信息，其形态特征可在一定程度上反映煤储层的压裂效果[17-18]。值得注意的是，压裂施工曲线上的压力通常为施工压力，不是井底压力，没有考虑管路摩阻和静液柱压力，直接对其分析可能造成较大误差。而G函数分析则是压后分析的主要技术，虽然油气地层与煤储层有较大的区别，但由于G函数压力导数具有对水力压裂效果放大的敏感度，利用G函数导数和叠加导数曲线，能够对压裂施工结束后裂缝的复杂性做出判断，从而改进压裂方案、提高压裂施工质量，获得最佳储层改造效果[19-20]。

然而，上述2 种方法均属于定性评价方法，煤层气井压裂效果评价的量化标准仍缺乏系统研究。考虑到储层渗透率是反映裂缝导流能力、造缝情况的重要参数，笔者借鉴试井渗透率测试原理，提出了一种压裂阶段储层渗透率动态变化定量评价方法。同时，通过对准南某区块2 口井每分钟压裂数据进行分析、处理，绘制动态渗透率曲线，评价压裂施工效果并对该方法的有效性进行检验，以期为煤层气井、煤系气井水力压裂效果评价、开发工艺优化提供可靠方法。

1 动态渗透率定量评价理论基础

为了更直观地反映水力压裂过程中裂缝的起裂与延伸，采用基于径向流模型的油井压降试井方法(MDH)建立动态渗透率计算方法[21]：

式中：pw、pw0分别为阶段末、阶段初始井底压力，MPa；mp为直线斜率绝对值，MPa；ts为阶段压裂时间，min，*ts为ts/min。

采用压力恢复测试方法(Horner)计算关井阶段的动态渗透率：

式中：tf为累计压裂时间，min；Δt为关井时间，min。

在径向流动情况下，井底流压的变化与时间的对数呈线性关系，运用这一关系可以计算储层的渗透率：

式中：K为储层渗透率，μm2；q为气井注水量(或产水量)，m3/d；μ为水黏度，mPa·s；B为体积系数；H为压裂段厚度，m。

其中，井底流压pw可通过井口压力po、静液柱压力pm和管路摩阻压力pf计算得到，单位均为MPa。

式中：ρ为压裂液密度，kg/m3；g为重力加速度，9.8 m/s2；h为压裂段垂深，m；hf为单位重力流体的沿程能量损失，m；λ为沿程损失系数；l为管道长度，m；d为管道直径，m；v为过流断面平均流速，m/s；ν2/2g为单位重力流体的动压头(速度水头)，m。

在上述方法的基础上，依据压裂施工排量与井底流压的变化情况计算不同压裂阶段的渗透率。具体地，排量稳定时，以排量作为主导因素进行阶段划分；排量不稳定时，以井底流压为主导因素进行阶段划分。由此可以获取整个压裂阶段储层渗透率的变化情况并绘制动态渗透率曲线。

2 实例分析

以准南某区块2 口井的水力压裂为例，说明压裂阶段动态渗透率定量评价方法的应用效果。2 口井资源条件和开发条件相似，其中，CMG-01 井通过实施煤储层与围岩大规模缝网改造(分层多簇射孔、大排量、大液量、段塞式加砂、投球限流、端部脱砂等)进行煤系气开发，而CBM-02 井仅对煤储层实施常规水力压裂，并进行煤层气开发。压裂施工参数见表1。

表1 CMG-01 井和CBM-02 井改造情况Table 1 Stimulation conditions of CMG-01 well and CBM-02 well

2.1 CMG-01 井水力压裂

2.1.1 地质特征

CMG-01 井对中侏罗统西山窑组452号煤层段(井深607～630 m)与453号煤层段(井深653～673 m)进行煤系气开发，层段内煤储层厚度分别为16.8 m 和15.8 m，含气量5.3～6.2 m3/t。煤储层顶底板泥页岩(砂质泥岩、炭质泥岩、泥岩和粉砂岩)普遍具有一定的总有机碳含量(TOC)(图1)，表明其具有一定的生储烃能力。理论含气量计算结果显示，两个煤储层顶板泥页岩储层理论含气量分别为1.49～2.40 m3/t(平均1.86 m3/t)和1.31～1.70 m3/t(平均1.47 m3/t)。根据体积法计算得到该井煤系气资源丰度达2.17×108m3/km2，资源条件良好。另外，根据钻井取心和测井解释的煤体结构识别，煤储层均以碎裂煤为主，表明煤储层具有可改造性。此外，该井的邻近井前期煤层气开发过程中，产水量一般在10 m3/d 以下，表明区域内砂岩−煤储层含水层富水性弱，对开发影响不大。

图1 CMG-01 井煤系物性特征Fig.1 The physical property characteristics of coal measures in CMG-01 well

2.1.2 压裂施工情况

CMG-01 井采用泵送可降解桥塞−射孔联作方式对453号煤层段和452号煤层段实施分段压裂。两层段均采用16 孔/m 的孔密度与60°的相位角实施分层多簇不均匀射孔，且两层段均包含4 个射孔簇，簇长度为1～2 m，簇间距为3～7 m(图1)。同时，两层段均采用配比为1%KCl+清水的活性水作为压裂液，采用细砂、中砂和粗砂的三级配石英砂作为支撑剂。以453号煤层段为例，该层段压裂时平均排量为13 m3/min，共注入压裂液1 640 m3，分别加入40～70 目石英砂(细砂)13 m3，20～40目石英砂(中砂)31 m3，16～30目石英砂(粗砂)10 m3，平均砂比6.9%。此外，压裂中途将排量降至5 m3/min 以下，投入尼龙球暂堵射孔孔眼，之后快速提升排量继续压裂施工，由此实现对不同类型储层的均匀压裂。

注意到2 个改造层段内煤层均具有相对较高的原始渗透率(图1)，且由于煤层岩石力学强度较低，其破裂压力相对低于岩层，使得煤层成为各层段内第一阶段改造的对象，而通过实施限流，各层段第二阶段改造对象转变为岩层，包括泥岩、砂质泥岩和粉砂岩等。

2.1.3 压裂效果评价

由于2 个煤层段采用了相似的压裂工艺，故以453号煤层段为例说明压裂施工效果，其压裂施工曲线如图2 所示。压裂过程中渗透率及其相关参数计算结果见表2，表中序号1−7 对应图2 中数字序号。

图2 CMG-01 井453 号煤层段压裂施工曲线Fig.2 Hydraulic fracturing curves of the No.453 coal seam section of CMG-01 well

表2 CMG-01 井渗透率计算数据Table 2 Permeability calculation data of CMG-01 well

453号煤层段储层动态渗透率计算结果表明，A 段随着排量增大至12.86 m3/min，井底流压增大至19.75 MPa左右，储层渗透率则逐渐增大至1.374 μm2左右，表明随着压裂液的注入，近井地带储层中的原始裂缝被打开，但是储层并未发生明显破裂。B 段排量保持13 m3/min 不变的情况下，井底流压从19.67 MPa 逐渐降低到17.92 MPa，储层渗透率则由1.37 μm2提升至2.594 μm2左右，表明煤储层内形成了新的水力裂缝，显示出良好的造缝效果。C 段排量依旧保持13 m3/min不变，井底流压在18～20 MPa 间波动且趋于降低，储层渗透率则在2.241～2.594 μm2波动，表明水力裂缝延伸效果较好，且不断有微裂缝形成，此外，C 段末期砂比达最大值(17%左右)，储层发生一定程度的砂堵，裂缝开度降低导致渗透率急剧下降。D 段排量降至5 m3/min 左右，并向井筒内投入40 个尼龙球进行暂堵。E 段排量由5 m3/min 快速增大到13 m3/min 并保持稳定，井底流压在增大至20.68 MPa 后明显降低至19.79 MPa，储层渗透率则快速增大至2.173 μm2左右，表明有新的分层被打开或裂缝转向开启新裂缝。F 段排量保持13 m3/min 不变，井底流压在19.4～20.9 MPa间波动且趋于升高，储层渗透率由2.173 μm2降低至0.999 μm2，表明随着加砂量、砂比增大，储层内发生一定程度的端部脱砂。到G 段，随着第四段支撑砂的泵入，井底流压由24.54 MPa 快速提升至32.54 MPa，渗透率波动式降低，表明裂缝内发生了明显的端部脱砂，随即停泵、停砂并准备解堵。

待压力下降后，H 段排量快速达到13 m3/min，井底流压达到26.08 MPa，储层渗透率则快速提升至2.048 μm2，说明已经解堵；且渗透率先升后降，说明有新的裂缝开启和延伸以及砂堵迹象。I 段随着压裂施工结束，关井阶段储层渗透率降低至0.76 μm2，说明在流体压力作用下裂缝尚未完全闭合，造成该阶段储层渗透率仍保持在达西级(平方微米)。

2.1.4 排采情况

该井起抽时井底流压为4.41 MPa，起抽后该井始终保持较低的强度进行排采，井底流压降速保持在0.019～0.023 MPa/d。经过80 余天排采，井底流压降低至2.5 MPa，产水量保持在9.1 m3/d 左右，然而现阶段还未有气体产出，仍处于单相流阶段，后期将持续关注其排采情况。

2.2 CBM-02 井水力压裂

2.2.1 地质特征

CBM-02 井对西山窑组43 号煤储层进行煤层气开发，煤储层厚度与含气量分别为32.4 m 和5.4 m3/t左右(图3)，体积法计算得到煤层气资源丰度约为2.41×108m3/km2，煤层气资源条件良好。另外，根据钻井取心和测井解释结果，43 号煤储层煤体结构以碎裂煤为主，表明煤储层具有可改造性。此外，该井邻近的参数井日产水量仅1.84～5.82 m3，地下水动力条件不会对煤层气开发造成不良影响。

图3 CBM-02 井煤系物性特征Fig.3 The physical property characteristics of coal measures in CBM-02 well

2.2.2 压裂施工情况

CBM-02 井采用12 孔/m 的孔密度与60°的相位角螺旋布孔的方式对43 号煤层实施射孔，共包含3 个射孔簇，簇长度为2 m，簇间距为10～13 m(图3)。另外，该井采用配比为1.5%KCl+清水的活性水作为压裂液，压裂阶段平均排量为11 m3/min，压裂液总量为1 220 m3，并加入20～40 目石英砂(中砂)50.4 m3，16～30 目覆膜变形砂(粗砂)5.8 m3，平均砂比9.26%。

2.2.3 压裂效果评价

压裂过程中渗透率及其相关参数计算结果见表3，表中序号1−8 对应图4 中数字序号。

表3 CBM-02 井渗透率计算数据Table 3 Permeability calculation data of CBM-02 well

43 号煤储层压裂施工曲线如图4 所示。具体地，A 段随着排量增大至10.14 m3/min，井底流压增大至21.58 MPa，储层渗透率逐渐增大至0.426 μm2，表明随着压裂液的注入，近井地带储层原始裂缝逐渐开启。B 段排量保持11 m3/min 不变，井底流压由21.58 MPa逐渐降低至19.88 MPa，储层渗透率则提升至1.738 μm2，表明煤储层中形成了新的水力裂缝，且造缝效果较为良好。C 段排量保持不变，井底流压在17～19 MPa 间波动且趋于升高，储层渗透率则由1.738 μm2降低至0.438 μm2，表明随着支撑剂的泵入，裂缝延伸阻力加大，裂缝等效开度降低，导致储层渗透率趋于下降。D 段排量依旧保持11 m3/min 不变，井底流压由19.88 MPa 降低至18.68 MPa，储层渗透率则由0.438 μm2提升至1.316 μm2，表明储层内再次形成了新的水力裂缝。E 段排量依旧保持不变，井底流压由18.01 MPa快速降低至15.10 MPa，渗透率经历了一个先降后升过程，说明储层内经历了一个裂缝延伸受阻与突破的过程。F 段停泵测压降30 min。G 段排量快速增大到11 m3/min 并保持稳定，井底流压增大至17.3 MPa 后快速降低至16 MPa，而储层渗透率增大至1.816 μm2，表明储层内再次开启了新裂缝。H 段排量保持11 m3/min 不变，井底流压在14.71～15.40 MPa 间波动且趋于升高，储层渗透率则由1.816 μm2降低至0.860 μm2，表明随着支撑剂连续注入，裂缝延伸阻力加大，有端部脱砂迹象，导致储层渗透率趋于降低。I 段排量保持不变，井底流压在13.7～16.7 MPa 间波动且趋于降低，储层渗透率则在0.860～1.267 μm2之间波动，表明储层内不断有微裂缝形成。J 段压裂施工结束，关井阶段储层渗透率降低至0.16 μm2，远低于CMG-01 井关井阶段的储层渗透率。

图4 CBM-02 井43 号煤层段压裂施工曲线Fig.4 Hydraulic fracturing curves of the No.43 coal seam section of CBM-02 well

2.2.4 排采情况

该井起抽时井底流压为4.81 MPa，排采阶段最高产气量和平均产气量分别为912 m3/d 和510 m3/d，而稳产阶段产气量在910 m3/d 保持4 个月左右后开始逐渐降低，最终降低至500 m3/d 以下。

2.3 G 函数分析

在分析水力压裂停泵后的压降曲线时，将时间用G函数表达，通过分析压力、压力对G函数时间的导数等随G函数时间的变化情况来反映水力裂缝与天然裂缝沟通情况及裂缝复杂程度。为了准确求出在裂缝性储层中的拟合压力，定义了无因次关井时间δ，并由无因次关井时间函数G(δ0,δ)与无因次关井时间δ的函数关系求出在不同δ下的G[22-27]。根据Nolte 提出的理论图版与压降关系可知，拟合压力p*等同于求以G函数为横坐标、p为纵坐标的压降曲线的斜率。

无因次关井时间为：

式中：δ为无因次关井时间；tp为累计压裂时间。

无因次关井时间函数及拟合压力如下：

考虑到拟合压力p*与滤失系数是线性相关，若dp/dG为常数，则说明此时水力裂缝处于闭合状态；若dp/dG呈线性变化，则表示储层中的天然裂缝对压裂裂缝中的流体存在影响。为了便于判断，从数学意义上，构建了叠加导函数Gdp/dG、ISIP−Gdp/dG，同时绘出Gdp/dG、ISIP−Gdp/dG与G函数时间的关系曲线，根据曲线形态评价水力裂缝复杂程度、水力裂缝与天然裂缝沟通情况，进而预测储层改造效果。具体根据瞬时停泵井底压力ISIP 与井底压力p(t)的关系，可以确定天然裂缝是否开启；根据Gdp/dG曲线判断压裂裂缝与天然裂缝的沟通数量。

CMG-01 井和CBM-02 井G函数曲线如图5 所示。两井G函数曲线显示其dp/dG均不是常数，表明水力裂缝均与天然裂缝发生了不同程度的沟通。其中，CMG-01 井叠加导数ISIP−Gdp/dG曲线在压降测试初期就偏离了压降曲线，且(ISIP−Gdp/dG)>p(t)，叠加导数Gdp/dG曲线波动明显，表明该井水力压裂阶段水力裂缝沟通多条天然裂缝，裂缝形态相对复杂、压裂效果较好。然而，CBM-02 井叠加导数ISIP−Gdp/dG曲线仅轻微偏离压降曲线，且(ISIP−Gdp/dG)>p(t)，Gdp/dG曲线为一条外推过原点的直线，表明该井水力裂缝只沟通较少数量的天然裂缝，裂缝形态单一、压裂效果相对较差。可见G函数分析能够更加直观地反映裂缝的复杂程度、更准确地评价压裂效果，这是压降曲线不能反映的。

图5 G 函数显示裂缝复杂程度Fig.5 G-Function shows complex fractures

2.4 压裂效果差异原因分析

压裂阶段储层动态渗透率定量评价结果显示，CMG-01 井与CBM-02 井压裂阶段储层最大渗透率分别达2.594 μm2和1.816 μm2，停泵后储层渗透率则分别为0.76 μm2和0.16 μm2，表明CMG-01 井储层改造取得了更好的造缝效果。基于径向流模型的压力恢复试井方法计算得到的排采初期单相流阶段的储层渗透率与和压裂结束后的压降阶段的G函数分析结果，也验证了这一结果。具体地，排采初期CMG-01 井单相流阶段的储层渗透率为5.62×10−3μm2，而CBM-02 井仅为1.62×10−3μm2；同时，G函数曲线显示CMG-01井相较于CBM-02 井沟通了更多的天然裂缝，裂缝更为复杂，显示出更好的压裂效果。

造成两井压裂效果差异的主要原因包括以下几个方面：首先，两口井改造对象不同。相较于CBM-02 井的煤储层压裂，CMG-01 井对煤储层及围岩实施联合水力压裂，有助于利用围岩较高的可改造性提升压裂效果。其次，两口井射孔方式存在一定差异，CMG-01 井采用了分层多簇不均匀射孔，且射孔簇间距相对较小，有利于利用簇与簇之间在压裂过程中的应力场干扰促使裂缝转向，形成多级多类裂缝，实现缝网改造；而CBM-02 井射孔簇间距过大，应力场干扰强度低，难以促使裂缝转向，进而导致其改造体积相对较小，不利于压裂效果提升。CMG-01 井压裂排量和总液量明显高于CBM-02 井，有利于改造体积和缝网复杂程度的提升。同时，CMG-01 井采用了投球暂堵、明显的端部脱砂等限流压裂技术，更加有利于缝网的形成。最后，CMG-01 井采用了包含40～70 目石英砂(细砂)在内的三级配支撑剂，强化了对储层多级裂缝的支撑，在基质孔隙与压裂裂缝之间建立了一座“桥梁”，缩短了煤层气的扩散距离，进而提升了流体运移产出能力。由此可见，煤系气储层一体化缝网改造的效果远远高于煤储层常规水力压裂的效果。

煤系气储层一体化缝网改造有助于克服煤层可改造性差、排采阶段应力敏感伤害严重等不足，对于软煤发育或煤层埋深大的地区尤为适用。同时，改造对象由煤层扩展至煤系，可对煤系中的泥页岩气和致密气进行开发，有助于增大井控范围内可采资源量，这对于煤层厚度较薄、含气量较低导致煤层气资源不足的地区十分有利，而对多煤层发育的地区尤为适用。然而，一体化缝网改造阶段，需要避开水敏性极强的泥页岩、富水性强的含水层，同时单井各改造层段的渗透率与破裂压力不宜具有数量级的差异，避免压裂阶段层间干扰严重而导致改造不均匀。

CBM-02 井二次改造或具有相似地质特征的煤层气井储层改造时，建议采用分层不均匀射孔方式，对主采煤层及其围岩以及邻近的薄煤层及其围岩进行射孔，当软煤发育或煤层埋深较大时，优先对围岩进行射孔。同时，采用大排量、大液量、限流等工艺，在增大井控范围内可采资源量的同时，提升储层改造效果，促使煤层气井提产。