煤储层破裂压力对压裂改造的影响与工程应用

2024-04-13冯兴凯

煤矿安全 2024年3期

冯兴凯

（山东省煤田地质局第二勘探队，山东济宁 272000）

我国煤层气资源丰富，通过地面抽采将煤层气资源、储量转化为产能、产量，可实现降低煤层瓦斯含量、资源绿色利用[1-2]。我国煤层以低渗储层为主，直接地面抽采煤层瓦斯（煤层气）的产气量一般较低，抽采时效短，针对低渗储层需采取增渗措施提高煤层的渗透率及导流能力，促进储层排水、降压，实现煤层解吸、产气，尽量扩大煤储层的产水半径及有效解吸半径[3-4]，才能实现煤层气井高产稳产的目标。低渗储层采取水力压裂措施能够有效提高煤储层的渗透率、导流能力，鄂尔多斯煤层气井的开发显示，压裂液量和加砂量是影响煤层气井产能的主要工程技术因素，煤层气井的产气量与压裂改造效果密切相关，压裂施工过程中的加液量、加砂量、施工排量、前置液量等参数能够显著影响煤层气井的日产气量和累计产气量[5-7]。针对煤层气井的测井资料，目前主要开展煤层气有利区块优选，利用数学模型获取煤层的煤层结构、煤体结构、岩石力学参数、地应力、孔隙度、含气量等参数[8-10]，对煤层气井的煤系地层进行定性定量评价，为煤层气开发的地质横向有利区、纵向有利段优选提供指导。

目前针对煤层气井压裂施工参数的优化一般根据区块的既往开发经验、开发效果等进行优化确定，利用测井资料开展压裂工程参数优化、产能预测、排采控制优化等方面的研究分析较少。为此，基于测井资料分析岩石力学参数，重点分析破裂压力对压裂改造的影响，为煤层气井压裂施工参数优化提供参考，对射孔段、压裂排量、加液量、加砂量等参数进行优化，以期为煤层气井的压裂施工提供定性参考。

1 研究区地层及其岩石力学概况

1.1 地层概况

研究区位于山西沁水县，PN-1、PN-2 井是位于研究区的2 口煤层气开发直井。2 口煤层气井钻遇地层一致，自上而下依次钻遇地层为新生界第四系，上古生界二叠系上统上石盒子组、下统下石盒子组、山西组，石炭系上统太原组（未钻穿）。

2 口井对上古生界二叠系下统山西组、上古生界石炭系上统太原组的部分井段进行岩屑录井。通过岩屑录井，PN-1 井、PN-2 井均共见煤4 层，主要在山西组、太原组地层，PN-1 井综合解释4层煤，共7.95 m，其中山西组煤层气层1 层，厚度6.10 m，试井测试渗透率为0.26×10-3μm2，太原组含煤层气层3 层，累计厚度1.85 m，PN-2 井综合解释4 层煤，共7.67 m，其中山西组煤层气层1 层，厚度5.50 m，太原组含煤层气层3 层，累计厚度2.17 m。纵向来看，岩屑录井及综合解释煤层均为山西组3#煤层厚度最大，煤层稳定，煤质最好，具有煤层气开发价值，其余解释为含煤层气层，开发潜力较小。因此，重点针对山西组3#煤层及其顶底板的岩石力学特征进行研究，为煤层气井储层改造提供参考。

1.2 岩石力学特征

储层的岩石力学特征可通过参数井取样测试化验分析、测井资料解释等方式获取。参数井测试化验分析取得的岩石力学参数相对准确可靠，但获取的数据相对较少，一般在煤层气新区块采取参数井测试化验的方式获取目的层段、重点层段的破裂压力、闭合压力、地应力、渗透率、压力系数等参数，对新区块的煤层气开发指导意义较大。测井资料解释方式获取的数据较多、较全面，基于测井数据，利用解释模型反演的方式获取全井段精细的岩石力学参数，包括煤层及顶底板的弹性模量、泊松比、抗压强度、抗拉强度、有效应力系数、破裂压力、闭合压力等，但解释模型反演需要参考参数井、开发井获取的资料，建立适合该区块的解释模型，才能提高解释成果的可靠性和准确性。PN-1、PN-2 井位于山西省沁水县的成熟煤层气区块，已实施的煤层气参数井、开发井较多，便于修正解释模型。通过测井数据，根据该区块前期参数井获取资料优化测井解释模型，对2 口井的煤层段含气性、孔隙度、泥质含量数据进行计算，研究区含气性和孔隙度及泥质含量测井计算数据见表1。

表1 研究区含气性和孔隙度及泥质含量测井计算数据Table 1 Calculation data of gas, porosity and shale content logging in study area

在煤层及非煤层段的测井数据变化明显，煤层段的自然伽马、自然电位、体积密度、声波时差测井值均低于非煤层段，在煤层段PN-1 井的井径扩大、PN-2 井的井径变化不明显，煤层段的深侧向、浅侧向、微球形聚焦测井值均高于非煤层段。

2 煤储层可压性评价

2.1 岩石力学特征对储层改造的影响

煤层及顶底板的岩石力学性质是储层改造效果的重要影响因素之一。煤储层与页岩气、致密砂岩气储层相比，其岩石力学性质方面具有强度低、弹性模量低、泊松比低的特点。针对砂岩储层、页岩储层、煤储层的压裂物理模拟试验结果显示，储层中压裂形成的裂缝宽度与储层的其弹性模量成反比，弹性模量越大，裂缝宽度越小，因此，煤层气井在相同的施工规模及施工参数条件下，由于其弹性模量低，导致压裂裂缝宽度增加及裂缝长度延伸受到限制，在煤层中压裂，更易形成缝长短、缝宽宽的裂缝[11]，导致压裂改造沟通的煤层空间小，影响煤层解吸、供气体积，是造成煤层气井产气不理想的原因之一。煤层与其顶、底板岩层之间岩性变化，存在岩性界面（弱面），其对压裂裂缝的形态影响较大，由于弱面的存在，且弱面上、下岩层的岩石力学性质差异较大，导致在上、下岩层形成明显的应力差，且在弱面处形成低应力区，压裂裂缝在垂向上延伸至弱面时，受应力阻挡导致压裂裂缝沿弱面水平延伸，形成垂直缝与水平缝构成的组合裂缝即“T”形缝或“工”形缝。

2.2 破裂压力及可压性评价

煤储层可压性主要从脆性矿物含量、脆性指数、破裂压力等方面对储层的可压性进行提前研究分析。根据测井数据，对储层破裂压力参数进行定量评价，为煤层气井的压裂参数优化提供参考。

根据测井资料计算煤层破裂压力的模型为[12-13]：

式中：pF为破裂压力，MPa；μ为泊松比；σv为垂向应力，MPa；E为弹性模量，GPa；εh为构造应力系数，取1.2；α为Biot 系数，取0.33；pP为上覆地层压力，MPa；St为抗张强度，取0.8 MPa。

根据地层破裂压力模型及测井获取的基础数据，分别计算2 口井的破裂压力，分析裂隙在煤层与顶底板层间界面及顶底板中扩展延伸的可能性。PN-1 井、PN-2 井测井解释成果数据见表2，见表3。

表2 PN-1 井测井解释成果数据Table 2 Data of PN-1 well logging interpretation results

表3 PN-2 井测井解释成果数据Table 3 Data of PN-2 well logging interpretation results

经计算，PN-1 井3#煤层破裂压力为25.14 MPa，其顶底板岩层的破裂压力在29.65～31.28 MPa 之间，3#煤层破裂压力低于顶底板岩层的破裂压力，二者差值在5.10～6.73 MPa 之间，压裂裂缝易在层间界面扩展延伸，裂缝延伸进入顶底板岩层的可能性较小。计算的PN-2 井3#煤层破裂压力为22.39 MPa，其顶底板岩层的破裂压力在23.43～24.12 MPa 之间，3#煤层破裂压力低于顶底板岩层的破裂压力，破裂压力差值较小，二者差值在1.04～1.73 MPa 之间，压裂裂缝在层间界面及延伸进入顶底板岩层的可能性较大。

根据测井解释成果数据表可以看出，PN-1 井、PN-2 井煤层上下10 m 范围内的上覆地层压力梯度分别为0.023、0.022 MPa/m，煤层的破裂压力梯度分别为0.033、0.020 MPa/m，低于煤层上下10 m 范围内其他岩层的破裂压力梯度，即煤层具有低泊松比、低杨氏模量、低强度、低破裂压力的特点。为了避免压裂形成“T”形缝或“工”形缝，增强改造效果，建议对3#煤层射孔参数进行优化，在压裂施工方面，可以采取前置液阶段低排量造长缝、携砂液阶段高排量造新缝、连多缝的方式，从而达到在煤层中形成复杂裂缝、网状裂隙的目的。

3 工程应用及开发效果评价

3.1 改造效果评价

3.1.1 2 口井射孔及压裂参数

煤储层的原始渗透率较低，导流能力较差，为提高导流能力，增强改造效果，水力压裂是低渗煤储层增渗的有效途径之一，采取水力压裂的方式对煤层进行改造，在煤层中将压裂改造产生的裂缝与原生裂隙连通，提高煤储层的导流能力和渗透率，促进煤层气解吸产出。物理模拟显示：水力压裂后裂缝平均长度、裂缝孔隙度和裂缝开度增幅分别为70.81%～253.25%、171.88%～383.02%和20.31%～32.43%[14]，表明压裂具有显著提高导流能力的效果。

根据2 口井的煤储层岩石力学特征及可压性评价分析，为了提高压裂施工过程中的孔眼进液量及净压力，针对PN-1 井测井解释的煤层厚度为6.1 m，对其3#煤进行选射，射孔厚度为4 m，顶部避射1 m、底部避射1.1 m，射孔位置为696.8～700.8 m；针对PN-2 井测井解释的煤层厚度为5.5 m，对其3#煤进行选射，射孔厚度为4 m，顶部避射1 m、底部避射0.5 m，射孔位置为690.0～694.0 m，2 口井均采用16 孔/m 的等密度螺旋射孔方式。研究区2 口煤层气井的压裂施工曲线如图1。

图1 研究区2 口煤层气井的压裂施工曲线Fig.1 Fracturing construction curves of two coalbed methane wells in the study area

3.1.2 研究区PN-1 井改造效果

从压裂施工曲线及压裂施工数据分析，PN-1井施工排量在5.53～8.31 m3/min 之间，施工压力在19.03～26.03 MPa 之间，砂比在2.55%～21.88%之间，施工主要过程包括前置液阶段、携砂液阶段、顶替液阶段、测压降阶段。

1）PN-1 井前置液阶段。前置液（含试压）加液量309.99 m3，前置液占比达到49.34%。3#煤层的破裂压力与顶底板岩层的破裂压力差值较大，压裂裂缝沿层间界面延伸的可能性较高，通过提高携砂液前的注入液量及降低注入排量的方式，能够有效保障裂缝在射孔段扩展、延伸，避免裂缝转向及延伸至层间界面。此外，提高前置液的占比对扩大压裂影响半径有利，扩大压裂裂缝与原生裂隙的沟通范围，在煤层中形成网状裂缝，增大压裂改造体积、强化改造效果，前置液阶段加粉砂8.10 m3，粒径在0.250～0.425 mm 之间。前置液阶段加粉砂的主要目的是打磨孔眼及裂隙，降低携砂液阶段的施工阻力，研究表明，水力压裂的摩阻损耗主要包括液体流经管柱时产生的沿程摩阻及水力压裂过程中的近井摩阻，通过前置液阶段加大液量及携砂，能够有效降低施工摩阻[15]。另一方面是降低压裂煤层中的压裂液滤失，避免施工压力走低，施工过程中压力缓慢升高至25.92 MPa，在煤层中实现造长缝、连多缝及形成网状裂隙的目的。

2）PN-1 井携砂液阶段。携砂液阶段加液量295.80 m3，加砂53.00 m3；其中细砂37.85 m3，粒径在0.425～0.850 mm 之间；中砂15.15 m3，粒径在0.850～1.180 mm 之间。携砂液阶段主要目的是通过压裂液携砂将前置液阶段形成的裂缝进行支撑，提高压裂裂缝的导流能力，该阶段裂缝延伸及压裂影响半径扩展较小。携砂过程先加入25.92 m3细砂，其主要目的是对前置液阶段形成的裂缝进行支撑，且由于细砂粒径小，在裂缝中的运移阻力小，能够携带的距离更远，支撑半径更大，因此，先加入细砂对远端裂缝进行支撑。携砂过程后加入15.15 m3中砂，其主要目的是对井筒附近的压裂裂缝进行支撑，由于压裂改造过程中井筒附近地层的裂缝扩张缝宽较大，需要大粒径的支撑剂支撑，携砂液后期一般尾注大粒径的石英砂进行支撑，另一方面采取大粒径的石英砂，也能够避免前期加入的粉砂、细砂回流进入井筒导致的裂缝闭合及排采设备砂埋、卡泵等排采事故，因此压裂携砂液后期一般尾注中砂并提高砂比，实现对井筒附近地层压裂裂缝的支撑。从压裂施工曲线可以看出，施工66 min 后进入携砂液阶段，施工排量基本稳定在8 m3/min 左右，砂比逐渐提高至10%，此时施工压力从25.92 MPa 逐渐降低至20 MPa 左右，显示初次加入细砂的过程中，砂液密度增加、射孔孔眼处压力增加，在地层中形成新的压裂裂缝，压裂液进入新裂缝，施工压力降低，此后逐渐提高砂比，施工压力逐渐上升至26 MPa 左右，之后再次出现施工压力下降，显示地层中再次出现新的压裂裂缝，通过携砂液阶段的施工参数变化分析，压裂造新缝、连多缝的效果较好，实现了煤层封网改造及裂缝支撑的目的。

3）PN-1 井顶替液阶段。顶替液阶段加液量13.33 m3，达到井筒容积的1.65 倍，其主要目的是将井筒中尾注的中砂推入地层。

4）PN-1 井测压降阶段。测压降阶段持续60 min 时间，压力从18.6 MPa 下降至13.1 MPa，压力降幅达到5.5 MPa，降幅比例达到29.57%，压力降幅较大，表明压裂液在地层裂隙滤失、压力降低，显示地层压裂裂缝与原生裂隙连通性较好，且支撑效果明显，即储层改造效果较好。

PN-1 井压裂过程累计加液量619.12 m3，累计加砂量61.10 m3，液量砂量比10.13∶1，每米煤层的加液量为101.5 m3/m，每米煤层的加砂量为10.02 m3/m。地层破裂压力为25.92 MPa，计算的3#煤层的破裂压力为25.14 MPa，压裂施工前置液阶段将施工压力控制在计算的破裂压力以下，确保裂缝在煤层延伸及避免裂缝沟通至层间界面。停泵压力为18.60 MPa，停泵后测压降60 min，压力降低至13.10 MPa，压降效果明显，显示地层裂隙连通性较好。从整个施工过程看，测井解释的破裂压力与实际施工的破裂压力较接近，误差3.01%，施工压力低于煤层顶底板的破裂压力，顶底板未出现压裂裂缝扩展延伸的情况，压裂施工过程中实现了在煤层中造长缝、造新缝、连多缝，形成网状裂缝的储层改造目的，储层改造效果较好。

3.1.3 研究区PN-2 井改造效果

从压裂施工曲线及压裂施工数据分析，PN-2井施工排量在4.79～8.18 m3/min 之间，施工压力在14.84～28.07 MPa 之间，砂比在1.21%～21.03%之间，施工主要过程包括前置液阶段、携砂液阶段、顶替液阶段、测压降阶段。

1）PN-2 井前置液阶段。前置液（含试压）加液量217.5 m3，前置液占比达到50.07%。PN-2 井3#煤层的破裂压力与顶底板岩层的破裂压力差值较小，压裂裂缝沿层间界面及顶底板延伸的可能性均较高。

2）PN-2 井携砂液阶段。携砂液阶段加液量210.8 m3，加砂49 m3，其中细砂35 m3，粒径在0.425～0.850 mm 之间，中砂14 m3，粒径在0.850～1.180 mm 之间。

3）PN-2 井顶替液阶段。顶替液阶段加液量12.5 m3，达到井筒容积的1.53 倍，其主要目的是将井筒中尾注的中砂推入地层。

4）PN-2 井测压降阶段。测压降阶段持续60 min 时间，压力从12.6 MPa 下降至10.3 MPa，压力降幅达到2.3 MPa，降幅比例达到18.25%，压力降幅较PN-1 井小。

PN-2 井压裂过程累计加液量440.8 m3，累计加砂量56 m3。液量砂量比7.87:1，低于PN-1 井的砂量液量比，显示地层加砂难度较小，地层阻力小，即显示地层中压裂裂缝为单一长裂缝的可能性较高。每米煤层的加液量为80.15 m3/m，每米煤层的加砂量为10.18 m3/m，2 口井的加砂强度较接近。地层破裂压力为24.03 MPa，计算的3#煤层的破裂压力为22.39 MPa。

分析认为，PN-2 井在压裂施工初期，施工排量偏高，施工压力突破顶底板的破裂压力。由于煤层及顶底板的破裂压力较接近，且施工压力及地层破裂压力在煤层顶底板的破裂压力范围内，导致压裂裂缝扩展、延伸至煤层顶底板，显示压裂裂缝在顶底板砂质泥岩中形成单一裂缝，影响压裂改造效果。

3.2 产气效果评价

PN-1 井、PN-2 井均压裂山西组3#煤层，该煤层为无烟煤，临界解吸压力较低，临储比仅0.2 左右。研究区2 口煤层气井排采曲线如图2。

图2 研究区2 口煤层气井排采曲线Fig.2 Drainage and production curves of two coalbed methane wells in the study area

PN-1 井开抽时井底流压6.3 MPa，解吸时井底流压1.25 MPa，最高日产气量为2 903 m3，该井解吸前分阶段进行控制，先快速排采将井底流压降低至1.5 MPa 左右，接近3#煤层的临界解吸压力，后逐渐降低排采强度，直至煤层解吸产气，解吸前累计产水352.84 m3，压裂液返排率达到56.99%，显示压裂液充分返排及压降漏斗扩展较好。产气后，日产气量稳定上升至2 900 m3，后逐渐稳定在2 600 m3，显示地层供气半径较大。产气262 d 后累计产气量达到526 937 m3，平均日产气量2 011.2 m3，产气效果较好，显示3#煤层改造效果及支撑效果均较好，为排采过程中气体流动提供了良好的通道。

PN-2 井开抽时井底流压6.1 MPa，解吸时井底流压1.21 MPa，最高日产气量为252 m3，该井解吸前的控制策略与PN-1 井一致，解吸前累计产水605.97 m3，压裂液返排率达到137.47%，显示压裂顶底板含水逐渐向煤层补给[16]，导致返排率超过100%。该井产气157 d 后的累计产气量为22 763 m3，平均日产气量145 m3，产气效果较差，显示该井3#煤层的改造效果较差。