煤层气井产出水重复利用配制压裂液指标

李志军 刘岩 刘忠 吴健平 李江江 陈美瑾

摘要：煤层气生产过程中会产生大量的产出水，为了解决产出水处理过程难、处理费贵等问题，以沁水盆地安泽区块为例，开展了煤层气井活性水压裂后产出水离子矿化度连续性监测、产出水稳定性评价及产出水配制活性水压裂液配伍性实验评价。实验结果表明，压裂液进入煤层很快与煤层水混合，当压裂后快速返排，72 h 大部分压裂液返排出煤层；煤层产出水最少静置48 h 后，水质变清澈稳定，产出水固相含量小于50 mg/L，达到压裂重复再利用固相含量标准；煤层产出水配制压裂液与地层水混合无沉淀及絮凝，配伍性好，对储层伤害小。利用煤层气井产出水配制压裂液是可行的，设计了现场静置处理产出水的积液池，可使产出水充分循环利用，节约水处理成本，实现降本增效。

关键词：煤层气；产出水；压裂液；矿化度；配伍性；循环利用

中图分类号：TE357.12 文献标识码： A

0 引言

沁水盆地是我国最大的煤层气开发示范基地，生产井数多，产出水量大［1］。按照环保要求，煤层气井产出水需运往处理厂进行水质处理，增加了巨大的生产成本［2］，这些产出水若能就近进行充分循环再利用，可缓解用水紧张问题， 减少污水排放，保护环境和资源，节省高额的污水处理费［3］。大量的压裂返排液、洗井液、排采水需运输至污水处理厂进行处理［4］，处理过程难，处理费用高［5］。当前煤层产出水配制活性水压裂液循环再利用问题研究较少，国内外学者主要针对产出水配制压裂液离子矿化度特征、表面活性剂、配伍性开展研究［6］。刘萍等［7］开展了煤层气产出水配制表面活性剂压裂液的研究与应用；管保山等［8］进行了煤层气返排水配制压裂液用稠化剂的研制及应用研究；王改红等［9］开展了一种可回收清洁压裂液的研制和应用研究；刘立宏等［10］开展了油气田压裂液返排液重复利用技术研究；袁长忠等［11］进行了胜利油田瓜胶压裂液返排液回收利用水质指标研究；郭刚等［12］开展了油田采出水压裂液的研究与应用，优选表面活性剂，配套形成了采出水压裂液体系。李敬松等［13］开展了气井产水主控因素研究，认为对产水量影响较大的主控因素为测井可动孔隙度和总孔隙度、试气和生产套压、泥质含量等。笔者对于压裂后不同生产时间的煤层产出水离子矿化度动态变化规律、产出水的稳定性变化特征、固相含量的动态变化规律开展了研究，并且设计了现场高效低成本的产出水处理方法，对处理后压裂液稳定性、固相及配伍性等性能进行了评价。研究结果明确了不同返排时间产出水离子矿化度、稳定性、固相含量动态变化特征，定量评价了产出水配制压裂液处理时间及固相含量，研究结果对煤层气排采规律的认识及产出水高效低成本利用提供了一定的实验依据，这是前人研究所欠缺的。活性水压裂液的配制用水没有明确的标准，煤层产出水特征及产出水配制活性水压裂液可行性急需开展更深入分析。

研究区块为安泽区块，位于沁水盆地西南部，西邻霍山背斜，东邻沁水复向斜。主力煤层为下二叠统山西组3 号煤和上石炭统太原组15 号煤，该地区物性参数较差，顶底板以泥质砂岩、泥质灰岩为主［ 14］。安泽区块煤岩镜质体最大反射率为1.78%～2.87%，3 号煤层厚度6.35 m，煤层含气量为11.5～27.6 m3/t，灰分含量为13.91%～24.29%。15 号煤层厚度6.50 m，煤层含气量为10.6～21.7 m3/t，灰分含量为14.13%～43.58%。煤体结构为原生-碎裂结构，煤层厚度大，灰分含量中等，煤层含气量中等［15］。煤层孔隙度表现为中部较高，西北部和东南部较低， 中部孔隙度为4%～5%， 西北部为3.0%～3.5%，东北部裂隙线密度高，导流能力强，西部裂隙的线密度低，导流能力差［16］。煤储层需通过压裂改造，沟通割理裂缝，扩大裂缝延伸长度，改善储层导流能力，提高产能［17］。煤层压裂注入方式为光套管、环空注入/油管补液，压裂液为质量分数0.5%KCl 活性水，支撑剂使用40/70 目、20/40 目、16/20 目石英砂。笔者通过煤储层压裂后产出水离子矿化度监测、悬浮物稳定性评价、压裂液配制及评价分析，以期为煤层产出水配制压裂液再利用可行性提供实验依据和借鉴。

1 产出水及配制压裂液评价实验

1.1 实验装置

如图1 所示，煤层产出水离子矿化度连续性监测实验采用水分析离子色谱仪，该装置可以分析煤层气井产出水的矿化度、离子浓度、pH 值［18］；煤层气井产出水稳定性评价实验采用全能稳定性分析仪，该装置可以评价煤层气井产出水悬浮物稳定性，产出水浑浊情况等特征；实验装置还包括精密天平、滤纸、烧杯等，用来评价煤层气产出水固相含量，压裂液与地层水混合絮凝、沉淀等情况［19］。