計(jì) 勇　曹硯鋒　于繼飛　隋先富　陳 歡

(中海油研究總院， 北京 100028)

?

煤層氣井高破裂壓力因素分析及解決措施

計(jì) 勇曹硯鋒于繼飛隋先富陳 歡

(中海油研究總院， 北京 100028)

摘要：以沁水盆地某區(qū)塊68口壓裂施工井中的8口失敗井為研究對(duì)象，分析18次施工改造成功率僅78%的主要原因是煤儲(chǔ)層破裂壓力較高。造成破裂壓力高的主要原因是射孔不夠完善及地層濾失嚴(yán)重、施工過程中砂比使用不恰當(dāng)以及煤儲(chǔ)層自身的低楊氏模量和高泊松比。提出了3種解決措施：壓裂施工過程采用大尺寸套管注入；研發(fā)適合煤儲(chǔ)層壓裂的高效壓裂液體系，提高液體密度，增加井筒液柱壓力；結(jié)合生產(chǎn)實(shí)際，采用高孔密、螺旋布孔方式使孔眼與裂縫起裂平面夾角最小從而降低破裂壓力。此研究為煤層氣井壓裂提供了技術(shù)支持。

關(guān)鍵詞：煤層氣井； 儲(chǔ)層改造； 破裂壓力； 因素分析； 解決措施

煤層氣井產(chǎn)氣的主要通道是裂縫及割理。我國(guó)煤儲(chǔ)層具有非均質(zhì)性強(qiáng)、連通性差及滲透率低等特點(diǎn)[1]，為獲得煤儲(chǔ)層潛在的地質(zhì)儲(chǔ)量，增大裂縫通道、提高儲(chǔ)層滲透率是我國(guó)煤層氣井儲(chǔ)層改造的主要方向和目標(biāo)。油氣田儲(chǔ)層增產(chǎn)改造現(xiàn)階段的主要措施和手段是水力壓裂，受地質(zhì)和工程等多因素的影響，煤層氣井壓裂施工過程中存在著因破裂壓力較高而被迫停止施工，進(jìn)而展開多次重復(fù)改造作業(yè)的客觀情況[2]。增加了作業(yè)施工的次數(shù)和成本，造成煤儲(chǔ)層一定程度的傷害，進(jìn)而影響煤層氣井的開發(fā)效果和整體開發(fā)進(jìn)程。本次研究以沁水盆地某區(qū)塊為研究目標(biāo)，以該區(qū)塊中8口多次壓裂的直井為分析對(duì)象，研究造成煤層破裂壓力較高的影響因素，提出解決煤層氣井高破裂壓力井的具體措施，為此類煤層氣井壓裂施工提供技術(shù)支持。

1區(qū)塊現(xiàn)狀

沁水盆地某區(qū)塊2013年共計(jì)施工了68井次直井壓裂改造作業(yè)。該區(qū)塊壓裂改造的基本現(xiàn)狀是直井、定向井采用套管固井，射孔完井，光套管壓裂，壓裂液體系以活性水為主，以石英砂和低密度陶粒作為支撐劑。該區(qū)塊煤層氣井施工破裂壓力差異性較大，實(shí)際壓裂改造的68井次中就有8井次因高施工壓力停泵進(jìn)而導(dǎo)致多次作業(yè)。表1為該區(qū)塊8口高壓失敗井工藝參數(shù)，可以看出：S1～S4井第1次壓裂因高壓停泵，第2次重復(fù)壓裂施工成功；S5和S6井前2次施工因高壓停泵，第3次重復(fù)作業(yè)成功；S7和S8井2次施工皆因高壓停泵。8口井的破裂壓力最低都在30 MPa以上，普遍在35 MPa左右，共計(jì)作業(yè)了18次，相比其他儲(chǔ)層作業(yè)費(fèi)用提高了2.25倍，而改造成功率僅達(dá)到78%，增加了作業(yè)人員的安全風(fēng)險(xiǎn)，嚴(yán)重影響了區(qū)塊整體開發(fā)進(jìn)程。

2煤層氣井高破裂壓力因素分析

由于煤儲(chǔ)層在相同區(qū)塊相同層位的非均質(zhì)性、煤體結(jié)構(gòu)和裂縫及割理發(fā)育情況等方面差異性不大，因此重點(diǎn)分析壓裂施工作業(yè)中的砂比、射孔、儲(chǔ)層濾失以及煤儲(chǔ)層自身因素對(duì)實(shí)際施工引起高破裂壓力的影響。

2.1射孔不完善與濾失嚴(yán)重

據(jù)現(xiàn)場(chǎng)資料統(tǒng)計(jì)，目前煤層氣井壓裂所選用的管柱基本是外徑為139.7 mm的光套管。在壓裂前進(jìn)行電纜射孔，壓裂改造采用環(huán)空注入的方式進(jìn)行。由于攜砂液基本以活性水作為壓裂液體系[3]，如果射孔密度較小、布孔方式差或彈徑不足等因素，勢(shì)必造成射孔段打開不完全，因此，在壓裂過程中，壓裂液流動(dòng)通道變小，難以將煤層壓開。

分析S5、S7井高壓停泵的主要原因是活性水壓裂液在煤層中濾失嚴(yán)重，煤層濾失系數(shù)較大，引起壓裂液造縫效率低，裂縫打開不完全。另外，濾失系數(shù)較大還大幅度降低了壓裂液的攜砂能力，促進(jìn)了砂堵、沉砂的形成，導(dǎo)致后續(xù)壓裂液難以注入地層，導(dǎo)致施工壓力過高，從而被迫停泵。

煤層裂縫跟砂巖起裂不同，裂縫往往不是單一的對(duì)稱主裂縫，而是在井口呈不規(guī)則的網(wǎng)狀特征。S7井第一次壓裂時(shí)高壓停泵主要是因?yàn)槊簝?chǔ)層的非均質(zhì)性導(dǎo)致裂隙打開不規(guī)則，石英砂在裂隙拐角處堆積，施工過程中沒能沖開堆積的石英砂，形成砂堵，造成泵壓過高，具體表現(xiàn)在注入壓力波動(dòng)性變化上。

表1　沁水盆地某區(qū)塊8口煤層氣井壓裂施工統(tǒng)計(jì)表

2.2砂比不恰當(dāng)

從8口井的施工參數(shù)分析，S1、S2、S3、S4和S6井的重復(fù)壓裂是成功的，而S5、S7和S8井施工失敗。分析各井的砂比情況，見表2。

表2　煤層氣井壓裂施工砂比分析

5口Ⅰ類井的平均施工壓力為32.7 MPa，平均砂比為10.2%，3口Ⅱ類井的平均施工壓力為 35.5 MPa，平均砂比為0。因此，砂比不當(dāng)也是造成施工失敗的原因之一。相比Ⅰ類井，Ⅱ類井改造失敗的原因主要有2點(diǎn)：

(1)Ⅱ類井的煤層地質(zhì)條件比I類的差，造成加砂施工的壓力作業(yè)空間窗口不夠大，不適宜加砂。

(2)Ⅰ類井的平均施工壓力超過32 MPa，距離施工壓力的極限窗口較小。嘗試了以非常小的砂比、脈沖式施工方式，使得壓力雖保持高位但也能夠順利地完成改造。一部分前期的現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)經(jīng)驗(yàn)也驗(yàn)證了該方法的可行性[4]。

2.3煤儲(chǔ)層自身因素

煤層與其頂、底板的巖石力學(xué)性質(zhì)在很大程度上決定著裂縫的起裂、延伸以及閉合。泊松比和楊氏模量是最為關(guān)鍵的2個(gè)參數(shù)。壓裂施工過程中，楊氏模量和所形成的裂縫寬度呈反比[5-6]，即在施工排量一定時(shí)：(1)楊氏模量越小，裂縫寬度越大，裂縫延伸越困難；(2)泊松比越大則煤層水平應(yīng)力越大，煤層越難起裂。

表3　煤層氣井儲(chǔ)層及頂、底板巖石力學(xué)參數(shù)

與煤層頂、底板相比，8井次煤層氣井煤層的楊氏模量遠(yuǎn)小于煤層頂、底板的，而煤層的泊松比與煤層頂、底板的相差不大。因此，煤層具有低彈性模量和高泊松比的特點(diǎn)，這也是裂縫起裂和延伸難度大的原因之一。煤層的泊松比較高，壓裂作業(yè)施工時(shí)引起的破裂壓力較大，煤層不易被壓開。這些特點(diǎn)決定了壓開煤層需要一個(gè)較高的破裂壓力，并且形成裂縫較困難，因?yàn)橐坏┦┕毫^高就容易造成裂縫打不開，壓裂施工失敗。

綜上所述，該區(qū)塊煤層高破裂壓力的主要因素可以歸納為：射孔不完善、煤層濾失系數(shù)較大、砂比不恰當(dāng)、煤層具有低楊氏模量，高泊松比特征。

3降低破裂壓力的措施

煤儲(chǔ)層壓裂施工過程中，地面最高破裂壓力與地層破裂壓力的關(guān)系[7]可表示為：

pB=pW+pH-pF-pM

(1)

式中：pB—— 井底破裂壓力，MPa；

pW—— 井口壓力，MPa；

pH—— 井筒液柱靜壓力，MPa；

pF—— 管柱摩阻，MPa；

pM—— 射孔孔眼摩阻，MPa。

由式(1)可知，在地面井口壓力pW一定的情況下，為使煤儲(chǔ)層更容易破裂，只有通過降低管柱摩阻pF、孔眼摩阻pM以及提高施工液柱靜壓力pH。

3.1降低管柱摩阻

壓裂施工管柱摩阻pF可以通過壓裂液流體力學(xué)計(jì)算：

(2)

式中：Q—— 泵注排量，m3min；

ρ—— 流體密度，gcm3；

h—— 施工層段打開厚度，m；

g—— 重力加速度，取9.8 ms2；

d—— 套管外徑，mm；

f(Re) —— 與雷諾數(shù)相關(guān)的函數(shù)。

據(jù)資料統(tǒng)計(jì)，目前煤層氣井壓裂所選用的是外徑為139.7 mm的光套管，壓裂改造采用環(huán)空注入的方式進(jìn)行。由于攜砂液基本以活性水作為壓裂液體系[7]，因此為保證加砂施工順利進(jìn)行，泵注排量一般選取6.0～8.0 m3min。由式(2)可知：要降低施工管柱摩阻，主要可通過增加管柱外徑d實(shí)現(xiàn)。如采用外徑為177.8 mm、鋼級(jí)為N80以上的質(zhì)量合格的光套管，此時(shí)排量可達(dá)到10～14 m3min，施工管柱摩阻可降低。假定煤層深度為1 000 m，以12 m3min的活性水排量泵注施工，2種套管尺寸管柱摩阻對(duì)比結(jié)果見表4。此外，隨井口壓力的提升，可選用700型井口，壓裂車組也應(yīng)按需求增加以滿足排量的要求。

表4　不同套管尺寸在不同排量下管柱摩阻對(duì)比表　MPa

此外，應(yīng)重視適合煤儲(chǔ)層壓裂的高效壓裂液體系的研發(fā)。西南石油大學(xué)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室已在活性水壓裂液基礎(chǔ)之上，優(yōu)化化學(xué)配方，形成黏度較強(qiáng)、攜砂性能較高和摩阻較低的高效壓裂液體系，有助于減少施工管柱摩阻。

3.2降低施工孔眼摩阻

射孔孔眼是溝通井筒和煤層的通道，壓裂施工中孔眼摩阻的大小影響著壓裂施工的效果[8]?？籽勰ψ鑠M表示為：

(3)

式中：DEN—— 孔眼密度，孔m；

dF—— 孔眼直徑，cm；

Cd—— 孔眼流量系數(shù)。

影響地層破裂壓力的主要因素是射孔密度和射孔方位角，與射孔孔眼長(zhǎng)度和孔眼直徑的關(guān)系不大[9]。

目前，沁水盆地煤儲(chǔ)層厚度普遍在4～6 m。壓裂射孔方式為：102型槍配102型射孔彈、90°螺旋布孔、射孔密度為16孔m，射孔段一般控制在煤層段內(nèi)。

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際，降低施工孔眼的措施有：

(1)在泵注攜砂液階段前，采用大排量、低砂比(2%～5%)的攜砂液對(duì)孔眼進(jìn)行打磨和沖蝕，孔眼流量系數(shù)通常為0.56～0.89[10]。

(2)增大孔眼密度，增加施工層段內(nèi)孔眼數(shù)，降低孔眼摩阻。

(3)采用高孔密、螺旋布孔方式，使孔眼與裂縫起裂平面夾角最小。這樣有助于各個(gè)孔眼與裂縫間的連通。如使用孔密在18～22孔m，相位小于45°的射孔槍。

3.3提高施工液柱壓力

煤層壓裂施工時(shí)，壓裂液在套管內(nèi)的液柱壓力為：

(4)

式中：H—— 套管下入深度，m。

從式(4)可以看出，壓裂液的密度是唯一影響壓裂液在井筒內(nèi)的液柱壓力參數(shù)，并且隨密度增大，施工液柱壓力線性增大。因此，研究高效壓裂液體系時(shí)，在滿足煤儲(chǔ)層各項(xiàng)性能要求的前提下，應(yīng)盡可能地提高液體密度。

4結(jié)語(yǔ)

結(jié)合沁水盆地某區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)68口井的實(shí)際情況，分析了引起煤層氣井破裂壓力較高的幾個(gè)關(guān)鍵因素，并提出了降低煤儲(chǔ)層破裂壓力的3種方法。

參考文獻(xiàn)

[1] 倪小明,蘇現(xiàn)波,張小東．煤層氣開發(fā)地質(zhì)學(xué)[M]．北京：化學(xué)工業(yè)出版社，2009：131-145.

[2] 劉世奇,桑書勛,李仰民,等．沁水盆地南部煤層氣井壓裂失敗原因分析[J]．煤炭科學(xué)技術(shù)，2012，40(6)：108-112.

[3] 計(jì)勇,郭大立,趙金洲,等．影響煤層氣井壓后產(chǎn)量的因素分析[J]．煤田地質(zhì)與勘探，2012，40(1)：10-13．

[4] 彭少濤,劉川慶,朱衛(wèi)平,等．保德區(qū)塊中低階煤壓裂存在的問題及技術(shù)對(duì)策[C]葉建平,傅小康,李五忠.2011年煤層氣學(xué)術(shù)研討會(huì)論文集.北京：石油工業(yè)出版社，2011：303-309.

[5] 朱寶存,唐書恒,張佳贊．煤巖與頂?shù)装鍘r石力學(xué)性質(zhì)及對(duì)煤儲(chǔ)層壓裂的影響[J]．煤炭學(xué)報(bào)，2009，34(6)：756-760.

[6] 萬仁溥,羅英?。捎图夹g(shù)手冊(cè)(修訂本)第九分冊(cè)：壓裂酸化工藝技術(shù)[M]．北京：石油工業(yè)出版社,1998:163．

[7] 黃禹忠．降低壓裂井底地層破裂壓力的措施[J]．?dāng)鄩K油氣田,2005,12(1)：74-76．

[8] 郭大立,計(jì)勇,許江文,等．分析近井筒效應(yīng)的新模型及方法[J]．西南石油大學(xué)學(xué)報(bào)(自然科學(xué)版)，2012，34(5)：177-182．

[9] 張廣清,陳勉,殷有泉,等．射孔對(duì)地層破裂壓力的影響研究[J]．巖石力學(xué)與工程學(xué)報(bào)，2003，22(1)：40-44．

[10] 李海濤,王永清,李洪建,等．壓裂施工井的射孔優(yōu)化設(shè)計(jì)方法[J]．天然氣工業(yè)，1998，18(2)：43-46．

Exploration of Solutions and Analysis on the Factors of High Fracturing Pressure of Coalbed Methane Well

JIYongCAOYanfengYUJifeiSUIXianfuCHENHuan

(CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

Abstract:Taking 8 operation wells failed out of 68 wells from a block of Qinshui basin as an objective, the reason why the construction success rate just is only 78% after 18 times fracturing job is that coalbed has high fracturing pressure, due to serious imperfect perforation and formation fluid loss, inappropriate sand ratio during fracturing and Low Young′s modulus and high Poisson′s ratio of coalbed itself. In order to reduce fracturing pressure, three kinds of solutions were explorated: using large size casing injection during fracturing process; developing effective coalbed fracturing fluid system, improving the density of liquid and increasing wellbore fluid pressure; combining with the site actual producton, using high-density-screw hole to make minimum thetaangle of perforated hole and fracture initiation direction. This paper could provide technical support for such fracturing of CBM wells.

Key words:coalbed methane well; reservoir stimulation; fracturing pressure; factor analysis; solution

收稿日期：2015-09-29

基金項(xiàng)目：中海油有限公司技術(shù)攻關(guān)項(xiàng)目“山西長(zhǎng)子深部煤層氣示范工程一期遠(yuǎn)端連通水平井設(shè)計(jì)”(2013-JSZC-002)

作者簡(jiǎn)介：計(jì)勇(1982 — )，男，安徽淮南人，博士，工程師，研究方向?yàn)槊簩託鈮毫言霎a(chǎn)工藝。

中圖分類號(hào)：TE377

文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A

文章編號(hào)：1673-1980(2016)03-0074-04