鄭力會，崔金榜，聶帥帥，劉　斌，付毓偉，李宗源

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實驗室防漏堵漏技術(shù)研究室，武漢431000；3.中國石油華北油田分公司煤層氣勘探開發(fā)事業(yè)部，山西長治046000）

鄭X井重復壓裂非產(chǎn)水煤層絨囊流體暫堵轉(zhuǎn)向試驗

鄭力會1，2，崔金榜3，聶帥帥1，劉斌3，付毓偉1，李宗源3

（1.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京102249；2.油氣鉆井技術(shù)國家工程實驗室防漏堵漏技術(shù)研究室，武漢431000；3.中國石油華北油田分公司煤層氣勘探開發(fā)事業(yè)部，山西長治046000）

鄭力會等.鄭X井重復壓裂非產(chǎn)水煤層絨囊流體暫堵轉(zhuǎn)向試驗［J］.鉆井液與完井液，2016，33（5）：103-108.

鄭莊煤層氣田鄭X井欲實施絨囊暫堵流體重復壓裂轉(zhuǎn)向，既形成新裂縫又不影響原縫生產(chǎn)，增加供氣體積以達到滿意產(chǎn)量。室內(nèi)先用絨囊流體暫堵直徑38 mm煤巖柱塞的中間人工剖縫，后用活性水測試絨囊流體暫堵剖縫承壓能力達20 MPa，超過地層18 MPa的破裂壓力，滿足轉(zhuǎn)向要求；絨囊暫堵流體傷害鄭莊煤巖柱塞滲透率恢復值85 %，滿足原縫繼續(xù)生產(chǎn)要求；現(xiàn)場利用混砂車和水罐建立循環(huán)，通過剪切漏斗配制密度為0.94～0.98 g/cm3、表觀黏度為30～34 mPas的絨囊暫堵流體。先用活性水頂替檢測原縫是否存在后，用排量為3.0～3.5 m3/h注入絨囊暫堵流體60 m3，停泵30 min油壓穩(wěn)定在12 MPa，表明絨囊封堵原縫成功。用活性水壓裂液壓裂，油管壓力上升至18 MPa時出現(xiàn)破裂。微地震監(jiān)測新縫方位為N13°W，相對于原縫N42°E轉(zhuǎn)向55°。壓后間抽2 h產(chǎn)氣200 m3，是壓裂前產(chǎn)量的2倍以上。采用微地震監(jiān)測和對比壓裂前后產(chǎn)量證明，絨囊可迫使壓裂液轉(zhuǎn)向壓開新縫，且不傷害原裂縫，適用于煤層氣老井重復壓裂恢復生產(chǎn)。

煤層氣；重復壓裂；絨囊流體；轉(zhuǎn)向壓裂；儲層傷害；微地震；傷害指數(shù)

0　引言

鄭X井地處山西省沁水縣鄭莊鎮(zhèn)楊樹莊村北，是沁水盆地南部晉城斜坡帶鄭莊區(qū)塊一口煤層氣開發(fā)直井。完鉆井深為946.78 m，套管射孔完井。生產(chǎn)層為山西組3#煤層，厚度為4.0 m。頂板厚為3.2 m，含砂泥巖；底板厚度為1.2 m，泥巖。射孔段為886.4～890.4 m。煤層解吸壓力為3.7 MPa，含氣量為28 m3/t，孔隙度為4.0%。因此，儲層煤層氣賦存條件良好，吸附/解吸能力較好，含氣量較高，滲透率較低。在儲層改造效果較好的前提下，鄭X井具有較好的產(chǎn)氣潛能。該井于2010年7月14日用活性水壓裂射孔段，2010年9月1日投產(chǎn)試采，至2015年5月16日排采1 718 d，產(chǎn)氣峰值2 129 m3/d。停井復產(chǎn)后日產(chǎn)水不足1 m3/d，日產(chǎn)氣低于1 000 m3/d。2015年3月26日后不產(chǎn)氣，不產(chǎn)水。

2008年鮮保安等［1］發(fā)現(xiàn)，低套壓會造成環(huán)空煤層氣流速過快，井底壓力激動，形成煤粉并隨煤層氣流動，堵塞井筒附近煤層的微孔、微裂縫，降低產(chǎn)量。李金海等［2］認為，過快的排采速度易造成煤層應力敏感，降低裂縫的導流能力和儲層滲透率。鄭X井排采前期多次上調(diào)產(chǎn)氣量，最低套壓0.04 MPa，增大了煤層氣流動速度，出現(xiàn)較強的應力敏感，產(chǎn)量非正常遞減迅速。李仰民等［3］認為，長時間停井致使氣液混相流體在微孔隙、微裂隙中發(fā)生賈敏效應，氣體流動阻力增大，影響煤層氣產(chǎn)量；饒孟余等［4］發(fā)現(xiàn)，非連續(xù)排采致使煤粉沉積或吸附在井筒附近煤層微孔隙、微裂隙表面，降低裂縫導流能力和滲透率，產(chǎn)量降低程度加劇。鄭X井2011年5月27日至2012年7月12日停井412 d，影響了鄭X井單井產(chǎn)量。

綜上發(fā)現(xiàn)，造成鄭X井產(chǎn)氣不理想的原因主要有2個方面：一是排采速度過快；二是停井時間過長。因此，認為鄭X井煤層有煤層氣，但由于排采制度不適合地層、流體特點造成煤層滲流通道堵塞。所以認為，采取恢復或者擴大滲流通道可以達到理想排采效果。目前，解除堵塞的重要手段之一就是重復壓裂，適用水力壓裂老井、低產(chǎn)井解堵性再增產(chǎn)［5］。重復壓裂在沁水改造十余口井，成功率很高［6］，為鄭X井重復壓裂提供了依據(jù)。

1　重復壓裂技術(shù)難點與對策

鄭X井頂?shù)装搴穸容^薄，且區(qū)內(nèi)存在奧陶系、石炭-二疊系和第四系3套主要含水層系［7］。為避免重復壓裂，應連通含水層，采用小排量低砂比的施工模式。由于裂縫的重啟壓力小于天然裂縫擴張壓力和煤巖的破裂壓力［8］，壓裂液易進入裂縫重啟原縫。鄭X井應力敏感嚴重，煤層微孔、微裂縫閉合，僅僅重啟或延伸原縫并不能有效地增加供氣體積。因此，為提高單井產(chǎn)量需要重復壓裂轉(zhuǎn)向壓開新裂縫。為此，王永昌等［9］提出暫堵重復壓裂技術(shù)，即先壓開舊裂縫，隨后加入暫堵劑暫堵舊縫，在未被暫堵的舊裂縫面壓啟新裂縫以重新構(gòu)建裂縫泄油體系，認為是縫內(nèi)轉(zhuǎn)向。張旭東［10］提出多次轉(zhuǎn)向重復壓裂技術(shù)，即通過多次使用高強度暫堵劑臨時暫堵前次裂縫，迫使流體轉(zhuǎn)向來壓開多條裂縫。我們認為是縫外轉(zhuǎn)向。由此來看，轉(zhuǎn)向壓裂成功與否的關(guān)鍵在于暫堵劑，技術(shù)難點主要有2個方面。

1）暫堵材料對原縫導流能力傷害低。壓裂后需要恢復產(chǎn)氣，不可采用水泥、固化劑等堵漏材料直接堵死原縫。采用固相暫堵劑返排困難，難免對原縫產(chǎn)生損傷［11］。

2）暫堵材料對原縫暫堵強度高。為壓開新縫，原縫暫堵強度應大于天然裂縫擴張壓力，甚至高于煤巖破裂壓力。采用聚合物類暫堵劑暫堵強度低，難以迫使壓裂液轉(zhuǎn)向。能夠滿足既有強度，又能返排的目的，目前看來絨囊是比較滿意的暫堵劑。

絨囊是模糊封堵理論指導下開發(fā)的一種油氣井用無固相封堵材料，以分壓、耗壓或者撐壓封堵流體流動通道，隨鉆封堵漏失地層［12］。囊泡以堆積、拉伸、堵塞等形式提高煤巖強度，提高漏塌地層承壓能力［13］；絨囊與煤層配伍性良好，具有“低傷害”的特點［14］；作業(yè)后破膠返排即直接恢復生產(chǎn)［15］。

目前，以絨囊暫堵流體為基礎(chǔ)的轉(zhuǎn)向酸化技術(shù)已在GX-3井成功應用［16］，原縫無損傷重復壓裂技術(shù)也在LH1油井中取得較好的應用效果［17］。但絨囊暫堵原縫后，重復壓裂是否轉(zhuǎn)向壓開新縫、新縫與原縫的轉(zhuǎn)向角等問題，尚未證實；同時，也未從礦場角度說明絨囊暫堵流體對原縫無損傷。微地震技術(shù)通過監(jiān)測壓裂井在壓裂過程誘發(fā)的微地震波，來描述裂縫的幾何形狀和空間展布，克服了傾斜測量、建模法、井基測量等人工裂縫監(jiān)測技術(shù)不能完全監(jiān)測裂縫形態(tài)和方位角的局限性［18］。為分析絨囊重復壓裂是否轉(zhuǎn)向，在鄭X井重復壓裂中實施微地震監(jiān)測。

同樣，為從礦場角度分析絨囊暫堵流體對原縫的損害程度，定義作業(yè)后日產(chǎn)氣量與作業(yè)前的日產(chǎn)量的比值為絨囊暫堵流體損害指數(shù)J。當損J≥2，認為原縫和新縫都供氣，絨囊暫堵流體對原縫無損傷；當1≤J＜2，認為絨囊暫堵流體對原縫損傷，J越小，損害程度越大；當J＜1，認為原縫供氣能力受損傷，轉(zhuǎn)向壓裂失敗。鄭X井是比較全面地用絨囊作為暫堵材料重復壓裂的實例，又由于結(jié)合微地震技術(shù)和損害指數(shù)J，效果分析關(guān)系是否轉(zhuǎn)向和原縫損害程度，更關(guān)系技術(shù)的進步和應用。

2　室內(nèi)實驗

室內(nèi)用常規(guī)攪拌器，采用煤層氣井轉(zhuǎn)向壓裂用絨囊4種主要處理劑配制絨囊暫堵流體，配方為（1.5%～2.0%）囊層劑+（1.0%～1.5%）絨毛劑+（0.2%～0.4%）囊核劑+（0.4%～0.6%）囊膜劑。利用可以模擬地層壓力產(chǎn)能的模擬系統(tǒng)，評價絨囊暫堵流體暫堵能力以及儲層傷害程度。

2.1絨囊暫堵流體暫堵能力評價

鄭X井的儲層環(huán)境，溫度為25 ℃，起始圍壓為20 MPa，模擬地層壓力為0.5 MPa。先用活性水溶液驅(qū)替φ38 mm中間剖縫的煤巖柱塞，再用絨囊暫堵流體測試阻止流體流入縫隙的能力，后用活性水測試絨囊暫堵中間剖縫強度?；钚运?、絨囊暫堵流體、剖縫暫堵后活性水注入壓力與注入時間關(guān)系見圖1。

1）絨囊暫堵流體可封堵柱塞剖縫。煤巖柱塞用活性水試漏1.3 MPa時，出口端有活性水流出，70 min壓力緩慢上升至2 MPa；用絨囊暫堵流體暫堵，50 min迅速起壓，70 min壓力迅速上升到18 MPa時，出口端無濾液流出，說明絨囊暫堵流體能夠有效地暫堵煤巖柱塞剖縫。

2）絨囊暫堵流體封堵煤巖柱塞剖縫具有高承壓性。煤巖柱塞剖縫暫堵后注入活性水，模擬絨囊暫堵裂縫后迫使活性水轉(zhuǎn)向能力。剖縫暫堵后注入活性水50 min，壓力上升至21 MPa，說明絨囊暫堵柱煤巖塞剖縫暫堵強度高。

絨囊暫堵強度為20 MPa，高于東振［19］預測的鄭莊煤巖的破裂壓力17～19 MPa。絨囊暫堵地層強度高，可以實現(xiàn)無固相轉(zhuǎn)向壓裂。

圖1　絨囊暫堵液暫堵能力評價

2.2絨囊暫堵流體對煤基質(zhì)傷害評價

采用驅(qū)替實驗評價絨囊儲層傷害程度，選取φ38 mm的沁水鄭莊煤巖柱塞，先以氮氣為驅(qū)替介質(zhì)，測量滲透率；再用絨囊暫堵流體為污染驅(qū)替介質(zhì)，測量污染后的滲透率，結(jié)果見表1。從表1可以看出，絨囊暫堵流體污染煤巖柱塞后滲透率恢復值在80%以上，平均滲透率恢復值為85.4%，滿足對地層“低傷害”要求。

表1　絨囊暫堵流體傷害煤巖柱塞后滲透率恢復值

綜上所述，絨囊暫堵流體滿足鄭X井轉(zhuǎn)向壓裂的施工要求，現(xiàn)場可以開展轉(zhuǎn)向試驗。

3　轉(zhuǎn)向壓裂現(xiàn)場施工

絨囊暫堵流體現(xiàn)場施工重點有2方面：一是配制出符合設(shè)計的絨囊暫堵流體性能；二是根據(jù)泵注過程中油管壓力變化，決定相應壓裂程序。

3.1絨囊轉(zhuǎn)向液配制過程

現(xiàn)場利用混砂車和水罐建立循環(huán)，剪切漏斗加料。依據(jù)室內(nèi)的配方，在2個50 m3配漿罐中，分別依次加入40 m3清水、1.2 t囊層劑、0.5 t絨毛劑和0.25 t成核劑。絨囊暫堵流體密度為0.94～0.98 g/cm3；表觀黏度為30～34 mPas；塑性黏度為15～19 mPas；動切力為12～15 Pa；pH值為9～10。

3.2絨囊轉(zhuǎn)向液泵注過程

鄭X井頂板較薄，施工排量控制在2～6 m3/min，分為暫堵階段和壓裂階段。

1）暫堵階段：向地層中泵入絨囊暫堵流體，暫堵原裂縫并形成較強的暫堵強度。先按排量為2.0～3.0 m3/min注入12 m3活性水頂替液，檢測原裂縫是否存在；然后以排量為3.0～3.5 m3/min注入60 m3絨囊暫堵流體，暫堵原裂縫；最后以排量為3.0 m3/min注入12 m3頂替液，使絨囊暫堵流體擠入裂縫深處，提高暫堵強度。絨囊暫堵流體注入完成后，為判斷對原縫的暫堵情況，停泵30 min觀察壓降變化情況。絨囊暫堵流體與壓裂液配伍，無需泵入隔離液，可直接進行壓裂。

2）壓裂階段：向地層中泵入活性水壓裂液，轉(zhuǎn)向壓開新裂縫。重復壓裂絨囊暫堵流體和活性水壓裂液用量、排量數(shù)據(jù)見表2。支撐劑為粒徑0.45～0.90 mm和0.224～0.45 mm的石英砂，平均砂比為9 %。

表2　鄭X井重復壓裂施工排量和用液量

4　轉(zhuǎn)向效果和原縫損害程度分析

鄭X井2015年6月2日實施絨囊暫堵流體重復壓裂。重復壓裂后，排采時間近一年，通過施工和排采效果，分析壓裂效果。

4.1利用油管壓力轉(zhuǎn)向分析

絨囊暫堵和壓裂施工時間為3.5 h，施工油管壓力曲線隨時間變化趨勢見圖2。由圖2可知，施工過程分為原縫封堵和轉(zhuǎn)向壓裂2個階段。

圖2　鄭X井壓裂油管壓力曲線

1）絨囊暫堵流體能夠封堵原裂縫。從圖2中暫堵階段可知，隨著絨囊暫堵流體的泵入，油管壓力上升至22 MPa后突降至14 MPa，說明絨囊暫堵流體迫使原縫重新張開，進入原裂縫。后注入活性水頂替液12 m3，壓力上升至15 MPa說明絨囊暫堵流體進入原縫端部。停泵，壓力突降至13 MPa，這是由于工作液從動態(tài)循環(huán)變成靜態(tài)所致。30 min測試油管壓力從13 MPa緩降至12 MPa，壓力較為穩(wěn)定，成功封堵原縫。

2）封堵后的強度大于次破裂壓力。從圖中壓裂階段可以看出，隨著前置液的泵入，油管壓力上升至18 MPa后突降至16 MPa，有新裂縫產(chǎn)生。隨著壓裂液的注入，壓力逐漸上升至23 MPa，后陡增至31 MPa，說明裂縫延伸過程中被支撐劑或煤粉堵塞。注入12 m3頂替液后停泵，壓力由27 MPa降至18 MPa，裂縫逐漸閉合。壓裂過程中有新縫產(chǎn)生，說明絨囊暫堵流體暫堵強度大于煤層次破裂壓力。

綜上所述，絨囊暫堵流體成功封堵原縫，且封堵強度高，壓裂階段轉(zhuǎn)向壓開一條新裂縫。

4.2利用微地震信息轉(zhuǎn)向角度分析

為分析重復壓裂轉(zhuǎn)向程度，采用微地震技術(shù)監(jiān)測老裂縫和新裂縫方位，如圖3所示。

圖3　原裂縫和新裂縫方位圖

從圖3a可以看出，鄭X井原裂縫方位為N42°E；從圖3b可以看出，新裂縫方位為N13°W，轉(zhuǎn)向角為55°，轉(zhuǎn)向效果良好。

對比原裂縫和新裂縫縫長、半縫長、方位等參數(shù)，結(jié)果見表3。由表3可知，鄭X井原裂縫長為216 m，其中，東北方向長為138 m，東南方向長為78 m；新裂縫長為170 m，其中，西北方向長110 m，東南方向為60 m。重復壓裂新裂縫較原裂縫短46 m。即絨囊流體在鄭X井重復壓裂新裂縫與原裂縫的轉(zhuǎn)向角度為55°，縫長170 m，轉(zhuǎn)向壓裂新裂縫方向和規(guī)模達到預期效果。

表3　新縫和原縫裂縫參數(shù)對比

4.3產(chǎn)量對比分析老縫損傷程度

為分析絨囊暫堵流體對原縫的損害程度，取重復壓裂前后100 d產(chǎn)氣量數(shù)據(jù)，結(jié)果見圖4。

圖4　鄭X井重復壓裂前后100 d產(chǎn)氣量

由圖4可以看出，重復壓裂前鄭X井間斷產(chǎn)氣，產(chǎn)氣量不足100 m3；重復壓裂后產(chǎn)氣連續(xù)，間抽2 h平均產(chǎn)氣200 m3。作業(yè)后日產(chǎn)氣量是作業(yè)前2倍以上，即J＞2。認為重復壓裂老縫和新縫均供氣，絨囊暫堵流體未損害原裂縫的供氣能力，實現(xiàn)了原縫無損傷重復壓裂。

5　結(jié)論

1.微地震監(jiān)測和生產(chǎn)數(shù)據(jù)證實，絨囊暫堵流體暫堵后可以實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，且原縫仍然能夠生產(chǎn)。

2.絨囊暫堵流體轉(zhuǎn)向壓裂是在沒有刻意選擇地層的情況下進行的，但效果表明可以解決煤層氣開發(fā)中的重復壓裂原裂縫再次開啟問題，說明原縫無損傷技術(shù)具有較強的適用性。

3.同時可以看到，絨囊暫堵流體現(xiàn)場施工參數(shù)、新縫轉(zhuǎn)向機理、轉(zhuǎn)向角度及長度預測等問題還有待進一步研究。

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Temporary Plugging Diverting Test with Fuzzy Ball Fluids in Non-Water Producing Coal Beds in Re-fracturing Well Zheng-X

ZHENG Lihui1，2， CUI Jinbang3， NIE Shuaishuai1， LIU Bin3， FU Yuwei1， LI Zongyuan3
（1. College of Petroleum Engineering， China University of Petroleum， Beijing 102249； 2. Research Team of Lost Circulation Prevention and Control， National Key Oil and Gas Drilling Engineering， Wuhan， Hubei 431000； 3. Division of CBM Exploration and Development， PetroChina Huabei Oilfield Company， Changzhi， Shanxi 046000）

Re-fracturing diverting has been planned in the well Zheng-x in Zhengzhuang CBM gas field with fuzzy ball temporary plugging fluid. This job was to be done in an effort to increase the gas production by generating new fractures in the reservoir formations，without disturbing the production of the existing fractures. In laboratory studies， a fuzzy ball fluid was used to temporarily plug the artificial fractures on a 33 mm （diameter） coal plug， then an activated water was used to test the pressure bearing of the temporary plugging； it was 20 MPa， exceeding the fracturing pressure of the formation， which is 18 MPa. The percent recovery of the permeability of the coal plug previously flushed with the fuzzy ball fluid was 85%， satisfying the needs for the production of the existing fractures. In field applications， a fracturing blender truck and a water tank were used for the circulation of the fracturing fluid. A fuzzy ball fluid，with density between 0.94 g/cm3and 0.98 g/cm3， apparent viscosity between 30 mPa·s and 34 mPa·s， was prepared through a shear funnel. After checking the existence of fractures with activated water， 60 m3of fuzzy ball fluid was injected into the formation at 3.0-3.5 m3/h. The tubing pressure was stabilized at 12 MPa while stopping pumping for 30 min， indicating that the plugging of existing fractures with the fuzzy ball fluid was successful. The formation was then fractured with activated water when the tubing pressure was increased to 18 MPa. The azimuth of the new fractures was N13°W， as measured with microseism， meaning that 55° of diverting was realized compared with the N42°E azimuth of the existing fractures. A gas production of 200 m3in 2 h after fracturing was achieved，doubling the gas production rate before the fracturing job. Microseism monitoring and the gas production rates before and after thefracturing job indicated that the fuzzy ball forced the fracturing fluid to divert to generate new fractures， while the production of the existing fractures was not affected. This technology is suitable for the re-fracturing of old CBM wells to generate new fractures， while the production of the existing fractures was not affected. This technology is suitable for the re-fracturing of old CBM wells.

Coal bed methane； Re-fracturing； Fuzzy ball fluid； Diverting fracturing； Reservoir damage； Microseism； Formation damage index fluid to divert

TE357.12

A

1001-5620（2016）05-0103-06

10.3696/j.issn.1001-5620.2016.05.022

國家科技重大專項“煤層氣鉆完井及增產(chǎn)改造技術(shù)示范工程”（2016ZX05064002）。

鄭力會，男，1968年生，博士生導師，楚天學者特聘教授，主要研究防漏堵漏和吸附氣儲層傷害防治。電話（010）89732207；E-mail：zhenglihui@cup.edu.cn。

（2016-8-1；HGF=1605C2；編輯王超）