高應(yīng)運(yùn)

(中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

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延川南煤層氣田V形水平井組壓裂技術(shù)

高應(yīng)運(yùn)

(中國石化華東油氣分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京 210031)

延川南煤層氣田存在單井產(chǎn)氣量低、生產(chǎn)成本高和投資回收期長的問題，為此，進(jìn)行了煤層氣V形水平井組壓裂技術(shù)研究。在統(tǒng)計(jì)該氣田已壓裂井裂縫方位的基礎(chǔ)上，預(yù)測(cè)待壓裂井的裂縫方位，依據(jù)煤層厚度及2口水平井水平段的埋深與夾角設(shè)計(jì)裂縫位置及裂縫長度，并優(yōu)選分段壓裂工藝、壓裂液、支撐劑及壓裂參數(shù)，形成了延川南煤層氣V形水平井組壓裂技術(shù)。該壓裂技術(shù)在延川南煤層氣田3組V形水平井組進(jìn)行了應(yīng)用，累計(jì)壓裂29段，平均每段用液量881 m3、加砂量49.4 m3，壓裂成功率90%，平均產(chǎn)氣量是定向井的6.18倍，投入產(chǎn)出比低于定向井。現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用表明，煤層氣V形水平井組壓裂技術(shù)可以提高單井產(chǎn)氣量，降低生產(chǎn)成本，縮短投資回收期。

煤層氣；壓裂；V形水平井組；壓裂液；支撐劑；延5-V1井組；延川南煤層氣田

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，煤層氣藏具有低壓(壓力系數(shù)小于0.8)、低含氣飽和度(小于70%)和低滲透率的特征，且非均質(zhì)性強(qiáng)[1]。該煤層氣田單井產(chǎn)氣量一般為600～800 m3/d[2]，需要采取增產(chǎn)措施才能達(dá)到工業(yè)開采的要求。水力壓裂是煤層氣增產(chǎn)的首選方法，也是延川南區(qū)塊的主要增產(chǎn)措施。由于我國含煤地層一般都經(jīng)歷了成煤后的強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)，煤層的原始結(jié)構(gòu)往往遭到很大破壞，塑性大大增強(qiáng)，導(dǎo)致水力壓裂時(shí)既不能進(jìn)一步擴(kuò)展原有的裂隙和割理，也不能產(chǎn)生新的較長的水力裂縫，影響改造效果。為增大壓裂改造面積，提高產(chǎn)氣效果，引入了V形水平井。煤層氣V形水平井組是由2口水平井與1口直井組成的新型水平連通井組，2口水平井與直井連通后，由水平井提供泄流通道，直井進(jìn)行排采生產(chǎn)，具有增大有效供給范圍、提高單井產(chǎn)量等優(yōu)點(diǎn)[3]。目前，國內(nèi)外有關(guān)煤層氣V形水平井組壓裂技術(shù)的研究相對(duì)較少。筆者通過理論研究，初步形成了延川南煤層氣V形水平井分段壓裂技術(shù)，并在3組V形水平井組進(jìn)行了成功應(yīng)用，為延川南煤層氣田高效開發(fā)提供了有效的技術(shù)支撐。

1 V形水平井組分段壓裂改造思路

1) 依據(jù)煤層厚度及2口水平井水平段的埋深與夾角設(shè)計(jì)裂縫位置及裂縫長度，防止裂縫對(duì)穿。

2) V形水平井組中，近連通部分的水平段相距較近，為避免壓裂施工時(shí)相互影響，靠近排采井100.00 m附近時(shí)應(yīng)選擇加密射孔不壓裂，并控制第一段的壓裂規(guī)模。

3) 為增大裂縫波及體積、提高產(chǎn)氣量，在遠(yuǎn)離排采井端處應(yīng)加大壓裂規(guī)模。

4) 根據(jù)2口水平井的夾角，V形水平井組壓裂規(guī)模由趾端到根部應(yīng)逐漸加大。

2 分段壓裂工藝

2.1 裂縫方位預(yù)測(cè)

延川南煤層氣田已壓裂氣井的裂縫方位監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示，裂縫方位角在69.0°～114.0°之間，平均為92.1°。從該氣田裂縫方位監(jiān)測(cè)玫瑰花綜合圖(圖1)可以看出，人工裂縫延伸方位以北西西向和北東東為主，整體呈近東西向。延5-V1井組4口鄰井的壓裂施工資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，4口鄰井的裂縫方位在北東76°～98°。由于延5-V1-P1井和延5-V1-P2井的水平段方位分別為198.8°和246.0°，根據(jù)裂縫的極限方位可知：延5-V1井組的2口水平井壓裂后將產(chǎn)生斜交縫，裂縫與延5-V1-P1井的夾角大，井筒周圍裂縫彎曲率小，施工壓力相對(duì)要?。涣芽p與延5-V1-P2井的夾角小，壓裂過程中易產(chǎn)生裂縫扭曲，砂堵風(fēng)險(xiǎn)相對(duì)較高，施工壓力高。

圖1 延川南煤層氣田裂縫方位監(jiān)測(cè)玫瑰花綜合圖Fig.1 Rose diagram of fracture azimuth monitoring in Yanchuannan CBM Field

2.2 分段壓裂工藝優(yōu)選

煤層氣藏壓裂一般要求排量達(dá)到8 m3/min，延川南煤層氣藏埋深在600.00～1 400.00 m，氣井水平段長度約為600.00 m，套管長度為1 200.00～2 000.00 m，根據(jù)文獻(xiàn)[4]中的方法計(jì)算延川南煤層氣井采用不同分段壓裂工藝時(shí)的井口壓力，結(jié)果見表1。

表1 采用不同分段壓裂工藝時(shí)氣井的井口壓力

注：壓裂排量為8 m3/min。

由表1可知，延川南煤層氣藏采用φ139.7 mm壓裂管柱，復(fù)合橋塞和裸眼封隔器滑套分段壓裂時(shí)井口壓力較低，但裸眼封隔器滑套分段壓裂存在裂縫起裂點(diǎn)難以控制、水力噴射摩阻高、不能滿足大排量施工要求的缺點(diǎn)。根據(jù)不同分段壓裂工藝的優(yōu)缺點(diǎn)(見表2)及延南氣田V形水平井組的完井方式均為套管固井的實(shí)際情況，并借鑒北美地區(qū)的成功經(jīng)驗(yàn)，選用橋塞/射孔聯(lián)作方式進(jìn)行分段壓裂。

表2 不同分段壓裂技術(shù)的優(yōu)缺點(diǎn)

Table 2 Advantages and disadvantages of different staged fracturing technologies

分段壓裂工藝優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)橋塞/射孔聯(lián)作 工藝成熟；風(fēng)險(xiǎn)低；可用于高溫高壓大排量；橋塞鉆除后留下全井筒 配套作業(yè)等待時(shí)間較長；需連續(xù)油管和電纜待命；需過頂替滑套/封隔器 壓裂施工周期較短；可以不用固井；井壁自然裂縫不受破壞 不能精確控制裂縫位置；不能驗(yàn)封；不能用于不穩(wěn)定井眼；砂堵時(shí)難處理水力噴射/壓裂 作業(yè)周期短；壓裂作業(yè)控制靈活；施工風(fēng)險(xiǎn)小；適用于篩管完井 不適用深井壓裂；該工藝剛剛投入市場(chǎng)；作業(yè)經(jīng)驗(yàn)缺乏

3 壓裂液和支撐劑的優(yōu)選

3.1 壓裂液

選用活性水、2.0%KCl溶液、凍膠破膠液、0.5%清潔壓裂液和0.8%清潔壓裂液進(jìn)行人工煤樣傷害試驗(yàn)，結(jié)果見圖2。

圖2 不同液體對(duì)煤樣的傷害率Fig.2 Damage rate of coal core with different liquids

由圖2可知，凍膠破膠液對(duì)人工煤樣的傷害率高達(dá)41%以上，活性水和KCl溶液對(duì)煤樣的傷害率相差不大，約為12%。這說明凍膠對(duì)煤層的傷害率較大，不適合作為煤層壓裂改造的壓裂液。由于延川南煤層壓力系數(shù)約為0.45，且V形水平井組采用泵送橋塞壓裂工藝，壓裂段數(shù)多，壓裂后需要鉆塞，施工周期長，壓裂液不易于返排。因此V形水平井組壓裂時(shí)選擇對(duì)煤層傷害小的活性水[5]。

3.2 支撐劑

與油井壓裂不同的是，煤層破裂后，在水流和砂粒的沖刷下會(huì)產(chǎn)生大量粒度不等的煤粉[6]，煤粉在產(chǎn)氣通道內(nèi)填充沉積，不僅使煤儲(chǔ)層整體壓降程度變小，而且使煤層氣的有效解析面積變小，進(jìn)而影響煤層氣產(chǎn)能。為分析煤粉對(duì)各種支撐劑導(dǎo)流能力的損害情況，在20 MPa閉合壓力下對(duì)不同支撐劑加入3%煤粉前后的導(dǎo)流能力進(jìn)行了測(cè)試[7]，結(jié)果見圖3。

圖3 不同支撐劑加入3%煤粉前后在20 MPa閉合壓力下的導(dǎo)流能力Fig.3 Flow conductivity of proppants under closed pressure 20 MPa before and after adding 3% pulverized coal

由圖3可知，20 MPa閉合壓力下，加入煤粉前，不同支撐劑的導(dǎo)流能力從大到小的順序?yàn)樘樟！?6/20目石英砂、20/40目覆膜砂和20/40目石英砂。延5-V1井組地層閉合壓力為18 MPa，對(duì)支撐劑的強(qiáng)度要求不高，同時(shí)為降低作業(yè)成本，選擇石英砂作為煤層壓裂的支撐劑。

對(duì)支撐劑粒徑組合進(jìn)行優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)降低壓裂液濾失量、支撐微裂縫、增加主裂縫鋪砂濃度、在近井眼區(qū)域獲得高導(dǎo)流裂縫的目標(biāo)。因此，V形水平井組壓裂采用變密度方法加入支撐劑，在泵注開始時(shí)加入40/70目石英砂，中后期加入20/40目石英砂，尾追16/20目石英砂。

4 壓裂參數(shù)的優(yōu)化

4.1 裂縫數(shù)量

基于位勢(shì)理論和疊加原理，考慮煤層的非均質(zhì)性、裂縫穿透儲(chǔ)層、裂縫條數(shù)等影響因素，建立煤層氣水平井壓裂產(chǎn)能計(jì)算模型。

每條裂縫的產(chǎn)能[8]為：

(1)

則煤層氣壓裂水平井的產(chǎn)能為：

(2)

式中：Qi為第i條裂縫的產(chǎn)能，m3/d；Q為水平井的產(chǎn)量，m3/d；K為儲(chǔ)層滲透率，mD；Kf為裂縫的滲透率，mD；h為煤層厚度，m；Δp為生產(chǎn)壓差，MPa；L為泄氣外邊界到井筒的距離，m；μ為氣體黏度，mPa·s；B為氣體的體積系數(shù)；Lf為裂縫半長，m；w為裂縫的寬度，m；Lf1為所研究的裂縫與其左側(cè)裂縫之間距離的1/2，m；Lf2為所研究的裂縫與其右側(cè)裂縫之間距離的1/2，m；rw為水平井筒半徑，m；xf為裂縫高度，m。

以延5-V1-P1井600.00 m長的水平段為例，計(jì)算裂縫數(shù)量與煤層氣水平井產(chǎn)量的關(guān)系，結(jié)果如圖4所示。

圖4 煤層氣水平井產(chǎn)量與裂縫數(shù)量的關(guān)系Fig.4 Relationship between the production and the number of fractures in a horizontal CBM well

從圖4可以看出，煤層氣水平井產(chǎn)量隨裂縫數(shù)量增多而增大，但當(dāng)裂縫數(shù)量超過6條后，產(chǎn)量增大速度變緩。因此，綜合考慮施工難度和施工成本，認(rèn)為延5-V1-P1井壓裂5～6條裂縫為佳。

4.2 裂縫長度

隨著水力裂縫長度增加，煤層氣水平井累計(jì)產(chǎn)量也隨之增大。由于煤層基質(zhì)滲透率極低，相同裂縫數(shù)量的水平井，裂縫長度增加1倍，產(chǎn)量近似提高1倍。但當(dāng)裂縫長度增大到一定程度后，產(chǎn)量增幅變小，即存在一個(gè)相對(duì)最優(yōu)的裂縫長度，煤層氣井壓裂的最佳裂縫長度為100.00～150.00 m[9]。對(duì)于V形水平井組，應(yīng)使兩水平井的裂縫“交錯(cuò)排列”，以免發(fā)生裂縫對(duì)穿，同時(shí)壓裂前兩段時(shí)應(yīng)盡量控制壓裂規(guī)模，防止裂縫過度延伸至另一口水平井的水平段，影響壓裂效果及后期產(chǎn)量。延5-V1井組2口水平井水平段的夾角為42°，取裂縫極限方位76°～98°，當(dāng)壓裂位置距排采井100.00 m時(shí)，裂縫半縫長應(yīng)控制在75.00～90.00 m；當(dāng)壓裂位置距排采井200.00 m時(shí)，裂縫半縫長應(yīng)控制在150.00～180.00 m。

4.3 加砂規(guī)模

優(yōu)化加砂規(guī)模是壓裂設(shè)計(jì)的重要環(huán)節(jié)，加砂規(guī)模對(duì)壓裂效果起著決定性的作用。通過軟件模擬出不同加砂規(guī)模下的裂縫長度，再根據(jù)優(yōu)化的裂縫長度結(jié)合工區(qū)內(nèi)相關(guān)地質(zhì)數(shù)據(jù)及測(cè)井資料確定水平井每段的加砂規(guī)模。

4.4 射孔參數(shù)

射孔位置可根據(jù)水平段測(cè)錄井資料進(jìn)行選擇，其原則是：1)選擇氣測(cè)顯示較好的部位；2)選擇天然裂縫發(fā)育的部位；3)選擇孔隙度、滲透率高的部位；4)由于近連通部分的水平段相距較近，因此排采井附近的水平段不壓裂，只進(jìn)行加密射孔[10]。

延川南煤層氣田設(shè)計(jì)采用活性水作為壓裂液，由于活性水的攜砂能力較差，因此V形井組兩口水平井采用單級(jí)射孔，每段射開3.00 m左右。為降低孔眼摩阻，減少近井裂縫扭曲，采用φ12.7 mm射孔彈，孔密為16孔/m，相位角為60°?？拷挪删尾粔毫训牟糠诌M(jìn)行加密射孔，孔密為32孔/m，以增大滲流面積，解除近井地帶堵塞，提高產(chǎn)能。

4.5 施工排量

由于煤層中天然裂縫發(fā)育，如果施工排量過高，井底凈壓力升高，會(huì)壓開煤層中的天然裂縫，使流體濾失面積增大，造成壓裂液大量濾失；如果施工排量過低，不能平衡壓裂液在裂縫中的濾失，則會(huì)出現(xiàn)脫砂現(xiàn)象，甚至發(fā)生砂堵事故?？梢?，施工排量過高或過低均會(huì)對(duì)壓裂施工造成不利影響。因此，煤層壓裂存在最優(yōu)施工排量，既能平衡煤層中壓裂液的濾失，又不能過多地壓開煤層中的天然裂縫。一般情況下，注入煤層的最優(yōu)壓裂液體積等于壓裂液在煤層中的濾失量和裂縫體積增大量之和，但這并不一定滿足壓裂施工的要求，因此，通常要求注入煤層的壓裂液體積略高于濾失量，以降低壓裂時(shí)出現(xiàn)砂堵的風(fēng)險(xiǎn)[11]。

延川南煤層氣田已壓裂井的資料統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，施工排量基本集中在6～8 m3/min。根據(jù)煤層壓裂排量優(yōu)化參考標(biāo)準(zhǔn)，確定延5-V1井組壓裂施工排量為7～8 m3/min，以保證攜砂性能并能壓開適宜的割理裂隙。

5 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2012年至今，延川南煤層氣田共有3組V形水平井組進(jìn)行了壓裂，累計(jì)壓裂29段，平均每段用液量881.0 m3、加砂量49.4 m3，壓裂成功率90%。

目前，延5-V1井組產(chǎn)氣量最高，平均日產(chǎn)氣量超過6 000 m3。延5-V1井組共壓裂8段，延5-V1-P1井壓裂5段，延5-V1-P2井壓裂3段，累計(jì)注入壓裂液7 200 m3，加入支撐劑492 m3。該井組的具體施工參數(shù)見表3。

表3 延5-V1井組壓裂施工參數(shù)

由表3可知，V形水平井組的壓裂規(guī)模從趾端到根部是逐漸增大的。裂縫監(jiān)測(cè)顯示，已壓裂的V形水平井組未出現(xiàn)裂縫對(duì)穿，表明優(yōu)化后的壓裂工藝滿足延川南煤層氣V形水平井組壓裂施工需求。

目前，延川南煤層氣田V形水平井組從鉆井到壓裂平均總成本為1 135.4萬元，而單口定向井從鉆井到壓裂的成本為200.0萬元。V形水平井組目前平均日產(chǎn)氣量為4 200 m3，而單口定向井平均日產(chǎn)氣量為680 m3，且目前V形井井底流壓普遍較高，產(chǎn)量繼續(xù)呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。V形水平井組的投入產(chǎn)出比明顯低于定向井，可提高延川南煤層氣開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益。

6 結(jié)論及建議

1) 延川南煤層氣田V形水平井組采用套管完井，適合選用電纜泵送橋塞射孔聯(lián)作方式進(jìn)行分段壓裂。

2) 延川南區(qū)塊地層閉合壓力較低，對(duì)支撐劑的強(qiáng)度要求不高，選擇石英砂作為煤層壓裂的支撐劑，同時(shí)采用變密度方法加入支撐劑，即可滿足施工要求。

3) 延川南煤層氣田V形水平井組每口水平井最優(yōu)裂縫數(shù)為4～6條，縫間距100.00～120.00 m，最佳裂縫半長100.00～150.00 m。

4) 延川南煤層氣田采用V形水平井組分段壓裂技術(shù)，可解決產(chǎn)氣量低、生產(chǎn)成本高和投資回收期長的問題。

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[編輯 劉文臣]

Fracturing Technology for a V-Shaped Horizontal Well Cluster in the Yanchuannan CBM Field

GAO Yingyun

(Petroleum Engineering Technology Research Institute, Sinopec East China Company, Nanjing, Jiangsu，210031, China)

The Yanchuannan CBM Field is characterized by low single-well gas production, high production cost, and long payback period to recover the initial investment. In order to solve these problems, the V-shaped horizontal well cluster fracturing technology was studied for CBM development. Based on the statistics of fracture azimuths in the wells fractured in this CBM Field, it was possible to predict the fracture azimuths of wells to be fractured. Considering the coalbed thickness and the burial depth as well as inclined angle of horizontal section in two horizontal wells, the fracture positions and lengths were designed. After optimizing staged fracturing, fracturing fluids, proppant and fracturing parameters, the fracturing technology for V-shaped horizontal well cluster in the Yanchuannan CBM Field was established. This technology was applied in three V-shaped horizontal well clusters in the South Yanchuan CBM Field, cumulative fracturing were 29 stages, average fluid volume in each stage was 881 m3,the proppant volume added was 49.4 m3. As a result, the fracturing success ratio reached 90%, the average gas production of horizontal well was 6.18 times of that of directional well, and the input-output ratio was higher than that of the directional well. Field applications demonstrated that the fracturing technology for a V-shaped horizontal well cluster can enhance single-well CBM production, reduce the production cost, and shorten the payback period of investment.

CBM； fracturing； V-shaped horizontal well cluster； fracturing fluid； proppant； Yan 5-V1 well cluster； Yanchuannan CBM Field

2015-12-08；改回日期：2016-02-01。

高應(yīng)運(yùn)(1987—)，男，江蘇南京人，2010年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，工程師，主要從事儲(chǔ)層改造工藝研究和壓裂現(xiàn)場(chǎng)技術(shù)服務(wù)工作。E-mail：gaoyingyun@163.com。

中石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司先導(dǎo)試驗(yàn)和推廣應(yīng)用項(xiàng)目“延川南區(qū)塊V、U型井分段壓裂技術(shù)”(編號(hào)：SG12085)部分研究內(nèi)容。

?油氣開發(fā)?

10.11911/syztjs.201603015

TE377

A

1001-0890(2016)03-0083-05