郭 琛

(1.河南理工大學，河南 焦作 454003；2.山西藍焰煤層氣工程研究有限責任公司，山西 晉城 048000)

鄭莊區(qū)塊地處山西省沁水縣境內(nèi)，是沁水盆地南部煤層氣重點開發(fā)區(qū)塊之一。在引入“穿插型”水平井鉆井技術及連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術后，鄭莊區(qū)塊煤層氣產(chǎn)量有了質(zhì)的飛躍。在直井產(chǎn)量普遍低于500 m3/d的情況下[1]，鄭莊水平井產(chǎn)量最高可以達到直井的數(shù)倍甚至數(shù)十倍[2]。然而在煤層氣開發(fā)過程中，存在部分水平井產(chǎn)量不及預期的情況。這部分井均布置在向斜軸部附近，瓦斯含量較高(>18 m3/t)，水平井鉆遇率較高(>90 %)，水平段長度較長(>650 m)。但向斜軸部應力更為集中，采用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術的水平井產(chǎn)氣效果并不理想。目前密切割體積壓裂技術已成功應用在國內(nèi)致密油及深層頁巖氣水平井中，它比連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術更容易制造復雜縫網(wǎng)，且適用于高應力儲層條件下[3-4]。綜上所述，選擇鄭莊區(qū)塊向斜軸部水平井進行密切割體積壓裂技術試驗勢在必行。

1 鄭莊區(qū)塊概況

鄭莊區(qū)塊位于沁水復式向斜的軸部南端，晉—獲褶斷帶西部，沁水盆地南緣東西—北東向斷裂帶的北部。受區(qū)域構造控制，鄭莊區(qū)塊總體上呈傾向N—NNE的單斜構造，地層傾角為10°左右。

鄭莊區(qū)塊主要含煤地層為二疊系下統(tǒng)山西組(P1s)與石炭系上統(tǒng)太原組(C3t)。山西組3號煤層發(fā)育穩(wěn)定，太原組15號煤層發(fā)育較穩(wěn)定。3號煤層平均厚度5.4 m，全區(qū)煤厚變化幅度較小，一般在1.8～2.0 m，平均瓦斯含量20.3 m3/t；埋深自南向北逐漸增大，瓦斯含量逐漸增高。15號煤層平均厚度4.4 m，全區(qū)厚度變化幅度較大，一般在2.5～5.4 m，平均瓦斯含量21.1 m3/t，煤層產(chǎn)狀與3號煤層近似。根據(jù)已有的注入/壓降試驗，鄭莊區(qū)塊3號煤層滲透率為0.07 md，15號煤層滲透率為0.18 md，均屬于低滲儲層。3號煤層及15號煤層應力梯度分別為2.21×10-2MPa/m和1.99×10-2MPa/m。目前已投運且穩(wěn)產(chǎn)的56口水平井均勻布置在鄭莊全區(qū)，平均產(chǎn)量5 474 m3/d。56口井中包括10口布置在向斜軸部或軸部附近的水平井，它們的平均產(chǎn)量在2 900～3 500 m3/d。

2 密切割體積壓裂技術

2.1 基本原理

鄭莊區(qū)塊水平井主要使用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術。這種技術使用2 000～3 000 m長的連續(xù)油管。每一段壓裂時，連續(xù)油管帶噴槍及底封下入設計井深。在確定底封坐封后，按照0.8 m3/min的排量向連續(xù)油管注入射孔液及射孔砂，借由噴槍形成高壓帶砂流體噴開生產(chǎn)套管及煤層。完成射孔并用清水循環(huán)2～3周后，由環(huán)空按照5.5～7.0 m3/min的排量注入壓裂液及20/40目支撐劑，完成本段壓裂施工。每段壓裂完成封隔器解封后，連續(xù)油管帶壓拖動至下一設計壓裂點，底封重新坐封并重復完成上述施工過程，直至全井壓裂改造完畢。連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術在每段壓裂點噴射一簇，一般壓裂段間距70～80 m，如圖1所示。這種技術的優(yōu)點在于制造1條或多條主裂縫的同時，可以在煤層中形成多條微裂縫，更容易使人工裂縫與天然裂縫溝通，增加煤層氣運移通道，從而達到低滲煤層增產(chǎn)改造的目的[5]。密切割體積壓裂技術每一段壓裂時，將射孔槍連同可溶性橋塞一起泵送入指定位置。橋塞坐封后，射孔槍即與橋塞分離，電纜牽引射孔槍至指定位置并射孔，接著通過井控裝置取出槍體，下可溶球至橋塞封堵，然后按照10.0 m3/min排量光套管壓裂。每段壓裂完成后，重復上述過程至全井施工完畢。密切割體積壓裂技術在每段壓裂點射孔3簇，一般壓裂段間距40～50 m,如圖2所示。密切割體積壓裂技術比連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術的排量更大，造縫更高、更長[6]，并且射孔簇多、間距小，可以有效利用裂縫的誘導應力克服主應力方向差值，使裂縫延展方向偏轉(zhuǎn)并與附近人工或天然裂縫溝通，行成復雜縫網(wǎng)。

圖1 連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術示意

圖2 密切割體積壓裂技術示意

2.2 試驗對比井位選擇

為了對比連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術與密切割體積壓裂技術的實用效果，需要選擇兩口水平井。這兩口水平井應該具備以下條件：①布置在向斜軸部附近；②周圍井煤厚、瓦斯含量處于同一水平；③水平段方位、埋深、長度和鉆遇率相近。綜合考慮后，決定選擇Z-L02井及Z-L58井進行對比試驗。Z-L02、Z-L58井均布置在向斜軸部附近，目的層均為3號煤層，帶底板等高線的井位布置圖如圖3、圖4所示。

為了保證試驗的準確性，需要對Z-L02、Z-L58井水平段3號煤埋深、周圍井瓦斯含量、三開水平段長度、鉆遇率進行對比，具體情況見表1。

圖3 Z-L02井帶底板等高線的井位布置

對比可知，Z-L02井平均煤厚5.53 m，Z-L58井平均煤厚5.37 m，煤厚差距??；Z-L58井平均瓦斯含量22.06 m3/t，Z-L02井平均瓦斯含量20.04 m3/t，瓦斯含量差距小；Z-L02井水平段方位為189°，Z-L58井水平段方位為180°，方位基本相同；Z-L58井水平段比Z-L02井深55.75～59.99 m，3號煤層應力比Z-L02井高1.23～1.32 MPa，應力差?。籞-L58井可用水平段長度658.62 m，Z-L02井可用水平段長度662.27 m，3號煤層有效解吸面積相差較小。綜上所述，Z-L02井與Z-L58井地質(zhì)條件近似，可以用于對比試驗。選擇Z-L02井使用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術，選擇Z-L58井使用密切割體積壓裂技術，產(chǎn)氣后對壓裂技術效果進行對比。

2.3 壓裂施工參數(shù)設計

首先對Z-L02井及Z-L58井鉆井情況進行綜合分析，優(yōu)選壓裂點位。壓裂點位選擇應滿足以下5個條件：①避開非煤段，即避免選擇巖屑為非煤的地方；②避開套管節(jié)箍，因為射孔破壞節(jié)箍可能導致生產(chǎn)套管脫節(jié)，發(fā)生形變；③選擇氣測值相對較高位置，說明此處瓦斯解吸量高，高產(chǎn)潛力大；④選擇鉆時較低位置，因為鉆頭在煤層中鉆進較快，在巖層或夾矸中鉆進較慢；⑤選擇隨鉆伽瑪較低位置，因為隨鉆伽瑪在煤層中顯示較低，在頂、底板及夾矸中顯示較高。Z-L02井、Z-L58井綜合剖面圖見圖5、圖6。

圖4 Z-L58井帶底板等高線的井位布置

表1 Z-L02、Z-L58井其他條件對比

圖5 Z-L02井綜合剖面

圖6 Z-L58井綜合剖面

Z-L02井使用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術，Z-L58井使用密切割體積壓裂技術，根據(jù)Z-L02井及Z-L58井綜合剖面圖，壓裂設計施工參數(shù)見表2、表3。

2.4 試驗效果評價

Z-L02井于2020年7月18日順利完成壓裂施工，加砂率達到100%，投產(chǎn)后最高產(chǎn)量6 000 m3/d，平均2 946 m3/d，排采生產(chǎn)曲線見圖7。Z-L58井于2020年9月14日順利完成壓裂施工，加沙率達到100%，投產(chǎn)后最高產(chǎn)量8 592 m3/d，平均4 798 m3/d，排采生產(chǎn)曲線見圖8。Z-L02與Z-L58井均選擇螺桿泵作為排采設備，并按照排水降壓、初見套壓、開始并氣、產(chǎn)量上升、穩(wěn)定產(chǎn)氣這五個階段進行同水平排采。將Z-L02與Z-L58井生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比結果表明，密切割體積壓裂技術在鄭莊區(qū)塊向斜軸部水平井試驗效果好，達到連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術開發(fā)井平均產(chǎn)量的1.6倍。

表2 Z-L02井壓裂設計施工參數(shù)

表3 Z-L58井壓裂設計施工參數(shù)

圖7 Z-L02井排采生產(chǎn)曲線

3 結 語

1) 鄭莊區(qū)塊向斜軸部水平井使用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術開發(fā)，產(chǎn)氣量比其他區(qū)域水平井低。

圖8 Z-L58井排采生產(chǎn)曲線

2) 將致密油、深層頁巖氣中的密切割體積壓裂技術引入鄭莊區(qū)塊煤層氣開發(fā)中。利用其多簇、短間距、大排量的特性在鄭莊區(qū)塊向斜軸部水平井進行試驗，取得了顯著的效果，產(chǎn)量是采用連續(xù)油管帶底封拖動分段壓裂技術開發(fā)井的1.6倍，推廣應用潛力巨大。

3) 需要對密切割體積壓裂技術的簇間距及壓裂段間距進一步優(yōu)化，以期達到更好的增產(chǎn)效果。