深层煤岩气压裂技术探索——以渝西大安区块为例

一、煤层基本特征

渝西大安区块位于四川盆地川南低褶构造带，处于华蓥山断裂以东，为华蓥山断褶带向西南延伸末端，整体呈现高陡背斜与宽缓向斜相间的“隔档式”构造格局。主要含煤层系为龙潭组，平均埋深 2 000 ～3 200 m，发育多套薄煤层，其中龙潭组一段和龙潭组二段是煤层主要发育段（图1），整体厚度大，约5.7 ～14.9 m，总含气量为21.57～24.21 m³/t，游离气含量较高，约38%，灰分产率26.1%～30.6%。主力可采煤层为19号煤层，以原生结构为主，夹矸少，煤层结构简单，煤岩储层叠合连片、广泛分布，在背斜及斜坡区大面积展布，具有良好的开发潜力。

图1 龙潭组地层综合柱状图

一、改造难点与思路

大安区块龙潭组煤层压裂改造面临以下难点：①杨氏模量低、泊松比较高、脆性指数低，储层呈偏软塑性的特征，导致人工裂缝扩展难度大，有效改造体积受限；同时压后支撑剂易嵌入煤层，降低裂缝导流能力和压裂改造效果，难以长期稳产。②地应力偏高，水平应力差较大，压裂不易形成复杂的裂缝网络。③发育的割理和裂缝使得煤质较碎，易造成压裂液滤失较多，人工裂缝长度受限。

 针对上述改造难点，围绕促进缝网改造复杂化和缝网支撑有效化，提出“小簇间距布缝+大排量大规模造缝+高强度加砂支撑”的压裂改造思路。通过小簇间距改造，提高支撑裂缝体积和有效渗流通道。

二、射孔工艺优化

JT1H 井煤层扩径严重，水平段煤层井径扩大率平均58.2%，最大138.4%，应采用等孔径深穿透射孔弹，保证孔径及穿深均匀，提高开启效率。主体水平段钻遇19号主力煤层下部，采用水平—定向向下射孔，避免向上射孔造成返排出砂。

三、压裂参数优化

为研究不同施工参数，即排量（A）、液量（B）、砂量（C）、单段簇数（D）、单簇孔数（E）对裂缝扩展的影响规律，基于深层煤岩气层割理发育特征和大规模、强支撑的压裂改造理念，参考新疆、鄂尔多斯、沁水等区块深层煤岩气改造经验，设计了四水平五因素[L16 45] 正交试验。

为了确保正交试验结果能够有效指导实际压裂效果分析，在压裂水平井模型靠近趾端设计1个压裂段，段长和模型属性保持不变，采用Kinetix平台UFM模型，模拟裂缝扩展。通过16组正交模拟试验得到裂缝整体形态（图2），统计每组试验的缝长、缝宽和缝高，绘制裂缝长—宽—高和裂缝面积分布图（图3、4）。模拟结果显示压裂缝长与导流能力无法实现同向优化，需寻找其中的平衡点。而通过分析研究大量煤层气井开发生产效果变化趋势，发现煤层初始导流能力越高，支撑剂嵌入、压裂液、高闭合应力、多裂缝发育等多因素对产量影响时间越短，后期产量下降程度越小，因此，煤层气井组的水平井压裂缝长应参考360～400 m井间距进行设计，采用有效提高煤层裂缝支撑效率的压裂技术，即尽可能地提高煤层压裂裂缝铺砂浓度以提升初始导流能力，从而达到更好的增产效果。而针对单一煤层气水平井应优先考虑增加裂缝长度以提升井控储量。

图2 正交试验裂缝扩展形态图

图3　正交试验裂缝长—宽—高分布图

图4　正交试验裂缝面积分布图

通过统计物模及现场生产数据表明，提高排量可增加裂缝支撑面积及裂缝远端支撑率，提高改造体积及改造效果，因此在成本、限压和设备允许条件下将施工排量由14 m³/min优化至20 m³/min；同时考虑到支撑剂在高应力挤压下易嵌入煤岩裂缝壁面，造成裂缝宽度减小、导流能力降低的问题（图5、6），结合JT1H井煤岩低杨氏模量、高闭合压力的地质特征，认为在上述参数优化基础上应尽可能采用加砂强度上限值来保障裂缝支撑效果，实现该区域煤岩气井的高效开发。

图5　钢板、煤岩导流能力对比图（铺砂浓度5 kg/m²）

图6　钢板、煤岩导流能力对比图（铺砂浓度10 kg/m²）

四、压裂入井材料优选

煤岩比表面积大，易吸附性，常规高黏压裂液伤害高，对释放单井产能影响大，应优选具有“低摩阻、低伤害、强携砂”特征的变黏压裂液体系，同时采用水剂型破胶剂，使得破胶更彻底、易返排，以减小对地层伤害，满足煤岩储层改造需求。

 由于煤层层理、割理和微裂隙较发育，一般采用前置粉砂段塞暂堵微裂缝以保证主裂缝能够较长延伸。在携砂液后期采用大粒径支撑剂尾追施工，以提高近井裂缝导流，增加提产效果。而JT1H井最小水平主应力71 MPa，生产过程中作用在支撑剂上的有效应力易造成石英砂破碎并返排出砂，因此，选用“70/140 目石英砂+40/70目石英砂+30/50目陶粒”组合，实现煤层各级缝网有效支撑。

一、DFIT测试

JT1H 井首段开展DFIT，注入排量1.5 m³/min、总液量9.38 m³，停泵压力65.4 MPa，监测停泵压力降落2.67 d。通过Saphir试井软件对裂缝闭合前期和裂缝闭合后期的压力历史数据进行分析，通过G 函数诊断曲线计算裂缝闭合时间19.06 h，闭合压力67.87 MPa；通过双对数曲线计算基质渗透率0.082 mD，裂缝闭合后分析（ACA分析）曲线折算裂缝半长11.53 m，拟径向流函数曲线计算原始地层压力59.55 MPa，地层压力系数1.83，与测井资料预测值基本吻合，也进一步表明该区域具备有效开发的地质基础。

二、压裂曲线分析

JT1H 井共施工9段，施工排量20 m³/min，注入总液量32345 m³，加砂量4 621 t（70/140目石英砂2 771 t，40/70 目石英砂1 387 t，30/50 目陶粒463 t）最高砂浓度300 kg/m³。压裂全程采用地面密集台阵能量扫描微地震实时监测，结果表明压裂主裂缝走向垂直井眼，裂缝半长114～197 m，井筒两翼裂缝长度基本相当，裂缝高度40～50 m，缝网最大宽度120～184 m，实际总SRV为1 261.8×104 m³，总体上形成了较为复杂的体积缝网。JT1 井压裂施工采用高砂比连续加砂方式，从施工过程来看，施工压力对高砂比较为敏感，在70/140目石英砂阶段，240 kg/m³砂浓度下施工压力表现出缓慢上升趋势，表明煤岩储层滤失快，高砂比加砂方式下，低黏度滑溜水携砂效果不佳，导致支撑剂过早沉降。为降低液体在割理、裂隙及天然裂缝中的滤失量，通过优化携砂液黏度，采用中黏度滑溜水携带高砂比粉砂、40/70目石英砂和30/50目陶粒，改善携砂效果，提升支撑剖面。第5、6段压裂施工曲线（图7）可以看到，压力波动窗口大，可能产生了多条主裂缝或产生了较大的次生裂缝。

图7 JT1H井第5、6段压裂施工曲线图

三、暂堵效果分析

基于微地震监测裂缝变化（图8）评价暂堵效果，第3 ～5段采用降排量投球暂堵的方式，可以进一步促进压裂缝网内部的复杂度，而第6～9段采用停泵30 min+投球暂堵的方式明显提升缝宽和缝长。由于停泵30 min可以使得张开或支撑效果不理想的裂缝略有闭合，通过投暂堵球封堵原吸液能力效果较好的裂缝，二次起泵使得改造效果不佳的裂缝重新张开，进而达到有效均衡改造的目的。

图8 微地震监测暂堵前后裂缝扩展变化图

通过开展“小簇间距布缝+大排量大规模造缝+高强度加砂支撑”压裂工艺技术，成功实施四川盆地首口深层煤岩气水平井的压裂作业，主要结论如下：

 通过DFIT获取压力降落数据计算的地层压力系数与声波时差等测井资料预测的压力系数有较高的吻合性。针对渝西大安区块龙潭组深层煤岩煤质软塑性和割理、裂缝发育的特征，以提高缝网复杂程度和支撑裂缝导流能力为目标，提出“小簇间距布缝（15～23 m）+单段多簇射孔（4簇）+大排量大规模造缝（施工排量18～20 m³/min、用液强度32 ～35 m³/m）+ 高强度加砂支撑（6.5～7 t/m）”的压裂工艺，通过开展先导试验验证该工艺可以实现有效改造，形成复杂的裂缝网络。