泡沫壓裂在延川南氣田深煤層氣井增產(chǎn)中的應(yīng)用

崔 彬，劉 曉，汪方武，付玉通，楊 松

（中國石化 臨汾煤層氣分公司，山西 臨汾 041000）

氮?dú)馀菽瓑毫鸭夹g(shù)是20世紀(jì)70年代以來發(fā)展起來的一項(xiàng)壓裂技術(shù)，具有攜砂能力強(qiáng)，濾失小，較易造長而寬的裂縫，地層傷害較小等特點(diǎn)，特別適用于低壓、低滲、易水敏儲層改造。該技術(shù)在美國煤層氣井壓裂增產(chǎn)中應(yīng)用已相當(dāng)普遍，黑勇士盆地的煤層氣開采大多數(shù)都采用氮?dú)馀菽瓑毫压に?。目前國?nèi)煤層氣井還沒有規(guī)?；膽?yīng)用，僅在鄂爾多斯盆地東南大寧、吉縣地區(qū)4口井[1]和沁水盆地北部壽陽地區(qū)8口井[2]、南部潘河區(qū)塊2口井[3]、柿庒區(qū)塊5口井[4]開展過現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)，取得了較好效果。前期的現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)主要是在埋深1 000 m以淺的中淺煤層氣井，針對埋深大于1 200 m的深煤層氣井尚未開展過現(xiàn)場應(yīng)用。2016年11月中國石化臨汾煤層氣分公司在延川南煤層氣田西南部深煤層區(qū)域開展了2口井氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂，取得了較好的增產(chǎn)效果，平均單井日產(chǎn)氣量增幅超過1 000 m3。從分析延川南煤層氣田深煤層氣井低產(chǎn)原因出發(fā)，從技術(shù)原理評價了氮?dú)馀菽瓑毫褜ι顚痈邞?yīng)力煤儲層的適應(yīng)性，并現(xiàn)場開展2口井氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂現(xiàn)場應(yīng)用，對應(yīng)用效果進(jìn)行了綜合分析。以期對氣田西南部區(qū)域低產(chǎn)井措施增產(chǎn)提供依據(jù)，同時為深煤層有效改造工藝的選擇提供方向。

1 地質(zhì)概況

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于渭北隆起與晉西撓褶帶交匯處，構(gòu)造平緩穩(wěn)定，整體為西傾單斜構(gòu)造，中部北東向的白鶴-中垛斷裂帶將氣田分為東西兩側(cè)，東部為譚坪構(gòu)造帶，西部為萬寶山構(gòu)造帶。煤層氣開發(fā)主力煤層為下二疊統(tǒng)山西組2號煤層，東部譚坪構(gòu)造帶2號煤層埋深較淺，埋深600～1 000 m，平均880 m，向西埋深逐漸增加，萬寶山構(gòu)造帶2號煤層埋深1 000～1 500 m，平均1 300 m。鏡質(zhì)體反射率2.0%～3.1%，含氣量從東往西隨埋深增加逐漸增大，平均11.3 m2/t。區(qū)內(nèi)共有煤層氣生產(chǎn)井908口，產(chǎn)氣井?dāng)?shù)794口，平均單井產(chǎn)量已超過千方，整體表現(xiàn)出較好的產(chǎn)氣效果，但位于氣田西南部深埋深區(qū)域的129口井呈現(xiàn)區(qū)域性低產(chǎn)，平均產(chǎn)氣量低于500 m3/d。

2 西南部低產(chǎn)原因分析

影響煤層氣井產(chǎn)能的因素可分為2個大的方面：①資源條件：主要影響參數(shù)是煤層含氣性，這決定了煤層氣產(chǎn)出的物質(zhì)基礎(chǔ)；②產(chǎn)出條件：主要影響參數(shù)是煤層滲透性[5-6]。通過與高產(chǎn)區(qū)參數(shù)對比（表1）表明，含氣性方面延川南煤層氣田西南部位于高礦化度滯留環(huán)境，保存條件好，探井取心測試含氣量大于13.5 m3/t，排采井解吸壓力大于7.5 MPa，反映該區(qū)域具有良好的含氣性，具備煤層氣高產(chǎn)的資源基礎(chǔ)。滲透性方面氣田西南部煤層埋深大、應(yīng)力高，煤層原始滲透率極低，通過有效的壓裂改造提升滲透性是獲得較高產(chǎn)能的前提。前期該區(qū)域壓裂改造采用活性水壓裂，壓裂過程中施工壓力高，加砂困難易砂堵，反應(yīng)壓裂砂近井筒堆積，壓裂改造效果不理想。在壓后排采過程中，氣井的產(chǎn)液特征表現(xiàn)出低產(chǎn)液；產(chǎn)氣特征表現(xiàn)出緩慢降壓持續(xù)低產(chǎn)氣，快速降壓短期高產(chǎn)后快速遞減，反應(yīng)解吸供氣半徑小，通過單井?dāng)?shù)值模擬表明，氣井壓降漏斗呈陡直狀，泄壓解吸范圍集中在近井筒附近。

表1 西南部低產(chǎn)區(qū)與高產(chǎn)區(qū)參數(shù)對比

綜合分析認(rèn)為，該區(qū)域埋深大、低滲透的地質(zhì)條件下，水力加砂壓裂工藝與地質(zhì)的適應(yīng)性不足[7-8]，有效支撐裂縫半長短，泄壓解吸半徑小是該區(qū)域低產(chǎn)的主要原因。探索有效的壓裂改造工藝，提升壓裂縫有效支撐長度是提高該區(qū)域氣井產(chǎn)量主要方法。

3 增產(chǎn)措施優(yōu)選

前文分析可知，活性水壓裂在深煤層壓裂施工過程中施工壓力高、加砂困難易砂堵，壓裂改造效果不佳。除了活性水壓裂液，目前現(xiàn)場應(yīng)用的壓裂液主要還有胍膠壓裂液和泡沫壓裂液，胍膠壓裂液雖然具有較好的攜砂能力，但高分子有機(jī)物易被煤層吸附，同時煤層氣井壓裂后要緩慢排采，壓裂液不能快速返排，容易堵塞污染地層。泡沫壓裂液具有濾失性小造縫能力強(qiáng)、黏度高攜砂能力強(qiáng)、用液量少、助排效果好等特征，可以有效造長縫并有效支撐；同時用液量少減小對煤儲層的傷害；助排效果好利于壓裂液快速返排[9-15]。從技術(shù)原理上分析，氮?dú)馀菽w系能夠較好的適用高應(yīng)力深煤層地質(zhì)條件。在明確氣田西南部深煤層低產(chǎn)原因和氮?dú)馀菽w系較好適應(yīng)性基礎(chǔ)上，開展了2口井氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)。

4 氮?dú)馀菽瓑毫熏F(xiàn)場應(yīng)用

氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂采用油管注入方式施工，在壓裂施工過程中，先用泡沫發(fā)生器產(chǎn)生一定質(zhì)量的泡沫，然后經(jīng)高壓三通與加入起泡劑的水基攜砂液混合，從而形成均勻、穩(wěn)定的泡沫體系進(jìn)行加砂施工，在頂替液中加入消泡劑有效消泡。2口井壓裂主要施工參數(shù)為X1井液氮用量84.5 m3，施工排量2.0～2.7 m3/min，加砂量 28 m3，X2井液氮用量 115 m3，施工排量 2.1～2.4 m3/min，加砂量 38 m3。

從2口井泡沫壓裂施工曲線（圖1、圖2）可以看出，與第1次活性水壓裂加砂過程存在砂堵，加砂不連續(xù)不同，泡沫壓裂施工壓力平穩(wěn)，主裂縫延伸性好，加砂較連續(xù)。從2次壓裂施工參數(shù)對比可以看出（表2），氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂用液量比活性水壓裂減少50%以上，平均施工砂比提高接近1倍，達(dá)到15%，反應(yīng)出泡沫體系良好的造縫效果和攜砂性能。

圖1 X1井壓裂施工曲線

圖2 X2井壓裂施工曲線

表2 活性水與氮?dú)馀菽瓑毫褏?shù)對比

從2口井重復(fù)壓裂前后的生產(chǎn)曲線對比（圖3、圖4）可以看出，氮?dú)馀菽貜?fù)壓裂后，2口井的見氣周期明顯縮短，產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量大大提升，反應(yīng)儲層滲透性得到有效改善。X1井產(chǎn)液量由0.12 m3/d提升至1.2 m3/d，見氣周期由123 d縮短至28 d，產(chǎn)氣量由200 m3/d增至最高1 800 m3/d，目前穩(wěn)產(chǎn)在1 500 m3/d左右；X2井產(chǎn)液量由0.18 m3/d提升至0.94 m3/d，見氣周期由390 d縮短至18 d，產(chǎn)氣量由100 m3/d增至1 050 m3/d，仍呈進(jìn)一步上漲趨勢。

圖3 X1井生產(chǎn)曲線

圖4 X2井生產(chǎn)曲線

為進(jìn)一步定量評價氮?dú)馀菽瓑毫迅脑煨Ч罁?jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)通過 Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI 3種現(xiàn)代產(chǎn)量遞減分析圖版定量評價了2口井重復(fù)壓裂前后有效裂縫半長的變化。結(jié)果表明，對比活性水壓裂，氮?dú)馀菽瓑毫延行е瘟芽p半長明顯延長，X1井和X2井有效支撐裂縫半長分別由33 m和12 m增加至63 m和50 m（圖5）。綜合壓裂施工參數(shù)、排采效果以及有效裂縫半長評價對比，表明氮?dú)馀菽瓑毫厌槍ρ哟蠚馓镂髂喜看舐裆睢⒏邞?yīng)力儲層具有較好的適應(yīng)性，取得了較好的增產(chǎn)改造效果。

圖5 有效裂縫半長對比

5 結(jié)語

延川南西南部區(qū)域煤層埋深大，高礦化度滯留環(huán)境，保存條件好，具備高產(chǎn)的資源基礎(chǔ)，埋深大、應(yīng)力高地質(zhì)條件下活性水壓裂工藝適應(yīng)性不足，有效支撐裂縫半長短是該區(qū)域低產(chǎn)的主要原因。氮?dú)馀菽瓑毫洋w系具有濾失性低、攜砂能力強(qiáng)，低傷害、助返排的特征，能夠較好的適應(yīng)高應(yīng)力深煤層壓裂改造。首次在國內(nèi)深煤層氣井開展氮?dú)馀菽瓑毫熏F(xiàn)場應(yīng)用，取得顯著增產(chǎn)效果：施工壓力平穩(wěn)，砂比提高，加砂連續(xù)，壓后有效支撐裂縫半長增大，排采見氣周期縮短，產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量明顯提升。為我國深部煤層氣有效開發(fā)改造工藝選擇提供了參考和方向。