馬必東區塊水力噴射分段壓裂工藝優化與應用

李宗源，倪小明，石延霞，霍麗芬，李佳峰，張少勇

（1.河南理工大學能源科學與工程學院，河南焦作 454000；2.中國石油華北油田公司，河北任丘 062550；3.渤海鉆探公司第二錄井公司，河北任丘 062550）

目前國內煤層氣水平井壓裂的主要方式為水力噴射分段壓裂、滑套封隔器分段壓裂和泵送橋塞分段壓裂，其中水力噴射分段壓裂具有工藝簡單、水力封隔、噴射增壓等優點，基于煤層氣大排量、大規模施工要求，目前多采用連續油管或普通油管水力噴射環空壓裂方式，可適用于套管固井完井或不固井完井方式[1-2]；滑套封隔器分段壓裂技術針對性強、施工效率較高，適用于套管固井完井，但管柱在煤層易卡阻，管柱安全性有待提高[3]；泵送橋塞分段壓裂技術施工效率高，可實現多簇射孔、壓裂排量和規模大、封隔效果好，適用于套管固井完井或下入裸眼封隔器井[4]。此外，針對煤儲層特點還開展了頂板水平井分段壓裂、定向射孔+速鉆/可溶復合橋塞分段壓裂、定向射孔+可溶球復合橋塞分段壓裂等方面研究及試驗，均取得了一定的效果[5-6]。為避免煤層段的固井二次污染，馬必東區塊水平井采用煤層不固井完井方式，前期多采用普通油管底封拖動水力噴射環空壓裂工藝[7]，但區塊埋深大、應力高、煤體結構復雜的特點，導致常規壓裂工藝在部分高應力區中出現地面施工壓力高、加砂困難等新的問題，嚴重影響施工質量及壓裂效果。因此，通過馬必東區塊地質特點及壓裂難點分析，針對性優化完善分段壓裂工具、壓裂點、壓裂液體系，并結合現場試驗實踐分析，以期可為高應力區水平井分段壓裂施工提供一定指導。

1 馬必東區塊概況

馬必東區塊位于沁水盆地的西南部，鄰近鄭莊區塊北部，主體上為西北抬-東南傾的大型單斜構造，地層產狀變化較小，主力開發層系為3#煤和15#煤，水平井目前以3#煤層為主。區塊3#煤層埋深900～1 200 m 之間，大部分煤層埋深超過1 000 m，煤層厚度5.5～6.5 m（平均6.2 m），并在煤層底部普遍發育0.2～0.6 m 的夾矸，煤體結構以原生-碎裂煤為主，受局部小微構造影響，縱向、橫向原生、構造煤交互發育。3#煤鏡質體反射率Ro在2.68%～3.0%之間，滲透率0.01×10-15～0.029×10-15m2（平均值0.023×10-15m2），含氣量15.7～27.8 m3/t（平均20.4 m3/t），平均含氣飽和度84.4%，壓力梯度為0.95～1.07 kPa/m，煤層溫度為30.40～36.07 ℃。

馬必東區塊水平井采用二開煤層段不固井完井方式，多采用連續油管或普通油管底封拖動分段壓裂工藝，采取油管射孔、后期補液，套管環空加砂方式，施工工藝簡單，且可滿足大規模（千方液百方砂）、大排量（7 m3/min）的要求，在1 000 m 以淺及應力拉張區施工效果良好，但在馬必東區塊部分應力集中區及煤體結構復雜區常出現施工超壓、砂堵等問題，分析難點及原因主要如下：

1）馬必東區塊3#和15#主力煤層埋深大（80%區域大于1 000 m），區塊最小主應力多大于18 MPa，最大主應力多大于25 MPa，整體較相鄰樊莊、鄭莊區塊高出3～5 MPa；部分高應力區最小應力達到24 MPa以上，最大主應力大于30 MPa，裂縫延伸壓力高。

2）區塊水平井全井段平均井深約2 400 m，以常規底封拖動環空加砂、活性水排量5 m3/min、10%砂比測算，2 400 m 處套管環空摩阻和孔眼摩阻約18 MPa，較相鄰樊莊、鄭莊區塊高出約30%，考慮煤層裂縫延伸復雜性，縫內摩阻及濾失影響，水平段遠端壓裂受摩阻影響較大。

3）區域煤體結構縱橫向非均質性強，當排量一定時，構造煤壓裂液濾失大造成裂縫尖端凈壓力不足，裂縫內砂比相對增大，且易產生煤粉，容易隨壓裂液聚集堵塞煤層氣運移的裂隙通道，增大流動阻力，導致施工壓力波動加大造成超壓和砂堵。

4）套管鋼級、施工排量與砂比的匹配、噴槍工具的孔數及孔徑等均會對施工壓力及效果產生影響，但噴槍工具和施工參數已在樊莊、鄭莊水平井及馬必東直井順利實施上百口井，且超壓和砂堵在高排量、低砂比下常有發生，因此不作為主要因素分析。

綜上分析，構造應力、煤體結構、施工摩阻的綜合作用應是影響35%水平井壓裂施工困難的主要原因，為此，針對復雜構造區，從壓裂工藝、壓裂點位置（煤體結構）、壓裂液體系3 個方面進行優化，以提高區塊水平井改造地質適應性。

2 馬必東構造復雜區水平井分段壓裂工藝優選

2.1 水平井擴徑噴槍水力噴射改造工藝

常規底封拖動環空壓裂工藝壓裂階段主體采用環空加砂壓裂（排量5～6 m3/min）＋油管補液（排量0.5～1.5 m3/min）的方式，受到井深、套管環空摩阻及油管排量等影響，使得噴射產生的伯努利效果相對不明顯，增壓效果不足以抵消高應力帶來的負面影響，在馬必東復雜構造區壓裂加砂適應性差。而采用大尺寸油管噴砂壓裂+套管補液的方式雖攜砂能力強、流速高、射流增壓效果更好，但常規噴槍為滿足射孔射流速度不低于170 m/s 的要求，多選用φ4～8 mm 孔徑噴嘴，在此孔徑下的施工排量范圍為0.8～3.5 m3/min，不能滿足煤層氣5～7 m3/min 施工排量需求，且壓裂砂均需通過噴嘴，常規材料易造成噴嘴不規則磨損（過砂量多小于50 m3），無法實現大規模加砂[8]。為此，結合2 種工藝的優點，創新設計雙孔擴徑式滑套噴槍，優化設計水平井擴徑噴槍水力噴射改造方式。普通油管擴徑噴槍水力噴射分段壓裂示意圖（兩級）如圖1。

圖1 普通油管擴徑噴槍水力噴射分段壓裂示意圖（兩級）Fig.1 Common tubing hole diameter gun jet staged fracturing（two stages）

1）工藝基本原理。使用滑套擴徑噴槍，采用φ88.9 mm 油管以一定排量進行噴砂射孔，根據伯努利原理，高速流體通過噴槍進入射孔孔道后，由于孔道體積有限，射流速度會迅速衰減，射流動能轉化為液體靜壓能，增加孔內液體壓力，誘導初始裂縫產生及延伸；射穿套管后擴徑噴槍噴嘴逐漸擴大，降低了噴槍壓降及摩阻，之后以油管加砂壓裂、套管環空補液方式進行正式壓裂，利用油管噴射提高流速度及攜巖效果，降低裂縫延伸及施工難度，滿足煤層氣大排量、大規模壓裂要求。以垂深1 100 m、井深2 400 m、0.5%KCL 活性水壓裂液、10%砂比體系進行計算。結果顯示，在相同的6 m3/min 總排量下，擴徑噴槍油管壓裂管柱摩阻同比降低5.62 MPa，按照常用N80 套管（50 MPa）和油管（65 MPa）不同限壓計算，擴徑噴槍最大極限井底施工壓力較環空壓裂可提高約13 MPa。2 種壓裂施工工藝對比見表1。

表1 2 種壓裂施工工藝對比Table 1 Comparison of two fracturing technologies

2）擴徑噴槍工具介紹。為了滿足煤層氣壓裂射孔、壓裂一體化的要求，而且能夠有效地增加噴射壓裂效果，因此，將水力噴射器噴嘴設計成了雙孔徑噴嘴，即在噴射初期采用φ4～6 mm 可磨損小噴嘴噴砂射孔，射孔完成以后，隨著逐漸加砂的磨蝕，逐漸磨損至與大噴嘴孔徑相同（φ20～25 mm）；由于大噴嘴采用高耐磨性材料，因此確保了水力噴射器在加砂、壓裂采用大噴嘴加砂壓裂的過程中不會出現擴徑，確保了安全壓裂施工。擴徑噴槍擴徑前后參數對比見表2。

表2 擴徑噴槍擴徑前后參數對比Table 2 Parameters before and after reaming of nozzle

3）管柱結構。2 級擴徑噴槍分段壓裂管柱結構為導向底球+擴徑式水力噴射器（無滑套）+D88.9 mm 平式油管（或無接箍油管）若干+擴徑式水力噴射器1（帶滑套）+D88.9 mm 平式油管（或無接箍油管）+安全接頭+D88.9 mm 平式油管（或無接箍油管）至井口。可以根據現場排量及施工風險情況增加1 趟下入工具級數（建議小于4 段），從而提高施工效率，各級滑套球級依次增加。為了降低風險，可以采取擴徑噴槍短距離串聯方式進行拖動壓裂，煤層段盡可能選用無節箍油管，從而降低施工卡管柱風險。

2.2 壓裂點優選

以往的煤層氣水平井壓裂多采用段間距控制方法選取壓裂點，對壓裂點的縱向位置、煤體結構、含氣量等考慮較少。開發實踐及多學者研究表明[9-10]，煤體結構為原生-碎裂結構、壓裂點位于煤層中部、含氣量高的層段壓裂效果好，且施工壓力低于構造煤，因此需綜合考慮壓裂間距及其他因素影響，選取最優壓裂點。

1）壓裂間距優選。采用數值模擬手段，對水力噴射壓裂段間距進行模擬，假設煤層段1 000 m，隨著段間距的減少，裂縫條數的增加，單條裂縫增加的氣產量逐漸減少，增產效率降低，當段間距為小于60 m 時，單條裂縫的增產效率快速降低；按照噴砂射孔壓裂工藝單次壓裂形成1 條裂縫，結合壓裂施工成本，建議段間距控制在60～80 m。單裂縫增加產氣量與段間距關系如圖2。

圖2 單裂縫增加產氣量與段間距關系圖Fig.2 Relationship between increasing air volume and segment spacing in a single fracture

2）考慮到煤層段裸眼測井風險較大及成本控制的要求，基本無水平段測井數據，因此需根據水平井鉆井期間氣測、錄井巖屑、隨鉆導向等數據，判識煤層段煤體結構分布、井眼縱向位置、含氣量差異或大裂隙發育等情況。結合馬必東區塊鉆井實踐，及評價井測井伽馬、氣測與煤體結構的相對關系，建立了區塊壓裂點選取的綜合評價標準，沁水盆地馬必東區塊壓裂點選取標準見表3。優選氣測值高、伽馬值低、位于煤層中上部的原生結構煤進行壓裂改造，利于形成長縫和疏通割理、裂隙。因煤層段較長，且橫向差異性明顯，應盡量優選第1 檔壓裂點改造。

表3 沁水盆地馬必東區塊壓裂點選取標準Table 3 Selection criteria of fracture sites in Qinshui Basin

2.3 壓裂液體系選擇

活性水壓裂液具有成本低、儲層傷害小、施工排量大的優點，但摩阻相對較大。考慮水平井大規模液量及低成本需求，結合近年來頁巖氣低成本滑溜水壓裂液體系，在活性水中加入適量的降阻劑，降低水平井施工壓裂摩阻。

通過對目前常用的胍膠、陰離子聚丙烯酰胺、非離子合成聚合物等水溶性降阻劑的研究，優選了綜合性能較好陰離子聚丙烯酰胺-H 降阻劑，其分散時間低于60 s，0.06%濃度下降阻率可達70%[11]。同時，本著滿足降阻要求基礎上盡量減少有機添加劑的原則，結合馬必東區塊常用活性水壓裂液體系，選用“清水+0.5%KCl+0.06%陰離子聚丙烯酰胺-H”的低成本滑溜水壓裂液配方。同時，為進一步降低降阻劑對儲層傷害，采用“滑溜水+活性水壓裂液”組合使用方式，在摩阻較高的長水平段前2～3 層使用滑溜水前置液造縫、活性水噴砂壓裂，后幾段結合現場施工壓力，盡可能采用“清水+0.5%KCl”活性水進行壓裂，并配合快速返排工藝，以最大程度降低壓裂液污染。

2.4 施工工藝參數

結合馬必東區塊開發實踐及水力噴射壓裂管柱施工壓力限制，設計采用在馬必東區塊直斜井施工效果較好的“低前置液比+變排量+組合加砂+快速返排”的壓裂方式[12]。馬必東區塊水平井施工參數選擇見表4。

表4 馬必東區塊水平井施工參數選擇Table 4 Selection of horizontal well construction parameters in Mabidong Block

3 現場試驗

2019年在馬必東區塊開展水平井擴徑噴槍水力噴射壓裂試驗5 口井，設計加砂符合率達90%以上，特別是在高應力區效果明顯。以MPX-3 井為例，該井采用二開煤層段不固井完井方式，煤層埋深1 057 m，井深2 236 m，初始設計采用底封拖動環空壓裂方式壓裂10 段，第1 段采用普通油管底封拖動改造地面環空壓力43～50 MPa，且加砂施工壓力上升明顯，先后2 次壓裂平均用液1 266 m3，加砂均小于20 m3，無法達到設計要求。MPX-3 第1 段普通油管底封拖動壓裂施工曲線圖如圖3。

圖3 MPX-3 第1 段普通油管底封拖動壓裂施工曲線圖Fig.3 MPX-3 section 1 common tubing bottom seal drag fracturing operation curves

在此基礎上，首次設計采用擴徑噴槍水力壓裂方式，順利完成了剩余9 段壓裂施工，平均壓裂液量1 082 m3，平均加砂量55.24 m3，最高砂比14.37%，設計符合率100%。本井第2 段壓裂點較第1 段上提72 m，實際施工最大排量6 m3，加砂期間地面環空壓力40～43 MPa，同比第1 段普通油管地面環空壓力降低5～7 MPa，壓裂用液1 236 m3，加砂60.24 m3，且未出現砂堵和超壓問題，壓裂曲線顯示良好。MPX-3 第2 段擴徑噴槍水力噴射壓裂施工曲線圖如圖4。

圖4 MPX-3 第2 段擴徑噴槍水力噴射壓裂施工曲線圖Fig.4 Construction curves of the second section of MPX-3 expanding nozzle hydraulic fracturing

目前本井于2019 年11 月投產，解吸壓力6.80 MPa，目前日產氣量13 200 m3/d，日產水2.6 m3/d，套壓2.92 MPa，流壓3.18 MPa，產量已達同區塊直井平均產量10 倍以上，開發效果顯著。MPX-3 井開發生產曲線（2020 年）如圖5。

圖5 MPX－3 井開發生產曲線（2020 年）Fig.5 MPX－3 well development and production curves

4 結 論

1）擴徑噴槍水力噴射分段壓裂技術能夠實現大排量、大規模水力噴射壓裂，同時可有效降低地面套管環空壓力，提升實際井底施工壓力，利于高應力條件下壓裂施工，加砂設計符合率達90%以上。

2）馬必東區塊水平井60～80 m 段間距、原生-碎裂煤體結構、煤層中部、氣測值高的壓裂點利于壓裂施工及效果，通過建立壓裂點鉆井參數優選標準，實現水平井煤層段非測井情況下的壓裂點優選，可有效指導類似區塊水平井壓裂。

3）“低傷害滑溜水前置液造縫、活性水噴砂壓裂”的組合壓裂液方式，即可實現井深較大井段的有效降阻，又可盡量降低壓裂液對儲層傷害，可滿足馬必東區塊高應力區壓裂液要求。