渝東南地區超深層煤層氣高效壓裂技術及精細排采制度研究與實踐?以NY1 井為例

房大志，程澤虎，李佳欣

(中石化重慶頁巖氣有限公司，重慶 408400)

目前我國煤層氣整體勘探開發程度較低，根據自然資源部2017 年開展的“十三五”全國油氣資源評價結果，我國埋深2 000 m 以淺煤層氣地質資源量為29.82 萬億m3，其中，可采資源量為12.51 萬億m3。根據預測，埋深3 000 m 以內煤層氣遠景資源量達到55.2 萬億m3[1]。為實現規模效益開發，我國煤層氣田動用資源主要位于1 000 m 以淺。但隨著勘探開發程度的進行，淺部資源將不斷減少至枯竭，深部?超深部煤層氣開發將會成為該領域的能源接替。然而，埋深達1 500 m 以深的超深部煤儲層非均質性強、地質控制條件差異大，且超深部煤層具有地層溫度高、地應力高、儲層壓力高的特征[2]，與之相應煤儲層孔滲性差、塑性強，導致儲層改造更加困難復雜、可采性差、單井產量低，深部煤層氣的規模效益開發技術成為非常規氣藏的攻關難點[3]。我國僅在鄂爾多斯盆地、沁水盆地、準噶爾盆地等區塊開展了深部煤層氣勘探試驗，目前的研究和勘探實際對超深部煤儲層的認識不夠全面，尚未形成能夠指導生產的系統成果[4-6]。渝東南地區以頁巖氣開發為主，煤層富集程度較低，多為中厚煤層、薄煤層和極薄煤層，NY1 井的成功探索和實施，彌補了渝東南地區超深煤層氣開發的空白。

1 區域地質概況

NY1 井轄于重慶市南川區鐵村鄉，構造上位于四川盆地川東高陡褶皺帶東勝背斜，同屬渝東南盆緣轉換帶[7]。渝東南盆緣轉換帶經歷多期構造運動改造，缺失晚志留世至晚石炭世部分地層，其余各時代地層發育較全。NY1 井為煤層氣評價直井，導眼井深度4 465 m，套管完井，龍潭組為該井煤層的主要發育層位。

NY1 井本次煤層氣開采目的層位為上二疊統龍潭組，該區龍潭組為沼澤相沉積，巖性為黑色泥巖夾灰巖，含有煤層(圖1)。黑色泥巖段總有機碳含量(TOC)質量分數0.24%～5.06%，X 衍射分析黏土礦物質量分數13.9%～55.2%，平均30.93%；脆性礦物以方解石為主，質量分數為12.3%～71.5%，平均40%；其次為石英，質量分數為7.3%～22.5%，平均14.54%；斜長石平均質量分數為6.29%；白云石平均質量分數為5.08%；另有少量的黃鐵礦等，平均質量分數為2.56%。根據測井解釋，NY1 井龍潭組儲層孔隙率為2.3%～6.2%，滲透率為(0.05～6.22)×10?3μm2。

圖1 NY1 井二疊系綜合柱狀圖Fig.1 Composite columnar section of the Permian in NY1 well

根據測井解釋，龍潭組第11、第12 層三孔隙率測井曲線表現特征一致，即高聲波時差、高中子和低密度特征，電阻率阻值差異明顯，第11 層表現低阻特征，第12 層表現為高阻特征。本次開采的第一層為測井解釋第11 層，井段1 873.3～1 876.3 m，視厚度3.0 m，自然伽馬62.4 API，深側向電阻率21.7 Ω·m，補償密度2.37 g/cm3，補償中子27.4%，聲波時差315.2 μs/m，測井孔隙率2.3%。第二層為測井解釋第12 層，井段1 900.9～1 903.9 m，視厚3.0 m，自然伽馬61.7 API，深側向電阻率8 118.2 Ω·m，補償密度1.44 g/cm3，補償中子38.8%，聲波時差404.9 μs/m，孔隙率4.1%。

NY1 井目的煤層煤體結構為原生結構?碎裂煤，內生裂隙發育，宏觀煤巖類型為光亮型?半亮型煤，成分以亮煤為主，次為鏡煤。煤巖現場解吸含氣量12.4～16.7 cm3/g。第二層煤區域發育穩定，為全區可采，厚度1.4～3.2 m，鏡質組體積分數大于70%，煤的鏡質體反射率Rmax為1.6%～2.1%，屬于貧煤?無煙煤。第一層煤在區內局部分布，連續性較差。

2 煤層氣儲層改造工藝

煤層氣井壓裂改造工藝與其他油氣井壓裂適應性不同，煤儲層各向異性強，儲層中天然微裂縫發育，煤層中的割理在壓裂過程中會產生復合裂縫，使得壓裂液濾失嚴重，影響壓裂效果[8]。此外，壓裂過程中碎裂煤粉易充填孔縫，在后期排水采氣過程中，壓裂支撐劑容易運移至井筒，導致壓裂裂縫支撐效果降低和井下管柱砂堵，進一步增加了煤層氣井壓裂改造難度。

2.1 常規煤層氣井壓裂工藝

在煤層氣井壓裂過程中，一方面能夠改造煤層增加滲流通道，另一方面壓裂液侵入煤層會對儲層造成一定的傷害。煤儲層敏感性較強，壓裂液對煤層的傷害主要包括壓裂液遇黏土膨脹堵塞孔道、煤層吸附液相流體水鎖以及壓裂液濾失導致支撐劑運移距離短、導流能力變差[9-10]。因此，煤層氣井壓裂技術應建立在煤儲層特征認識的基礎上，既要滿足壓裂工藝，又要盡可能降低對煤層的傷害。目前煤層氣井現場采用的壓裂液主要有活性水壓裂液、胍膠壓裂液、清潔壓裂液、泡沫壓裂液等[11]，不同壓裂液體系適應性不同(表1)。

表1 不同壓裂液體系對比[12-14]Table 1 Comparison of different fracturing fluid systems[12-14]

煤儲層改造過程中，往往針對不同深度采用不同的壓裂工藝，目前國內煤層氣開發以埋深小于800 m的淺層煤層氣為主，覆巖壓力較低，小于15 MPa，孔滲性相對較好。淺層煤巖裂縫導流能力強，壓裂施工難度相對較小，施工中可采取大排量、持續加砂的方式，對儲層進行改造和支撐。

2.2 超深層煤層氣井壓裂體系優化

超深層煤層氣井壓裂施工難度大[15-17]，渝東南地區NY1 井煤儲層埋深達1 900 m，上覆巖層壓力高，面臨的難題主要有：地層破裂壓力高，設備風險系數大；煤儲層滲透率極低，壓裂液體系容易對儲層造成傷害；地應力水平高，造縫困難，小排量難以讓裂縫更大程度地擴展，大排量則會造成管柱的高摩阻；壓裂裂縫窄，砂比過大容易砂堵，砂比過小難以支撐。基于此，工區超深層煤層氣井壓裂優化思路為：①為有效改造煤層，降低由于儲層應力差異導致的改造不充分，采用大排量施工；② 為降低管柱施工壓力，壓裂液體系選用減阻水體系；③考慮儲層埋深大，采用“小砂比+段塞式”加砂工藝，分多次完成施工；④ 考慮成本、支撐效果及加砂難易，支撐劑采用70/140 目(0.106～0.212 mm)+40/70 目(0.212～0.425 mm)石英砂組合加砂，以提高工藝成功率。

NY1 井壓裂煤層段埋深為1 873.3～1 876.3 m、1 900.9～1 903.9 m，根據延伸壓力梯度，預計施工壓力為53.64～57.44 MPa，因此，選用105 MPa 設備，試壓至70 MPa。減阻水體系配方為“0.07%減阻劑+0.05%殺菌劑+0.2%助排劑”，減阻劑為固體粉末，其他為液體。壓裂采用減阻水一段二次壓裂工藝，對2 個煤層進行合壓合采(圖2)。該井下入“?88.9 mm 油管+Y531 封隔器接短節”作為壓裂管柱，“油管+封隔器”封隔上部長興及龍潭組，采用全封橋塞封隔下部茅口組，進行油管壓裂施工。

圖2 NY1 井壓裂施工曲線Fig.2 Fracturing curves of NY1 well

第一次壓裂施工開井壓力20.30 MPa，前置液施工排量緩慢提升至6.5 m3/min 保持不變；前置石英砂階段，按照砂比2%?3%?5%?8%，加入70/140 目石英砂；中砂階段采取3%?5%?8%?10%?12%?14%的動態砂比調整以及間歇加砂的壓裂技術，加入40/70 目石英砂。壓裂過程中，施工壓力59.5～71.3 MPa，施工排量5.4～7.5 m3/min，最高砂比14%。頂替排量6.6 m3/min，頂替施工壓力63.1～49.2 MPa，停泵壓力49.2 MPa，觀察30 min 壓降49.2～41.8 MPa。減阻水3 059.1 m3，頂替液24.2 m3，總液量3 059.1 m3，70/140目石英砂15 m3，40/70 目石英砂136.2 m3，總砂量151.2m3。

第二次壓裂開井壓力30.3 MPa，施工壓力58.1～71.7 MPa，施工排量6.5～7.8 m3/min，壓裂過程與第一次壓裂采取相同的“動態砂比+段塞式”的加砂工藝，最高砂比15%(40/70 目石英砂)，頂替排量7.5 m3/min，頂替施工壓力59.6～47.8 MPa，停泵壓力47.8 MPa，觀察30 min 壓降47.8～43.0 MPa。減阻水2 164.4 m3，頂替液21.2 m3，總液量2 164.4 m3，40/70 目石英砂151.4 m3，總砂量151.4 m3。

從壓裂整體情況看，該井2 次壓裂平均加液量達到2 611.8 m3，平均加液強度870.6 m3/m，平均加砂量151.3 m3，平均加砂強度50.4 m3/m。相比之下，前期織金區塊煤層氣大試驗井組壓裂平均加液強度僅為203.0 m3/m，平均加砂強度16.2 m3/m，其壓裂規模遠低于NY1 井壓裂規模。壓裂施工過程中，通過減阻水壓裂液體系良好的降阻性能，結合“小砂比+段塞式”的加砂工藝，排量總體控制在6～8 m3/min，施工壓力基本控制在60～70 MPa，施工壓力曲線整體較為平穩，管線穩定無明顯抖動，未見壓力大幅提升產生砂堵現象。該井壓裂工藝的優化實現了低摩阻、能造縫、有效支撐，為超深層煤層氣井的壓裂改造積累了實踐經驗。

3 煤層氣排采制度優化

影響煤層氣井產能的因素主要有地質條件、工程差異以及排采制度等[18-20]，其中，排采制度對氣井產能的影響主要是控制生產過程中煤儲層滲透率的動態變化。制定合理的排采制度可以降低生產過程中介質流動對儲層滲透率的影響，進而提高氣井產量。煤層氣排采制度在國內外的研究不斷發展，由起初分級降壓控制流壓下降速度，到提出“緩慢、穩定、長期、持續”的排采八字方針，再到“五段三壓”排采方式，按照不同排采階段制定不同的降壓速率，在此基礎上又發展到“平衡排采、階梯降壓”的排采方式，盡可能增大壓降漏斗，提高氣井穩產能力[21-23]。

3.1 超深煤層氣井排采制度

NY1 井龍潭組無實測地層壓力數據，且區塊沒有其他超深層煤層氣井的現場排采資料借鑒，地層壓力、解吸壓力、儲層含水性預測存在不確定性。且本井壓裂規模大，對后續排采工作制度的制定、階段劃分、控壓排采管理帶來一定的挑戰。因此，需要細分排采階段，準確計量產水量、氣量，逐步降壓，適時調整排采參數。

為盡快實現區域整體降壓排采，提高氣井產氣水平，以單井排采模型為框架，建立整體排采制度，既要保證排采控制的合理性，盡可能在解吸見氣前的單相流階段多排水，增加見氣返排率，擴大解吸半徑；又要盡量控制排采周期，節約排采成本。基于以上因素，以儲層壓力、臨界解吸壓力和井間干擾壓力為井底流壓關鍵控制節點，將整體排采制度劃分為4 個階段，并對各階段排采參數進行了定量化研究，明確各排采階段控制的目的及要求。

該井按照壓力系數1.0 估算，上部煤層地層壓力18.7 MPa，下煤層地層壓力19.0 MPa。按照臨儲比0.5 估算，預計上部煤層解吸壓力為9.4 MPa，對應解吸液面深度937.4 m；下煤層解吸壓力為9.5 MPa，對應解吸液面深度951.2 m。

按照NY1 井劃分的4 個排采階段，規劃見氣前排采周期為4 個月。在各排采階段施行不同的降壓速度，遵循“連續、穩定、緩慢”的思路，從起抽到見氣排采強度逐步放緩，保證合理的排采強度和排采進度，最大限度提高排采總量，控制煤粉產出，以獲得該井真實產能。

(1) 起抽壓力至儲層壓力階段：受壓裂能量積聚，地層能量大于儲層壓力，該階段地層不供液，需要控制放溢流的速率，以不吐砂、不吐煤粉為原則，控制周期約10 d。

(2) 儲層壓力至解吸見氣階段：井底流壓與儲層壓力均衡，地層開始降壓，受壓差影響，地層供液能力變化復雜；該階段以保持地層遠端、近端均衡供液為原則，日降流壓0.05～0.10 MPa，前期可日降流壓0.1 MPa，維持時間50 d；中間階段40 d 維持0.08 MPa/d 的降壓速度；最后放慢排采速率至日降流壓0.05 MPa，平穩進入解吸見氣階段。見氣前階段控制過程如圖3 所示。

圖3 見氣前排水降壓曲線Fig.3 Water drainage to decrease downhole pressure before gas breakthrough

(3) 解吸見氣至達產階段：日降流壓控制在0.05 MPa 左右，煤層氣開始解吸，產量逐漸上升，目標產氣量控制在2 500～3 000 m3/d。兩相流階段地層供液能力變化較大，因此，在上產過程中需要適時調整排采速率，避免液面大幅波動，影響儲層滲流通道。

(4) 穩產階段：以穩流壓、穩產量為主，當前流壓下煤層充分解吸產氣，當出現供氣不足時，緩慢降壓保持穩產，日降流壓小于0.05 MPa，當產氣量再次穩定到目標產氣量時，繼續穩流壓生產，以此往復，階梯降壓。

除按生產階段動態調整排采制度外，一般煤層氣井生產過程中會保持一定套壓，以確保平穩、持續產氣，但套壓變化會引起液面的頻繁波動，需要同時控制流壓和套壓平穩，方能控制液面平穩。對于超深煤層氣井，壓力系統高，套壓波動較淺部煤層氣井大，因此，NY1 井采取無套壓生產方式，僅通過流壓控制液面降幅，避免井下液面激蕩和儲層傷害。

3.2 NY1 井實際排采效果

NY1 井嚴格按照前文建立的排采制度生產，投產初期套管口自溢，實際排采放溢流周期為21 d。到起抽壓力后，平穩排水降壓。根據排采實際，NY1 井起抽壓力為18.4 MPa，地層壓力系數為0.97。排水降壓至解吸見氣，該階段實際平均日降流壓0.09 MPa。NY1 井投產見氣周期為128 d，解吸壓力8.3 MPa，見氣返排率達到52.8%，見氣前排采總液量的提高能夠增大氣井供氣半徑。

見氣后上產階段，NY1 井實際平均日降流壓0.06 MPa，達產后控制流壓平穩生產。目前，NY1 井已保持穩壓控產，其平均流壓降幅小于0.05 MPa/d，日產氣量穩定在2 800～3 000 m3，日產液量基本保持至3 m3，反映地層產液能力基本穩定，且穩產已超過80 d，該井的高產穩產證實了排采制度在工區超深層煤層氣井中的可行性(圖4)。

圖4 NY1 井排采曲線Fig.4 Drainage curves of NY1 well

4 結 論

a.渝東南地區超深煤層氣儲層塑性礦物含量高，目的煤層埋深近2 000 m，孔隙率2.3%～4.1%、滲透率(0.3～6.2)×10?3μm2，儲層壓力系數約0.98，煤體結構為原生結構?碎裂煤，壓裂改造技術和壓裂液體系、支撐劑的篩選比中?淺層煤層氣井開發更加困難。

b.與地層應力小、施工壓力低、易加砂支撐的淺部煤層氣井相比，NY1 井壓裂采用了5.4～7.8 m3/min的施工排量，2%～14%的動態加砂方式完成壓裂，現場壓裂的成功實踐，表明減阻水壓裂液體系和低砂比、段塞式、不同粒徑復合加砂的壓裂工藝對超深煤層氣井的壓裂具有較好的適應性，壓裂改造后的儲層能夠得到有效支撐。

c.對于超深煤層氣井，綜合考慮壓降漏斗的穩定擴展和排采周期，可采取無套壓生產保證液面的穩定，并對各個階段井底流壓降幅進行定量化。起抽階段日降流壓可控制在0.10～0.15 MPa，并根據階段劃分逐步降低日降流壓幅度，但需要加強關注排采水中煤粉含量，避免由于煤粉堵塞井筒導致停抽作業；上產階段過后，需逐步放緩至日降流壓小于0.05 MPa，以保障氣井長期高產穩產。