大寧–吉縣區塊深層煤層氣井酸壓工藝及現場試驗

劉長松，趙海峰，陳 帥，甄懷賓，王成旺

(1.中國石油大學(北京) 石油工程學院，北京 102249；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；3.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095)

我國陸地深層煤層氣資源儲量豐富，據最新一輪煤層氣資源評價結果，埋深在2 000 m 以淺煤層氣地質資源量為29.82×1012m3，埋深在1 000～2 000 m 的深層煤層氣資源量達到22.45×1012m3，約占總資源量的75%[1-2]。目前，淺層煤層氣勘探開發研究較為系統，技術較為成熟、成果也較為顯著，已建成以沁水盆地南部、鄂爾多斯盆地東緣為代表的6 個主要煤層氣產業基地[2]。隨著淺層勘探開發研究的不斷深入，淺層煤層氣資源量逐漸進入衰減階段，深層煤層氣資源逐漸成為研究熱點。目前，美國、加拿大部分地區深層煤層氣開發已實現商業化水平，國內由于復雜地質特征、技術水平有限及經濟條件限制等原因，至今尚未實現深層煤層氣規模化開發。不同學者針對我國深層煤層氣勘探開發做了諸多研究工作，其主要包含：深層煤層氣成藏效應及資源評價、煤儲層物性、地質特征、吸附解吸特征及含氣性、產能預測、排采特征及產能控制因素等[3-12]。關于深層煤層氣儲層改造技術，張軍濤等[13]提出采用大排量、低砂比、脈沖加砂和復合支撐的壓裂設計思路。曲鳳嬌等[14]針對淺層、中淺層、深層、超深層煤層氣井特點，提出差異化壓裂工藝優化設計思路。薛海飛等[15]對影響裂縫延伸的因素進行分析，提出深層煤層氣水力波及壓裂工藝。朱衛平等[16]針對深層煤層氣試采出現的技術問題，提出開展地質?工程一體化研究。李鑫等[17]針對延川南深層煤層氣田低效原因提出一系列增產措施，例如可控強脈沖解堵、體積壓裂實現裂縫轉向等。賈慧敏等[18]通過分析沁水盆地鄭莊區塊北部煤層氣低產原因，提出L形水平井實現鄭莊北部深層煤層氣的高效開發。但目前深層煤儲層改造及其地質條件耦合性問題仍然亟待解決，淺層煤儲層改造技術與深層煤層地質條件匹配性較差，深層地質條件下的煤層氣儲層改造技術亟需進一步優化研究。基于以上問題，筆者以鄂爾多斯高地形貌大寧–吉縣區塊8 號煤層地質特征為研究基礎，在地質認識的基礎上對深層8 號煤層體積壓裂可行性進行評價，并采用室內三軸酸壓物理模擬實驗進行驗證。針對此區塊8 號煤層特征提出采用“高排量、低酸量、適中砂比”體積酸壓工藝技術，配合“交替注酸、分段加砂、變排量注入”復合工藝，并分析部分深層煤層氣試驗井產能控制因素，以期從壓裂工程參數及排采控制角度為國內外深層煤層氣的勘探開發提供技術借鑒。

1 區塊地質概況

大寧–吉縣區塊位于鄂爾多斯盆地東緣晉西撓褶帶南端與伊陜斜坡東南緣，地層平緩，傾角小于8°，斷層不發育，局部地區小背斜發育。該區塊試采區主力煤層為二疊系山西組5 號煤層、太原組8 號煤層，開發動用地質儲量約34.72×108m3。深層8 號煤層分布穩定，埋深1 100 m～2 450 m。該煤層主體厚度8～10 m，平均7.8 m，總體呈NW?SE 向展布。經采用多種方法厘定深層煤儲層含氣量，證實8 號煤層具有“高含氣、高飽和度、局部賦存少量游離氣”的特征，實測平均含氣量23.88 m3/t。煤儲層頂板發育2～3 套灰巖(圖1)，煤層頂板灰巖厚度在4～8 m，底板發育泥巖，厚度4～14 m。區域上地應力方向整體為北偏東30°～45°，局部微構造發育區，地應力方向有反轉。煤層與頂板地應力差主要為5～18 MPa，煤層與底板應力差主要為2～15 MPa，研究區最小主應力為36 MPa。

圖1 鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區塊地層綜合柱狀圖Fig.1 Comprehensive histogram of Daning-Jixian Block in the eastern Ordos Basin

此外，8 號煤層煤體結構以原生結構煤為主，屬于特低滲透率儲層，煤質較硬，應力敏感性弱，抗壓性好。煤層裂隙發育(圖2)，且多被方解石、白云石、石英和赤鐵礦、黃鐵礦填充，割理形態多種多樣，面割理6～10 條/5 cm，端割理7～15 條/5 cm；主要為張性裂隙、剪性裂隙和原生裂隙；孔隙中組織孔、胞腔孔、氣孔、晶間孔和溶蝕孔發育。

圖2 8 號煤樣割理發育形態Fig.2 Description of rock sample cleat of No.8 coal seam

2 體積壓裂可行性評價

2.1 巖石力學參數分析

巖石力學特征是評價煤儲層可壓性的關鍵，直接影響體積壓裂過程中儲層造縫及裂縫延伸能力。裂隙發育情況、抗壓強度、斷裂韌性、圍巖與煤層的彈性模量差異及地應力差等參數是表征儲層可壓性的重要指標。大寧–吉縣區塊8 號煤層及其頂底板巖石力學參數測試結果見表1。

由表1 可知，研究區8 號煤層間斷裂韌性為3.017～3.885 MPa·m1/2，煤層彈性模量小、與圍巖差異值大，這有利于水力裂縫的起裂、延伸及縫高的控制。若采用酸化技術溶蝕煤層割理中的碳酸鹽巖礦物成分，可進一步降低煤層整體抗壓強度，儲層改造時有利于次生裂縫的產生及復雜縫網的形成。此外，地層地應力是體積壓裂裂縫的形態與延伸的主控因素之一。當人工裂縫在深層8 號煤層中起裂并延伸至頂底板時，若部分地區頂底板應力差較大，則裂縫高度易受到控制，產生T 形縫、工形縫或更為復雜的裂縫網絡。綜合分析割理發育情況、抗壓強度、斷裂韌性、彈性模量及地應力差等參數，可知大寧–吉縣區塊深層8 號煤層具備大規模體積壓裂條件。

表1 8 號煤及頂底板巖石力學參數測試結果Table 1 Test results of rock mechanical parameters of No.8 coal seam and its roof and floor

2.2 酸壓物理模擬實驗驗證

1) 試樣制備及方案設計

試樣采用大寧–吉縣區塊深層8 號煤層試驗井取心加工而成，將樣品按照“頂板+煤層”和“煤層+底板”的方式形成組合試樣(圖3)。

圖3 全直徑巖心組合方法Fig.3 Full diameter core assembly method

射孔位于煤層中部，射孔完成后，使用高強度AB膠填充井孔，隨后插入井筒。插入前需采用特殊工藝暫時封堵射孔，避免膠滲入射孔堵住井筒，待膠完全固化，即完成試樣制備。壓裂液配方為10%質量分數氨基磺酸+清潔壓裂液(質量分數為：0.2%阻凝劑+0.2%交聯劑+1%氯化鉀)。實驗圍壓20 MPa，軸壓50 MPa，實驗排量根據相似準則計算為20 mL/min。

2) 實驗結果與分析

由圖4 可知，由于8 號煤層頂底板巖石力學參數差異，水力壓裂裂縫無法穿透頂板灰巖及底板泥巖，且在煤層中形成復雜分支裂縫。頂板組合形成了以細小裂縫構成的復雜縫；底板組合形成了以粗大垂直裂縫為主的復雜裂縫形態。組合試樣酸壓實驗從裂縫擴展復雜度角度進一步驗證8 號煤層體積壓裂可行性。

圖4 頂底板組合試樣壓裂后裂縫形態Fig.4 Morphology diagram of cracks after fracturing of roof and floor composite samples

此外，采用酸壓工藝可較好溶蝕煤體裂隙中的礦物質，使煤體割理中的連通性大大改善，通過掃描電鏡、宏觀分析等技術手段，分析其酸化前后煤巖樣微觀裂隙結構改善效果。

掃描電鏡結果(圖5)表明：酸壓后的巖樣表面及裂隙內礦物質色澤基本消失，其裂隙結構明顯改善。酸液對煤層內部的碳酸鹽等晶體有較大腐蝕作用，反應基本原理如下：

圖5 8 號煤樣酸壓反應前后掃描電鏡圖像Fig.5 Scanning electron microscope of No.8 coal sample before and after acid pressing reaction

由上述反應方程式知：反應產物均易溶于水，在地層條件下溶解CO2可降低反應殘液的黏度，同時增加返排能量起到助排作用。

3 體積酸化壓裂工藝技術

體積酸化壓裂技術是將前置液體系以高于地層破裂壓力下注入到地層中，利用高排量及低傷害前置液體系對煤儲層進行體積壓裂改造，形成一條或多條主裂縫并與天然裂隙發生復雜交錯，增大裂縫復雜程度從而形成復雜三維立體的裂縫網絡[19]。此外，利用酸液對煤儲層膠結充填的礦物質、裂隙內的堵塞物質進行溶蝕。若酸液濃度及酸巖反應速度適當，使煤儲層滲透率整體提升且頂板不均勻刻蝕形成溶蝕通道，有利于主裂縫的延伸及次生裂縫的產生，進一步形成復雜縫網。后期將耐酸的清潔壓裂液體系攜砂泵入，泵入后形成“多級支撐裂縫+酸溶裂縫”的高效壓裂滲流系統，從而實現煤儲層改造目的。

3.1 交替注酸、變排量注入工藝

壓裂施工前期以低排量注入酸液，對裂隙中以方解石、白云石為主的礦物質進行溶蝕，增大流動通道、孔隙連通性和溶蝕面積，從而降低該煤儲層破裂壓力。將前置液體系以高排量泵入煤層(滑溜水壓裂液施工排量在9～15 m3/min，活性水壓裂液施工排量7.5～12 m3/min)，活性水與酸液交替注入以增大裂縫在煤層中的延伸長度；提高煤儲層裂縫內壓力使其形成復合裂縫。采用“交替注酸、變排量注入”工藝，一方面可提高酸液作用裂縫波及范圍及酸液的均勻分布程度，以達到煤層較好溶蝕效果；另一方面通過施工過程中排量變化可產生壓力脈沖，對煤巖中天然裂隙弱面有一定激活作用。

此外，酸液溶蝕前置液階段會產生泥質雜質及堵塞物質。反應產物在水中的溶解和析出受pH 值及地層水礦化度影響小，故能隨液體返排出地層。酸液同時可對產生的煤粉顆粒進行溶蝕，降低煤粉的粒徑。在返排過程中攜帶煤粉排出地面，可有效降低煤粉在生產過程中對裂隙的堵塞風險。從而達到形成酸蝕裂縫、改善煤儲層滲流條件、提高煤層氣井產能效果。

3.2 分段加砂工藝

根據儲層閉合壓力大小，結合現場支撐劑進入儲層后的施工壓力情況，攜砂液第一階段宜采用高排量、較高黏度壓裂液攜帶高濃度40～70 目(0.21～0.40 mm)支撐劑進入儲層，利用低粒徑支撐劑促進煤層裂縫擴展。

第二階段采用30～50 目(0.3～0.6 mm)低密度陶粒填充主裂縫且支撐煤層氣井壁縫口，適當增加鋪砂濃度、層數以形成高導流能力裂縫網絡。采用段塞式加砂工藝即“加砂?頂替?加砂”重復工藝流程直至完成設計加砂量。不同階段注入不同粒徑支撐劑以達到復合支撐的目的。復合粒徑支撐劑泵入過程中，施工壓力及縫內凈壓力均會提高。由于縫內壓力提升引起煤層中天然裂隙張開，促使形成新裂縫或實現裂縫轉向，可有效提高儲層改造效果。此外，壓裂后期可尾追部分酸液，從而解除縫端堵塞，使裂縫遠端和煤層割理系統有效連通，清潔裂縫網絡，溶蝕壓裂過程中產生的煤粉、煤泥等雜質。

4 現場試驗

4.1 工藝試驗

酸壓工藝現場應用11 口生產井(表2)，J9 井為水平井，其他井為生產直井。J1?J5 煤層氣井采用復合鹽酸體積酸壓工藝，主要配方為：活性水壓裂液(1%～2% KCl 溶液，成本低，對儲層傷害低)、酸液(7%～15%鹽酸+緩速劑+0.3%緩蝕劑(低傷害)+0.5%鐵穩劑)、滑溜液(0.3%～0.5%主凝劑+0.2%交聯劑+0.15%破膠劑，低分子量，黏度在15～30 mPa·s)。

表2 深層煤層氣試驗井壓裂施工參數Table 2 Fracturing operation parameters of deep CBM test wells

為了優化酸用量規模，進一步降低經濟成本，通過模擬儲層條件初步優選出10%氨基磺酸，與儲層及壓裂液配伍性較好，同等條件下較鹽酸反應速度降低4倍以上，低酸液反應速度，可有效實現深度酸化。在室內實驗分析基礎上和儲層裂縫改造需求上，J6?J11煤層氣井采用復合氨基磺酸體積酸壓工藝。

4.2 排采控制參數

建立深層煤層氣排采模式：以“保持和改善滲透率”為目標，控制井底流壓降幅及產氣增幅，產氣后不憋壓，提高解吸體積。與淺層相比，深層煤層氣排采效果受壓敏影響較小，因此需考慮井底流壓降速，但控制指標可高于淺層；速敏影響主要體現在排采速度過快，易導致煤粉及酸化后的殘余物質堵塞微裂縫，影響滲透性，因此產氣增速需要控制，并根據套壓變化及時調整產量。各排采階段控制要點見表3。

表3 各排采階段控制參數Table 3 Control parameters of each drainage and production stage

此外，配合防砂防煤粉工藝實現長期高產、穩產。在產水量充足的情況下，通過優化管柱結構和排采制度即可達到防煤粉的目的；當產水量不足時，此時煤粉不能被帶出，除了優化管柱結構和排采制度的方法外，還需采用柱塞泵補水洗井工藝，及時徹底清洗井筒煤粉以降低其對排采的影響。

4.3 生產效果分析

1) 直井體積酸壓工藝效果

由圖6 可知，11 口井日產氣量累計可達20 469 m3，累產氣量566 萬 m3，10 口生產直井最高日產氣量可達5 791 m3。深層煤層氣直井體積酸化壓裂開采效果顯著，日產氣量仍不斷提升。基于微地震裂縫監測的現場施工表明，主要發育的裂縫有：主垂直縫、次垂直縫、毛細縫，裂縫彎曲程度大且縫網復雜，壓裂裂縫以垂直裂縫為主(圖7)。

圖6 11 口深層煤層氣井產氣量分布Fig.6 Gas production diagram of 11 deep CBM wells

圖7 微地震監測復雜裂縫形態Fig.7 Schematic diagram of micro-seismic monitoring of complex fractures

2) 水平井體積酸壓工藝效果

深層煤層氣水平井J9 井采用“高排量、低酸量、適中砂比”的體積酸壓工藝技術，配合“低傷害、耐酸、返排液重復利用的清潔壓裂液”并進行分段分簇射孔與壓裂聯作。由表4 可知，多種方法分析結果顯示，J9 井裂縫長度在393～444 m，縫寬在90～142 m，裂縫面積較大。

表4 煤層氣水平井J9 井裂縫參數Table 4 Fracture parameters of J9 well

由圖8 可知，深層煤層氣井J9 于2020 年7 月3 日投產，投產后表現出見氣快、產量高的特點，日產氣量最高1.1 萬m3，保持相對穩定且展現出較強的穩產、上產潛力。

圖8 煤層氣水平井J9 井排采曲線Fig.8 Drainage curves of well J9

4.4 施工參數分析

1) 施工排量

由圖9a 可知，當壓裂液施工排量低于11 m3/min，排量與監測破裂面積有較好的正相關性。可能是因為頂底板巖石抗壓強度遠高于煤，有利于煤破碎及遮擋，對裂縫高度控制較好，有利于煤儲層酸壓改造。當壓裂液排量為15 m3/min 時，由于壓裂液排量過高可能導致裂縫高度失控(加砂量充足)，導致裂縫監測面積有所下降。此外，由圖9b 可知，壓裂液排量與加砂量正相關。施工排量越大，支撐劑向裂縫深層推進的速度就越快，鋪砂距離越長，沉降速度越慢，砂堤形成的高度就越低，不易形成砂堵。因此，綜合考慮裂縫面積、井筒條件、加砂能力和縫高控制要求，施工排量建議選擇在11～15 m3/min。

2) 加砂量

由圖9c 可知，加砂規模越大，深層煤層氣井的產氣效果越好。因此建議根據儲層閉合壓力大小及裂縫網絡對導流能力要求，進一步優選低密度支撐劑并優化加砂工藝，實現支撐劑的有效鋪置。此外，部分生產井施工過程中壓力在50 MPa 以上，初期施工壓力較高，限制排量提升，影響改造強度和加砂量，降低增產效果。通過以下兩種方式解決：前置液體系建議加入較高濃度酸(減少整體用酸量)，降低施工壓力；改變套管等級，提高限壓上限。

3) 加液強度

由圖9d 與圖9e 可知，清潔液用量與裂縫監測破裂面積有較好相關性；監測破裂面積與日均產氣量相關性較好。因此，為保證單井產量并考慮經濟條件，建議清潔液加液強度在150～250 m3/m 較為合理。

4) 酸液用量

由圖9f 可知，增大酸用量，裂縫監測破裂面積并未有較大提升。但若采用酸量過高對壓裂設備、套管、井口挑戰較大，施工連續性和安全性無法有效保障。因此，前置液體系建議減少整體用酸量、并優化壓裂設備。此外，壓裂前期建議模擬儲層條件下進一步優選酸液濃度，達到較好酸巖反應速度。若酸巖反應速度過快，易導致近井地帶溶蝕過度，產生大量煤粉。若未及時清理的煤粉在加砂過程中與支撐劑混合，近井地帶易出現砂堵現象。

圖9 酸壓工藝施工參數相關性Fig.9 Correlation diagram of construction parameters of acidizing fracturing process

5 結論

a.大寧?吉縣區塊深層8 號煤層多以原生結構煤為主，割理發育且以方解石、白云石、赤鐵礦、黃鐵礦等為主的礦物質填充物較多，綜合考慮裂隙發育情況、抗壓強度、斷裂韌性、煤層與圍巖彈性模量及地應力差等參數，認為8 號煤層具備大規模體積酸壓基礎條件，并得到實驗的驗證。

b.“高排量、低酸量、適中砂比”的工藝技術，配合采用交替注酸、分段加砂、變排量注入工藝，可形成“多級復合支撐裂縫+酸溶裂縫”的高效壓裂滲流系統。裂縫擴展及煤層氣井產能均呈現較高水平。

c.從排采控制參數角度分析，應嚴格控制井底流壓，初期控制產水速率，動液面下降幅度在5～10 m/d，以提高降壓范圍。產氣上升階段，最大增產速率日產氣不超過200 m3，以實現階梯式緩慢增產。同時配合防砂防煤粉工藝實現長期高產、穩產。

d.從體積酸壓工程參數角度分析，壓裂液排量應優選在11～15 m3/min；應減小整體用酸量，同時進一步優化酸液濃度；優選低密度支撐劑并優化加砂工藝，以提升加砂規模；清潔壓裂液加液強度在150～250 m3/m較為合理。同時提升配套設備質量，如提升套管鋼級，優化壓裂設備等。