俄羅斯煤層氣改造技術適應性評價與建議*

尚立濤孫遜鄭世琪杜衛強劉奕杉侯騰飛

（1.中國石油集團工程技術研究院有限公司；2.中石油煤層氣有限責任公司）

煤層氣完井增產技術從早期常規直井套管射孔完井、洞穴完井、裸眼完井到多分支水平井以及羽狀水平井完井，直井常規壓裂到水平井分段壓裂，完井增產技術發展迅速，煤層氣開發由于基質解吸、擴散速度遠遠大于滲流速度，因此提高解吸、擴散速度是增產的關鍵。近年來煤層氣技術發展主流趨勢不變，即追求最大化的氣體過流面積，利用水平井、多分支水平井構造裂縫網絡。全程嚴格實施儲層保護，貫穿鉆井、完井、壓裂改造到投產全過程。優化壓裂工藝技術，水基凝膠壓裂向滑溜水、泡沫及干式壓裂轉變；采用水平井體積改造擴大裂縫波及體積[1-4]。

1 國內與俄羅斯主要煤層氣田地質參數及工藝對比

1.1 儲層地質參數

俄羅斯納-奧煤層氣田[5]埋深350～700 m，滲透率大于0.5 mD占65%，埋深超過700 m滲透率大于0.5 mD僅占15%，平均厚度2.2～6.6 m。俄羅斯煤層氣田整體平面上大面積分布、縱向上多層疊置，國內與俄羅斯主要煤層氣區塊地質參數見表1；儲層物性差，孔喉特征復雜，滲透率低，滲流阻力大；割理裂隙較為發育，裂隙開度小，部分礦物充填。俄羅斯煤層氣田與國內主要煤層氣田保德等區塊在目的層埋深、壓力系數、含氣量、滲透率等參數方面相近，俄羅斯煤層氣田豐度與資源量相對更好，煤層數量更多。自然產能低，同樣都需要增產措施和特殊的鉆完井方法相結合實現有效開發。

表1 國內與俄羅斯主要煤層氣區塊地質參數Tab.1 Geological parameters of main CBM blocks in China and Russia

1.2 儲層改造技術現狀

國內煤層氣壓裂理念和壓裂工藝上不斷創新，壓裂選層從“地質甜點”優化到“工程甜點”，壓裂理念由“大液量、大排量、大砂量”轉變為“適度液量、變排量、適度砂比”，通過優化壓裂液和支撐劑，精細確定各項壓裂參數[6-9]，形成了適合不同區塊煤儲層地質特點的增產改造技術，國內主要煤層氣區塊壓裂工藝與參數統計見表2。國內煤層氣壓裂試驗多種工藝，整體上按照井組同步壓裂、單井套管分段壓裂取得更好的改造效果[10]。

表2 國內主要煤層氣區塊壓裂工藝與參數統計Tab.2 Statistics of fracturing process and parameters of main CBM blocks in China

俄羅斯納-奧煤層氣區塊壓裂工藝與參數統計見表3。以油管壓裂為主，籠統改造，4%KCL壓裂液與1.8%以及2.4%胍膠交聯壓裂液相比改造效果理想，能夠實現溝通裂縫網絡，但存在攜砂能力差，長期效果受影響；同樣交聯凝膠體系使用更少的液量應用更高的砂比能達到更好的改造效果。

表3 俄羅斯納-奧煤層氣區塊壓裂工藝與參數統計Tab.3 Fracturing process and parameters of coalbed methane block in Russia

2 技術適應性優化

2.1 納-奧煤層氣田壓裂裂縫主體形態分析

俄羅斯煤層氣壓裂深度320～1 150 m，縱向跨距大。儲層壓裂按照0.035 MPa/m的停泵梯度作為主體裂縫形態的劃分界限，分析認為壓裂煤層氣儲層深度小于650 m以水平縫為主，650～800 m深度范圍水平裂縫與垂直裂縫并存，大于800 m以垂直縫為主，各井差異較大，4%KCL壓裂液與1.8%～3.6%不同濃度凍膠壓裂液相比更容易形成垂直縫。納-奧煤層氣田壓裂停泵梯度統計見圖1。

圖1 納-奧煤層氣田壓裂停泵梯度統計Fig.1 Statistical diagram of fracturing pump stopping gradient of coalbed gas field

2.2 俄羅斯煤層氣改造技術優化

2.2.1 主要壓裂煤層深度優化

納-奧煤層氣田產量與儲層深度關系見圖2，根據不同煤層氣壓裂深度對應效果分析，600～800 m深度的煤層氣壓裂效果相對更好，與壓裂人工裂縫形態對應，屬于水平縫與垂直縫并存裂縫形態更加復雜的過度區域，該深度的煤層氣為重點壓裂層段。

圖2 納-奧煤層氣田產量與儲層深度關系Fig.2 Relationship between production and depth of coalbed gas field

2.2.2 完井壓裂工藝優化

根據儲層特點，物性及含氣性好埋藏淺的煤層氣層應用裸眼完井；常壓物性差埋藏深的煤層，需要經過壓裂增產，裸眼完井無法發揮產能優勢，且無法實現精準改造，建議叢式井整體壓裂完井。

直井應用油管分段或套管橋塞分段壓裂，實現縱向多層得到有效改造。煤層埋深700～1 100 m層段以垂直裂縫為主，溝通割理縫形成裂縫網絡；煤層埋深350～700 m層段以水平裂縫為主，應用大排量低黏度活性水盡可能擴展垂向多層，形成裂縫網絡。

大斜度井或水平井應用精細分段壓裂，實現大規模有效動用。大斜度井或水平井近水平段應用橋塞分段；直斜井段水平縫為主，提高施工凈壓力充分溝通儲層，實現整體大規模動用。

2.2.3 壓裂液與支撐劑體系優化

活性水壓裂液更容易形成垂直縫并有效溝通天然裂縫，以活性水壓裂液為主，前置液增加膠塞與支撐劑段塞，封堵近井筒多裂縫，擴大遠井裂縫體積，不同粒徑石英砂組合。已壓裂井的閉合壓力在12.5～31.9 MPa，選用抗壓強度32 MPa以上石英砂。考慮形成不同裂縫網絡寬度有效支撐，應用40～70目與20～40目支撐劑組合。考慮煤層模量低，防止支撐劑嵌入影響導流能力，凍膠液平均砂比18%以上。

2.2.4 施工參數與暫堵壓裂優化

大排量施工能夠有效擴展裂縫體積，以12.0 m3/min以上排量施工，大排量施工有利于充分溝通割理裂縫，也容易造成裂縫沿砂煤界面擴展延伸，影響壓裂效果，考慮變排量施工判斷裂縫擴展，提高改造體積。對于直井垂向多段煤層，無法有效分段壓裂，一次改造影響垂向動用效果，考慮應用層間暫堵，提高改造效率。以500 m水平段為例，每段2～3簇，施 工 排 量10～15 m3/min，簇 間距25～30 m，優化每段施工液量1 200～1 500 m3，砂量80～120 m3，根據破裂壓力預測不同施工排量地面壓力，按照12.0 m3/min排量施工計算壓力42 MPa。

2.2.5 下步壓裂優化方向建議

俄羅斯煤層氣開發以地質認識為基礎，工程提產降本增效為目標，開展井網優化技術，叢式井、水平井鉆完井技術優化。地質分析認識割理、裂縫發育特征，煤層及上下層段巖石力學與應力特征，建立多屬性地質力學模型，壓裂模擬體積裂縫擴展規律，判斷主體裂縫擴展形態，確定最優改造參數。

3 結論

1）俄羅斯煤層氣田平面上分布面積大、縱向上多層疊置、豐度與含氣量相對較好。與國內煤層氣儲層相近，物性差，孔喉特征復雜，滲透率低，滲流阻力大，割理裂隙較為發育，裂隙開度小，部分礦物充填；自然產能低，都需增產措施和特殊的鉆完井工藝相結合實現開發。

2）俄羅斯煤層氣壓裂縱向跨距大，根據停泵梯度劃分主體裂縫形態，儲層深度小于650 m以水平縫為主，650～800 m深度范圍水平裂縫與垂直裂縫并存，大于800 m以垂直縫為主，600～800 m深度的煤層氣壓裂效果相對更好，為裂縫形態復雜的多裂縫區域，該深度煤層氣為重點壓裂層段。

3）俄羅斯煤層氣田建議直井應用油管分段結合暫堵壓裂或套管橋塞分段壓裂，實現縱向多層得到有效改造。大斜度井或水平井應用精細分段壓裂，實現大規模有效動用。KCL壓裂液與不同濃度凍膠壓裂液相比更容易形成垂直縫。