大規模縫網壓裂在深部煤層氣中的應用

徐寶恒 郭大立

(西南石油大學理學院，四川 成都 610500)

0 引言

我國煤層氣雖然儲量巨大，但根據中國工程院研究報告，今后15 年內我國天然氣對外需求依賴程度依然偏高。2020 年至2035 年，對外需求比例由42%攀升至55%，在國家發展的關鍵時期，嚴重威脅國家天然氣戰略安全［1］。相較于美國、澳大利亞、加拿大等國，我國煤層氣具有滲透率低、埋藏深、孔隙度較小、穩產能力待落實等不利條件，國內已知開采區塊，如保德、沁水、晉城等單井日均產氣量僅1 800~2 000 m3，韓城、吉縣淺部區塊更只有300~700 m3。故深部煤層氣的勘探與利用開發、單井產氣量的大幅度增產技術［2］將成為我國煤層氣產業研究的重要方向。

陳勉等［3］通過室內物理實驗發現，人工裂縫和天然裂縫在相交過程中存在兩種擴展結果：穿過或轉向，基于地應力與巖石力學和裂縫延伸相交行為，總結了人工壓裂縫和天然裂縫的4 類延伸基本形態；Mayerhofer 等［4］提出“油藏體積改造”概念，并指出最大化縫網體積是壓裂效果提高的條件之一；趙金洲等［5］闡述了頁巖儲層縫網的形成原因；胥云等［6］較全面地闡述了體積改造的核心內涵，給出了未來油氣藏開發方向。目前，研究者普遍對深部煤層氣總體探勘開發、深部煤層地質及氣體機理認識程度較低。為此，受頁巖氣革命的啟發［7］，深部煤層氣應走大規模網絡裂縫和體積壓裂的道路，即制造最可能大的有效縫網，最大限度地擴張壓降范圍，促使儲層煤層氣以最短的裂縫通道先氣體擴散、后滲透導流入井，以垂直井代替水平井效果，從而達到節省開采費用和提高儲層動用率的目的。

1 縫網形成機理

1.1 割理

與頁巖儲層存在的天然裂縫不同，割理是深部煤儲層最重要的特征，也是汽水的主要滲流通道。以鄂爾多斯DJ區塊8號煤為例，從宏觀上看巖心存在較多的面割理和端割理，面割理平行延伸于整個巖心，端割理存在于面割理之間且間距呈無規律排列，觀察和統計得出面割理密度為6 條/5 cm，端割理密度為7 條/5 cm；從微觀上看割理發育清晰，存在填充物，如圖1所示。

圖1 8號煤層巖心斷面及微觀割理

1.2 酸可溶物含量

在天然氣開采過程中，水力壓裂已成為增產穩產的有效措施和途徑，酸化壓裂在煤層氣開采過程中應用較少，普遍認為酸化壓裂在煤層氣增產中不能達到預期的效果，但也有一些煤層氣壓裂酸化的現場試驗取得了較好的效果。究其內在原因是煤儲層中的割理中可能存在酸可溶物。為研究割理中填充物的礦物種類含量，用5 口煤層氣井中取得的巖心做X 衍射實驗分析，得出填充物平均含量占比，如圖2所示。

圖2 割理填充物占比

1.3 脆性指數

巖石力學參數決定了儲層巖石的可壓性，脆性指數是巖石力學參數的重要指標。儲層巖石的形變能力和脆性主要受彈性模量和泊松比的影響。同樣地，現場試驗數據和室內物理模擬試驗分析表明，脆性指數在煤巖方面也適用，煤巖彈性模量越大，煤巖泊松比越小，煤巖的脆性越強。DJ 8 號煤熱演化程度高，割理中脆性礦物較多，是深部煤層氣縫網壓裂的依據之一。針對13口井25個煤層巖樣進行測試，泊松比最小值為0.18，最大值為0.28，平均值為0.22；彈性模量最小值為5 492 MPa，最大值為10 205 MPa，平均值為8 125 MPa。根據Rickman［8］提出的脆性指數方程，得到脆性指數為35.5~44.7。該區塊8號煤煤巖彈性模量與埋深線性回歸成正比，與泊松比成反比，大致得出脆性指數與埋深成正比，這是深部煤層氣可壓性的有利條件。

1.4 水平應力差

儲層縫網擴展實質上為水力壓裂裂縫在儲層中的延伸及與天然裂縫的交互擴充。目前，國內外壓裂物理模擬設備主要分為兩類：一是大尺寸真三軸壓裂物理模擬試驗系統，巖樣通常為水泥或煤粉人工澆鑄的形狀為300 mm×300 mm×300 mm的正方體；二是全直徑壓裂物理模擬試驗系統，從DJ 區塊取全直徑天然煤芯進行試驗研究，巖樣為直徑102 mm、高300 mm的圓柱體。

相關學者通過三軸試驗系統模擬裂縫擴展試驗得出，在低逼近角、低壓力差下，裂縫發生轉向壓裂液動能損失小，水力裂縫向天然裂縫方向擴展；在高逼近角、中低應力差下，壓裂液受慣性影響不易發生轉向，水力裂縫穿過天然裂縫延伸或發生水力裂縫穿過和沿著天然裂縫延伸的模式形成簡單縫網；以上同樣適用于煤巖，全直徑壓裂物理模擬試驗系統如圖3 所示。試驗結果顯示，低水平主應力差下只要縫網形成，則縫網延伸形態就與割理形態基本一致。綜上各種試驗分析皆表明，較低的水平應力差煤巖更易形成復雜縫網。

圖3 全直徑壓裂物理模擬試驗系統

1.5 壓裂液黏度

在壓裂施工過程中，縫網是否形成和復雜度與壓裂液黏度有關，Beugelsdijk 等［9］對壓裂液黏度對裂縫延伸影響進行研究，試驗對比結果如圖4所示。低黏度壓裂液常與天然裂縫交互作用，高黏度壓裂液則不然，即壓裂液黏度越高，裂縫的復雜程度越低。這是由于壓裂液黏度越高，在裂縫內流動時與縫壁摩阻越大，壓力液動能損失越大，同時裂縫變寬，且由于質量守恒原理，裂縫長度越短，裂縫復雜性越低。

圖4 流體黏度對裂縫延伸形態的試驗對比

1.6 施工排量

對Bamett壓裂裂縫的改變規律進行分析，運用微地震監測數據進行研究，結果表明：產量與儲層壓裂規模呈正相關，同時深部煤層氣井的產量與儲層改造體積的規模也呈正相關，因此可以通過增大儲層改造的體積，來達到提高深部煤層氣產量的效果。根據Mayerhofer等［4］的研究結果可知5口井壓裂規模與裂縫長度之間的相關關系，如圖5所示。由圖5可知，壓裂規模越大，裂縫形態越復雜，裂縫總長度越長。

圖5 施工排量與縫網裂縫總長度相關關系

1.7 加砂量與酸液用量

酸液用量和加砂量直接影響裂縫的支撐效果及導流能力，進而影響產氣量。酸量和加砂量不足，導致裂縫閉合程度大，裂縫長度和寬度達不到預期效果，導流能力和壓后產能下降。改造效果差，加砂量過多，影響攜砂液對支撐劑的運移距離，易造成砂堵和泵壓異常偏高，施工成本增加。因此，合理的加砂量與酸液用量是造縫網的關鍵。

2 施工設計現場試驗

鄂爾多斯DJ 區塊位于鄂爾多斯盆地東南部，是目前國內探明第一塊埋深超2 000 m，資源儲量超1 000億m3、高豐度的整裝大型煤層氣田。目前，該區塊深部煤層氣共投產21 口，平均深度2 300 余m，分布氣井基本參數為煤層厚度為4~12 m，含氣量較高為18~26 m3/t，含氣飽和度高為96.12%~100%，壓裂即見氣，煤儲層以游離氣為主，平均密度2.10 g/cm3，物性分析平均孔隙度3.24%，煤體結構完整，儲集性能良好。以該區塊DJ19 井為例，采用大規模壓裂酸化技術，根據其儲層特征、頂底板封蓋條件、前期壓裂情況、歷史施工工藝等對該井進行設計改造。

DJ19 井設計思路如下：①儲層頂底板封蓋條件較好，煤層裂縫延伸高度受控，為了最大可能地提高裂縫長度，提高加砂量，采用光套管變黏滑溜水壓裂，大排量、大液量、大砂量施工。②注酸降低煤巖破裂強度，降低施工壓力，減小加砂難度，同時溶蝕割理中的填充物，促進多裂縫的產生。③為提高該井施工的成功率，提高加砂量，增加煤層支撐裂縫長度，提高導流能力，采用100目，40/70目石英砂組合支撐劑方式加砂。

統計該區塊日均產氣量約1 500 m3，經大規模壓裂酸化技術改造后，DJ19井日均產氣量超4 000 m3，D19井日產量明顯高于D1-D18井日產量，改造排采曲線如圖6所示。

圖6 鄂爾多斯DJ19井排采曲線

3 結論

①深部煤儲層割理發育、割理中酸可溶物含量多、儲層面割理和端割理密度大、脆性指數與埋深成正比等深部煤層特定屬性是深部煤層氣可壓的有利條件，低黏度壓裂液、大排量壓裂規模、適量的加砂量與酸液用量等可控工程因素有利于縫網大規模形成與擴展，水平應力差小及割理發育在水力壓裂時更易形成復雜縫網。

②水力壓裂和酸化壓裂是油氣藏開發最常用的手段，普遍認為深部煤層具有水力壓裂效果差、酸化壓裂不具可行性的特點，大規模酸化縫網壓裂技術在鄂爾多斯DJ 區塊的應用，其改造效果拓展了人們對非常規天然氣的認識，有望促進我國深部煤層氣龐大儲量的開發。