计 勇　曹砚锋　于继飞　隋先富　陈 欢

(中海油研究总院， 北京 100028)



煤层气井高破裂压力因素分析及解决措施

计 勇曹砚锋于继飞隋先富陈 欢

(中海油研究总院， 北京 100028)

摘要：以沁水盆地某区块68口压裂施工井中的8口失败井为研究对象，分析18次施工改造成功率仅78%的主要原因是煤储层破裂压力较高。造成破裂压力高的主要原因是射孔不够完善及地层滤失严重、施工过程中砂比使用不恰当以及煤储层自身的低杨氏模量和高泊松比。提出了3种解决措施：压裂施工过程采用大尺寸套管注入；研发适合煤储层压裂的高效压裂液体系，提高液体密度，增加井筒液柱压力；结合生产实际，采用高孔密、螺旋布孔方式使孔眼与裂缝起裂平面夹角最小从而降低破裂压力。此研究为煤层气井压裂提供了技术支持。

关键词：煤层气井； 储层改造； 破裂压力； 因素分析； 解决措施

煤层气井产气的主要通道是裂缝及割理。我国煤储层具有非均质性强、连通性差及渗透率低等特点[1]，为获得煤储层潜在的地质储量，增大裂缝通道、提高储层渗透率是我国煤层气井储层改造的主要方向和目标。油气田储层增产改造现阶段的主要措施和手段是水力压裂，受地质和工程等多因素的影响，煤层气井压裂施工过程中存在着因破裂压力较高而被迫停止施工，进而展开多次重复改造作业的客观情况[2]。增加了作业施工的次数和成本，造成煤储层一定程度的伤害，进而影响煤层气井的开发效果和整体开发进程。本次研究以沁水盆地某区块为研究目标，以该区块中8口多次压裂的直井为分析对象，研究造成煤层破裂压力较高的影响因素，提出解决煤层气井高破裂压力井的具体措施，为此类煤层气井压裂施工提供技术支持。

1区块现状

沁水盆地某区块2013年共计施工了68井次直井压裂改造作业。该区块压裂改造的基本现状是直井、定向井采用套管固井，射孔完井，光套管压裂，压裂液体系以活性水为主，以石英砂和低密度陶粒作为支撑剂。该区块煤层气井施工破裂压力差异性较大，实际压裂改造的68井次中就有8井次因高施工压力停泵进而导致多次作业。表1为该区块8口高压失败井工艺参数，可以看出：S1～S4井第1次压裂因高压停泵，第2次重复压裂施工成功；S5和S6井前2次施工因高压停泵，第3次重复作业成功；S7和S8井2次施工皆因高压停泵。8口井的破裂压力最低都在30 MPa以上，普遍在35 MPa左右，共计作业了18次，相比其他储层作业费用提高了2.25倍，而改造成功率仅达到78%，增加了作业人员的安全风险，严重影响了区块整体开发进程。

2煤层气井高破裂压力因素分析

由于煤储层在相同区块相同层位的非均质性、煤体结构和裂缝及割理发育情况等方面差异性不大，因此重点分析压裂施工作业中的砂比、射孔、储层滤失以及煤储层自身因素对实际施工引起高破裂压力的影响。

2.1射孔不完善与滤失严重

据现场资料统计，目前煤层气井压裂所选用的管柱基本是外径为139.7 mm的光套管。在压裂前进行电缆射孔，压裂改造采用环空注入的方式进行。由于携砂液基本以活性水作为压裂液体系[3]，如果射孔密度较小、布孔方式差或弹径不足等因素，势必造成射孔段打开不完全，因此，在压裂过程中，压裂液流动通道变小，难以将煤层压开。

分析S5、S7井高压停泵的主要原因是活性水压裂液在煤层中滤失严重，煤层滤失系数较大，引起压裂液造缝效率低，裂缝打开不完全。另外，滤失系数较大还大幅度降低了压裂液的携砂能力，促进了砂堵、沉砂的形成，导致后续压裂液难以注入地层，导致施工压力过高，从而被迫停泵。

煤层裂缝跟砂岩起裂不同，裂缝往往不是单一的对称主裂缝，而是在井口呈不规则的网状特征。S7井第一次压裂时高压停泵主要是因为煤储层的非均质性导致裂隙打开不规则，石英砂在裂隙拐角处堆积，施工过程中没能冲开堆积的石英砂，形成砂堵，造成泵压过高，具体表现在注入压力波动性变化上。

表1　沁水盆地某区块8口煤层气井压裂施工统计表

2.2砂比不恰当

从8口井的施工参数分析，S1、S2、S3、S4和S6井的重复压裂是成功的，而S5、S7和S8井施工失败。分析各井的砂比情况，见表2。

表2　煤层气井压裂施工砂比分析

5口Ⅰ类井的平均施工压力为32.7 MPa，平均砂比为10.2%，3口Ⅱ类井的平均施工压力为 35.5 MPa，平均砂比为0。因此，砂比不当也是造成施工失败的原因之一。相比Ⅰ类井，Ⅱ类井改造失败的原因主要有2点：

(1)Ⅱ类井的煤层地质条件比I类的差，造成加砂施工的压力作业空间窗口不够大，不适宜加砂。

(2)Ⅰ类井的平均施工压力超过32 MPa，距离施工压力的极限窗口较小。尝试了以非常小的砂比、脉冲式施工方式，使得压力虽保持高位但也能够顺利地完成改造。一部分前期的现场作业经验也验证了该方法的可行性[4]。

2.3煤储层自身因素

煤层与其顶、底板的岩石力学性质在很大程度上决定着裂缝的起裂、延伸以及闭合。泊松比和杨氏模量是最为关键的2个参数。压裂施工过程中，杨氏模量和所形成的裂缝宽度呈反比[5-6]，即在施工排量一定时：(1)杨氏模量越小，裂缝宽度越大，裂缝延伸越困难；(2)泊松比越大则煤层水平应力越大，煤层越难起裂。

表3　煤层气井储层及顶、底板岩石力学参数

与煤层顶、底板相比，8井次煤层气井煤层的杨氏模量远小于煤层顶、底板的，而煤层的泊松比与煤层顶、底板的相差不大。因此，煤层具有低弹性模量和高泊松比的特点，这也是裂缝起裂和延伸难度大的原因之一。煤层的泊松比较高，压裂作业施工时引起的破裂压力较大，煤层不易被压开。这些特点决定了压开煤层需要一个较高的破裂压力，并且形成裂缝较困难，因为一旦施工压力较高就容易造成裂缝打不开，压裂施工失败。

综上所述，该区块煤层高破裂压力的主要因素可以归纳为：射孔不完善、煤层滤失系数较大、砂比不恰当、煤层具有低杨氏模量，高泊松比特征。

3降低破裂压力的措施

煤储层压裂施工过程中，地面最高破裂压力与地层破裂压力的关系[7]可表示为：

pB=pW+pH-pF-pM

(1)

式中：pB—— 井底破裂压力，MPa；

pW—— 井口压力，MPa；

pH—— 井筒液柱静压力，MPa；

pF—— 管柱摩阻，MPa；

pM—— 射孔孔眼摩阻，MPa。

由式(1)可知，在地面井口压力pW一定的情况下，为使煤储层更容易破裂，只有通过降低管柱摩阻pF、孔眼摩阻pM以及提高施工液柱静压力pH。

3.1降低管柱摩阻

压裂施工管柱摩阻pF可以通过压裂液流体力学计算：

(2)

式中：Q—— 泵注排量，m3min；

ρ—— 流体密度，gcm3；

h—— 施工层段打开厚度，m；

g—— 重力加速度，取9.8 ms2；

d—— 套管外径，mm；

f(Re) —— 与雷诺数相关的函数。

据资料统计，目前煤层气井压裂所选用的是外径为139.7 mm的光套管，压裂改造采用环空注入的方式进行。由于携砂液基本以活性水作为压裂液体系[7]，因此为保证加砂施工顺利进行，泵注排量一般选取6.0～8.0 m3min。由式(2)可知：要降低施工管柱摩阻，主要可通过增加管柱外径d实现。如采用外径为177.8 mm、钢级为N80以上的质量合格的光套管，此时排量可达到10～14 m3min，施工管柱摩阻可降低。假定煤层深度为1 000 m，以12 m3min的活性水排量泵注施工，2种套管尺寸管柱摩阻对比结果见表4。此外，随井口压力的提升，可选用700型井口，压裂车组也应按需求增加以满足排量的要求。

表4　不同套管尺寸在不同排量下管柱摩阻对比表　MPa

此外，应重视适合煤储层压裂的高效压裂液体系的研发。西南石油大学国家重点实验室已在活性水压裂液基础之上，优化化学配方，形成黏度较强、携砂性能较高和摩阻较低的高效压裂液体系，有助于减少施工管柱摩阻。

3.2降低施工孔眼摩阻

射孔孔眼是沟通井筒和煤层的通道，压裂施工中孔眼摩阻的大小影响着压裂施工的效果[8]。孔眼摩阻pM表示为：

(3)

式中：DEN—— 孔眼密度，孔m；

dF—— 孔眼直径，cm；

Cd—— 孔眼流量系数。

影响地层破裂压力的主要因素是射孔密度和射孔方位角，与射孔孔眼长度和孔眼直径的关系不大[9]。

目前，沁水盆地煤储层厚度普遍在4～6 m。压裂射孔方式为：102型枪配102型射孔弹、90°螺旋布孔、射孔密度为16孔m，射孔段一般控制在煤层段内。

结合现场实际，降低施工孔眼的措施有：

(1)在泵注携砂液阶段前，采用大排量、低砂比(2%～5%)的携砂液对孔眼进行打磨和冲蚀，孔眼流量系数通常为0.56～0.89[10]。

(2)增大孔眼密度，增加施工层段内孔眼数，降低孔眼摩阻。

(3)采用高孔密、螺旋布孔方式，使孔眼与裂缝起裂平面夹角最小。这样有助于各个孔眼与裂缝间的连通。如使用孔密在18～22孔m，相位小于45°的射孔枪。

3.3提高施工液柱压力

煤层压裂施工时，压裂液在套管内的液柱压力为：

(4)

式中：H—— 套管下入深度，m。

从式(4)可以看出，压裂液的密度是唯一影响压裂液在井筒内的液柱压力参数，并且随密度增大，施工液柱压力线性增大。因此，研究高效压裂液体系时，在满足煤储层各项性能要求的前提下，应尽可能地提高液体密度。

4结语

结合沁水盆地某区块现场68口井的实际情况，分析了引起煤层气井破裂压力较高的几个关键因素，并提出了降低煤储层破裂压力的3种方法。

参考文献

[1] 倪小明,苏现波,张小东．煤层气开发地质学[M]．北京：化学工业出版社，2009：131-145.

[2] 刘世奇,桑书勋,李仰民,等．沁水盆地南部煤层气井压裂失败原因分析[J]．煤炭科学技术，2012，40(6)：108-112.

[3] 计勇,郭大立,赵金洲,等．影响煤层气井压后产量的因素分析[J]．煤田地质与勘探，2012，40(1)：10-13．

[4] 彭少涛,刘川庆,朱卫平,等．保德区块中低阶煤压裂存在的问题及技术对策[C]叶建平,傅小康,李五忠.2011年煤层气学术研讨会论文集.北京：石油工业出版社，2011：303-309.

[5] 朱宝存,唐书恒,张佳赞．煤岩与顶底板岩石力学性质及对煤储层压裂的影响[J]．煤炭学报，2009，34(6)：756-760.

[6] 万仁溥,罗英俊．采油技术手册(修订本)第九分册：压裂酸化工艺技术[M]．北京：石油工业出版社,1998:163．

[7] 黄禹忠．降低压裂井底地层破裂压力的措施[J]．断块油气田,2005,12(1)：74-76．

[8] 郭大立,计勇,许江文,等．分析近井筒效应的新模型及方法[J]．西南石油大学学报(自然科学版)，2012，34(5)：177-182．

[9] 张广清,陈勉,殷有泉,等．射孔对地层破裂压力的影响研究[J]．岩石力学与工程学报，2003，22(1)：40-44．

[10] 李海涛,王永清,李洪建,等．压裂施工井的射孔优化设计方法[J]．天然气工业，1998，18(2)：43-46．

Exploration of Solutions and Analysis on the Factors of High Fracturing Pressure of Coalbed Methane Well

JIYongCAOYanfengYUJifeiSUIXianfuCHENHuan

(CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China)

Abstract:Taking 8 operation wells failed out of 68 wells from a block of Qinshui basin as an objective, the reason why the construction success rate just is only 78% after 18 times fracturing job is that coalbed has high fracturing pressure, due to serious imperfect perforation and formation fluid loss, inappropriate sand ratio during fracturing and Low Young′s modulus and high Poisson′s ratio of coalbed itself. In order to reduce fracturing pressure, three kinds of solutions were explorated: using large size casing injection during fracturing process; developing effective coalbed fracturing fluid system, improving the density of liquid and increasing wellbore fluid pressure; combining with the site actual producton, using high-density-screw hole to make minimum thetaangle of perforated hole and fracture initiation direction. This paper could provide technical support for such fracturing of CBM wells.

Key words:coalbed methane well; reservoir stimulation; fracturing pressure; factor analysis; solution

收稿日期：2015-09-29

基金项目：中海油有限公司技术攻关项目“山西长子深部煤层气示范工程一期远端连通水平井设计”(2013-JSZC-002)

作者简介：计勇(1982 — )，男，安徽淮南人，博士，工程师，研究方向为煤层气压裂增产工艺。

中图分类号：TE377

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0074-04