王纪伟，张 灿，张 静，李新发，张 峰

1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室（黑龙江大庆163318）

2.中国石油玉门油田分公司(甘肃酒泉735019）

■标准化

煤层气储层压裂技术参数确定与规范

王纪伟1，张 灿1，张 静2，李新发2，张 峰2

1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室（黑龙江大庆163318）

2.中国石油玉门油田分公司(甘肃酒泉735019）

通过分析总结国内外相关煤层气储层压裂的技术方法，结合煤层气储层的地质特征，通过实验数据分析和软件模拟计算得出：压裂液选用活性水经济成本低，表面张力可以控制在25～30mN/m，砂液比、裂缝导流能力能够满足开采要求；压裂液中添加浓度为1%的KCL防膨剂，能够改变储层基质的润湿性，减少对储层的伤害程度；天然石英砂支撑剂在30MPa以下时破碎率＜12%，能够尽可能多的沟通多条割理系统；当闭合压力小于20MPa时，841～2 000μm粒径石英砂导流能力大于420～841μm石英砂导流能力，压裂前期注入420～841μm石英砂，后期适量注入841～2 000μm石英砂，可以提高裂缝的导流能力，减弱支撑剂的回流作用；压裂铺砂浓度不小于10kg/m2；储层压裂的裂缝半长设计在100～120m较为合理，加砂量原则上按射开储层厚度每米6m3计算，砂比平均值大于13%，施工排量5～6m3/min，井口限压50MPa。

煤层气；压裂；闭合压力；导流能力；铺砂浓度

全世界煤层气资源量很大，世界上很多国家都发现了煤层气资源。目前，煤层气资源主要分布在俄罗斯、美国、中国、加拿大、澳大利亚、印度、南非等十几个国家，总计资源量在1.1×1014～1.3×1014m3之间。针对煤层气的开发，真正已形成规模的国家主要有美国、加拿大和中国，并且都已经形成一定的产业。其中，开发技术最成熟的国家是美国，它是全球第一个成功实现煤层气规模性开发、商业性开发的国家[1]。

在煤层气的开发过程中，针对储层的增产改造技术是保证煤层气开发的核心技术，也是实现煤层气工业化生产的必须技术。因为国内外几乎全部的煤层气井都得进行增产改造处理，才能获得一定的工业产量。压裂增产技术是一项既经济又低损害的煤层气储层特效改造技术，而且这项技术在国外相对比较成熟，成本低，对煤层气储层的增产改造效果较佳

研究区煤层气主要分布在2个储层：Ⅰ层和Ⅱ层，两储层物性较好，Ⅰ层与Ⅱ层之间有明显的大的隔层。Ⅰ层孔隙度约4.2%～5.5%，渗透率在1.1× 10-3μm2左右，储层厚度在8～10m之间，平均8.52m，闭合压力约9MPa，温度26℃，储层上覆粉砂质泥岩层。Ⅱ层孔隙度约4.8%～6.5%，渗透率为1.3×10-3μm2，储层厚度在6～11m之间，平均9.18m，闭合压力为11MPa，储层温度28℃。岩心分析得出：Ⅰ层和Ⅱ层属于低灰、低硫的稳定储层，储层演示模量低，泊松比较高。整体看储层结构比较单一，较为适合压裂增产改造技术的实施。

1 压裂技术参数优选

1.1 压裂液优选

1.1.1 压裂液种类优选

煤层气储层压裂液的选定必须建立在煤层气储层的物性和储层的开采特点之上，并且要求压裂液与煤层气储层配伍。另外，所选压裂液的砂液比要能够达到现场施工的要求，压裂所产生的裂缝结构要满足煤层气开采所需要的导流能力。表1列举了煤层气储层压裂改造技术常用压裂液的成本、伤害程度、支撑剂铺置以及支撑裂缝长度等技术参数值[2]。

表1 常用压裂液的技术参数对比

国内的煤层气井以活性水压裂液为主，少数井开展了线性凝胶压裂液或者交联冻胶压裂液的压裂试验，同时也开展了各种类型压裂液对煤层气储层伤害程度的分析与研究。研究结果表明：清洁压裂液和活性水压裂液对煤层气储层的污染较小，但制造裂缝的效率低，尤其不利于造长、宽缝；线性凝胶压裂液和交联冻胶压裂液虽然可以制造高导流能力的长、宽缝，但是实验表明压裂液对煤层气储层的污染性高。总之，不管哪种压裂液对煤层气储层都有一定程度的改善性和伤害性，针对煤层气储层的特点和低成本开发的要求，采用活性水压裂液。活性水压裂液由水、表面活性剂和降阻剂等组成，表面张力可以控制在25～30mN/m之间，压裂液配制过程简单，经济成本低，易于工业化推广应用。

表2 各类支撑剂性能

1.1.2 防膨剂用量优选

煤层气储层是由连通性较好的大分子网络以及互不连通的大分子通道构成，因此储层具有较强的吸附性，可以吸附各种类型的液体或者气体，储层吸附液体的直接后果就是导致储层基质膨胀。由于煤层气储层总的割理孔隙度大都只有1%～2%，所以即使储层只是对压裂液的吸附所导致的基质膨胀，也会致使储层的割理孔隙度大幅度下降，直接导致储层的渗透率下降[3-4]。

室内实验研究表明：由于煤层气储层吸附压裂液所产生的基质膨胀作用，活性水压裂液、清洁压裂液、线性凝胶压裂液以及交联冻胶压裂液对煤层气储层渗透率的相对伤害比率为1∶3∶6∶9。在压裂液中加入一定量的KCl不仅可以作为防止储层吸水膨胀的稳定剂，还能改变储层基质的润湿性，进而提高压裂液返排率，减少对储层的伤害程度。防膨剂KCL的浓度为1%时效果最佳。

1.2 支撑剂优选

1.2.1 支撑剂种类优选

国内外适用于煤层气储层压裂的常见支撑剂种类有：石英砂、陶粒、树脂包衣砂、木质支撑剂等，其性能见表2。

煤层气储层压裂支撑剂的选择与一般常规油气储层的压裂截然不同，煤层气储层压裂的目的是连通储层的割理系统。煤层气储层基质的渗透率很低，气体主要通过割理流入井筒，因此不需要太高导流能力的裂缝，而需要尽可能多的沟通多条割理系统。研究区煤层气储层埋藏浅，闭合压力低，故选用天然石英砂（30MPa以下时破碎率＜12%）作为支撑剂[5-6]。

1.2.2 支撑剂粒径优选

取煤样进行相关分析测试：不同粒径大小的石英砂随实验闭合压力的变化。当闭合压力小于20MPa时，841～2 000μm粒径石英砂导流能力明显大于420～841μm粒径石英砂；当闭合压力大于20MPa时，两者导流能力相差不大。研究区煤层气储层闭合压力小于20MPa，因此841～2 000μm粒径石英砂可较好的满足压裂要求。在具体的压裂施工过程中，前期注入小粒径420～841μm石英砂，后期适量注入大粒径841～2 000μm石英砂，以提高裂缝本身的导流能力，也可以减弱支撑剂的回流作用。

1.2.3 铺砂浓度优选

铺砂浓度[7-8]对煤层气储层的导流能力影响很大，导流能力可以通过裂缝导流能力测试仪测得。同一闭合压力下，铺砂浓度为10kg/m2时的导流能力明显大于5kg/m2时的导流能力，加大铺砂浓度能够较大程度的提高储层裂缝的导流能力。在闭合压力20MPa时，铺砂浓度10kg/m2的导流能力是5kg/m2时导流能力的3倍多，铺砂浓度低于10kg/m2时，储层导流能力下降幅度明显，因此要求压裂铺砂浓度不小于10kg/m2。

1.3 压裂规模确定

通过模拟计算可以得出：压裂增产效率随裂缝长度的增大而提高，且在一定的缝长范围内增产效率提高较快，但当缝长超过一定值之后，增产速度趋于平缓，最佳裂缝半长随着煤层气储层渗透率的降低而逐渐增大[9-10]。煤层气储层压裂的裂缝半长设计在100～120m较为合理，加砂量原则上按射开储层厚度6m3/m计算，砂比平均值大于13%，施工排量5～6m3/min，井口限压50MPa。

2 结论

1）活性水压裂液经济成本低，表面张力可以控制在25～30mN/m之间，砂液比能够达到施工的要求，压裂所产生的裂缝结构能够满足煤层气开采所需要的导流能力；压裂液中添加浓度为1%的KCL防膨剂，能够改变储层基质的润湿性，减少对储层的伤害程度。

2）天然石英砂支撑剂在30MPa以下破碎率＜12%，能够尽可能多的沟通多条割理系统；当闭合压力小于20MPa时，841～2 000μm粒径石英砂导流能力明显大于420～841μm石英砂导流能力。压裂前期注入420～841μm石英砂，后期适量注入841～2 000μm石英砂，可以提高裂缝本身的导流能力，减弱支撑剂的回流作用；压裂铺砂浓度不小于10kg/m2。

3）储层压裂的裂缝半长设计在100～120m较为合理，加砂量原则上按射开储层厚度6m3/m计算，砂比平均值大于13%，施工排量5～6m3/min，井口限压50MPa。

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According to the analysis and summary of the domestic and foreign techniques related to coalbed methane reservoir fracturing and the geological characteristics of coalbed methane reservoir,the following conclusions are drawn through the experimental data analy⁃sis and software simulation:when active water is used in fracturing fluid,the economic cost is low,and the surface tension can be con⁃trolled in 25～30 mN/m,and the ratio of sand to liquid and the seepage capacity of crack can meet the requirement；to add antiswelling agent KCI of 1%(mass fraction)in the fracturing fluid can change the wettability of the reservoir matrix and reduce the damage degree of the reservoir；when the pressure is less than 30 MPa,The crushing ratio of natural quartz sand proppant is less than 12%,fracturing can connect multiple cleat systems as much as possible；when the closure pressure is less than 20 MPa,the seepage capacity of the quartz sand of particle size 841～2 000µm is greater than that of the quartz sand of particle size 420～841µm,to inject the quartz sand of par⁃ticle size 420～841µm in the early stage of fracturing and to inject the quartz sand of particle size 841～2 000µm in the late stage of fracturing can improve the seepage capacity of cracks and weaken the backflow of proppant；the reasonable sand concentration is not lower than10 kg/m2；the reasonable crack half-length is 100～120 m,the amount of sand is calculated according to 6 m3 per meter reser⁃voir thickness in principle,the average value of sand ratio is greater than 13%,the construction flow rate is 5～6 m3/min,and the well⁃head pressure is limited to 50 MPa.

coalbed methane；fracturing；closure pressure；seepage capacity；sand concentration

尉立岗

2016-06-13

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发示范工程”（2011ZX05052)。

王纪伟（1988-），男，博士研究生，主要从事提高采收率理论与技术和油藏数值模拟工作。