浅析煤层气井压裂后压降及放喷数据可分析性及重要性

2021-03-10段卫英纪彦波董建秋关济朋姜文文

中国煤层气 2021年6期

高宇段卫英纪彦波董建秋关济朋姜文文

(1.中石油华北油田分公司山西煤层气勘探开发分公司，山西 048000；2.中国石油华北油田分公司第三采油厂，河北 062552)

由于煤岩物理特征的复杂性、煤岩力学性质的特殊性，煤岩形成就受众多复杂多变的因数影响，压裂后裂缝形态特征又复杂多变难以预测。国内外学者通过大量的室内、室外模拟实验，构建数学、物理模型，通过软件模拟计算，对煤层水力压裂进行了大量研究。针对煤岩的低渗及复杂性导致的特殊非线性渗流机理，众多学者以油气井传统试井分析研究为基础，对低渗储层、煤层气渗流机理及试井存在的特殊性复杂性及难点进行了理论研究分析，煤层气试井对于储层评价具有较大意义，本文由压裂后测压降及放喷数据入手，对获得的压力、放喷液量时间变化进行初步分析，认为这些参数的获取对于煤层储层评价及效果预测具有一定的参考意义。

1 区块概况

成庄合作区块处于沁水盆地东南部晋城斜坡带，煤种为无烟煤，区块3号煤层埋深较浅，平均440m，平均5.81m。含气量平均19.21m3/t，临储比多大于0.5；3号煤储层孔隙度平均5.80%，渗透率平均值2.67mD，渗透率高。15号煤层埋深较浅，平均490m，厚度平均3.90m。含气量平均16.67m3/t。目前区块主采3号煤层。15号煤作为接替产能逐步开发。

2 区块开发现状

成庄合作区块2009～2010年钻井89口，采用单井单井场的开发方式对3号煤层进行开发利用，建设产能0.8×108m3，至今已累计产气9.7×108m3，开发效果较好，目前采出程度89.6%，3号煤层煤层气资源严重枯竭，储层压力及地层能量基本释放完毕，且区块老井范围内存在3个煤矿，煤矿开采及瓦斯抽采的严重影响煤层气的开采，2019年老井递减率高达22.3%。

2019年成庄合作区块开始进行新的产建工作，对3号和15号煤进行双层合采，通过在老区单井井场加密钻井和区块剩余部分进行钻井，实现区块高效开发。截止2020年底共压裂投产47口定向井(其中老区加密井23口)，部分井产气效果较好，但也具有一定的差异性。

3 压裂工程情况

3.1 前期压裂施工情况分析

区块2009～2010年产建时已完成83口直井的压裂工作，对3号煤进行开发利用，相关施工参数如下：

液体配方：清水+1%KCl；

支撑剂：兰州石英砂，有两种加砂方案，一种加入40～70目石英砂10m3，20～40目石英砂20～30m3，16～20目石英砂5m3；另一种加入16～20目石英砂25～30m3，15～19目8～10m3；

液体用量：500～700m3左右；施工排量：6～8m3/min。

放喷情况：关井90分钟测压降后用3mm油嘴进行放喷。

已开发区为拉张应力区，该压裂模式下取得了良好的效果，表明采用的压裂施工参数和工艺是适合该地区煤储层特征的。

3.2 近期压裂施工情况分析

2019年新的产建工作压裂模式基本保持不变，开发区域属于过渡应力区，部分井对压裂液量大小进行了对比分析，在老区加密井3号煤压裂时适当降低了压裂规模，防止与邻近老井压窜。区块2019年产建时已完成47口井的压裂工作，相关施工参数如下：

液体配方：清水+1%KCl；

支撑剂：兰州石英砂，有三种加砂方案，前置液加入40～70目石英砂1m3，携砂液加入40～70目石英砂9m3，20～40目石英砂20或15或10m3，16～20目石英砂5m3；

液体用量：250～700m3左右；施工排量：6～8m3/min。

放喷情况：①压后测压降30min；②测完压降后立即从套管进行放喷，放喷压力范围与水嘴型号见表1。

表1 压裂后放喷油嘴选择表

4 压裂后情况分析

4.1 压裂停泵压力分析

压裂后的停泵压力代表了地层裂缝延伸压力，地层裂缝延伸压力等于停泵压力加上井筒的静液柱压力，该值的高低与储层的岩石断裂韧性、压开的裂缝大小，即与施工规模的大小有关。更通俗意义上的含义就是恰好使裂缝保持不闭合所需要的流体压力。根据老区加密井的压裂数据，在压裂规模没有太大变化的情况下，通过比较同一井场两个时期(相差10年)的闭合压力变化，即第一批投产井同第二批投产井压裂时的停泵压力，动态分析区域煤层气开采后煤层的压力变化。由图1可以看出总计10个井场共31口井，其中2009年投产老井10口(图1黑色柱体)，2019年老区加密投产新井21口(图1白色柱体)，其中新井闭合压力小于同一井场老井的比例为62.0%，说明随着煤层气的开采，气体、流体的产出，影响到了区域内的应力。初步分析为应力集中区域，煤层气的开采会导致应力集中趋势更为明显，而应力释放区域正好相反。

图1 老区加密井压裂后闭合压力柱状图

4.2 压裂后测压降分析

压裂后封闭井口或管柱后测量压降，观察压裂后压力变化，一般观察时间是半个小时到一个小时。整个过程可以看做是注入井筒及附近裂缝中的高压流体向裂缝远端渗流的一个过程。因此井口压力的降低的快慢及程度是对煤层渗流能力的一种反映(井筒或油管摩阻由于区块内同一煤层深度差异不大，可看做摩阻大小及变化趋势一致便于分析)，这个过程的快慢由煤储层本身的压力(压裂后远端孔隙流体压力)及渗透能力大小共同决定的，也就是煤层本身的扩散性。例如成庄合作部分井压裂后的压降曲线(图2，图3)，从图中可以看出，在测压降的过程中，不同煤层压裂后的压力变化及快慢存在一定的差异性。通过分析数据认为：压降初期可能受摩阻的影响较大，后期时的压力大小和变化能够在一定程度上反映出煤储层的压力大小及渗透性。但具体需要更加深入的分析研究，构建合理的数学模型，来研究压力变化与储层参数之间的关系，能够进一步地预测出煤储层压裂后的渗透率等参数，来指导排采生产及产量预估。

注：测压降数据为每分钟对应的井口压力图2 老区加密井15号煤压裂后压降曲线

注：测压降数据为每分钟对应的井口压力图3 老区加密井3号煤压裂后压降曲线

4.3 压裂后放喷情况分析

根据前期压裂经验判断，太快和太慢均会对压后储层造成伤害，因此普遍采用适中的放喷速度。但根据近几年的压裂放喷效果，当压力降低到放喷压力时，对压裂液进行快速返排，效果普遍较好，但对于放喷时压力、放喷液量的变化研究甚少。放喷时每两个小时(根据放喷压力变化情况实时调整)记录井口压力及返排流量，根据井口压力大小选择对应的油嘴进行放喷。这些数据是地层压力及渗透性变化的最直接反映，虽然放喷时是储层物性变化较大的一个过程，但通过对放喷时参数的分析研究，可以最直接更为接近的预测出生产时的最初渗透率及相关储层参数。目前放喷时记录的数据较少(表2)，只是记录多个时间点的压力大小及测量一下水量。不能完整的详细的记录井口压力的变化。如果能获得更加详细的数据，再构建一定的数学、物理模型，通过软件模拟计算，相信能够得到更为准确的煤储层参数。

表2 压裂后放喷数据表实例

4.4 压裂后各参数与产气情况关联性

决定煤层气开发效果的因数归根结底就是资源量及渗透率。而资源量基本不会有明显的变化(忽略协同开发的影响)，渗透率也只是人为的通过压裂等工程手段去改善一下渗流通道。压裂后各参数在一定程度上能够反映改造后的煤层渗透性，如果区块资源、地质条件较好的话，则能够得到较好的效益。但具体情况往往是从空间到时间等各种条件下的复杂耦合。压裂后各参数只能在一定程度上反映出渗透性好坏，这种渗透性不仅预示着较好的运移通道，也可能是高渗水、高逸散通道。

由于没有直接的煤层气含量这一准确数据，测井时预测的煤层气含量参考价值不大。通过压裂后数据和产气量进行关联性分析，判断压裂后参数能否和渗透率和产气量有一定的相关性。但是由于开发井是3号煤和15号煤分压合采，产气效果相关性受两层煤产能的共同影响，因此关联性分析存在一定的局限性。正如图4所示，分析了压裂后3号煤和15号煤的闭合压力与投产后一年的日产气量及累产水量之间的关系。虽然可以看出有一定的关联性，但由于受地质条件影响的复杂性，关联性不是太强，需要更深入的研究分析。

图4 压裂后闭合压力与产气量关联性分析

5 压裂后放喷数据的可分析性及重要性

压裂后压降、放喷的过程相当于对煤层改造后的一次渗透性测试，测压降时是高压流体由井筒及裂缝向远端渗透，放喷时是煤层改造后沟通裂隙内的流体向井筒渗流。压裂后压降、放喷获取的压力、流量等参数对于煤储层的渗流能力评价更接近生产实际，可以作为煤层气试井的一种补充，也可能用来评估压裂后渗透性的好坏，对于指导生产开发意义更大更准确，在定性评价或者定量分析上都具有一定的参考价值。但是由于压降时和放喷时是煤储层压力、能量变化较大较快的一个过程，这种剧烈变化必然影响着渗透率的变化，即压降、放喷过程时渗透率是动态变化，甚至是突变的一个过程。因此需要进一步的深入研究压降、放喷过程的渗流机理，构建更加精确的模型，用来动态的表征预估渗透率。这个动态的渗透率的最后状态即是最接近生产状态时的渗透率，对产水量、产气量将具有更准确更清晰的预测。