郭 琛

(1.河南理工大学，河南 焦作 454003；2.山西蓝焰煤层气工程研究有限责任公司，山西 晋城 048000)

郑庄区块地处山西省沁水县境内，是沁水盆地南部煤层气重点开发区块之一。在引入“穿插型”水平井钻井技术及连续油管带底封拖动分段压裂技术后，郑庄区块煤层气产量有了质的飞跃。在直井产量普遍低于500 m3/d的情况下[1]，郑庄水平井产量最高可以达到直井的数倍甚至数十倍[2]。然而在煤层气开发过程中，存在部分水平井产量不及预期的情况。这部分井均布置在向斜轴部附近，瓦斯含量较高(>18 m3/t)，水平井钻遇率较高(>90 %)，水平段长度较长(>650 m)。但向斜轴部应力更为集中，采用连续油管带底封拖动分段压裂技术的水平井产气效果并不理想。目前密切割体积压裂技术已成功应用在国内致密油及深层页岩气水平井中，它比连续油管带底封拖动分段压裂技术更容易制造复杂缝网，且适用于高应力储层条件下[3-4]。综上所述，选择郑庄区块向斜轴部水平井进行密切割体积压裂技术试验势在必行。

1 郑庄区块概况

郑庄区块位于沁水复式向斜的轴部南端，晋—获褶断带西部，沁水盆地南缘东西—北东向断裂带的北部。受区域构造控制，郑庄区块总体上呈倾向N—NNE的单斜构造，地层倾角为10°左右。

郑庄区块主要含煤地层为二叠系下统山西组(P1s)与石炭系上统太原组(C3t)。山西组3号煤层发育稳定，太原组15号煤层发育较稳定。3号煤层平均厚度5.4 m，全区煤厚变化幅度较小，一般在1.8～2.0 m，平均瓦斯含量20.3 m3/t；埋深自南向北逐渐增大，瓦斯含量逐渐增高。15号煤层平均厚度4.4 m，全区厚度变化幅度较大，一般在2.5～5.4 m，平均瓦斯含量21.1 m3/t，煤层产状与3号煤层近似。根据已有的注入/压降试验，郑庄区块3号煤层渗透率为0.07 md，15号煤层渗透率为0.18 md，均属于低渗储层。3号煤层及15号煤层应力梯度分别为2.21×10-2MPa/m和1.99×10-2MPa/m。目前已投运且稳产的56口水平井均匀布置在郑庄全区，平均产量5 474 m3/d。56口井中包括10口布置在向斜轴部或轴部附近的水平井，它们的平均产量在2 900～3 500 m3/d。

2 密切割体积压裂技术

2.1 基本原理

郑庄区块水平井主要使用连续油管带底封拖动分段压裂技术。这种技术使用2 000～3 000 m长的连续油管。每一段压裂时，连续油管带喷枪及底封下入设计井深。在确定底封坐封后，按照0.8 m3/min的排量向连续油管注入射孔液及射孔砂，借由喷枪形成高压带砂流体喷开生产套管及煤层。完成射孔并用清水循环2～3周后，由环空按照5.5～7.0 m3/min的排量注入压裂液及20/40目支撑剂，完成本段压裂施工。每段压裂完成封隔器解封后，连续油管带压拖动至下一设计压裂点，底封重新坐封并重复完成上述施工过程，直至全井压裂改造完毕。连续油管带底封拖动分段压裂技术在每段压裂点喷射一簇，一般压裂段间距70～80 m，如图1所示。这种技术的优点在于制造1条或多条主裂缝的同时，可以在煤层中形成多条微裂缝，更容易使人工裂缝与天然裂缝沟通，增加煤层气运移通道，从而达到低渗煤层增产改造的目的[5]。密切割体积压裂技术每一段压裂时，将射孔枪连同可溶性桥塞一起泵送入指定位置。桥塞坐封后，射孔枪即与桥塞分离，电缆牵引射孔枪至指定位置并射孔，接着通过井控装置取出枪体，下可溶球至桥塞封堵，然后按照10.0 m3/min排量光套管压裂。每段压裂完成后，重复上述过程至全井施工完毕。密切割体积压裂技术在每段压裂点射孔3簇，一般压裂段间距40～50 m,如图2所示。密切割体积压裂技术比连续油管带底封拖动分段压裂技术的排量更大，造缝更高、更长[6]，并且射孔簇多、间距小，可以有效利用裂缝的诱导应力克服主应力方向差值，使裂缝延展方向偏转并与附近人工或天然裂缝沟通，行成复杂缝网。

图1 连续油管带底封拖动分段压裂技术示意

图2 密切割体积压裂技术示意

2.2 试验对比井位选择

为了对比连续油管带底封拖动分段压裂技术与密切割体积压裂技术的实用效果，需要选择两口水平井。这两口水平井应该具备以下条件：①布置在向斜轴部附近；②周围井煤厚、瓦斯含量处于同一水平；③水平段方位、埋深、长度和钻遇率相近。综合考虑后，决定选择Z-L02井及Z-L58井进行对比试验。Z-L02、Z-L58井均布置在向斜轴部附近，目的层均为3号煤层，带底板等高线的井位布置图如图3、图4所示。

为了保证试验的准确性，需要对Z-L02、Z-L58井水平段3号煤埋深、周围井瓦斯含量、三开水平段长度、钻遇率进行对比，具体情况见表1。

图3 Z-L02井带底板等高线的井位布置

对比可知，Z-L02井平均煤厚5.53 m，Z-L58井平均煤厚5.37 m，煤厚差距小；Z-L58井平均瓦斯含量22.06 m3/t，Z-L02井平均瓦斯含量20.04 m3/t，瓦斯含量差距小；Z-L02井水平段方位为189°，Z-L58井水平段方位为180°，方位基本相同；Z-L58井水平段比Z-L02井深55.75～59.99 m，3号煤层应力比Z-L02井高1.23～1.32 MPa，应力差小；Z-L58井可用水平段长度658.62 m，Z-L02井可用水平段长度662.27 m，3号煤层有效解吸面积相差较小。综上所述，Z-L02井与Z-L58井地质条件近似，可以用于对比试验。选择Z-L02井使用连续油管带底封拖动分段压裂技术，选择Z-L58井使用密切割体积压裂技术，产气后对压裂技术效果进行对比。

2.3 压裂施工参数设计

首先对Z-L02井及Z-L58井钻井情况进行综合分析，优选压裂点位。压裂点位选择应满足以下5个条件：①避开非煤段，即避免选择岩屑为非煤的地方；②避开套管节箍，因为射孔破坏节箍可能导致生产套管脱节，发生形变；③选择气测值相对较高位置，说明此处瓦斯解吸量高，高产潜力大；④选择钻时较低位置，因为钻头在煤层中钻进较快，在岩层或夹矸中钻进较慢；⑤选择随钻伽玛较低位置，因为随钻伽玛在煤层中显示较低，在顶、底板及夹矸中显示较高。Z-L02井、Z-L58井综合剖面图见图5、图6。

图4 Z-L58井带底板等高线的井位布置

表1 Z-L02、Z-L58井其他条件对比

图5 Z-L02井综合剖面

图6 Z-L58井综合剖面

Z-L02井使用连续油管带底封拖动分段压裂技术，Z-L58井使用密切割体积压裂技术，根据Z-L02井及Z-L58井综合剖面图，压裂设计施工参数见表2、表3。

2.4 试验效果评价

Z-L02井于2020年7月18日顺利完成压裂施工，加砂率达到100%，投产后最高产量6 000 m3/d，平均2 946 m3/d，排采生产曲线见图7。Z-L58井于2020年9月14日顺利完成压裂施工，加沙率达到100%，投产后最高产量8 592 m3/d，平均4 798 m3/d，排采生产曲线见图8。Z-L02与Z-L58井均选择螺杆泵作为排采设备，并按照排水降压、初见套压、开始并气、产量上升、稳定产气这五个阶段进行同水平排采。将Z-L02与Z-L58井生产数据对比结果表明，密切割体积压裂技术在郑庄区块向斜轴部水平井试验效果好，达到连续油管带底封拖动分段压裂技术开发井平均产量的1.6倍。

表2 Z-L02井压裂设计施工参数

表3 Z-L58井压裂设计施工参数

图7 Z-L02井排采生产曲线

3 结 语

1) 郑庄区块向斜轴部水平井使用连续油管带底封拖动分段压裂技术开发，产气量比其他区域水平井低。

图8 Z-L58井排采生产曲线

2) 将致密油、深层页岩气中的密切割体积压裂技术引入郑庄区块煤层气开发中。利用其多簇、短间距、大排量的特性在郑庄区块向斜轴部水平井进行试验，取得了显著的效果，产量是采用连续油管带底封拖动分段压裂技术开发井的1.6倍，推广应用潜力巨大。

3) 需要对密切割体积压裂技术的簇间距及压裂段间距进一步优化，以期达到更好的增产效果。