俄罗斯煤层气改造技术适应性评价与建议*

尚立涛孙逊郑世琪杜卫强刘奕杉侯腾飞

（1.中国石油集团工程技术研究院有限公司；2.中石油煤层气有限责任公司）

煤层气完井增产技术从早期常规直井套管射孔完井、洞穴完井、裸眼完井到多分支水平井以及羽状水平井完井，直井常规压裂到水平井分段压裂，完井增产技术发展迅速，煤层气开发由于基质解吸、扩散速度远远大于渗流速度，因此提高解吸、扩散速度是增产的关键。近年来煤层气技术发展主流趋势不变，即追求最大化的气体过流面积，利用水平井、多分支水平井构造裂缝网络。全程严格实施储层保护，贯穿钻井、完井、压裂改造到投产全过程。优化压裂工艺技术，水基凝胶压裂向滑溜水、泡沫及干式压裂转变；采用水平井体积改造扩大裂缝波及体积[1-4]。

1 国内与俄罗斯主要煤层气田地质参数及工艺对比

1.1 储层地质参数

俄罗斯纳-奥煤层气田[5]埋深350～700 m，渗透率大于0.5 mD占65%，埋深超过700 m渗透率大于0.5 mD仅占15%，平均厚度2.2～6.6 m。俄罗斯煤层气田整体平面上大面积分布、纵向上多层叠置，国内与俄罗斯主要煤层气区块地质参数见表1；储层物性差，孔喉特征复杂，渗透率低，渗流阻力大；割理裂隙较为发育，裂隙开度小，部分矿物充填。俄罗斯煤层气田与国内主要煤层气田保德等区块在目的层埋深、压力系数、含气量、渗透率等参数方面相近，俄罗斯煤层气田丰度与资源量相对更好，煤层数量更多。自然产能低，同样都需要增产措施和特殊的钻完井方法相结合实现有效开发。

表1 国内与俄罗斯主要煤层气区块地质参数Tab.1 Geological parameters of main CBM blocks in China and Russia

1.2 储层改造技术现状

国内煤层气压裂理念和压裂工艺上不断创新，压裂选层从“地质甜点”优化到“工程甜点”，压裂理念由“大液量、大排量、大砂量”转变为“适度液量、变排量、适度砂比”，通过优化压裂液和支撑剂，精细确定各项压裂参数[6-9]，形成了适合不同区块煤储层地质特点的增产改造技术，国内主要煤层气区块压裂工艺与参数统计见表2。国内煤层气压裂试验多种工艺，整体上按照井组同步压裂、单井套管分段压裂取得更好的改造效果[10]。

表2 国内主要煤层气区块压裂工艺与参数统计Tab.2 Statistics of fracturing process and parameters of main CBM blocks in China

俄罗斯纳-奥煤层气区块压裂工艺与参数统计见表3。以油管压裂为主，笼统改造，4%KCL压裂液与1.8%以及2.4%胍胶交联压裂液相比改造效果理想，能够实现沟通裂缝网络，但存在携砂能力差，长期效果受影响；同样交联凝胶体系使用更少的液量应用更高的砂比能达到更好的改造效果。

表3 俄罗斯纳-奥煤层气区块压裂工艺与参数统计Tab.3 Fracturing process and parameters of coalbed methane block in Russia

2 技术适应性优化

2.1 纳-奥煤层气田压裂裂缝主体形态分析

俄罗斯煤层气压裂深度320～1 150 m，纵向跨距大。储层压裂按照0.035 MPa/m的停泵梯度作为主体裂缝形态的划分界限，分析认为压裂煤层气储层深度小于650 m以水平缝为主，650～800 m深度范围水平裂缝与垂直裂缝并存，大于800 m以垂直缝为主，各井差异较大，4%KCL压裂液与1.8%～3.6%不同浓度冻胶压裂液相比更容易形成垂直缝。纳-奥煤层气田压裂停泵梯度统计见图1。

图1 纳-奥煤层气田压裂停泵梯度统计Fig.1 Statistical diagram of fracturing pump stopping gradient of coalbed gas field

2.2 俄罗斯煤层气改造技术优化

2.2.1 主要压裂煤层深度优化

纳-奥煤层气田产量与储层深度关系见图2，根据不同煤层气压裂深度对应效果分析，600～800 m深度的煤层气压裂效果相对更好，与压裂人工裂缝形态对应，属于水平缝与垂直缝并存裂缝形态更加复杂的过度区域，该深度的煤层气为重点压裂层段。

图2 纳-奥煤层气田产量与储层深度关系Fig.2 Relationship between production and depth of coalbed gas field

2.2.2 完井压裂工艺优化

根据储层特点，物性及含气性好埋藏浅的煤层气层应用裸眼完井；常压物性差埋藏深的煤层，需要经过压裂增产，裸眼完井无法发挥产能优势，且无法实现精准改造，建议丛式井整体压裂完井。

直井应用油管分段或套管桥塞分段压裂，实现纵向多层得到有效改造。煤层埋深700～1 100 m层段以垂直裂缝为主，沟通割理缝形成裂缝网络；煤层埋深350～700 m层段以水平裂缝为主，应用大排量低黏度活性水尽可能扩展垂向多层，形成裂缝网络。

大斜度井或水平井应用精细分段压裂，实现大规模有效动用。大斜度井或水平井近水平段应用桥塞分段；直斜井段水平缝为主，提高施工净压力充分沟通储层，实现整体大规模动用。

2.2.3 压裂液与支撑剂体系优化

活性水压裂液更容易形成垂直缝并有效沟通天然裂缝，以活性水压裂液为主，前置液增加胶塞与支撑剂段塞，封堵近井筒多裂缝，扩大远井裂缝体积，不同粒径石英砂组合。已压裂井的闭合压力在12.5～31.9 MPa，选用抗压强度32 MPa以上石英砂。考虑形成不同裂缝网络宽度有效支撑，应用40～70目与20～40目支撑剂组合。考虑煤层模量低，防止支撑剂嵌入影响导流能力，冻胶液平均砂比18%以上。

2.2.4 施工参数与暂堵压裂优化

大排量施工能够有效扩展裂缝体积，以12.0 m3/min以上排量施工，大排量施工有利于充分沟通割理裂缝，也容易造成裂缝沿砂煤界面扩展延伸，影响压裂效果，考虑变排量施工判断裂缝扩展，提高改造体积。对于直井垂向多段煤层，无法有效分段压裂，一次改造影响垂向动用效果，考虑应用层间暂堵，提高改造效率。以500 m水平段为例，每段2～3簇，施 工 排 量10～15 m3/min，簇 间距25～30 m，优化每段施工液量1 200～1 500 m3，砂量80～120 m3，根据破裂压力预测不同施工排量地面压力，按照12.0 m3/min排量施工计算压力42 MPa。

2.2.5 下步压裂优化方向建议

俄罗斯煤层气开发以地质认识为基础，工程提产降本增效为目标，开展井网优化技术，丛式井、水平井钻完井技术优化。地质分析认识割理、裂缝发育特征，煤层及上下层段岩石力学与应力特征，建立多属性地质力学模型，压裂模拟体积裂缝扩展规律，判断主体裂缝扩展形态，确定最优改造参数。

3 结论

1）俄罗斯煤层气田平面上分布面积大、纵向上多层叠置、丰度与含气量相对较好。与国内煤层气储层相近，物性差，孔喉特征复杂，渗透率低，渗流阻力大，割理裂隙较为发育，裂隙开度小，部分矿物充填；自然产能低，都需增产措施和特殊的钻完井工艺相结合实现开发。

2）俄罗斯煤层气压裂纵向跨距大，根据停泵梯度划分主体裂缝形态，储层深度小于650 m以水平缝为主，650～800 m深度范围水平裂缝与垂直裂缝并存，大于800 m以垂直缝为主，600～800 m深度的煤层气压裂效果相对更好，为裂缝形态复杂的多裂缝区域，该深度煤层气为重点压裂层段。

3）俄罗斯煤层气田建议直井应用油管分段结合暂堵压裂或套管桥塞分段压裂，实现纵向多层得到有效改造。大斜度井或水平井应用精细分段压裂，实现大规模有效动用。KCL压裂液与不同浓度冻胶压裂液相比更容易形成垂直缝。