摘要：沁水盆地南部潘河煤層氣田3#煤層和15#煤層的煤階屬于無煙煤，儲層具有低壓、低孔隙度、低滲透率的特點，煤層氣井壓裂前基本不產氣。水力加砂壓裂是該地區進行煤層氣勘探開發的關鍵技術之一。針對該區低壓致密煤層氣藏的儲層地質特點，通過近年來的攻關研究和現場試驗，提出了經對比后效果最佳的壓裂工藝技術方案——氮氣泡沫壓裂，大大提高了壓裂改造效果，初步形成了該地區低壓致密煤層氣藏壓裂工藝體系。應用結果表明：無煙煤煤層氣增產措施增產量排序為氮氣泡沫壓裂＞活性水加砂壓裂＞清水+氮氣壓裂或清水壓裂；在壓裂正常的情況下，前置液量大、攜砂液量大，總液量在400m3以上的壓裂增產效果更好。
關鍵詞：沁水盆地；南部；潘河煤層氣田；無煙煤；煤層氣；直井；壓裂；類型；效果
對于煤層特殊的儲層性質和物理力學特性，煤層氣開發中增產技術與常規油氣田有很大區別。需要壓裂液能夠與煤層配伍、攜砂能力強、低傷害、高返排的特點以至最終形成貫通的裂隙網絡過程[1]。煤層必須經過壓裂之后才能獲得有工業價值的產量[2]。壓裂液的種類很多，其中泡沫壓裂液因其含液量小、易排、對儲層損害小，被認為較適合煤層[3～4]。
山西沁水盆地南部潘河區塊3#煤和15#煤的地質特點是：煤儲層屬于無煙煤，具有致密、低壓、低滲透的特點。無煙煤的含氣量高，增產難度大。例如PH1井含氣量在12m3/t，PH1-006井約為16m3/t。
壓裂技術是實現煤層氣井強化增產目標的關鍵技術。由于煤基質對于物理及化學變化的敏感性以及煤層的特殊性，要求煤層氣井用壓裂液不但要有良好的造縫、攜砂能力，更要與煤儲層有良好的配伍性，從而減少對煤儲層的損害。
潘河煤層氣田共鉆井150口，其中的147口井進行了壓裂增產改造，改造類型包括活性水加砂壓裂、氮氣泡沫壓裂、清水+氮氣壓裂、清水壓裂。36口井采用活性水攜砂壓裂技術；2口井(PH1和PH1-006井)采用氮氣泡沫壓裂技術，4口井采用清水+氮氣壓裂技術，107口井采用清水加砂壓裂技術。其中PH1-002和PH1-009的30、15#煤層分別采用了不同的壓裂技術。
配液用水需精細過濾，配完的壓裂液要進行充分的攪拌，混合均勻，保證固體KCl完全溶解。所有盛液、備液設備必需清洗干凈，最大限度地降低傷害。
1 活性水加砂壓裂及其效果分析
活性水加砂壓裂的優點：工藝簡單、成本低、對煤儲層低傷害。加砂壓裂的缺點：攜砂能力弱，造縫能力較差。
考慮到煤巖吸附性強、濾失大、壓力系數低等特征，低傷害、低成本的活性水加砂壓裂在煤層壓裂中應用較為廣泛。
潘河煤層氣田活性水加砂壓裂施工36口井。36口井平均產氣量2540.77m3/d，8口進行二次壓裂的井平均產氣量2645.37m3/d，一次壓裂成功的井平均產氣量2510.88m3/d。8口進行二次壓裂施工的井兩次總加砂量并未提高，但平均產氣量較一次壓裂成功的井要大。加砂量大于等于28.2m3的井共有30口，平均產氣量2632.10m3/d；加砂量小于28.2m3的井有6口，平均產氣量2084.1m3/d。總液量大于500m3的共有14口井，平均產氣量2687.96m3/d；總液量小于500m3的共有22口井，平均產氣量2447.1m3/d。3#煤的平均產氣量大于2500m3/d；15#煤的平均產氣量只有500m3/d。
壓裂時，前置液量170m3以上，攜砂液量250m3以上，總液量在400m3以上，絕大多數的井平均產氣量都超過了3000m3/d。
總液量是影響產氣量的主要因素，總液量大的井產氣量明顯提高。加砂量不是決定性因素，隨著加砂量增大，產氣量減小。
2 清水加砂壓裂及其效果分析
采用清水+1%KCl配成清水壓裂液。石英砂圓度不低于0.8，球度不低于0.8，清潔無雜質。
清水加砂壓裂的優點：工藝簡單，操作方便，成本低；壓裂液返排率高、殘渣少，對煤儲層造成的傷害??；適用于低滲透、低壓的煤儲層。清水加砂壓裂的缺點：攜砂能力弱，造裂縫的有效長度短。
考慮到煤儲層的特殊性質，低傷害、低成本的清水壓裂液體系在煤層壓裂中應用較廣。潘河煤層氣田采用清水加砂壓裂技術進行了107口井的壓裂施工，已有26口井產氣，26口井平均產氣量1998.88m3/d。加砂量大于等于40m3的井共有21口，平均產氣量1805.59m3/d；方口砂量小于40m3的井有5口，平均產氣量2810.67m3/d?？傄毫看笥?00m3的共有9口井，平均產氣量2358.2m3/d；總液量小于500m3的共有17口井，平均產氣量1808.65m3/d。
3 清水+氮氣壓裂及其效果分析
為了優選出更加有效的單井改造方案，在潘河煤層氣田選出4口試驗井，利用清水+氮氣壓裂液體系進行壓裂改造試驗，通過對現場工程施工情況及壓后單井排采情況的分析研究，評價該壓裂液體系在煤層氣井壓裂改造中的適用性，為下一步更大規模壓裂工程提供優選依據。
該區內采用清水+氮氣壓裂的4口井均已投入排采并產氣，4口井平均產氣量為2010.53m3/d，其統計數據見表1。
4 氮氣泡沫壓裂及其效果分析
氮氣泡沫壓裂技術是20世紀70年代以來發展起來的一項壓裂技術，具有攜砂、懸砂能力較強，濾失小，較易造長而寬的裂縫，地層損害較小等特點，特別適用于低壓、低滲透和水敏性地層的壓裂改造。在低滲透油層壓裂改造和煤層氣壓裂增產中，氮氣泡沫壓裂工藝在美國應用已經相當普遍，在黑勇士盆地的煤層氣開采井中，大多數的施工井都采用氮氣泡沫壓裂工藝。然而，國內還有待實驗。
黏彈性表面活性劑是由季銨鹽表面活性劑在高鹽環境下形成蠕蟲狀膠束并相互纏繞形成凍膠，具有很強的空間網狀結構，進入煤儲層后，黏彈性表面活性劑可以在煤層氣及大量水源的稀釋下破膠，不會對煤層產生傷害，是煤層氣井壓裂液重要發展方向之一[5～7]。
潘河示范工程項目采用研制的泡沫壓裂液進行2口井的氮氣泡沫壓裂，圖1為PH1井的氮氣泡沫壓裂施工曲線圖。
潘河煤層氣田采用氮氣泡沫壓裂的2口井均已投入排采并產氣，其統計數據如表2所示。根據統計，2口井采用氮氣泡沫壓裂后平均產氣量為3037.47m3/d，增產效果顯著。
氮氣泡沫壓裂的優越性表現在以下兩方面。
1) 加速排液。氮氣泡沫壓裂井在排采1～2d即產氣，壓后返排快，產氣速度快，氮氣泡沫壓裂井平均1.5d排液完成后開始產氣，并可以在井口點火；而活性水壓裂井從排采到產氣時間在2～30d，平均在12d左右。氮氣泡沫壓裂井的增產效果非常顯著。氮氣泡沫壓裂井的產量增加是其他增產措施的1.5倍以上。
2) 氮氣泡沫壓裂液黏度高，攜砂能力好，用液量少，對煤層污染較小，降低壓裂液在多裂縫發育的煤層中的濾失量，可以有效地控制裂縫形態的發育。
5 壓裂效果綜合評價
采用4種壓裂方式的壓裂效果對比如圖2所示。從圖2中可以看出：氮氣泡沫壓裂效果最好，壓裂井的平均產氣量為3 037.47m3/d；其次是活性水加砂壓裂壓裂的井，平均產氣量為2540.77m3/d；清水+氮氣壓裂、清水加砂壓裂效果相差不大，分別為2010.53m3/d和1998.88m3/d。
6 結論與建議
1) 在裂縫前沿的支撐劑鋪砂濃度低，南于煤層楊氏模量較低，部分支撐劑嵌入到煤層。
2) 潘河地區煤層壓裂施工壓力通常較高、容易產生復雜裂縫，裂縫形態很難預測。
3) 建議結合微地震監測結果、壓裂后產量數據和壓裂施工數據優化今后的壓裂設計。
4) 黏彈性表面活性劑形成的泡沫壓裂液主要靠增加吸附層的強度，而不是靠增加水的本體黏度來增加泡沫的穩定性，不存在需要破膠以及對儲層的損害問題，比第二代和第三代泡沫壓裂液具有優越性。應進一步推廣氮氣泡沫壓裂技術應用的成功經驗。
參考文獻
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(本文作者：孫晗森 馮三利 王國強 左景欒 中聯煤層氣責任有限公司)
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