一种煤层气大规模有效支撑压裂方法与流程

1.本发明涉及一种煤层气压裂方法，具体地说是一种煤层气大规模有效支撑压裂方法，属于煤层气开发技术领域。


背景技术：

2.煤层气是煤层内自生自储的一种气藏，由于其分散在煤层水中，需要降压解析才能将其采出，具体需要采用压裂造缝的方式提供排水降压通道并将其采出，但是由于煤岩具有低弹性模量、高泊松比、的力学特性，传统的压裂工艺适应性不好，对煤层改造的效果较差。
3.煤层气压裂为了降低压裂液的残液残渣对储层渗透率的影响，目前阶段，对于煤层气的压裂通常采用活性水作为压裂液，其以水作为基底，不添加增稠剂类添加剂，仅添加有一定减阻性能的化学剂来配制，为了提高压裂改造效果，压裂的排量、液量、砂量等指标需要达到较高规模，才能实现对煤层的有效支撑。
4.例如，专利文献cn102094612a公开了一种煤层气井活性水压裂工艺，该工艺采用如下步骤实现：(1)循环；(2)试压；(3)试挤；(4)压裂；(5)支撑；(6)放压；所述步骤(1)、(2)、(3)、(5)中，压裂液由清水、表面活性剂、杀菌剂配制而成；所述步骤(4)、(5)中，压裂泵的泵注排量为5
‑
9m3/min；压裂泵注采用套管注入方式。再例如专利文献cn102852509a公开了一种高阶煤煤层气储层压裂的方法，该方法采用如下步骤实现：(1)多口井煤层中部深射孔；(2)活性水压裂；(3)大排量压裂；(4)全程加砂；(5)测压降；(6)放压，关井48小时后连续放喷，排量不超过1m3/h；(7)下入生产管柱，从技术角度上来看，煤层气常规压裂主要存在的问题有：
5.(1)支撑距离短，支撑效果差：
6.煤层气层属于吸附气，需要一定的压降梯度才能解吸产气，相比于传统主缝压裂，煤层气储层改造更需要采用产生较多复杂裂缝的体积压裂以扩大解吸波及范围和影响力。故压裂液体系不可采用高粘度体系，需采用低粘度压裂液体系来提高裂缝复杂性。
7.由于大多数煤层存在大量的原生、次生裂缝，容易开裂且压裂液多为低粘度活性水体系，在压裂造缝过程中压裂液基液漏失严重，进而导致压裂液与支撑剂滑脱，支撑剂无法有效支撑裂缝远端及进入微小裂缝，支撑距离短，范围小，仅能完成近井地带8～30m的有效支撑，未能充分有效改造煤层，不能从根本上释放煤层气产能，如图1所示的现行压裂技术改造后的产气煤层被煤矿开采后呈现的压后煤层剖面(断面)图片，图2所示的压后煤层实际支撑效果(范围)图片。
8.(2)压后见气周期长，经济效益差
9.采用传统煤层气压裂工艺改造的煤层气井，从投产到见气的周期平均约为360天，最高可达到900天，产气3～4年后即进入快速递减期，月递减率高达1.5％
‑
3.96％(如图3所示)，因此，本领域亟需一种针对煤层气储层特点的压裂新技术，解决以上难题，从而达到充分改造和支撑煤层的复杂体积缝网、提高煤层气改造效果和产气量的目的。
10.通过上述分析可见，现有的压裂方法并不能充分改造煤层，实际压裂缝长较短，有效改造的煤层体积十分有限，且存在大量裂缝并没有得到支撑剂支撑。


技术实现要素：

11.本发明要解决的技术问题是提供一种能够有效的提高储层的压裂改造效果，实现煤层气效益开发和增储上产的煤层气大规模有效支撑压裂方法。
12.为了解决上述技术问题，本发明的煤层气大规模有效支撑压裂方法，包括以下步骤：
13.步骤a：煤层全段螺旋均匀射孔，总孔数在40
‑
60孔，按照射孔井段长度均匀布孔；
14.步骤b：配制低粘度的压裂液：压裂液采用粘度在5mpa
·
s以内的清水或者滑溜水压裂液，清水所含固含物低于1％且无其他添加剂；根据设计缝长确定压裂液总量，根据压裂液总量和砂液比确定支撑剂用量；
15.步骤c：通过压裂液在射孔位置进行至少2次的规模化的压裂铺砂，每次压裂铺砂后停泵2
‑
4小时再进行下一次压裂铺砂。
16.所述步骤c中每次压裂铺砂中携砂液中所含有的石英砂的砂比逐渐增加且峰值不低于15％，所述石英砂的粒径逐渐增大并且以40/70目石英砂为主。
17.所述滑溜水压裂液中的降阻剂的质量分数为0.05％
‑
0.1％。
18.所述压裂的规模化参数的设计公式为：
[0019][0020]
式中v为所需的压裂液总体积，单位为m3；
[0021]
l
w
为拟定的压裂半缝长；取值范围为120
‑
580m。
[0022]
压裂所使用的支撑剂总量参照以下公式：
[0023]
v
s
＝v
w
×
q
[0024]
式中vs为所需的支撑剂总体积，单位为m3；q为砂液比。
[0025]
所述步骤a中，当对非水平井施工且煤层的厚度大于4m时，选择煤层含气量显示高、低测井伽马值的优势段射孔。
[0026]
所述步骤a中，当水平井施工时，采用分段压裂，每段分2
‑
5簇射孔，簇间距15
‑
25m。
[0027]
本发明具有如下优点：
[0028]
其通过在煤层优势井段射孔，建立良好的降压排采高速通道，多段压裂铺砂中间停泵使支撑剂在压裂通道中形成桥堵带，迫使裂缝分支化或转向化，以形成更复杂的裂缝通道提高改造体积，由此通过改变煤层气渗流通道的支撑模式，产生体积压裂效果并大幅度提高了煤层气井的产气量，且可以在已经投产压裂的煤层气井进行重复压裂并大幅增产；优选的改造规模和参数组合能够有效的提高储层的压裂改造效果，实现了煤层气效益开发和增储上产。
附图说明
[0029]
图1为现行压裂技术改造后的产气煤层被煤矿开采后呈现的压后煤层剖面图片；
[0030]
图2为现行压后煤层实际支撑效果图片；
[0031]
图3为现行煤层气产量递减示意图；
[0032]
图4为有效支撑压裂缝长模拟图；
[0033]
图5(a)为有效支撑压裂井裂缝监测首次间停示意图；
[0034]
图5(b)为有效支撑压裂井裂缝监测二次间停示意图；
[0035]
图5(c)为有效支撑压裂井裂缝监测三次间停示意图；
[0036]
图5(d)为有效支撑压裂井裂缝监测最终示意图；
[0037]
图6为滑溜水压裂产气效果对比图；
[0038]
图7为有效支撑压裂模拟岩心实验图片；
[0039]
图8为本发明实施例中射孔位置示意图。
具体实施方式
[0040]
本发明的煤层气大规模有效支撑压裂方法用于煤层气压裂改造方面，可以极大的提高煤层气产量，缩短从压裂到见气的排液周期，适用于渗透率较低，埋深较深，改造难度较大的煤层，下面结合附图和具体实施方式，对本发明的煤层气大规模有效支撑压裂方法作进一步详细说明。
[0041]
为了实现煤层气有效支撑，在尝试改良支撑剂性能、压裂液性能效果均不明显的情况下，尝试从四个方面突破现有技术瓶颈：
[0042]
(1)选层、射孔优化
[0043]
在对前期压裂情况总结归纳得知，当射孔段分布在高伽马区域时，压裂加砂困难、闭合压力较高，施工时易发生砂堵；采用煤层全段高孔密射孔时，煤层延迟破裂或破裂显示不明显，砂比提升困难；射孔位置位于煤层扩径率达到20％以上的井段时，压裂成功率大幅下降；总孔数在40
‑
60孔并集中在低伽马值、低扩径率井段的煤层气井，一次性加砂成功率和压后产量较高。
[0044]
(2)压裂规模优化
[0045]
通过室内模拟裂缝增长情况发现，当注入排量提高到14方/分钟以上、注入压裂液量超过3000方、支撑剂超过300方后，支撑缝长得到大幅提升，模拟情况见图4，根据该思路进行了大规模压裂试验，累计加液、砂情况与裂缝延伸情况见表1。可以通过表1看出，大液量、高砂比对支撑效果提升显著，裂缝半长和闭合缝长的比值可以证明铺砂效果也得到了显著的提升，支撑率较高。
[0046]
表1大规模试验中裂缝增长与压裂规模统计表
[0047]
[0048][0049]
(3)停泵扩散
[0050]
在开展了中停泵三次、共计4次压裂的连续压裂试验后，通过裂缝监测发现裂缝复杂度提升，裂缝由第一次的两条成对缝改为复杂体积缝，支撑面积和范围大幅增加，认为多次间停泵有利于提高裂缝复杂程度，停泵次数应不少于1次。裂缝监测情况详见图5。
[0051]
(4)压裂液优化
[0052]
对已压裂井数据进行分析，分析具有相近的加砂强度与用液强度的井，发现采用减阻剂浓度高于0.03％的滑溜水压裂的井，平均产气量高于清水压裂井，说明滑溜水施工能够形成更好的铺砂剖面，从而形成更好的气液渗流通道。对比情况见图6。
[0053]
采用缝长、缝宽、缝高参数的方式来提高裂缝的增长范围，并进行了室内模拟计算和岩心实验，发现采用粘度1
‑
5mpas低粘度活性水并将施工排量提高至14方/分钟、规模大幅提高后，模拟裂缝增长效果见图4，岩心裂缝随液体粘度的降低和排量的增加而增加，详见图7。
[0054]
实验成果证明低粘度滑溜水压裂液能有效提升裂缝复杂程度，进而提高煤层气压裂改造效果，提高产气量。
[0055]
通过上述试验及理论分析后，为形成本发明的具体方法提供了依据，为此，本发明的煤层气大规模有效支撑压裂方法，可以包括水平井施工和非水平井施工，它包括以下步骤：
[0056]
步骤a：煤层全段螺旋均匀射孔，总孔数在40
‑
60孔，射孔位置选择煤层中部扩径率较低的井段，按照射孔井段长度均匀布孔；水平井采用分段压裂，每段分2
‑
5簇射孔，簇间距15
‑
25m，总孔数在40
‑
60孔以内；
[0057]
其中，扩径率较低是指针对具体扩径率曲线，在保证射孔数合格的前提下进行的判断，比如说6米煤层，扩径率大于50％的有2m，20％～50％的有4m，这其中有2米在20％～30％，推荐孔数是40～60孔，最大孔密是16孔每米，那最小射孔厚度就应该不小于40/16＝2.5m,选择20％～30％扩径率的2m并上下扩张合适值,合计到2.5m。再比如：6米煤层，扩径率全段低于30％，其中低于20％的有4m，由于20％扩径率已经较低，因此可以选择60孔方案，任选低于20％扩径率的3.75m井段即可。
[0058]
步骤b：配制低粘度的压裂液：低粘度的压裂液可以采用粘度在5mpa
·
s以内的清水或者滑溜水压裂液，清水所含固含物低于1％且无其他添加剂，滑溜水压裂液中的降阻剂的质量分数为0.05％
‑
0.1％；根据设计缝长确定压裂液总量，根据压裂液总量和砂液比确定支撑剂用量；
[0059]
步骤c：通过压裂液在射孔位置进行至少2次的规模化的压裂铺砂，每次压裂铺砂
后停泵2
‑
4小时再进行下一次压裂铺砂；
[0060]
每次压裂铺砂中携砂液中所含有的石英砂的砂比逐渐增加且峰值不低于15％，石英砂的粒径逐渐增大并且以40/70目石英砂为主。
[0061]
其中，压裂规模参数的设计公式为：
[0062][0063]
式中v为所需的压裂液总体积，单位为m3；
[0064]
l
w
为拟定的压裂半缝长；取值范围为120
‑
580m。
[0065]
压裂所使用的支撑剂总量参照以下公式
[0066]
v
s
＝v
w
×
q
[0067]
式中vs为所需的支撑剂总体积，单位为m3；q为砂液比，推荐值为0.135。
[0068]
作为本发明煤层气大规模有效支撑压裂方法的一种优选方案，即：当对非水平井施工且煤层的厚度大于4m时，选择煤层含气量显示高、低测井伽马值的优势段射孔。
[0069]
作为本发明煤层气大规模有效支撑压裂方法的另外一种优选方案，即：当水平井施工时，采用分段压裂，每段分2
‑
5簇射孔，簇间距15
‑
25m。
[0070]
同时为了对上述方法的可行性进行验证，特采用以下具体应用实例进行说明：
[0071]
本实例以煤层深度(斜深)为970.5
‑
977.9米，垂厚度7.4米，邻井最小井距617m为例，进行压裂方法的具体应用。
[0072]
步骤1：煤层中段射孔；选择射孔段为972
‑
976.4m，射孔厚度4.4米，射孔52个，采用102枪，127弹，60度相位角，射孔位置见图8：
[0073]
步骤2：配制含有0.05％质量分数的减阻剂(降阻剂)的滑溜水压裂液：
[0074]
井距＝617m，则推荐的半缝长l
w
＝277m；由液量公式算得
[0075][0076]
v
w
＝3491.25方
[0077]
由推荐的砂液比算得支撑剂用量s
w
＝471方。
[0078]
步骤3：第一次压裂铺砂；压裂施工参数为：压裂液总液量1750m3(其中，前置液的液量为150m3，携砂液的液量为1580m3，顶替液的液量为20m3)，排量20m3/min，砂量235m3，采用40/70目天然石英砂235m3，石英砂在携砂液中的砂比为5
‑
17％，顶替液泵注完后停泵3小时；
[0079]
第二次压裂铺砂；压裂施工参数为：压裂液总液量1740m3(其中，前置液的液量为100m3，携砂液的液量为1620m3，顶替液的液量为20m3)，排量14m3/min3/min，砂量236m3，采用40/70目石英砂216m3，20
‑
40目石英砂20m3，石英砂在携砂液中的砂比为5
‑
17％；顶替液泵注完后结束压裂施工。
[0080]
通过上述具体实例的具体应用，可以实现支撑剂在煤层中有效铺置，形成较长、较高的高导流能力通道，并在压裂投产后大幅降低了产气周期,并提高了产量。
[0081]
经过上述的应用分析以及实际应用后可知，本发明针对选层射孔、压裂规模、泵注
模式、压裂液优化后形成了一套煤层气有效支撑压裂方法后，应用于产建区的17口实验井后，产气量较老区提高了近10倍，平均直井、定向井平均单井产气量9712方/天，最高达20947方/天；水平井稳产20732方/天,最高5.5万方/天，见气周期由平均360天缩短至60天左右，大大提高了经济效益和开发效率；该技术应用于重复压裂井46口，平均见气周期43.6天，平均百日累产气量116070方，平均最高稳定产气量1588.5方/天，解决了前期开发井递减快产量低的难题。
[0082]
以上成果表明，本压裂方法已经改变了煤层气的压裂模式，实现了对煤层产气通道的有效支撑。
[0083]
当然，上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。