张遂安等：煤层气增产改造技术发展现状与趋势

摘要

关键词

0 引言

1.1 煤层增产改造技术主要进展

1.1.1 高效的现代完井技术

煤层气井完井发展自20世纪50年代,完井技术经历了裸眼洞穴完井､直井套管完井､水平井套管完井到多分支水平井完井的过程,逐步强化了井筒与储层之间的连接｡

(1) 裸眼洞穴完井技术｡该技术集中发展于20世纪60年代初期至20世纪70年代中期,相对较简单､经济,主要通过水力或机械扩孔､炸药､人工压力“激动”､地层应力释放等方法在目标煤层形成有效半径为1~4m的洞穴,造穴期间以洞穴为中心诱发局部剪切裂缝带,促进煤层排水降压｡洞穴完井技术相对适用于高压､高渗､煤体相对稳定的中—低阶煤层,如美国的San Juan盆地Fruitland煤层和澳大利亚的Bowen盆地｡

(2) 配套多级压裂技术的直井/水平井套管完井技术｡直井/水平井套管完井技术显著改善了煤层气井的井壁稳定性,配套压裂改造技术提高了煤层的排采能力｡在桥塞､滑套､封隔器､水力喷枪及连续油管等压裂工具快速发展的基础上,结合定向钻井技术,所采用的压裂技术实现了从垂直井单层压裂向直井/水平井多级压裂的转变｡目前,现场成熟的分段压裂技术主要有封隔器滑套分段压裂､速钻桥塞分段压裂和水力喷射分段压裂技术,基于全通径滑套工具､速钻/可溶桥塞工具和水力喷射工具的研发,在理论上已可实现无限级数压裂,Halliburton公司应用FRID智能全通径滑套工具实现了单井90级压裂作业｡

(3) 多分支水平井完井技术｡该技术是一项集钻井､完井与增产于一体的油气田开发技术,可促进储层降压与气体解吸扩散,减少对压敏､水敏､特低渗煤层的伤害;其次,钻井过程中水基钻井液破坏大分子间的氢键与范德华力而在近井筒周围诱导复杂的微裂缝,因此,羽状分支完井技术在割理与天然裂隙发育的煤层开发中具有更大的优越性｡

21世纪,虽然智能钻杆技术､旋转导向钻井技术､地质导向钻井技术､预开孔悬挂器多分支井技术和套铣尾管多分支井技术有效地提高了分支钻井的成功率,但多分支水平井的井壁稳定性仍然不可控,钻井成本高且风险大,需进一步提高核心工具的可靠性和井身结构优化,并提高钻井系统的规范化与自动化程度｡

1.1.2 先进的压裂配套工具

伴随着增产技术的发展,压裂配套工具逐步趋向于无限级､全通径､一体化､智能化､定点控制、高效､低成本的方向发展｡

(1) 桥塞工具｡桥塞工具经历了打捞式､可钻式､和可溶式桥塞的演变过程｡Magnum公司2016年研发的生物降解型高分子聚合物桥塞,可溶率达到99.5%,在美国德克萨斯州､中国长宁和昭通等地区都取得了良好的试验效果｡此外,桥塞的坐封方式逐渐实现智能化,中国石油集团渤海钻探工程有限公司工程技术研究院研发了一种电液式智能桥塞控制系统,以电能替代化学能,通过地面控制电磁阀的开/关即可完成桥塞的坐封与解封,极大地简化了坐封程序。

(2) 滑套工具｡为了适应压裂施工的需求,无限级､全通径､一体化､配套化和智能化成为了滑套工具的发展要求,市场上逐渐形成了一球多簇式滑套､投球计数滑套､套管固井滑套和RFID智能滑套等工具｡RFID智能滑套工具基于无线射频原理实现了非接触式自动识别和激活的功能,井下控制单元处理器接收电子信息后控制滑套的开启和关闭;因每个滑套对应一个唯一且不可篡改的电子识别码,所以RFID智能滑套可实现管柱全通径､无限级数､高效率､定点控制的智能化压裂作业｡中国智能化压裂工具的研发存在一定的滞后性,对调控可溶性材料溶解速度和RFID滑套配套电池的攻关必将进一步推动中国水平井分段压裂技术的发展｡

(3) 封隔器｡弹性好且耐压的胶筒是封隔器的关键元件,纳米材料将封隔器性能又向前推进了一步｡2018年章娅菲等基于纳米流控系统特殊的压力-体积变化特性,提出了一种仿生蜂窝骨架包覆的纳米封隔器胶筒材料｡该材料具有优良的抗温､抗压､抗剪切性能和形状自适应调节能力,压力传递性能远优于传统材料,受压后压力分布相对均匀无应力集中现象,因此可减小封隔器密封失效的风险,并可重复使用｡

(4) 压裂作业设备｡为了满足大规模､大排量压裂施工的需要,水力压裂设备由小规模向大功率、自动化转变｡车载式压裂车在大排量高压力的作业条件下振动幅度增大､稳定性降低,随着压裂施工排量的不断增大,以及井场环境和道路交通的影响,撬装式压裂车组应运而生｡

1.1.3 低伤害的压裂液体系

为了与高滤失､强水敏､低渗透､易伤害的煤层配伍,煤层气压裂液围绕“低成本､低含水､高黏度､低温破胶､无残渣､可回收”的方向发展,主体形成了活性水压裂液体系､气体/气体泡沫压裂液体系､清洁压裂液体系及复配型压裂液体系｡

(1) 活性水压裂液体系｡活性水以其清洁与低成本优势目前仍应用于Black Warrior､沁水和鄂尔多斯等中美主要煤层气盆地的压裂作业中,该体系突破了中国浅煤层(<1000m)的开发“瓶颈”,但携砂效率低､水敏作用强和水资源消耗大仍是其困扰性的难题｡

(2) 气体/气体泡沫压裂液体系｡低含水､高黏度(100~300mPa·s)､低滤失､耐剪切的泡沫压裂液在20世纪70—90年代能源供需矛盾的大环境下应运而生,在San Juan､Black Warrior和Piceance Creek等多个煤层气盆地广泛推广,极大地促进了美国煤层气的商业化开发进程｡目前所采用的气体有N₂和CO₂,由于煤层对气体的吸附能力为N₂<CH₄<CO₂,因此CO₂通过促进CH₄解吸可有效延长气井排采周期,且超临界态的CO₂(温度为364.2K､压力为7.28MPa)表面张力近似于0,极易进入孔隙与微裂缝系统以提高波及效率与气井排采能力;而N₂可通过增加储层驱动力而缩短见气时间(图1),同时液氮冷冲击作用亦可增加裂缝复杂性｡为了降低备液阶段气体的提纯､压缩与运输费用,国内外学者正积极探索烟道气与自生气泡沫压裂液体系,以平衡经济､产量与CO₂封存的关系｡

(3) 清洁压裂液及其复配体系｡清洁压裂液体系､纳米清洁压裂液､阴离子复配型清洁压裂液及聚合物缔合型清洁压裂液体系均可很好地达到耐高温､强携砂能力､易破胶､低残渣的要求,但成本却是现场推广的最大掣肘｡有学者通过将纳米颗粒永久性地吸附于清洁压裂液与泡沫压裂液表面,基于致密层阻止泡沫内相气体逸散和降低泡沫析水速率的原理改善了压裂液的稳定性和黏弹性,黏度可以保持110mPa·s超过2h｡

1.1.4 等离子脉冲增透技术

压裂液在割理和天然裂隙发育的构造煤中受滤失与煤粉堵塞的影响难以有效传播,往往压不开或形成“线状”裂缝,因此水力压裂技术不适于塑软至碎软的构造煤层的增产改造｡2010年,邱爱慈院士首先提出了高聚能重复电脉冲强冲击波激励煤储层的设想,经过系列工程试验与探索,初步验证了该技术对煤层增渗的可行性与可控性｡

重复强脉冲击波技术利用井下仪器对煤储层施行高电压脉冲放电,将高功率电脉冲转换为电子束能､激光能量､微波能量､热能和等离子体能量,在煤储层中生成峰值压力高达上百兆帕的高压脉冲应力波,高频率地冲击裂隙界面使之发生错动而致裂;此外,冲击应力波由于其波速差在煤岩介质中产生剪切力,煤岩介质中不规则边界的存在会引发旋流应力场,因此可有效剥离和清除原渗流通道中的堵塞物,起到增渗解堵的作用｡

目前,国内外较为成熟的电弧压裂产品出自俄罗斯的NOVAS公司和加拿大的Bluespark公司｡山西蓝焰煤层气公司在沁水区块试验作业了2口典型煤层气井｡作业结果显示,该技术在硬质煤煤层解堵方面发挥了较好的效果,但在改善软煤煤层上效果甚微。总体而言,该技术具有显著的经济､环保､增产优势｡西安科技大学､中国矿业大学､中国科学院电工研究所等研究机构都处于机理研究和室内实验研究阶段｡

1.1.5 智能化的气井管理方法

智能化管理方法是互联网､大数据､云计算时代背景下的必然产物｡利用ICV控制阀､RFID技术､无线网络技术､分布式光纤传感技术､集成操作系统､远程监控系统和专家决策系统等智能化工具,可实时“监听”井下动态,实现数据实时传输､生产作业远程调控和生产流程自动化,从而提高油气田生产决策的及时性与准确性,达到节约投资与运行成本的目的｡壳牌公司研发的远程控制专家决策平台(RTOC)已取得了初步成效,在俄罗斯实现了莫斯科､萨雷姆等4个地点的远程协同工作,随时对压裂施工现场进行指挥操作｡中国也逐步开展了信息化建设工作,中国石油天然气集团有限公司建立了采气工程与地面工程生产运行管理和决策支持系统,目前也在开展远程控制专家决策平台的建设工作｡

1.2 煤层气增产改造主体技术

俄罗斯､加拿大､中国和美国煤层气资源之和占全球总量的90%以上｡俄罗斯的煤层气资源量虽然居世界首位,但除库兹涅茨克煤盆地外多数盆地处于人烟稀少的西伯利亚地区,自然环境､基础设施等条件限制了煤层气的开发;其次,俄罗斯常规天然气资源丰富,资金与技术人员倾斜于常规天然气的开发,煤层气勘探开发的研究相对滞后,虽然2010年起采用水力压裂技术和直井洞穴完井技术在库兹巴斯煤盆地启动了实验性开采工作,但尚未实现产能。

目前,煤层气开发效果较好的国家是澳大利亚､美国和加拿大,获得较高的产能一方面归因于良好的地质条件,另一方面是由于其找到了适用于本国储层的增产改造技术｡针对煤层赋存条件,澳大利亚主要采用裸眼洞穴完井和裸眼扩孔完井技术,少量水力压裂作业为辅,美国建立了以洞穴完井和气体泡沫压裂为主､羽状多分支水平井为辅的煤层气井增产技术体系,中国与加拿大分别形成了气体干法压裂技术和活性水+液氮伴注压裂增产技术｡

1.2.1 直井/U型井洞穴完井技术

裸眼洞穴完井技术相对适用于高压(压力梯度≥1.2×10^-2MPa/m)､高渗(渗透率≥1.0mD)、

煤体相对稳定的中—低阶煤层｡在澳大利亚的Bowen和Surat盆地应用广泛,在美国San Juan盆地也有应用｡

Bowen盆地和Surat盆地埋深为300~1000m,煤层含气量为2.0~15.0m³/t,渗透率普遍高于100mD,部分储层达到达西级｡Bowen盆地煤层镜质体反射率为0.69%~0.97%,为中煤级,Surat盆地镜质体反射率为0.40%~0.65%,属于中—低煤级,采用裸眼扩孔和裸眼洞穴完井技术使单井产量达(2~5)×10⁴m³/d｡造穴方法是通过空气压缩机向井内加压,突然释放压力使井底煤层塌陷,反复多次加压和释放在井底形成洞穴,随后向井内注入空气将水煤浆循环至地面｡2016年澳大利亚煤层气产量达310×10⁸m³,成为世界上最大的煤层气生产国之一,其产量变化如图2所示｡

中国沁水盆地潘庄区块15号煤层埋深为400~600m,厚度为3~5m,采用U型井筛管洞穴完井,水平段长度为800~1200m,平均钻遇率为80%,单井产量为(1.0~4.0)×10⁴m³/d,实现了较好的开采效果｡

1.2.2 直井+气体泡沫压裂技术

20世纪90年代,气体泡沫压裂液突破了水基压裂液滤失大､水敏伤害重､携砂困难和返排效率低等技术瓶颈,成为San Juan､Black Warrior､Piceance Creek等盆地实现提采稳产的主要推动力｡以SanJuan盆地为主,八大盆地协同开发,单井平均产量超过1.2×10⁴m³/d,产量峰值达到55.6×10⁹m³/a,约占全美天然气消费量的8%,增产效果如图3所示｡

Piceance Creek盆地Cameo煤层组平均埋深为1700m,压力梯度为0.008MPa/m,渗透率为2mD,孔隙度为4%,采用70%N₂泡沫压裂液以3.2m³/min的排量､10%~40%的砂比进行压裂作业,产量由255m³/d增产至1050m³/d｡2012年,沁水盆地南部3号无烟煤煤层的N2泡沫压裂顺利施工,与邻近的活性水压裂井相比,降低了见气时间和提高了单井产量｡

1.2.3 直井/水平井+气体多级压裂技术

气体干法压裂适用于水敏性极强的储层,最早应用在Appalachian盆地的干性泥盆纪页岩储层,目前在加拿大Alberta盆地的煤层组广泛推广｡Alberta盆地是加拿大重要的煤层气开发盆地,也是世界上最大的干煤层盆地之一,盆地纵向上多层系交互赋存､薄层/夹层发育,单煤层厚度为0.5~3.0m,纵向跨度为300~500m,采用N2压裂技术的平均产量为2.8×10⁶m³/d,累积产量占Alberta盆地煤层气总产量的90%(2005年)｡

目前,气体压裂液由单相气体向N₂与CO₂复合气体转变,Red Deer市的18口煤层气井现场试验显示,以N₂与CO₂复合气体为压裂液的措施井压后1a的累积产量为1.55×10⁶m³,是纯N₂压裂井产量的3.65倍,证明了N₂与CO₂具有协同增效的作用｡

1.2.4 直井+活性水+液氮伴注压裂技术

液氮在油气开发中的应用较早,现今液氮的制备和存储技术均已成熟;液氮伴注技术是降低水敏伤害､加快排液速度､提高返排效率的有效方法,在致密油气田开发中应用广泛｡

中国的煤层属于典型的“三低”储层,采用“活性水大排量+多级段塞+液氮伴注”的压裂工艺突破了浅煤层(<1000m)开发的“瓶颈”,达到了防膨､降滤､携砂､降阻､助排的煤层配伍要求,在沁水盆地､韩城矿区､鄂尔多斯盆地东缘等地区普遍表现出较好的助排和增产效果｡自2009年煤层气产量逐年稳步增加,至2018年中国煤层气地面开采量达到56.6×10⁸m³｡

1.2.5 多分支水平井完井技术

多分支水平井完井技术对煤体的稳定性要求更高,该技术在美国应用较多,采用空气泡沫欠平衡钻井技术提高了分支井钻进过程中井壁的稳定性,在Appalachian盆地和Arkoma盆地取得了较好的增产效果｡Appalachian盆地的石炭系4号和6号中煤阶煤层(R_o=1.5%),采用羽状多分支水平井排采,平均单井日产气量为(2.8~3.4)×10⁴m³/d,是常规压裂井产量的10倍｡

中国于2004年引进煤层气多分支水平井技术,在物性条件较好的潘庄与樊庄区块早期开发中获得了一定成功,其他大部分区块效果欠佳,据中国石油华北油田公司数据统计,39.3%的水平井钻进过程中发生了井筒坍塌与卡钻故障｡针对中国高煤阶煤体的碎软特征,华北油田于“十二五”(2011—2015年)期间提出了“主支疏通､分支控面､脉支增产”的仿树形水平井设计理念,将多分支水平井的主支建在稳定的煤层顶板或底板上,分支由主支侧钻进入煤层,再从分支侧钻若干脉支,形成主支长期稳定并可监测和维护的仿树形多分支水平井｡其在沁水盆地成功钻进了一口1个主支､13个分支､26个脉支,总进尺为12288m､煤层进尺为9408m的仿树形试验井,为多分支水平井完井技术在中国煤层气开发中的有效应用增加了可能性｡

中国现阶段实现有效开发的煤层气区块多为中—高煤阶､煤体结构稳定的原生结构煤层｡煤层含气浓度与煤体结构稳定性是决定煤层是否可改造的两个关键因素,含气浓度随着煤阶增加而增加,因此,低煤阶煤层因生气潜力不足尚未进行开发｡针对煤岩特点,不同区块适宜的增产改造技术见表1｡

2.1 面临的科学问题

中国煤层复杂的地质条件和工程力学条件对钻完井设备､压裂材料､压裂工艺形成了巨大的挑战,为了攻克煤层气规模化商业开发的壁垒,裂缝扩展､支撑剂运移､压裂材料清洁化､压后诊断分析等机理问题有待深入研究｡

2.1.1 裂缝非线性动态扩展机理

复杂的构造变形和演化史导致煤层胶结程度弱,割理与微裂隙发育,煤体质地塑软至碎软,水力压裂过程中煤层先发生塑性变形,变形足够大后产生裂缝,裂缝在延伸过程中遇到多级弱结构面(层理面､割理面､次生节理面或裂纹等),存在于层理/割理中的煤粉和矿物颗粒对裂缝延伸可产生阻挡作用,使裂缝形态难以预测｡李玉伟发现,力学强度较弱的煤岩在受压状态下不一定能够形成主裂缝,而是整体碎裂,该状态下压裂液滤失增大,缝内净压力降低,煤粉膨胀堵塞,裂缝难以继续延伸,因此,裂缝在煤层中起裂与扩展均难于脆性的页岩储层,更异于常规的砂岩储层(图4)｡纵横交错且随机分布的天然裂隙和割理系统决定了煤层压裂裂缝动态扩展是一个涉及弹塑性力学､岩石力学､断裂力学､损伤力学､水动力学以及渗流力学的非线性､多物理场耦合的力学问题｡

结合页岩和煤层天然裂缝､层理､纵横交错的微裂缝发育的特点,国内外学者开始研究地质不连续面对水力裂缝延伸路径的影响,相关的研究工作主要包括物理模拟和数值模拟两个方面｡物理模拟实验方向,有学者采用三轴压裂裂缝扩展模拟装置分别模拟了裂缝在立方体的水泥块､实际页岩岩心露头､多种岩样组成的多层体系中的扩展规律,递进式地分析了射孔参数､排量､压裂液黏度等施工参数､水平应力､弹性模量､天然裂缝和层间界面性质等参数对裂缝扩展方向的影响｡数值模拟方向,裂缝模型由二维､拟三维发展到真三维和复杂缝网模型,采用的数值计算方法由有限差分法､有限单元法发展到扩展有限元､离散元方法,模拟研究了岩石力学参数､压裂施工参数､天然裂缝､缝间干扰等因素对裂缝扩展的影响｡Mayer hofer等建立离散网络模型,将裂缝等效为沿井筒对称､裂缝相互正交的椭球体,但参数需要人为设定并不能考虑裂缝的随机分布;越来越多的学者采用间接边界元的位移不连续法(DDM)建立多裂缝扩展模型,将裂缝离散为微小单元并作为储层的内边界,将不连续面简化为位移不连续面,能够实现多裂缝､缝间干扰的影响,但在解决流固耦合和地层非均质问题上还存在一定的困难｡

现阶段,数值模拟技术验证了人工裂缝与天然裂隙间存在复杂的交互关系,但所得的认知偏于定性化认识,即使采用多场耦合的离散裂缝网络(DFN)､正交线网(wire-mesh model)等复杂模型模拟煤层气井的压裂裂缝扩展,模拟结果也难以避免争议｡物理模拟方法受实验设备限制,裂缝一旦起裂将瞬时传递到岩心边缘,实验结果可用于探索岩石成分､三维应力､弱结构面及缝内净压力等因素对近井筒周围与垂向上裂缝扩展的影响,但未达到定量化,对现场压裂施工方案设计与优化的指导作用有限｡

目前,国内外对非常规储层裂缝扩展机理的研究多采用数值模拟技术和物理模拟方法,尚无公认的非线性扩展模拟软件,仍需积极探索模型求解方法,强化地质与工程一体化､研究与现场相结合的科研理念,深化压裂裂缝在具有多级弱结构面的塑软至碎软的煤层中的非线性动态扩展理论｡

2.1.2 地应力场反演与重定向理论

储层地应力是评估井壁稳定性､优化入井液密度､设计压裂方案､预测裂缝扩展规模､优化开发井网的关键参数,因此,准确掌握储层地应力分布与变化规律是实现气井增产的关键｡煤层强非均质性､强各向异性､非连续的特点使地应力场的反演更加困难,现有的地应力测试方法都是基于一系列假设条件建立的测试值与原岩应力间的某种关系来推断初始地应力状态｡以应用较广泛的黄氏模型为例,黄荣樽等忽略温差应力作用,基于岩石均质､各向同性弹性体的假设条件提出了应力模型,且模型中有效应力系数与构造应力校正量无法直接测得或计算得出｡

水压致裂法､Kaiser声发射效应法､差应变法和波速各向异性法是应用较广泛的地应力场测试方法｡以Kaiser声发射法为例,材料在经受一次或多次加载—卸载过程后,只有再次加载压力不小于前期所施加的最大应力值(RMS)时,才能发生明显的声发射活动,若再次加压低于RMS则无弹性波发射,而实验中声发射活动的启动点难以确定,一旦施加压力接近岩石破裂强度,则会触发Felicity效应———声发射活动明显发生时的压力低于先前所承受的最大应力,因此Kaiser声发射测试法对实验设备依赖性高且误差较大｡

理论上,应力场由上覆岩层压力､构造应力､温差应力､孔隙压力组成,构造应力对水平主应力的影响较大,影响值却难以通过理论或数学模型计算得到,通常需根据实验数据和施工经验获得,从而降低了水平主应力的计算精度｡此外,现有的岩石力学理论沿用了连续介质理论与方法,难以准确应用于裂隙与割理发育岩体的地层应力预测与地应力场反演｡

2.1.3 压裂液的流变调控机理

准确掌握压裂液的流变性能是保证介质在高压管线､垂直井筒､复杂裂缝和多孔介质4种环境中充分发挥低阻､携砂､增能､清洁等功效的前提,因此压裂液流变调控机理的研究对煤层气井增产改造至关重要｡

鉴于水基压裂液微可压缩性和长期的应用实践,业内已基本掌握了活性水､线性胶等水基压裂液的流变特性,但对于热力学不稳定的气体压裂液(液氮､超临界CO₂)､气体泡沫压裂液以及纳米颗粒复配压裂液流变特性的认知还不完善｡近年来,国内外学者通过实验､数值模拟和理论推导方法研究了泡沫压裂液在管道与毛细管中的流动规律和流变模式,取得了一定的认识,但针对射孔孔眼和复杂裂缝结构引起的剪切､裂缝起裂与贾敏效应所致的压力变化､界面张力､管内流态､壁面滑移､黏土电荷以及储层温度等多种因素对泡沫和气体压裂液流变性的作用机理的研究还远远不足｡

引入3D打印､CT扫描等精密仪器和分子动力学等研究方法,研究介质的微观拓扑结构随时间变化规律,攻关压裂液在高压管道､复杂裂缝､多孔介质中的流变调控机理,可有效地深化气体和泡沫压裂液的破岩机理,避免施工作业的盲目性｡

2.1.4 支撑剂空间运移与沉降机理

压后支撑裂缝的导流能力与有效期取决于支撑剂在裂缝内的空间分布形态,研究复杂裂缝中的支撑剂空间运移和沉降机理,能够为合理选择支撑剂类型､提高支撑剂在缝内的铺置效率､预防砂堵以及维持裂缝长效导流能力提供理论依据｡

煤层质地塑软,在闭合应力的作用下支撑剂易嵌入储层从而降低裂缝导流能力｡刘岩等､卢聪等基于API标准导流能力实验分析了支撑剂在不同坚固性煤岩中的嵌入状态与影响因素｡赵金洲等､Chen等建立了闭合压力､弹性模量､支撑剂浓度等参数影响下的支撑剂嵌入深度计算模型｡支撑剂在裂缝内运移规律的研究主要基于数值模拟和室内实验两种方法,耦合的计算流体动力学方法和离散元方法能够跟踪计算单个颗粒的运动轨迹,观察颗粒的微观动力学行为是常用的数值模拟方法;Deng等采用离散元法建立了页岩支撑剂的三维空间分布模型,可直接跟踪支撑剂､不同粒径､岩石参数以及闭合压力下的支撑剂颗粒分布和支撑缝宽;徐加祥等利用COMSOL Multiphysics中的自由与多孔介质流动耦合模型,考虑支撑剂与压裂液间的相互作用,分析了支撑剂在迂曲微裂缝中的分布;Neto和Kotousov基于分布错位法建立了可计算不同粒径､岩石参数以及闭合压力下的三维空间分布模型;学者们通过实验研究了低压条件下正交裂缝中的支撑剂运移和沉降规律,提出了重力作用和高速携带作用是支撑剂颗粒由主缝向次生缝运移的控制因素｡然而,实际煤层中水力裂缝和天然裂缝并不是单一的平行或垂直接触,且高闭合应力对支撑剂在煤层中嵌入的影响不容忽视｡

目前,国内外针对缝网中的支撑剂运移及长效导流能力的研究较少,支撑剂颗粒在复杂缝网条件下的空间展布认识仍不清楚,有必要通过建立复杂缝网扩展过程中的流体动态分配及滤失动力学模型,强化流固耦合作用机制,考虑支撑剂颗粒与裂缝壁面高度非线性的黏弹性蠕变作用,建立支撑剂空间运移与沉降机理,从理论上阐释裂缝导流能力的变化规律｡

2.1.5 压裂施工曲线诊断分析理论

压裂施工曲线是地下岩石与流体活动的唯一显示窗口,目前尚未形成一种可通过“望闻问切”透视地下的流体活动和压力波动诱因的曲线分析方法｡近期,大数据与数据挖掘技术有望被用来挖掘和提取压裂曲线与产量间的潜在规律,实现曲线更多角度､更多层次和更全面的分析解释｡

国内外对压裂施工曲线的诊断分析多基于经典的Nolte-Smith曲线图版或改进图版,将施工曲线与图版拟合,根据曲线变化趋势(上升､下降､波动､稳定型等)定性分析前置液､携砂液､顶替液阶段裂缝扩展规律,但无法实现定量化分析;并且,实际的施工压力曲线并非简单的平稳或升降,而是以不同的频率､幅度连续波动的,如同“千人千面”,任意一口井,任意一个层段,即使完全相同的泵注程序所表现的压力曲线也是各异的;Nolte-Smith曲线图版适用于双翼裂缝的分析,对复杂裂缝压后形态反演的适用性还有待推敲｡Fracpro PT､Meyer等商业化的压裂软件可进行压后曲线分析,通过调整渗透率､断裂韧性､胶结强度等储层参数拟合相同泵注程序下的设计净压力与实际净压力,但因射孔孔眼摩阻与缝内摩阻无法测得,导致该方法准确度较低｡

2.1.6 微地震监测数据噪声甄别理论

地面微地震监测技术是通过地面预置的检波器实时接收井下岩石破裂所产生的声波,利用横波与纵波的传播时差来反演井下震源位置和震动方向的压后分析技术｡因此,准确的声波信号接收､精确的声波传播模型与先进的信号处理技术是提高监测结果准确度的关键｡

实际上,岩石破裂产生的微弱､短暂的声波穿过几百至几千米的厚段岩层到达地面时能量更加微弱,地面交通工具､人员走动､机器运转等极大地干扰了有效信号的接收与识别;其次,由于地面检波器铺设范围较大,微地震信号传播到地面检波器经过的地下空间范围较广,只有建立体现介质各向异性的三维速度模型才能实现微地震事件的精确定位;再者,地面众多检波器长时间不间断地接收信号,数据量庞大,也为数据处理带来了困难｡基于以上原因,国内外目前仍未形成一套高精度的监测技术体系｡

历经20年的科学研究,国内外学者研发了能量比､AIC､神经网络､贝叶斯､分形分维､极化分析等多种信号初至拾取与自动识别方法,建立了傅里叶变换､K-L变换､小波变换､小波包变换､S变换､曲线变换等多种信号去噪理论,探索了网格剖分､射线追踪､井震联合等多种声波传播速度校正模型,但仍需开发更加精密的微地震监测系统､探索高效的信号去噪技术､校正速度传播模型,夯实微地震监测技术的理论基础,攻破微地震监测数据接收与处理的壁垒｡

2.2 增产改造技术发展趋势

2.2.1 多井联动的工厂化钻完井模式

“工厂化”钻完井模式采用“专业化组织､标准化施工、流水线作业､集成化应用”的作业模式,通过建立“连续供水､连续供砂､连续配液､连续泵注､工具入井､后勤保障”六大系统,实现对同一井场内多口配对井的集中化压裂作业｡在施工作业方面,该技术可大幅减少土地占用､设备安装､拆卸和动迁,提高资源与设备利用率,缩短建井周期,降低综合开发成本50%以上;在技术理论层面,“工厂化”压裂模式通过集中布井,利用裂缝干扰原理促进复杂裂缝的形成,增大目标区域有效裂缝体积,平均产量比单独压裂类比井提高21%~55%｡

自2010年起,塔里木油田､苏里格气田､沁水盆地先后开展了“工厂化”钻完井的现场试验工作,取得了较好的排采效果;苏里格气田2013年在现场试验了11个井组,创造了42d压裂作业14口井67层/段的新记录,节约成本约300万元｡目前中国工厂化压裂技术整体上还处在研究和试验阶段,配套装备和集群控制水平等均存在着明显的不足,需要进一步攻关与完善。

2.2.2 多岩性协同开发的合层压裂作业模式

针对纵向上岩性叠置､薄层/夹层及薄互层发育的煤系气藏,多储层合层压裂模式不仅可以减少压裂次数,降低施工费用,同时可以提高煤层可改造性,促进煤层压力释放,提高资源综合利用率｡

21世纪初期,美国Uinta盆地､San Juan盆地和加拿大Horseshoe盆地先后采取在煤层上覆的砂岩储层射孔的“间接压裂”作业形式来提高煤层的可改造性,利用脆性储层裂缝的起裂间接地“带动”煤层破裂,实现了砂岩气与煤层气的同步开发,与单煤层射孔作业井相比产量增加2倍以上｡“十三五”(2016—2020年)以来,多储层资源综合开发利用的理念被业内日益重视,科技部设立了“十三五”国家科技重大专项“临兴—神府地区煤系地层煤层气､致密气､页岩气合采示范工程”,沁水盆地､晋城矿区､川南煤田､临兴—神府区块均开始开展多岩性资源协同开发的研究与试验工作｡

杨兆彪等､孟尚志等基于物理模拟实验与数值模拟方法,在裂缝穿层扩展规律､储层组合模式､排采管柱设备等方面开展了探索工作,但尚未形成岩性､力学性质､压力系统各异的多储层合层压裂可行性评价理论体系和适宜的压裂工艺,因此应继续强化裂缝扩展机理研究、压裂液优选和排采工艺优化工作｡

2.2.3 多元化的压裂液体系

随着对应力更高､孔渗物性更差,压敏和水敏更强的深部煤层气的勘探开发,中国煤层压裂用压裂液正以活性水为主体逐步向多元压裂液方向发展｡目前,煤层压裂作业所采用的压裂液以活性水为主,活性水以其低伤害和低成本的性能促进了浅煤层的有效开发,但高滤失、弱携砂能力和弱造缝能力导致其在高应力深煤层的试用效果不佳:①滤失引起煤粉和黏土颗粒水化膨胀堵塞孔隙,伤害储层渗透率;②高滤失降低了缝内有效净压力从而不利于裂缝扩展;③弱携砂能力使得缝内铺砂浓度低,在高应力的作用下易嵌入和闭合,降低裂缝长期导流能力｡以上现场施工难题促进了低滤失､高携砂能力､易破胶､无残渣的清洁型压裂液体系的研发,如液态气体压裂液､气体泡沫压裂液､清洁压裂液及纳米颗粒复配压裂液等。

N₂､CO₂和气体泡沫压裂液是提高低压､低渗､低能煤层增产改造效果的潜力液体,可有效弱化煤层水敏伤害､降低滤失､促进返排､兼顾环境保护与能源开采,但机理､配套工艺与工具的研究工作仍需深化;此外,基于针对性地缓解高滤失､溶解钙质充填质或降低储层伤害的现场要求,纤维压裂液､缓释酸压裂液､清洁压裂液等也具有很大的发展空间,降低成本､提高低温快速破胶能力,进一步减少储层伤害是该类压裂液未来的研究方向｡

2.2.4 暂堵转向相结合的重复压裂技术

裂缝闭合､喉道堵塞､近井筒污染等导致的裂缝失效问题使煤层气井由初次压裂向重复压裂方向发展,暂堵与转向理论相结合的暂堵转向压裂工艺研究为煤层气井重复压裂技术指出了新的方向｡

暂堵转向技术通过在压裂液中加入暂堵球､化学颗粒､泡沫､聚合物､表面活性剂､纤维等材料实现主裂缝或次级裂缝暂堵,改变暂堵点局部的应力状态,促进裂缝转向形成复杂裂缝网络｡研究发现,威远区块页岩储层采用直径小于1mm的粉末状颗粒或直径为8~12mm的可溶性暂堵球作为暂堵剂;煤层因其塑软特征不适宜使用粒径过小的粉末材料,使用了直径为1~5mm的化学颗粒或5~12mm的球状暂堵材料,黔西矿区采用可溶的化学颗粒实现了多层薄煤储层的高效改造,见气时间由70d缩短至45d,产气速度提高了1倍｡郑庄区块采用绒囊流体作为暂堵材料的实践显示,绒囊与煤层配伍性良好,容易返排｡此外,周拿云针对煤层饱和水､易污染的特征,分析了煤层气井冰晶暂堵压裂的可行性与暂堵效果,虽然未开展现场试验但对煤层暂堵压裂作业提供了新的研究方向｡

暂堵转向技术的增产原理已成为业内共识,水溶性､油溶性､相变型､绒囊型､水膨体等多种暂堵剂被相继研发,但在储层配伍性､暂堵剂稳定性､用量､粒径组合､及时解堵等方面研究仍不完善｡

2.2.5先进高效的钻完井配套设备

先进､高质量的钻完井配套设备是提高钻完井效率､降低综合开发成本､提高作业规范化､改善增产效果的基本保障｡中国新型环保高效的双燃料驱动(或电驱动)､撬装装置､ICV控制阀､RFID滑套､可溶式桥塞､分布式光纤等先进设备的研发目前处于探索､尝试阶段,工具的耐温性､耐压性､远程调控能力､功率和功能与国外相比都存有一定差距,如美国钻机的运移系统能够实现前后左右快速移动,搬迁时间一般为2~3h,而中国的钻机一般只能前后移动,搬迁时间需要1d以上;Halliburton公司的RFID智能全通径滑套工具可实现单井90级以上连续压裂作业,中国还处于研发阶段;中国工厂化压裂施工中仍存在信号中断和压裂车组短时间失控等问题,装备集群控制水平与国外存在明显的差距｡

因此,攻克压裂泵车核心部件(发动机､变速箱､底盘)和五大装备(双燃料驱动､电驱动､橇装装备､智能化设备､连续油管作业配套)的技术瓶颈,提高设备保障能力,实现国产化,在经济有效的区块和条件下对促进煤层气产业发展具有重要的实际意义｡

2.2.6 智能化的数据管理与远程决策系统

近年中国石油天然气集团有限公司十分关注与重视5G时代智慧油气田发展｡决策者们一致认为,基于数字油田,以大数据和物联网科技为依托,构建信息化的技术框架和智能化的决策平台,实现实时监测､实时分析､实时决策的闭环管理系统,能够有效提高施工方案准确性与有效性,保证措施操作的及时性,降低运营成本,提高核心竞争力｡

华北油田“十三五”期间设立专项,旨在开发一套基于数据挖掘理论的智慧排采系统;塔里木油田提出了“物+云+网+端”智慧油气田建设的构想模型,构建了一个立体､多维､大范围的数据交换和共享机制;辽河油田､大庆油田､中联煤层气公司､中石油煤层气公司等均在智慧油气田领域投入了大量的人力和物力资源｡

推动油田由数字化向智能化跨越需要一个过程,油气行业的智能化建设刚刚起步,尚未实现完整意义上的高效信息自动处理和自动反馈功能的闭环系统｡

(1)历经近50年的研究与探索,煤层气行业从完井技术､压裂配套工具､压裂液体系与气井管理方法4个方面取得了突出的进展:①气井完井技术由裸眼洞穴完井､直井/水平井多级压裂到羽状分支水平井完井技术,逐步强化了井筒与储层间的连接;②压裂配套工具逐步趋向于全通径､无限级､一体化､智能化､定点控制､低成本､更高效的方向发展,研发了溶解率为99.5%生物降解型桥塞､全通径的RFID智能滑套与纳米材料的封隔器;③压裂液围绕“低成本､低含水､高黏度､低温破胶､无残渣､可回收”的发展方向,主体形成了活性水､气体/气体泡沫压裂液､清洁压裂液及复配型压裂液体系;④智能完井系统通过实时“监听”井下动态,反馈声音､应力､温度等数据,实现了采集/传输实时化､生产指挥可视化､分析决策科学化､生产流程自动化､专家监控远程化｡

(2)中国煤层气产业正处于规模化开发初级阶段,发展潜力与挑战并存,亟需解决裂缝非线性动态扩展机理､地应力场反演与重定向理论､压裂液的流变调控机理､支撑剂空间运移与沉降机理､压裂施工曲线诊断分析和微地震监测数据噪声甄别6个科学问题｡

(3)强化工厂化钻完井模式､多元化压裂液体系､多岩性协同开发的合层压裂技术､暂堵转向相结合的重复压裂技术､先进高效的钻完井配套设备和智能化的数据管理与远程决策系统6个方面的技术攻关,有效促进煤层气产业的智能化､一体化､配套化､经济化和持续化发展｡