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地质与测量
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我国煤层气资源丰富，主要在埋深2 000 m以浅的煤层气面积约为41.5×104 km2，资源量与常规天然气相当[1-4]。我国煤层气藏具有低压、低渗、低饱和与非均质性强等特点[5]。采用压裂工艺是煤层气工业开采的必要措施。据相关资料统计表明，国内煤层气开发方式主要是以直井和定向丛式井为主。煤层气井90%以上采用了水力压裂的增产措施[6-7]。
通常煤层气开发经历降压—解吸—扩散—渗流4个过程[8]，如何提高煤层气储层的渗透率、扩大解吸体积，提高煤层气井单井产量是煤层气低成本开发的关键。相比压后形成单一的双翼裂缝而言，压后能在煤储层内形成有效支撑的网状裂缝是储层扩大解吸体积的关键工艺措施。形成网状裂缝的主要因素有天然裂缝的发育情况、水平应力差、压裂施工参数(主要包括压裂液黏度、施工排量、施工液体规模和射孔方向)和压裂施工工艺等相关[9-11]。但是对于页岩气井网状裂缝压裂的研究较多。煤储层本身具有泊松比大、杨氏模量小、面割理和端割理较为发育等自身的特点，相对来说对煤储层缝网压裂研究还有所欠缺。为了能够直观地认识网状裂缝与压裂工艺之间的关系，可通过压裂监测以及裂缝形态评价技术。在不同压裂工艺参数下，实施裂缝监测技术，可发现形成网状裂缝的必要压裂工艺参数。但目前，煤层压裂裂缝监测工艺不能准确显示裂缝在不同时刻推进发展的情况，以及在不同裂缝方位发育的时间顺序问题。现阶段国内外压裂裂缝监测技术主要有井间电位监测技术和微地震技术等。但微地震监测技术主要是煤岩在应力作用下发生破坏，并产生微震和声波，通过邻井多组检波器并实时采集数据。因此，采集的数据点发散，不能较好地发现裂缝发育的趋势且分析得出裂缝数据偏大。而井间电位监测技术精度较低，不能实时显示裂缝的变化趋势，也就不能有效捕捉到网状裂缝发展的施工参数。
笔者根据目前存在的问题，在煤层气井压裂中应用稳定电场压裂裂缝监测技术，实时监测裂缝形态发生的变化，认识裂缝形态与工艺之间的关系。现场试验效果良好，从而为煤层气压裂裂缝监测提供了一种新的压裂裂缝检测技术。
中石油煤层气公司煤层气压裂区块主要集中在保德区块、韩城区块和大宁-吉县区块。煤层气井投产基本上都需要压裂改造。到目前为止已累计完成压裂井2 000多口井，4 000多层。总结中石油煤层气3个区块压裂工艺，前期共经历了4个压裂改造阶段即形成低伤害、高导流裂缝阶段；形成复杂缝网阶段；利用煤层顶板造长缝，裂缝延伸至煤层阶段；减少压裂对煤体破坏，造简单缝阶段。压裂工艺主要经历了活性水填砂分层，较大排量中等规模活性水压裂；大排量、大规模活性水压裂；较大排量、中等规模复合压裂液压裂；较小排量和规模的定向压裂和定向跨层压裂。这些工艺在不同的区块有不同的压裂效果。
通常认为大排量大规模压裂将形成体积裂缝即网状裂缝[8]。但通过3个区块的压裂效果比较，只有在保德区块煤层气平均单井产量超过2 000 m3/d，其余区块产气量低，没有达到理想产量。现分析认为其余区块并没有有效的形成网状裂缝。目前缝网压裂存在的关键问题表现在以下。
图1 压裂后支撑剂填充区域
Fig.1 Prop pant filling area after fracturing
1)压裂工艺：煤储层杨氏模量普遍偏低，泊松比大，且随着煤发育程度的不同，不同地区煤储层杨氏模量差异也较大。在这些天然条件下，采用活性水大排量、大规模压裂工艺不一定形成复杂的网状裂缝。可能相反，形成将裂缝长度短，宽裂缝，影响煤层气解吸面积，导致压裂效果不明显。区块内某井如图1所示，活性水压裂后挖开巷道支撑剂主要堆积在近井筒附近8 m的范围内，有效支撑裂缝只有30 m，缝高失控，超20 m，突破顶板。采用活性水大排量压裂，近井多裂缝较发育，但近井支撑剂堆积严重，支撑缝长度较短。煤层气储层温度低：常规压裂液不容易在此温度下破胶，造成对煤储层伤害。
2)地应力条件：煤储层上下隔层应力差小，两向水平应力差变化大，压裂过程出现缝高失控、窜层等问题突出，导致低产井比例高。煤层与顶底板应力差普遍小于5.0 MPa，而煤层压裂施工压力波动大，导致裂缝延伸高度过大，裂缝长度较短，支撑剂大量堆积在近井筒地带，压后所形成的有效支撑裂缝长度短，在压后排采中形成压降漏斗小，且容易压窜层，导致压后大量出水。
针对上述问题，结合区块内煤层气储层的特点，从压裂液体、压裂工艺和压裂施工参数3个方面开展试验。在试验过程中结合稳定电场裂缝监测测试技术，在实施过程中调整施工参数，以达到形成网状裂缝的条件。结合前期研究和压裂存在的问题，提出煤层气缝网压裂的主控因素主要有：
1)岩石力学条件：储层的岩石力学参数对储层渗透性以及压裂效果都具有重要的作用[12-15]。地应力条件主要包括最大和最小水平主应力、上覆岩石压力、储层隔层应力差、岩石抗压强度、杨氏模量和泊松比等。这些地应力条件将影响裂缝的形态和裂缝走向，现引入水平主应力差系数Kh，该参数对裂缝形态影响较为敏感[16-17]。
Kh=(σH-σh)/σh
(1)
式中：σH为最大水平主应力，MPa；σh为最小水平主应力，MPa。
2)压裂液：研发新型煤层气专用超低温低浓度胍胶压裂液体。提高造缝效率和携砂能力，可降低施工排量，减小地层施工净压力，防止缝高失控造成窜层。与常规胍胶压裂液相比，低浓度胍胶所需的胍胶粉浓度更低，抗剪切能力更强，低温破胶更彻底(20～120 ℃)，可最小化对储层的伤害。
3)压裂施工参数：主要从施工排量，施工液体规模和施工限压来控制裂缝形态。
稳定电场裂缝监测技术可确定煤层气井压裂裂缝的发育方向、长度和网状裂缝的宽度等，监测数据结果能对压裂裂缝效果进行分析和评价，为下一步制定开发方案提供科学依据。
稳定电场裂缝监测技术原理：当对良导体(与围岩电阻率差200倍)充电时，导体内不产生电位降，实际施工中井筒和注入液与围岩电阻率相差10 000倍以上，充电时它们的电位处处相等；测试地面一点和井筒间的电位差，由于井口电压等于注入液前端电压，测试数据就相当于地面与注入液前端电位差[18-20]。
在压裂施工中，进入地层的压裂液体相当于导体，将施工前后的地面电位随施工时间变化数据进行处理，就可以解释裂缝的走向和裂缝在平面上的形态。其原理为：煤层气井压裂施工中，通常所用的主要是活性水压裂液、清洁压裂液和胍胶压裂液等液体，这些液体相对于地层为一个优良导电体，即液体电阻率与煤层等其他岩石介质的电阻率差异较大。通过利用压裂施工井的套管向地层供以持续的、稳定的电流。压裂井套管与压裂施工中形成的裂缝(裂缝充满压裂液)为等电位体，由于压裂液的注入使得原电场的分布形态发生变化，即大部分电流集中到电阻较低的地带，导致地面的电流密度减小，即地面的电位也会发生较大的改变。在实施的压裂井周围环形布置多组测电位点，并采用高精度的电位观察系统，实时监测压裂施工过程中地面电位变化，并通过后期的数据处理，就可达到实时解释压裂裂缝延伸方位，延伸长度、裂缝的整体形态以及裂缝覆盖的面积等有关参数。
金试3向1井位于石楼北区块山西省吕梁市中阳县，构造位置为鄂尔多斯盆地东部晋西挠褶带中缘。其目的煤层是二叠系山西组3煤、4煤，石炭系太原组8煤和9煤。煤体结构为碎粒煤，镜煤中裂隙极发育，垂直水平层理，裂隙密度每5 cm为18条，长度为1～5 cm。裂隙中未见充填物，连通性较好。通过金试3向1井测井资料处理分析，并结合压降测试数据，得到了该井目的煤层的岩石力学参数，最大主应力方向北东45°。
金试3向1井采用一趟管柱压裂3层工艺，压裂层位为9煤、8煤和3+4煤。采用新型超低温低浓度胍胶压裂液。压裂工艺施工参数如下：9煤压裂施工总液量199.1 m3，平均砂比20%，总砂量22.6 m3，施工排量1.5 m3/min，前置液阶段施工压力23～18 MPa，携砂液阶段施工压力18～20 MPa;8煤压裂施工总液量199.5 m3，平均砂比20.5%，总砂量24.4 m3，施工排量1.4 m3/min，前置液阶段施工压力17～24 MPa，携砂液阶段施工压力15～17 MPa;3+4煤压裂施工总液量335.9 m3，平均砂比20%，总砂量39.9 m3，排量1.5 m3/min，前置液阶段施工压力19～14 MPa，携砂液阶段压力12～14 MPa。
表1 金试3向1井煤层岩石力学参数
Table 1 Rock mechanics parameters of coal seam in Jinshi 3 to 1 well
煤层泊松比杨氏模量/MPa最大主应力/MPa最小主应力/MPa最大、最小主应力差/MPa应力差系数隔层应力差/MPa30.35634214.411.72.70.232.8～2.240.29722314.611.72.90.252.2～2.380.35557016.212.73.50.280.7～2.690.35559216.413.13.10.242.5～3.4
9煤层压裂裂缝监测自2018年7月15日9:39:24开始在150°方向形成主裂缝，该裂缝为单裂缝，缝长随压裂时间不断增加，在10:40:07时裂缝长度达到最长，经计算长度为51.3 m，随后此主裂缝不再发育；随着压裂不断进行，在0°～105°方向、200°～332°方向形成区域裂缝，11:30:42区域裂缝在15°、94°、225°、315°方向达到峰值。裂缝发育情况和测试曲线如图2所示。
图2 9煤裂缝发育示意
Fig.2 Fracture development map of No.9 coal seam
8煤压裂裂缝监测自2018年7月15日11：36：25开始，11：51：08开始在150°和225°两个方向形成主裂缝，且裂缝为单裂缝，缝长随压裂时间不断增加，在12：39：46时150°方向裂缝长度达到峰值，经计算长度为49.4 m，随后此主裂缝不再发育，而225°方向裂缝继续发育；12：04：23时在0°～105°方向、250°～332°方向形成区域裂缝，13：56：42区域裂缝在15°、94°、300°方向达到峰值，裂缝长度分别为39.1、39.5、42.1 m，225°方向裂缝发育中止，裂缝长度32.5 m。裂缝发育情况及测试曲线如图3所示。
图3 8号煤层裂缝发育示意
Fig.3 Fracture development map of No.8 coal seam
3+4煤压裂裂缝监测自2018年7月15日14：18：01开始，15：11：01开始在150°方向形成主裂缝，该裂缝为单裂缝。15：40：54在225°方向形成第2条单裂缝。同时，在0°～105°方向和240°～332°方向形成区域裂缝，缝长随压裂时间不断增加，在17：22：31时裂缝长度达到峰值，经计算150°和225°方向单裂缝长度分别为82、27 m；0°～105°方向和240°～332°方向区域裂缝长度分别为31.7、35.1 m。裂缝发育情况和测试曲线如图4所示。
图4 3+4号煤层裂缝发育示意
Fig.4 Fracture development map of No.3+4 coal seam
监测曲线和压裂监测曲线相反，也是主要在150°方向上排液，其他区域方向排液也与压裂时方向基本一致，测试曲线如图5所示。
图5 压裂液返排测试曲线
Fig.5 Test curves of fracturing fluid flow back
在韩城区块韩3-1-003A向1井应用与金试3向1井相同压裂工艺和施工参数条件，裂缝监测分析显示压裂开始在125°和165°方向形成主裂缝，2条裂缝均为单裂缝；缝长随压裂时间不断增加，在前置液末期时裂缝长度达到最长，经计算长度分别为143.8、50.2 m，随后此主裂缝不再发育。裂缝发育如图6所示。
对比了岩石力学参数数据，发现应力差系数较金试3向1井偏大。该数据导致压裂实施过程中，形成了单一裂缝形态。
图6 11煤裂缝发育示意
Fig.6 Fracture development of No.11 coal seam
表2 韩3-1-003A向1井岩石力学参数
Table 2 Rock mechanics parameters of coal seam in Well Han 3-1-003A Xiang 1
煤层泊松比杨氏模量/MPa最大主应力/MPa最小主应力/MPa最大、最小主应力差/MPa应力差系数隔层应力差/MPa110.32720018.912.96.00.472.2～5.0
煤层气压裂需要有效控制裂缝高度，实现面积网状裂缝，在近井筒区域形成一定的裂缝导流能力。网状裂缝可扩大解吸体积。通过压裂试验，可得到以下结论：
1)通过稳定电场的裂缝监测，可以认为在天然裂缝较为发育的条件下，用高黏度胍胶液体，小排量施工可以形成网状裂缝。在鄂尔多斯盆地东缘北部，主力煤层最大和最小水平主应力差为2.0～3.0 MPa，煤层的弹性模量在7～8 GPa，机械强度高。尤其保德区块，最大最小水平主应力差与金试3向1井具有相似性。可以认为在此区域内也具有形成网状裂缝的必要条件。
2)返排监测得出，返排流体方向和压裂监测裂缝延伸方向相一致。压裂液返排以及煤层压后排采水可认为是沿着裂缝方向向井筒流动。
3)通过对超低温低浓度胍胶压裂液结合金试3向1井裂缝监测，前置液阶段裂缝长度一般延伸到最长。根据压裂施工规模和监测结果，9煤和8煤前置液80方胍胶液造缝可达80 m，3+4煤的前置液采用130方高黏度胍胶压裂液液造缝可达100 m。当区块地质条件与金试3向1井具有一定的相似性时，该工艺可以用来指导压裂液规模和施工排量的优化。
4)应力差系数是裂缝形态关键因素之一，可认为系数小于0.3时，应用此工艺可具备形成网状裂缝的条件。若大于0.3时，可采用复合压裂液体系(前置液为活性水压裂液，携砂液为超低温低浓度胍胶压裂液)，应用低黏液体造网状裂缝，高黏液体携砂并支撑裂缝。活性水排量设定需要根据隔层应力差大小确定，控制压裂缝高，防止压窜层。一般建议施工排量为4.0～6.0 m3/min。
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