Optimization and application of sand bailing technology for coalbed methane horizontal wells
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摘要:目的和方法
煤层气水平井生产面临完井管柱沉砂堆积、管壁结垢和卡泵等问题，导致煤层气产量下降或停产，严重制约了煤层气连续稳定生产，机械捞砂方式清除井筒内煤粉和沉砂，是恢复和提高水平井煤层气产量的有效工艺技术。针对煤层气水平井机械捞砂管柱密封性差、捞砂效率低和沉砂固结等难题，优化设计并加工了爪式刮板笔尖、破砂钻头、偏心翻板和机械式旋转工具等。基于水平井机械式捞砂泵原理，将水力附加轴向力引入管柱力学模型建立了管柱−水力耦合力学模型，提出了水平井捞砂作业参数优化方法，通过工程实例分析捞砂泵单冲程往复周期对储砂管内流体流动速度和煤粉运移能力影响、翻板吸入口开放度对水力附加轴向力影响，对比分析管柱–水力耦合力学模型与常规力学模型计算管柱轴向力结果。
结果和结论结果表明：(1) 爪式刮板笔尖通过结构优化提高了水平井管底沉砂破除效率，机械式旋转工具配合破砂钻头和卡簧结构解决了管壁固结沉砂破除难题，偏心翻板与球式单流阀增加了固–液两相流通过面积和密封性。(2) ø110 mm捞砂泵在单冲程往复周期60 s条件下，可运移颗粒直径不超过2.5 mm煤屑，含有少量粒径3~12 mm煤屑，能够有效运移水平井筒内堆积煤粉颗粒至储砂管内部；捞砂泵上行、下行工况下管柱轴向力比常规起下钻分别增加906.94 N、减小37.41 N，提高了捞砂作业管柱受力计算准确性。(3) 优化后的捞砂工具和工艺技术在沁水盆地10口水平井进行现场应用，单井捞砂量和单次捞砂量分别提高1.5倍、0.9倍，日均产气量和日均产水量分别增加
1483.7 、2.18 m3，为煤层气水平井高产稳产提供技术支撑，适用于中浅埋深煤层筛管完井和套管射孔完井的水平井及大斜度井，对推动煤层气高效开发具有重要实际意义。Abstract:Objective and MethodsCoalbed methane (CBM) horizontal wells face challenges such as sand accumulation in completion strings, pipe wall scaling, and pump sticking, leading to declined CBM production or shutdown of these wells. This severely restricts continuous, stable CBM production. Removing pulverized coals and sands from wellbores through mechanical sand bailing is recognized as an effective technique to restore and improve the CBM production of horizontal wells. To address challenges such as poor string sealing performance, low efficiency, and sand consolidation in mechanical sand bailing, this study created optimized tools including claw-shaped scraper tips, sand-breaking drill bits, eccentric flaps, and mechanical rotating tools. By introducing hydraulic additional axial force into the mechanical model of the sand bailing string based on the working principle of pumps for mechanical sand bailing in horizontal wells, this study established a string-hydraulic coupling mechanical model. Accordingly, this study proposed a method for optimizing sand bailing operation parameters. Through engineering application, this study analyzed the impacts of the single-stroke reciprocating cycle of the sand bailing pump on the fluid flow velocity in sand storage pipes and pulverized coal migration, as well as the impact of the opening degree of the flap’s suction port on hydraulic additional axial force. Additionally, this study compared and analyzed the axial forces calculated using the string- hydraulic coupling model and a conventional mechanical model.
Results and ConclusionsThe results indicate that claw-shaped scraper tips improve sand-breaking efficiency at the horizontal well bottom through structural optimization. The mechanical rotating tool, combined with sand-breaking drill bits and clip springs, effectively addresses the challenge of consolidated sand removal. Furthermore, the eccentric flap and ball-type check valve enhance the area of solid-liquid phases flowing through the flap and the string sealing performance. Under a single-stroke reciprocating cycle of 60 s, the ø110-mm sand bailing pump can transport coal debris with particles diameters ≤ 2.5 mm and a small quantity of coal debris with particle sizes ranging from 3 mm to 12 mm, thus effectively transporting pulverized coals accumulating within wellbores into sand storage pipes. Compared to the conventional tripping, the axial forces of the sand bailing string increased by 906.94 N and decreased by 37.41 N, respectively under upward/downward conditions of the sand bailing pump, suggesting improved calculation accuracy of forces applied to the string. Field applications to 10 horizontal wells in the Qinshui Basin demonstrated that optimized tools and technologies increased single-well and per-operation sand bailing volumes by 1.5 times and 0.9 times, respectively, with the gas and water production rising by 1 483.7 m³/d and 2.18 m³/d, respectively. The optimized tools and technologies provide technical support for stable high-yield CBM horizontal wells. They apply to horizontal and highly deviated wells with screen or perforated casing completions in coal seams at medium-to-shallow depths, holding great practical significance for efficient CBM exploitation.
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我国煤层气资源丰富，埋深在2 000 m以浅的煤层气资源超30×1012 m3，目前已建成了沁水盆地南部和鄂尔多斯盆地东缘两大煤层气产业基地，并且实现规模经济开发[1-6]。其中，鄂尔多斯盆地东缘大宁–吉县区块是国内外首个进行深部煤层气勘探开发和系统攻关的区块[7]，该区块煤层气开发取得的突破提振了深部煤层气开发的信心。
自2019年以来，大宁–吉县区块深部煤层气勘探开发经历了勘探评价和开发先导试验两个阶段[8]。(1) 勘探评价阶段(2019—2022年)。受传统观念的影响，前期将2 000 m以深煤层主要作为烃源岩进行研究；随着致密气规模开发，发现深部5号煤和8号煤具有广泛发育、气测异常活跃的特点，峰值普遍超过80%，反映出深部煤层气具有一定资源规模，具备资源勘探评价的资源潜力。2019年首口试验井DJ3-7向2井，采用常规酸压工艺，投产后呈现出“投产即见气、上产速度快”的特征，日产气量快速上升到5 791 m3，该井拉开了深部煤层气勘探开发序幕[9]。2020—2021年，优选区块中北部的有利区进行精细评价，利用18口井开展试采，日产气3 000~8 000 m3，提交国内首个埋深超2 000 m的深部煤层气探明地质储量1 121亿 m3。2022年对大吉区块埋深大于2 000 m的区域开展系统的整体评价，在河东南部DJ52井区、河西延川井区和宜川井区等地区开展试采评价，采用大规模体积压裂工艺，河东河西43口投产井见气率100%，日产气量在2 300~19 200 m3，单井平均日产气量7 600 m3。(2) 开发先导试验阶段(2021年至今)。在勘探评价和增储取得突破的基础上，2021—2022年陆续在千亿方储量区优选北部先导试验区和南部先导扩大试验区开展规模试验工作，建设产能3.8×108 m3。北部试验区首口采用大规模压裂的水平井−JS6-7平01井，2021年12月投产，初期日产气量超过10×104 m3，年累产气1 986×104 m3，平均日产气量6.0×104 m3，该井的成功标志着深部煤层气先导试采试验获得重大突破[10-11]。先导试验目前已投产13口大规模压裂水平井，初期产量在(8.6~16.3)×104 m3/d，平均日产超10×104 m3，效果显著。
随着大规模体积压裂技术的进步，深部煤层气改造效果日益提升，初步实现了深部煤层气的效益开发。现场实践表明，压裂后单井日产气量差异显著，裂缝监测结果也显示多数水平井压裂缝网形态存在未改造或裂缝重合区域，井控范围内的资源不能充分动用导致资源的浪费和压裂成本的提升，深部煤层缝网扩展规律仍然认识不清，仅凭以往现场经验难以实现资源的充分动用和高效开发[12]。因此，笔者基于大宁–吉县区块深部煤层气产业开发现状，剖析深部煤层气水平井缝网压裂技术问题，明确深部煤层气水平井缝网扩展机理，优化缝网压裂工艺，在此基础上提出深部煤层气水平井多轮次转向缝网弥合压裂技术，以期更好地推动我国深部煤层气开发产业快速、高效发展。
1 深部煤储层地质工程条件及挑战
1.1 地质工程条件
大宁–吉县区块位于鄂尔多斯盆地晋西挠褶带的伊陕斜坡，区块内深部煤层气勘探开发主要目的层为太原组8号煤和山西组5号煤，目前8号煤为主要勘探开发层系，其厚度5.9~11.4 m，含气量18~27 m3/t，资源丰度平均可达2.93×108 m3/km2，与中浅煤层气储层特征相比(表1)，深部煤层气具有“高压力、高温度、高含气量、高饱和度、高游离气量”的五高赋存特征[13]，脆性指数较高，可压性好。
表 1 中浅部与深部煤层气储层特征对比Table 1. Comparison of characteristics of middle-to-shallow and deep coalbed methane reservoirs名称 平均地层
压力/MPa孔隙率/% 渗透
率/10−3 µm2弹性模
量/GPa泊松比 脆性指数/% 温度/℃ 含气
量/(m3·t−1)含气饱和度/% 中浅部煤层气 7.9 3.98 0.27 1.50~2.70 0.27~0.33 10~25 30.5~51.2 12.0 64.0 深部煤层气 20.0 3.55 0.02 0.75~1.30 0.22~0.28 35~46 61.3~73.4 24.3 93.6 大宁–吉县区块深部煤层具有以下地质特征[14-18]：(1) 深8号煤最大水平地应力为45.0~50.0 MPa，最小水平地应力为42.6~45.8 MPa，水平两向应力差较小(2.4~4.2 MPa)、在小范围内地应力场剧烈变化，在低水平应力差下更容易产生应力反转，裂缝形成更为复杂，压裂改造体积更大，具备形成大范围细密缝网条件。(2) 深部8号煤心观察显示，面割理密度为6~10条/5 cm，端割理密度为7~15条/5 cm；全直径CT扫描结果，割理宽度0.81~2.41 mm，平均1.4 mm，总裂缝率平均5.1%；微米CT扫描结果，微裂隙主要为2~5 μm，煤割理较为发育，区块内天然裂缝发育，利于形成压裂缝网。(3) 深部煤层以原生结构为主，脆性指数较高，机械强度是中浅部煤层的2倍，具备较好的人工裂缝延伸条件。(4) 深部8号煤顶板发育2 ~ 4套灰岩，直接顶板灰岩厚度5~14 m，底板发育泥岩，直接底板泥岩厚度4~15 m；取心和测井解释成果表明，8号煤顶板灰岩段，裂隙不发育，物性差，含水性差，气测无异常，为致密层，是良好的封盖层。深部8号煤与顶底板应力差较高(7~18 MPa)，高应力差压裂裂缝主要在煤层中扩展，有利于通过大规模压裂来提高储层改造效果。
1.2 配套工艺措施
2019—2020年采用常规改造工艺与酸压试验结合的方式，受限于酸压工艺造缝效率低，施工压力波动大，加砂困难，2口水平井初期日产气(0.50~1.10)×104 m3，直丛井平均日产气量0.20×104 m3；2021年，总结分析前期压裂改造不充分的深层次原因，实现压裂观念由基质酸压向体积压裂、由压得开向压得碎、由多造缝向多造有效稳定缝的三大转变。通过提高砂比、超大规模加砂、造超密体积缝网、支撑效果，初步形成了适合深部煤层气的大规模体积压裂工艺技术。
在压裂液方面：由清洁液和胍胶转变为低伤害的变黏滑溜水体系，在前置液阶段采用高低黏滑水交错脉冲注入工艺，低黏滑溜水有利于缝网复杂程度的提升，高黏滑溜水有利于割理、裂隙发育的弹塑性深部煤储层复杂缝网进一步保持及扩展[19-20]。
在工艺参数方面：前期探索阶段以体积酸压工艺为主，施工排量5~10 m3/min，单井平均加砂量29 m3，在深化认识工艺参数对产气效果影响的基础上，对工艺参数进行系统优化。平均排量由8 m3/min提升20 m3/min，在目前Q125等级套管完井和优质固井质量条件下，排量最高可达22 m3/min，进一步增加缝网体积及复杂程度，同时通过排量和中高黏滑溜水的双重作用，可进一步提高裂缝宽度与平均缝内支撑剂浓度。监测及模拟结果均显示，提高排量裂缝高度可以被很好地控制，排量越高裂缝越长，但导流能力降低，因此，高排量下需匹配更大的加砂量，目前单井/段加砂规模400~600 m3，水平井加砂强度最高提升至9.3 t/m；砂量逐步提高时，支撑剂也逐步向更小粒径调整，从而实现对多尺度和远端缝网的有效支撑，主体以60~105、105~210、150~300 μm三种类型支撑剂为主，其中60~105 μm的砂比平均达到70%以上。
先导试验初期大规模压裂水平井最高日产气量10.10×104 m3，直丛井5口，平均日产气量0.53×104 m3，较初期体积酸压阶段环比提升165%；2022年至今采用的超大规模压裂，首先在直丛井上开展试验，进行了43口致密气老井压裂试验，排量、砂量逐步优化提高，支撑剂逐步向更小粒径调整，水平井日均产气量超过10.00×104 m3，直丛井平均日产气量0.75×104 m3，环比提升41.5%。根据直丛井加砂强度、加砂强度与产气效果之间关系(图1)可以看出，强化加砂规模后，日产气量由5 000 m3增长至20 000 m3，提升了近3倍，工艺适应性较好，满足深部煤层气高效改造和效益开发的需求。
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图 1 直丛井泵注参数与产量关系Figure 1. Relationships between the pumping parameters and production of vertical cluster wells1.3 面临的挑战
传统水力压裂力学理论认为，压裂液泵入地层后，裂缝开度和裂缝前端的流体压力与应力强度因子不断增加，当应力强度因子超过岩石断裂韧性时，裂缝将向前扩展，水力裂缝方向为垂直于水平最小地应力方向[21]。深部煤层割理、裂隙较为发育，并且由于构造运动产生的局部微小正向构造、负向构造和煤层自身的塑性特征导致局部的应力大小发生改变，构造运动、地层倾角、曲率以及各向异性等因素也将对裂缝扩展产生不同程度的影响[22]，压裂裂缝可能沿任意方向延伸，形成复杂缝网。而深部煤层极低的渗透率和较小的孔隙率意味着深部煤层气的开发必须依赖有效的储层改造措施，不同于常规储层改造需求，通过实践也进一步表明深部煤层只有形成有效的水力裂缝才能达到资源控制和采出的需求，从而达到工业开采的要求[23]。
随着地质工程认识的深入，深部煤层气由最初借鉴致密气、中浅部煤层气的常规压裂模式逐渐向页岩气体积压裂模式转变，最终发展形成“人造气藏”大规模体积压裂模式。大规模体积压裂虽解决了产气效果的问题，但是深部煤层地质构造复杂并且煤的割理裂隙较发育，在超大规模体积压裂中，大排量更易使水力裂缝沟通煤储层的割理、裂隙而形成复杂缝网[24]，理想缝网形态如图2a所示，各簇裂缝开启程度相当，缝网接近叠合，达到弥合的状态，此时压裂液效率最高，储层改造体积最大；然而，现场应用发现，多数井压裂缝网形态如图2b所示，存在未改造或裂缝重合区域，导致资源浪费或过度改造，所形成的缝网体系并不能完全满足井网部署需求。
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图 2 欠改造缝网与理想改造缝网Figure 2. Schematic diagrams showing understimulated and ideally stimulated fracture networks深部煤层地质非均质性强，现有开发工程技术尚不能完全适应地质特征变化，以形成长距离有效支撑、高导流能力、段间及井间缝网有效弥合的人工裂缝作为目标，即达到匹配井网的缝网形态才能达到“人造气藏”的改造要求，而能否高效动用深部煤层气关键在于工程改造的适配性[25]，如何优化适用于深部煤层有效改造为核心的压裂设计和工程工艺是需要解决的难题。
2 水力裂缝扩展规律
通过现场工程施工发现，在相似液体体系、射孔工艺、射孔段长、施工排量、施工规模条件下，水平井段各井底压力差异显著，裂缝形态呈现非均匀特征，缝网未达到弥合状态；通过对裂缝形态分析、构造形态与施工压力关系、施工压力与产气效果分析也进一步验证了微应力场是影响裂缝扩展的主要影响因素[26]。按照地质工程一体化思路，亟需进一步构建深部煤储层微应力场计算方法，为压裂工艺的优化提供支撑。
2.1 裂缝监测结果分析
通过对实际的裂缝监测结果和微构造参数进行分析，缝网扩展除排量、液量、层间应力差、岩石力学参数等因素影响外，还与微构造带来的地应力场变化有关。以JS14-7P04井为例，压裂施工11段，各段工艺参数设计基本一致，射孔长度4 m，施工排量21 m3/min，加砂强度6.0 t/m，百目砂占比70%。11段井底施工压力47.3~55.2 MPa，井底最大施工压力差7.9 MPa，施工压力表现出明显的差异特征(表2)。结合裂缝扩展特征及形态分析，对井底施工压力和井筒处地层倾角相关性进行分析，如图3所示，地层倾角与施工压力有明显的相关性，初步判断受地层微构造影响，导致局部微应力场发生变化，裂缝扩展过程中受应力变化影响，裂缝易于向低应力区扩展。
表 2 JS14-7P04井各段裂缝长度监测结果Table 2. Monitoring results of fracture lengths in various fracturing stages of well JS14-7P04段号 东侧裂缝
长度/m西侧裂缝
长度/m缝网
宽度/m总裂缝
长度/m两侧裂缝
长度差异/m西侧地层
倾角东侧地层
倾角/(°)两侧地层
倾角差异/(°)西侧地层
曲率东侧地层
曲率井底施工
压力/MPa2 180 240 150 420 60 0.56 0.76 0.2 0.000 11 −0.000 03 50.6 3 210 230 190 440 20 0.65 0.44 0.2 0.000 09 −0.000 04 51.4 4 170 270 230 440 100 0.87 0.23 0.6 0.000 01 0.000 07 55.0 5 170 290 170 460 120 1.00 0.38 0.6 0.000 06 0.000 01 53.7 6 130 260 200 390 130 1.24 0.63 0.6 0.000 01 0.000 01 57.5 7 170 240 230 410 70 0.94 0.74 0.2 −0.000 16 0.000 13 55.2 8 180 290 240 470 110 0.97 0.83 0.1 −0.000 14 0.000 12 55.5 9 190 206 180 396 16 0.61 0.61 0 0.000 11 0.000 03 54.7 10 140 220 220 360 80 1.57 0.91 0.7 0.000 16 0.000 05 57.9 11 160 240 230 400 80 1.39 0.79 0.6 −0.000 05 −0.000 07 59.5 ![]()
图 3 JS14-7P04井井底施工压力与地层倾角关系Figure 3. Relationship between the bottomhole treating pressure and formation dip angle at well JS14-7P04由图4可知，整体上地层曲率、地层倾角与压裂裂缝长度呈负相关关系，而曲率与裂缝长度相关性并不明显。
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图 4 JS14-7P04井裂缝长度与地层参数关系Figure 4. Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04基于现场施工经验，将井筒两侧地层倾角之差的绝对值高于或低于0.6°作为评价指标，探究裂缝长度与地层倾角及曲率的相关性。如图5a所示，井筒两侧地层倾角之差的绝对值高于0.6°时，压裂裂缝长度与地层倾角负相关性更高(与图4a对比)；而地层倾角小于0.6°时，如图5b所示，地层曲率与地层倾角负相关性更高(与图4b对比)。结果表明，压裂缝网延伸方向受局部微应力场控制，应力较为松弛井段裂缝长度、裂缝宽度整体高于应力较为集中井段，结合地应力与构造变形关系初步分析，在推测压裂缝网延伸形态时，优先考虑井筒两侧倾角差异，在两侧倾角差异<0.6°时综合考虑地层曲率。
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图 5 JS14-7P04井裂缝长度与地层参数关系(考虑地层倾角差异)Figure 5. Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04 (considering the differences in dip angles of the strata)2.2 生产动态表征
依据地层倾角与裂缝形态和施工压力分析结果，明确了高应力区裂缝扩展受限，可能会导致产气效果有显著差异，为此对本区块前期开展示踪剂监测的JS12-7AP02井进行分析验证。JS12-7AP02井采用与JS14-7P04井相同工艺参数，依据井底施工压力和示踪剂监测1个月数据，对各段累计产气量贡献率进行分析，已压裂9段的施工压力在37.4~58.8 MPa，各段累计产气量贡献率在5.5%~24.2%，各段累产气量差异显著，如图6a所示，井底施工压力与累产量贡献率呈现明显负相关性，去掉最低井底施工压力37.4 MPa数据点(最高贡献率)，剩余8段井底施工压力在53.5~58.8 MPa，各段累计产气量贡献率在5.5%~18.8%，井底施工压力与累计产气量贡献率仍呈现明显的负相关性，如图6b所示。分析结果表明，高施工压力段产量贡献较低，与上述分析高倾角、高施工压力、低裂缝长度结果一致，进一步说明微应力场对裂缝扩展起到至关重要的影响。
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图 6 井底施工压力与累计产量贡献率关系Figure 6. Relationships between bottomhole pressure and contribution rates to cumulative gas production2.3 地应力计算
为进一步认识应力场对裂缝扩展的影响，综合考虑岩石力学参数、地层倾角、曲率等因素构建微应力场计算方法。目前地应力计算模型如组合弹簧模型[27]、修正的葛氏模型[28]等考虑了宏观构造应力的影响，引入了最大、最小水平主应力方向上的构造应力系数，通过弹性模量、泊松比等参数来计算水平最大、最小主应力。
组合弹簧模型：
$$ {\sigma _{\text{h}}} = \frac{\mu }{{1 - \mu }}({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}}) + \frac{{E{L_{{{\dot {\mathrm{h}}}}}}}}{{1 - {\mu ^2}}} + \frac{{\mu E{L_{{\text{H}}}}}}{{1 - {\mu ^2}}} + {\alpha p_{\text{o}}} $$ (1) $$ {\sigma _{\text{H}}} = \frac{\mu }{{1 - \mu }}({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}}) + \frac{{E{L_{\text{H}}}}}{{1 - {\mu ^2}}} + \frac{{\mu E{L_{{{\mathrm{h}}}}}}}{{1 - {\mu ^2}}} + \alpha {p_{\text{o}}} $$ (2) 修正的葛氏模型：
$$ {\sigma _{\text{h}}} = \frac{\mu }{{1 - \mu }}({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}}) + {L_{\text{h}}}\frac{{E({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}})}}{{1 + \mu }} + \alpha {p_{\text{o}}} $$ (3) $$ {\sigma _{\text{H}}} = \frac{\mu }{{1 - \mu }}({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}}) + {L_{\text{H}}}\frac{{E({\sigma _{\text{v}}} - \alpha {p_{\text{o}}})}}{{1 + \mu }} + \alpha {p_{\text{o}}} $$ (4) 但以上模型并未考虑微构造运动引起的微应力场变化影响，而考虑为应力场的影响是精细刻画地应力模型的关键。煤层为塑性储层，容易发生形变，受构造运动影响，不同的微构造形态会导致局部的应力与周边应力有显著差异，因此为准确计算煤层应力场，将煤层应力设定为宏观构造应力、垂向应力、微构造应力共同构成，如图7所示。最大、最小水平地应力可由宏观构造应力分量、垂向应力分量、微构造应力分量叠加构成：
$$ {\sigma _{_{\text{H}}}} = \sigma _{{\text{H}}}^{{{\nu }}} + \sigma _{{\text{H}}}^{{{\text{mic}}}} + \sigma _{{\text{H}}}^{{{\text{mac}}}} $$ (5) $$ {\sigma _{_{\text{h}}}} = \sigma _{{\text{h}}}^{{\nu }} + \sigma _{{\text{h}}}^{{\text{mic}}} + \sigma _{{\text{h}}}^{{\text{mac}}} $$ (6) 3 多轮次支撑剂暂堵转向缝网弥合工艺试验
3.1 暂堵支撑剂粒径和用量优化
压裂施工停泵易于导致裂缝周边应力场发生变化，二次压裂有利于促进裂缝转向[29]。细粒支撑剂具有增加缝内压差，迫使压裂液转向造新裂缝的能力，采用黏度为25~30 mPa·s压裂液和粒径60~105 μm支撑剂，暂堵压差最高可提升4 MPa左右[30-31]，现场前置液实际使用压裂液黏度42~54 mPa·s，有助于提高暂堵压差。为实现缝网弥合效果，有必要开展多次压裂试验，同时对暂堵支撑剂的粒径及用量进行探究。
3.1.1 暂堵支撑剂粒径优化
深部煤层气储层改造过程中考虑到多级缝网有效支撑需求，前期压裂井均采用高比例低粒径支撑剂组合[32]，150~300 μm∶105~210 μm∶60~105 μm =1∶2∶7分阶段注入模式。为探究支撑剂粒径对裂缝导流能力及封堵效果的影响，室内开展支撑剂导流能力评价实验，实验方案见表3，实验结果如图8所示。
表 3 支撑剂导流能力评价实验Table 3. Experiments on the evaluation of the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity实验编号 支撑剂粒径/μm 混合比例 1 45~75 2 60~105 3 105~210 4 150~300 5 150~300∶105~210∶60~105 1∶1∶1 6 1∶4∶5 7 1∶2∶7 ![]()
图 8 支撑剂导流能力实验Figure 8. Experiments on the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity由图8可以看出，支撑剂粒径越小，裂缝导流能力越低，反之则越高，导流能力反映了裂缝的渗透能力，同时也能反映出其对裂缝的封堵效果。对于150~300 μm及105~210 μm石英砂支撑剂，其粒间间隙相对较大，有效渗透率较高，同时形成暂堵压差的能力降低，暂堵裂缝的效果减弱，暂堵效果较差；60~105 μm与45~75 μm石英砂的细粒支撑剂，粒径较小，更容易进入微小裂缝，支撑剂堆积形成的封堵带渗透率更低，暂堵效果更好，实验结果表明，45~75 μm较60~105 μm支撑剂导流能力低。需转向段前置45~75 μm超细支撑剂对裂缝前端暂堵，预计可注入压力增加远超4 MPa，采用70%的60~105 μm支撑剂，施工过程中逐步提高缝内净压力诱导裂缝转向。
3.1.2 各轮次加砂量优化
根据现场施工井裂缝监测结果可知，当砂量达到350 m3以后，缝网长度增长缓慢[33]，缝网宽度增加较快；当砂量达到450 m3以后，缝网长度和宽度增长均缓慢，如图9所示。因此，深部煤层水平井缝网弥合压裂时单次加砂量设计为300~450 m3。
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图 9 砂量与监测缝网长度及宽度的关系曲线Figure 9. Curves showing the relationships of proppant volume with the length and width of the monitored fracture network3.2 应用效果
3.2.1 直 井
1) DJ55井基本情况
DJ55井是一口位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东部的深部煤层气探井，目的层为太原组8号煤层，煤层垂深2 132.2~2 137.4 m，煤层垂厚5.2 m，顶板灰岩与煤层应力差为18.5 MPa，底板泥岩/砂质泥岩/泥质砂岩与煤层应力差为9.1 MPa，煤层及其顶底板岩石力学参数见表4。顶板灰岩和底板泥岩可压性较差，且与煤层应力差较大，顶底板遮挡能力较强，裂缝高度受控，因此，开展多轮次暂堵转向压裂试验，探索缝网弥合技术，进一步提高井筒周边改造均匀程度和裂缝扩展体积，实现井周资源的充分动用。井周300 m半径范围的应力差异计算结果如图10所示，井筒东侧应力较井眼附近高3~6 MPa，井筒西侧应力较井眼附近高0~4.5 MPa，井筒北侧应力较井眼附近高0~5 MPa，井筒南侧应力较井眼附近高0~4 MPa。
表 4 DJ55井煤层及顶底板岩石力学参数Table 4. Rock mechanical parameters of the coal seam at well DJ55 and its roof and floor层位 泊松比 弹性模量/MPa 最小主应力/MPa 顶板 0.24 23 824 54.8 8号煤 0.28 6 144 36.3 底板 0.27 16 580 45.4 ![]()
图 10 DJ55井井筒与周边应力计算结果Figure 10. Calculation results of stress in the wellbore of well DJ55 and its periphery2) DJ55井压裂施工情况
共计进行5轮次压裂施工，基于前期加砂规模与缝网扩展规律分析(图9)，单次加砂规模设计用量为380~450 m3。5次施工总液量15 335.8 m3，总砂量1 801.6 m3，各轮次施工参数、施工压力及裂缝监测结果分别见表5—表6和图11a。
表 5 DJ55井施工参数和压力统计Table 5. Statistics of parameters for fracturing operations and operations at well DJ55施工轮次 砂量/m3 总液量/m3 平均排量/
(m3·min−1)压裂液体系 支撑剂粒径比例 前置液初期
井底压力/MPa携砂液末期
井底压力/MPa停泵压力/
MPa第1次 410.6 2 941.0 10.0~11.1 变黏滑溜水 60~105 μm∶45~75 μm=1∶3 55.5 40.8 23.4 第2次 119.2 3 529.2 18.5 变黏滑溜水 60~105 μm 36.9 49.7 37.5 第3次 392.7 2 801.8 11.1 低伤害胍胶 60~105 μm∶105~210 μm=1.5∶1 45.8 52.4 49.1 第4次 433.7 2 874.8 10.9 低伤害胍胶 105~210 μm 59.7 49.2 49.1 第5次 445.4 3 189.0 13.0 低伤害胍胶 105~210 μm∶150~300 μm =1∶1 61.6 40.2 46.2 表 6 DJ55井第2—第5段压裂裂缝参数Table 6. Parameters of induced fractures at stages 2‒5 of well DJ55段号 缝长/m 半缝长/m 缝高/m 缝网平均宽度/m 方位角/(°) 本次改造
裂缝体积(SRV)/104 m32 450 E190、W260 10 280 99 117.6 3 400 E260、W140 10 230 92 92.0 4 410 E250、W160 10 240 96 98.4 5 580 E290、W290 10 320 88 164.0 合计 580 E290、W290 10 420 91 243.6 ![]()
图 11 DJ55井压裂监测结果和生产曲线Figure 11. Fracturing monitoring results and production curves of well DJ 55第一轮次，采用小粒径45~75 μm和中小粒径60~105 μm支撑剂为后续转向提高暂堵压力，前置液初期井底压力为55.5 MPa，携砂液末期井底压力40.8 MPa，施工过程中整体呈现缓慢下降趋势，与井眼西侧200 m，南北侧170 m均为低应力区解释结果一致，未开展裂缝监测，推测裂缝主要向西侧延伸。
第二轮次，均采用60~105 μm中小粒径支撑剂，加砂过程中压力波动较大，表明裂缝宽度不足，施工难度大未完成设计加砂规模，前置液初期井底压力36.9 MPa，较第一次压裂末期施工压力低3.9 MPa，表明施工初期压裂裂缝以沿第一次压裂老裂缝扩展为主，施工过程中压力上涨至49.7 MPa，说明施工期间压裂裂缝发生转向，第一轮次暂堵有效。监测压裂裂缝向东侧延伸长度190 m、向西侧延伸长度260 m(图11a)，南侧缝网宽度比北部大25%，符合两侧应力展布情况。
第三轮次，采用中小粒径60~105 μm和中等粒径105~210 μm组合支撑剂模式，前置液初期井底压力45.8 MPa，较第二次携砂液末期施工压力低3.9 MPa，表明压裂裂缝仍延前次压裂裂缝延伸，施工过程中压力上涨至52.4 MPa，说明施工期间压裂裂缝发生转向，第二轮次同样起到较好暂堵作用。监测压裂裂缝向东侧延伸长度260 m、向西侧延伸长度140 m，与施工压力和周边应力展布计算结果一致，西侧裂缝暂堵效果显著，促进裂缝向东侧转向；压裂缝网宽度本次南北较为均匀，南侧裂缝暂堵效果显著，促进裂缝向北侧扩展。
第四轮次，采用中等粒径105~210 μm支撑剂。前置液初期井底压力59.7 MPa，较第三轮次携砂液末期施工压力高7.3 MPa，前期暂堵效果显著，施工初期压裂裂缝则发生转向，施工过程压力下降，至携砂液末期井底施工压力49.2 MPa。监测压裂裂缝向东侧延伸长度250 m、向西侧延伸长度160 m，但本次裂缝新增扩展在西南侧，说明裂缝突破前三次施工裂缝向远端中低应力区扩展，与施工过程中压力先高后低的情况表现一致。
第五轮次，采用中等粒径105~210 μm和中大粒径150~300 μm组合支撑剂模式，重点为提高近井缝内导流能力，前置液初期井底压力61.6 MPa，较第四轮次携砂液末期井底压力高12.4 MPa，与第四轮次施工压力变化情况相似，前期暂堵效果显著，施工初期压裂裂缝则发生转向，施工过程压力下降，至携砂液末期井底施工压力40.2 MPa。监测压裂裂缝向东侧延伸长度290 m、向西侧延伸长度290 m，本次压裂裂缝新增扩展集中在西北和东北侧，说明裂缝突破前4次施工裂缝向远端中高和中低应力区扩展，与施工过程中压力先高后低的情况表现一致。5轮次压裂施工裂缝监测结果和施工压力均表明达到了提高裂缝扩展面积和资源控制程度的试验需求。
3) 转向及生产效果分析
监测结果表明，如图11a所示，图中蓝色是第2次压裂裂缝范围，红色是第3次压裂在第2次基础上增加的裂缝范围，绿色第4次压裂在第2—第3次压裂基础上增加的裂缝范围，黄色是第5次压裂在第2—第4次压裂基础上增加的裂缝范围，第2—第3次施工在主应力方向向中高应力区扩展，第4—第5次突破原有裂缝和主应力控制向井筒远端中等应力区扩展，监测裂缝高度10 m，进一步验证了顶底板具备较强的封盖能力，最终裂缝扩展体积243.6×104 m3，较常规直井裂缝体积增加170%。第3至第5次井底施工压力较前期提高了8.3~12.4 MPa，远高于井筒周向的最高6 MPa应力差，裂缝扩展主体受最大主应力控制，东侧高应力区最大缝网宽度较西侧低应力区最大缝网宽度低119 m，裂缝在高应力区扩展仍然受到一定限制，转向工艺仍有进一步优化的空间。
该井于2022年11月15日投产，累计生产340 d，累产气量为970.5×104 m3；截至2023年10月21日，日产气量35 928 m3，套压5.90 MPa，压力和产量均稳定，产气能力为周边直井的2.0~3.0倍，初步测算该井采收储量(EUR)大于3 000×104 m3，产出投入比为水平井1.5倍，生产曲线如图11b所示。现场应用效果表明，深部煤层实施多轮次重复压裂改造效果较好，具有良好的推广应用价值。
3.2.2 水平井
1) JS8-6P04、JS8-6P05井基本情况
JS8-6井台位于深部煤层气开发区北部，自北向南钻进，井台设计井距350 m。JS8-6P05井水平段长1 465 m，压裂利用水平段1 300 m，压裂9段，邻井JS8-6P04井水平段长1 197 m，压裂利用水平段长1 197 m，压裂8段。
地质模型构建参照邻近DJ4-6井，压裂选段方案初步设定与DJ4-6井的应力差>5 MPa为高应力区，3~5 MPa之间为中等应力区，<3 MPa为低应力区。根据井周应力计算结果，2口井均存在东西两侧应力非对称情况，两侧应力差异在0~5 MPa，如图12所示。基于直井试验情况和地应力计算结果，在JS8-6P05井第1—7压裂段开展多轮次转向压裂试验，JS8-6P05井第8—9段和JS8-6P04井第1—8段采用单轮次压裂工艺，一方面JS8-6P05井主体采用多轮次压裂工艺，为避免其他因素干扰，对第1—7段和第8—9段在裂缝扩展规律认识和转向工艺有效性两方面在井内进行对比；另一方面差异化2口水平井主体压裂工艺，从裂缝扩展规律认识、转向工艺有效性和产气效果三方面综合对比，验证多轮次压裂效果。
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图 12 JS8-6P04、JS8-6P05井井筒周边应力差异计算结果Figure 12. Differences in calculated stress of wellbores and their peripheries between wells JS8-6P04 and JS8-6P052) 裂缝监测情况分析
基于三维地震叠前道集资料提取的各向异性强度属性表征天然裂缝发育情况。因深部煤层气开发时间尚短，天然裂缝对水力裂缝扩展影响的规律尚不明确，因此，本次针对JS8-6P04和JS8-6P05井裂缝监测结果(表7)的分析忽略天然裂缝影响段。监测结果表明：2口井单轮次压裂段均符合水力裂缝向低应力区域扩展的认识；多轮次转向压裂段两侧裂缝长度差异11~31 m，平均19 m，平均裂缝总长度311 m，单轮次压裂段两侧裂缝长度差异31~131 m，平均88 m，平均裂缝总长度328 m，多轮次压裂段比单轮次压裂段裂缝总长度仅低5.1%，而多轮次压裂有效促进了裂缝两侧均匀扩展，减少了单次压裂单侧的过度扩展，实现了井控资源的充分动用。
表 7 JS8-6P04和JS8-6P05井裂缝监测结果Table 7. Monitoring results of fractures at wells JS8-6P04 and JS8-6P05施工段 西侧裂
缝长/m东侧裂
缝长/m总缝长/m 东−西侧应力
差/MPa东−西侧裂缝
长度差/m应力及天然
裂缝情况工艺 JS8-6P05-1 147 134 281 2~4 −13 高应力区 多轮次 JS8-6P05-2 138 158 296 1~3 20 中应力区 多轮次 JS8-6P05-3 161 192 353 1~2 31 中应力区 多轮次 JS8-6P05-4 162 151 313 2~3 −11 高应力区 多轮次 JS8-6P05-5 232 66 298 1~3 −166 高应力区，天然裂缝发育 多轮次 JS8-6P05-6 167 212 379 2~4 45 高应力区，天然裂缝发育 多轮次 JS8-6P05-7 158 200 358 3~5 42 高应力区，天然裂缝发育 多轮次 多轮次绝对值平均
(不含天然裂缝诱导)152 159 311 19 JS8-6P05-8 195 97 292 2~4 −98 高应力区 单轮次 JS8-6P05-9 214 137 351 2~3 −77 高应力区 单轮次 JS8-6P04-1 106 174 280 −4~−2 68 高应力区 单轮次 JS8-6P04-2 104 203 307 −3~−1 99 高应力区 单轮次 JS8-6P04-3 112 243 355 0 131 高应力区 单轮次 JS8-6P04-4 131 175 306 0 44 高应力，天然裂缝发育 单轮次 JS8-6P04-5 185 224 409 0 39 高应力区，天然裂缝发育 单轮次 JS8-6P04-6 147 178 325 −2~−1 31 中应力区 单轮次 JS8-6P04-7 136 248 384 −4~−2 112 中应力区 单轮次 JS8-6P04-8 105 293 398 −3~−2 188 中应力区，天然裂缝发育 单轮次 单轮次压裂绝对值平均
(不含天然裂缝诱导)145 183 328 88 单次压裂段在高应力区水力裂缝两侧延伸长度差异在68~131 m，普遍较高，水力裂缝受井筒两侧应力差异大小影响较为明显。多轮次压裂井，中应力区裂缝总长平均为324.5 m，高应力区裂缝总长平均为297.0 m，高应力区较中应力区裂缝总长相差8.5%，高应力区总长度尚不能满足350 m井距的要求，因此，针对水平井高应力区的多轮次转向工艺及参数仍需进一步优化[34]。
3) 生产效果对比
JS8-6P04井共压裂8段，每段平均长度149.6 m，加砂强度5.92 t/m，加液强度22.7 m3/m，投产136 d，累计产气量1 056万 m3，投产以来平均日产气量0.97万 m3，平均千米水平段贡献产气量882.2万 m3，统计结果见表8。与单轮次压裂的JS8-6P04井对比，JS8-6P05井加砂强度降低41.9%，千米压裂总费用降低21%，加液强度基本相当，平均每段日产气量和平均千米水平段贡献累产气量均与前者相当。现场试验证明多轮次转向压裂提高了缝网有效控制范围，是深部煤层气压裂工艺后续降本增效的重要研究方向。
表 8 JS8-6P04和05井生产效果对比Table 8. Comparison of production outcomes of wells JS8-6P04 and JS8-6P05施工段 利用水平
段长/m压裂
段数平均
段长/m加砂强度/
(t·m−1)加液强度/
(m3·m−1)投产
天数累计产气
量/104 m3平均日产
气量/104 m3平均每段日产
气量/104 m3平均千米水平段
贡献产气量/104 m3JS8-6P05 1 300 9 144.4 3.44 23.6 136 1 168 8.59 0.95 898.5 JS8-6P04 1 197 8 149.6 5.92 22.7 136 1 056 7.76 0.97 882.2 4 结 论
a. 大宁–吉县区块深部太原组8号煤和山西组5号煤层煤体结构好、强度高、顶底板封盖条件好、区块天然裂缝发育，具备更大规模压裂形成超大缝网的可行性；裂缝扩展大小和产气效果受地应力控制明显，对改造强度有更高的需求。
b. 基于超大规模与有效支撑理念，运用多轮次转向压裂工艺的缝网弥合压裂技术避免了储层欠改造或过度改造的短板，改造效果提升显著。现场应用效果表明，DJ55井多轮次加砂工艺压裂后，裂缝体积较常规大规模压裂提升170%，稳定日产气超35 000 m3，压力和产量均稳定，产气能力为周边直井的2.0~3.0倍；水平井多轮次压裂段较单轮次压裂段裂缝总长度仅减少5.1%，但实现了压裂裂缝在井筒两侧的均匀扩展，主体采用多轮次转向压裂工艺的JS8-6P05井较采用单轮次压裂的JS8-6P04井加砂强度降低41.9%，但获得相同的产气效果。多轮次转向压裂工艺呈现较好的适用性，为深部煤储层压裂改造提供一种新理念。
c. 受地层应力大小影响，高应力区压裂裂缝平均长度297 m，较低应力区低9.2%，未能满足350 m井网部署需求，且支撑剂暂堵多轮次转向工艺需进行停泵，实施效率较低，压裂工艺参数仍需进一步优化，低成本高效率转向工艺模式需要进一步探索。
d. 现场实践表明，地质构造运动产生的微应力变化对裂缝扩展和煤层气产气效果影响较大，传统应力模式已无法精细刻画地应力模型。下一步可继续深入研究微构造应力模式，推动深部煤层气地应力理论研究，指导现场井网部署和压裂工艺优化。
符号注释
E为静态弹性模量，MPa；LH、Lh分别为最大、最小水平主应力方向上的构造应力系数；po为孔隙压力，MPa；α为有效应力系数；μ为静态泊松比；σh为最小水平地应力，MPa；
$\sigma _{_{\text{h}}}^{{\nu }}$ 为垂向应力引起的最小水平应力分量，MPa；$\sigma _{_{\text{h}}}^{{\text{mic}}}$ 为微构造应力引起的最小水平应力分量，MPa；$\sigma _{_{\text{h}}}^{{\text{mac}}}$ 为宏观构造应力引起的最小水平应力分量，MPa；σH为最大水平地应力，MPa；$\sigma _{_{\text{H}}}^{^{{\nu }}}$ 为垂向应力引起的最大水平应力分量，MPa；$\sigma _{_{\text{H}}}^{^{{\text{mic}}}}$ 为微构造应力引起的最大水平应力分量，MPa；$\sigma _{_{\text{H}}}^{^{{\text{mac}}}}$ 为宏观构造应力引起的最大水平应力分量，MPa；σv为垂直应力，MPa。 -
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图 1 煤层气水平井机械捞砂管柱结构
Fig. 1 Diagrams showing the structures of mechanical sand bailing strings for CBM horizontal wells
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图 2 水平管柱内常规斜面笔尖与沉砂受力分析
Fig. 2 Analysis of forces applied to a conventional bevel tip and sands in a horizontal casing
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图 3 爪式刮板笔尖与沉砂在水平管柱内受力分析
Fig. 3 Analysis of forces applied to claw-shaped scraper tip and sands in a horizontal casing
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图 8 水平井捞砂工艺流程优化
Fig. 8 Optimized flow chart of the sand bailing process for horizontal wells
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图 9 No.9井捞砂作业管柱组合
Fig. 9 Schematic diagram showing the assembly of the sand bailing string for the No.9 well
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图 10 煤粉临界运移流速与出砂管内流体流速
Fig. 10 Curving of the critical migration velocity of pulverized coals and suction flow velocity in the sand storage pipe
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图 11 作业现场捞出煤屑、煤泥与煤块
Fig. 11 Coal debris, slimes, and blocks fished out from the horizontal well
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图 12 水平井捞砂作业管柱轴向力
Fig. 12 Axial force curves of the sand bailing string in the horizontal well
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图 13 翻板吸入口开放度与管柱轴向力关系
Fig. 13 Curves of the relationship between the opening degree of the flap’s suction port and the axial force of the sand bailing string
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图 14 捞砂工具与工艺优化前后单井总捞砂效果对比
Fig. 14 Comparison of single-well total sand bailing volume before and after tool and process optimization
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图 15 捞砂工具与工艺优化前后单井次平均捞砂效果对比
注：No.5(3)为No.5井捞砂作业3次。
Fig. 15 Comparison of average single-well, per-operation sand bailing volume before and after tool and process optimization
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图 16 捞砂前后水平井产水量变化
Fig. 16 Variations in the water production of horizontal wells before and after sand bailing
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图 17 捞砂前后水平井产气量变化
Fig. 17 Variations in the gas production of horizontal wells before and after sand bailing
表 1 井筒流体流动压力损耗计算结果
Table 1 Calculated loss of fluid flow pressures in a wellbore
参数 数值 参数 数值 pt/MPa 9.59×10−2 pf(t=T/2)/MPa 7.02×10−4 pin/MPa 4.47×10−4 As/m2 7.13×10−4 pp/MPa 5.33×10−4 Fh-Drag/N 729.51 pout/MPa 4.47×10−4 Fh-Push/N 46.18 
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表 2 沁水盆地煤层气水平井捞砂作业数据统计
Table 2 Statistics of sand bailing data of CBM horizontal wells in the Qinshui Basin
井号 水平段长度/m 捞砂次数 捞砂长度/m 煤泥体积/L 煤屑、煤块体积/L 单井捞砂完成率/% No.1 613.35 1 607.26 1 010 20 99.01 No.2 766.41 4 766.07 2 700 42 99.96 No.3 638.87 3 634.30 2 560 50 99.28 No.4 855.25 5 848.82 6 190 17 99.25 No.5 768.57 2 359.53 1 140 6 46.78 No.6 678.99 4 476.87 4 930 83 70.23 No.7 866.88 5 770.50 14 020 191 88.88 No.8 677.08 3 672.64 2 720 38 99.34 No.9 992.04 3 983.18 5 970 37 99.11 No.10 759 3 733.17 2 400 450 96.60 注：$ 单井捞砂完成率/\text{%}=\dfrac{捞砂长度}{水平段长度}\times 100\text{%} $。
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