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1、新疆石油科技2010年第4期（第20卷）作者简介：高级工程师，1982-07毕业于华东石油学院矿机专业，1999-12获石油大学（北京）机械设计及理论专业硕士煤层气开采工艺技术张怀文程维恒新疆油田公司采油工艺研究院，834000新疆克拉玛依中国石油阿姆河天然气公司摘 要系统的对煤层气开采工艺技术进行了综述。介绍了煤层气开采工艺技术和提高煤层气采收率工艺技术等，着重对煤层气井开采工艺技术、煤层气井用压裂液研究及添加剂优选、煤层压裂支撑剂选择和煤层气CO2增产技术等进行了较为详细的介绍。最后给出了几点结论和建议。主题词煤层气 开采工艺 排水采气 压裂 压裂液 压裂液添加剂 支撑剂 注CO2注N2调
2、研1前言煤层气是煤层中所生成的以甲烷为主（甲烷含量一般为90%99%）的天然气，也是人们常叫的瓦斯气。煤层气抽排最初是以防害为目的进行的，而将煤层气作为一种资源进行大规模开发利用则始于美国。1980年12月12日美国阿拉巴马州黑勇士盆地的Oak Grove煤层气田的建成投产，标志着现代煤层气工业的诞生。此后，美国煤层气工业迅速发展。到2008年，年产量已超过590108m3。约占美国全部天然气产量的10%。我国煤层气总资源量约为36.81012m3。由于我国的天然气缺口将长期存在，据预测，到2015年天然气产量加上天然气的进口量，与需求相比缺口达500108m3左右。煤层气是补充这个缺口的重要
3、非常规气源。中国2008年煤层气产量50108m3，纯煤层气产量5108m3。目前，纯煤层气开发生产能力约20108m3，按“十一五”计划，2010年煤层气产量达到100108m3，煤层气利用量80108m3，2020年产量 达 到400108m3。2009年4月，中国政府又确定新的目标，大力发展安全、环保的煤层气作为煤的替代品。在2005年12月8日中国石油天然气股份有限公司在北京组织召开的准噶尔盆地勘探工作汇报会上，进 行 的 战 略 部 署 的 主 要 内 容 之 一 就 是，在“准噶尔盆地南缘拿出一部分矿权面积，开展对外合作，争取尽快在那里拿到（8001 000）108m3煤层气。”新
4、疆油田公司总经理陈新发认为准噶尔盆地的煤层气资源很丰富，大约有21012m3资源量，与天然气资源量基本相当，并且埋藏浅，开发前景良好。在“十一五”期间，我国开展了利用地球物理方法评价煤层气含气量的技术、煤层气井压裂效果评价及裂缝监测技术、提高煤层气采收率技术、深部煤层的煤层气开采技术、常规天然气与煤层气合作开采技术、煤层气高效液化技术、高附加值的煤层气加工利用技术等7大煤层气开发技术的研究，取得了可喜的研究及应用成果。煤层气开采对新疆油田公司来讲是一个新课题，无论是钻井、完井、开采和增产处理措施，都将与我们比较熟悉的石油开发所积累的大量经验、知识、工艺方法有所区别。对于煤层气开采这一新的经济增
5、长点，我们必须及早重视相关开采工艺技术的研究，为煤层气的大规模开发的到来，做好技术准备。2煤层气开采工艺技术当前，在全世界的煤层气工业界，已大量采用的成熟开发方式是压力衰竭法，即利用不同方法使煤层中的气体压力降低，随着气体压力的降低，煤层气由吸附态经过解吸变为游离态，游离态煤层气通过各种裂隙（缝）流入煤层气井，直至煤层中气体压力很低。压力衰竭法包括地面垂直井、采动区井（GOBWELL）、煤矿井下水平井等开采方式，这3种方式在我国都不同程度地被采用。由于技术进步，现已出现了注气（N2、CO2）增产、羽状水平井等先进的煤层气开发方式，可以大大提高煤层气的采收率；这些技术目前仅在美国、加拿大等少数国
6、家的局部地区进行过试验，尚未被大规模采用。基于这些情况，当前我国煤层气资源评价所依据的现今开发技术是压力衰竭法，以地33新疆石油科技2010年第4期（第20卷）面垂直井为主要开采方式。2.1开采机理煤层气的开采机理与常规储气层有本质不同。赋存于煤层中的天然气有3种状态，即游离状态、吸附状态和溶解状态，实际上很少有或没有游离气。煤层中绝大部分裂缝空间被水饱和，即使有一些游离气，其中大多数也吸附在煤的表面。当煤层压力降至煤层气解吸压力临界值时，煤中被吸附的CH4开始与微孔隙表面分离，叫做解吸。由于割理中的压力降低，解吸作用也可在煤层的割理基质界面上发生。解吸的气体通过基岩和微孔隙扩散进入裂缝网络中
7、，再经裂缝网络流向井筒。对应煤层气的开采机理，煤层气井生产也有3个生产阶段。第1阶段为脱水降压阶段。主要产水，生产时间可能几天或数月；第2阶段为稳定生产阶段。产气量相对稳定，产水量逐渐下降，一般为高峰产气阶段；第3阶段为气产量下降阶段。此阶段随着压力下降，产气量下降，并出少量水或微量水。这3个阶段是连续的过程，随着时间的延长，由井眼沿径向逐渐向周围的煤层中推进，这是一递进过程。脱水降压时间越长，受影响的面积越大，CH4解吸和排放的面积也越来越大。煤层CH4产量常呈负的下降曲线，即“产量逐年增加”，通常35年达到最高产量，然后逐渐下降而持续很长时间，这一阶段开采期达到10多年至20年不等，甚至有
8、的开采30多年仍可生产。2.2煤层气的开采施工技术简述2.2.1洗井洗井是在完井之后或在压裂前进行。目的是清洗完井后留在井筒的各种碎屑物，如煤粉、泥岩和页岩等岩屑、残留水泥等，以避免这些碎屑物对地层造成损害。洗井方法包括清水洗井和高速气流洗井。清水洗井分正洗与反洗。高速气流洗井通常用空气或氮气，也有正洗与反洗之分。2.2.2排水采气工艺技术煤层气排水采气要求：（1）排液速度快，不怕井间干扰；（2）降低井底流压，排水设备的吸液口一般都要求下到煤层以下；（3）要求有可靠的防煤屑、煤粉危害的措施。目前开采煤层气排水的方法为有杆泵法、电潜泵法、螺杆泵法、气举法、水力喷射泵法、泡沫法、优选管柱法等。2.
9、2.3排水采气方法的优化选择为了使煤层气开采获得较高的经济效益，应根据区域水文地质条件，预测产水量，然后优化选择排水采气方法及其设备。选择要求：（1）气井的产水量变化大，早期会产出大量的水，往后产水量相对减少，甚至很小，所选用的排水采气方法应兼顾前后期变化，适用范围较大；（2）必须满足在最小井底压力下采出最大水量的要求，以保证在尽可能短的时间里，将储层压力降到解吸压力以下，使气井尽早产气；（3）提高采收率，降低煤层气生产成本。2.2.4无水产气方法无水气井一般井口的压力较低，属无水低压气井。生产过程一般表现为甲烷气产量下降阶段。可以用无水气藏消耗开采方法来开采。井口压力大于0.5MPa，可用常
10、规气藏开采法；井口压力小于0.5MPa，用负压采气工艺技术。2.3提高采收率的影响因素在不同的煤层渗透率条件下，裂缝半长、井距、气组分、吸附等温线、相对渗透率均影响气体采收率，其中裂缝半长影响程度最大。2.3.1裂缝半长在高渗和低渗情况下，裂缝半长的影响不大。在中等渗透率条件下，裂缝半长将影响气产量。如，储层渗透率1103m2时，裂缝半长由30.48m增加到182.88m，累计产量增加了2.4倍。2.3.2吸附等温线当渗透率和裂缝半长相同时，吸附等温线是产气量的主要影响因素。不同等温条件下，产气量相差是非常大的。其他条件相同的情况下，低煤级的等温线优于高煤级。2.3.3含气量含气量对储层和采收
11、率都有影响。在所有其他条件相同、储层渗透率为1103m2时，5年内含气量为5.66m3t的煤层产气8.65m3t，含气量为7.08m3t的煤层产气18.03m3t，含气量增加25，产气量增加25。2.3.4排泄面积和裂缝长煤层压开裂缝愈长，排泄面积愈小，采收率愈高。当然还要从经济效益考虑合适的排泄面积和井距。34新疆石油科技2010年第4期（第20卷）煤层气开采工艺技术3提高采收率工艺技术3.1压裂措施煤层气具有以下特点:（1）煤层的杨氏模量比一般的砂岩或石灰岩储层低(一般小一个数量级)，而压缩系数高；（2）气水共存；（3）气藏压力低；（4）气层易损害；（5）天然气裂缝发育。由于这些特点，美国
12、天然气研究所(GRI)认为，对煤层进行水力压裂，主要是沟通煤层的缝隙系统，使之与井筒相连。开采经验表明，对煤层气井进行水力压裂是一种必不可少的且经济有效的开发手段。取得的主要成果有:（1）进行了压裂液的优选及煤层对压裂液的损害实验；（2）对裂缝方位、形态、延伸机理及复杂裂缝的模拟等方面进行了压裂机理研究；（3）研究裂缝几何尺寸对煤层气增产效果的影响；（4）研究压裂施工参数、压裂方式及适用条件；（5）研制了用于复杂裂缝模拟及预测裂缝几何尺寸和产量的FRACPRO水力裂缝模拟软件和用于模拟煤层气井的控制面积、渗透率、CH4气吸取时间、压后造缝长度等对单井产量和累积产量的影响及经济评价的COMRTP
13、C3D和COMET2气藏模拟软件。在我国开采煤层气，96以上的煤层都利用了水力压裂增产技术。但该技术在煤层气井中的应用还存在许多问题，在20世纪90年代施工的数十个煤层开发试验井中，就有压穿煤层顶底板的实例，这是由于煤层的最小应力小于煤层顶底板的最小应力所致。实践证明，应用水力压裂技术要充分考虑以下几点：（1）水力压裂是煤层CH4开发的一种增产措施而不是煤层CH4开发的先决条件；（2）水力压裂只能造成一定的裂缝，以形成良好的运移通道，使煤层CH4气能以工业气流产出；（3）煤层能否压裂，应视煤层的储层条件而定。有些渗透性特差的煤层（如渗透率低于0.1毫达西）、自然状态呈糜棱煤或碎粒煤的煤层、原地
14、应力过大和煤层最小主应力小于其顶底板的煤层以及那些遇水膨胀过于严重的煤层，不宜进行水力压裂和煤层CH4开发；（4）压裂液对煤层渗透率的伤害。在准备进行水力压裂作业时，应根据煤层深度、厚度及煤层特点进行设计。现场观察及理论研究表明，煤层CH4气藏中的裂缝扩展有4种基本情形。每种情形所显示出来的压力特征、煤层深度、煤层与围岩特点有关。3.1.1浅煤层水平裂缝浅煤层指埋深小于1 000m的煤层，最小主应力在垂直方向上，所以水力裂缝在水平面上或在倾斜地层情况下与地层面相平行造缝。煤的杨氏模量约为1.41036.9103MPa，而围岩则高达1.4104MPa或更高。当煤层中存在大量天然裂缝时，“有效”杨
15、氏模量更低。这将在作业过程期就产生很宽的裂缝。然而，由于围岩的杨氏模量高，随着裂缝的不断扩展，控制煤层裂缝宽度的有效模量将增大。对这种储层建议采取如下增产措施：（1）必须产生单条水平裂缝（每一煤层一条），可采用限流注入法或机械分流法；（2）在对层段进行压裂时，应采用线性流体，其前置液量中等；（3）井底作业压力将超过22.6 103MPam。如果作业过程中井底压力增加太大，可能产生复杂的（多条）裂缝系统。3.1.2穿透一组薄煤层的单一垂直裂缝煤层除了有发育良好的裂隙系统因而可能有更高的滤失性之外，煤层的存在对压裂作业设计影响极小。对这种储层进行增产措施的常规作法是在紧邻煤层的碎屑岩层（砂岩或粉砂
16、岩）射孔，使裂缝垂向扩展来穿切煤层，这样处理时压力通常要比单独压裂煤层时低。具体要求：（1）裂缝扩展时的破裂压力梯度应小于0.02MPam；（2）将产生一条穿切几个煤层的单一而平坦的垂直裂缝，所以常规的三维压裂设计模型可用来估算裂缝尺寸；（3）滤失通常不是问题，对煤层压裂时可采用30%35的正常前置液量；（4）应使用粘稠的剪切稳定的硼酸盐交联液或延迟交联液（或泡沫），保证支撑剂的携带并把其沉降速度减至最小。3.1.3单一厚煤层中的复杂水力裂缝在单一厚煤层这种情况下进行压裂有可能发生高滤失和超压。因此一个完善的作业计划必须包括增加几台为应付意外事故所需要的设备，具体要求：35新疆石油科技2010
17、年第4期（第20卷）（1）为对付高滤失，在压裂施工过程中必须采用高注入排量；（2）为了补偿高滤失，除了高注入排量之外，还必须使用高粘度、剪切稳定或延迟交联的凝胶及起桥塞作用的防流失的添加剂；（3）由于煤的杨氏模量低和地层压缩系数高，并且由于出现复杂的裂缝系统，很少形成一条从井筒外扩展截交几百英尺的水力裂缝。3.1.4厚煤层中一条扩展至围岩层的复杂水力裂缝当因复杂裂缝形态而引起压力增高时，可能在煤层界面薄弱点上的围岩内产生一个垂直分量使流体漏入围岩就会造成煤层中的裂缝宽度减少。如果正在注入高浓度砂子，就会在垂直裂缝生成时造成脱砂。表现为施工末期压力出现明显降低，发生窜层。解决方法：（1）储备足够
18、的压裂液，以便在垂直分量开始扩展时再度注入前置液；（2）如果再度注入前置液就必须在支撑剂开始返排前注入大量的前置液，以扩展一条缝宽足以进入支撑剂的裂缝。3.2煤层气井压裂井的完井技术采用全井下39.7mm（177.8mm）套管、低密度水泥浆固井工艺技术。采用高密度深穿透射孔工艺技术。用102枪102弹（127弹），孔密1632孔m，螺旋布孔，相位角90，射开煤层或煤层和围岩，从而使射孔孔径超过12 mm，有效穿透距离超过500m。这种完井技术稳固了井身，减少了煤层污染，有利于煤层分层压裂改造；能满足排水采气需要，经济可行。3.3煤层气井压裂的选井条件主要包括：（1）煤层原始渗透率比较低；（2）
19、割理不够发育的煤层；（3）储层压力高而且有水源能量供给的煤层；（4）煤层产水。煤层气井压裂有以下目的：（1）消除井壁污染堵塞，恢复原始渗透率，提高产气量；（2）更有效地连通井眼与煤层气储层中的天然裂缝系统；（3）加速脱水，增大煤层的解吸速率；（4）使井眼周围压降分布范围更广，避免应力集中，降低煤粉量。煤层气井的压裂方法包括交联凝胶压裂、水力压裂、不加砂压裂以及泡沫压裂。对于某些初压裂效果不佳的煤层气井，还可采用重复压裂技术进行增产处理。3.4煤层气井用压裂液研究及添加剂的优选3.4.1煤层气井用压裂液研究压裂液是煤层气井获得压裂成功的重要因素，它既要能够把一定浓度的支撑剂输送到煤层的裂缝中，又
20、不能对煤岩储层产生物理或化学伤害。煤层气井用压裂液在一定程度上，可以借鉴现行水基压裂液性能评价，但由于煤储层具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与油藏储层不同的特性，由此而引起的高注入压力、复杂的裂缝系统、砂堵、支撑剂的嵌入、压裂液的返排及煤粉堵塞等问题，使得煤层气井用压裂液与油气田压裂液存在着差异，主要表现在:（1）由于煤岩的表面积非常巨大，具有较强的吸附能力，要求压裂液同煤层及煤层流体完全配伍，不发生不良的吸附和反应；（2）煤层割理发育，要求压裂液本身清洁，除配液用水应符合低渗层注入水水质要求外，压裂液破胶残渣也应较低，以避免对煤层孔隙的堵塞；（3）压裂液应满足煤岩层防膨、降滤
21、、返排、降阻、携砂等要求。对于交联冻胶压裂液，要求其快速彻底破胶。考虑到煤层储层特点及压裂工艺的要求，对煤层气井用压裂液的各添加剂、压裂液性能及经济成本进行了优化，其优化原则为:（1）尽可能少地使用添加剂，特别是有机类添加剂，以减少对煤储层的伤害；（2）开发适合煤层气压裂用的压裂液材料，使之与煤储层相配伍；（3）在保证压裂工艺及施工条件下，降低压裂液成本，以满足市场经济的要求。在此基础上，对活性水、线性胶及交联冻胶压裂液使用的添加剂进行了筛选；并针对煤层气井储层特点及压裂工艺的要求，推荐了活性水、线性胶及冻胶压裂液3种压裂液配方：（1）活性水。洁净水KClDL10。在中国已用活性水压裂液进行了
22、多次煤层气井开发试验。其施工排量大，用液量大，加砂量相对较少，摩阻较大、滤失量大，但对煤层的污染较小；（2）线性胶。洁净水羟丙基瓜胶KClDL10NaOH过硫酸铵低温活化剂。由于加入稠化剂，线性36新疆石油科技2010年第4期（第20卷）煤层气开采工艺技术胶压裂液具有一定的粘度。粘度的升高有利于提高其造缝、携砂能力，但也带来了破胶的问题。为此，对优选 的 线 性 胶 压 裂 液 基 液 性 能 进 行 测 试:粘 度 为36.0mPas，pH=8.0，密度为1.014gcm3，配伍性好；（3）冻胶液。洁净水改性瓜胶KClDL10NaOH 硼砂过硫酸铵（煤层温度低时加活化剂）。3.4.2压裂液添
23、加剂的优选3.4.2.1研究思路在压裂液配方中，首先考虑压裂液对煤层的伤害。压裂液添加剂中防膨剂及表面活性剂(助排剂)的优选相当重要。优选的压裂液添加剂应使侵入煤层的压裂液对煤层气储层的伤害尽可能小。3.4.2.2配液用水水质分析现场配制压裂液用水应清澈透明，无悬浮物，pH值6.57.5，配制成的稠化剂溶液粘度超过室内配制值的80%即可。3.4.2.3稠化剂优选压裂液稠化剂国外一般选用瓜尔胶和羟丙基瓜尔胶为稠化剂，国内以往一般使用田菁胶。国内现有压裂液稠化剂的性能差异较大，其中羟丙基瓜胶GRJ和香豆胶的综合性能好，特别是残渣量小，用于煤层气储层压裂时可减少对煤层割理的伤害。此外，增粘能力强的稠
24、化剂用量较小，残渣量相对较小，伤害也较小。3.4.2.4交联剂选择对于交联冻胶压裂液，交联剂是必不可少的添加剂。由于煤层埋藏浅，地层温度低，不宜采用交联产物分子健力大从而不易破胶的交联剂。因此，选择适应性能强、货源充足、价格较低的硼砂作为交联剂。因硼砂在较低温度下既能保证压裂液冻胶满足施工要求，而且交联键力小，破胶也比较容易。3.4.2.5防膨剂(粘土稳定剂)优选煤中含有多种矿物质，其中粘土矿物分布较广，主要有高岭石、伊利石、蒙脱石和绿泥石，因此在压裂过程中应考虑外来液体侵入造成粘土膨胀，从而导致煤储层的伤害问题。国外研究表明，有机物对煤层的伤害较大，因此选择目前常用的氯化钾作为粘土稳定剂，在
25、煤层气储层压裂液中，应考虑多方面的因素确定KCl的适宜加量。3.4.2.6助排剂优选助排剂对煤层气井压裂液十分重要，可促使压裂后破胶压裂液迅速返排，减少对煤层气储层的伤害。一般选择表面张力较低的助排剂。但对于煤层气井用压裂液的助排剂必须考虑其与煤基质的吸附润湿性。加入助排剂后，压裂液与煤基质的吸附润湿性发生了明显地变化。活性水、线性胶和交联冻胶压裂液中都需要加入助排剂。3.4.2.7 pH调节剂地表水一般略显酸性，煤层气储层的地下水可能显碱性，这时需要调节压裂液的pH值，以便与地下流体配伍，降低对煤层气储层的伤害，较深、温度较高(5060)的煤层气井压裂液中加入pH调节剂，还能改善冻胶的耐温性
26、，降低稠化剂用量。3.4.2.8破胶剂选择对于交联冻胶压裂液，为使其在完成出砂任务后粘度（一般为几百mPas）迅速降低，需要加入破胶剂。目前用于煤层压裂液的破胶剂是过硫酸铵，其加入量可根据不同地区、不同煤岩特性及工艺的要求进行优化。3.4.2.9破胶活化剂选择对于煤层来说，煤层水和部分游离气的粘度一般很低，这就要求煤层用压裂液破胶后的粘度比一般油田用液体要低，破胶时间要快。活化剂可使压裂液的彻底破胶时间大大缩短。3.4.2.10杀菌剂选择压裂液中的稠化剂多糖聚合物在细菌作用下会发生降解，导致粘度下降。加入杀菌剂可防止细菌造成的粘度损失。杀菌剂的加量视施工时的温度和从配液到施工的时间间隔而定。由
27、于煤层气储层温度一般较低，在气温低、间隔时间短的情况下可不使用杀菌剂。3.5煤层压裂支撑剂选择煤层压裂支撑剂的选择与常规油气储层截然不同，煤层水力压裂的目的是连通煤层割理系统。煤基质渗透率一般很低，因此气体主要由割理流入井筒。故不需要高导流能力的裂缝，而要尽可能沟通更多的割理。大粒径的支撑剂比小粒径的支撑剂渗透性好，但最好先选用小粒径的支撑剂，它可进入到地层深部，并可与更多的割理相连，而后再加入大粒径支撑剂。因此应先选用小粒径的支撑剂，特别是在措施的早期，深穿透、并且割理与井筒相连更显重要。采用小粒径支撑剂，可以减少煤粉的运移，如，用100目支撑剂，然后用4070目的支撑剂，接着用2040目支
28、撑剂。对于容易脱砂的地方，用树脂包2040目的砂子可以使支撑剂固定。如果要用低粘度压裂液，同样推荐用小粒径支撑剂。37新疆石油科技2010年第4期（第20卷）在施工后期泵入的支撑剂使裂缝端部裂缝延伸比近井处停止的早。然而，用很小粒径支撑剂，如100目砂，很低粘度的液体甚至高砂比液体，可携到地层深部，100目高砂比，支撑剂微粒可使携砂液粘度有很大增加。因为大多煤层较软，所以高砂比可减少嵌入的影响，最小的砂比为4.88kgm3，如果砂浓度为2.38kgm3或更小，那么裂缝导流能力将更低。3.6煤层压裂急需解决的问题虽自90年代中期，采用清水、活性水、线性胶、交联胶对煤层实施强化改造，施工规模和加砂
29、量都有了很大提高，并且在局部地区取得了突破，点燃了我国煤层气产业的希望。但经过80多口井的试验和应用，各种压裂液的缺点充分暴露。常规的水力压裂很难在煤层中形成长而具有高导流能力的裂缝，交联胶对煤层的伤害没有彻底解决，因此，为了找到更好更可靠的改造煤层方法，推动煤层气产业向前发展，急需解决以下几个问题：（1）适合不同类型煤层气井完井方法的优选；（2）高效率低伤害压裂液的研究应用；（3）高导流能力支撑裂缝的支撑剂及组合优选；（4）应用现代设计软件优化施工设计；（5）提高施工工艺水平，对低渗煤层实施大规模强化改造；（6）加快煤层气的解吸速度，降低残余吸附量，提高采收率；（7）加强压裂后期管理，降低排
30、采和作业对煤层的伤害。3.7压裂设计技术中原油田研制成功了煤层气井三维压裂优化设计软件。该软件填补了国内空白，是国内第一套煤层气 井 压 裂 软 件，达 到 国 际 先 进 水 平。该 软 件 在Windows环境下开发，采用Visual for Windows编程，模块化设计，算法先进可靠。主要包含以下7个模型：（1）产量动态预测模型；（2）经济评价模型；（3）裂缝三维延伸模型；（4）控制缝高模型；（5）支撑剂运移分布模型；（6）温度场模型；（7）优化设计模型。运用该软件，可设计出最优压裂方案，达到最佳压裂效果。3.8压裂施工工艺技术（1）采用光套管注入压裂，降低管壁摩阻，从而降低施工泵压；
31、（2）适当增大前置液注入量、以充分造缝，避免砂堵；（3）增大泵的注排量，提高压裂液效率，对薄煤层适当减小泵的注排量，以防止裂缝过高而缩短缝长；（4）分段注砂，逐步提高砂比，增大支撑裂缝宽度，增加支撑裂缝导流能力；（5）适当减少顶替液量，确保裂缝入口的高导流能力；（6）控制压裂液返排速度，保证裂缝充分闭合，防止砂粒和煤粉返吐；（7）对多煤层井采用分层压裂改造，提高单煤层改造程度；（8）加强裂缝监测，优选压裂施工参数，指导压裂施工；（9）选用H1000型压裂机组及配套设备、车辆，保证满足压裂施工需求。3.9裂缝监测工艺及压裂施工分析和应用效果3.9.1裂缝监测工艺技术煤层压裂裂缝方位和几何尺寸，是
32、指导制定压裂方案的重要依据，是评价压裂效果的重要手段，对优化井网布置具有重要意义。选用大地电位法（微地震法）测试和井温测试，可测试出压裂裂缝形态、高度、方位和扩展长度，测试成功率100；结果准确可靠。微地震法测试对压裂施工进行同步裂缝监测，要求测试井周围必须有3口监测井，大地电位法测试要求在压裂液中加入25KCl，使压裂液与围岩的电阻率差异在3080倍之间，并须测出压前及压后大地电位差。井温测试须测出压裂前后井温曲线，要求在测压前井温基线时，井筒内液体静止48h以上，压后井温曲线应在压后26h内测完。另外，根据压裂施工数据和压降数据，也可计算并推断出动态裂缝几何尺寸、支撑裂缝几何尺寸和压裂液效
33、率。要求测压降时间为泵注时间的2.5倍以上。3.9.2压裂施工分析通过分析现场压裂施工曲线，认识了煤层气压裂规律是：无论是活性水压裂液还是水基冻胶压裂液，开始压裂泵注前置液时曲线呈小的正斜率，说明裂缝38新疆石油科技2010年第4期（第20卷）长度在增加，注携砂液时压力在稳定之后，大多数是缓慢地上升，到压力平稳后，降低砂比或稳定砂比，完成设计；也有少数层在注携砂液时曲线呈急剧陡的正斜率，产生“脱砂”现象，应采用停砂注液或降低砂比，待压力上升到一定泵压后再停砂或采用降低砂比与停砂交替进行以完成设计加砂。3.10煤层气CO2增产技术尽管应用水力压裂工艺技术对煤层进行强化改造，取得了一定的效果，但是
34、由于煤层的特殊物理性质，部分实施的常规的水力压裂技术增产效果不理想，因此，寻找更有效的煤层强化增产技术显得十分重要。经过近几年的探索和研究，认为利用CO2泡沫压裂工艺技术和CO2吞吐工艺技术可以有效地改善煤层的原始结构，提高煤层的有效渗透率，促进CH4的解吸，增加煤层气井的产能。提高煤层气开发的经济和社会效益。20世纪90年代，斯伦贝谢公司将CO2泡沫压裂工艺技术成功地应用于煤层改造，使一批低产煤层气井的产量得到大幅度的提高，给煤层气的开发提供了强有力的支持。目前CO2泡沫压裂工艺技术已被广泛地应用于煤层气的强化改造，并取得良好的经济效益和社会效益。而国内尚无试验先例。事实上，我国的煤层气储层
35、多为低压低渗储层，且含有一定的粘土矿物，从CO2泡沫压裂技术的特点来看，该项技术应比较适宜于煤层气储层。但由于CO2的相态变化特征，决定了CO2泡沫压裂技术在煤层气井中的应用具有一定的局限性，选用CO2泡沫压裂的煤层温度应在4O以上，并应尽量降低成本。3.10.1 CO2吞吐工艺技术的可行性CO2在低于临界温度和高于临界压力条件下，能够以液体的状态用专用的泵注入煤层。泵注的排量、压力、流体温度在一定范围内可调。进入煤层的CO2可能是纯液体，也可能有一部分溶于地层水中。随着泵注量的不断增加，CO2将沿煤层的孔隙和裂隙进入到煤层的深部。由于CO2溶于水形成的水溶液呈弱酸性，且具有较低的表面张力和界
36、面张力，所以它具有一定的溶蚀能力，可以解除部分矿物质的堵塞，有效防止粘土矿物的膨胀和运移，能改善和提高煤层的渗透率。据有关资料介绍，在同等地层条件下，CO2比CH4更容易吸附在煤的颗粒表面。由此可知，向煤层中注入一定量的CO2后，关井一段时间还可以置换出一定量的CH4。这不仅提高了煤层CH4的采收率，也加快了CH4的脱附速度，对提高煤层气井的产量十分有益。但是在向煤层中增注CO2的同时，也会使煤层的温度下降，可能会造成冷伤害，因此必须控制好注入速度和液态CO2的温度。在放喷排液的过程中，由于CO2的体积膨胀，可能会使煤层的流体流速过快，导致机械颗粒的运移，对煤层造成伤害，所以必须控制好放喷速度
37、，有效地保护煤层。3.10.2 CO2增能助排压裂工艺的可行性目前国内应用于煤层压裂改造的压裂液全部为水基压裂液。由于需压裂改造的煤层多数为低压、低渗煤层，所以在压裂施工中压裂液的高滤失和压后的难返排成为影响压裂效果的重要因素。因此在压裂前置液和携砂液中加入一定量的CO2能有效地解决以上问题。这种体系的压裂液由于泡沫质量低于52，通常都称为增能体系压裂液。压裂液中混入一定量的CO2后，在泵注过程中仍然是液态体系。当压裂液进入煤层以后，由于热交换作用和表面活性剂的作用，部分CO2将变为气体而分散于液体中，从而能够有效降低压裂液的滤失，提高压裂液造缝和携砂能力，使压裂的有效缝长更长、更宽，支撑裂缝
38、具有更高的导流能力。同时溶于水的CO2能够使压裂残液保持较低的pH值，防止次生沉淀物的生成。另外水溶性CO2液体具有较低的表面张力，利于压裂残液的返排。更重要的是CO2由液态变为气态体积迅速增大，在煤层中起到增能作用，利用这种作用可以使压裂残液迅速地得到返排，缩短排液时间，减少煤层伤害，提高压裂效果。3.10.3 CO2泡沫压裂工艺的可行性CO2泡沫压裂液与常规水基压裂液存在的最大差异是其交联环境的不同。常规水基压裂液是在碱性下交联、酸性下破胶；而CO2泡沫压裂液要求在酸性下交联。国外在使用CO2泡沫压裂液时，稠化剂为羧甲基羟丙基瓜胶，其结构决定在酸性条件下能形成良好的冻胶。国内，由于没有此种
39、产品，在提高使用羟丙基瓜胶用量的同时，开发研制了酸性交联剂，其交联冻胶性能良好。CO2泡沫压裂液性能测试结果显示，CO2泡沫压裂液具有很好的操作性、实用性。对于温度较低的煤储层，结合储层的物性，适当进行压裂液添加剂的筛选及用量，将形成适应煤储层特性及压裂工艺要求的压裂液配方。CO2泡沫压裂施工难点在于：压裂施工中需要较高的注入压力，需要配套特殊的泵注设备，压裂施工难度大，不安全因素较多。CO2泡沫压裂液的性能受很多因素的影响，除了压裂液添加剂的影响外，还受地层条件和施工参数的煤层气开采工艺技术39新疆石油科技2010年第4期（第20卷）影响。因此，在进行CO2泡沫压裂前，需要进行配伍性和流变性
40、试验，以确定最佳的配方和施工参数，保证施工的顺利和安全成功。泡沫压裂工艺是在常规压裂工艺的基础上发展产生的，因此泡沫压裂的设计思路与常规加砂压裂有许多相似之处，其主要目的都是为了获得足够长的具有高导流能力的支撑裂缝。CO2泡沫压裂施工设计是确定施工参数的基础，由于计算非常复杂，人工计算速度太慢，现在都依靠压裂设计软件来完成设计和优化设计。斯伦贝谢公司编制的压裂设计软件FracCADE最高版本已达到5.01，可以较好地完成CO2泡沫压裂设计的各种运算，确定比较合适的施工参数。3.10.4现场应用及成本预算从1999年至2004年，国内使用CO2泡沫压裂共进行了30余井次的施工。在气井上取得了良好
41、的增产效果。实施CO2泡沫压裂后，其压裂液的返排较氮气助排效果明显，不但返排时间短，而且返排率高。降低了由于压裂液进入储层形成水锁作用而对储层造成的伤害。以长庆油田2001年CO2泡沫压裂为例。CO2为1150元/t，压裂液为682元/m3，平均每口井比常规压裂增加设备费、运费和作业费为22104元。以煤层气井单井施工用100m3液量计算(包括50m3压裂液和50m3液体CO2，常规压裂液成本约为200元/m3)，应用CO2泡沫压裂单井施工的费用将增加近30104元。根据上述增加的费用，煤层气按0.58元/m3计算，30d增产煤层气为17 240m3/d，90d为5 747m3/d，180d为
42、2873m3/d。由此可以看出，虽然CO2泡沫压裂比常规水力压裂成本高，但只要每天能增产2 873m3煤层气，180d后可获得一定经济效益。随着成本逐渐下降，其效益会进一步增加。3.11注N2CH4在煤中的解吸主要受CH4分压控制，而不是受气藏系统总压力所控制。N2注入煤层后，将裂缝中CH4驱替走，从而降低了CH4分压，诱发CH4解吸，并驱动CH4流向井筒，几乎所有的气体(大于85%)都能被注入的N2所提取或“搜刮”出来。其优点是见效快；缺点是气体突破较早，稳产期较短。注N2生产前应进行小型现场试验，以减少与整个气田施工有关的某些技术及经济方面的不确定性。3.12注烟道气提高煤层气采收率(CO
43、2-ECBM)的可行性分析煤或石油等燃料燃烧而从烟道中排出的废气称为烟道气。烟道气的主要成分是CO2、CO、SO2、Nox、N2、O2、颗粒物质及少量酸性气体。烟道气排放出的大量CO2是导致大气温室效应的主要原因，富集和利用这些CO2是保护环境、节约资源的一个重要课题。理论上，通过注入CO2可以实现煤层气100%的最终采收率，CO2可以永久的储藏于煤层中；实际上，由于技术的原因和实际煤层自身的特征，不可能实现100%的煤层气的最终采收率，注入的CO2也不可能全部的永久留在煤层中，但是，只要优化钻井方案和注入程序及过程，一般可以实现比无CO2注入提高25%的最终采收率，注入的CO2至少也可以在煤
44、层中埋藏几百年的时间。CO2-ECBM技术会对环境产生一个良性的能源循环机制，能缓解燃料燃烧与环境日益突出的矛盾。因为，把因能源的消耗而产生的CO2注入不可采煤层中，一是减少了温室气体的排放，二是增加了吸附于煤层的CH4的产量。而产生的煤层CH4是一种比煤炭更清洁的能源，如能在产气地域附近建设一所燃气发电厂，从此电厂排出的烟道气的CO2纯度较高，可被注入煤层中，这不仅大大减少了温室气体的排放，而且降低了注入CO2的费用，可进一步实现能源良性循环。4结论及建议通过对10年来煤层气开采工艺技术的资料调研，得出以下几点主要结论：（1）煤储层和常规砂岩储层有许多不同，这就决定了各自的开采工艺也有许多不
45、同之处；（2）煤层气井生产分3个阶段，一是脱水降压阶段；二是稳定生产阶段；三是气产量下降阶段；（3）煤层气的开采，约96的都需要进行压裂等增产作业处理；目前推荐采用的压裂液有活性水、线性胶及冻胶；支撑剂则最好先选用小粒径支撑剂，而后再加入大粒径支撑剂；（4）注CO2、注N2能促进CH4的解吸，增加煤层气井产能；CO2泡沫压裂工艺技术则可有效解决煤层压裂施工中压裂液的高滤失和压后的难返排等问题。根据资料调研结果分析，结合新疆、特别是准噶尔盆地煤层气开发的前景，提出以下几点建议：（下转第45页）40新疆石油科技2010年第4期（第20卷）相应的要好的多，这就要求在设备上一定要跟的上；（3）多研究影
46、响效果因素，加强化学药剂的调配，尽量筛选多功能复合性药剂；（4）加强施工后管理工作，确保效果不打折；（5）车2井区齐古组油藏注水井注水初期注入能力都有不同程度的下降现象，原因是，一方面主要是由于地层低渗所引起的；另一方面，防膨剂的防膨率不论从理论上还是从实践中都无法达到100%的防膨效果，在注水初期不可避免的要损失一些渗透率。因此，防膨剂或粘土稳定剂的筛选有待进一步提高；（6）车2井区齐古组油藏地层堵塞主要是颗粒随流体流动，聚集于孔隙喉道，堵塞孔喉，粘土膨胀造成的水堵，乳化堵是其次要问题，因而在油水井解堵措施中，设计方案应将水堵作为主要问题来解决，在以后有条件可以将乳化堵作为次要问题考虑；（7
47、）继续做好增注工艺的研究工作，储备一些其它新工艺，确保增注后有效期较长。参考文献1孙永旭，卢忠海，司玉梅，宋娟.油田注水井酸化技术的改进及应用.郑州轻工业学院学报(自然科学版)，2008，（2）2林立民，李君珍，张淑坤.利用注水井酸化工艺提高油田开发效果.油气田地面工程，2005，(7)3田玉姣，卓健立.影响砂岩酸化效果的几点认识.石油钻采工艺，1990，(4)4郭志远，胡新宇，李新艳.注水井土酸酸化机理的研究与应用.内蒙古石油化工，2007，（6）5巩兰花，刘维亭，廖继辉.注水井土酸酸化机理的研究与应用.内江科技，2005，(5)6罗慧娟，代加林，赵立强，范晓娟.油气井中酸化反应机理分析.化
48、工时刊，2007，(9)责任编辑：张怀文收稿日期：2010-09-28（1）煤层气开采将是未来能源的新增长点，新疆煤层气开发已列入计划，因此，应积极开展煤层气开发工艺技术的研究；（2）压裂是煤层气开发中的必要增产措施，根据其特殊要求，应及早对煤层气压裂用液、添加剂和支撑剂进行研究；（3）注CO2、N2和CO2泡沫压裂工艺技术，已证明是有效的煤层气开采及增产新技术，在此方面应结合目前的实际情况，做一些具有针对性的研究和技术准备。参考文献1刘银仓，向素丽等.煤层气压裂工艺技术研究及应用.断块油气田，1998，5（5）：54562张高群，刘通义.煤层压裂液和支撑剂的研究及应用.油田化学，1999，1
49、6（1）：17203梁利，丛连铸等.煤层气井用压裂液研究及应用.钻井液与完井液，2001，18（2）：23264张志全，张军等.煤层气井水力压裂设计.江汉石油学院学报，2001，23（2）：32335丛连铸，汪永利等.水基压裂液对煤层储气层伤害的室内研究.油田化学，2002，19（4）：3343366王红霞，戴凤春等.煤层气井压裂工艺技术研究与应用.油气井测试，2003，12（1）：51527鲜保安，高德利等.煤层气高效开发技术.特种油气藏，2004，11（4）8丛连铸，吴庆红等.煤层气储层压裂液添加剂的优选.油田化学，2004，21（3）：2202239丛连铸等.CO2泡沫压裂在煤层气井中的
50、适应性.钻井液与完井液，2005，（01）10张麦云等.新型组合管柱在煤层气井分层测试及分层压裂中的应用.油气井测试，2005，（02）11张冬丽，王新海.煤层气降压开采机理研究.江汉石油学院学报，2004，26（3）：12412612单学军，张士诚等.煤层气井压裂裂缝扩展规律分析.天然气工业，2005，25（1）：13013213张金成，王小剑.煤层压裂裂缝动态法监测技术研究.天然气工业，2004，24（5）：10710914丛连铸，吴庆红等.CO2泡沫压裂技术在煤层气开发中的应用前景.中国煤层气，2004，1（2）：151715李玉魁，吴佩芳等.CO2增产技术改造煤层的可行性探讨.中国煤层