大宁–吉县区块深部煤层气多轮次转向压裂技术及应用

鄂尔多斯盆地东缘大宁-吉县区块深部煤层气资源丰度高,煤储层天然裂缝与煤自身割理裂隙发育、煤体结构好、机械强度高、顶底板封盖能力强,为大规模体积压裂缝网的形成提供了有利条件。超大规模压裂改造工艺使深部煤层气单井产量获得重大突破,但示踪剂监测结果显示,水平井各压裂段产气效果贡献不均一、资源动用存在盲区、综合效益未达预期。指出深部煤储层形成超大规模有效缝网面临两类主要挑战:(1)深部煤层裂缝扩展规律认识不清;(2)现有压裂技术存在过度改造及改造不充分区域。基于此问题,提出适合深部煤储层改造的多轮次转向缝网弥合压裂技术。首先,分析深部煤层超大规模缝网形成的可行性;其次结合现场压裂数据与微地震监测结果,分析地层曲率、倾角等对压裂裂缝扩展的影响;最后建立应力场计算方法,以此为依据,进行多轮次转向工艺优化及现场试验。在大宁-吉县区块现场进行试验验证,井周微应力场非均匀区域水力裂缝实现了较为均匀的扩展,增大了裂缝整体改造体积,单井产气效果较周边井有明显提升,其中DJ55井5轮次压裂,储层改造体积达到243.6×10^(4)m^(3),生产340 d累产气量970.5×10^(4)m^(3),平均日产气量2.85×10^(4)m^(3),日产量和压力均保持稳定,改造效果较好,预计采收储量(EUR)大于3000×10^(4)m^(3),产气潜力较大;JS8-6P05井第1-7段采用2~3轮次压裂,压后日产气量8.59×10^(4)m^(3),相比各段均采用单轮次压裂的JS8-6P04井加砂规模降低41.9%、压裂费用降低21%,但2口井水平段千米日产气量相当。试验效果表明,多轮次压裂工艺在一定程度上解决了水平井两侧应力差异而导致的裂缝单侧扩展问题,促进井筒两侧压裂裂缝趋于均匀扩展,极大程度上保障了深部煤储层资源动用程度和压后产量,是深部煤层气压裂工艺降本增效的主要技术途径。

深部煤储层孔隙结构特征及其勘探意义——以鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块为例

深部煤层气是煤层气勘探新领域,资源潜力巨大,2021年,鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块(大吉区块)2000 m以深的煤层气勘探开发取得重大突破,吉深6-7平01井初期产气量达10×10^(4)m^(3)/d,揭开了盆地深部煤层气规模勘探开发的序幕。缺少针对性孔隙特征的系统研究,制约了研究区深部煤层气的高效开发。基于岩心和扫描电镜、全直径CT扫描、储集物性测试、CO_(2)低压吸附、N2低压吸附、高压压汞等测试资料,系统分析了大吉区块太原组深部8号煤层的储层特征和孔隙结构,结果表明:①深部8号煤储层形成于潟湖相覆水森林沼泽,煤岩类型以光亮煤和半亮煤为主,有机质热演化程度高(Ro平均为2.81%),割理和裂隙较为发育,但多被次生矿物充填,有效裂缝占比低。②深部8号煤储层储集物性较差,基质孔隙度在3.60%~6.11%,平均为3.65%,基质渗透率在0.001~0.060 mD,平均为0.016 mD,属于特低孔、特低渗储层;孔隙类型以微孔为主,宏孔次之,介孔欠发育;微孔的比表面积占比达99%以上,是吸附态甲烷的主要赋存场所。③与盆地中—浅部8号煤储层和四川盆地龙马溪组页岩储层相比,研究区深部8号煤储层的渗透性更差,这主要是由于有效割理和裂隙较少、孔隙以微孔为主且连通性差。基于研究认识,转变储层改造思路,采用超大规模体积压裂工艺,显著提升了深部8号煤储层的产气量,有效指导了研究区深部煤层气的勘探开发。