我局完成2口煤层气井的压裂施工

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我局地勘院大村项目部、高县项目部自2018年6月20日至7月6日完成了丛3-2井、川高参2井共四层段六个煤层的射孔、压裂工作，目前两井正处于防溢流阶段。丛3-2井于7月12日已见到游离气，可以点火。

科学布井，高效实施钻井工程

丛3-2井、川高参2井于2017年11、12月完成钻井、气测综合录井、测井及固井工作。

丛3-2井是我局的第一口煤层气定向井，是“四川煤层气规模化开发综合评价试验示范工程”的关键井。设计最大井斜11.94°、C ₂₅ 煤层靶点位移116.49m、靶心半径20.00m、最大全角变化率4.5°/25m。完钻井深786.50m，人工井底770.00m，水泥返深330.00m；在104.90m开始采用“单弯螺杆+无线随钻测斜仪”实施造斜，最大井斜17.41°、位移113.21m，靶心半径5.42m，最大全角变化率4.38°/25m，质量良好。

川高参2井是局地勘院承担的中国地质调查局油气资源调查中心的“川南宜宾地区煤层气调查钻探工程”，继川高产1井取得日高产气8310m ³ 后施工的又一口煤层气调查试验井，集调查井、试验井一体，成井周期大大缩短。完钻井深868.00m，岩煤芯采取率90%以上，人工井底849.59m，水泥返深465.00m，质量良好。

精心组织压裂施工作业

丛3-2井、川高参2井均采用可溶式电缆桥塞射孔联作分层压裂、合层排采技术。先射开下部的C ₂₅ 、C ₆₊₇ +C ₈ 煤层，压裂完成后；带压射开上部的C ₂₃ +C ₁₇ 、C ₁ 煤层，并实施压裂施工。压裂施工数据表明，丛3-2井施工排量6.0-8.0m ³ /min，分别加砂32.12m ³ （含低密度砂14.0 m ³ ）、50.27 m ³ （含低密度砂20.0m ³ ），破裂压力分别为29.5Mpa、20.5Mpa，工作压力分别为16.7-36.9Mpa、21.4-37.5Mpa，平均砂比分别为9.5%、10.1%，共计加入清水1605m ³ ，停泵压力16.5Mpa、21.8MPa。

压裂施工曲线反映，丛3-2井C ₂₅ 煤层压裂施工期间作业压力变化幅度与DCMT-3井区有可比性，但C ₁₇ +C ₂₃ 煤层的压裂作业压力较高，清水携砂、加砂难度极大，砂比偏低，作业中通过多次段塞式加细砂并加入低密度支撑剂后，才为后期加入粗砂起到了辅助作用。

川高参2井6.0-8.0m ³ /min，分别加砂52m ³ 、6.2m ³ ，破裂压力分别为12.88Mpa、29.98Mpa工作压力分别为21-24Mpa、45-50Mpa，平均砂比分别为8.3%、1.9%，共计加入清水1624m ³ ，停泵压力19Mpa、50Mpa。

压裂施工曲线反映，川高参2井主要产气层C ₆₊₇ +C ₈ 煤层和川高参1井具有可比性，而C ₁ 煤层压裂施工期间压力居高不下，支撑剂加入难度大。

改造效果有待排采设备装抽后，按照“稳定、连续、缓慢、长期”的科学原则实施排采作业，拭目以待。

加强基础研究，制定实用有效压裂方案

煤层气开发的关键环节是煤储层的改造，通常称压裂。煤层是低孔隙度、低渗透、低压力的非常规储层，特色在于其节理、裂隙发育，川南地区高煤阶煤层的含气量一般高达20m ³ /t以上，具备较好的开发潜力和实现规模化开发的物质基础和技术条件。

分布于古叙矿区的丛3-2井、芙蓉矿区的川高产2井地质条件既具有可比性，又有自身的特点，在煤层气勘探试验的技术与方法上虽具有借鉴性，但不具可复制性。

本次储层在方案编制过程中加强了对DCMT-3井、川高参1井区煤层气井的经验、教训的系统分析研究与总结，认为：储层改造的规模比较适合各井井情，排量、砂比、支撑剂类型及数量基本符合FrancoPT软件模拟基本预期，但存在压裂液滤失大、支撑剂铺砂浓度不高、工作压力高及排采达到临界解析压力后的排采管理制度制定存在较多不合理及需要改进等问题，为此两井开展了各种针对压裂液降滤失、携砂能力提升、降低工作压力、排采制度等方面的系列研究。

1、丛3-2井

由于DCMT-3井区产气量差异较大、携砂能力不好、工作压力大，截止2017年年底累计采出气率偏低，认为是DCMT-3井区加砂难度大、井筒附近压裂形成的网状裂缝较有限、主要导流裂缝远端支撑剂少，未能持续供气与地层解析甲烷能力受到抑制等问题，在数十件样品研究黏土成分及分布规律、CST实验、驱替实验等基础上提出用“控破裂压裂技术、纳米膜压裂液、可溶性暂堵球、低密度支撑剂”等解决方案。根据专家组的意见，丛3-2井目前尚不具备开展纳米膜压裂液创新实验的条件，仍选择较为成熟的“清水+砂”工艺。

根据压裂施工过程及微地震裂缝监测（深孔检波器+浅坑三分量检波器相结合）初步解释成果显示，井筒附近缝网形成的规模好于预期、裂缝延伸长度与软件模拟较为接近，裂缝半长约100m，裂缝高度控制在避开水层的有效范围内。

2、川高参2井

在分析川高参1井的基础上，提出重点是加强地层出现解析压力后的排采管理，如何在加强排采过程实现井底流压、产气量、井口油压（套压）三条曲线的相对稳定上下功夫。同时作为勘探试验试气井，在川高参1井证实C ₆₊₇ +C ₈ 作为主采目标煤层的前提下，继续对C ₁ 煤层进行改造，一是证实C ₁ 煤层的开发潜力与产气能力，同时又为下一步开发建武——罗场向斜的煤层气资源提供更加科学的依据。

通过本次两口井的选层、储层改造方案编制及压裂施工表明，我局在煤层气井的选区、选层与选段、储层方案与施工工艺的系统研究与认识水平上有了实质性的提高：不人云亦云，不照抄照搬，根据煤层气开发试验“一井一策”的原则，深挖有利信息，总结以往经验，充分跟踪煤层气开发成功经验及其使用条件与基础，冷静思考，沉着应对，多方咨询、论证、科学决策。上述工作方法希望能对我局煤层气等非常规油气的勘探、评价、试验等有所帮助和启发。