CN106337676A - 一种煤层气储层的压裂方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种煤层气储层的压裂方法，属于煤层气开采领域。该方法包括：在煤层中上部以及煤层上方的煤层顶板***孔后，向煤层顶板泵注活性水压裂液，形成第一裂缝；依次向第一裂缝中泵注低砂比携砂液和高砂比携砂液，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，形成含有砂类支撑剂的多条枝状裂缝。低砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、8-12％的砂类支撑剂、余量为水；高砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、12-48％的砂类支撑剂、余量为水。本发明提供的方法能在煤层气储层内形成远距离的支撑缝网，有效提高煤层气储层的产量。

Description

一种煤层气储层的压裂方法

技术领域

本发明涉及煤层气开采领域，特别涉及一种煤层气储层的压裂方法。

背景技术

我国煤层气开发主要集中在沁水盆地、鄂尔多斯盆地和二连盆地，该类区域的煤层气储层(简称煤层)包括深度在600米以内的浅煤层气储层以及深度超过600米的中深部煤层气储层。其中，中深部煤层气储层的含量达60％以上，其普遍具有孔隙度低、渗透率低、含水率低等“干煤”特性。中深部煤层气储层的上述特性导致其自然产能低，通常需要对其进行压裂，以改造煤层气储层的物理结构，人为地在煤层气储层中形成一条或几条高渗透能力的通道，以降低近井地带的流动阻力，增大渗流能力，实现经济开采，并获得产能。所以，提供一种煤层气储层的压裂方法，尤其是适用于具有上述“干煤”特性的煤层气储层的压裂方法十分必要。

目前常采用胍胶压裂、活性水压裂等工艺对煤层气储层进行压裂改造。其中采用活性水压裂工艺对中深部煤层气储层的压裂效果较好。该活性水压裂工艺通过在煤层气储层中形成具有一定几何尺寸的填砂裂缝，来扩大气与水的流动通道，从而提高储层的渗透性及孔隙度，以达到增产的目的。举例来说，现有技术公开了一种高阶煤煤层气储层压裂的方法，包括以下步骤：1)多口井煤层中部深射孔；2)活性水压裂；3)变排量压裂；4)全程加砂；5)测压降；6)放压；7)下入生产管柱。现有技术通过在煤层内预先射孔，利于造缝，然后在活性水中加入砂类支撑剂进行活性水压裂，以提高活性水的造缝能力。

发明人发现现有技术至少存在以下问题：

现有技术提供的方法一是无法在具有“干煤”特性的煤层气储层内形成远距离的支撑缝网，二是粘弹性的压裂液与该类煤层气储层之间摩擦力大，难以返排。以上两点都造成煤层气产量较低。

发明内容

本发明实施例所要解决的技术问题在于，提供了一种能在煤层气储层内形成远距离的支撑缝网，有效提高煤层气产量的煤层气储层的压裂方法。具体技术方案如下：

本发明实施例提供了一种煤层气储层的压裂方法，包括：

步骤a、在煤层中上部以及所述煤层上方的煤层顶板内进行射孔；

步骤b、向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，在所述煤层顶板内形成第一裂缝；

步骤c、向所述第一裂缝中泵注含有砂类支撑剂的低砂比携砂液，使所述砂类支撑剂进入所述第一裂缝内，所述低砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、8-12％的砂类支撑剂、余量为水；

步骤d、继续向所述第一裂缝内泵注含有砂类支撑剂的高砂比携砂液，以压窜所述煤层，在所述煤层内形成与所述第一裂缝连通的第二裂缝，并促使所述第二裂缝在所述煤层内延伸，在所述煤层内形成多条枝状裂缝，所述多条枝状裂缝内充满所述砂类支撑剂，所述高砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、15-45％的砂类支撑剂、余量为水；

步骤e、采用所述活性水压裂液将井筒内残留的所述砂类支撑剂顶替至所述多条枝状裂缝内，停泵，关井，待所述多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至所述井筒的井口不出砂时为止。

具体地，作为优选，所述步骤a中，所述射孔的孔密为16孔/米，相位角为60°。

具体地，作为优选，所述活性水压裂液包括以下质量百分含量的组分：1.0-2.0％的KCl、0.2-0.5％的粘土稳定剂、余量为水。

具体地，作为优选，所述步骤b中，所述活性水压裂液的排量为3.0-6.0m³/min，泵注量为300-500m³。

具体地，作为优选，所述步骤c中，所述低砂比携砂液的排量为1.8-2.2m³/min，泵注量为40-70m³。

具体地，作为优选，所述步骤d中，所述高砂比携砂液的泵注量为160-220m³。

具体地，作为优选，通过逐步提高排量的变排量方式，向所述第一裂缝内泵注所述高砂比携砂液。

所述变排量方式包括：控制所述高砂比携砂液的排量依次为2.2-2.6m³/min、2.7-3.2m³/min、3.3-3.6m³/min、3.8-4.2m³/min，相对应地，控制所述高砂比携砂液中砂类支撑剂的质量百分含量为12-16％、20-27％、29-40％、43-48％。

具体地，作为优选，所述砂类支撑剂为20-40目的天然石英砂。

具体地，作为优选，所述步骤e中，所述返排为：当所述井口的压力大于10MPa时，采用直径为3mm的油嘴进行返排；当所述井口的压力为5-10MPa时，采用直径为5mm的油嘴进行返排；当所述井口的压力小于5MPa时，采用直径为10mm的油嘴进行返排。

进一步地，所述方法还包括：当所述井口的压力为0时，采用所述活性水压裂液对所述井筒进行洗井处理。

本发明实施例提供的技术方案带来的有益效果是：

本发明实施例提供的煤层气储层的压裂方法，尤其适用于具有孔隙度低、渗透率低、含水率低等“干煤”特性的煤层气储层，通过向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，对其进行压裂施工，以在煤层顶板内形成第一裂缝，并有效提高煤层气储层的含水量；然后通过依次向第一裂缝中泵注含有羧甲基羟丙基胍胶的低砂比携砂液和高砂比携砂液，使其压窜煤层，能够在煤层内形成与第一裂缝连通的较长的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内各向延伸，从而在煤层内形成多条较长的枝状裂缝。由于羧甲基羟丙基胍胶的强携砂能力，最终使砂类支撑剂填充到煤层内的多条枝状裂缝内，从而在煤层气储层内形成远距离的支撑缝网，进而形成高导流能力的煤层气通道。此外，本发明实施例所用的活性水压裂液在进行返排时，能有效降低低砂比携砂液和高砂比携砂液的粘度，从而使三者快速返排，同时起到冲洗煤层的作用，不会堵塞煤层气储层，减少了压裂液滞留对煤层带来的伤害。可见，本发明实施例提供的方法，能在不伤害煤层气储层的前提下有效提高煤层气的产量。

具体实施方式

除非另有定义，本发明实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。在对本发明实施方式作进一步地详细描述之前，对理解本发明实施例一些术语给出定义。

本发明实施例所述的“低砂比携砂液”和“高砂比携砂液”均指的是含有砂类支撑剂的压裂液，它们均起到对煤层气储层进行压裂改造的作用，区别在于两者所含砂类支撑剂的质量百分含量不同。

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将对本发明实施方式作进一步地详细描述。

对于孔隙度低、渗透率低、含水率低等“干煤”特性的煤层气储层，现有技术常用的压裂改造工艺有胍胶压裂、清洁压裂液压裂、活性水压裂等工艺。而在胍胶压裂工艺中，由于胍胶压裂液的粘度大，与含水率低的煤层气储层之间存在较大阻力，难以返排。而在活性水压裂工艺中，虽然活性水压裂液粘度低、对地层伤害小、易返排，但是其携砂能力差，难以在煤层内形成足够长的有效支撑长缝。针对上述问题，本发明实施例提供了一种煤层气储层的压裂方法，尤其是针对具有上述“干煤”特性的煤层气储层的压裂方法。

本发明实施例提供了一种煤层气储层的压裂方法，该方法包括：

步骤101、在煤层中上部以及煤层上方的煤层顶板内进行射孔。

步骤102、向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，在该煤层顶板内形成第一裂缝。

步骤103、向第一裂缝中泵注含有砂类支撑剂的低砂比携砂液，使砂类支撑剂进入第一裂缝内。其中，该低砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、8-12％的砂类支撑剂、余量为水。

步骤104、继续向第一裂缝内泵注含有砂类支撑剂的高砂比携砂液，以压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成多条枝状裂缝，并使该多条枝状裂缝内充满砂类支撑剂。其中，该高砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、12-48％的砂类支撑剂、余量为水。

步骤105、采用活性水压裂液将井筒内残留的砂类支撑剂顶替至多条枝状裂缝内，停泵，关井，待多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至该井筒的井口不出砂时为止。

本发明实施例提供的煤层气储层的压裂方法，通过向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，对其进行压裂施工，以在煤层顶板内形成第一裂缝，同时有效增加煤层气储层的含水量；然后通过依次向第一裂缝中泵注含有羧甲基羟丙基胍胶的低砂比携砂液和高砂比携砂液，使其压窜煤层，能够在煤层内形成与第一裂缝连通的较长的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内各向延伸，从而在煤层内形成多条较长的枝状裂缝。由于羧甲基羟丙基胍胶的强携砂能力，最终使砂类支撑剂填充到煤层内的多条枝状裂缝内，从而在煤层气储层内形成远距离的支撑缝网，进而形成高导流能力的煤层气通道。此外，本发明实施例所用的活性水压裂液可以有效降低低砂比携砂液和高砂比携砂液的粘度，使三者快速返排，同时起到冲洗煤层的作用，不会堵塞煤层气储层，减少了压裂液滞留对煤层带来的伤害。可见，本发明实施例提供的方法，能在不伤害煤层气储层的前提下有效提高煤层气的产量。

具体地，通过步骤101在煤层中上部以及煤层上方的煤层顶板内进行射孔，不仅利于造缝并形成长缝，且能避免在后续压裂过程中煤层本身裂隙发育。其中，为了便于后续在煤层气储层内造长缝，优选在煤层距离煤层顶部2-4米的范围内以及煤层顶板距离煤层顶部3米以内的范围内进行射孔。可以理解的是，射孔对于本领域技术人员来说是常规手段，通过本领域的常规射孔操作即可实现步骤101。而作为优选，为了保证射孔的均匀性，以便在煤层内部形成各个异向的裂缝，本发明实施例限定该射孔的孔密为14-18孔/米，优选16孔/米，相位角为50°-70°，优选60°。进一步地举例来说，可以通过射102枪以及127弹来实现上述射孔操作。其中，相位角指的是在圆周方向上射孔方位错开的角度，一般的孔隙储层常用的射孔相位角为90°、120°或180°，而为了使孔道与煤层内的裂缝相交的机会增多，常采用45°、60°等相位角。

其中，本发明实施例提供的方法可以对砂岩、泥质砂岩、砂质泥岩、泥岩等质地的煤层顶板进行射孔并造缝。为了利于人为地形成可控的长缝，优选对砂岩、泥质砂岩质地的煤层顶板进行射孔。

通过步骤102向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，以对该煤层顶板进行压裂，从而在该煤层顶板内形成第一裂缝。由于所采用的活性水压裂液包括以下质量百分含量的组分：1.0-2.0％的KCl、0.2-0.5％的粘土稳定剂、余量为水。上述组成的活性水压裂液不仅成本低，且其岩心防膨率大于80％，煤芯伤害率小于20％，在实现造缝的同时，可以增加煤层气储层的含水量，改善该煤层气储层的“干煤”特性，并且能有效防止粘土膨胀，减少对地层的伤害。此外，上述组成的活性水压裂液能够增加可流动水，有效解决煤岩和碎屑岩粘土的膨胀问题，进一步降低压裂过程中对煤层的伤害。

其中，该粘土稳定剂为本领域现有技术，举例来说，其可以为季胺盐类粘土稳定剂、2-乙基三甲基氯化铵CETA、PA-F型粘土稳定剂、聚季铵-氯化铵复合粘土稳定剂、二甲基二烯丙基氯化铵同丙烯酰胺的共聚物等等。或者其可以为常见的市售产品，例如西安亚邦石油科技有限公司等提供的市售粘土稳定剂。

作为优选，步骤102中，活性水压裂液的排量为3.0-6.0m³/min，优选为4-5m³/min，泵注量为300-500m³。优选为400m³。通过对活性水压裂液的排量和泵注量进行如上限定，不仅能可控地在煤层顶板内造缝，且能最小化地减少对煤层的伤害，并降低原料成本。其中，本发明实施例所述的“排量”指的是泵注过程中，各压裂液的泵注流量。

步骤103向第一裂缝中泵注含有砂类支撑剂的低砂比携砂液，该低砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、8-12％的砂类支撑剂、余量为水。上述低砂比携砂液含有羧甲基羟丙基胍胶，其不仅具有较强的携砂能力，能携带砂类支撑剂填充到第一裂缝内，提高造缝效果，利于在煤层内形成长缝，且破胶后易于返排，对煤层的伤害较小。

进一步地，该羧甲基羟丙基胍胶为低温冻胶，其在地层温度(约为20-50℃，)下、170s^-1条件下粘度为30-50mPa·s，破胶粘度小于5mPa·s，煤芯伤害率小于20％。如此以来，能够在返排时迅速破胶，粘度下降为原来的10-17％，从而在短时间内最大限度进行返排，减少煤层内的堵塞，尽可能降低对煤层的伤害。

其中，所用的助排剂为本领域现有技术，其作为一种表面活性剂，尤其是非离子型表面活性剂，用于在压裂过程中帮助液体从地层返排。举例来说，该助排剂可以包括氟碳类表面活性剂、芥酸酰胺丙基磺基甜菜碱、十二烷基二甲基甜菜碱、烷基酚聚氧乙烯醚、生物破乳剂SWP等。其中，上述的地层温度根据不同的油田或盆地而有着不同的温度范围，举例来说，冀中地区的地温梯度为3.7℃/100m。

作为优选，步骤103中，低砂比携砂液的排量为1.8-2.2m³/min，优选为2.0m³/min，泵注量为40-70m³，优选为50m³。本发明实施例通过如上限定低砂比携砂液的排量和泵注量，能够有效控制第一裂缝的走向和深度，使其呈直线性伸入煤层，利于在煤层内形成长缝。

步骤104通过继续泵注高砂比携砂液，能够有效压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的较长的第二裂缝，并能够促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成充满砂类支撑剂的多条枝状裂缝，从而与煤层顶板沟通形成高导流能力通道。其中，所述的“枝状裂缝”指的是在煤层内，以第二裂缝为主裂缝，并以此沿不同的方向各个延伸的多条子裂缝。可以理解的是，多第二裂缝和条子裂缝彼此之间可以互相交叉，它们共同形成网状的支撑缝隙。

此外，步骤104中所用的高砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、12-48％的砂类支撑剂、余量为水。且该高砂比携砂液的泵注量为160-220m³，优选为200m³。本发明实施例通过如上限定该高砂比携砂液，不仅能保证在煤层内形成远距离的裂缝，且能保证所形成的裂缝内均充满砂类支撑剂，提高造缝效果。

作为优选，步骤104中采用逐渐提高排量的变排量方式泵注高砂比携砂液，具体操作如下：控制高砂比携砂液的排量依次为2.2-2.6m³/min、2.7-3.2m³/min、3.3-3.6m³/min、3.8-4.2m³/min，且排量依次优选为2.5m³/min、3.0m³/min、3.5m³/min、4.0m³/min。对应地，控制高砂比携砂液中砂类支撑剂的质量百分含量为12-16％、20-27％、29-40％、43-48％，且依次优选为15％、25％、35％、45％。本发明实施例通过逐步提高排量的方式泵注高砂比携砂液，首先保证在煤层内沿纵向形成较深的第二裂缝作为主缝，待主缝形成后，通过逐步增加高砂比携砂液的排量和其中所含砂类支撑剂的质量百分含量，以在其周围形成更多个深度同样较深的裂缝，从而在煤层内形成远距离的支撑缝网。

具体地，本发明实施例所述的砂类支撑剂为本领域现有技术，为了提高造缝效果，且不对煤层造成伤害，本发明实施例优选目数为20-40目的天然石英砂。举例来说，该天然石英砂的目数可以为20-30目、25-35目、33-39目、22目、27目、29目、31目、34目、36目、38目等。

步骤105通过待造缝完成后，对泵注至煤层内的各个压裂液进行返排处理，从而减少煤层堵塞带来的伤害。步骤102中泵注了活性水压裂液，与低砂比携砂液、高砂比携砂液混合，有效降低两者的粘度，有利于快速返排，同时起到冲洗煤层、减少压裂液滞留伤害的作用。具体地，为了返排完全彻底，该返排具体按如下方式进行操作：当井口的压力大于10MPa时，采用直径为3mm的油嘴进行返排；当井口的压力为5-10MPa时，采用直径为5mm的油嘴进行返排；当井口的压力小于5MPa时，采用直径为10mm的油嘴进行返排。

进一步地，本发明实施例提供的方法还包括：当井筒的井口的压力为0时，采用活性水压裂液对井筒进行洗井处理，以清理干净井筒内的沉砂和煤粉等杂质，从而保证井筒通畅，利于煤层气的排采。

更进一步地，待上述压裂过程完成后，即可下泵装抽排采，促进以上各压裂液进一步降粘流动及返排，并进行煤层气的排采作业。

以下将通过具体实施例进一步地描述本发明。

在以下具体实施例中，所涉及的操作未注明条件者，均按照常规条件或者制造商建议的条件进行。所用原料未注明生产厂商及规格者均为可以通过市购获得的常规产品。以下实施例中所涉及的部分原料信息如下：

粘土稳定剂，QY-138型，购自西安亚邦石油科技有限公司；

天然石英砂，规格：20目(实施例1、实施例2)和40目(实施例3、实施例4)，购自石嘴山市中鹏净水材料有限公司；

助排剂，OF-101，上海楚星化工有限公司。

实施例1

本实施例所选取的煤层为山西沁南地区的安泽区块，该煤层的深度为800-806米，厚度为6米，煤层顶板为泥质砂岩，煤层顶板的深度为795-800米，厚度为5米。

1)射孔：在煤层中上部距离煤层顶板4米以及煤层上方的煤层顶板内距煤层顶部3米处进行射孔(102枪，127弹，60度相位角，孔密为16孔/米)，射孔深度为797-804米，射孔厚度为7米，射孔个数为112个。

2)泵注活性水压裂液：配制活性水压裂液，其包括以下质量百分含量的组分：1.0％的KCl、0.2％的粘土稳定剂以及余量的水。控制该活性水压裂液的排量为5.0m³/min，向完成射孔的煤层顶板内泵注500m³的该活性水压裂液，对完成射孔的煤层顶板进行压裂施工，使完成射孔的煤层顶板内形成第一裂缝。

3)泵注低砂比携砂液：配制低砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.1％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下的粘度为30mPa·s)、1％的KCl、0.5％的助排剂、10％的天然石英砂。控制低砂比携砂液的排量为2.0m³/min，向第一裂缝中泵注的低砂比携砂液，使天然石英砂进入第一裂缝内。

4)泵注高砂比携砂液：配制高砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.1％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下粘度为30mPa·s)、1％的KCl、0.5％的助排剂、以及质量百分含量分别为15％、25％、35％和45％的天然石英砂。控制高砂比携砂液的排量依次为2.5m³/min、3.0m³/min、3.5m³/min、4.0m³/min，对应地，控制该高砂比携砂液中天然石英砂的质量百分含量为15％、25％、35％、45％，继续向第一裂缝内泵注200m³该高砂比携砂液，以压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成多条枝状裂缝，并使该天然石英砂进入到该多条枝状裂缝内。

5)采用活性水压裂液将井筒内残留的天然石英砂顶替至多条枝状裂缝内，停泵，关井0.5小时，待多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至井筒的井口不出砂时为止。

6)当井口的压力为0时，采用活性水压裂液对井筒进行洗井处理，然后下泵装抽排采，促进压裂液进一步降粘流动及返排。

利于本实施例提供的压裂方法，煤层气排采用井的单井产气量达2500m³/d(立方米/天)，且稳定期达1年。可见，利用本发明实施例提供的方法有效提高了煤层气的产气量，并且稳定期长。

实施例2

本实施例所选取的煤层为山西沁南地区的郑庄区块，该煤层的深度为1000-1006米，厚度为6米，煤层顶板为砂岩，煤层顶板的深度为995-1000米，厚度为5米。

1)射孔：在煤层中上部距离煤层顶板3米以及煤层上方的煤层顶板内距煤层顶部3米处进行射孔(102枪，127弹，60度相位角，孔密为16孔/米)，射孔深度为997-1003米，射孔厚度为6米，射孔个数为96个。

2)泵注活性水压裂液：配制活性水压裂液，其包括以下质量百分含量的组分：1.5％的KCl、0.3％的粘土稳定剂以及余量的水。控制该活性水压裂液的排量为3.0m³/min，向完成射孔的煤层顶板内泵注400m³的该活性水压裂液，对完成射孔的煤层顶板进行压裂施工，使完成射孔的煤层顶板内形成第一裂缝。

3)泵注低砂比携砂液：配制低砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.15％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下的粘度为30mPa·s)、1.5％的KCl、0.7％的助排剂、8％的天然石英砂。控制低砂比携砂液的排量为2.0m³/min，向第一裂缝中泵注的低砂比携砂液，使天然石英砂进入第一裂缝内。

4)泵注高砂比携砂液：配制高砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.1％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下粘度为30mPa·s)、1％的KCl、0.5％的助排剂、以及质量百分含量分别为13％、22％、33％、44％的天然石英砂。控制高砂比携砂液的排量依次为2.2m³/min、2.8m³/min、3.4m³/min、3.9m³/min，对应地，控制该高砂比携砂液中天然石英砂的质量百分含量为13％、22％、33％、44％，继续向第一裂缝内泵注150m³该高砂比携砂液，以压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成多条枝状裂缝，并使该天然石英砂进入到该多条枝状裂缝内。

5)采用活性水压裂液将井筒内残留的天然石英砂顶替至多条枝状裂缝内，停泵，关井0.5小时，待多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至井筒的井口不出砂时为止。

6)当井口的压力为0时，采用活性水压裂液对井筒进行洗井处理，然后下泵装抽排采，促进压裂液进一步降粘流动及返排。

利于本实施例提供的压裂方法，煤层气排采用井的单井产气量达1700m³/d，且稳定期达1.5年。可见，利用本发明实施例提供的方法有效提高了煤层气的产气量。

实施例3

本实施例所选取的煤层为山西沁南地区的安泽区块，该煤层的深度为800-803米，厚度为3米，煤层顶板为泥质砂岩，煤层顶板的深度为795-800米，厚度为5米。

1)射孔：在煤层中上部距离煤层顶板2米以及煤层上方的煤层顶板内距煤层顶部3米处进行射孔(102枪，127弹，60度相位角，孔密为16孔/米)，射孔深度为797-802米，射孔厚度为5米，射孔个数为80个。

2)泵注活性水压裂液：配制活性水压裂液，其包括以下质量百分含量的组分：1.8％的KCl、0.4％的粘土稳定剂以及余量的水。控制该活性水压裂液的排量为4.5m³/min，向完成射孔的煤层顶板内泵注300m³的该活性水压裂液，对完成射孔的煤层顶板进行压裂施工，使完成射孔的煤层顶板内形成第一裂缝。

3)泵注低砂比携砂液：配制低砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.2％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下的粘度为30mPa·s)、1.8％的KCl、1.0％的助排剂、10％的天然石英砂。控制低砂比携砂液的排量为2.0m³/min，向第一裂缝中泵注的低砂比携砂液，使天然石英砂进入第一裂缝内。

4)泵注高砂比携砂液：配制高砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.1％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下粘度为30mPa·s)、1％的KCl、0.5％的助排剂、质量百分含量分别为15％、25％、35％和45％的天然石英砂。控制高砂比携砂液的排量依次为2.5m³/min、3.0m³/min、3.5m³/min、4.0m³/min，对应地，控制该高砂比携砂液中天然石英砂的质量百分含量为15％、25％、35％、45％，继续向第一裂缝内泵注100m³该高砂比携砂液，以压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成多条枝状裂缝，并使该天然石英砂进入到该多条枝状裂缝内。

5)采用活性水压裂液井筒内残留的天然石英砂顶替至多条枝状裂缝内，停泵，关井0.5小时，待多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至井筒的井口不出砂时为止。

6)当井口的压力为0时，采用活性水压裂液对井筒进行洗井处理，然后下泵装抽排采，促进压裂液进一步降粘流动及返排。

利于本实施例提供的压裂方法，煤层气排采用井的单井产气量达2500m³/d，且稳定期达1年。可见，利用本发明实施例提供的方法有效提高了煤层气的产气量。

实施例4

本实施例所选取的煤层为山西沁南地区的郑庄区块，该煤层的深度为1000-1003米，厚度为3米，煤层顶板为砂岩，煤层顶板的深度为995-1000米，厚度为5米。

1)射孔：在煤层中上部距离煤层顶板2米以及煤层上方的煤层顶板内距煤层顶部3米处进行射孔(102枪，127弹，60度相位角，孔密为16孔/米)，射孔深度为797-804米，射孔厚度为5米，射孔个数为80个。

2)泵注活性水压裂液：配制活性水压裂液，其包括以下质量百分含量的组分：2.0％的KCl、0.5％的粘土稳定剂以及余量的水。控制该活性水压裂液的排量为6.0m³/min，向完成射孔的煤层顶板内泵注450m³的该活性水压裂液，对完成射孔的煤层顶板进行压裂施工，使完成射孔的煤层顶板内形成第一裂缝。

3)泵注低砂比携砂液：配制低砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.3％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下的粘度为30mPa·s)、2.0％的KCl、0.5％的助排剂、12％的天然石英砂。控制低砂比携砂液的排量为2.0m³/min，向第一裂缝中泵注的低砂比携砂液，使天然石英砂进入第一裂缝内。

4)泵注高砂比携砂液：配制高砂比携砂液，其包括以下质量百分含量的组分：0.1％的羧甲基羟丙基胍胶(170s^-1下粘度为30mPa·s)、1％的KCl、0.5％的助排剂、质量百分含量分别为16％、27％、40％、48％的天然石英砂。控制高砂比携砂液的排量依次为2.6m³/min、3.2m³/min、3.6m³/min、4.2m³/min，对应地，控制该高砂比携砂液中天然石英砂的质量百分含量为16％、27％、40％、48％，继续向第一裂缝内泵注200m³该高砂比携砂液，以压窜煤层，在煤层内形成与第一裂缝连通的第二裂缝，并促使第二裂缝在煤层内延伸，在煤层内形成多条枝状裂缝，并使该天然石英砂进入到该多条枝状裂缝内。

5)采用活性水压裂液将井筒内残留的天然石英砂顶替至多条枝状裂缝内，停泵，关井0.5小时，待多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至井筒的井口不出砂时为止。

6)当井口的压力为0时，采用活性水压裂液对井筒进行洗井处理，然后下泵装抽排采，促进压裂液进一步降粘流动及返排。

利于本实施例提供的压裂方法，煤层气排采用井的单井产气量达1700m³/d，且稳定期达1.5年。可见，利用本发明实施例提供的方法有效提高了煤层气的产气量。

以上所述仅为本发明的较佳实施例，并不用以限制本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种煤层气储层的压裂方法，包括：

步骤a、在煤层中上部以及所述煤层上方的煤层顶板内进行射孔；

步骤b、向完成射孔的煤层顶板内泵注活性水压裂液，在所述煤层顶板内形成第一裂缝；

步骤c、向所述第一裂缝中泵注含有砂类支撑剂的低砂比携砂液，使所述砂类支撑剂进入所述第一裂缝内，所述低砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、8-12％的砂类支撑剂、余量为水；

步骤d、继续向所述第一裂缝内泵注含有砂类支撑剂的高砂比携砂液，以压窜所述煤层，在所述煤层内形成与所述第一裂缝连通的第二裂缝，并促使所述第二裂缝在所述煤层内延伸，在所述煤层内形成多条枝状裂缝，所述多条枝状裂缝内充满所述砂类支撑剂，所述高砂比携砂液包括以下质量百分含量的组分：0.1-0.3％的羧甲基羟丙基胍胶、1-2％的KCl、0.5-1％的助排剂、12-48％的砂类支撑剂、余量为水；

步骤e、采用所述活性水压裂液将井筒内残留的所述砂类支撑剂顶替至所述多条枝状裂缝内，停泵，关井，待所述多条枝状裂缝闭合后，开井，返排，至所述井筒的井口不出砂时为止。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤a中，所述射孔的孔密为16孔/米，相位角为60°。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述活性水压裂液包括以下质量百分含量的组分：1.0-2.0％的KCl、0.2-0.5％的粘土稳定剂、余量为水。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述步骤b中，所述活性水压裂液的排量为3.0-6.0m³/min，泵注量为300-500m³。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤c中，所述低砂比携砂液的排量为1.8-2.2m³/min，泵注量为40-70m³。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，所述步骤d中，所述高砂比携砂液的泵注量为160-220m³。

7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，通过逐步提高排量的变排量方式，向所述第一裂缝内泵注所述高砂比携砂液，

所述变排量方式包括：控制所述高砂比携砂液的排量依次为2.2-2.6m³/min、2.7-3.2m³/min、3.3-3.6m³/min、3.8-4.2m³/min，对应地，控制所述高砂比携砂液中砂类支撑剂的质量百分含量为12-16％、20-27％、29-40％、43-48％。

8.根据权利要求1-7任一项所述的方法，其特征在于，所述砂类支撑剂为20-40目的天然石英砂。

9.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述步骤e中，所述返排为：当所述井口的压力大于10MPa时，采用直径为3mm的油嘴进行返排；当所述井口的压力为5-10MPa时，采用直径为5mm的油嘴进行返排；当所述井口的压力小于5MPa时，采用直径为10mm的油嘴进行返排。

10.根据权利要求9所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：当所述井口的压力为0时，采用所述活性水压裂液对所述井筒进行洗井处理。