基于无量纲裂缝导流能力的煤储层压裂效果分析

煤储层原位渗透率普遍偏低,通常需用水力压裂造缝方式改善煤储层的渗透性能,但其效果的定量评价长期未能有效解决。本文以沁水盆地南部郑庄区块16口新井为例,采用有限导流能力裂缝模型拟合压裂造缝后关井阶段的压降曲线,计算了裂缝的无量纲导流能力(CfD),实现了压裂效果的定量化分析,并讨论了其地质影响因素。结果显示,CfD值越大,压裂效果越好;煤岩杨氏模量、剪切模量和体积模量的增加,裂缝无量纲导流能力有减小的趋势,但与煤岩泊松比大小无关。煤储层纵向上的力学非均质性对裂缝无量纲导流能力也有影响,随着非均质程度的增加,无量纲导流能力逐渐增加;当非均质性达到一定程度时,无量纲导流能力变低。     

沁水盆地南部煤储层水力压裂裂缝发育特征的数值模拟研究

以沁水盆地南部为研究区,以山西组3号煤储层为目标层位,根据该区的地应力场特征以及晋城市寺河矿煤样的三轴压缩实验结果,利用大型有限元软件ANSYS建立了该区3号煤储层的地质模型,模拟水力压裂过程中地应力场和储层弹性模量对裂缝起裂压力和裂缝扩展形态的影响。结果表明:裂缝的起裂压力与最大水平主应力无关,随最小水平主应力的增大而线性增大,变化范围为10～25 MPa;裂缝的最大缝长和最大缝宽不随最大水平主应力的变化而变化,随最小水平主应力和煤岩弹性模量的增大而减小,其中最大缝长介于36～83 m范围内的概率最高。模拟结果和现场数据基本吻合,说明该模型具有一定的合理性,研究成果对于沁水盆地南部地区煤层气井水力压裂设计具有重要的参考价值。     

碳酸盐岩酸压裂缝导流能力随缝长变化规律研究

酸压裂缝的缝长和导流能力是评价酸化压裂效果的2个重要指标, 通过应用FracproPT软件对碳酸盐岩酸压过程中酸蚀裂缝导流能力和缝长变化趋势的拟合, 总结了碳酸盐岩油气藏不同储层类型中的裂缝导流能力随缝长的变化规律, 从裂缝导流能力随缝长的变化趋势中可以半定量判断碳酸盐岩储层中缝洞发育带的发育规模。拟合结果与地震和测井解释结果相结合, 对定性和定量判断碳酸盐岩缝洞发育体的规模具有重要意义。      

煤储层压裂轻质陶粒支撑剂粒级配比优化

水力压裂是目前煤储层改造增透的主要技术措施之一,支撑剂在压裂裂缝中的铺置范围和输送距离是衡量水力压裂效果的重要指标。针对潞安矿区煤储层特点,采用物理实验和数值模拟方法,对比分析试验煤层气井压裂支撑剂导流能力、铺砂范围、粒径组合等因素对裂缝导流能力的影响,筛选出最优的支撑剂粒径和粒级配比。结果表明,随着闭合压力增大,不同粒径覆膜轻质陶粒支撑剂对裂缝导流能力降低;相同粒径覆膜轻质陶粒在裂缝中形成的砂堤和铺砂区长度是传统石英砂的2倍左右;40~60目(0.25~0.38 mm)、16~40目(0.38~1.00 mm)、12~20目(0.83~1.40 mm)3种粒级覆膜轻质陶粒中,12~20目压裂裂缝长度、支撑缝长和平均支撑剂浓度最小,而导流能力最高;当3种粒级40~60目、16~40目、12~20目配比为1∶6∶2时,覆膜轻质陶粒压裂效果最好,平均裂缝缝长320 m,裂缝宽度0.672 cm,支撑剂密度5.16 kg/m2,裂缝导流能力为1.263。潞安矿区煤层气井采用覆膜轻质陶粒支撑剂压裂时,通过优化支撑剂粒度配比,显著提高裂缝导流能力,以提高煤储层渗透性和煤层气开采效果。      

水平井压裂储层应力场分布模拟方法

在研究分析水力压裂对储层岩石力学特性参数影响的基础上,提出一种压力储层应力场分布模拟计算方法。通过建立水平井储层原地应力场模型和水力压裂产生人工裂缝诱导应力场模型,并且利用实际的水力压裂测井参数对储层原地应力场和压裂产生裂缝诱导应力场分布进行了模拟计算。模拟计算结果表明,压裂产生人工裂缝会对储层应力场分布造成很大影响;压裂后储层应力主要在裂缝周围得到积累,并且距离裂缝越远,应力值积累越少;压裂生成裂缝长度也会影响储层应力场分布,裂缝越长,裂缝诱导应力场减小越慢。     

保德区块中低阶煤层压裂施工砂堵原因分析及技术对策

针对保德区块中低阶煤储层压裂过程中容易出现砂堵影响储层改造效果的问题,根据研究区块的地质条件,结合水力压裂时裂缝在煤层中的扩展规律,分析了保德区块煤层水力压裂出现砂堵的4类主要原因,分别为煤储层裂隙相对发育造成压裂液滤失量增加、压裂沟通高渗透性的顶底板、煤储层本身有效厚度大滤失量增大及多层合压造缝不充分。在此基础上,提出了相应的技术对策,使用清洁压裂液、适当提高并稳定施工排量及优化压裂施工设计,为现场的水力压裂施工和提高煤储层改造效果提供重要指导。     

沁水盆地东北部地区15号煤储层物性特征分析

对沁水盆地东北部地区上石炭统太原组15号煤储层宏观、薄片、电镜、压汞、力学等方面进行了综合分析.结果表明,其煤类指示的煤相可形成良好煤储层,V/I（镜质体/惰质体）值高,在深度、厚度、有效孔隙度、构造特征等方面均达到了Ⅰ类煤储层的评价标准,利于煤层气开发.但割理多被脉状方解石充填,孔喉配置为微孔-微喉型,这些因素不利于煤层气开发.孔径（半径）分形下限为36 nm,D在2.9~3之间,煤层气相对易解吸.三次拟合后以0.57 μm为拐点,随孔径减小,拐点左侧分形特征有变差的趋势,拐点右侧有变好的趋势,在纳微孔级别,变化趋势加大.在实验室模拟地层条件下煤样各力学参数与顶底板和沁南进行了对比,表明煤储层力学性能与顶底板差异明显,压裂裂缝会延入顶底板,但压裂裂缝宽度要比沁南煤层的小,压裂裂缝高度也比沁南煤层略小,因此压裂裂缝相对较容易控制在煤层中.     

页岩储层体积压裂裂缝扩展机制研究

页岩储层天然裂缝、水平层理发育,水力压裂过程中可能形成复杂的体积裂缝。针对页岩储层体积裂缝扩展问题,基于流-固耦合基本方程和损伤力学原理,建立了页岩储层水力压裂体积裂缝扩展的三维有限元模型。将数值模型的模拟结果与页岩储层裂缝扩展室内试验结果进行对比,二者吻合较好,从而证明了数值模型的可靠性。通过一系列数值模拟发现：（1）水力压裂过程中水平层理可能张开,形成水平缝,水平与垂直缝相互交错,形成复杂的体积裂缝网络;（2）水平主应力差增大,体积裂缝的分布长度（水平最大主应力方向压裂裂缝的展布距离）增加、分布宽度（水平最小主应力方向压裂裂缝的展布距离）减小,体积裂缝的长宽比增加;（3）压裂施工排量增大,体积裂缝的分布长度减小、宽度增加,压裂裂缝的长宽比降低;（4）天然裂缝的残余抗张强度增大,体积裂缝分布宽度减小、分布长度增加,体积裂缝的长宽比增加。研究成果可以为国内的页岩气的压裂设计和施工提供一定的参考和借鉴。     

煤层气储层特征分析与孔渗参数测井评价 ——以沁水盆地南部3#煤层为例

本文以沁水盆地南部樊庄区块下二叠统山西组的3#煤层为研究对象,基于区域地质背景和储层特征的分析,综合利用测井数据、实验测试资料、常规显微镜观测以及扫描电镜观测等,尝试建立适合于本区实际情况的孔隙度、渗透率模型.研究认为,本区煤岩真实密度值变化范围大,网状裂隙发育.本文采用变煤岩骨架密度值法计算煤岩总孔隙度,以裂缝立方体模型迭代法计算煤岩裂缝孔隙度,进而求算裂缝渗透率.解释模型经研究区实际煤储层测井资料的处理解释之验证,达到了较高的精度.     

四川盆地南部构造页岩气储层压裂改造技术

在调研和学习国内外相关页岩气压裂改造技术的基础上,通过室内实验和研究,对四川盆地南部构造S2井页岩储层岩性特征、孔渗特征、天然裂缝发育特征进行了评价。针对S2井极低渗透率(0.000 18×10-3μm2)、天然裂缝和水平层理较发育,天然裂缝内充填有碳酸盐岩,同时吸附气含量较高、脆性程度高,压裂容易形成网络裂缝的特点,进行了压裂工作液体体系优选和压裂工艺优化,采取了大规模、大排量、大砂量、低砂比、减阻水压裂施工工艺,成功实现了页岩气储层大规模减阻水压裂施工;根据微地震显示,压裂改造体积达到了480×104 m3,具有明显的体积改造特征,获得较好的效果,日产10 000 m3。压后分析数据显示,在页岩气储层中,过长的关井时间有可能影响有限支撑剂铺置的裂缝整体导流能力,最终影响到产量。S2井压裂施工成功标志着国内在页岩气压裂施工工艺、压裂工作液体体系、裂缝监测等方面实现突破。     

煤矿井下高压端连续水力加砂压裂增透技术与装备研究

针对煤矿井下作业空间小,供电供水能力有限,地面加砂压裂装备无法直接应用于煤矿井下的现状,提出了高压端加砂压裂的技术思路。基于液动冲击混携砂原理,研发了高压端连续水力加砂压裂装备。该装备不需要外部动力源进行混砂,而是通过压裂液流态和流场的变化形成旋流冲击实现混砂和携砂。理论分析、数值模拟和室内仿真试验均表明,该装备在原理上是可行性的,能够有效混砂和携砂。研发的装备整体耐压达到55 MPa,一次可装石英砂750 kg,可实现单个或者多个穿层钻孔的连续加砂压裂。配套设计了三通道并联的煤矿井下高压端连续水力加砂压裂控制系统,该系统通过矿用压风实现开关的开合,与压裂泵的控制系统协同对加砂过程实现远程集中控制,确保加砂过程安全可靠。运用该装备在安徽淮南矿区潘三煤矿进行了5个底板穿层钻孔的现场试验。结果表明:该装备携砂能力较强,仅需开启通道二即可实现有效加砂,最大连续加砂量150 kg,最大注水量316 m3,加砂压裂钻孔瓦斯抽采纯量、百孔瓦斯抽采量分别是清水压裂钻孔的2.38和2.03倍,增透效果明显。研发的装备可应用于煤矿井下高压水射流、水力切割以及水力加砂压裂等领域。      

致密砂岩气层压裂产能及等级预测方法

致密砂岩储层孔隙度小、渗透率低、含气饱和度低,基本上没有自然产能,需要进行压裂,因此进行压裂产能的预测很有必要。笔者研究了鄂尔多斯盆地苏里格东部地区盒8段致密砂岩气层的压裂产能及等级预测。利用反映储层流动性质的测井参数(电阻率、自然伽马、声波时差、中子、密度)与反应压裂施工情况的压裂施工参数(单位厚度砂体积、砂比、砂质量浓度、单位厚度排量、单位厚度入井总液量),选择数学统计方法神经网络法进行致密砂岩气层压裂产能等级预测。分析比较Elman神经网络、支持向量回归(SVR)、广义回归神经网络(GRNN)3个神经网络预测致密砂岩气层压裂产能模型的网络结构参数、回判及预测精度以及运行耗费时间。结果表明:3个模型中,GRNN网络参数只有1个,回判和预测精度最高,运行时间小于1 s。因此,选择GRNN模型预测致密砂岩气层压裂产能,并用于苏里格东部地区致密砂岩气层压裂产能的等级预测。等级预测准确率达到90%。     

煤矿井下长钻孔分段水力压裂技术研究进展及发展趋势

“十三五”以来,围绕“我国煤矿井下煤层区域增透瓦斯高效抽采和坚硬顶板岩层弱化区域治理”两大难题,将定向长钻孔与分段压裂技术结合,通过技术攻关与装备研发及工程试验,在煤矿井下定向长钻孔分段水力压裂技术和装备研发及工程示范应用等方面均取得了明显进展。主要表现在如下4个方面:(1)开发了适合于煤矿井下煤岩层裸眼定向长钻孔不动管柱和动管柱两种分段水力压裂工艺技术与工具,不动管柱分段压裂工程应用钻孔长度突破了500 m,单孔压裂实现了5段;动管柱分段压裂钻孔长度工程应用突破了800 m,单孔压裂实现了17段。(2)研发了煤矿井下低压端加砂压裂泵组和高压端加砂压裂装置,低压端加砂泵组压力达到了70 MPa,排量达到90 m3/h,携砂比达到20%;高压端加砂压裂装备耐压能力达到55 MPa,一次连续加砂压裂的砂量达到750 kg;低压端和高压端加砂装备均在现场进行了工程应用,应用结果表明装备均具有较好携砂压裂能力。(3)建立了碎软煤层围岩分段压裂和硬煤顺层钻孔分段压裂区域增透瓦斯高效抽采技术模式,前者在山西阳泉矿区和陕西韩城矿区应用钻孔瓦斯抽采纯量均值分别达到了2 811 m3/d和1 559 m3/d,后者在陕西彬长矿区应用钻孔瓦斯抽采纯量达到了2 491 m3/d。(4)探索出了坚硬顶板强矿压煤矿井下定向长钻孔分段水力压裂主动超前区域弱化治理的新模式,工程应用钻孔长度突破了800 m,坚硬顶板分段水力压裂治理后,顶板来压步距、动载系数和最高压力值较未压裂区分别下降了18.9%~70.6%,5.8%~7.9%,13.7%~19.4%,有效治理了工作面坚硬顶板引起的强矿压灾害。随着煤矿井下分段水力压裂技术改进和煤矿智能开采发展的实际需要,提出了煤矿井下大排量高压力智能压裂泵组、井下长钻孔裸眼分段压裂智能工具等装备和煤矿井?地联合分段水力压裂技术研发方向,以更好地推动煤矿井下水力压裂技术与装备发展,为煤矿安全高效绿色智能开采提供技术和装备支撑。      

煤层气水平井煤粉产出及运移特征

煤粉是煤层气水平井排采中的不利因素,影响煤层气的产能。根据沁水盆地南部樊庄区块煤层气水平井的排采数据,分析了煤粉产出特征;通过煤粉在支撑裂缝中运移的物模试验,揭示了煤粉在支撑裂缝中的运移和伤害规律;利用流体迁移规律研究装置,进一步研究了煤粉在水平井筒的流动规律,建立了煤粉运移模型。研究结果表明:煤粉主要来源为钻井过程中钻具对煤层的研磨及压裂过程中大排量携砂混合流体对裂缝煤壁的摩擦和冲刷;煤粉对支撑裂缝中导流能力伤害率达90%,且排采速度越大,出煤粉量越多;煤粉在水平井筒中运移的流型为层流流动,通过控制压力、流量和煤粉含量,可在排采初期实现对煤粉的控制。      

煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂技术与装备

针对碎软煤层渗透率低、瓦斯抽采衰减快、压裂不均匀、裂缝易闭合、瓦斯抽采效果差、无法实现区域瓦斯超前预抽的问题,提出了煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂强化瓦斯抽采的技术思路,研发适合煤矿井下煤层顶板定向长钻孔水力加砂分段压裂煤层增透技术,研制了成套的煤矿井下水力加砂压裂泵组装备、定向喷砂射孔装置及工具组合、防砂封隔器及工具组合。水力压裂泵组装备最大排量90 m3/h,最大泵注压力70 MPa,最大携砂能力20%,支撑剂粒径小于等于1 mm;定向喷砂射孔装置通过水压驱动喷射器定向,最大旋转角度180°;防砂封隔器最大承压70 MPa,最大膨胀系数为2。研发的定向长钻孔连续定向喷砂射孔工艺技术和定向长钻孔拖动式水力加砂分段压裂工艺技术,在山西阳泉新景煤矿井下开展工程试验,完成2个压裂钻孔(孔深均为609 m)共计16段水力加砂分段压裂施工,累计实施80次定向喷砂射孔作业,石英砂的体积分数2%~3%,定向喷砂射孔压力22.6~28.6 MPa,共计使用石英砂19.8 t;水力加砂分段压裂单段注入压裂液153.8~235.1 m3、核桃壳砂的体积分数2.02%~2.56%,累计注入压裂液2 808.57 m3,注入核桃壳砂36.47 t;综合评价本次水力加砂分段压裂影响半径为20~38 m,统计分析压裂后2个钻场100 d瓦斯抽采数据,1号钻场、2号钻场日均瓦斯抽采纯量分别为1 025、2 811m3。试验结果表明:压裂装备加砂量大,施工排量大,能够实现连续作业,压裂后煤层透气性显著增加,极大地提高瓦斯抽采浓度和瓦斯抽采纯量。研究成果对碎软煤层区域瓦斯增透提供新思路,为我国类似矿区区域瓦斯超前治理提供技术借鉴。      

黔西松河井田煤层群合层分段压裂影响因素及参数优化

目前薄至中厚煤层群煤层气井普遍存在“前期产能高但周期短、衰减快且幅度大、后期恢复困难”的生产特征。针对这一现象,以黔西松河井田为例,通过对示范井组工程效果从煤储层赋存特征、合层分段改造效果及影响因素进行对比分析,并对施工参数进行优化和工程试验。分析认为:合层分段压裂仍是多煤层煤层气开发主要途径,其效果受层间兼容性和开发方式影响;投球暂堵合层改造受层间跨度、有效射孔厚度、施工参数及固井质量影响大。基于影响因素分析,提出施工参数优化措施,即施工排量6~8m3/min,前置液占比40%~50%,单孔流量0.2~0.3m3/min和前置段塞加砂方式,优化方案经后期工程验证取得较好的试验效果,对类似地质条件煤层群发育区煤层气合层开发层段组合、施工参数优化有较好的借鉴意义。      

煤层应力敏感性及其对压裂液滤失的影响

压裂液滤失系数是压裂设计中非常重要的参数。由于煤层中的渗透率、孔隙度等物性对应力极为敏感,在对煤层进行压裂设计时,若直接用试井和测井测得的渗透率和孔隙度值代入滤失系数的计算公式,算出的结果可能与实际情况严重不符。通过实验室内不断改变围压的方式来模拟煤储层上覆压力的变化情况,建立了某盆地煤层应力与渗透率之间的关系,并在考虑煤层物性应力敏感性的情况下,探讨了煤层压裂液综合滤失系数的计算方法。结果发现,压裂液综合滤失系数及岩心渗透率与净围压的关系均符合指数递减规律。另外,通过对动态渗透率的拟合,使得到的综合滤失系数远远大于未考虑应力情况下的综合滤失系数,这样能更准确地反映实际情况。      

碎软低渗煤层煤层气直井间接压裂技术及应用实践

为了解决碎软低渗煤层压裂改造过程中煤粉产出和压裂裂缝不易延伸的技术瓶颈,采用地应力和数值模拟分析方法,对煤层气井间接压裂适应性及裂缝展布规律进行分析研究,并在湖南洪山殿矿区进行了间接压裂工程实践。结果表明:间接压裂可有效提高碎软低渗煤层的压裂改造效果,增加压裂裂缝长度,当顶底板为脆性砂岩时,更加有利于间接压裂;洪山殿矿区HC01井取得了单井产气量1 850 m3/d的良好产气效果,表明"大排量、大砂量、高前置液比、中砂比"的活性水间接压裂技术适用于碎软低渗煤层的增产改造;同时,可钻桥塞电缆射孔联作技术的应用可有效缩短煤层气井多煤层段压裂改造的施工周期,提高压裂施工时效性。      

过采空区抽采下组煤煤层气技术及工程应用初探 ——以晋城寺河井田为例

晋城矿区寺河井田3号煤层经多年的煤矿开采,形成了大面积的采空区,大面积的卸压提高了下组煤(9号、15号)的渗透率,但由于采空区阻隔和煤层气地面预抽技术的局限,致使下组煤煤层气尚未得到有效抽采。为保证煤矿的安全生产和产能的释放,结合采空区特征,采用过采空区钻完井及压裂工艺新技术,分析施工参数及后期产能情况,评价过采空区抽采下组煤煤层气技术的应用效果。结果表明:地面钻井开发过采空区下组煤煤层气资源时,应首先进行井位优选及井身结构优化,以保证钻井的成功率;采用氮气置换套管钻井工艺及低压易漏注浆加固等穿采空区钻完井技术,不仅可以有效降低采空区煤层气自燃甚至爆炸风险,而且保证了穿采空区段固井质量;优化采空区下组煤层压裂施工参数并设计不同井位的煤层气井压裂工艺,有效扩展裂缝长度,同时也避免了“压穿”等压裂事故发生;精细化排采管控措施可以有效扩大泄流半径,提高单井产能。现场一百余口过采空区煤层气井排采实践表明,单井最高产气量达到8 832 m3/d,日均产气量达到2 694 m3,验证了过采空区抽采下组煤煤层气技术可行,可推广应用。      

大宁–吉县区块深层煤层气井酸压工艺及现场试验

我国深层煤层气资源储量丰富,但煤储层改造工艺技术与深层地质条件匹配耦合性问题亟需解决。为探究深层地质条件下煤储层改造技术,以大宁–吉县区块为地质背景,从该区块深层8号煤层岩石力学参数角度对体积压裂可行性进行评价,并采用室内三轴酸压物模实验进行验证。基于室内实验的基础上,针对此区块8号煤层特征,提出采用“高排量、低酸量、适中砂比”体积酸压工艺技术,并配合“交替注酸、分段加砂、变排量注入”复合工艺。基于此工艺原理开展复合盐酸、氨基磺酸体积压裂现场试验。结果表明:现场11口产气井日产气量累计达20 469 m3,其中10口生产直井最高产气量可达5 791 m3/d;1口生产水平井投产后日产气最高1.1万m3,同时体积酸压工程因素(排量、加液强度)与裂缝监测破裂面积存在较好相关性。提出应进一步提升压裂液排量且应优选在11~15 m3/min;应减小整体用酸量,同时进一步优选酸液浓度;优选低密度支撑剂并优化加砂工艺以提升加砂规模;清洁压裂液加液强度优选在150~250 m3/m;同时应提升配套设备质量,例如提升套管钢级,优化压裂设备等。研究从体积酸化压裂工程角度为该区块及类似地质条件下深层煤层气的勘探开发提供了技术借鉴。