煤层气藏水力裂缝扩展规律

由于水力压裂改造措施是煤层气藏增产的主要手段,故研究水力裂缝在煤层的扩展规律是高效开发煤层气的重要内容。煤层强度低且天然裂缝发育,其水力裂缝的扩展不同于常规天然气储层,为此应用损伤力学的方法研究了在流、固、热共同作用下的裂缝扩展规律。研究结果表明：与天然裂缝相遇后,水力裂缝会发生迂曲转向,部分水力载荷将消耗在非主裂缝的路径上,但迂曲一段距离之后,主裂缝仍会沿着平行于最大水平主应力方向延伸;主裂缝发生迂曲转向的临界条件随着天然裂缝数量、天然裂缝与最大水平主应力方向的夹角以及天然裂缝长度的不同而发生改变。该研究成果对煤层气藏进行水力压裂具有指导作用。     

碎软低渗煤层顶板水平井分段压裂裂缝扩展规律及控制机制

碎软低渗煤层的煤层气地面抽采,多年来一直是制约我国煤层气产业化发展和煤矿瓦斯灾害防治工作的技术瓶颈,也是世界性技术难题。通过建立表征碎软低渗煤层顶板水平井分段煤层气抽采模式的地质—工程模型,采用数值模拟的方法,开展了顶板水平井压裂裂缝扩展规律的研究,揭示了碎软低渗煤层顶板水平井压裂裂缝垂向上不仅完全能穿层进入沟通煤层,而且由于裂缝在顶板岩层中的脆性主导性扩展造成"拉扯"作用带动煤层中的裂缝共同横向扩展,在碎软煤层中形成的裂缝比直接对碎软煤层压裂形成的裂缝要长的多,压裂增产效果更好。同时,现场工程试验也验证了煤层顶板水平井压裂对碎软煤层的增产改造效果。我国晚古生代煤田碎软低渗煤层分布广泛,高瓦斯突出矿井众多。该研究成果对于这类煤层的煤矿区煤层气地面抽采,尤其是突出煤层的掘进煤巷条带瓦斯地面快速预抽和区域瓦斯消突,瓦斯灾害防治,具有借鉴和指导作用,应用前景良好。     

脉冲爆燃压裂技术在煤层气井中的应用

脉冲爆燃压裂技术利用火药能源在近井带燃烧产生多级脉冲气体压力,在裂缝方向不受地应力控制的前提下,使地层产生多条裂缝体系,改善了地层近井带的导流能力.为验证脉冲爆燃压裂技术在煤层气井的应用效果,选择部分井层开展了现场试验及使用效果评价.结果表明,在煤层气井实施脉冲爆燃压裂措施,工艺简单,成本较低,不污染煤层,对提高煤层气井开发初期出水量,解除煤层气储层近井带污染及堵塞,提高产气量,具有较好的效果.     

关于煤层气压裂裂缝起裂扩展方式的思考

我国煤层磁资源的裂缝系统具有着复杂性的特征。煤层气水利压裂方式的研究,可以让人们对煤层气压裂裂缝的起裂情况和与之相关的扩展规律进行了解。本文主要对煤层气气压裂裂缝的起裂扩展方式进行了探究。     

我国煤层气压裂技术发展现状与展望北大核心CSCD

压裂技术是煤层气高效开发的关键增产技术,该技术对于大力开发煤层气、实现我国碳中和目标具有重要意义。本文通过对我国煤层气压裂技术的调研分析,发现:①目前现场大多采用常规活性水压裂技术,同时也在积极探索无水/少水压裂技术;②由于我国煤层地质条件复杂多样、非均质性强等特点,目前还存在裂缝动态扩展机理研究不够深入、压裂工艺以及压裂液体系对煤层不匹配不适应等问题。建议亟待厘清煤层压裂起裂和扩展机理、发展复合压裂新技术与多元化煤层压裂液体系、发展煤层气智能化压裂、提高煤层气开发压裂智能化水平。本文研究成果对我国煤层气压裂技术的发展具有参考意义。     

稳定电场裂缝监测技术在煤层缝网压裂中的应用

前期大量压裂数据分析认为大规模高排量活性水压裂不适用于所有煤层气井，煤岩力学特征与压裂工艺、压裂施工参数未能合理匹配是其主要原因，但如何监测压裂缝网是评价施工效果的关键。为此，依据稳定电场裂缝监测原理，通过施工前后的地面电位随施工时间的相应变化，解释压裂裂缝的走向和裂缝在平面上的形态。在现场，金试3向1井分别对3套煤层采用高黏度胍胶液体、小排量压裂施工，取得了较好效果。应用效果表明：①监测信号反映主裂缝形成-主裂缝向深部延伸、停止-形成网状裂缝-网状裂缝（电位差）峰值；②返排流体方向和压裂监测裂缝延伸方向相一致；③应力差系数是裂缝形态关键因素之一，可认为系数小于0.3时，应用此工艺可具备形成网状裂缝的条件。结论认为，该方法可对压裂工艺的效果进行很好的评估，也为优化网状裂缝压裂施工参数提供有益的指导。     

我国煤层气压裂技术发展现状与展望

压裂技术是煤层气高效开发的关键增产技术,该技术对于大力开发煤层气、实现我国碳中和目标具有重要意义。本文通过对我国煤层气压裂技术的调研分析,发现:(1)目前现场大多采用常规活性水压裂技术,同时也在积极探索无水/少水压裂技术;(2)由于我国煤层地质条件复杂多样、非均质性强等特点,目前还存在裂缝动态扩展机理研究不够深入、压裂工艺以及压裂液体系对煤层不匹配不适应等问题。建议亟待厘清煤层压裂起裂和扩展机理、发展复合压裂新技术与多元化煤层压裂液体系、发展煤层气智能化压裂、提高煤层气开发压裂智能化水平。本文研究成果对我国煤层气压裂技术的发展具有参考意义。     

柿庄南煤层气重复压裂裂缝形态反演及效果分析评价

为解决柿庄南煤层气平均单井产量低、相对高产井产量大幅下降等问题,对该区块已重复压裂井实施概况和产气效果进行了归纳总结,利用G函数和净压力历史拟合分析了重复压裂裂缝特征,反演了重复压裂裂缝形态,并进一步探讨了裂缝形态与压裂效果的关系。结果表明柿庄南煤层气重复压裂裂缝特征可分为产生新缝、无新缝产生及缝高失控2类;重复压裂实际支撑裂缝半长为70.10~113.90 m,实际半缝长小于设计值;实际支撑裂缝高度为20.30~36.80 m,实际缝高大于设计值,裂缝易压穿煤层顶底板;重复压裂裂缝形态可分为狭长缝、高短缝及短宽缝3种类型,高产井裂缝形态多为狭长缝,高短缝次之,当裂缝形态为短宽缝时产气量较低。为后续柿庄南低产煤层气井重复压裂设计优化提供参考和指导。     

水力压裂条件下“三软”煤层压裂渗透模型及应用

为了探索水力压裂条件下由软煤、软顶和软底构成的特殊地质体(简称"三软"煤层)裂缝的扩展规律,以及压裂后储层的裂隙分布特征,结合河南焦作煤层气田的注水压裂试验,基于PKN模型的裂缝宽度假设与裂缝流动的摩阻压降规律,着重考虑软煤裂隙中压裂液的滤失因素,构建了水力压裂条件下"三软"矿区碎裂煤的裂缝扩展模型与渗透率计算模型,并运用地震实测法和渗透率反演计算法分别进行了验证。研究结果表明,实际施工条件下试验区二_1煤层压裂后的裂缝几何特征大致相同,长度分布区间为81.85~139.23m,平均为100.41m;最大裂缝宽度区间为24.83~32.78mm,平均为27.32mm,裂缝长度与地震实测结果基本一致。应用裂缝渗透模型,进一步计算得到压裂后煤储层的渗透率一般在(9.21~86.61)×10~(-3)μm~2之间,平均为31.63×10~(-3)μm~2。与后期排采结果所得到的储层渗透率反演值相对比,二者基本吻合。由此可见,压裂改造后的煤储层的渗透率得到显著提高,裂缝扩展与裂缝渗透模型皆可应用于指导"三软"矿区的压裂抽采实践与产能预测。     

致密储层体积压裂作用范围及裂缝分布模式——基于压裂后实际取心资料

体积压裂在地层中的有效作用范围和压裂缝特征是非常规油气勘探、开发非常关注的问题。本文依据长庆油田在鄂尔多斯盆地致密油试验区完钻的取心井岩心资料、测井资料和分析化验资料，对经大规模体积压裂后储层中产生的人工压裂缝进行了识别和表征，进而分析了致密储层体积压裂改造区人工裂缝发育特征，探讨了体积压裂的有效作用范围、压裂缝的空间分布等关键问题。观察结果表明，X233致密油试验区长7段体积压裂后油层段块状砂岩中发育长度0.13 m近垂直的张性微裂缝，邻近长度1.49 m油层见大量层理缝顺层或斜交延伸，油气外渗显著，为压裂改造后形成的人工缝。综合分析认为，长7段致密油层体积压裂后，由有限数量的主缝、压裂影响形成的大量微裂缝及受压裂影响延伸或扩展的层理缝共同构成了改造后储层的裂缝特征；现阶段技术条件下，体积压裂改造区宏观裂缝网络扩展范围有限，微裂缝分布较广，油层剩余油饱和度依然很高，表明致密油藏体积压裂效果还有进一步优化的空间。     

TOUGH-FLAC3D热流固耦合模拟煤储层水力压裂过程

以沁水盆地南部安泽区块煤层气储层为例，将TOUGH与FLAC^3D搭接耦合来设计模拟，以实现对煤储层水力压裂热-流-固耦合的分析，进而获得在多场控制下的裂缝扩展与穿层规律。研究结果表明：水力裂缝沿着先存裂缝方向扩展更容易发生于二者以较小逼近角相交时。当逼近角较大时，水力裂缝会沿着最大主应力方向扩展。在垂向平面上，由于煤岩与顶底板岩石力学性质差异显著且煤层微裂隙发育，压力在煤层当中传播速度快于在顶底板中，导致在煤层中靠近顶底板的交界面处，形成两个相对高压区域。同时埋深较深的煤层由于原地应力较大，相比于浅层煤层，更易发生塑性变形。深部煤层由于压裂液滤失系数较小且垂向应力较大造成的流压积累，是顶底板被压穿的主要原因。煤样物理实验和压裂曲线分析的结果验证了此次模拟结论的准确性。     

深煤层水力波及压裂技术及其在沁南地区的应用

为提高深部煤层的煤层气产能,针对其地质特征提出了在深煤层实施多口直井同步水力波及压裂的技术思路。首先基于边界元位移不连续法建立了多裂缝诱导应力数学模型,模拟深煤层诱导应力场分布,分析水力波及压裂复杂缝网形成的可能性,然后采用离散元方法研究应力干扰的裂缝网络延伸情况及其影响因素,最后通过三轴压裂实验和现场应用效果验证了其可行性。结果表明:(1)水力波及压裂技术能增大应力干扰面积和应力干扰强度,促使水平主应力差的减小甚至诱导局部区域的地应力方向发生改变,有利于沟通煤岩中发育的面、端割理,从而形成大规模高效复杂的裂缝网络;(2)水力波及压裂有利于复杂缝网形成的条件包括较小的初始水平主应力差、低泊松比、较小井距、低压裂液黏度、高缝内净压力等;(3)真三轴物理模拟实验结果显示,水力波及压裂技术能够充分沟通煤岩天然裂隙,形成由人工裂缝、面割理和端割理组成的复杂裂缝网络。进而提出了一套深煤层多井同步水力波及压裂工艺优化设计方法,在沁水盆地南部柿庄北地区深煤层选取了5口直井进行先导性试验,裂缝监测及排采数据表明,水力波及压裂井产生的波及体积较大,裂缝网络复杂;较之于常规压裂井,水力波及压裂井不仅见气更早,产量、套压较高且稳定,而且所形成的区域压力降波及邻井,可大幅增加实施井及邻井产量。     

绒囊流体控制煤岩储层水力裂缝形态研究

煤岩储层水力裂缝易随割理和天然裂缝转向延伸，致使水力裂缝形态不规则且横向延伸较短。欲采用绒囊流体作为压裂液，在压裂过程中暂堵割理和天然裂缝，使压力向垂直于井筒的方向传递，从而形成规则长缝。室内测试绒囊压裂流体暂堵煤岩柱塞剖缝承压能力18 MPa，能够阻止裂缝向割理和天然裂缝方向偏转；绒囊压裂流体伤害煤基质渗透率恢复值86%，满足压后产气要求；φ0.9 mm陶粒在绒囊压裂流体中的沉降速率0.003 cm/s，满足携砂要求。X井压裂现场配制绒囊压裂流体520 m3，采用井筒加砂分隔的方式分层压裂山西组和太原组煤层。绒囊携砂液泵注过程中，施工压力稳定在14.64~15.99 MPa之间，表明水力裂缝延伸过程中未出现堵塞和转向。压后模拟发现，太原组缝长155.7 m，缝高41.3 m；山西组缝长163.9 m，缝高47.5 m。因此，绒囊流体能够作为压裂液形成规则长缝，解决了煤岩储层造缝不理想的难题。      

Experimental investigation of propagation mechanisms and fracture morphology for coalbed methane reservoirs

Fracture propagation mechanisms in coalbed methane (CBM) reservoirs are very complex due to the development of the internal cleat system. In this paper, the characteristics of initiation and propagation of hydraulic fractures in coal specimens at different angles between the face cleat and the maximum horizontal principal stress were investigated with hydraulic fracturing tests. The results indicate that the interactions between the hydraulic fractures and the cleat system have a major effect on fracture networks. “Step-like” fractures were formed in most experiments due to the existence of discontinuous butt cleats. The hydraulic fractures were more likely to divert or propagate along the butt cleat with an increase in the angles and a decrease in the horizontal principal stress difference. An increase in the injection rate and a decrease in the fracturing fluid viscosity were more conducive to fracture networks. In addition, the influence on fracture propagation of the residual coal fines in the wellbore was also studied. The existence of coal fines was an obstacle in fracturing, and no effective connection can be formed between fractures. The experimental investigation revealed the fracture propagation mechanisms and can provide guidance for hydraulic fracturing design of CBM reservoirs.     

煤层气径向水平井压裂室内试验与产能数值分析

煤层气径向水平井压裂工艺,即先在目标煤层钻成单层或多层径向水平井、再进行水力压裂改造,有望成为一种解决我国煤层气单井产量过低问题的有效手段。为研究该工艺在煤层中的压裂效果,采用大型真三轴水力压裂试验设备对径向水平井压裂过程进行了物理模拟,得到了3种裂缝形态,并依据试验结果分析了井眼参数对裂缝起裂与扩展的影响规律;同时,采用油藏数模软件对径向水平井压裂后的煤层进行建模,对不同完井方式的产能对比,论证了径向水平井压裂对于煤层气高效开采的巨大潜力,指出径向水平井压裂应当以"一平多纵"的缝网形态为设计目标,并给出了具体的工程设计建议,为该技术在煤层气开发中的应用提供了理论依据。      

煤层气藏非对称水力裂缝直井产能评价

煤层具有非均值性较强、压裂裂缝展布不均匀、非对称分布等特点,目前缺少煤层非对称裂缝产能评价模型。针对上述问题,运用Langmuir等温吸附方程及Fick扩散定律描述煤层气藏中的吸附、解吸及扩散现象,引入特殊的拟时间函数解决考虑吸附解吸现象的物质平衡方程中非线性较强的问题,利用新定义的参数表征压裂过程中水力裂缝的非对称性,得到裂缝不同对称程度时的产能评价模型及其解析解,通过时间叠加原理,实现了实际生产数据与理论数据的拟合。研究表明:裂缝的非对称性对气藏产能评价及预测结果影响较大;对称裂缝地层能量利用率最高;裂缝的非对称性对产能评价的影响主要发生在生产前期,随着裂缝导流能力的增加,裂缝的非对称性对气井产能的影响越来越小。研究成果对准确评价和预测煤层气藏压裂直井产能和高效开发具有重要指导意义。     

沁水盆地寿阳区块煤层气井产水差异性原因分析及有利区预测

沁水盆地寿阳区块多数煤层气井在排采过程中呈现出"高产水、低产气"的特点,较高的产水量严重制约了煤层气单井产能。为此,基于该区64口煤层气井的排采动态资料和相关的地质、钻井及压裂资料,从断裂构造、压裂缝类型和煤层顶底板岩性组合三方面综合分析了煤层气井产水差异性的原因,并据此提出了"避水采气"层次分析方法,预测了该区"避水采气"的有利区。研究认为,该区煤层气井产水差异性主要存在两大原因:(1)部分煤层气井位于断层附近,断层沟通了煤层顶底板的砂岩含水层,导致单井产水量较高;(2)区域地应力类型决定了该区煤层在压裂过程中会产生垂直压裂缝,其压穿岩性组合类型较差的煤层顶底板,从而沟通含水层导致单井产水量较高。结论认为:(1)煤层气生产过程中应进行"避水采气"有利区预测,其层次分析步骤为"一看断裂构造,二看应力类型,三看岩性组合";(2)该区块西部、东北部和中北部为煤层气开发的"避水采气"有利区。     

煤层气降滤失工艺技术研究

目前煤层气开发主要是通过水力压裂[1]制造一条高渗通道,然后排水降压,当地层压力降低到煤层气解析压力以下的时候,气体从煤岩中解析出来通过裂缝流入井筒而被开采出来[2]。煤层气能否高效的采出来,关键是看裂缝造得好不好,可见水力压裂对于煤层气开采起着非常重要的作用。其中较关键的技术就是降滤失[3],只要解决好这个问题,就能造出满意的裂缝。本文主要针对煤层气压裂过程中压裂液滤失问题提出了一些工艺技术方面的改进,经过HC区块煤层气压裂现场试验研究表明此方法对于微裂缝较发育的煤层来说具有非常好的实用效果。     

The impact of cleats on hydraulic fracture initiation and propagation in coal seams

Cleats are systematic, natural fractures in coal seams. They account for most of the permeability and much of the porosity of coalbed methane reservoirs and can have a significant effect on the success of hydraulic fracturing stimulation. Laboratory hydraulic fracturing experiments were conducted on coal blocks under true tri-axial stress to simulate fracturing stimulation of coal seams. Fractures were initiated by injecting a water gel with luminous yellow fluorescent dye into an open hole section of a wellbore. The impact of cleats on initiation and propagation of hydraulic fractures in coal seams is discussed. Three types of hydraulic fracture initiation and propagation pattern were observed in this study: 1) The hydraulic fracture initiated and then grew along the cleat. 2) The hydraulic fracture initiated along a butt cleat or a fracture(natural or induced by drilling) oriented roughly in the minimum horizontal stress direction, then turned to propagate along the first face cleat that it encountered or gradually turned towards the maximum horizontal stress direction. 3) The hydraulic fracture initiated perpendicular to the minimum stress and, when it encountered a face cleat, tended to propagate along the cleats if the extension direction does not deviate greatly(20° as determined in this paper) from the maximum horizontal stress direction. When a coal seam is hydraulically fractured, the resulting fracture network is controlled by the combined effect of several factors: cleats determine the initiation and extension path of the fracture, the in-situ stress state dominates the main direction of the fracture zone and bedding planes impede fracture height growth.