水力割缝增强掘进工作面煤体卸压效果研究

为能提高低渗透煤层的透气性,减少瓦斯突出灾害,采用高压水力割缝技术,对掘进工作面的煤体进行水力割缝,通过割缝增大煤层的卸压范围;采用FLAC3D对选取模型进行数值模拟计算和多种割缝高度的方案分析,最终确定掘进工作面及两帮煤体很好卸压时所需切割的有效割缝高度.     

超高压水力割缝增透卸压规律研究与应用

运用FLAC3D软件模拟不同割缝压力和割缝间距条件下,钻孔周围煤体应力分布特征,分析了穿层钻孔水力割缝煤体卸压规律。通过在赵固二矿实施超高压水力割缝增透技术工艺,有效解决了单一低渗坚硬厚煤层瓦斯抽采技术难题,增大了抽采钻孔卸压范围,大幅提高了煤体透气性。     

水力割缝自卸压增透技术应用

针对低透气性突出煤层钻孔工程量大、抽采时间长的难题,提出水力割缝自卸压处理突出煤层的新思路,对比考察了钻孔割缝前后钻孔瓦斯抽采浓度、抽采量的变化规律,通过区域措施效果检验进一步验证了水力割缝自卸压效果。结果表明:采用割缝自卸压增透技术后,达标时间由112 d缩短至72 d,工程量减少了32.7%。     

超高压水力割缝卸压增透最优参数研究

针对登茂通煤矿1~#煤层在深部区域整体透气性差、瓦斯含量高、传统抽放方法效果差的问题,提出利用超高压水力割缝卸压增透技术提高煤层透气性,并在108底抽巷进行工业试验。通过控制变量法确定在1~#煤层开展超高压水力割缝卸压增透的最优化参数,其中,割缝压力为60～70MPa,割缝时间为25min、割缝转速为80r/min,割缝间距为2m。通过割缝钻孔与普通钻孔抽采情况对比分析,表明割缝后钻孔的抽采浓度是普通钻孔的1.75倍,抽采纯量是普通钻孔的3.25倍,抽采达标时间降低了42%,煤层残余瓦斯含量明显减小,瓦斯抽采效果显著提高。     

水力割缝空间分布模式对煤层卸压增透的作用规律

水力割缝技术是实现煤层卸压增透的有效手段,目前由水力割缝技术形成的致裂裂缝空间分布模式对煤层卸压增透的作用规律尚不明确。本文采用颗粒流模拟方法(PFC2D)对内含不同角度单缝及不同空间排布方式多缝的煤体开展了单轴压缩数值模拟试验,针对水力割缝周围微裂缝大量发育与连通促使煤层卸压增透的物理机制,提出了评价煤层割缝卸压增透效果的2个指标:加载过程中微裂缝显著产生时的单轴应力门限(σγ)与多条割缝的连通性。其中,σγ越低、多条割缝的连通性越强,割缝间的微裂缝越容易在低应力条件下形成并相互连通,割缝的卸压增透效果越好。模拟结果表明,单条割缝与煤体边界最大主应力方向夹角(α)呈90°时γ最小(3.2MPa);2条割缝(α为90°)排布方向与煤体边界最大主应力方向(割缝排布角β)呈45°时,水力割缝间具有最高的连通性与较低的应力门限(σγ为2.4 MPa);3条割缝(α为90°且β为45°)呈折线型交错排布模式时,割缝间的连通程度最高,且σγ较双割缝进一步降低了16.7%。通过上述模拟结果,确定了有利于煤层卸压增透的割缝最优空间分布模式,即α为90°的多条割缝以45°的排布角(β)交错分布。     

孟家窑煤业水力割缝卸压参数试验研究

针对煤矿开采过程中面临的瓦斯灾害的威胁,分析了煤体渗透性的影响因素及高压水射流割缝卸压技术的增透机理。在孟家窑煤业5#煤层进行了水力割缝增透强化瓦斯抽采的试验研究,针对切割压力、切割时间、孔内切割间距等割缝参数进行了试验研究。水力割缝后单孔瓦斯排气量从300 L提升到350 L,抽采前10 d的孔内平均瓦斯浓度由22.27%增加到26.66%。对比试验数据显示切割最优压力为70 MPa,切割最优时间为3 min,切割最优间距为1.0 m。最后从数学角度分析并得出水力割缝技术可以有效地释放煤层中的体积应力,提高煤层的透气性,从而提高钻孔内瓦斯浓度百分比,延长抽采时间,提高抽采总量。     

基于水力割缝卸压的煤岩与瓦斯动力灾害防控技术

随着煤矿开采逐渐向深部延深,高强度开采瓦斯涌出量大,煤岩体高应力与瓦斯灾害呈相互耦合态势。针对深部矿井高强度开采面临的煤岩与瓦斯动力灾害治理难题,基于高压水射流割缝卸压原理,提出应力、瓦斯双重卸压的煤岩与瓦斯动力灾害水力化防治技术。通过理论分析与数值模拟方法,分析了超高压水射流割缝破煤机制,研究了煤层割缝卸压措施对区域内煤体应力及瓦斯的双重影响。研究结果表明:高压射流在煤层内部切割破坏了煤体完整性,减弱了煤体对上覆岩层支承能力,能有效地缓解割缝区域内应力集中;钻孔内部切割形成的缝槽改变钻孔瓦斯抽采模式,由径向流动改变为径向、轴向复合流动,使煤层瓦斯含量、压力迅速降低,超高压水力割缝技术通过应力卸压及瓦斯抽采2个方面解除了煤岩与瓦斯动力灾害发生危险。经在胡家河矿现场试验,割缝区域内平均微震事件能量下降18%、单位进尺微震能量降低37%,采用地音趋势法评估的矿压显现强烈次数下降17%,瓦斯抽采量提高4.1倍,表明超高压水力割缝技术能实现地应力及瓦斯压力双重卸压,有效解除煤岩与瓦斯动力灾害发生危险,为深部煤矿高强度安全开采提供技术保障。     

水力割缝技术在松树镇煤矿的应用研究

低透气性煤层卸压增透技术严重制约煤层瓦斯抽放。针对松树镇煤矿煤层赋存条件,应用水力割缝技术对该矿回采工作面进行了卸压增透,并通过钻孔瓦斯浓度、抽采负压及钻孔瓦斯流量对水力割缝效果进行考察。结果表明,实施水力割缝技术后,钻孔瓦斯浓度明显上升,考察周期内,绝大部分钻孔瓦斯浓度高于10%;各钻孔的抽采负压数值稳定,钻孔瓦斯总平均流量达到0.034 m³/min,远高于普通钻孔的平均流量0.005 m³/min。     

煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力的伤害与控制

煤层气井排采过程中,压裂裂缝导流能力大小变化,直接影响压降漏斗扩展范围,进而影响煤层气井产气量的高低。以晋煤集团寺河矿3号煤制作煤片,以兰州石英砂为支撑剂,运用FCES-100裂缝长期导流能力评价仪,在实验室物理模拟了排采过程中煤储层压裂裂缝的导流能力变化规律。实验结果认为：煤层气井排采过程中压裂裂缝导流能力具有较强的应力敏感性,如果控制排采降压连续缓慢稳定进行,可以使压降漏斗充分扩展前应力敏感对导流能力的伤害较小;在水力压裂施工中可以通过增加砂比来减小支撑剂嵌入的影响,对于深井选用更高强度支撑剂可以克服支撑剂破碎引起的伤害;不稳定和断续排采可造成压裂裂缝导流能力快速下降,只有坚持排采降压的“连续、缓慢、稳定”进行,才能避免应力敏感和流速敏感带来的储层伤害,确保煤层气井开发取得好的效果。     

煤层气直井井筒环空压力模型

为实现煤层气直井排采各阶段井筒环空压力分布的计算,为煤层气井的控压排采提供指导。结合国内煤层气井的生产实际,研究了以油管排水、环空产气为生产方式的煤层气直井,在排采各阶段的井筒内流体分布状态。提出了环空内的纯液流仅出现于煤层气解吸产出前;气液两相流阶段的环空内仅产生泡状流与段塞流;环空内气体上升不携液。基于此,采用水动力学方法,建立了3个井筒环空压力模型,分别为环空液体单相压力模型、环空气液两相压力模型以及环空气体单相压力模型,并给出了模型间的过渡条件及模型求解步骤,从而实现煤层气直井排采各阶段的环空压力分布计算。经41口井、共71组实测数据验证,所建立的3个环空压力模型,其计算结果与实测值的平均误差依次为:2. 70%,7. 96%及3. 80%,对煤层气直井井筒环空压力的计算具有一定准确性与实用性。     

煤层气井排采过程中储层压力传播规律研究

 煤储层压力是影响煤层气产出的关键因素,查明煤储层压力在煤层气井排采过程中的传播规律对于煤层气的开发具有重要的指导意义。为此,本文在分析煤层气井排采机理的基础上,重点研究了煤储层压力在不同的煤储层边界条件和排采制度下的传播规律。研究表明：在不同的煤储层边界条件和排采制度下,储层压力传播形成的压降曲线各异;煤储层压力的传播过程可分为两个阶段,即压力传播到储层边界之前为第一阶段,传到储层边界之后为第二阶段。     

地应力对煤层气井水力压裂裂缝发育的影响

以晋城矿区西部3号煤层的地应力及煤岩的力学性质数据为基础,采用数值模拟方法求解了不同地应力条件下井壁处及天然裂缝缝端的破裂压力,分析了地应力对水力压裂起裂压力、起裂位置的影响。研究发现:起裂压力和起裂位置不但与地应力方位有关,而且与地应力大小有关;随水平主应力差系数增大,天然裂缝与最大水平主应力间的夹角对破裂压力的影响程度增大。对于晋城矿区西部3号煤层,当水平主应力差系数大于0.84时,易产生较为平直的水力主缝;小于0.47时,易于产生网状裂缝;在0.47~0.84时,起裂方位与天然裂缝的分布有关。不同地区,用于判断起裂方位的水平主应力差系数不同。     

煤层气水平井产能控制因素分析及排采实践

为了揭示煤层气水平井产能控制因素,采用理论分析方法分析了临界解吸压力、含气饱和度及渗透率对水平井产能的控制作用。通过山西沁水盆地南部水平井排采实践,提出了三段式管理井底压力的排采方法,即将排采制度分为井底压力大于临界解吸压力阶段、介于临界解吸压力至0.5倍临界解吸压力阶段、小于0.5倍临界解吸压力阶段分别制定降压幅度。井底压力控制遵循：第1阶段落实地层供液能力,降液幅度小于3 m/d;第2阶段缓慢提产,落实煤层气井产气能力,降液幅度为1 m/d;第3阶段稳定配产,维持井底压力,产气量出现下降时缓慢降液,降液幅度为 0.5 m/d。结果表明：三段式管理井底压力的排采方法有利于区域压降扩展和充分释放煤层气井产能。     

深部突出煤层超高压水射流割缝工艺参数研究与应用

超高压水射流割缝技术能显著改善深部煤层的应力状态、减少抽采钻孔工程量。针对割缝作业工艺参数选取缺少依据、易导致割缝误穿透相邻钻孔、卸压增透效果差等问题,开展了大埋深条件下的突出煤层超高压水射流割缝工艺参数研究。首先,理论分析了水射流压力、割缝时间、水射流旋转速度等工艺参数对超高压水射流割缝效果的影响;然后,通过不同参数下水射流割缝卸压增透效果现场考察,获得最佳水射流割缝工艺参数组合;最后,在赵固二矿西胶带大巷进行现场工艺验证。试验结果表明：优化后的煤层割缝钻孔抽采瓦斯纯量为对比钻孔的3.8倍,割缝钻孔有效瓦斯抽采半径为对比钻孔的2倍,割缝后穿层钻孔设计参数由4 m×5 m优化为8 m×5 m布置,在钻孔工程量减少50%的基础上,抽采达标时间由12个月以上缩短为7个月,抽采达标时间缩短了约40%。     

高压水力割缝在快速石门揭煤中的应用研究

针对新维煤矿的地质条件,提出了高压水力割缝提高石门揭煤过程中瓦斯抽放量的方法,设计了水力割缝技术施工方案,并进行了卸压增透效果的跟踪考察。研究结果表明,在新维煤矿设计的水力割缝钻孔位置合理,措施实施后直接扰动煤体直径提高9倍以上,直接扰动煤体体积提高68倍以上,显著减少措施工程量且钻孔的瓦斯总平均单孔纯流量达到13.7 L/min,有效扩大了煤体的卸压区域,提高了煤体中瓦斯的渗流,大大降低了石门揭煤过程中的突出危险性。     

沁水盆地深煤层注入CO_2提高煤层气采收率可行性分析

探讨CO2注入深煤层提高煤层气采收率可行性对于解放我国丰富深部煤层气资源具有积极意义。分析了沁水盆地不同深度条件下储层参数的变化规律,开展了CO2注入煤层增产效应的数值模拟研究。结果显示,煤储层参数随埋深呈非线性变化且各参数显著变化深度具有较好的对应性,存在500~600 m,950~1 150 m两个关键转折界限,据此将煤层划分为浅部、过渡、深部三带。随着埋深增加煤储层强非均质向均质转换,即所有参数在浅部较为离散而深部收敛。通过不同深度煤层的CO2注入生产效果模拟显示,注入CO2后煤层气采收率均得到不同幅度提高;注入CO2提高煤层气采收率效果由过渡带、浅部、深部逐步递减;注入时间越早和越长,提高采收率效果越显著;要实现深部煤层气采收率显著增加必须保证一定的CO2注入量;深部CO2封存优势显著。     

沁南-郑庄区块深部煤层气“临界深度”探讨

基于沁南—郑庄区块35层次煤层气井注入/压降及地应力实测数据,系统分析了郑庄区块地应力垂向变化规律,并在此基础上探讨了煤储层渗透性、含气性、气水产出垂向差异性演化,揭示了郑庄地区深部煤层气界限。郑庄区块地应力状态在垂向上发生转换:575 m以浅,σHσvσh,表现为大地动力场,现今地应力状态为压缩状态;575 m~675 m,水平主应力较浅部有所降低(σH≈σvσh),表现为准静水压力场,现今地应力状态为过渡状态(由压缩状态过渡为拉张状态);675~825 m以深,σvσHσh,表现为大地静力场型,现今地应力状态为拉张状态;825 m以深,σHσvσh,现今地应力状态为压缩状态。煤储层试井渗透率随埋深的变化与地应力场状态的转变基本一致,其实质是地应力作用下煤体孔隙结构的变形与破坏;含气量与埋深之间存在一个"临界深度"范围(800~1 000 m),超过此埋深范围之后煤层含气量随埋深增大而趋于降低。整体来说,825m以深煤层气资源处于地应力转换状态和(或)含气量"临界深度"之下,其赋存和开发地质条件发生转换,气体采收率相对较低,属于深部煤层气范畴。该埋深(825 m)以下煤层气开发将面临"低渗透率、低含气量、高地应力"的挑战。     

煤基质扩散系数对煤层气开采影响的数值分析

针对煤层的双重孔隙特性,采用考虑了Fick第一扩散定律和考虑有效应力的渗透率模型对煤层气的开采过程进行研究,探讨了扩散系数对煤层气开采的影响作用。采用不同的扩散系数值(1.2×10-10 m2/s与1.2×10-13 m2/s),通过数值计算,对煤层气的产量演化过程进行分析。计算结果表明:扩散作用主导的煤层气生产过程要远远长于自由相气体主导的煤层气生产过程,具体来说,基质气体压力演化过程的时间尺度(109s)比裂隙气体压力演化的时间尺度(107s)要高两个数量级;在煤层气解吸过程初期,不同的基质扩散系数对产量的影响不明显;在解吸过程后期,两种情况下单位时间内的煤层气产量相差很大,最终可达到三个数量级。