范铁刚;张广清
【摘 要】注液速率及压裂液黏度是煤层气井压裂设计中两个重要的可控参数，其不仅影响水力裂缝起裂压力及压裂施工压力，而且控制水力裂缝形态。采用鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县地区天然煤岩，基于试验室物理模拟试验研究注液速率及压裂液黏度对水力裂缝形态及施工压力的影响。结果表明：注液速率及压裂液黏度较小时，主裂缝与分支缝连通形成沿最大水平主应力方向的复杂裂缝网络系统；随着注液速率及压裂液黏度的增加，水力裂缝复杂程度降低，形成平直单裂缝。提高注液速率或压裂液黏度会增大施工压力。对注液速率及压裂液黏度进行合理控制，可先在井筒附近生成平直裂缝，后在远离井筒处生成复杂裂缝网络，有利于增大煤层气单井排采体积。%InjectiOn rate and fracturing fluid viscOsity are twO impOrtant cOntrOllable parameters in the fracturing design Of cOalbed methane ( CBM) well. They nOt Only are the factOrs that affect the breakdOwn pressure Of the bOrehOle and treatment pressure during the fracturing treatment, but alsO can cOntrOl the geOmetry Of hydraulic fracture. ThrOugh several grOups Of large scale true tri-axial tests, influences Of injectiOn rate and fracturing fluid viscOsity On hydraulic fracture geOmetry and treatment pressure in cOal specimens cOllected frOm Daning-Jixian cOal field, sOutheast Of OrdOs Basin were studied. The re-sults shOw that lOw injectiOn rate and lOw fracturing fluid viscOsity reOpen the cOal cleats, and branch jOints cOnnect with the main fractures tO fOrm fracture netwOrks with a dOminating directiOn alOng the directiOn Of maximum hOrizOntal stress. With injectiOn rate Or fracturing fluid viscOsity increasing, hydraulic fracture cOmplexity is greatly reduced and a planar fracture tends tO fOrm. Increasing injectiOn rate Or fracturing fluid viscOsity will alsO increase the treatment pressure. Optimal design Of the injectiOn rate and fracturing fluid viscOsity can enhance the drainage vOlume Of single CBM well by generating a cOm-plex fracture netwOrk at a certain distance frOm the wellbOre after the creatiOn Of a planar fracture near the wellbOre.
混凝土垫块【期刊名称】《中国石油大学学报（自然科学版）》
【年(卷),期】2014(000)004
【总页数】7页(P117-123)
【关键词】煤岩压裂模拟;注液速率;压裂液黏度;水力裂缝形态;煤层气
【作 者】范铁刚;张广清
【作者单位】中国石油大学机械与储运工程学院，北京l02249;中国石油大学石油工程学院，北京l02249
【正文语种】中 文
【中图分类】播放路TE371
中国煤层气资源潜力巨大,近年来,通过自主研发和技术引进,煤层气产能得到了快速增长[1]。目前煤层气开发的主体增产技术之一是水力压裂[2],然而在应用水力压裂开发煤层气时,除了煤层本身的力学和结构特性以及储层地应力条件外,压裂液和压裂工艺也是影响开发效果的重要因素。与常规储层不同,煤基质渗透率极低,煤层气在储层中的流动主要通过煤体自身的裂隙系统[3-4],因此如何有效地连通井筒与煤层天然裂缝系统成为煤层气增产的关键
因素。针对煤层水力压裂,国内外学者进行了大量研究[5-16]。由于煤岩软、变形大且割理十分发育等特点,形成的水力裂缝形态十分复杂[6-13]。Diamond和Oyler[6]及Jeffrey[13]等通过巷道开挖观察到煤层中的水力裂缝受到煤岩节理及割理的影响。Abass和Holditch[8,10]进行了煤层水力压裂室内试验。Palmer 等[11]研究认为,煤层埋深、层厚对水力裂缝形态有显著影响。目前,煤层水力压裂的研究主要涉及地应力状态及煤岩本身性质对裂缝的影响[8-10,17-18],而压裂液性质对煤层水力裂缝的影响研究较为欠缺。笔者采用鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县地区天然煤岩,基于试验室物理模拟试验研究注液速率及压裂液黏度对水力裂缝形态及施工压力的影响。
1.1 试验准备及装置
1.1.1 试件制备
试件采用取自鄂尔多斯盆地东南缘大宁-吉县地区的天然煤岩加工而成。取样层位属于二叠系山西组5号煤层,该地区煤岩内生裂隙发育,变质程度中等,属于焦煤。由于煤岩中裂隙发育程度较高,且性质较脆容易碎裂掉块,因此将其加工成试验要求的标准尺寸立方体难度较大。为了克服这一困难,采用大型岩石切割机协助加工,将原岩切割至适当大小,然后在煤块外部霍尔式角度传感器
浇铸水泥包裹层,用来填补加工过程中由于掉块形成的不规则表面,使试件整体外形尺寸满足试验要求(试件整体外形尺寸为30 cm×30 cm×30 cm),同时包裹层还能在试件的搬运过程中起到保护层的作用。
在试件制作过程中,根据取样地点实际地层天然裂缝产状特征,将煤岩调整为层理面与水平面平行,面割理和端割理分别平行于试件侧面外表面。试件外形尺寸及内部形态示意图如图1所示。
1.1.2 压裂液
水力压裂试验中,为了便于试验结束后观察水力裂缝的形态及范围尺寸,常采用在压裂液中添加染剂的方法实现裂缝示踪。对于不含复杂天然裂缝的模拟试件或只产生单条水力裂缝的模拟试验,该方法可以满足试验要求。但是,对于煤岩等天然裂缝发育程度较高的岩石,有时仅靠染剂很难识别出微小水力裂缝,难以区分天然裂缝与水力裂缝。为此,在本研究中使用荧光粉作为示踪剂,制作压裂液。采集试验结果时,经过紫外线灯照射,荧光粉可清晰地显示出水力裂缝的范围,尤其可以显示出肉眼无法观察到的细微裂缝。
1.1.3 测试装置系统
采用的模拟压裂试验装置是中国石油大学(北京)岩石力学实验室设计组建的一套大尺寸真三轴模拟试验系统[19]。模拟压裂试验系统由大尺寸真三轴试验架、MTS伺服增压泵、数据采集系统、稳压源、油水隔离器及其他辅助装置组成。模拟压裂过程中MTS数据采集系统可自动监测和记录泵注压裂液过程中压力、排量和注液体积,并以时间-排量曲线、时间-压力曲线、排量-压力曲线的方式进行实时输出显示,从而对裂缝扩展过程进行监测。
1.2 试验方案
水力压裂模拟试验要求模拟地层条件,其中关键因素之一是地层应力的大小和分布。取样地区水平地应力差为3～6 MPa,本试验不考虑不同水平应力差对水力裂缝的影响,因此试验中水平应力差统一为3 MPa,其中沿面割理方向施加最大水平主应力,研究在该工况下煤岩水力裂缝的扩展情况。在水力压裂施工过程中压裂液性质及泵注排量是重要的施工参数,为了考察不同压裂液黏度及泵注排量条件下水力裂缝在煤岩中的扩展行为及水力裂缝形态、分布情况,选用两种不同黏度的压裂液及3种注液速率。具体试验参数见表1。为了模拟地层含水条件,同时减小滤失,在施加围压至预设值后以低注液压力(＜0.8 MPa)向试件内部进行预注水。
2.1 试验结果
试验过程中观察到水力裂缝延伸压力为1.5～5.0 MPa,且延伸压力与注液速率呈正比关系。裂缝延伸压力随注液时间增加而持续增大。部分试件测试过程中未观察到显著的破裂压力,而另一些在测试中观察到了二次破裂现象。
炒茶机试验结束后,沿裂缝面将试件劈裂,观察形成的水力裂缝形态。发现大部分水力裂缝均由相互连通的割理构成,而不是单一的平直裂缝。典型试验结果如图2所示。
由图2(a)发现,在高注液速率及高压裂液黏度条件下,试件3只形成了一条沿最大水平主应力方向的垂直裂缝。裂缝在沿水平方向延伸过程中受割理影响,左翼末端出现阶梯状偏移错动,右翼裂缝较为平直。在沿垂直方向扩展过程中,受层面影响裂缝在层间出现条带状凹凸,且右翼裂缝缝高明显被限制在层理面之间。试件3中产生的水力裂缝整体表现为缝面凹凸起伏、粗糙不平的平直垂直裂缝。
由图2(b)观察发现,在低注液速率及低压裂液黏度条件下,试件4中形成了一个纵横交错的复杂裂缝网络系统。在水平方向延伸过程中水力裂缝出现分支及偏移,并不断连通面割理与端
割理,从而形成了以沿面割理方向延伸的裂缝为主裂缝,带有大量沿端割理方向的分支缝的裂缝系统。尤其值得注意的是,由于水力裂缝沿着面割理与端割理之间交替行进的阶梯状路径延伸,当对远离井筒处的裂缝进行反向追溯时,某些裂缝不与井筒相交,这与Diamond和Oyler[6]通过巷道开挖观察到的结果相一致。在沿垂直方向延伸过程中,试件4的结果与试件3相一致,裂缝面由于受层面影响在层间出现条带状凹凸。试件4中产生的水力裂缝整体表现为缝面粗糙不平、水平面内纵横交错的复杂垂直裂缝网络。
2.2 注液速率对水力裂缝形态的影响
对各个试件中部经过裸眼段的水平剖面上水力裂缝的分布形态进行了数字化处理,处理结果如图3所示。
从图3可知,在相同试验条件下,随着注液速率增加水力裂缝分支及偏移现象减少,裂缝形态由复杂逐渐转变为单一。C.J.de Pater等[20]曾使用含热缩裂缝的水泥块试件研究了注液速率对裂缝性地层中水力裂缝扩展的影响,发现在高流速下易产生新裂缝,而低流速条件下则容易使天然裂缝张开。虽然在一定程度上这些结论与本研究中所观察到的结果相一致,但由于煤岩自身独特的力学及结构特性,水力压裂所得到的水力裂缝系统也具有一些独特的性质。
(1)煤岩中水力裂缝大多数沿面割理或端割理延伸,少数裂缝为煤岩基质破裂形成的新裂缝,且新裂缝在与割理相交时易沿割理扩展或偏移。
(2)由于煤岩不仅具有宏观层理且在很小的厚度范围内也具有因煤岩成分不同而形成的微厚条带,煤层中规模较小的割理沿高度方向往往被局限在煤岩微厚条带中。水力裂缝在沿垂向延伸时在层面处会发生偏移,从而使得裂缝表面呈现出条带状凹凸,再加上因割理造成的沿水平方向的错动,煤层水力裂缝表面往往较为粗糙。
(3)在低注液速率(10 mL/min)条件下煤岩中会产生多条沿面割理方向延伸的平行主裂缝,各主裂缝之间由端割理相互连通,沿主裂缝两侧还有大量沿端割理的分支裂缝。
(4)在中高注液速率(20、30 mL/min)条件下煤岩中产生单条主水力裂缝,且主裂缝两侧分支裂缝随注液速率增加而减少,裂缝更加平直,缝面更为平整。
2.3 压裂液黏度对水力裂缝形态的影响
压裂液黏度是控制流体滤失的主要因素,直接影响到液体的造缝能力。在同一地层条件、同一排量下,黏度越高,携砂性能越好,滤失系数越低,压裂液效率越高,因此可获得较大的水力裂
缝面积,且裂缝缝宽大,利于形成高导流裂缝。但是,压裂液黏度并非越高越好,黏度太高也有很多弊端:易使摩阻升高,造成高施工压力,不利于泵注;缝高容易失去控制,导致压裂失败;对地层污染加重,降低压裂效果。因此,为了获得最佳的压裂效果,施工中需要对压裂液黏度进行优化设计。
选取两种黏度的压裂液进行试验,对比黏度对水力裂缝形态的影响。对于基质渗透率较低的煤岩,压裂液主要通过煤岩中的割理系统滤失。在低黏度条件下,由于压裂液大量滤失到割理系统中,割理内部液体压力增加使得割理缝隙增大,随着液体压力不断增加,与水力裂缝相交的割理不断开启,最终形成复杂的裂缝系统。增大压裂液黏度之后,流体滤失减小,水力裂缝缝宽有所增加,但分支裂缝减少,裂缝形态相对简单,为常规平直单裂缝。
从图3可见,压裂液黏度对水力裂缝形态影响显著。在相同试验条件下,随着压裂液黏度增加,水力裂缝复杂程度大大降低,尤其是在黏度较高(133 mPa·s)条件下,即使注液速率较低,主水力裂缝两侧也只有少量分支裂缝,且分支裂缝延伸长度较短。
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