变流量缝网压裂技术在松软煤层中的研究与应用

邓敢博

(1.瓦斯灾害监控与应急技术国家重点实验室，重庆 400037； 2.中煤科工集团重庆研究院有限公司，重庆 400037)

随着煤层开采深度的不断加深[1-3]，煤层渗透率进一步降低，渗透率成为了提高瓦斯抽采效率的主控因素。对煤层采取水力化措施是增加渗透率的常用方法之一，高压水注入到煤层中，不仅增加了透气性，水挤压了煤层瓦斯的吸附空间，促进了其解吸。从应用效果来看，水力压裂以其增透范围广泛、成本相对低廉，在各煤矿取得了广泛的应用。虽然井下水力压裂的工艺和压裂过程相对成熟，但是对压裂施工参数的合理性分析不够准确，从而导致达不到预期的压裂效果，反而会发生其他事故，如诱发煤与瓦斯突出、顶底板破碎、煤体变形等。因此，合理的施工参数对于提高煤层渗透率、进而促进瓦斯抽采具有重要的现实意义[4-5]。

近年来，对于改进深部煤层水力压裂工艺、提高压裂效果方面，国内外做了大量的研究工作[6-9]。较为主流的是体积压裂—缝网改造技术(SRV)，采用“稳定高压力和大流量”的工艺，在煤层形成一个立体缝网系统，提高瓦斯导流能力。但由于这种工艺的高压力和流量对压裂设备、人员面临巨大的挑战，并且由于煤层储存的复杂性、非均质性，对于“稳定大排量”注入的方式并不敏感，不易让煤岩产生破裂及裂缝发的延伸，反而会引起压裂泵组压力迅速升高。除此之外，还有分段水力压裂、分段多簇射孔、定向水力压裂技术等，但因在深部煤层地应力高等复杂地质环境的缘故，采用一般的注水应用效果并不理想，加大注水压力又会导致压裂事故的产生。在井下低渗透气性松软煤层水力压裂的施工中，由于松软煤层致裂主要呈现剪切破坏，与常规压裂起裂方式不同，在保证安全作业的前提下，形成缝网结构[10]，提高水力压裂增渗效果是目前急需解决的问题。因此，在论述煤储层水力压裂机理和过程的基础上，从理论上分析注水压力对煤层水力压裂效果的影响，结合现场应用，最终确定出合理的注水压力。对于提高煤层渗透率，最终提升瓦斯抽采效率，同时对水力压裂技术在煤矿上的推广应用具有较强的现实意义。

1 松软煤层缝网压裂机理

缝网压裂技术起先用于低渗透率的砂岩油气藏、页岩气藏的压裂设计[11-12]，其主要目的不是单一地增加裂缝的长度及高度的导流能力，而是在结合设计合理的水力压裂施工参数及储层特征参数，最大限度地提高主裂缝转向的可能性，最终形成主裂缝及多个分支裂缝相互交叉的类似网格状的缝网系统。微缝网的形成与保持是实现增透有效的充要条件，煤层最大主应力与最小主应力之差是裂缝扩展的先决条件；小于塑性煤体起裂压力时，微缝网不再延展，但应力场的作用将使煤体继续发生塑形变形(不可恢复)，使得缝网结构得以固化保持(如砂子在应力作用下产生塑性流变，其孔网结构不会闭合)，实现持续增透。对于大部分松软煤层来说，其为非均质体，包含着各类的缺陷和天然裂隙，因而要在松软煤层中形成缝网，重点在于先在较大的原生主裂缝扩展延伸，继而在裂缝内提升其净压力，使得天然裂隙或者煤储层缺陷能够张开，最后形成缝网。缝网压裂得以进行的力学原理是分支裂缝在储层天然裂隙的扩展上形成的[13]，如图1所示。

图1 松软煤层水力压裂缝网形成示意Fig.1 Schematic of hydraulic fracturing network formation in soft coal seam

一般来说，对于煤岩来说，天然裂隙发生的为张性破裂，根据Warpinski及Teufel破裂准则，应力与压力的关系，如式(1)所示：

p>σn

(1)

而当水力压裂作用松软煤层，在天然裂隙以剪应力为主时，则天然裂隙在此刻易发生剪切滑移，此时：

|τ|>τ0+Kf(σn-p)

(2)

式中，σH和σh分别为最大和最小水平主应力；τ0为松软煤层内部的黏聚力；τ为作用在天然裂隙的剪切应力；Kf为天然裂隙的摩擦系数。

根据经典的弹性力学理论，正应力和剪应力之间的关系可由如式(3)、式(4)表示：

(3)

(4)

当水力压裂主裂缝与天然裂隙相交时，意味着之间已经相互连通，随着压裂的进行，压裂液进入到原生裂隙，此时原生裂隙的孔隙压力变为：

p(x，t)=σh+pnet(x，t)

(5)

将式(3)—(5)代入式(1)中整理得到，若煤层发生张性破裂时所需的净压力为：

(6)

而发生剪切破坏时，裂缝内所需的净压力为：

Kfcos 2θ)]

(7)

pnet max(x，t)=σH-σh

(8)

因此，如果发生张性破裂时，破裂最大值为水平主应力的差值。

(9)

Kfcos(arctanKf)]

(10)

由于软煤的黏聚力相对较小，对破裂不起作用，因此与张性破裂一样，发生剪切破坏的最大值依然为水平应力之间的差值。

如上述分析可知，在含天然裂隙的松软煤层中，水力压裂主裂缝促使天然裂隙形成缝网的关键条件是，施工裂缝内的净压力大于煤储层水平应力之间的差值。

2 水力压裂松软煤层缝网压裂的关键技术

按照上述缝网压裂的力学原理可以得出，在施工中，理论上如果净压力达到水平应力的差值，但对于原生裂隙不发育的部位，需加上煤体的抗张强度，此为临界压力，就可以在原生裂隙的基础上形成新裂缝[14]。故在缝网压裂的设计中最重要的是如何选择合适的方法来提高裂缝内的净压力。裂缝内的净压力主要受到2种因素的影响：①松软煤层储层特征参数，如主应力、弹性模量、泊松比等；②水力压裂技术参数，如水力压裂流量、压力、压裂液黏度及加砂比，如果将二维PK模型运用其中，则可得出裂缝内流体压力梯度方程如下：

(11)

式中，q为水力压裂注入流量；μ为缝内压裂液的黏度；w为压裂裂缝宽度。

在煤体中裂缝破裂及延伸过程中，分支裂缝的形成，需满足以下破裂条件[15]：

(12)

(13)

式中，pf为煤体破裂张力；p0为初始孔隙压力；σf为煤体抗张强度；φ为孔隙度；υ为泊松比。

根据现场施工的相关资料，推导出2个水平主应力之间的差值Δσ的计算公式为：

Δσ=2σh-p0-pf+σf

(14)

根据石油行业经验[15-16]，提升缝内净压力的方法主要有酸化预处理、变排量、变黏度、液量控制等。在实施手段主要有3种方法：①采用变参数射孔；②压裂时变排量变粒径加砂；③适时停泵。对于松软煤层来说，其缝网压裂设计不能单纯地按照石油行业来进行，需要考虑煤层的特点及尽量不伤害煤层的情况下进行，而且松软煤层一般采取清水压裂，控制高压水进入煤层总量，一般采取变流量及适时停泵的方法进行。

3 缝网压裂现场试验

3.1 试验区域工作面概况

水力压裂试验区为平煤十二矿己15-31040工作面煤巷条带区域，施工地点为己15-31040进风巷低位瓦斯治理巷。己15-31040工作面垂深928～977 m，平均煤厚3.3 m，煤层倾角平均10°，坚固性系数为0.3，为典型的松软煤层[17]。

结合该区域的地质资料及巷道布置情况，压裂半径按30 m，钻孔间距为50 m，共试验6个压裂钻孔，钻孔终孔位置距煤层顶板0.5 m左右，不穿透煤层。压裂钻孔布置如图2所示。

图2 水力压裂钻孔布置Fig.2 Hydraulic fracturing drilling arrangement

3.2 压裂设计思路及工艺

压裂参数设计涉及到压裂设备选型、压裂施工参数及压裂效果。其主要涉及泵注压力及注入液量的设计。

3.2.1 压裂设备选型

压裂泵组示意如图3所示，水力压裂系统由压裂泵、压力表、专用水箱和封孔器组成。本次压裂试验泵体使用BYW450/70煤矿井下压裂泵组，压裂泵采用额定最大工作压力70 MPa，最大水排量为450 L/min。压裂泵组共分3个档位，各档位输出压力与流量参数见表1。

图3 压裂泵组示意Fig.3 Fracturing pump assembly diagram

表1 压裂泵组输出参数Tab.1 Fracturing pump set output parameters

高压管路选用φ66.7 mm高压胶管，钻孔内采用优质无缝钢管，钢管抗压承载能力不低于40 MPa。

3.2.2 裂缝净压力模拟

根据相关试验[18]，该煤层最小主应力为12 MPa，初始孔隙压力为3 MPa，煤体抗张强度为0.45 MPa。根据初次试压结果显示，煤体破裂压力为19 MPa。根据上述公式计算得到两个水平主应力差值为2.45 MPa，因此必须保证裂缝内净压力大于2.45 MPa，才能使得分支缝的延伸与扩展。

采用裂缝模拟的软件，模拟了压裂排量为0.2 m3/min时裂缝净压力的变化趋势(图4)。由图4可知，若采取常规的稳流量压裂，裂缝内的净压力只能达到2 MPa左右，因此必须采取提升裂缝内部净压力的措施。

图4 常规压裂裂缝净压力模拟Fig.4 Conventional fracture net pressure simulation

变流量压裂裂缝净压力模拟如图5所示。采用非稳定流量的压裂措施对裂缝进行模拟，由图5可知，松软煤层裂缝内部净压力随着流量的升高而升高，当流量达到0.4 m3/min时，净压力达到2.6 MPa。如果保持高流量，压裂泵势必保持着高压力，产生极大的安全隐患。而后随着施工流量的降低，裂缝内的净压力略有下降，当流量降到0.2 m3/min时，裂缝内净压力仍然能保持在2.5 MPa，完全满足计算分支裂缝产生所需求的净压力。

图5 变流量压裂裂缝净压力模拟Fig.5 Simulation of net fracture pressure in variable flow fracturing

3.3 现场实施及压后效果

压裂钻孔施工完成后，检验钻孔是否按照设计参数施工。验孔完成后，采用多次注浆封孔工艺进行封孔；封孔完成后，待水泥浆凝固72 h方可进行高压水力压裂试验。

3.3.1 水力压裂现场实施过程

在此次煤层水力压裂实施过程中，1号压裂孔按如下步骤进行：在按照管路连接好压裂泵后，采用动态流量注水方法，从水力压裂开始到结束，每次压裂孔注水需要120 min左右(表1)，压裂泵组Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ和Ⅳ4个档位来回切换，开始先用第Ⅴ档位，每5 min换到一个档位，之后保压10 min，后面又用5 min升高档位，4个档位交替进行。根据监控视频显示，当顶板或者巷帮裂隙分别出现小范围阴湿时，此时停止水力压裂、关闭阀门，其余压裂孔按照常规稳流量进行压裂。压裂过程中的相关参数见表2。

表2 各孔压裂相关参数Tab.2 Fracturing parameters of each hole

从表2可以看出，2号—6号压裂孔在注水压力、保压压力、14 d后最终压力及累计注水量趋于一致，而1号压裂孔压裂过程中的参数明显高于其他孔，这说明1号压裂孔周围较其他孔形成了较为丰富的裂隙，表现为较高的保压压力及较大的累计注水量。

3.3.2 水力压裂煤岩效果考察

压裂孔压裂过程中，均未发现巷道顶板变形的预兆。1号压裂孔保压时间最长，初期保压23 MPa，14 d后孔口保压压力仍有8 MPa；2号、3号、5号和6号压裂孔14 d后的保压压力均降为0。2号压裂孔和3号压裂孔压裂过程中巷道顶板漏水较为严重，形成了几处雨帘，随着多次压裂的开展，漏水现象得到明显减缓。4号、5号和6号压裂孔压裂过程中巷道顶板无明显漏水现象，巷道顶板完整性较好。

3.3.3 压裂后抽采效果考察

进行单孔平均瓦斯抽采浓度和单孔瓦斯抽采纯量考察，并与相邻己15-31030采面之前常规稳定流量压裂、未压裂区域抽采数据进行对比分析(图6、图7)。

图6 煤层区域抽采浓度对比曲线Fig.6 Extraction concentration comparison curve in fractured zone

图7 煤层区域单孔抽采纯量对比曲线Fig.7 Scalar correlation curve of single hole extraction in fractured area

通过以上数据得出，1号孔变流量缝网水力压裂后该区域抽采30 d瓦斯抽采平均浓度达到48.36%，2号—6号孔稳定流量常规压裂区域瓦斯抽采平均浓度为32.43%，未压裂区域瓦斯抽采浓度为12.04%。相比之下，变流量缝网压裂瓦斯抽采浓度分别为稳流量压裂、未压裂区域的1.49倍及4.01倍。变流量缝网压裂平均单孔瓦斯抽采纯量为0.062 6 m3/min，稳流量常规压裂瓦斯抽采纯量为0.024 3 m3/min，未进行水力压裂区域单孔抽采纯量0.006 7 m3/min。相比之下，变流量缝网瓦斯抽采纯量分别为稳流量常规压裂、未压裂区域的2.58倍及7.72倍。通过这些抽采数据说明水力压裂技术增加了瓦斯抽采浓度和纯量，但是采用变流量缝网压裂的方法进行水力压裂效果更佳。

4 结论

通过对松软煤层缝网水力压裂的理论分析和现场试验，得出以下结论。

(1)在分析松软煤层缝网压裂机理和力学原理的基础上，得出对于松软煤层产生分支缝网的含天然裂隙的松软煤层中，水力压裂主裂缝促使天然裂隙形成缝网的关键条件是施工裂缝内的净压力大于煤储层水平应力之间的差值。

(2)通过裂缝模拟软件得出变流量压裂可以增加裂缝内的净压力，在松软煤层形成缝网结构，并进行了现场试验，变流量注入压裂的保压压力及累计注水量均高于常规压裂孔。考察了单孔瓦斯抽采浓度和纯量，与原始煤层及稳定流量常规压裂的方法相比，变流量缝网压裂增透效果明显较好，该方法可以作为水力压裂增透技术借鉴的一种方法。

(3)变流量水力压裂只是缝网压裂的一种形式，随着煤层开采难度的不断增大，势必会有更多的缝网水力压裂技术应用于现场，需要进行更加深入地研究。