范鐵剛,張廣清

(1.中國石油大學(xué)機械與儲運工程學(xué)院,北京 102249;2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,北京 102249)

注液速率及壓裂液黏度對煤層水力裂縫形態(tài)的影響

范鐵剛1,張廣清2

(1.中國石油大學(xué)機械與儲運工程學(xué)院,北京 102249;2.中國石油大學(xué)石油工程學(xué)院,北京 102249)

注液速率及壓裂液黏度是煤層氣井壓裂設(shè)計中兩個重要的可控參數(shù),其不僅影響水力裂縫起裂壓力及壓裂施工壓力,而且控制水力裂縫形態(tài)。采用鄂爾多斯盆地東南緣大寧-吉縣地區(qū)天然煤巖,基于試驗室物理模擬試驗研究注液速率及壓裂液黏度對水力裂縫形態(tài)及施工壓力的影響。結(jié)果表明:注液速率及壓裂液黏度較小時,主裂縫與分支縫連通形成沿最大水平主應(yīng)力方向的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng);隨著注液速率及壓裂液黏度的增加,水力裂縫復(fù)雜程度降低,形成平直單裂縫。提高注液速率或壓裂液黏度會增大施工壓力。對注液速率及壓裂液黏度進(jìn)行合理控制,可先在井筒附近生成平直裂縫,后在遠(yuǎn)離井筒處生成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),有利于增大煤層氣單井排采體積。

煤巖壓裂模擬;注液速率;壓裂液黏度;水力裂縫形態(tài);煤層氣

中國煤層氣資源潛力巨大,近年來,通過自主研發(fā)和技術(shù)引進(jìn),煤層氣產(chǎn)能得到了快速增長[1]。目前煤層氣開發(fā)的主體增產(chǎn)技術(shù)之一是水力壓裂[2],然而在應(yīng)用水力壓裂開發(fā)煤層氣時,除了煤層本身的力學(xué)和結(jié)構(gòu)特性以及儲層地應(yīng)力條件外,壓裂液和壓裂工藝也是影響開發(fā)效果的重要因素。與常規(guī)儲層不同,煤基質(zhì)滲透率極低,煤層氣在儲層中的流動主要通過煤體自身的裂隙系統(tǒng)[3-4],因此如何有效地連通井筒與煤層天然裂縫系統(tǒng)成為煤層氣增產(chǎn)的關(guān)鍵因素。針對煤層水力壓裂,國內(nèi)外學(xué)者進(jìn)行了大量研究[5-16]。由于煤巖軟、變形大且割理十分發(fā)育等特點,形成的水力裂縫形態(tài)十分復(fù)雜[6-13]。Diamond和Oyler[6]及Jeffrey[13]等通過巷道開挖觀察到煤層中的水力裂縫受到煤巖節(jié)理及割理的影響。Abass和Holditch[8,10]進(jìn)行了煤層水力壓裂室內(nèi)試驗。Palmer 等[11]研究認(rèn)為,煤層埋深、層厚對水力裂縫形態(tài)有顯著影響。目前,煤層水力壓裂的研究主要涉及地應(yīng)力狀態(tài)及煤巖本身性質(zhì)對裂縫的影響[8-10,17-18],而壓裂液性質(zhì)對煤層水力裂縫的影響研究較為欠缺。筆者采用鄂爾多斯盆地東南緣大寧-吉縣地區(qū)天然煤巖,基于試驗室物理模擬試驗研究注液速率及壓裂液黏度對水力裂縫形態(tài)及施工壓力的影響。

1 煤層水力壓裂物理模擬試驗

1.1 試驗準(zhǔn)備及裝置

1.1.1 試件制備

試件采用取自鄂爾多斯盆地東南緣大寧-吉縣地區(qū)的天然煤巖加工而成。取樣層位屬于二疊系山西組5號煤層,該地區(qū)煤巖內(nèi)生裂隙發(fā)育,變質(zhì)程度中等,屬于焦煤。由于煤巖中裂隙發(fā)育程度較高,且性質(zhì)較脆容易碎裂掉塊,因此將其加工成試驗要求的標(biāo)準(zhǔn)尺寸立方體難度較大。為了克服這一困難,采用大型巖石切割機協(xié)助加工,將原巖切割至適當(dāng)大小,然后在煤塊外部澆鑄水泥包裹層,用來填補加工過程中由于掉塊形成的不規(guī)則表面,使試件整體外形尺寸滿足試驗要求(試件整體外形尺寸為30 cm×30 cm×30 cm),同時包裹層還能在試件的搬運過程中起到保護(hù)層的作用。

在試件制作過程中,根據(jù)取樣地點實際地層天然裂縫產(chǎn)狀特征,將煤巖調(diào)整為層理面與水平面平行,面割理和端割理分別平行于試件側(cè)面外表面。試件外形尺寸及內(nèi)部形態(tài)示意圖如圖1所示。

圖1 試件示意圖Fig.1 Schematic drawing of specimen

1.1.2 壓裂液

水力壓裂試驗中,為了便于試驗結(jié)束后觀察水力裂縫的形態(tài)及范圍尺寸,常采用在壓裂液中添加染色劑的方法實現(xiàn)裂縫示蹤。對于不含復(fù)雜天然裂縫的模擬試件或只產(chǎn)生單條水力裂縫的模擬試驗,該方法可以滿足試驗要求。但是,對于煤巖等天然裂縫發(fā)育程度較高的巖石,有時僅靠染色劑很難識別出微小水力裂縫,難以區(qū)分天然裂縫與水力裂縫。為此,在本研究中使用熒光粉作為示蹤劑,制作壓裂液。采集試驗結(jié)果時,經(jīng)過紫外線燈照射,熒光粉可清晰地顯示出水力裂縫的范圍,尤其可以顯示出肉眼無法觀察到的細(xì)微裂縫。

1.1.3 測試裝置系統(tǒng)

采用的模擬壓裂試驗裝置是中國石油大學(xué)(北京)巖石力學(xué)實驗室設(shè)計組建的一套大尺寸真三軸模擬試驗系統(tǒng)[19]。模擬壓裂試驗系統(tǒng)由大尺寸真三軸試驗架、MTS伺服增壓泵、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)、穩(wěn)壓源、油水隔離器及其他輔助裝置組成。模擬壓裂過程中MTS數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)可自動監(jiān)測和記錄泵注壓裂液過程中壓力、排量和注液體積,并以時間-排量曲線、時間-壓力曲線、排量-壓力曲線的方式進(jìn)行實時輸出顯示,從而對裂縫擴展過程進(jìn)行監(jiān)測。

1.2 試驗方案

水力壓裂模擬試驗要求模擬地層條件,其中關(guān)鍵因素之一是地層應(yīng)力的大小和分布。取樣地區(qū)水平地應(yīng)力差為3～6 MPa,本試驗不考慮不同水平應(yīng)力差對水力裂縫的影響,因此試驗中水平應(yīng)力差統(tǒng)一為3 MPa,其中沿面割理方向施加最大水平主應(yīng)力,研究在該工況下煤巖水力裂縫的擴展情況。在水力壓裂施工過程中壓裂液性質(zhì)及泵注排量是重要的施工參數(shù),為了考察不同壓裂液黏度及泵注排量條件下水力裂縫在煤巖中的擴展行為及水力裂縫形態(tài)、分布情況,選用兩種不同黏度的壓裂液及3種注液速率。具體試驗參數(shù)見表1。為了模擬地層含水條件,同時減小濾失,在施加圍壓至預(yù)設(shè)值后以低注液壓力(＜0.8 MPa)向試件內(nèi)部進(jìn)行預(yù)注水。

表1 試驗參數(shù)設(shè)置Table 1 Summary of experimental parameters

2 試驗結(jié)果及其分析

2.1 試驗結(jié)果

試驗過程中觀察到水力裂縫延伸壓力為1.5～5.0 MPa,且延伸壓力與注液速率呈正比關(guān)系。裂縫延伸壓力隨注液時間增加而持續(xù)增大。部分試件測試過程中未觀察到顯著的破裂壓力,而另一些在測試中觀察到了二次破裂現(xiàn)象。

試驗結(jié)束后,沿裂縫面將試件劈裂,觀察形成的水力裂縫形態(tài)。發(fā)現(xiàn)大部分水力裂縫均由相互連通的割理構(gòu)成,而不是單一的平直裂縫。典型試驗結(jié)果如圖2所示。

圖2 試件3、4試驗結(jié)果Fig.2 Photo results of specimen 3 and 4

由圖2(a)發(fā)現(xiàn),在高注液速率及高壓裂液黏度條件下,試件3只形成了一條沿最大水平主應(yīng)力方向的垂直裂縫。裂縫在沿水平方向延伸過程中受割理影響,左翼末端出現(xiàn)階梯狀偏移錯動,右翼裂縫較為平直。在沿垂直方向擴展過程中,受層面影響裂縫在層間出現(xiàn)條帶狀凹凸,且右翼裂縫縫高明顯被限制在層理面之間。試件3中產(chǎn)生的水力裂縫整體表現(xiàn)為縫面凹凸起伏、粗糙不平的平直垂直裂縫。

由圖2(b)觀察發(fā)現(xiàn),在低注液速率及低壓裂液黏度條件下,試件4中形成了一個縱橫交錯的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。在水平方向延伸過程中水力裂縫出現(xiàn)分支及偏移,并不斷連通面割理與端割理,從而形成了以沿面割理方向延伸的裂縫為主裂縫,帶有大量沿端割理方向的分支縫的裂縫系統(tǒng)。尤其值得注意的是,由于水力裂縫沿著面割理與端割理之間交替行進(jìn)的階梯狀路徑延伸,當(dāng)對遠(yuǎn)離井筒處的裂縫進(jìn)行反向追溯時,某些裂縫不與井筒相交,這與Diamond和Oyler[6]通過巷道開挖觀察到的結(jié)果相一致。在沿垂直方向延伸過程中,試件4的結(jié)果與試件3相一致,裂縫面由于受層面影響在層間出現(xiàn)條帶狀凹凸。試件4中產(chǎn)生的水力裂縫整體表現(xiàn)為縫面粗糙不平、水平面內(nèi)縱橫交錯的復(fù)雜垂直裂縫網(wǎng)絡(luò)。

2.2 注液速率對水力裂縫形態(tài)的影響

對各個試件中部經(jīng)過裸眼段的水平剖面上水力裂縫的分布形態(tài)進(jìn)行了數(shù)字化處理,處理結(jié)果如圖3所示。

圖3 水力裂縫分布形態(tài)圖Fig.3 Schematic drawing of hydraulic fracture geometry

從圖3可知,在相同試驗條件下,隨著注液速率增加水力裂縫分支及偏移現(xiàn)象減少,裂縫形態(tài)由復(fù)雜逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閱我?。C.J.de Pater等[20]曾使用含熱縮裂縫的水泥塊試件研究了注液速率對裂縫性地層中水力裂縫擴展的影響,發(fā)現(xiàn)在高流速下易產(chǎn)生新裂縫,而低流速條件下則容易使天然裂縫張開。雖然在一定程度上這些結(jié)論與本研究中所觀察到的結(jié)果相一致,但由于煤巖自身獨特的力學(xué)及結(jié)構(gòu)特性,水力壓裂所得到的水力裂縫系統(tǒng)也具有一些獨特的性質(zhì)。

(1)煤巖中水力裂縫大多數(shù)沿面割理或端割理延伸,少數(shù)裂縫為煤巖基質(zhì)破裂形成的新裂縫,且新裂縫在與割理相交時易沿割理擴展或偏移。

(2)由于煤巖不僅具有宏觀層理且在很小的厚度范圍內(nèi)也具有因煤巖成分不同而形成的微厚條帶,煤層中規(guī)模較小的割理沿高度方向往往被局限在煤巖微厚條帶中。水力裂縫在沿垂向延伸時在層面處會發(fā)生偏移,從而使得裂縫表面呈現(xiàn)出條帶狀凹凸,再加上因割理造成的沿水平方向的錯動,煤層水力裂縫表面往往較為粗糙。

(3)在低注液速率(10 mL/min)條件下煤巖中會產(chǎn)生多條沿面割理方向延伸的平行主裂縫,各主裂縫之間由端割理相互連通,沿主裂縫兩側(cè)還有大量沿端割理的分支裂縫。

(4)在中高注液速率(20、30 mL/min)條件下煤巖中產(chǎn)生單條主水力裂縫,且主裂縫兩側(cè)分支裂縫隨注液速率增加而減少,裂縫更加平直,縫面更為平整。

2.3 壓裂液黏度對水力裂縫形態(tài)的影響

壓裂液黏度是控制流體濾失的主要因素,直接影響到液體的造縫能力。在同一地層條件、同一排量下,黏度越高,攜砂性能越好,濾失系數(shù)越低,壓裂液效率越高,因此可獲得較大的水力裂縫面積,且裂縫縫寬大,利于形成高導(dǎo)流裂縫。但是,壓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,造成高施工壓力,不利于泵注;縫高容易失去控制,導(dǎo)致壓裂失敗;對地層污染加重,降低壓裂效果。因此,為了獲得最佳的壓裂效果,施工中需要對壓裂液黏度進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計。

選取兩種黏度的壓裂液進(jìn)行試驗,對比黏度對水力裂縫形態(tài)的影響。對于基質(zhì)滲透率較低的煤巖,壓裂液主要通過煤巖中的割理系統(tǒng)濾失。在低黏度條件下,由于壓裂液大量濾失到割理系統(tǒng)中,割理內(nèi)部液體壓力增加使得割理縫隙增大,隨著液體壓力不斷增加,與水力裂縫相交的割理不斷開啟,最終形成復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)。增大壓裂液黏度之后,流體濾失減小,水力裂縫縫寬有所增加,但分支裂縫減少,裂縫形態(tài)相對簡單,為常規(guī)平直單裂縫。

從圖3可見,壓裂液黏度對水力裂縫形態(tài)影響顯著。在相同試驗條件下,隨著壓裂液黏度增加,水力裂縫復(fù)雜程度大大降低,尤其是在黏度較高(133 mPa·s)條件下,即使注液速率較低,主水力裂縫兩側(cè)也只有少量分支裂縫,且分支裂縫延伸長度較短。

2.4 壓力曲線特征分析

圖4為壓裂液黏度65 mPa·s條件下不同注液速率時各試件的壓力曲線。壓力曲線可反映出在壓裂液作用下試件中水力裂縫的產(chǎn)生及天然裂縫發(fā)生的變化,對其進(jìn)行適當(dāng)?shù)姆治龊徒忉層兄诹私鈮毫堰^程中一些無法直接觀測到的現(xiàn)象。

圖4 試驗壓力曲線Fig.4 Experimental pressure profile

觀察圖4(a)發(fā)現(xiàn),試件4破裂壓力顯著,在整個水力裂縫延伸過程中壓力波動頻繁,且波動幅度大。結(jié)合圖3所示水力裂縫分布形態(tài)圖可知,注液過程中水力裂縫不斷連通煤巖割理,在泵注壓力和液體濾失作用下,臨近主水力裂縫的割理頻繁張開、閉合,導(dǎo)致壓力曲線上表現(xiàn)出頻繁的大幅波動。而對于試件5(圖4(b)),與試件4相比壓力變化緩慢,壓力曲線平緩。結(jié)合試件5水力裂縫分布形態(tài)圖可知,雖然隨著壓裂液的不斷注入有一些分支裂縫生成,但是液體注入與濾失之間達(dá)到了平衡狀態(tài),使得裂縫可以穩(wěn)定擴展。在試件5的壓裂過程中未觀察到顯著的水力裂縫破裂點,考慮到煤巖內(nèi)部存在的大量割理,結(jié)合試驗后對井筒附近的觀察結(jié)果進(jìn)行分析認(rèn)為,在鉆孔過程中,井眼與煤巖中的割理相交,受鉆孔機械擾動井壁處割理開啟,在壓裂過程中壓裂液滲入井壁處開啟裂縫中,裂縫逐漸張開,因此并未出現(xiàn)顯著的破裂壓降。與此相反,試件6井筒未與割理相交,因此表現(xiàn)出顯著的破裂壓力點(圖4(c))。試件6水力裂縫右翼延伸一段距離后發(fā)生偏移,與一條面割理連通,形成一條與初始裂縫平行、貫穿煤巖的垂直裂縫。

對比各試件壓力曲線還發(fā)現(xiàn),所有試驗中的裂縫延伸壓力均隨注液時間增加而持續(xù)增大。在對同一試件進(jìn)行第二次注液時,試件4及試件6均出現(xiàn)了顯著的二次破裂現(xiàn)象,試件5的延伸壓力也高于第一次注液時的延伸壓力。造成這些現(xiàn)象的原因一方面是由于隨著裂縫延伸流體在裂縫中流動的摩阻增大,另一方面是由于暫時停止注液時壓裂液會滲透到割理系統(tǒng)中,當(dāng)再次開始注液時多條裂縫會同時開始擴展。此外,水力裂縫產(chǎn)生時會伴隨有煤粉生成,隨著流體濾失,煤粉會聚集在裂縫尖端,這也會造成注液壓力升高。

圖5為大寧-吉縣地區(qū)X井的壓裂施工曲線。壓裂液為活性水,壓裂過程中排量保持在4 m3/ min。與試驗結(jié)果對比發(fā)現(xiàn),X井壓力曲線特征與試件4測試結(jié)果具有相似特征,施工過程中壓力波動顯著(最大壓力突降值約5 MPa),表明水力裂縫延伸過程中不斷連通煤巖割理,在泵注壓力和液體濾失作用下割理張開,形成分支裂縫,壓裂產(chǎn)生了復(fù)雜的水力裂縫系統(tǒng)。

圖5 現(xiàn)場施工壓力曲線Fig.5 Field treatment pressure profile

表2中列出了不同試件的試驗結(jié)果。

表2 試驗結(jié)果Table 2 Experimental results

綜合考慮所有試驗結(jié)果,注液速率Q和壓裂液黏度μ對施工壓力的影響可以用這兩個參數(shù)的乘積Qμ的形式來表示。第一次注液階段裂縫穩(wěn)定擴展過程中的注液壓力pe及瞬時停泵壓力pISI與Qμ之間的關(guān)系如圖6所示。井眼與煤巖割理之間的空間關(guān)系對破裂壓力有顯著影響,所以在此未對破裂壓力pb與Qμ之間的關(guān)系進(jìn)行探討。

由圖6可知,注液壓力及瞬時停泵壓力均隨Qμ值增加而呈非線性增大趨勢,且注液壓力的增加速率略大于瞬時停泵壓力的增加速率。

對pe及pISI與Qμ之間的關(guān)系進(jìn)行多項式擬合, 得

壓裂施工過程中的瞬時停泵壓力消除了摩阻的影響,代表了裂縫的延伸壓力。由此可見,提高注液速率或壓裂液黏度不僅會導(dǎo)致液體摩阻增加,還會增大水力裂縫延伸壓力,從而導(dǎo)致壓裂作業(yè)施工壓力顯著增大。

圖6 特征壓力與Qμ值關(guān)系Fig.6 Relationship between characteristic pressures andQμvalue

另外,瞬時停泵壓力是小型壓裂中用于估算閉合壓力的一個重要參數(shù)。閉合壓力是縫內(nèi)流體作用在裂縫壁面的平均壓力,它不同于地層的最小主應(yīng)力,但與最小主應(yīng)力有關(guān)。在均質(zhì)、單層內(nèi)進(jìn)行壓裂時,閉合壓力就等于壓裂層的最小主應(yīng)力;當(dāng)裂縫穿過多個非均質(zhì)層時,由于各層或各層內(nèi)的最小主應(yīng)力不同,作用于裂縫高度剖面上的應(yīng)力也不同,這時裂縫的閉合壓力就是穿過各層的最小主應(yīng)力的平均值。在壓裂設(shè)計中,裂縫閉合壓力值關(guān)系到支撐劑類型的選擇,還影響裂縫導(dǎo)流能力、壓裂后產(chǎn)量的預(yù)測及經(jīng)濟凈收益等參數(shù)的計算,最終影響到壓裂設(shè)計方案的優(yōu)選。

通過分析試驗所得瞬時停泵壓力結(jié)果可知,高Qμ值會導(dǎo)致瞬時停泵壓力增大,從而使得閉合壓力估算值偏高,進(jìn)而影響壓裂設(shè)計方案優(yōu)選。因此,建議在小型壓裂中采用低黏度壓裂液及低注液速率進(jìn)行測試。

3 討 論

煤層氣井壓裂施工中,為了降低儲層傷害,減少環(huán)境污染,常采用低黏度的活性水或清潔壓裂液進(jìn)行施工。在壓裂液黏度較低的情況下,要產(chǎn)生單條長裂縫就需要增大注液速率,而這也是煤層氣井壓裂施工中常采用的方法。但是,考慮到煤層獨特的割理系統(tǒng)及煤層氣產(chǎn)出的“解吸—擴散—滲流”理論,要想提高煤層氣產(chǎn)出效率,不僅需要具有高導(dǎo)流能力的裂縫通道,還需要盡可能多的連通煤層中的割理系統(tǒng),從而增大單井的排采體積。因此,常規(guī)的單條水力裂縫已經(jīng)無法滿足煤層氣生產(chǎn)的要求,具有高導(dǎo)流能力的網(wǎng)絡(luò)裂縫更適合于煤層氣井壓裂設(shè)計的要求。

根據(jù)本文中試驗結(jié)果可知,由于煤巖割理十分發(fā)育,且層理顯著,在很小的厚度范圍內(nèi)也存在煤巖分層,因此煤層水力壓裂裂縫斷面十分粗糙,加之水力裂縫在割理及層理面處的偏移,使得水力裂縫在施工結(jié)束后難以完全閉合,能夠產(chǎn)生“自支撐”,有利于保持裂縫張開及其導(dǎo)流能力。注液速率越低,壓裂液黏度越低,水力裂縫表面越粗糙,越有利于裂縫保持張開。因此,施工過程中可以采用混合壓裂的方法,在壓裂初始階段采用高黏度壓裂液(如清潔壓裂液),在井筒附近形成較寬的單條主裂縫;隨后采用低黏度壓裂液(如活性水壓裂液),在距離井筒一定距離的位置形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),這樣既可以提高水力裂縫與天然裂縫的連通,增大改造體積,同時還可提高水力裂縫與井筒的連通性,達(dá)到優(yōu)化裂縫形態(tài),提高壓裂效果的目的。

關(guān)于水力壓裂模擬試驗中的相似準(zhǔn)則,國內(nèi)外學(xué)者均進(jìn)行了研究[21-22],但這些研究成果均基于各向同性的線彈性體及理想的橢圓形水力裂縫面的假設(shè),對于非均質(zhì)及非連續(xù)性較強的煤層,這些相似準(zhǔn)則不再適用。因而,能夠?qū)⒉牧闲再|(zhì)及水力裂縫形態(tài)均十分復(fù)雜的煤層水力壓裂試驗結(jié)果定量地放大到實際現(xiàn)場尺寸的壓裂施工中的相似準(zhǔn)則還有待進(jìn)一步研究。雖然本文中所得結(jié)果不能直接定量地應(yīng)用于現(xiàn)場施工,但這些定性的結(jié)論對于改進(jìn)煤層壓裂設(shè)計具有重要的指導(dǎo)作用。

4 結(jié) 論

(1)煤巖中水力裂縫大部分由割理擴展構(gòu)成,少數(shù)裂縫為煤巖基質(zhì)破裂形成的新裂縫,且新裂縫在與割理相交時,易沿割理擴展或偏移。受割理及層理影響,煤層水力裂縫表面較粗糙。

(2)相同試驗條件下,隨著注液速率增加,煤層水力裂縫分支及偏移現(xiàn)象減少,裂縫形態(tài)由復(fù)雜逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)閱我弧５妥⒁核俾蕳l件下天然裂縫容易開啟,多條主裂縫與大量分支裂縫形成以最大水平主應(yīng)力方向為主導(dǎo)方向的復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng);高注液速率條件下易產(chǎn)生新裂縫,形成單條水力裂縫,裂縫平直,縫面平整。

(3)壓裂液黏度對水力裂縫形態(tài)影響顯著,相同試驗條件下,隨著壓裂液黏度增加,水力裂縫復(fù)雜程度降低。低黏度條件下,與水力裂縫相交的割理易開啟,形成復(fù)雜的裂縫系統(tǒng);隨著壓裂液黏度增大,分支裂縫減少,裂縫形態(tài)趨于簡單,易形成常規(guī)單條平直裂縫。

(4)提高注液速率或壓裂液黏度導(dǎo)致液體摩阻增加,水力裂縫延伸壓力增大,從而導(dǎo)致壓裂施工壓力顯著增大。

(5)對注液速率及壓裂液黏度進(jìn)行合理控制,可先在井筒附近生成平直裂縫,后在遠(yuǎn)離井筒處生成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò),有利于增大煤層氣單井排采體積。

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(編輯 沈玉英)

Influence of injection rate and fracturing fluid viscosity on hydraulic fracture geometry in coal

FAN Tiegang1,ZHANG Guangqing2
(1.College of Mechanical and Oil-Gas Storage and Transportation Engineering in China University of Petroleum, Beijing 102249,China; 2.College of Petroleum Engineering in China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

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 results 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 complex fracture network at a certain distance from the wellbore after the creation of a planar fracture near the wellbore.

coalbed fracturing physical simulation;injection rate;fracturing fluid viscosity;hydraulic fracture geometry;coalbed methane

TE 371

A

1673-5005(2014)04-0117-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2014.04.017

2013-12-18

國家自然科學(xué)基金優(yōu)秀青年科學(xué)基金項目(51322404);國家自然科學(xué)基金面上項目(51274216);國家科技重大專項(2011ZX05037-004,2011ZX05044)

范鐵剛(1985-),男,博士研究生,主要從事巖石力學(xué)及巖土工程等方面研究。E-mail:ftg33377@163.com。

張廣清(1975-),男,教授,博士,主要從事石油工程巖石力學(xué)與巖土工程研究。E-mail:zhangguangqing@cup.edu.cn。

范鐵剛,張廣清.注液速率及壓裂液黏度對煤層水力裂縫形態(tài)的影響[J].中國石油大學(xué)學(xué)報:自然科學(xué)版,2014,38(4):117-123.

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