煤储层的研究方法及实验技术
煤储层研究方法和实验技术的不断改进是煤储层研究取得重要进展的标志之一。在煤的孔裂隙系统和渗透性的表征研究中，传统的研究方法主要有露头、煤壁的野外观察法（王生维等，2005），煤岩显微裂隙观察法（姚艳斌等，2006a），压汞毛管压力法（姚艳斌等，2006b），氮气或二氧化碳吸附法和扫描电镜分析法（SEM）等；其他新型研究方法有，透射电镜分析法（Lee et al.，2006），小角度中子散射法（SANS）（Radlinski et al.，2004）和小角度X射线散射法（SAXS）（Diduszko et al.，2000）等。
近年来，大量的非常规技术，特别是无损检测手段开始应用于煤储层的表征，其中包括医学中应用较广的核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术，以及近来在常规低渗油气储层中取得重要应用进展的恒速压汞分析技术、X射线衍射（XRD）技术等。Karacan等（2001）采用X射线CT扫描（X-CT）方法研究了煤层气在煤的微观结构中的吸附和传输特征。Pitman等（2003）和Soto-Acosta等（2008）通过对煤中矿物的碳、氧同位素的X射线衍射（XRD）研究，分别分析了美国黑勇士盆地和印第安那宾夕法尼亚煤中割理发育及其成因特征。Mazumder等（2006）应用X射线计算机层析技术分析了割理和节理的发育特征。Karl-Heinze等（2008）首次采用CT扫描成像分析技术研究了煤中割理的发育特征，结果证明这种方法与实际割理的发育方位和密度具有高度一致性。国内的研究者，胡志明等（2006）和杨正明等（2006）首次将低场核磁共振技术和恒速压汞技术应用于低渗透率油田储层的研究，证明这种方法在研究煤的孔隙结构和吼道分布上具有较大优势。辽宁工程技术大学唐巨鹏等（2005）采用核磁成像（MRI）技术研究了煤层气解吸渗流特性，得出了新的煤层气解吸特性、渗流特性与有效应力间关系的实验结论。迄今为止，国内外还没有或少有应用核磁共振（NMR）技术和CT扫描技术来定量分析煤储层孔裂隙系统和渗透率等的相关报道。
另外，随着多学科交叉研究的发展，测井和地震等常规油气的方法逐渐应用于煤层气领域。如胡朝元等（2005）通过波阻抗、纵横波速和振幅、反射强度、瞬时相位等地震参数与煤储层物性关系理论的推导，建立了采用地震响应来预测煤储层裂隙发育程度的数学模型。杜翔（2007）提出了根据测井原理，利用煤层气测井参数来评价煤层气储层特征的方法。该方法为测井技术应用于分析煤储层的深度、厚度、煤质、含气量、渗透率、岩石力学性质、储层温度等研究提供了初步的研究思路。
总的来看，关于煤储层的研究方法与实验分析技术的研究已成为目前煤储层研究领域最活跃、进展最快的研究分支之一。然而，将低场核磁共振技术、恒速压汞技术和CT成像技术等用于煤储层的研究，在国内外还未见报道，因此进一步确定这些研究手段在煤储层研究中的具体应用将是今后的趋势。同时，地震和测井等手段有望进一步推动煤储层研究领域的发展。本书第4章和第5章内容将对低场核磁共振技术（low-field NMR）、恒速压汞技术和微焦点X射线断层扫描（μ-CT）技术在储层研究中的新应用进行重点阐述。
山西柳林地区煤层气储层孔渗发育特征研究
林亮 姚勇 黄晓明
基金项目:国家科技重大专项示范工程62(20092×05062)
作者简介:林亮,1983年生,男,工程师,硕士,2009年毕业于中国矿业大学(北京),现工作于中联煤层气有限责任公司国际合作与勘探部,从事含油气盆地分析及煤层气勘探开发利用研究工作。010-64298881,atlan-tics@foxmail.com
(中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:通过实施国家科技重大专项《大型油气田及煤层气开发》项目“鄂尔多斯盆地石炭二叠系煤层气勘探开发示范工程”柳林示范项目,收集大量煤田资料并施工煤层气试验生产井,研究了柳林地区煤层气储层孔渗发育特征。研究结果表明:该区煤岩孔隙度主要受煤化程度、显微组分、矿物含量和煤体结构的影响;煤层渗透率变化较大,渗透率相对较低,具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率偏低。
关键词:柳林区块 煤层气 孔隙变 渗透率
The Porosity and perm eability Characteristics of the Liulin Coalbed Methane Block, Shanxi Province
LIN Liang YAO Yong HUANG Xiaoming
(China United Coalbed Methane Co., Ltd, Beijing 100011, China)
Abstract: The Liulin demonstration projects of "ordos Basin Carboniferous and Permian's coalbed methane Exploration and Development Demonstration Project" is one of the Major National Science and Technology special projects on "Large Oil and Gas Fields and Coalbed Methane Development Program. " In order to study the porosi- ty and permeability Characteristics of coalbed reservoir characteristics of this area, we collected a large number of coal fields data and many Parameters and production wells have been implemented. The results show that the coal porosity is mainly affected by the degree of coalification, maceral, mineral content and coal shape. The coal per- meability was relatively low and varied significantly, and it shows a decreasing trend from northeast to southwest area. The coal permeability of Taiyuan formation is lower than that of Shanxi formation.
Keywords: Liulin block; coalbed methane; porosity; permeability
柳林位于山西省西部,河东煤田中部,南邻石楼北区块,东邻杨家坪区块。行政区划隶属于山西省吕梁市柳林县的穆村镇、薛村镇、庄上镇、高家沟乡、贾家垣乡。地理坐标:东经110°44′00″~110°53′00″,北纬37°21′00″~37°31′00″,区块东西宽约10.1km,南北长约18.1km,面积183.824km2。
1 区域地质背景
河东煤田主要处在黄河东岸——吕梁山西坡的南北向构造带上,属于李四光指出的“黄河两岸南北向构造带”的东岸部分。煤田总体上是一个基本向西倾斜的单斜构造,属于吕梁复背斜西翼的一部分,在单斜上又发育了次一级的褶曲和经向或新华夏系的断裂构造[1]。
柳林地区位于河东煤田中段离柳矿区西部,南邻石楼北区块,北邻三交区块,构造上位于鄂尔多斯盆地东缘石鼻状构造南翼。在研究区北部,地层向西倾斜,向南逐渐转为向西南倾斜,总体为一向西或西南倾斜的单斜构造。地层产状平缓,倾角约3°~8°。在鼻状构造的背景上,发育有起伏微弱的次级小褶曲,起伏高度一般小于50m。区内断层不发育,仅在区块北部发育有由聚财塔南北正断层组成的地堑及其派生的小型断层。地表未见陷落柱,也未见岩浆活动[2]。
本区块内及周边赋存的地层有奥陶系中统峰峰组(O2f);石炭系中统本溪组(C2b)、上统太原组(C3t);二叠系下统山西组(P1s)、下石盒子组(P1x);二叠系上统上石盒子组(P2s)、石千峰组(P2sh);三叠系下统刘家沟组(T1l)、和尚沟组(T1h);新生界上第三系上新统(N2);第四系中更新统(Q2)、上更新统(Q3)、全新统(Q4)。本区内发育煤层14层,其中山西组5层,自上而下编号为1、2、3、4(3+4)、5号煤层;太原组9层,自上而下编号为6上、6、7、7下、8+9、9下、10、10下、11号[2]。其中山西组的2、3、4(3+4)、5号煤层,太原组的8+9、10号煤为主要可采煤层[3]。
2 煤储层孔隙特征
煤岩孔隙是指未被固体物质充填满的空间,为煤结构的重要组成部分,与煤储层的储集性能、渗透性等密切相关。一般来说,随着煤阶的升高,煤中的总孔容呈指数下降,总的规律为微孔和小孔增加、大孔和小孔减少[4]。
空隙的划分方案较多,一般采用B.B.霍多特方案,即大孔大于1000nm,中孔为1000~100nm,小孔为100~10nm,微孔小于10nm的标准。
从鄂尔多斯盆地东缘煤储层孔隙体积百分含量上来看,孔隙体积百分含量在26.06%~66.78%之间,均值为48.75%,微孔变化在14.89%~39.39%,平均为27.47%;大孔次之,介于5.56%~44.24%,均值为16.43%;中孔最弱,变化于2.35%~32.98%,平均7.33%。不同地区不同层位,煤储层孔隙分布变化较大[5]。
杨家坪井组数据(表1)表明柳林地区煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。平均总孔隙含量在0.0258~0.0413cm3/g之间,孔隙发育情况一般。在4MPa有效上覆压力条件下,柳林地区8号煤层总孔隙度平均为7.18%,5号煤层总孔隙度平均3.45%,4号煤层总孔隙度平均为3.90%,以8号煤层孔隙度最优。
表1 柳林地区不同煤层孔隙发育情况(注:杨家坪井组数据)
总体上看,柳林地区总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。如图1,孔容分布上主要以小孔、微孔为主,尤以小孔含量为优,中孔发育最少。
图1 柳林地区各类孔隙孔容比对比图
柳林地区煤层压汞总孔比表面积在0.103cm3/g~0.413cm3/g之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势,大孔和中孔所占比率甚微,过渡孔所占比例又略高于微孔所占比例。
3 煤储层渗透率特征
研究区内3+4号煤层渗透率为0.01~2.8mD,平均0.6mD;FL-EP1井渗透率相对较高;5号煤层渗透率变化范围为0.06~1.59mD,平均0.7mD;8+9号煤层渗透率变化范围0.005~24.8mD,平均4.8mD;整体上8+9煤层渗透率要明显高于3+4号与5号,各个层位渗透率都呈现出北高南低的特点[6](图2)。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
煤储层的渗透性是控制煤层甲烷气生产能力的主导因素。渗透率一般指试井渗透率,通过试井资料获得,由于研究区内煤层气探井有限,所以煤层气试井渗透率资料非常有限。据已有资料,柳林地区的渗透率在0.01~10mD之间,南部渗透性要好于北部。煤层气储层的渗透率受煤体结构、裂隙系统的发育程度、地应力等影响;此外,煤层气开采过程中外界条件的改变特别是储层压力变化引起的有效应力效应与基质收缩效应,也对煤岩渗透率产生强烈影响:
1.柳林示范区及周边地区以中煤级为主,裂隙非常发育是渗透率的主控因素。裂隙多近东西向展布,端裂隙与之斜交。两组裂隙在平面上以规则的菱形网格状为主,次为不规则网状,孤立状很少见到。
大孔尤其是裂隙的发育情况决定了储层在原始地层条件下的渗透能力。裂隙的发育程度主要是指裂隙的密度(或间距)、长度、宽度、裂口宽度等,它们的值越大,煤层的渗透性越好。裂隙系统的发育程度与煤岩成分、煤变质程度、构造应力等因素密不可分。光亮型煤、中等变质程度的烟煤(如肥煤、焦煤、瘦煤)、低灰分煤等条件最有利于裂隙的大量形成。柳林地区煤以半亮煤为主体,煤级以焦煤为主,有利于形成裂隙。统计面裂隙密度表明,裂隙密度较大,且裂隙大部分未被充填,大幅度扩大了煤体的渗透率[6]。
2.煤层是对地应力十分敏感的天然气储层。通常,地应力场被分解为垂直应力和水平应力。垂直应力是由上覆岩层的重量引起的。煤层裂隙系统的渗透率是有效应力的函数,有效应力是垂直力与地层压力的函数差。垂直应力和地层压力均随埋藏深度的增加而成线数增加关系,由于岩层的密度远大于孔隙中流体的密度,可知,有效应力随深度的增加而增大,裂隙系统的渗透率随着深度的增加而变小。柳林地区煤层由东往西,往南埋深加大,例如4号煤层埋深由东部的200m加大到西南的1250m,渗透率在地应力的作用下呈现变小的趋势。
3.示范区内构造应力场及其伴生的节理发育特征是控制煤储层渗透率的主要因素之一,南部节理变化较小,而中部较大,这预示在中部地区不同走向节理交切部位可能呈网状分布,形成高渗透性地层分布区。同时,统计数据表明,示范区内中部较东西两侧渗透性好。受燕山运动影响,柳林地区地层裂隙呈北东向展布;FL-EP1井山西组3+4号煤层压裂结果显示,造缝裂隙方向仍为北东南西向,与煤层主裂隙方向一致。
图2 柳林地区4、5、8+9煤层渗透率
4 结论
柳林矿区内所含的煤系地层由老到新分别为上石炭统本溪组(C2b)、上石炭统太原组(C3t)以及下二叠统山西组(P1s)。其中矿区内有煤层气勘探潜力的煤层为上石炭统太原组底部8+9+10号煤,下二叠统山西组3+4+5号煤。
两套煤层宏观煤岩类型以半亮煤和半暗煤为主,光亮煤和暗淡煤为辅,镜质组含量高,主要为焦煤。煤层孔隙以小孔为主体,一般占煤层孔隙的40%~55%,此外,微孔和大孔发育较多,中孔发育最少。总孔容一般变化于(148~547)×10-4cm3/g之间,平均323×10-4cm3/g左右。汞总孔比表面积在0.103~0.413cm3/g之间,且小孔和微孔总孔比表面积比占绝对优势。
煤岩渗透率平面变化较大,西部由于煤层埋深较大,渗透率相对较低,测试反映了煤层具有较强的非均质性;总体上由北东向南西方向渗透率有减小趋势,太原组较山西组煤层渗透率高。
从煤层厚度、煤岩煤质、孔渗条件等方面考虑,柳林地区具备煤层气富集成藏的条件,有大规模开发的潜力。
参考文献
[1]刘新社,席胜利,周焕顺.2007.鄂尔多斯盆地东部上古生界煤层气储层特征[J].煤田地质与勘探,35(1)
[2]张新民,庄军,张遂安.2002.中国煤层气地质与资源评价[M].北京:科学出版社
[3]黄晓明,林亮,王赞维等.2010.山西柳林地区煤系地层对比特征[J].煤层气勘探开发理论与技术——2010年全国煤层气学术研讨会论文集
[4]张松航,汤达祯,唐书恒.2009.鄂尔多斯盆地东缘煤层气储集与产出条件[J].煤炭学报,10
[5]杨光,刘俊来.2008.鄂尔多斯盆地煤岩变形与煤储层特性关系的实验研究[J].地质学报,10
[6]要惠芳,阴翠珍.2006.山西河东煤田柳林杨家坪煤层气储层地质特征[J].中国石油勘探,11(3):68~72
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渗透率测试仪
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2 济南微纳仪器公司 JL9300激光粒度仪Winner2000激光粒度仪Winner99图像仪
3 南京化工大学 便携式沉降粒度仪
4 珠海欧美克仪器有限公司 LS800激光粒度仪LS-POPⅢ激光粒度仪电阻法粒度仪图像法粒度仪
5 四川精新仪器有限公司 JL-1155激光粒度仪JL-1166激光粒度仪LX-2000图像粒度仪
6 南京地理与湖泊研究所 全自动振筛机
7 天津大学 激光滴谱仪（测液体雾滴）
8 上海理工大学 激光粒度仪1 英国马尔文公司 Mastersizer2000等系列激光仪（测试范围0.02-2000um）动态光散射粒度仪(测试范围3-3000ns)
2 美国贝克曼库尔特公司 LS100等系列激光粒度仪（测试范围0.04-2000um）动态光散射粒度仪(测试范围3-3000ns)库尔特计数器等
3 美国麦克公司 X光沉降粒度仪（如SediGraph5100型等）
4 美国布鲁克海文公司 圆盘沉降粒度仪等（测试下限达0.01um）
5 德国飞驰公司 激光粒度仪等（干法、湿法）
6 日本岛津公司 激光粒度仪、离心沉降仪等
7 日本掘场公司 激光粒度仪、离心沉降仪等
8 日本清新公司 激光仪、离心沉降仪等
9 法国激光公司 激光粒度仪等
与国外先进粒度仪相比，国产仪器还存在测试范围偏小，制造工艺水平较低，自动化智能化水平不高，纳米粒度仪和在线等专用粒度仪还是空白等不足。
煤储层压裂裂缝长期导流能力实验研究及影响因素分析
杨焦生 王一兵 王宪花 陈艳鹏 王 勃
( 中石油廊坊分院 河北廊坊 065007)
摘 要: 长期导流能力评价实验可以反映油气藏条件下裂缝真实的导流能力，为压裂设计和施工提供可靠参考。运用 FCES －100 长期裂缝导流仪，测试了不同条件下煤岩水力裂缝的长期导流能力，并分析了嵌入、煤粉、胍胶液残渣及复杂裂缝等因素对导流能力的影响。测试结果表明，煤岩强度低，嵌入伤害严重，在较低的闭合应力 ( 15 MPa) 下就表现明显的伤害，而砂岩当闭合压力大于 25 MPa 时，嵌入伤害才比较明显; 煤粉为疏水性，易聚集堵塞裂缝，大大降低导流能力。为克服嵌入和煤粉的伤害，施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。胍胶压裂液由于破胶难，残渣对裂缝渗透率伤害高达70% ～80%，可使导流能力下降30% ～50%，应加强对超低温破胶技术的研究; 裂缝形态对导流能力也有很大的影响，复杂裂缝与单一裂缝相比，等效导流能力降低。研究成果对煤层压裂材料优选、现场施工控制及压后产能评价具有积极的指导意义。
关键词: 长期导流能力 煤粉 支撑剂 裂缝形态 压裂液残渣
基金项目: 国家 973 课题 “提高煤层气开采效率的储层改造基础研究”( 2009CB219607) 资助。
作者简介: 杨焦生，男，工程师，中国石油勘探开发研究院廊坊分院工作，从事煤层气开发及增产措施研究。地址: 河北省廊坊市万庄石油分院 44#信箱煤层气所，邮编: 065007; 电话: 13513014216。E mail: yangjiaosheng@ 126. com
Experimental Study and Influence Factors Analysis on Long- term Conductivity of Hydraulic Fractures in Coal Seams
YANG Jiaosheng WANG Yibing WANG Xianhua CHEN Yanpeng WANG Bo
( Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development， PetroChina，Langfang 065007，China)
Abstract: The long-term conductivity of hydraulic fractures under different situation in medium-and high-rank coal bed are tested by using FCES-100 fracture long-term flow conductometer. The influence of proppant embed- ment，coal powder，guar gum residue and complex fractures to conductivity are also analyzed. Experiment results show that proppant embedment can cause seriously damage to conductivity for low-intensity of coalbed. Under low closure stress ( 15 MPa) ，the damage in coal seam displays obviously，however，for sand only when closure stress was higher than 25 MPa，the damage can be observed. Moreover，coal powder is hydrophobic and is in- clined to gather to chink fracture，decreasing conductivity sharply. Increasing the sand concentration，enlarging the proppant diameter and adding dispersant into the fracturing fluid appropriately can decrease the damage caused by proppant embedment and coal powder. According to test results，for gelout's difficulty，mass guar gum residue in hydraulic fracture can reduce permeability by 70-80% ，and conductivity decrease by 30-50% . So it is necessa- ry to strengthen the research on gelout technology under ultra-low temperature. Fracture morphology also plays an important role on the conductivity. Related to single fractures，complex fractures’equivalent conductivity is lower usually. This paper’ s outcomes are beneficial to fracturing materials optimization，field treatment controlling and productivity evaluation post fracturing.
Keywords: long-term conductivity; coal powder; proppant; fracture morphology; guar gum residue
煤储层渗透率很低，一般都小于1mD，压裂裂缝导流能力对压后产气效果影响很大，是实现压后高产的基础。与常规砂岩地层相比，煤储层埋藏浅、弹性模量低、强度低、天然割理及裂缝发育(琚宜文等，2005;申卫兵等，2000)，压裂过程中多形成复杂裂缝，支撑剂嵌入严重，产生大量煤粉堵塞裂缝，裂缝长期导流能力变化具有自身特点(邹雨时等，2011;郭建春等，2008;王春鹏等，2006)，其评价方法和内容不能简单照搬砂岩地层中裂缝导流能力的评价，而应该具有特殊性。本文针对这些问题采用实验室长期导流能力评价方法，系统研究了煤岩压裂裂缝导流能力的影响因素及其作用机理，并形成了一套适合煤储层的裂缝导流能力评价方法。
1 实验原理和设备
实验使用的是美国Core.Lab公司生产的FCES.100裂缝导流仪，使用API标准导流室，并严格按照API的程序操作，实验原理主要是达西定律，支撑剂导流能力计算公式可以表达为下面形式:
中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集
式中:kWf为充填裂缝导流能力，dc·cm;Q为裂缝内流量，cm3/min;μ为流体粘度，mPa·s;Δp为测试段两端的压力差，atm。
因此，实验中只需测得压差及流量即可求得支撑剂的导流能力。图1为API支撑剂导流室解剖图，可以模拟地层条件，对不同类型支撑剂进行短期或长期导流能力评价。
2 实验条件和煤样制备
为了真实地反映支撑剂在地下裂缝的实际情况，模拟温度取40℃，选用长期导流能力测试，每个测试压力点都测量50小时，闭合压力分别为10，15，20，25和30MPa。支撑剂选用现在普遍采用的石英砂(兰州砂)，选择20/40目和10/20目两种进行试验。实验中的流体选择为2%KCl水溶液和胍胶液，流体速度2～5ml/min。实验使用晋城(高煤阶)和韩城(中煤阶)两地的天然煤岩，实验试件的尺寸为长17.7cm，宽3.8cm，厚1～2cm，端部成半圆形(图2)。
3 实验方法
在导流室中夹持煤片模拟煤层裂缝，将实验流体以稳定的流速通过两片煤板之间的支撑剂填充层，逐渐增大闭合压力得到裂缝导流能力随闭合压力变化的曲线。通过改变煤岩类型、煤粉浓度、铺砂浓度、胍胶液浓度和用量、支撑剂粒径及组合、裂缝形态等实验条件得出不同闭合压力与导流能力的关系曲线，然后将不同的曲线进行比较分析，评价不同因素对煤岩裂缝导流能力的影响。
图1 API支撑剂导流室解剖图
图2 不同煤阶煤岩板
4 实验结果与分析
4.1 支撑剂嵌入及煤粉对导流能力的影响
(1)支撑剂嵌入影响
实验选用20/40目兰州砂，铺砂浓度分别为5kg/m2和10kg/m2，用钢板、砂岩和煤岩板(高、中煤阶两种)分别进行实验，实验结果见图3，4。
图3 钢板、砂岩、煤岩导流能力对比图(铺砂浓度5kg/m2)
图4 钢板与煤岩导流能力对比图(铺砂浓度10kg/m2)
可以看出，使用钢板(无嵌入)测得的导流能力明显大于使用煤岩测得的导流能力，说明支撑剂在煤岩中的嵌入伤害程度很大。实验证实煤层嵌入比砂岩严重，在闭合压力大于10～15MPa时，导流能力就急剧降低，而砂岩闭合压力大于20～25MPa时才下降较快。
由于中煤阶煤岩的强度更低，同样条件下，中煤阶嵌入伤害更严重，中煤阶明显嵌入时的闭合压力比高煤阶更低，嵌入程度约为高煤阶的1.5倍，造成导流能力下降幅度更大。嵌入伤害越严重，裂缝壁面嵌入部分产生的煤粉碎屑越多，对支撑裂缝内的流体流动阻碍更大，使得导流能力进一步下降。
(2)煤粉产出对导流能力的影响
实验选用20/40目石英砂，采用10kg/m2铺砂浓度，分别混入2%和5%的煤粉(100目)，采用高阶煤煤岩片进行实验，实验结果见图5。
由图5可以看出，煤粉对裂缝导流能力伤害很大，随着闭合压力的增大，煤粉浓度的增高，导流能力迅速下降。闭合压力10～30MPa，2%煤粉可以使导流能力下降10%～35%，5%煤粉可使导流下降20%～60%。煤粉是疏水性的，不易分散于水或水基压裂液，从而极易聚集起来阻塞裂缝孔隙喉道，随着时间的延长，煤粉微粒不断运移，可以使得堵塞更为严重。如在压裂液中加入润湿剂和分散剂则能使煤粉由疏水性转为亲水性，有助于分散与悬浮煤粉于压裂液中，阻止煤粉的聚集，有利于煤粉的返排。如图6显示，加入两种不同分散剂FSJ01，FSJ02后裂缝导流能力有所改善。
图5 不同煤粉浓度下导流能力对比图
图6 加入分散剂对导流能力的影响结果(铺砂浓度5kg/m2)
4.2 支撑剂粒径对导流能力的影响
实验应用晋城高阶煤岩，选择10/20目和20/40目两种粒径支撑剂按照不同比例(1∶1，1∶2，1∶3)混合，测试其导流能力变化，铺砂浓度为10kg/m2。
由图7可以看出，当闭合压力低于20MPa时，单一粒径10/20目的石英砂的导流能力比20/40目的大30～50%，且大粒径支撑剂所占比例越大，其导流能力也越大。而当闭合压力高于20MPa时，各比例组合导流能力相差不大。因此，压裂施工过程中，考虑造缝和携砂效果，前期应用较小粒径支撑剂(20/40目)，低排量施工，可较好支撑多裂缝的支缝系统，使裂缝延伸更长;后期尾追较大粒径支撑剂(10/20目)提高近井地带的导流能力。
图7 不同粒径支撑剂组合导流能力对比图
4.3 铺砂浓度对导流能力的影响
实验选用20/40目兰州砂，分别选取5kg/m2和10kg/m2两种铺砂浓度进行实验，实验结果见图8。
图8 不同煤岩、不同铺砂浓度导流能力对比图
由图8可知，无论何种煤阶煤岩，提高支撑剂的铺砂浓度导流能力都有明显的提高，铺砂浓度从5kg/m2提高到10kg/m2，支撑剂的导流能力可以提高50%～100%。而低铺砂浓度下一旦发生嵌入现象，其影响要比高铺砂浓度大。闭合压力越大，铺砂浓度越低，地层岩石越软，嵌入越严重。因此，较软的中阶煤层中为了降低嵌入和煤粉对导流能力的伤害，施工过程中应该增大砂比，提高填充裂缝的铺砂浓度显得更为必要。因此为了提高支撑裂缝的导流能力可在施工条件许可的条件内适当增加支撑剂的铺砂浓度。
4.4 压裂液残渣对导流能力的影响
煤层温度低，胍胶压裂液破胶难，造成残渣吸附在煤基质或堵赛支撑剂孔隙，导致基质、裂缝内渗透率下降，导流能力减小，因此这一部分主要考察压裂残渣对支撑剂导流能力的影响。在这里选用20/40目石英砂，10kg/m2铺砂浓度，煤样为晋城高煤阶，分别做了不加压裂液、加入浓度0.4%的150ml胍胶液、加入浓度0.5%的150ml胍胶液和浓度0.5%的100ml胍胶液情况下的导流能力测试，评价胍胶压裂液导流能力的伤害，并进行对比分析，如图9。
图9 压裂液残渣伤害综合对比图
压裂液残渣的伤害，导致了支撑剂导流能力明显的降低，不同的闭合压力下及伤害程度平均在30%以上。相同闭合压力下，同一样品注入瓜胶压裂液越多，浓度越高，导流能力伤害越大，0.5%的瓜胶液比相同量的0.4%瓜胶压裂液导流能力下降10%以上，0.5%的150ml胍胶量比0.5%的100ml量导流能力降低20%。
因此煤层压裂液体系在选用冻胶时，需要充分研究其在煤层低温条件下的高效破胶技术，同时也可以尝试加入化学物质来降解、氧化冻胶残渣，减少残渣对水力裂缝的堵塞，从而达到增加裂缝渗透性，提高单井产量的目的。
4.5 复杂裂缝对导流能力的影响
为了描述煤层水力压裂中形成的“T”形、“I”形等复杂裂缝对导流能力的影响，本次实验中模拟研究多条裂缝(两条)导流能力的变化情况。实验选用20/40目兰州砂，将一定量的石英砂平均分成两份，分别充填于两条相邻裂缝内(铺砂浓度5kg/m2)，测试其综合导流能力，并与单一支撑裂缝(铺砂量与两条裂缝相同，铺砂浓度10kg/m2)的导流能力进行对比，如图10所示。
图11实验结果显示，等量的支撑剂，多条(两条)裂缝的导流能力小于单一裂缝的导流能力，平均可以降低14.6%。主要是由于裂缝条数的增多，造成支撑剂较为分散，铺砂浓度降低，增加支撑剂嵌入和煤粉堵塞;另一方面，缝间流体流动发生转向，产生附加渗流阻力，压裂后的煤岩裂缝形态和表面极其不规则，这种渗流阻力会更大，致使导流能力进一步降低。由于煤岩强度差异，裂缝形态对中阶煤岩的导流能力影响程度更大，闭合压力为20MPa时，中煤阶煤岩导流能力降低17.6%，高煤阶煤岩降低12.8%。
图10 复杂支撑裂缝(浓度5kg/m2)和单一支撑裂缝(浓度10kg/m2)示意图
图11 不同裂缝形态下的导流能力对比图
5 结论
(1)煤岩强度低，支撑剂嵌入造成的导流能力伤害非常严重(伤害率50%以上)。煤层嵌入比砂岩严重，在闭合压力大于10～15MPa时，导流能力就急剧降低，而砂岩闭合压力大于20～25MPa时导流能力明显下降。中煤阶嵌入伤害更严重，中煤阶明显嵌入时的闭合压力比高煤阶更低，嵌入程度约为高煤阶的1.5倍，
(2)闭合压力10～30MPa，2%的煤粉可以使导流能力下降13.1%～34.9%，5%煤粉可下降19.7%～53.2%，在压裂液中加入分散剂可以使煤粉不易聚集，有利于返排，降低伤害。
(3)提高支撑剂的铺砂浓度和增大支撑剂的粒径可以明显提高裂缝的导流能力，地层闭合压力增大时应相应增加铺砂浓度，在软煤层中显得尤为必要。
(4)压裂液残渣伤害对支撑剂导流能力有很大影响，由于压裂液残渣的伤害，导致了支撑剂导流能力下降了30%左右，而降低压裂液的用量或减小压裂液的胍胶浓度都可以减小残渣伤害的影响，提高支撑剂的导流能力。
(5)同等量的支撑剂，复杂裂缝的导流能力小于单一裂缝的导流能力。与高阶煤岩相比，裂缝形态对中阶煤岩的导流能力影响程度更大。闭合压力为20MPa时，中煤阶煤岩导流能力降低17.6%，高煤阶煤岩降低12.8%。
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煤层气开采试验井施工及排采
经过分析，韩城矿区煤层气资源丰富，且具有一定的可抽性，要商业性开发必须进行开发试验。首先要选好第一口井的井位，再进行钻探施工—测井—试井—完井—射孔—压裂工程—排采试验，才能作出可采性评价。1995年10月开始施工韩试1井。
9.5.1 试验孔及排采试验
9.5.1.1 试验孔孔位的选择
依据国内外资料，结合本区的地质构造特征，选择试验孔孔位的原则是：①煤层含气量＞8m3/t煤；②煤层埋深在400～800m之间；③构造简单，煤层未受构造破坏；④单层煤厚大于1m；⑤交通条件方便。
韩城矿区构造特征是：边浅部构造复杂，断裂发育，向中深部地层很快变平缓，断裂稀少。边浅部有生产矿井五对，由西南向东北依次为：象山煤矿、马沟渠煤矿、燎原煤矿、下峪口煤矿、桑树坪煤矿。南部的象山煤矿矿井瓦斯涌出量较大，但未曾发生过瓦斯突出事故，说明煤层的透气性较好；而北部的下峪口煤矿、桑树坪煤矿，煤层受到了压性断裂的影响，煤层较为破碎，并且呈鳞片状，煤层的透气性较差，曾多次发生瓦斯爆炸及煤与瓦斯突出事故。
煤层情况：共含煤11层，主要可采煤层南部3层，北部2层。
煤层瓦斯含量：边浅部含量较低，向中深部逐渐增加。
依据以上情况，结合布孔原则，选择矿区南部的中深部，煤层埋深600m左右的薛峰乡薛峰水库傍施工韩试1井，此处不仅交通方便，而且煤层总厚度相对较厚。
9.5.1.2 钻探施工
（1）施工目的
本次施工的目的主要是：①取全﹑取准煤层气有关的参数并进行试气；②立足于商业性开发，力争打出商业性开发的煤层气；③目的层为3＃、5＃、11＃煤层。
（2）勘探区概况
1）探井位置和交通条件
韩试1号井位于陕西省韩城市薛峰乡，距韩城市20km，距西安市260km，有公路和铁路直通西安，交通条件十分便利。
2）地层概况
本井钻穿地层依次为：
a.第四系﹑新近系（Q＋N）
0～24m，层厚24m，为现代冲积﹑洪积﹑坡积物，岩性为浅黄﹑黄褐色黄土﹑亚砂土﹑亚粘土。岩性可钻性1～3级。
b.二叠系（P）
上统石千峰组（P2s）：24～208m，层厚176m，以紫红色泥岩﹑灰绿色中粗砂岩为主，岩石可钻性4～5级。
上统上石盒子组（P2sh）：205～508m，层厚303m，岩性以灰绿﹑灰白色粗砂岩为主，岩石可钻性4～6级。
下统下石盒子组（P1sh）：508～560m，层厚52m，岩性以灰色﹑紫杂色粉砂岩﹑泥岩为主，岩石可钻性4～6级。
下统山西组（P1s）：560～615m，层厚55m，岩性以深灰色﹑细砂岩﹑粉砂岩﹑泥岩为主，本组含2号局部可采煤层和3号可采煤层，岩石可钻性3～6级。
c.石炭系（C）
上统太原组（C3t）：615～676m，层厚61m，上部以粉砂岩﹑砂质泥岩﹑粘土层为主，含5号可采煤层，中部以石灰岩及钙质页岩为主，下部以粘土层﹑砂质泥岩﹑粉砂岩为主，顶部含11号煤，岩石可钻性3～6级。
d.奥陶系（O）
中统峰峰组（O2f）：676～710m，层厚34m，以深灰色石灰岩为主，岩石可钻性4～6级。
（3）钻孔施工要求
1）井深：710m。
2）目的层位：二叠系下统山西组3＃煤层及石炭系上统太原组5＃和11＃煤层，探明煤层气的含量，立足商业性开发。
3）完井原则：11＃煤层底板以下40m或见石灰岩终井。
4）井斜：完井井斜不大于5°，井深每增加50m，井斜变化不超过1°。
5）录井与取心：0～560m进行岩屑录井，每5m捞取岩屑砂样一包，560～676m进行岩心录井，要求岩心采取率不低于75%，其中煤心长度采取率不低于90%，重量采取率不低于75%。
6）简易水文：①每回次进尺观测水位一次；②钻进时每小时观测一次钻井液消耗量，煤系地层每小时观测钻井液进出口比重各一次；③钻井过程若出现涌漏水现象，应及时进行观测﹑记录。
7）井深校正：每百米﹑下管前﹑取心前﹑煤层部位﹑钻井涌漏水段及完井时必须丈量钻具，误差不得超过0.15%，否则应合理平差。
（4）前期钻井工程
1）钻进方法
本次施工采用全面钻进和绳索取心钻进，即在黄土层和非煤系基岩层，采用牙轮钻头全面钻进，以减少辅助作业时间，提高钻进效率；在煤系地层采用金刚石绳索取心钻进，以提高所取煤心的采取率和质量。
2）钻进参数
根据所选钻头，扩井钻进时，要求中等压力，中等转速，大泵量。
3）井身结构：
0～26m，井径311mm，下入Φ245mm表层套管26m，水泥固井返至地表；26～652m，井径215mm，下入Φ140mm技术套管652.3m（技术套管高出表层套管0.3m），水泥固井返至地表；652～710m，井径215mm，裸眼。
4）钻具组合
根据我们考察和了解的情况，采用的钻具组合如下：
黄土层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×620接头＋Φ311mm牙轮钻头。
基岩层钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋310×311接头＋Φ121mm钻铤＋310×420接头＋Φ215mm牙轮钻头。
绳索取心钻进：Φ108mm方钻杆＋310×311接头＋Φ89mm钻杆＋Φ81mm双管取心器＋Φ130mm牙轮钻头。
扩井时，Φ121mm钻铤下接Φ215mm扩井钻头。
5）钻井液选型和配置
本井为探采结合井，为保证施工安全，减小对煤层的污染，选用KP共聚物低固相钻井液，黄土层钻井液不作硬性要求。
a.低固相钻井液配方及性能
配方：水＋30%人工钠土＋0.5%～0.8%KP共聚物＋0.5%～0.8%CMC＋0.4%HSP。
性能：相对密度1.03～1.08，黏度18～22s，失水量＜10mL/30min，含砂量＜1%，pH值8～9。
b.钻井液的维护与净化
现场配备必要的钻井液测试仪器；专人负责钻井液的管理工作；定时定量加入处理剂，维护钻井液性能；使用固控系统净化钻井液，必要时采用除砂器和除泥机进行净化。
6）护壁堵漏
参照以往施工情况，钻进中可能出现涌漏水现象。①对于轻度漏水，及时调整钻井液性能，以达到堵漏目的；②对于中等漏水，采用8012堵漏剂进行堵漏；③严重漏失地层，采用地勘水泥堵漏。
7）钻井程序
a.0～25m采用Φ311mm牙轮钻头钻进，然后换用Φ215mm牙轮钻头钻至25m，进行电测井。
b.Φ245mm表层套管下至25m，采用灰浆进行固井，要求灰浆返至地表，候凝72h。
c.采用Φ215mm牙轮钻头钻至560mm。
d.更换钻具，采用绳索取心钻头钻至676m。
e.采用全面合金钻头钻至710m。
f.进行电测井。
（5）完井工艺
本次探采目的层为3＃、5＃、11＃煤层，根据地层情况，完井工艺采用裸眼－套管完井法，Φ140mm技术套管下至11＃煤层顶板之上2m，对3＃和5＃煤层进行压裂，鉴于测试、固井、射孔、压裂等项工作技术及装备要求高，聘请专业公司完成。
9.5.1.3 参数测试
煤层气抽采前必须对煤层实施有效的压裂，为了充分了解煤层的渗透率、初始压力、储层压力等储层特性，为压裂设计提供依据，必须进行试井工作。
（1）试井方法
采用国内普遍采用的注入/压降式试井。
（2）试井工艺
裸眼分层试井即随钻随测，即每钻穿一层煤进行一次试井，试井结束后继续钻进。
（3）试井队伍的选择
要坚持选择素质高、速度快、经验丰富的测试队伍，以保证测试工作的顺利进行和测试数据的质量。
（4）试井工艺技术
1）岩煤心采取率符合国家规定的特级孔标准，煤层底部留5m口袋以备沉渣，但不能与下伏的煤层贯通。
2）试层及其上部20m、下部5m的井径要求达到110～120mm，井壁平整，以便坐封。
3）试井前必须进行地球物理测井，以获得准确的煤层厚度、深度及井径等数据。
4）地质人员对煤层及上下岩层作详细观察描述，为试井队伍提供准确的煤层及上下岩层厚度、深度、岩性、夹矸情况及井径等资料。
5）煤层及其顶底板钻进最好使用清水或活性水（2%KCl），清水中可加入PHP、CMC等处理剂，黏度20～23s。
6）按照煤田地质规范进行简易水文观测。
7）测试前2～3天在钻台场地处搭一带有篷顶的平台，平台基础为250mm×250mm地木梁，上铺台板，面积5×5m2，提供3～4m3水箱一个，以备测试用水。
8）井队准备Φ73mmAPI标准N80或J－55油管若干米（按孔深定米数），准备拧卸Φ73mm油管的管钳、丝扣油、吊环等工具。
（5）测试项目
包括煤储层渗透率、储层压力、压力梯度、表皮系数、破裂压力、闭合压力、压力与时间关系曲线等，测试结果见表9.8。
表9.8 韩试1号井储层参数测试成果表
煤层的渗透率比较低，我国测试的渗透率一般都小于1×10－3μm2，而韩试1井，三层煤均大于1×10－3μm2，3号煤层顶板为砂岩，裂隙发育，所以所测的渗透率就较高，煤层气地面抽放就是寻找渗透率高、透气性好的储层，因此，韩试1井当时引起了有关部门的关注。
9.5.1.4 压裂工程
煤层气地面抽放工艺，与石油开采的工艺相同，因此就必须进行压裂。
1）压裂单位：地质矿产部华北石油地质局。
2）压裂目的：解除可能的地层堵塞，改善深部煤层流体流动条件，了解煤层产能。
3）施工方案：①泵注方式，环空压裂；②支撑剂选择20/40目石英砂50t；③压裂液选择HT－21原胶液；④压裂管柱（自下而上），3＃＋5＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管620m；11＃煤层压裂采用油管挂＋2－7/8″油管660m。
4）主要技术问题及对策
a.采用低伤害压裂液减轻对煤层渗透性伤害。
b.11＃煤层压裂时仅对上部4m射孔，控制地层入口，采用低黏度压裂液，利用砂粒沉积阻挡裂缝发育向下扩展，采用合理排量，通过上述措施最大可能控制/阻挡裂缝向下发育，尽可能避免压开11＃煤下部含水石灰岩。
c.3＃＋5＃煤层压裂时只射开5＃煤层，通过控制裂缝启裂入口，帮助裂缝尽可能在5＃煤层中扩展。
d.做好携砂段塞，处理裂缝遇曲影响。
5）施工步骤及要求
a.首先射开11＃煤层，按设计要求下好压裂管柱，油管下深660m，装好井口，连接好管线。
b.摆好施工车辆，连接好高低压管线及各类传感器，高压管线试压至30MPa，保持压力5min，无刺漏合格。
c.缓慢替入压裂液，循环压裂液至井口，排出油管空气。
d.倒好井口闸门。
e.对压裂煤层11＃煤层进行小型压裂试验，并监视压力降至裂缝闭合之后（约需90min）。
f.根据小型压裂，对压裂设计进行评价和必要的修正（约需60min）。
g.根据修正/确定后的泵注表，对压裂煤层进行压裂，最大处理压力控制在24.5MPa以内。
h.压裂结束后，关井测压降至裂缝闭合，压裂设备及人员撤离现场。
i.用节流阀控制放喷，控制放喷排量防止出砂。
j.11＃煤层压裂放喷后下管柱探砂面，要求砂面深度680m，若未到深度，则填砂至680m，提出井内管柱。
k.下投胶塞于680m深度，并填砂至670m。
l.提出井内管柱，射开5＃煤层。
m.下入3＃＋5＃煤层压裂管柱，管柱下深620m，准备3＃＋5＃煤层压裂。
n.重复上述b至g步骤，对3＃＋5＃煤进行压裂。
9.5.1.5 排采试验
1996年4月18日，完成了射孔、压裂及采油树和地面配套设施的安装，开始排采，一直排采到2001年底，历时5年多，纯排采时间1400天，获取各类原始排采数据7142个，累计产气量约100×104m3。
（1）排采工作
1996年6月27日，第一次放喷试验时，一次点火成功，火焰高达0.88m，排采后点火火焰高达4.92m，初期出气量达2989～3995m3/d，最高4035m3/d，排采一年后，稳定气流在300～500m3/d，由于煤粉较多，抽油泵容易堵塞，故出气量变化较大，修井后气量较大。排采试验原始记录统计自1996年5月3日开始至2000年底，历时3年半，获各类原始排采记录数据5390个，其中产水量累计约7000m3，累计产气量近50×104m3。初期日产水量0.2～28.5m3，日产气量0～2536m3，日产气量峰值为4035m3。此后，稳定日产水量5m3左右，日产气量800～1500m3。
美国黑勇士盆地的煤层气生产资料表明，在许多井中，最大产气阶段在3年或3年之后。获得最大产气量的时间长度随渗透率的降低和井间距离的增大而增长。图9.9是一个典型的煤层气生产曲线。开采初期，有大量的水排出，随着储层压力的降低，产水量下降，而产气量增加。韩试一井有着与黑勇士盆地相似的规律。
图9.9 典型煤层气井开采曲线
通过分析试一井大量的排采试验数据，可将排采工作分为两个阶段，即：脱水产气阶段、稳定产气阶段，对应于上图的一、二阶段。试一井排采过程有如下特点：
脱水产气阶段。初期4天，排水量大，但产气量不足1m3，表明只有游离气体产出。从第五天开始，产气量日渐增加，直到达到日产气量达1114m3。甲烷解吸量随着排水量的增加而逐渐加大。
稳定产气阶段。由于井内吐砂、吐煤屑导致频繁洗井。每次洗井后，排水出气的时间间隔越来越短，从开始的2～3天出气到当天出气，表明本井储层临界解吸压力大，且产水量与产气量呈正相关关系，即井内液面愈深（储层承受压力愈小），甲烷解吸速度愈快，产气量愈大。只要加大冲次，气量就会逐步提高，煤层中的裂隙并没有因为地下水的运移或储层卸压封闭，而是相对畅通，从而保证了更大范围内气的产出，从目前井内产气情况来看，该井产气量处在上升阶段。
井中排出的储层水经过化验：总溶解固体为7.404g/L，水质类型为Na－Cl型，总硬度22.6德国度，总碱度12.49mg/L，游离二氧化碳58mg/L。2000年，我们在洗井现场发现，堵塞泵体滤网的并非煤屑，而是碳酸钙结晶体，泵体的外侧也沉积了0～2mm的碳酸盐结晶层，可见煤层中的水在运动过程中，在CO2的作用下，携带出了大量的原来沉积在煤层原生裂隙中的矿物质，使得煤中空隙度增大，裂隙增长，为煤层气的解吸创造了良好的通道。
（2）排采过程中的试验
在排采过程中，进行了多次憋压试验，在设备漏水漏气的条件下测得井内压力达到0.9MPa时，煤层气的解吸量明显减少，如果加上井内水头对煤层气解吸的压力，估计试一井内煤层气的脱气压力大于1MPa。类似的几次憋压试验的另一个特点是，每次试验井内压力的上升速度都比前面的试验快，憋气的周期逐次缩短（图9.10），表明在憋压之后，储层脱气量增大，研究认为是憋压、卸压导致了煤层中的导气通道更加顺畅所致。
图9.10 韩试1号井憋压试验曲线
憋压试验结束后，进行了关井试验。水位经过300h的缓慢恢复，当液面深度为406.51m时，井内无可燃气体逸出，产生熄火。熄火的水位比3＃煤顶板高出了224.64m，表明各煤层甲烷解吸压力最小为2.2MPa。我们认为，这就是为什么目前长时间停机后重新开机很快产气的主要原因。
9.5.2 商业化开发利用
图9.11 韩城煤层气排采试验区（2006年3月摄）
韩城矿区“韩试1号”井获得煤层气工业气流后，引起了各界的关注，先后有许多国内外专家及投资商前来进行考查。中联煤层气有限责任公司2001年开始进入韩城矿区进行煤层气开发试验，已施工了11口勘探试验孔，全部出气（图9.11）。单井最高产气量3500m3/d，稳定出气量为500～2000m3/d，预测单井日平均产气量在1800m3/d左右，2007年9月提交了陕西省境内第一份煤层气储量报告，提交储量50×108m3，其中技术可采储量为25.05×108m3，经济可采储量为22.55×108m3，可以达到每年1.5×108m3的生产能力。
2007年10月24日，韩城市财政局小区、新城区世纪花园小区、二电小区居民首次使用上“煤层气”，成为陕西省煤层气商业化利用的范例。据悉，韩城市计划一期工程受益人口4.2万人，利用煤层气884×104m3/a，高峰供气期最大流量4000m3/h。
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