煤層氣井水力壓裂液氮伴注與CO2驅(qū)替技術(shù)研究

劉 磊

(中煤科工集團(tuán)西安研究院有限公司，陜西 西安 710077)

煤層氣是一種非常規(guī)天然氣，開發(fā)煤層氣對(duì)于利用潔凈能源、防治煤礦瓦斯災(zāi)害、減少溫室氣體排放具有極為重要意義[1]，我國先后開展了大量煤層氣資源評(píng)價(jià)勘探、開發(fā)利用技術(shù)研究[2]。我國具有豐富的煤層氣資源，其中埋深2000m以淺的地質(zhì)資源儲(chǔ)量為36.8萬億m3[3，4]。隨著我國經(jīng)濟(jì)的快速發(fā)展，對(duì)能源需求量大幅增加，在常規(guī)能源供給不足的情況下，對(duì)煤層氣、致密砂巖氣、頁巖氣等非常規(guī)能源的開發(fā)顯得日趨緊迫[5]。我國煤儲(chǔ)層通常具有“三低一高”的特點(diǎn)，煤礦區(qū)煤層滲透率大部分都在0.987×10-7～0.987×10-6μm2(10-4～10-3mD)[6]，其中低于0.987×10-3μm2(1mD)滲透率的煤層占到已探明煤層資源儲(chǔ)量的72%[7，8]。雖然我國煤層氣資源總量大，但由于現(xiàn)有技術(shù)水平發(fā)展限制，導(dǎo)致很多資源難以開采，開發(fā)規(guī)模的提高程度依賴于煤層氣開發(fā)技術(shù)進(jìn)步的支撐[9]，但盲目引進(jìn)國外煤層氣開發(fā)技術(shù)難以形成適合國內(nèi)煤層氣開發(fā)的體系，這給礦井煤層氣抽采利用及煤層瓦斯治理帶來了很大的技術(shù)難題[10]。在此情形下，本文在蘆嶺煤礦同一井組地質(zhì)條件下開展了地面煤層氣水力壓裂液氮伴注與CO2驅(qū)替技術(shù)對(duì)比試驗(yàn)，以期探索出煤層氣開發(fā)及瓦斯治理新技術(shù)和新方法。

1 煤層氣井水力壓裂增產(chǎn)改造技術(shù)與不足

煤層裂縫與割理是構(gòu)成煤層氣井產(chǎn)氣的主要通道[11]，故要提高煤層氣井產(chǎn)氣量，勢必要改造煤層產(chǎn)生裂縫，且裂縫不能或少發(fā)生閉合現(xiàn)象，這樣才能更好的建立起產(chǎn)氣通道，提高產(chǎn)氣量。在借鑒油氣田開發(fā)壓裂改造經(jīng)驗(yàn)與技術(shù)的基礎(chǔ)上，結(jié)合煤儲(chǔ)層自身特點(diǎn)，形成了比較有效的煤層氣井水力壓裂技術(shù)，即利用地面高壓泵組(車)，大排量、高砂比的混液方式將壓裂液注入井下，當(dāng)注入壓力大于井筒周圍的地應(yīng)力和地層巖石抗張強(qiáng)度，則井底周邊地層開始產(chǎn)生裂縫，持續(xù)向地層注入壓裂液(混砂液)，裂縫在煤層中會(huì)得到延伸，在支撐劑的作用下，裂縫處于張開狀態(tài)[12]，從而在煤層中能夠形成具有一定幾何形態(tài)的裂縫通道，建立煤層與井筒之間的產(chǎn)氣通道，便于煤層氣的產(chǎn)出。

水力壓裂改造技術(shù)在煤層氣開發(fā)中存在一些天然不足，由于煤層的高吸附能力，吸附壓裂液后會(huì)引起煤層孔隙的堵塞和基質(zhì)的膨脹，使割理孔隙度及滲透率下降，極易聚集起來阻塞壓裂裂縫的前緣，改變裂縫的方向，在裂縫前緣形成一個(gè)阻力屏障，影響產(chǎn)氣通道的暢通以及產(chǎn)氣量的大小。因此，在水力壓裂改造煤儲(chǔ)層的過程中要伴注氣相介質(zhì)能夠起到潤滑和減少煤層裂縫中形成的阻力屏障。

2 液氮伴注輔助水力壓裂技術(shù)

煤層氣理論臨界解吸壓力公式為：

式中，pm1為煤層氣理論臨界解吸壓力，MPa；Vc為含氣量，cm3/g；VL1為蘭氏體積，cm3/g；pL1為蘭氏壓力，MPa。

當(dāng)液氮進(jìn)入煤儲(chǔ)層后達(dá)到氣化條件后成為氮?dú)?，則氮?dú)鈺?huì)進(jìn)入到煤孔隙中。由于煤層具有一定的吸附能力，氮?dú)獾倪M(jìn)入會(huì)擠壓部分甲烷氣體，可將甲烷氣體與氮?dú)庀嗷旌蟮奶m氏體積看作定值，此時(shí)氮?dú)膺M(jìn)入煤層后的臨界解吸壓力表達(dá)式為：

式中，pm2為氮?dú)膺M(jìn)入煤層后的臨界解吸壓力，MPa；Vcd為氮?dú)膺M(jìn)入煤層后換算成吸附甲烷氣體的體積當(dāng)量增量，cm3/g。

氮?dú)庾⑷朊簩雍?，臨界解吸壓力增量表達(dá)式為：

式中，Δpm=pm2-pm1。

由式(2)可得：分子變大，分母減小，則pm2-pm1>0，則式(3)中的Δpm>0，表明氮?dú)膺M(jìn)入煤層后能夠提高原有煤層氣臨界解吸壓力。同時(shí)，泡沫壓裂對(duì)地層傷害小、濾失率低、迅速反排、攜砂能力強(qiáng)等特點(diǎn)已經(jīng)在低滲油氣層中得到比較廣泛的應(yīng)用[13-17]。氮?dú)庾⑷朊簩?，在等壓狀態(tài)下降低游離甲烷壓力，等溫吸附線受到影響，煤層中吸附的甲烷被解吸釋放出來[18]，使得甲烷更容易解吸，從而進(jìn)一步提高甲烷采收率[19]，達(dá)到提前產(chǎn)氣和提高產(chǎn)氣量的效果。

3 CO2驅(qū)替煤層CH4技術(shù)

注氣驅(qū)替技術(shù)是一種有效的煤層氣增產(chǎn)方法，研究顯示，煤層CO2吸附量約為CH4的2倍，當(dāng)煤層注入CO2后能有效置換CH4，可將煤層氣采收率提高20%，且CO2可被安全封存在煤層中[20，21]。通過向煤層中注入CO2氣體，增加煤層中氣體流動(dòng)的能量并提高氣體的相滲透率，能夠有效彌補(bǔ)常規(guī)水力壓裂帶來的不足，從而促進(jìn)甲烷氣體在煤層中的解吸作用。

從利用量子化學(xué)的角度計(jì)算了煤層表面、CO2、CH4分子的吸附勢阱，得到了兩種分子最穩(wěn)定的吸附方式，實(shí)驗(yàn)研究表明：首先CO2、CH4分子在煤表面都屬于物理性吸附，其次CO2遠(yuǎn)高于CH4的吸附勢阱，最后解釋了在相同條件下，CO2在煤表面的吸附量大于CH4的吸附量，實(shí)驗(yàn)研究表明[22]：煤層對(duì)CO2、CH4、N2這3種氣體的吸附能力由大到小依次排序?yàn)椋篊O2>CH4>N2；當(dāng)CO2分子運(yùn)移至煤體表面時(shí)，其吸附勢能大于CH4的吸附勢能，與煤體表面具有更強(qiáng)的結(jié)合能力，能夠從煤體中“驅(qū)趕”出更多的CH4氣體，發(fā)生置換作用，如圖1所示。對(duì)地面煤層氣開發(fā)工程則可表述為：當(dāng)液態(tài)CO2注入到煤層后促使CH4由吸附態(tài)轉(zhuǎn)換為游離態(tài)，并將CH4分子置換出來，縮短產(chǎn)氣周期，達(dá)到提前產(chǎn)氣以及提高煤層氣井產(chǎn)氣量的效果。

圖1 注入液態(tài)CO2驅(qū)替煤層CH4示意

4 蘆嶺煤礦煤層特征

4.1 煤層賦存特征

淮北礦區(qū)位于新華夏系第二隆起帶中段西側(cè)，秦嶺東西向復(fù)雜構(gòu)造帶東段，屬于秦嶺構(gòu)造帶與華夏構(gòu)造帶的復(fù)合部位。礦區(qū)內(nèi)二疊系含煤19～58層，可采及局部可采煤層共8層，其中上部3、4、5、6、7 煤層為薄煤層、灰分高、煤層穩(wěn)定性較差，僅局部可采。山西組及石盒子組為主要含煤段，8、9、10煤層為礦區(qū)主采煤層，平均可采總厚度31.75m，同時(shí)也是煤層氣開發(fā)的目標(biāo)煤層。8煤層為特厚煤層，全區(qū)可采，煤層厚度0.30～17.75m，平均8.96m；9煤層為中厚煤層，厚度0～7.88m，平均為3.01m，煤層結(jié)構(gòu)簡單，8、9煤層間距較小，平均3.5m，局部與8煤層合并，可視為合層壓裂層；10煤層為中厚煤層，全區(qū)普遍發(fā)育，是主要可采煤層，煤層厚度0～4.99m，平均1.86m，煤層結(jié)構(gòu)較簡單，可作為單獨(dú)壓裂層。

4.2 煤層吸附特性與含氣飽和度

煤對(duì)甲烷的等溫吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果反映了模擬儲(chǔ)層溫度、平衡水分條件下煤對(duì)甲烷的最大吸附能力。通過對(duì)試驗(yàn)區(qū)內(nèi)1號(hào)井、2號(hào)井進(jìn)行煤樣測試，可知8號(hào)煤實(shí)測平均含氣量為6.69m3/t，9號(hào)煤實(shí)測平均含氣量為7.51m3/t，10號(hào)煤實(shí)測平均含氣量為9.34m3/t。8號(hào)煤VL：18.27～18.87m3/t，PL：2.93～3.3MPa；9號(hào)煤VL：19.45～22.97m3/t，PL：2.85～3.74MPa；10號(hào)煤VL：19.90～20.24m3/t，PL：3.78～4.15MPa，均為欠飽和儲(chǔ)層，見表1。

表1 8、9、10號(hào)煤層吸附性能測試結(jié)果

4.3 煤層滲透性

該區(qū)構(gòu)造煤發(fā)育，煤體疏松，煤巖成分破碎成顆粒狀。主裂隙密度：10條/5cm，長度：1～6cm；次裂隙密度：3條/5cm，長度受主裂隙控制；主裂隙與次裂隙高度均不清。該區(qū)裂隙發(fā)育較差，進(jìn)一步降低了該區(qū)煤層滲透率。8號(hào)煤、9號(hào)煤滲透率區(qū)間1.974×10-5～7.896×10-5μm2，10煤滲透率區(qū)間3.948×10-5～19.740×10-5μm2。

5 工業(yè)試驗(yàn)及效果

蘆嶺煤礦地面煤層氣抽采工程采用3種不同的工藝試驗(yàn)井作對(duì)比和分析，分別為1、2、3號(hào)井。1號(hào)井采用煤層氣水力壓裂工藝，作為基礎(chǔ)參考井；2號(hào)井：采用煤層氣液氮伴注輔助水力壓裂工藝；3號(hào)井：采用煤層氣液態(tài)CO2輔助水力壓裂工藝。3口井布置在同一條直線上，間距為260m，如圖2所示。

圖2 布井位置示意圖

5.1 煤層氣井水力壓裂試驗(yàn)與效果

采用“光套管注入+活性水壓裂”方式進(jìn)行壓裂作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為7.2～8.3m3/min，施工泵注程序：①注前置液，壓裂層段破裂后，繼續(xù)注入，產(chǎn)生足夠長的裂縫；②加中砂，砂比從5%逐漸提高到20%；③加粗砂，中砂注完后，按照高于20%的砂比繼續(xù)注入；④注頂替液。共注入壓裂液412m3，加入0.850～0.425mm石英砂40m3，1.18～0.850mm石英砂10m3，平均砂比18.8%。施工排量7.2～7.7m3/min，破裂壓力21.0MPa，施工壓力17.3～21.0MPa，停泵壓力12.4MPa。測壓降60min，井口壓力降至10.0MPa。

通過計(jì)算，1號(hào)井8+9號(hào)煤層煤層氣理論臨界解吸壓力為1.66MPa，實(shí)際產(chǎn)氣時(shí)臨界解吸壓力為4.89MPa，表明此種工藝能夠有效提高氣井的臨界解吸壓力、縮短排水周期，達(dá)提前產(chǎn)氣的效果，見表2。

表2 1號(hào)井理論與產(chǎn)氣臨界解吸壓力對(duì)比

試驗(yàn)現(xiàn)場采用“抽油機(jī)+管式泵排水”方式對(duì)目標(biāo)煤層進(jìn)行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段，井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經(jīng)過8個(gè)月的排采，最高日產(chǎn)氣量達(dá)2023.2m3，如圖3所示。

圖3 1號(hào)井排采曲線

后期對(duì)該井進(jìn)行跟蹤得知，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)氣量基本能夠保持在500m3/d左右。由于在生產(chǎn)過程中，排采設(shè)備出現(xiàn)故障，故圖3中曲線下凹部分為修井作業(yè)時(shí)期，特此說明。

5.2 煤層氣井液氮伴注水力壓裂試驗(yàn)與效果

采用“光套管注入+液氮伴注輔助水力壓裂”方式進(jìn)行作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為6.8～7.6m3/min，氮?dú)馀帕?00Nm3/min，共注入活性水壓裂液654m3，按照1∶1(煤層厚度：液氮注入量)注入7m3液氮，加入0.850～0.425mm石英砂65m3，1.18～0.850mm石英砂20m3，停泵壓力10.9MPa，測壓降75min，井口壓力降至8.9MPa。施工泵注程序在1號(hào)井基礎(chǔ)上，以液氮車配合壓裂車共同注入井下煤層中。

由于2號(hào)井沒有進(jìn)行注入/壓降試井作業(yè)，故參考3號(hào)井試井?dāng)?shù)據(jù)分析，通過計(jì)算，3號(hào)井8+9號(hào)煤層煤層氣理論臨界解吸壓力 為1.84MPa，2號(hào)井實(shí)際產(chǎn)氣時(shí)臨界解吸壓力為6.56MPa，比1號(hào)井、3號(hào)井計(jì)算出的理論臨界解吸壓力1.66MPa、1.84MPa高出很多，表明該井此種工藝能夠提高煤層氣井的臨界解吸壓力，縮短產(chǎn)氣周期，促進(jìn)產(chǎn)氣。

試驗(yàn)現(xiàn)場采用“抽油機(jī)+管式泵排水”方式對(duì)目標(biāo)煤層進(jìn)行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段，井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經(jīng)過8個(gè)月的排采，最高日產(chǎn)氣量達(dá)3145.2m3，增產(chǎn)效果顯著，如圖4所示。

圖4 2號(hào)井排采曲線

后期對(duì)該井進(jìn)行跟蹤得知，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)氣量能夠長期保持在1400m3/d左右。由于在生產(chǎn)過程中，排采設(shè)備故障，故圖4中曲線下凹部分為修井作業(yè)時(shí)期，特此說明。

5.3 煤層氣井液態(tài)CO2水力壓裂試驗(yàn)與效果

采用“光套管注入+活性水壓裂液伴注液態(tài)CO2”方式進(jìn)行壓裂作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為5.7～7.2m3/min。共注入活性水壓裂液765m3，施工過程中液態(tài)CO2注入排量為0.7～0.9m3/min，共計(jì)注入液態(tài)CO2為90m3，加入0.850～0.425mm石英砂71m3，1.18～0.850mm石英砂20m3，停泵壓力9.6MPa。測壓降60min，井口壓力降至8.2MPa。施工泵注程序在1號(hào)井的基礎(chǔ)上，以液態(tài)CO2車配合壓裂車共同注入井下煤層中。

通過計(jì)算，3號(hào)井8+9號(hào)煤層煤層氣理論臨界解吸壓力為1.84MPa，實(shí)際產(chǎn)氣時(shí)臨界解吸壓力為6.06MPa，表明此種工藝有效提高氣井的臨界解吸壓力，縮短排水之周期，達(dá)提前產(chǎn)氣的效果，見表3。

表3 3號(hào)井理論與產(chǎn)氣臨界解吸壓力對(duì)比

試驗(yàn)現(xiàn)場采用抽油機(jī)+管式泵排水方式對(duì)目標(biāo)煤層進(jìn)行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產(chǎn)階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段：井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經(jīng)過8個(gè)月的排采，最高日產(chǎn)氣量達(dá)3351.9m3，增產(chǎn)效果顯著，如圖5所示。

圖5 3號(hào)井排采曲線

后期對(duì)該井進(jìn)行跟蹤得知，進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段產(chǎn)氣量能夠長期保持在800m3/d左右，雖然增產(chǎn)效果顯著，但該工藝在后續(xù)煤礦工作面回采過程中存在CO2突出風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)煤礦安全生產(chǎn)造成一定的隱患，故在后續(xù)的地面煤層氣開發(fā)中，該種工藝要進(jìn)行充分論證后再進(jìn)行應(yīng)用。

6 結(jié) 論

1)相同的地質(zhì)條件、相同的排采工藝，采用水力壓裂與不同的伴注工藝條件下，煤層氣井的產(chǎn)氣量有明顯的差異性。由此可見，煤層氣井水力壓裂伴注工藝的選擇對(duì)產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)起到重要的作用。

2)1號(hào)、2號(hào)、3號(hào)井的實(shí)際產(chǎn)氣臨界解吸壓力分別是4.89MPa、6.56MPa、6.06MPa，液氮伴注技術(shù)、液態(tài)CO2伴注技術(shù)與常規(guī)水力壓裂工藝相比分別提高了1.34倍、1.24倍。由此可知，氣體伴注技術(shù)在提高煤層氣井臨界解吸壓力和促進(jìn)提前產(chǎn)氣方面的效果明顯。

3)從產(chǎn)氣峰值和進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期產(chǎn)氣量分析可知，2號(hào)井與3號(hào)井產(chǎn)氣峰值基本相同，但當(dāng)進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)期后，2號(hào)井的日平均產(chǎn)氣量是3號(hào)井的1.75倍。由此可知，液氮伴注工藝具有明顯優(yōu)勢。

4)液態(tài)CO2在增產(chǎn)方面雖然效果顯著，但該種技術(shù)在后續(xù)煤礦工作面回采過程中存在CO2突出風(fēng)險(xiǎn)，對(duì)煤礦安全生產(chǎn)造成隱患，故在后續(xù)的地面煤層氣開發(fā)中，該種工藝要進(jìn)行充分論證。