潞安礦區(qū)地面井壓裂抽采與衰竭期井下接替抽采效果研究

崔寶庫(kù)，何 健，周建偉，汪開旺

（1.山西潞安礦業(yè)集團(tuán)有限責(zé)任公司 瓦斯研究院，山西 襄垣 046204；2.山西潞安集團(tuán)余吾煤業(yè)有限責(zé)任公司 瓦斯治理研究中心，山西屯留 046100；3.煤與煤層氣共采國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山西 晉城 048012；4.煤科集團(tuán) 沈陽研究院有限公司，遼寧 撫順 113122；5.煤礦安全技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，遼寧 撫順 113122）

0 引 言

煤與瓦斯是兩種同源共生的能源資源[1]，我國(guó)兩種資源稟賦均非常豐富，據(jù)統(tǒng)計(jì)埋深2 000 m 以淺瓦斯地質(zhì)資源量約36.81 萬億m3，與陸上常規(guī)天然氣資源量38 萬億m3相當(dāng)[2]，這一方面為我國(guó)的煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供了資源基礎(chǔ)，另一方面也使得我國(guó)成為瓦斯災(zāi)害最嚴(yán)重的國(guó)家之一。為了解決共生資源開采和安全生產(chǎn)之間的矛盾，近年來隨著煤與瓦斯共采的理論被提出并迅速發(fā)展起來，在國(guó)內(nèi)學(xué)者和企業(yè)的共同努力下，逐漸形成了“地面井壓裂+井下鉆孔抽采”的共生資源開采和安全生產(chǎn)協(xié)調(diào)的技術(shù)模式[3-8]。

山西潞安礦區(qū)位于我國(guó)沁水盆地東南部，礦區(qū)內(nèi)主采煤層為山西組3 號(hào)煤層，相關(guān)研究[9-11]表明，該區(qū)域3 號(hào)煤層普遍具有地應(yīng)力大、瓦斯壓力大、瓦斯含量高及透氣性差等特點(diǎn)，從而使得生產(chǎn)礦井抽采達(dá)標(biāo)周期普遍較長(zhǎng)，限制了現(xiàn)代化采掘裝備能力的釋放，礦井抽掘采接替緊張。為了實(shí)現(xiàn)抽、掘、采有序銜接，保障礦井安全高效生產(chǎn)，潞安礦區(qū)礦井探索應(yīng)用了“地面井壓裂+ 井下鉆孔抽采”的技術(shù)模式。在做好地面井壓裂與井下抽采時(shí)空銜接關(guān)系研究的條件下，開展地面井衰竭期井下接替抽采效果的研究也十分重要。因此，本文通過對(duì)潞安礦區(qū)地面井抽采效果、地面井壓裂工藝優(yōu)化及地面井處于衰竭期時(shí)井下接替鉆孔抽采效果進(jìn)行分析比較，希望為類似礦區(qū)地面井抽采提供經(jīng)驗(yàn)參考。

1 研究區(qū)地質(zhì)背景

潞安礦區(qū)大地構(gòu)造位置處在我國(guó)華北地區(qū)東部新華夏構(gòu)造體系第三隆起帶中段，即太行新華夏系一級(jí)隆起之上的二級(jí)構(gòu)造帶：晉（城） —獲（鹿）斷褶帶與武（鄉(xiāng)） —陽（城） 凹褶帶之間，北以西川斷層為界，南以長(zhǎng)治與晉城行政邊界為界，東以15 號(hào)煤層露頭線為界，西以15 號(hào)煤層1 500 m埋深線為界，南北長(zhǎng)74.6 km，東西寬63.1 km，面積3 044.65 km。潞安礦區(qū)按照地質(zhì)構(gòu)造特性可近似劃分為3 大區(qū)塊。五陽—五陽擴(kuò)區(qū)區(qū)塊、常村—余吾—古城區(qū)塊、高河—李村區(qū)塊，潞安集團(tuán)礦區(qū)主要構(gòu)造形態(tài)為總體向西傾斜的北北東向或近似南北向的寬緩單斜構(gòu)造，其上迭加次一級(jí)褶曲與斷裂，礦區(qū)主要含煤地層為二疊系下統(tǒng)的山西組和石炭系上統(tǒng)太原組。

潞安礦區(qū)3 號(hào)主采煤層主要為中灰貧煤，僅在礦井西部邊界部分為無煙煤。3 號(hào)煤的工業(yè)性指標(biāo)中水分為1.69%～1.80%；灰分為8.96%～17.00%；揮發(fā)分為11.73%～13.47%；真密度為1.44 ～1.50 t/m3；視密度為 1.40 ～1.41 t/m3。

3 號(hào)主采煤層瓦斯含量豐富，氣含量隨著埋深的增加而增大，通過對(duì)示范礦井余吾煤業(yè)6 口抽采井儲(chǔ)層參數(shù)實(shí)測(cè)，分析結(jié)果表明，氣含量百米梯度為3.42 m3/（t·100 m），滲透率 0.001 ～0.05 mD，為低滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層壓力梯度變化在0.32 ～0.53 MPa/100 m，平均0.4 MPa/100 m，為超低壓儲(chǔ)層；儲(chǔ)層溫度為16 ～18℃，為低溫儲(chǔ)層，詳細(xì)結(jié)果見表1。

表1 示范礦井6 口井煤儲(chǔ)層基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of coal reservoir in 6 demonstration mines

2 地應(yīng)力場(chǎng)分布特征

通過鉆取示范礦井8 個(gè)測(cè)點(diǎn)的巖芯并加工成標(biāo)準(zhǔn)試件，進(jìn)行了聲發(fā)射凱塞（Kaiser） 效應(yīng)試驗(yàn)[12]，在試驗(yàn)獲取測(cè)點(diǎn)地應(yīng)力基礎(chǔ)上，同時(shí)考慮主要斷層、陷落柱等地質(zhì)構(gòu)造影響，運(yùn)用MIDAS GTS 三維數(shù)值模擬軟件計(jì)算分析了礦井整體地應(yīng)力的分布規(guī)律。小孔徑水壓致裂法和巖石Kaiser 效應(yīng)的地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果見表2。

表2 各測(cè)點(diǎn)地應(yīng)力計(jì)算結(jié)果Table 2 Calculation results of ground stress at each measuring point

通過分析8 個(gè)測(cè)點(diǎn)的地應(yīng)力測(cè)試結(jié)果，實(shí)驗(yàn)區(qū)域的1 ～3 號(hào)和5 ～7 號(hào)測(cè)點(diǎn)最大水平主應(yīng)力在9.27 ～15.38 MPa，與埋深成正比，方位角較穩(wěn)定，在N14.8°E 與N43.2°E 之間，構(gòu)造平緩，構(gòu)造應(yīng)力較??；最小水平主應(yīng)力在5.51 ～8.54 MPa，垂直應(yīng)力在9.58 ～14.96 MPa，整體上隨著埋深的增加變大。屬于中等應(yīng)力區(qū)域、典型的以自重應(yīng)力為主的應(yīng)力場(chǎng)。

4 號(hào)和8 號(hào)測(cè)點(diǎn)位于礦井西翼采區(qū)的西側(cè)，構(gòu)造應(yīng)力大于自重應(yīng)力，最大水平主應(yīng)力分別為15.38 MPa 和 11.69 MPa，方位角為 N25.4°E ～N39.8°E。根據(jù)礦井地質(zhì)構(gòu)造分布，分析認(rèn)為導(dǎo)致4 號(hào)和8 號(hào)測(cè)點(diǎn)水平主應(yīng)力偏大的主要原因是由于2 個(gè)測(cè)點(diǎn)位于背斜構(gòu)造的邊緣，且有其它構(gòu)造的影響，地應(yīng)力分布復(fù)雜，致使構(gòu)造應(yīng)力大于垂直應(yīng)力。

3 地面井水力壓裂煤層裂隙分布規(guī)律

由于煤層中的裂隙網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)是煤層氣及地層水滲流的主要通道，也是儲(chǔ)層壓降的重要傳播途徑，煤儲(chǔ)層中的裂隙網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)控制著煤層滲透率[13-14]，在煤層氣抽采過程中發(fā)揮著重要作用[15-16]，是制約煤層氣抽采的重要因素。

因此，為了提高地面井抽采效率，在石油壓裂工藝基礎(chǔ)上，結(jié)合余吾煤業(yè)公司3 號(hào)煤層的單一低滲松軟的特征壓裂工藝，進(jìn)行了地面井壓裂，增強(qiáng)煤儲(chǔ)層中的裂隙網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。

鉆井目標(biāo)區(qū)3 號(hào)主采煤層，煤層底板埋深變化在586 ～644 m，煤厚5.4 ～7.43 m。試驗(yàn)共計(jì)考察了 37 口井，LA-011 ～ LA-020 井 （10 口井） 壓裂采用了活性水加氮?dú)?、活性水、清潔? 種壓裂液配方和 2 種砂比，LA-21 ～ LA-47 （27 口井） 井采用了前置“悶井”和氮?dú)馀菽に嚕?7 口鉆井均施工質(zhì)量良好。

地面井壓裂裂縫形態(tài)是地應(yīng)力、水力壓裂作用力、煤巖性質(zhì)和地層條件共同影響演化的結(jié)果，其中，煤層地應(yīng)力控制著裂隙的擴(kuò)展方向和范圍，從而影響煤層氣井的導(dǎo)流能力和煤儲(chǔ)層滲透特性[17]，也影響煤層氣產(chǎn)能。

地面井LA-016、LA-019 水力壓裂窺視儀現(xiàn)場(chǎng)監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，煤層氣井水力壓裂裂縫形態(tài)以垂直縫為主，水平裂縫方向在垂直于最大主應(yīng)力方向發(fā)生壓剪破壞，在垂直于最小主應(yīng)力方向發(fā)生拉破壞，未見其它復(fù)雜的裂縫形態(tài)，符合目前技術(shù)工藝條件下壓裂裂縫主導(dǎo)方向，水力壓裂效果基本與數(shù)值模擬結(jié)果吻合。因此，實(shí)際壓裂設(shè)計(jì)重要參數(shù)要結(jié)合煤層所受地應(yīng)力的大小和方向，并應(yīng)積極探尋新的突破瓶頸的辦法拓展壓裂主縫的條數(shù)、寬度和長(zhǎng)度。

基于巖石損傷破裂過程滲流—應(yīng)力耦合分析系統(tǒng)（RFPA2D-Flow） 對(duì)煤層氣井水力壓裂過程進(jìn)行了數(shù)值模擬分析，如圖1 所示，模擬結(jié)果表明，水力壓裂后的壓裂區(qū)呈近似的橢圓形分布。結(jié)合上述分析可以認(rèn)為，橢圓形的長(zhǎng)軸垂直于最小水平主應(yīng)力，且以拉破裂為主要破壞形式；而短軸垂直于最大水平主應(yīng)力，且以剪切破裂為主要破壞形式。

圖1 水力壓裂煤體破裂過程Fig.1 Fracture process of hydraulic fracturing coal body

4 地面井抽采效果

煤層中的儲(chǔ)層壓力與煤層氣臨界解吸壓力的關(guān)系控制著煤層氣的抽采過程。由于煤層氣排采過程中煤儲(chǔ)層壓降隨著抽采時(shí)間的變化而變化，因此，煤層氣的產(chǎn)量也隨抽采時(shí)間的變化而變化。

為了研究地面井煤層氣的抽采特征，通過對(duì)余吾煤業(yè)井下接替抽采示范區(qū)域附近具有代表性的LA-27、LA-28、LA-29、LA-32 號(hào)地面井進(jìn)行了70 個(gè)月的觀測(cè)，對(duì)單井月抽采煤層氣產(chǎn)量變化進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，得到了煤層氣產(chǎn)量隨時(shí)間變化曲線（圖2），可以看出，地面井抽采煤層氣產(chǎn)量大致分為3個(gè)時(shí)期，即增產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期和衰竭期，其中，增產(chǎn)期平均為17 個(gè)月，日產(chǎn)氣量為397 m3。穩(wěn)產(chǎn)期為39.5 個(gè)月，日產(chǎn)氣量為271 m3；衰竭期為10.5 個(gè)月，日產(chǎn)氣量為117 m3。

圖2 余吾煤業(yè)4 口地面井壓裂抽采曲線Fig.2 Fracturing recovery curves of 4 surface wells in Yuwu Coal Industry

在分析掌握了地面井壓裂抽采規(guī)律的基礎(chǔ)上，為了進(jìn)一步優(yōu)化地面井壓裂工藝，分別選擇了活性水、活性水+氮?dú)獍樽⒑颓鍧嵰? 種壓裂介質(zhì)液進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)考察。

在10 口井的現(xiàn)場(chǎng)考察過程中，選擇LA-014、LA-015、LA-016、LA-017 四口井采用活性水+氮?dú)獍樽⑦M(jìn)行壓裂，平均累計(jì)產(chǎn)氣量為23.81 萬m3；選擇 LA-011、LA-012、LA-013 三口井采用活性水進(jìn)行壓裂，平均累計(jì)產(chǎn)氣量為13.97 萬m3；選擇LA-018、LA-019、LA-020 三口井采用清潔液進(jìn)行壓裂，平均累計(jì)產(chǎn)氣量為5 722 m3，如圖3所示。

由此可見，采用活性水+氮?dú)獍樽⑦M(jìn)行地面井壓裂，抽采效果最為顯著。

在地面井壓裂工藝優(yōu)選的基礎(chǔ)上，采用了活性水+氮?dú)獍樽毫压に噷?duì)LA21 ～LA47 共27 口井進(jìn)行了工藝改造。單井日產(chǎn)氣量最高為L(zhǎng)AC-44井，日產(chǎn)氣量2 036 m3，截止2016 年1 月累計(jì)產(chǎn)氣量為161 萬m3；單井日產(chǎn)氣量最低為L(zhǎng)AC-24井，日產(chǎn)氣量99 m3，截止2015 年7 月累計(jì)產(chǎn)氣量2 218 m3。經(jīng)過壓裂工藝改造的27 口地面井產(chǎn)氣量分布（圖4），改造后的27 口地面井累計(jì)產(chǎn)氣931萬m3，累計(jì)產(chǎn)水量16.7 萬m3；27 口地面井日均產(chǎn)氣量為287 m3。日均產(chǎn)氣量在300 m3以上的有10口井，占井?dāng)?shù)的37%，300 m3以下的占63%；且位于背斜軸線上的井產(chǎn)氣量較好。

圖3 示范礦井10 口地面井不同壓裂工藝產(chǎn)氣量柱狀圖Fig.3 Gas production histogram of 10 surface wells in demonstration mine with different fracturing technologies

圖4 示范礦井27 口地面井壓裂改造井產(chǎn)氣量柱狀圖Fig.4 Gas production histogram of 27 surface wells in demonstration mine

5 井下接替抽采鉆孔布置及抽采效果

由于受地面井壓裂抽采變化規(guī)律的影響，地面井在經(jīng)過一段時(shí)間抽采后，隨著煤儲(chǔ)層內(nèi)部壓差及其與井筒壓差逐步減小，煤層氣藏量逐漸衰竭，煤層氣藏解吸量也逐漸減小。

為確保井下采掘工作面的安全，需要及時(shí)進(jìn)行井下接替抽采，為此，在 LA-027、LA-028、LA-029 抽采井附近（前后50 m 范圍） S5206 工作面開展了本煤層接替抽采鉆孔施工。接替抽采鉆孔采用大功率履帶式鉆進(jìn)，φ113 mm 鉆頭，螺旋式光面鉆桿，鉆孔設(shè)計(jì)長(zhǎng)度160 m，鉆孔間距2.5 m，鉆孔采用“兩堵一注”封孔工藝進(jìn)行封孔，封孔長(zhǎng)度16 m。

地面井衰竭期井下接替抽采示范工作面接替抽采鉆孔1 409 個(gè)，累計(jì)進(jìn)尺116 216 m，接替抽采約12 ～19 個(gè)月，累計(jì)抽采瓦斯量約1 446.48 萬m3，巷道抽采負(fù)壓44 ～46 kPa，抽采濃度23.4%～36.4%，本煤層鉆孔抽采穩(wěn)定期回風(fēng)順槽抽采純流量為19.5 m3/min，膠帶順槽抽采純流量為8.5 m3/min，單孔純流量0.012 ～0.028 m3/min，通過數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)同期地面井衰竭期井抽采純量平均為0.081 m3/min。對(duì)比可見，當(dāng)?shù)孛婢椴商幱谒ソ咂跁r(shí)，井下3 ～7 個(gè)接替鉆孔抽采純量即等同于地面衰竭井抽采純量，達(dá)到了相同的抽采效果。

6 結(jié) 論

（1） 通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)，潞安礦區(qū)3 號(hào)主采煤層氣含量百米梯度為3.42 m3/（t·100 m），滲透率在0.001 ～0.05 mD，為低滲儲(chǔ)層；儲(chǔ)層壓力梯度變化在0.32 ～0.53 MPa/100 m，平均0.4 MPa/100 m，為超低壓儲(chǔ)層。

（2） 通過測(cè)試得出研究區(qū)域井下最大水平主應(yīng)力在 9.27 ～15.38 MPa，方位角在 N14.8°E 與N43.2°E 之間；最小水平主應(yīng)力在5.51 ～8.54 MPa，垂直應(yīng)力在9.58 ～14.96 MPa，屬于中等應(yīng)力區(qū)域、典型的以自重應(yīng)力為主的應(yīng)力場(chǎng)。

（3） 研究得到了煤層氣井水力壓裂裂縫形態(tài)以垂直縫為主，水平裂縫方向在垂直于最大主應(yīng)力方向發(fā)生壓剪破壞，在垂直于最小主應(yīng)力方向發(fā)生拉破壞的地面井水力壓裂煤層裂隙分布規(guī)律研究。

（4） 通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)發(fā)現(xiàn)了地面井抽采煤層氣產(chǎn)量大致分為3 個(gè)時(shí)期，即增產(chǎn)期、穩(wěn)產(chǎn)期和衰竭期，其中，增產(chǎn)期平均為17 個(gè)月，穩(wěn)產(chǎn)期為39.5個(gè)月，衰竭期為10.5 個(gè)月。在分析掌握地面井壓裂抽采規(guī)律的基礎(chǔ)上，通過現(xiàn)場(chǎng)實(shí)測(cè)優(yōu)化選出了活性水+氮?dú)獍樽⒌牡孛婢畨毫压に嚕M(jìn)行壓裂工藝改造后地面井壓裂抽采取得了良好效果。

（5） 地面井抽采進(jìn)入衰減期后，及時(shí)進(jìn)行了井下水平鉆孔接替抽采，實(shí)現(xiàn)了單孔純流量0.012～0.028 m3/min，同期地面井衰竭期井抽采純量平均為0.081 m3/min，可見，當(dāng)?shù)孛婢椴商幱谒ソ咂跁r(shí)，井下3 ～7 個(gè)接替鉆孔抽采純量即等同于地面衰竭井抽采純量，達(dá)到了相同的抽采效果，說明井上下接替抽采銜接良好。