煤层气井复杂水力压裂裂缝模型研究

煤层气

开发及开采　　　　　　　　　　　　　　天　然　气　工　业　　　　　　　　　　　　　　　　2006年12

月

煤层气井复杂水力压裂裂缝模型研究

吴晓东1　席长丰1　王国强2

(1.中国石油大学 北京　2.中联煤层气有限公司)

3

吴晓东等.煤层气井复杂水力压裂裂缝模型研究.天然气工业,2006,26(12):1242126.

摘　要　煤层与常规砂岩储层不同,煤层抗压强度低,易破碎变形,水力压裂时形成的水力裂缝系统也相对复杂。煤层水力压裂时常出现一些垂直裂缝与水平裂缝共存,或多条垂直(水平)裂缝存在的现象,形成所谓的复杂裂缝系统。复杂裂缝系统是煤层割理,煤层与上下顶底板岩性较大的力学性质差异,煤岩构造应力,煤粉堵塞,不同岩性的界面效应等因素综合影响的结果。当煤层垂直应力与水平应力相差较小时,煤层往往出现“T”字型或“工”字型裂缝系统,对“T”字型或“工”字型裂缝系统进行设计研究,。根据复杂裂缝形成机理,以“T”字型裂缝系统为例,建立了其数学模型,层气井组某口井进行了实例计算,井水力压裂施工起到了很好的作用,有较强的实际意义。

主题词　煤成气　水力压裂　应力　裂缝(　　主要有三种形态[1:,;②以,多发育于深煤层,垂向应力大于两个水平应力;③复杂裂缝系统,多发育中浅煤层,垂向应力与水平应力相差较小。如果在煤层压裂时形成水平裂缝,可以用Penny模型对裂缝进行设计计算;如果形成水平裂缝,则可以用CDK模型进行计算[2]。而对于形成复杂水力裂缝的煤层,其计算方法仍需进一步完善。

图1　通过巷道挖掘观察发现的“T”型裂缝系统图

一、复杂裂缝形成机理

煤层水力压裂时常出现一些垂直裂缝与水平裂缝共存,或多条垂直(水平)裂缝存在的现象,即所谓的复杂裂缝系统。这种现象的出现是由于煤岩本身割理存在,煤岩与上下顶底板岩性有较大的力学性质差异,煤岩构造应力,煤粉堵塞,不同岩性的界面效应等因素综合影响的结果。例如人们在对煤层水

一般来说,煤层具有埋深浅、割理发育等特点。

产生复杂裂缝系统的过程可描述为:煤层气井在进行压裂施工时,随着压力的不断升高,首先会出现一条裂缝,随着施工的进行,这条裂缝继续延伸;由于煤层压裂过程中会产生大量的煤屑,煤屑可能会引起裂缝端部的堵塞,造成裂缝顶部高阻力,使得缝内压力不断升高;又因煤层的水平方向上的应力与垂直方向上的应力相差不大,所以当井底压裂升高到

一定程度时煤层开始在另一个方向上发生破裂,即

力压裂后再通过开采煤矿直接进行巷道挖掘观察,产生了第二条裂缝。煤层压裂施工产生所说的“T”非常直接地描述了在煤层压后形成“T”型裂缝(顶部字型裂缝或“工”字型裂缝的过程为:假设煤层的水为水平裂缝、煤层部位为垂直裂缝)的情况(见图1)

。平方向上的应力为地层的最小主应力且水平抗张强

(编号:20030425001)部分研究内容。　　3本文属国家教育部博士基金项目“煤层气井数值模拟模型的研究”

作者简介:吴晓东,1959年生,教授,博士,博士生导师;长期从事油气田和中国煤层气开发研究工作。地址:(102249)北京市昌平区中国石油大学石油天然气工程学院。电话:(010)89734626。E2mail:wuxd308@

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煤层气

第26卷第12期　　　　　　　　　　　　　　　天　然　气　工　业　　　　　　　　　　　　　　开发及开采度较小,压裂开始后,地层压力升高,产生一条垂直裂缝,随着施工的进行,裂缝内产生大量的煤屑,导致压力升高,当井底压力升高到一定程度时,煤层开始在水平方向上产生另外一条裂缝。由于煤层与上下夹岩之间的岩性差距较大,有一定的界面效应,这条水平裂缝经常会出现在煤层与上下夹层的交界面处。当水平裂缝仅出现在上夹层处或仅出现在下夹层处时,这种裂缝系统就是所谓的“T”字型裂缝系统,当水平裂缝同时出现在上下夹层处时,这种裂缝系统就是所谓的“工”字型裂缝系统。

就是在计算压裂液的滤失时,会产生相当大的误差,

进而会对裂缝的几何尺寸产生重要的影响。因此必须修正计算公式中的地层平均渗透率(K)。在以往的压裂模型中,以水平缝模型为例,只是增加了一项端割理的滤失,没有包括面割理在径向方向上造成的滤失。这里采用修正渗透率的方法来计算煤层的滤失系数。用水平方向上的渗透率Kx和垂向上的

Ky计算出平均滤失系数,公式为K=Kx×Ky,用之

二、数学模型

针对煤层压裂复杂裂缝形成机理,

应用改进的KGD模型来进行裂缝计算设计,以煤层压裂中经常

计算受压裂液黏度控制的滤失系数(C1)和受地层流

体压缩性控制的滤失系数(C2),进而计算出综合滤失系数(C),即可抵消地层的各向异性的影响。　　(2)裂缝几何参数计算　　垂直缝部分缝宽公式:

Wmax出现的复杂裂缝系统中的“T”字型裂缝系统为例进

行分析设计“,T”字型裂缝的水平缝和垂直缝部分如图2所示。

2

p4

(2)(

3)

Wmax4

:

2αLerfc(α-1+eL)(πWmax+8Sp)L=

πHC232(4)

其中:αL=

。

πWmax+8Sp

=2.15

G

W=

4

水平缝部分缝长公式:

Wmax

图2　“T”字型缝示意图

(5)(6)

Wmax15

水平缝部分半径公式:

1.基本假设

各种基本假设条件如下:①地层均质且各向同性;②裂缝高度是给定的常数,并受储层上下岩层控制;③地层岩石变形为线弹性应变,储层与上下岩层之间产生相互滑移,裂缝剖面是矩形;④复杂裂缝系统为“T”型缝,并且水平部分半径与垂直部分半长相一致;⑤流体在缝中作一维的层流流动;⑥垂直剖面上,流体压力为常数,泵注排量保持恒定。　　2.数学模型

(1)压裂液的综合滤失系数(C)　　综合滤失系数的基本公式为[3]:

C=

R=

22

π30C

(4Wmax+15Sp)

α-1+eerfc(R)

2αR

2

(7)

其中:αR=

。

4Wmax+15Sp

“T”字型裂缝系统中:Q=QV+QH;L=R。　　支撑缝长公式:

12

Xf=

-VFq

HW

(8)

支撑缝宽:

(1)

Wf=W-Wemb-Wspa

C1

+

C2

+

C3

(9)

式(1)是针对均质、各向同性地层的,而这个假设对于煤层,显然是不适合的。煤层割理系统发育,各向异性强[4]。而各向异性的直接和最主要的结果

裂缝导流能力(FRCD)[5]:

2

FRCD=-0.0039pc-0.2681pc+76.764

(10)

裂缝的渗透率:

125

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开发及

开采　　　　　　　　　　　　　　天　然　气　工　业　　　　　　　　　　　　　　　　2006年12月

Kf=

Wf

(11)

压裂一般会出现多条裂缝共存的现象。计算结果显示,大施工排量可以得到比较理想的缝长、缝宽,可以保证裂缝系统有较高的导流能力及渗透率。　　(2)“T”字型裂缝所得到的水平部分以及垂直部分的缝长、缝宽,相比于同等压裂规模的水平或垂直裂缝系统的缝长、缝宽来说要小。说明“T”字型裂缝的压裂过程中,压裂液的滤失量大,压裂液被用做了水平缝、垂直缝两部分裂缝的扩展。　　(3)出现“T”字型裂缝的地层中,地层水平应力与垂直应力相差较小,水平缝部分与垂直缝部分的闭合压力基本相等,因此“T”型缝中水平缝和垂直缝的导流能力基本相同。由于两条裂缝的缝宽不同,因此缝内的添砂浓度不同,透率有一定的差别。

号,m/

;C1为受压裂液粘度控制

(3)施工参数计算

流体在管柱中的摩阻损失:

2pF=

D

(12)

计算地面最大井口压力:

pW=pB-pH+pF

(13)

计算施工所需功率(HHP):

(14)HHP=16.67pWQ

复杂裂缝系统的水平部分和垂直部分并不是相互独立的,而是相互制约的;水平裂缝的半径与垂直裂缝半长一致;总的施工排量被分别用做水平裂缝和垂直裂缝的扩展;水平裂缝和垂直裂缝的缝宽在裂缝的延伸方向上保持相等,在裂缝顶部闭合,是裂缝中的最大流动阻力区。

三、计算实例

利用上述模型,行计算设计的模拟软件,4.50m3/min,2203T”字型复杂裂缝:裂缝形状为“T”型缝;综合滤失系数为0.000136m/;水平部分支撑缝宽为0.00607m;垂直部分支撑缝宽为0.00730m;水平部分支撑半径为53.45m;垂直部分支撑半长为53.95m;水平部分裂缝渗透率为41.402μm2;垂直部分裂缝渗透率为35.200μm2;水平部分裂缝导流能力为25.133μm2 cm;垂直部分裂缝导流能力为25.713μm2 cm。水平部分裂缝支撑半径长度(53.45m)和垂直裂缝部分支撑半长(53.95m)与该井组其他被压裂井层利用地面电位测试的结果(51～73m)相近;对比水平部分裂缝渗透率(41.402μm2)和导流能力(25.13μm2 cm)与水平部分裂缝渗透率(35.20μm2)和导流能力(25.71μm2 cm),可以看出前者有一定差异,后者基本相等。　　另外,在施工排量4.50m3/min和压裂液总量220m3相同、其他施工程序基本一致的的情况下,设计计算的单一水平缝支撑半径为69.90m,单一垂直缝支撑半长为112.13m,显然“T”字型裂缝所得到的水平部分以及垂直部分的缝长、缝宽,相比于同等压裂规模的单一水平、垂直裂缝系统的缝长、缝宽要小。

;C2为受地层流体压缩性控制的滤失系数;C3为

;Kx,Ky分别为水平方向渗透

μm2;μ为压裂液的地下黏度,MPa 率和垂直方向渗透率,

s;Q为施工排量,m3/min;QV为用于垂直缝扩展的排量,m3/min;QH为用于水平缝扩展的排量,m3/min;L为垂直缝单翼

缝长,m;R为水平缝半径,m;p为施工结束时裂缝内的平均

压力,Pa;W为平均缝宽,m;Wmax为井底最大缝宽,m;Sp为初始滤失量,m3/m2;VF为停泵时裂缝的体积,m3;VFq为泵完前置液后垂直裂缝单翼的体积,m3;Wf为修正缝宽,即支撑缝宽,mm;Wemb为由于嵌入引起的缝宽损失,mm;D为支撑剂直径,mm;Wsqa为由于破裂引起的缝宽损失,mm;FRCD为裂缝导流能力μ,m2 cm;pc为未闭合压力,MPa;ρf为压裂液密度,g/cm3;f为摩阻系数,无因次;pB为井底破裂压力,MPa;pH为井筒液柱压力,MPa;pF为管柱沿程摩阻损失,MPa;HHP为施工功率,kW;pW为地面压力,MPa。

参　考　文　献

[1]单学军,张士诚,李安启,等.煤层气井压裂裂缝扩展规律

分析[J].天然气工业,2005,25(1).[2]李文阳,王慎言,赵庆波.中国煤层气勘探与开发[M].徐

州:中国矿业大学出版社,2003:2292235.

[3]张琪.采油工程原理与设计[M].东营:石油大学出版社.

2000:2822285.

[4]吴晓东,王国强,李安启,等.煤层气井产能预测研究[J].

天然气工业,2004,24(8).

[5]温庆志,张士诚,王雷,等.支撑剂嵌入对裂缝长期导流能

力的影响研究[J].天然气工业,2005,25(5).

(修改回稿日期　2006207220　编辑　韩晓渝)

四、结　论

(1)煤层垂向应力与水平应力相差不大时,煤层 126

煤层气

　NATURALGASINDUSTRY,vol.26,no.12　　　　　　　　　　　December25,2006

engagedinresearchandteachingworksonoilreservoirengineeringgeologyandwelltestanalytictechniques.Add:Xi’anShiyouUniversity,No.18,Dianzi’erRoad,Xi’an,ShaanxiProvince,P.R.ChinaTel:86229288383694　　　E2mail:jn5000@

RESEARCHONOIL/GASPHASEBEHAVIOROFDEFORMABLEMEDIUMCONDENSATEGASRESER2VOIRS

QiZhilin1,SunLei2,WangShouping3,DuZhimin2,TangYong2(1ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SinopecZhongyuanOilfieldCompany;2StateKeyLaboratoryofOil&GasReservoirGeologyandExploitation SouthwestPetroleumUniversity;3SinopecZhongyuanOilfieldCompany).NATUR.

GASIND.v.26,no.12,pp.1212123,12/25/2006.(ISSN1000-0976;InChinese)

ABSTRACT:Duetofinegrainandsmallporesofreservoirrockofdeformablemediumcondensategasreserve,interfaceeffectisobvious.Meanwhile,reservoirdeformationduringpressuredropperiodofproductionissoevidentthatthephasebehaviordiffersfromconventionalcondensategasreservoir.Thepaperestablishestruedewpointpredictiondeformablemedi2umcondensatereservoirsystemandanti2condensatesaturationpredictionmodelforgasreservoirdeclinebyconsideringinterfaceeffectssuchasabsorption,capillarycoacervationdeformation.TheapplicationofthemodelsintheWellQ69predictingthedewpointand2oilindicatedthatinterfaceeffectsandreservoirdeformationwillsurelyleadtodewintensifyformationanti2condensationeffect,thuspredictedformationanti2condensateisvaluebyconventionalmodeling.Also,itshowsthetendencythatthelowerthedeformationeffectandthemoreobviousthein2creaseofanti2condensationwithgasreservoirs,itisconcludedthatasfordeformablemedi2umcondensate,phenomenaappearsmuchearlierduringproductiondepletionprocessandanti2condensationisseverer.

SUBJECTHEADING:deformation(geology),medium,condensateoil/gasfield,phase,behavior

QiZhilin,bornin1969,isstudyingforaPh.Ddegreenow,beingengagedinresearchofoilreservoirnumericalsimulationandoil/gasreservoirengineering.

Add:ExplorationandDevelopmentResearchInstitute,SinopecZhongyuanOilfieldCompany,ZhongyuanRoad,PuyangCity,HenanProvince457001,P.R.China

Tel:86239324823653　　　E2mail:qizhilin76@

THEMATHEMATICMODELRESEARCHOFCOMPLICATEDFRACTURESSYSTEMINCOALBEDMETHANEWELLS

WuXiaodong1,XiChangfeng1,WangGuoqiang2(1ChinaPetroleumUniversity Beijing;2ChinaUnitedCoalbedMethaneCo.,Ltd.).NATUR.GASIND.v.26,no.12,pp.1242126,12/25/2006.(ISSN1000-0976;InChinese)

ABSTRACT:Unlikeconventionalsandstonereservoirs,coalbedsandstonereservoirspossessloweranti2crushstrengthandarepronetobreakanddeformation.Whencoalbedisfractured,therearemanyhorizontalfracturesaswellasmanyverticalones,plicatedfracturesareformedbyintegratedeffectofcleatsystem,mechanicaldifferencesbetweencoalbedandupper(below)rockslate,coalbedstructuralstress,jamofcoalbedashandinter2facestrain.Whenverticalstressisequaltohorizontalstress,therewillbefractureslike"T"or"H"shape.Accordingtoform2ingmechanismof"T"or"H"fractures,amathematicmodelwasbuiltupandsoftwarewasdeveloped.ThemodelwasappliedonacoalbedgaswellinJincheng,ShanxiProvince.Theoutcomeofcomputationisconsistentwiththeactualelectricalloggingreading.Themodelisprovedtobeextremelypracticalforinstructingthefracturingprocessofcoalbedgaswells.SUBJECTHEADINGS:coalbedmethane,hydraulicfracturing,stress,fracturessystem,filterloss,model

WuXiaodong(professor),bornin1959,holdsaPh.Ddegreeandisadoctoraltutor.Hehaslongbeenengagedinteachingandresearchworksonexplorationanddevelopmentofoil/gasfieldandcoalbedmethaneinChina.

Add:Oil&NaturalGasEngineeringInstituteofChinaUniversityofPetroleum,ChangpingDistrict,Beijing102249,P.R.

/e/abstracts.asp　　　16　　

煤层气

　NATURALGASINDUSTRY,vol.26,no.12　　　　　　　　　　　December25,2006

China

Tel:86210289734626　　　E2mail:wuxd308@

PRESSUREDRAWDOWNANALYTICALSTUDYANDITSAPPLICATIONONFRACTURINGOFFRAC2TUREDRESERVOIRS

WangXingwen1,2,WangShize1,GuoJianchun2,ZhaoJinzhou2(1PetroleumEngineeringDesignandRe2searchInstituteofSinopecSouthwestBranchCompany;2SouthwestPetroleumUniversity).NATUR.

GASIND.v.26,no.12,pp.1272129,12/25/2006.(ISSN1000-0976;InChinese)

ABSTRACT:Theexistentpressuredrawdownanalysistechnologiesinterpretnothingbutlow2permeabilityandisotropreser2voirs,insteadofinterpretingpressuredeclineanalysisofnonisotropicfracturedreservoirwheretherearealotofnaturalfrac2ture.Toovercomethedeficiencyofthetraditionalpressuredrawdownanalysistechnologies,basedontheresearchresultsmadebythepredecessors,thispaperhasdevelopedandconsummatedthepressuredeclineanalysisandinterpretingtechnologyforfracturedreservoirs,andformednewpressuredrawdownanalysisinterpretationmethodandsoft2ware.Withthesoftware,thefracturepressuredeclineanalysisoffracturedreservoirscanbeverywell,andmeanwhilesomeimportantparametersonfracturingandreservoircanobtained,spurtlosscoeffi2cient,matchingpressure,shut2inpressure,closingtime,fracturingwidth,fluidefficiencyandsoon.Itisprovedbysomeexamplesthatandinthispaperarereliableandappli2cableinactualuse,whichcanhelpinterpretthoseofthefreservoirs.Thoseparametersobtainedareverysignificantinbothfracturingdesignandfconstruction.

SUBJECTHEADINGS:f,analyticmethod,mathematicalmodel,computersoftwareWangXingwen,,forPh.Ddegree.Heisnowengagedinresearchonoil/gasfieldEORandstimula2tiontechnology.

Add:PetroleumDesignandResearchInstituteofSinopecSouthwestBranchCompany,No.298,NorthLongquan2shanRoad,DeyangCity,SichuanProvince618000,P.R.ChinaCellphone:13708102851　　　E2mail:steven4321@

FOAMEDACIDACIDIZINGANDITSAPPLICATIONONGASWELLS

LiBinfei1,LiZhaomin1,XuYonghui1,LinRiyi1,WuXinrong2(1ChinaUniversityofPetroleum EastChina;2ProductionEngineering&TechnologyResearchInstitute,SinopecZhongyuanOilfieldCompany).

NATUR.GASIND.v.26,no.12,pp.1302132,12/25/2006.(ISSN1000-0976;InChinese)

ABSTRACT:Inconventionalacidizinginheterogeneousreservoirs,theremarkabledifferenceinacidintakeofdifferentpermea2bilityformationswillinfluencetheefficiencyofacidizing.Toresolvetheseproblems,thispaperdealswiththetechnologyoffoamedacidizing.Theanti2saltandanti2acidfoamerDY21+SJ28andfoamstabilizerKMS22wereselected,thentheirperform2anceunderdifferentfoamerconcentrationconditionwasevaluatedandtheproperconcentrationwasdetermined.Thereafterthediversionexperimentoffoamedacidthroughtheparallelcorewasconducted.Theresultsoftheexperimentindicatethatfoamedacidizingtechnologycanincreasetheacidintakeoflow2permeabilityformationandreducethatofhigh2permeabilityformations,keepingthebalanceoftheacidintakeofdifferentpermeabilityformationssoastoimprovetheacidizingeffect.ThetechnologywassuccessfullyappliedinZhongyuanoilfieldwithremarkableoutcomeincrease,andwaspopularizedasarecommendablea2cidizingtechnologyofgaswells.

SUBJECTHEADINGS:foamedacid,stimulationmeasures,acidizing,diversionflow,heterogeneousreservoirLiBinfei,bornin1978,isstudyingforaPh.DdegreeinChinaUniversityofPetroleum.

Add:CollegeofPetroleumEngineering,ChinaUniversityofPetroleum EastChina,DongyingCity,ShandongProvince257061,P.R.China

Tel:86254628391351　　　E2mail:upcflying@

17　　　/e/abstracts.asp

本文来源：https://www.bwwdw.com/article/n1y4.html