压裂施工参数

压裂施工参数（精选八篇）

压裂施工参数 篇1

关键词：体积压裂,低渗透油藏,直井,压裂施工参数,压裂效果,优化

特低渗透油藏要实现商业化开发, 需要采用压裂技术对储层进行改造。在低孔、低渗、低压等特定条件下, 由于储集层基质向裂缝供液能力差, 常规压裂技术仅靠单一压裂主缝很难取得预期的增产效果, “体积压裂”的提出具有深刻意义[1]。国外对于体积压裂的研究起步较早, 储层改造的主体技术[2]通过水平井套管完井、分段多簇射孔、快速可钻式桥塞、滑溜水多段压裂实现;国内也对体积压裂开展初步研究, 部分特低、超低渗透区块已经成功实现了体积压裂技术对储集层的改造。但是, 国内外通常利用水平井进行体积压裂, 对于直井体积压裂的实践较少;而且在体积压裂工艺参数优化方面, 尚处于研究阶段, 没有较为成熟的方法可以借鉴[3]。本文针对长8储层直井体积压裂的特点, 利用体积压裂模拟软件Meyer进行体积压裂工艺参数优化, 得到合理的优化结果, 为直井体积压裂工艺参数优化提供一套可行方法。

1 长8储层地质特征

长庆油田三叠系长8储层类型单一, 构造平缓, 油层埋深2 100~2 300 m, 储层岩性致密, 颗粒分选较好, 垂直半闭短缝较发育;从储层基本物性分析, 储层平均孔隙度为11.3%, 平均渗透率为1.4×10-3μm2, 属于低孔低渗储层;根据地层流体性质分析, 地层原油性质较好, 具有低密度、低黏度的特点, 地层水水型为Ca Cl2型, p H值为7.5, 呈弱碱性;根据储层敏感性评价, 储层为弱水敏-强水敏, 速敏、盐敏、酸敏、碱敏均较弱。鉴于长8储层低孔、低渗、天然裂缝发育的储层条件, 常规压裂技术难以取得预期增产效果, 因此提出“体积压裂”进行增产改造。

2 长8储层体积压裂概述

体积压裂是在水力压裂过程中, 通过主裂缝上形成多条分支缝或沟通天然裂缝[4,5], 形成不同于常规压裂的复杂裂缝网络, 从而增加井筒与储集层接触面积、改善储集层渗流特征及整体渗流能力[6], 最终提高压裂增产效果和增产有效期的压裂方式。

体积压裂的关键在于形成复杂裂缝网络来达到改善储层整体渗流能力的目的, 能否形成复杂裂缝网络, 取决于地质和压裂施工工艺两方面因素。从地质因素分析, 高强度的岩石地层, 即脆性高的地层更适合体积压裂。岩石矿物成分与缝网形成的难易指数通常用脆性指数来表示, 对于长8储层, 结合岩石力学参数的实验分析, 采用Rickman[7]提出的通过杨氏模量和泊松比计算脆性指数的方法, 计算脆性指数, 得到长8砂岩储层脆性指数平均为39.03, 属于中等脆性偏脆性, 适合进行体积压裂。其中, 脆性指数计算公式如下:

式 (3) 中, YM_C为岩石静态杨氏模量, 104MPa;PR_C为岩石静态泊松比;BRIT为岩石脆性。

从压裂施工工艺方面分析, 长8储层在现场进行开发时, 按照“体积压裂”的思路, 即采用“低黏度压裂液+高排量+大液量+低砂比”技术, 通过不同液体类型, 多段塞注入, 达到形成复杂缝网系统、增加改造体积的目的, 从常规压裂形成裂缝“面”向“体”的压裂特点转变, 如图1所示。

3 体积压裂模型建立

研究区块于2013年进行体积压裂的井有8口, 根据对它们开发效果统计结果, 以增产效果显著的井A的实际压裂施工情况, 建立体积压裂模型。

为进一步认识体积压裂裂缝扩展形态, 现场开展了井下微地震裂缝监测。图2为井A微地震监测结果图, 根据微地震监测结果, 体积压裂与常规压裂相比, 带宽和改造体积明显增大, 进一步分析裂缝形态, 仍然有较强的主裂缝特征, 因而, 分析该区直井体积压裂所形成的裂缝形态是以主缝为主、天然裂缝开启和交错为辅的缝网形式, 定量计算体积缝网的空间形态为:西翼缝长172 m, 东翼缝长220 m, 北翼带宽90 m, 南翼带宽87 m, 改造体积228.8×104m3。

利用Meyer软件使用的线网模型[8,9]计算体积压裂裂缝扩展, 得到缝网模拟结果如图3和图4所示。图3为体积压裂缝网平面图, 由图3, 模拟缝网空间形态为:改造体积长轴半长205 m, 短轴半长92m, 改造体积233×104m3;数值模拟拟合的改造体积长轴总长、短轴总长以及改造体积与实际是误差分别为4.6%、4.0%、1.8%, 模拟结果和实际施工结果基本吻合。图4为应力-缝宽剖面及支撑剂剖面分布图, 图中显示缝网长半轴端部支撑剂并未支撑完全, 尚有优化和调整的空间。施工参数优化以此模型为基础进行研究。

4 体积压裂施工参数优化

体积压裂和常规压裂所需施工条件不同, 区别主要有以下三点: (1) 大排量:体积压裂相比常规压裂排量要大, 对于水平井体积压裂, 通常排量要大于10 m3/min, 对于直井尚无界定; (2) 大液量:体积压裂单井用液量达到几千方; (3) 低黏度:国内常用的体积压裂所用压裂液多为滑溜水, 常规配方为“清水+表面活性剂+黏土稳定剂+减阻剂”。

研究区采用菱形反九点井网, 井排距为300 m×150 m, 油藏数值模拟结果表明, 角井的合理体积压裂缝网长宽比为2∶1~2.5∶1, 边井合理体积压裂缝网长宽比为2.5∶1~3∶1, 主缝合理导流能力为25~35μm2·cm;以数值模拟结果为目标, 以井A的模拟结果为基础, 研究各施工参数变化的情况下对缝网扩展形态产生的影响, 获得最佳的施工参数, 指导研究区其他井的压裂施工。

4.1 前置液比例优化

前置液的主要作用是破裂地层并造出具有一定几何尺寸的裂缝, 以备后续的携砂液进入。同时在温度较高的地层中, 其还起到降温的作用, 来保证携砂液具有较高的黏度。在压裂过程中, 前置液量确定施工过程中所能获得的裂缝长度, 故而前置液对造出所需的缝长来说是很关键的;并且前置液还要使得裂缝保持一定的张开宽度, 使后续支撑剂能够顺利进入。但是值得一提的是, 前置液的注入会对储层的性质造成一定的伤害。因此, 在压裂设计中, 前置液的百分比是一个重要的施工参数, 它对裂缝形态以及压裂改造效果有直接的影响作用, 甚至决定压裂施工的成败。分别设计计算当前置液百分比为10%、15%、20%、25%及30%的情况下压裂形成的裂缝形态, 对其进行分析。裂缝形态计算结果如图5所示, 以下均以缝半长表示改造体积长轴半长。

从图5可知, 随着前置液百分比的增加, 裂缝长度增加, 缝网体积增加;前期二者增加的幅度均较大, 分别为13%和80%, 而当前置液百分比大于15%时, 缝网体积及裂缝长度的增幅变缓。因此, 前置液的百分比值并不是越大越好, 在该储层及压裂条件下, 存在一个最优值, 最优的前置液百分比为15%~20%。

4.2 排量优化

为了分析排量对于压裂缝网形态的影响, 取前置液百分比为20%, 分析排量分别为4、6、8、10 m3/min时, 产生的缝网形态, 如图6所示。

根据图6所得的计算结果分析得:随着排量的增加, 裂缝长度以及缝网体积的值呈不断增大的趋势, 但是当排量大于8 m3/min后, 缝长增幅降低。综合考虑, 当排量介于6~8 m3/min时, 缝半长增幅变缓, 选择最优的排量为6~8 m3/min。

4.3 砂比优化

体积压裂所需要的支撑剂粒径较低, 这是因为压裂液的黏度较低, 若支撑剂粒径太大则会引起压裂液无法有效携带。但是为了使压后裂缝具有较高的导流能力, 一般在压裂后期尾随一定量的大粒径支撑剂。根据现场实际情况, 取压裂液液量一定, 前置液百分比确定, 前期使用占总支撑剂量30%的40/70目支撑剂, 后期尾随占总支撑剂量70%的20/40目支撑剂。分别取平均砂比为3%、6%、9%、12%及15%进行压裂设计, 图7为裂缝半长和缝网体积与平均砂比的变化关系。

由图7可知, 随着平均砂比的增加, 裂缝缝长及缝网体积呈现先增大后降低的趋势, 裂缝长度和缝网体积在砂比12%时达到最大, 分别为240 m和250×104m3。究其原因, 随着砂比的增加, 裂缝内砂子增多, 但是前置液确定的情况下其所造缝的体积是确定的, 所以裂缝中无法进入更多的砂子, 从而导致出现这种趋势。因此, 综合各方面的因素考虑, 最优平均砂比范围是11%~13%。

5 现场应用

根据第四部分优化结果, 对研究储层其他井进行体积压裂试验, 2013年在2012年试验的基础上, 优选同为长8储层的5口井开展混合水压裂试验, 5口井平均单井油层厚度17.9 m, 地层压力17.0MPa, 压力保持水平97.5%, 平均采出程度4.08%, 单井日产油1.15t, 平均含水10.3%。五口井单井平均加砂60 m3, 施工排量6~8 m3/min, 平均砂比12.4%, 平均入地液量570 m3。表1为体积压裂增产措施前后产能对比, 由表可以看出, 体积压裂实施有效率100%, 日増油14.87 t, 平均单井日増油2.97 t, 全部达到増油目标, 阶段累计増油1 263 t, 措施后増油效果显著。

6 结论

(1) 利用体积压裂软件Meyer建立混合水体积压裂模型, 结合微地震监测结果解释改造体积、缝网长度、带宽等参数。

(2) 确定研究区体积压裂合理前置液比例在15%~20%, 合理施工排量6~8 m3/min, 合理砂比为11%~13%。

(3) 将优化结果应用到目标储层其他井, 进行体积压裂试验, 体积压裂实施有效率100%, 且全部达到増油目标, 措施后増油效果显著, 对研究区块未来体积压裂井施工参数的选择有一定的指导意义。

参考文献

[1] 王文东, 赵广渊, 苏玉亮, 等.致密油藏体积压裂技术应用.新疆石油地质, 2013;34 (3) :345—348Wang Wendong, Zhao Guangyuan, Su Yuliang, et al.Application of network fracturing technology to tight oil reservoirs.Xinjiang Petroleum Geology, 2013;34 (3) :345—348

[2] 吴奇, 胥云, 刘玉章, 等.美国页岩气体积改造技术现状对我国的启示.石油钻采工艺, 2011;33 (2) :1—7Wu Qi, Xu Yun, Liu Yuzhang, et al.The current situation of stimulated reservoir volume for shale in u.s.and its inspiration to China.Oil Drilling and Production Technology, 2011;33 (2) :1—7

[3] 李宪文, 张矿生, 樊凤玲, 等.鄂尔多斯盆地低压致密油层体积压裂探索研究及试验.石油天然气学报, 2013;35 (3) :142—146Li Xianwen, Zhang Kuangsheng, Fan Fengling, et al.Study and experiment on volumetric fracturing in low pressure tight formation of ordos basin.Journal of Oil and Gas Technology, 2013;35 (3) :142 —146

[4] Chacon A, Tiab D.Effects of stress on fracture properties of naturally fractured reservoirs.SPE 107418, 2007.

[5] Potluri N, Zhu D, Hill A D.Effects of natural fracture on hydraulic fracture propagation.SPE 94568, 2005

[6] 雷群, 胥云, 蒋廷学, 等.用于提高低-特低渗透油气藏改造效果的缝网压裂技术.石油学报, 2009;30 (2) :237—241Lei Qu, Xu Yun, Jiang Tingxue, et al."Fracture network"fracturing technique for improving post-fracturing performance of low and wtralow permeability reservions.Acta Petrolei Sinica, 2009;30 (2) :237 —241

[7] Rickman R, Mullen M, Petre E, et al.A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization:all shale are not clones of the barnett shale.SPE 115258, 2009

[8] Xu Wenyue, Thiercelin M, Walton I, et al.Characterization of hydraulically-induced shale fracture network using an analytical/semianaly-tical model.SPE 124697, 2009

煤层气实施体积压裂施工 篇2

首次在煤层气领域引入“整体压裂”

为实施多种压裂工艺有重要意义

中国石油网消息（通讯员朱丽静 秦利峰）12月13日，华北油田煤层气分公司首次实施的体积压裂施工在郑村区块完成。郑村98、郑村99和郑村105三口井压裂和裂缝监测施工一次完成，施工总液量2300立方米，加沙120立方米。压裂是提高煤层气井开发效果的重要环节，研究煤层气井压裂适用性工艺对煤层气井的高效开发具有重要意义。体积压裂常用于页岩气开发，通过压裂手段改造基本地层条件，从而高产煤层气。

此次压裂施工中，技术人员注重压裂工艺动态分析，强化压裂效果，首次把“整体压裂”理念引入煤层气压裂领域，从井号筛选、施工设计编制和现场组织施工上都进行了精心部署，确保压裂一次成功。本次整体压裂施工是对煤层气井压裂工艺的一次探索与尝试，对今后煤层气井压裂施工工艺的改进及优化具有重要指导意义。

东方物探华北经理部亮剑煤层气三维地震勘探

中国石油网消息（特约记者孙红燕 通讯员郭双）11月初，东方物探华北经理部完成了山西沁水盆地煤层气田郑庄区块三维勘探项目点试验钻井及微测井工作，标志着国内煤层气三维勘探进入实质阶段。

由于煤层气勘探与常规的找油找气存在很大的差异，受装备、技术、地质等条件的限制，国内煤层气勘探一直停留在二维采集上。为了打破煤层气勘探的沉寂局面，华北油田首次在山西沁水盆地郑庄区块部署了100平方公里煤层气三维地震勘探任务。

压裂施工参数 篇3

1 对井底压力进行求取的方法

由于常规的方法耗时耗力, 且成本较高, 需要一种简单方便、价格低廉、结果可靠的方法来计算储层岩石力学参数。尤其是在当前, 压裂主要面对的是比较难开采的一些矿藏, 由于这部分矿藏开采难度大, 经济效益低, 因此对各种资料的录取中不可能花费过多的经费, 这其中就包含岩石力学资料。所以, 怎样从压裂施工本身来提取有效的信息, 反应出储层岩石力学的特点, 是科研人员需要解决的难题。基于地面压裂

施工及瞬时停泵压力资料, 对岩石力学参数求取的方法进行初步探索。经过实践证明, 该方法对于压裂设计水平的提高以及开采低渗难采储量方面的经济效益的提高都有显著的效果。

进行井底压力求取的时候, 首先要对井底施工压力大小进行正确的确定, 保证了对裂缝延伸发展以及储层特点的分析与评估。而在实际施工中, 由于影响因素较多, 在部分情况下, 很难得到井底压力, 只能获取井口的压裂施工压力。所以, 只能通过井口压力对井底压力进行推算, 其本质就是研究纯携砂液摩阻与混砂浆摩阻之间的相互关系。蒋廷学对这一问题进行了深入的研究, 其根据安徽吴庄油田现场压裂施工资料, 求出了无因次换砂浆密度与混砂浆摩阻间的定量关系, 对混砂浆的密度主要有施工砂液比的大小来求取, 然后分段求出井底混砂浆摩阻。根据分段计算结果, 就能够从井口压力逐步求出井底施工压力, 为裂缝延伸状况的分析提供依据, 涉及到的主要关系式有:

井底压力与井口压力关系:表示井底压力, MPa;表示井口压力, MPa;表示静液柱压力, MPa;表示油管摩阻, MPa) 。

无因次摩阻:

(r (35) p表示无因次摩阻, MPa;表示混砂浆井筒摩阻, MPa;表示纯携砂液井筒摩阻, MPa) 。

无因次密度:

表示混砂浆无因次密度, kg/m3;表示混砂浆密度, kg/m3;表示纯砂浆液密度, kg/m3) 。

混砂浆密度计算公式:

(SOR表示压裂施工砂液比;表示支撑剂的体积密度, kg/m3;表示支撑剂的视密度, kg/m3) 。

无因次混砂浆密度与无因次混砂浆摩阻之间的关系:

施工现场如果不能在前置液端进行停泵, 那么可以根据以下公式计算出纯压裂液在油管中的近似摩阻:

(f表示无因次摩阻系数;v表示压裂液在油管中的流速, m/s;d表示压裂管内径, m;lp表示压力管的长度, m) 。

(n'表示无因次压裂液流态指数;k'表示压裂液稠度系数, ;g表示重力加速度, m·s-2) 。

此外, Hannah R R等人认为纯压裂液摩阻与混砂浆摩阻之间的关系为:

(φ表示混砂浆中支撑剂的颗粒体积所占据的体积分数比) 。

在实际操作过程中, 井筒不同段的混砂浆液比是不同的, 所以, 要按照施工泵注程度分段进行计算, 为了能够使计算更为方便, 可以每间隔一分钟计算一个点。如果压力转换比较快, 可以降低计算时间间隔, 从而可以反映出真实的压力变化状态。

2 储层岩石力学参数及裂缝模型

根据井底压力可以对裂缝的发展态势进行判断, 通常按着施工时间的发展, PKN模型的井底压力也会小幅度的增长, 而KGD模型的井底压力则略微有所降低。进行压力施工时, 井底压力增长的状态是不同的, 如图1所示。I段井底压力升高, 表明缝高受到限制, 与PKN裂缝特征相符;II段压力基本稳定, 表明裂缝张开, 是裂缝快速延伸的征兆;III段压力上升迅速, 表明裂缝已经堵砂;IV段压力降低比较快, 表明裂缝高度增长不稳定, 与KGD裂缝特征相符。

2.1 PKN裂缝模型

任意时间t时的裂缝半长L (t) 可以表示为:

(x表示沿缝长任意位置距离井点的距离, m;表示误差余函数;表示综合滤失系数, m/min0.5;H表示裂缝高度, m;t表示任意压裂施工时间, min;SP表示压裂液初滤失, m3/m2) 。

造缝宽度:

(LP表示压裂施工后造缝半长, m) 。

缝宽:

(w (0, t) 表示缝宽;Q表示压裂泵注排量, m3/min;v表示无因次泊松比;G表示剪切模量, Pa;μ表示压裂液冻胶年度, Pa·s) 。

杨氏模量E与剪切模量G的关系:E (28) G2 (1 (10) v) (E表示岩石杨氏模量, MPa) 。

平均缝宽:表示平均缝宽) 。

平均缝宽方程:

式中,

表示时间t缝壁处底层的最小水平主应力, MPa;表示任意时间内井底施工压力, MPa;E'表示平面应变模量, MPa。

为了对闭合压力进行确定, 可以在前置液段处瞬时进行停泵, 这个时候裂缝处于初期延伸阶段, 宽度比较小, 可以近似的看做是井底压力, 也就是地层的闭合压力:

表示前置液在时间段t0处所获取的裂缝闭合压力, MPa;pH表示井筒静液柱压力, MPa;ISIP (t0) 表示前置液在时间段t0处的停泵压力, MPa;表示上覆地层压力, MPa;表示Biot弹性系数;ps表示当前孔隙压力, MPa) 。

根据闭合压力与泊松比的关系可以反求出泊松比。前置液停泵时, 所测到的闭合压力只能代表裂缝刚开始起裂时的值。随着注入的增多, 压裂液因为不断的虑失, 那么沿着裂缝壁附近的孔隙压力会不断增大, 这就使得闭合压力也不断增大。

虑失系数和不同时间停泵压力的关系:

上式中, ISIP (t) 表示压裂施工中任意时间处停泵压力, MPa;C'与C"分别表示两种模型下的裂缝几何形状的系数, 在KGD模型中, C'=0.1903, C"=0.46767, 在PKN模型中, C'=0.20233, C"=0.47850。

所以根据上式可以求出压裂施工中任意时间段的泊松比。具体求解杨氏模量时, 先假设一值, 根据假设条件, 可以求出裂缝半长L (t) 与造缝宽度。

2.2 KGD裂缝模型

造缝半长L (t) 在任意时间内的值:

任意时间任意位置的造缝宽度:

式中,

具体解法和PKN模型类似。

结语

根据以上分析, 可以得到以下结论, 首先, 根据地面压裂施工中井口压力资料以及前置液阶段的瞬时停泵压力资料, 可以求取储层岩石力学参数, 这是一种计算岩石力学参数的新方法。其本质是就是动态的掌握井底压力变化的曲线, 根据曲线对裂缝的扩展形态进行判断, 从而选择合适的裂缝扩展模型, 建立起井底压力与岩石力学性质的关系式, 求出岩石力学参数。其次, 根据储层的物性及岩性分析, 其性质不可能是均质的, 所以, 储层岩石力学参数也会呈现出一定的变化规律。当然, 如果岩石非均质变化比较弱, 所模拟出的岩石力学参数变化幅度也就会很小。经过用该方法计算岩石力学参数的结果与岩芯室内三轴测试结果进行对比发现, 两种方法所得结果基本一致, 由此可见, 本文所讨论的方法基本是可靠的。再次, 本文在计算方法方面, 不但可以用于压裂实时分析, 同时也可以用于评估分析压后状态。从而为获取压裂资料进行储层岩石力学参数的计算提供更为牢固的依据。最后, 在条件允许的情况下, 可以建立井底压力与三维裂缝扩展模型基础上的岩石力学参数关联式, 使获得的岩石力学参数结果更加的准确, 与实际相符。

摘要：本研究利用泊松比确定最小水平主应力的计算公式, 得到最小主应力发展曲线。经过相关计算方法的验证, 这种计算储层岩石力学参数的新方法简单方便, 计算结果准确可靠, 在现场施工中有推广使用的价值。不但能够对压裂进行实时的分析, 并且能够用于压后的评估分析中, 因此这种方法对于提升压裂设计水平具有重要意义。

关键词：地面压裂施工,岩石力学参数,压裂设计,净压力,瞬时停泵

参考文献

[1]郭建春, 刘登峰, 宋艾玲.用地面压裂施工资料求取煤岩岩石力学参数的新方法[J].煤炭学报, 2012 (28) .

[2]刘登峰, 李文洪.利用压裂施工数据反演煤层岩石力学参数[J].西部探矿工程, 2011 (15) .

压裂施工参数 篇4

压裂参数监测是油井采油的主要环节, 参数监测是否及时准确直接关系到施工安全和工程进度。

在我国油田大多数采油工作抽油机分散, 工人巡井就存在着数据采集不及时, 事故状态无法及时报警和控制等问题。目前, 油田远程监控系统已摆脱了传统的监控模式, 但仍存在一定问题, 诸如国内油井远程监控系统的参与厂商多, 产品性能差异大, 拓扑性不高等。大多数产品都都属于试验性产品。个别规模推广的厂家也存在一定问题, 主要有:油井压裂参数采集设备的可靠性、实时性、抗干扰性、可维护性差;压裂数据开放性不够、设备的兼容性和扩展性不好;采集系统的价格偏高, 制约了采集系统的推广应用和油井压裂作业效率的提高。此外, 系统远程监控的自动化程度和故障诊断的及时性也有待提高。

油井作业的迫切需求是对于压裂参数的实时监测和对故障的准确判断并及时做出处理, 使管理人员不必深入现场就可以随时准确地获得所需的数据并进行统计分析和设备控制, 提高生产效益和管理水平。

1.监测系统工作原理

压裂参数采集监测及网络调度系统框图如图1所示。

终端压裂参数采集模块中的流量传感设备、压力传感设备和绞龙传感设备分别采集流量、压力和砂比, 经所述数据转换传输装置转换为对应的微弱电流信号, 经F/V变换、放大和量化编码, 通过所述RS232通信传输模块, 送入以Mcs-51单片机为核心的中央处理系统;中央处理系统的算法模块采用限幅滤波法和中值滤波, 采集到的测量数据自动保存, 通过所述中央处理系统实现采集到的测量数据的分析整理, 回送控制信号给终端压裂装置控制模块, 并通过报警模块判断压力和流量是否超限, 所述终端压裂装置控制模块中的压力控制装置和流量控制装置实现压力控制和流量控制。

2.监测系统软件设计

(1) 网络调度原理

网络控制系统由传感器、控制器、执行器等分布对象以及无关网络节点组成。分布对象通过通信网络进行信息交互。本采集系统的网络上位机CPU由多个控制器共享, 采集到的信号由各自的控制器进行实时计算变换后在分站通讯设备上形成网络上的非周期信息流。网络调度控制系统的CPU充当多个回路的控制器。通信时延主要包括数据包产生时延、排队时延、网络传输时延和发送时延。产生时延、网络传输时延和发送时延的波动范围较小, 排队时延成为影响时延抖动的关键因素。所以对共享上位机CPU的网络上的分站通讯设备即多控制回路分别运用相应的调度策略会直接改变通信时延的大小, 从而影响到网络控制系统的性能。

(2) 网络调度建模方法

本监测系统建模主要考虑多个控制任务共享一个上位机CPU的情况下, 如何合理设置处理器执行个控制任务的先后次序, 以期最大限度地满足压裂参数监测的远程性和实时性。通讯流模型采用优先选取结构。优先选取结构是指不同的分布对象发生冲突的情况下, 多个分布对象之间相互排斥, 不可以同时执行。在此情况下选取优先需要处理的任务去执行。本研究采用了加权公平排队的队列管理策略。该策略示意图如图2所示。

其中a1, a2, …an为分站主机数据, W1, W2, …Wn为各分站加权系数。

(3) 软件的设计

通讯程序是软件设计的关键。

上位机软件使用VB语言编制, 通过串行通讯控件Ms Comm实现上位机分站处理设备与数据转换传输装置之间的通讯。对Ms Comm控件编程实现数据发送和接收。主要代码如下:

监测程序运行, 进入压裂参数数据采集监控界面, 点击开始按钮监控工作开始进行。采集到的压力、流量和砂比数据实时显示在监控界面, 同时后台保存监测数据到数据库。

3.仿真结果

通过对人机交互窗口的操作, 实现了数据记录、实时显示施工曲线, 存储数据、回放曲线、打印报表的功能。实践证明, 该系统运行良好。数据库模块将监测系统的实时数据、人工输入的数据等信息, 包括流程作业实时数据、设备故障信息等进行分析、归纳、整理、优化等二次加工, 并制成事实和历史数据库记忆存储。系统保证了油井压裂作业生产的安全、稳定、高效。

4.结束语

油井作业的迫切需求是对于压裂参数的实时监测和对故障的准确判断并及时做出处理, 使管理人员不必深入现场就可以随时准确地获得所需的数据并进行统计分析和设备控制, 提高生产效益和管理水平。本研究正是解决了上述问题, 通过监测系统的实时监测压力、流量、砂比数据、人工输入的加砂加压控制信号等信息, 包括流程作业实时压力、排量数据超限信息数据的分析、归纳、整理、优化等二次加工, 并制成实时和历史数据库记忆存储。实现了的压裂作业的实时、远程和报警功能, 和实时压力、流量、砂比实时显示曲线, 施工数据实时打印, 以及施工结束后完成对施工报告参数, 施工设计参数, 施工纪录数据曲线和施工报表的打印, 便于指挥压裂施工作业, 极大地实现了油田的高产稳产。

气藏压裂水平井裂缝参数优化分析 篇5

关键词：水平井,裂缝,导流能力,产能

我国有很多低渗透气藏,其特点为渗透率低、渗流阻力大、连通性差,利用水平井开发低渗透气藏往往达不到所预期的开发效果。为了提高产量和最终采收率,改善其开采的经济效益,常采用水力压裂产生多条裂缝,增大泄油气面积,提高纵向和水平方向的扫油气范围。由于储层渗透率低,压裂水平井不稳定流动的时间要明显长于常规气层中的不稳定流动时间。虽然很多学者对压裂水平井进行了研究,但研究的内容往往是假设油气藏内的流动是稳态的[1—3],没有考虑时间对水平井产量的影响;对裂缝参数的优化问题研究较多的是裂缝条数、裂缝间距、裂缝长度及各个裂缝内的流量等参数的优化[4—8],对于裂缝条数与水平井长度的匹配关系及裂缝导流优化考虑较少。本文针对压裂水平井的研究现状,综合考虑水平井长度、井筒摩擦阻力、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距等影响因素,建立水平井及裂缝耦合的数学模型,应用Green函数和Newman积原理,推导出压裂水平井不稳定渗流下的产能公式。分析了裂缝导流能力对压裂水平井产能的影响,给出了不同裂缝条数下对应的水平井最优长度。

1 理论基础

1.1 压裂水平井数学模型

假设气藏上下均为不渗透边界,水平渗透率为Kh,垂直渗透率为Kv,地层厚度为h,在气藏中钻一口水平井,并对该水平井进行压裂,裂缝完全贯穿油层(二维裂缝),裂缝条数为N。考虑水平井筒内的压降损失,认为裂缝和水平井的交汇处产生压降,并可用表皮系数来表示。假设压裂水平井流量一定,每个裂缝内的流量各不相同。图1为压裂水平井的物理模型示意图,假设裂缝不均匀分布,裂缝间距如图1所示(设N=5)。压裂后第i条裂缝半长为xfi,裂缝宽度为wfi,裂缝渗透率为Kfi,裂缝导流能力Fi=Kfiwfi。

均质各向同性多孔介质中微可压缩流体的不稳渗流的偏微分控制方程为:

定义无因次变量:;T为温度,K;Kh为水平渗透率,m 2;Kv为垂向平渗透率,m 2;Ct为综合压缩系数,Pa-1;h为储层有效厚度,m;Υ为孔隙度;μ为气体黏度,Pa·s;t为时间,s;pi为原始地层压力,Pa;pfi为第i条裂缝与水平井横断处的压力,Pa;Δpfwi是裂缝压力pfi与井底压力pw的差,Pa;xfi为i条裂缝半长,m;qfi为第i条裂缝的流量,m 3/s;QT为压裂水平井总流量,m 3/s。

1.2 水平井井筒压降模型

气体从地层流入裂缝,然后沿裂缝流入水平井筒的过程中,由于壁面摩擦和流体汇流的影响,存在一定的压力损失,如图2所示。由动量定理可知,井筒内压降损失主要包括摩擦压降和加速度压降,可得每段的压降为:

第j段井筒内的流量为:

对式(5)无量纲化得:

式(7)中,fj为第j个水平段的摩擦系数;Z为偏差因子;qgj为气藏流入j个水平段的流量,m 3/s;rw为井半径,m;R为气体常数,Pa·m 3/(mol·K);Mair为气体相对分子量,kg/mol;γg为相对密度;下标sc表示地面状况。

1.3 耦合模型的求解

裂缝内压力(pf)则根据裂缝的位置不同而不同,第i条裂缝压力与井底压力之差可近似表示为:

当用无量纲量表示时,裂缝与井底的压力差可用表皮效应来表示,即:

通过Green函数、Newman积原理及叠加原理,无限大地层中任意点的压力降可由每条裂缝在该点处产生的压力降之和来表示,可得到地层中任意点的真实压降的无量纲表达式

假设第j条裂缝的无量纲坐标为(xfjD,yfjD),则将坐标值代入公式(9)即可得到该裂缝与水平井横断处的无量纲压力:

将公式(7)、式(8)和式(10)联立可得:

将公式(8)、式(11)及式(12)联立即可求解出任意时间每条裂缝的流量分布和水平井筒的流量分布,进而求出压裂水平井的产量。

2 影响因素分析

某油田深层气藏一口压裂水平井(平A井),裂缝和水平井参数如下:气层厚度为53m,气体相对密度为0.76g/cm 3,水平渗透率为0.21×10-15m 2,垂向渗透率为:0.42×10-15m 2,原始地层压力为41.72×106Pa,生产压差为10×106MPa,井筒半径为0.067 6m,孔隙度为0.062,井筒粗糙度为0.000 5,压缩因子为1.155,气层温度为429.5T,气体黏度为2.1×10-5Pa·s,压裂水平井长度为800m,裂缝半长为150m,根据以上模型及求解方法,编制程序进行实例计算。

2.1 裂缝导流能力对产量的影响

图3为不同生产时间下裂缝导流能力对压裂水平井产能的影响。从图中可以看出,气井的产能随着生产时间的增加而降低,在生产早期产量下降很快,流动处于非稳态阶段。随着时间的增加,产量随时间的变化量很小,流量趋向于一个定值,这时流动达到拟稳态阶段。

图4为不同裂缝条数下裂缝导流能力对压裂水平井产能的影响。由图4可见,裂缝条数不同时,裂缝导流能力越大,压裂水平井产能越高,但是当导流能力增加到一定程度后(大于60mD·m),产能增加的幅度开始逐渐变小,因此对于平A井最优的裂缝导流能力为60mD·m。由图4还可以看出,气井的产能随着裂缝条数的增加而增加,但增加的幅度逐渐减小,因此对于已知裂缝水平井长度和裂缝导流能力下压裂水平井存在一个最优的裂缝条数。

2.2 裂缝条数及压裂水平井长度对产能的影响

图5为裂缝半长、裂缝导流能力一定的条件下绘制的(F=60mD·m,xf=150m)不同裂缝条数下的水平井长度对产能的影响,以4条裂缝为例,压裂水平井的产能随水平井长度的增加而增加,但随水平井长度的增加,产量增加的幅度逐步下降,并不是越长越好。在水平井长度较短时,裂缝之间的间距较小,各裂缝之间相互干扰严重致使产能较低,随着水平井长度的增加,裂缝之间的间距增大,裂缝之间干扰程度降低,使气井的产量增加。当水平井长度超过某一值时,气井的产量不再随水平井长度的增加而增大,产量趋于稳定值。定义当气井的产量达到最大产量的80%时所对应的长度为压裂水平井的最优长度。图5中的圆点即为不同裂缝条数下的最优产量,当裂缝条数为4条时对应的压裂水平井的最优长度为785m。将裂缝条数与最优长度绘制在直角坐标图上得到如图6所示的裂缝条数与最优压裂水平井长度的匹配关系曲线,对于裂缝条数已知,压裂水平井长度存在一个最优值;对于水平井长度已知,则存在最优的裂缝条数;裂缝条数与水平井长度之间存在最优的匹配关系。平A井水平段长度为800m,由图6可知平A井的最优裂缝条数为4条。

3 结论

(1)综合考虑水平井长度、井筒摩擦阻力、裂缝条数、裂缝长度、裂缝导流能力、裂缝间距等影响因素,建立水平井及裂缝耦合的数学模型,应用Green函数和Newman乘积原理,给出压裂水平井不稳定渗流下的产能求解方法

(2)气井的产能随着生产时间的增加而降低,在生产早期产量下降很快,流动处于非稳态阶段。随着时间的增加,产量随时间的变化量很小,流动达到拟稳态阶段。

(3)压裂水平井产能随着裂缝导流能力的增加而增大,但是当导流能力增加到一定程度后,产能增加的幅度开始逐渐变小,对于压裂水平井存在最优的裂缝导流能力。

(4)对于裂缝条数已知,压裂水平井长度存在一个最优值;对于水平井长度已知,则存在最优的裂缝条数;裂缝条数与水平井长度之间存在最优的匹配关系

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压裂施工参数 篇6

我国低渗透油藏储量丰富,近几年低渗透油藏在新增探明储量中所占的比例越来越大,已经成为增储建产的主要组成部分。低渗透油藏的特点是储集层物性差、非均质性强、层间差异大、油井无自然产能或自然产能很低,为达到稀井高产、提高油田长期经济效益,合理部署开发井网、优化油井裂缝参数是关键[1,2,3,4,5,6,7,8]。从井网分析入手,探讨了单因素条件下裂缝导流能力和裂缝穿透比对油藏开发动态的影响,同时分析了裂缝参数对生产动态影响的主次关系。

1 模型建立及参数选取

1.1 参数选取

现以某低渗透油藏含油层地质模型为原型,选择渗透率和孔隙度较高的有利储层进行研究。油藏储层埋深1 500 m,油藏和流体物性参数:平均孔隙度12.8%,平均渗透率5.0×10-3 μm2,原始含油饱和度38%,有效厚度12 m,原始地层压力12.5 MPa,饱和压力6.3 MPa,地层原油黏度8 mPa·s,地面原油密度800 kg/m3,地层水体积系数1.0,地层水密度1 000 kg/m3,地层水黏度0.6 mPa·s,原油压缩系数5.2×10-4 MPa-1,岩石压缩系数2.0×10-4 MPa-1,地层水压缩系数1.0×10-4 MPa-1。该储层油水两相相对渗透率曲线见图1。

1.2 井网分析

菱形反九点注采井网拉大了裂缝方向的井距,缩小了侧向排拒,延缓了裂缝方向采油井水淹时间,有利于注入水均匀推进,同时开发初期保持了较高的注采井数比,便于提高采油速度[9]。另外该类菱形反九点井网在开发后期具有较大的灵活性进行调整,可将角井进行转注调整为矩形五点井网。

由于采用菱形反九点模型进行数值模拟,将最大主应力方位设为有利方向,对注采单元进行简化,如图2所示。

1.3 模型建立

取该菱形反九点井网一个注采单元,在最大主应力方向进行简化建模,井距480 m、排距200 m、层厚12 m。将X轴方向定位与人工裂缝走向一致,在X轴方向网格步长设为10 m;Y轴方向的裂缝宽度采用对数渐进方式设置,其余网格步长为10 m;z轴方向步长为1 m,同时设置裂缝贯穿整个产层。针对产层、隔层、层间差异,三维模型设置有4个分区,根据不同的物性特征进行参数设置,从而建立三维低渗透非均质地质模型,如图3、图4所示。

2 裂缝参数优化

低渗透油藏高效开发的重点在于形成稳定的油气渗流通道,水力裂缝参数则主要包括裂缝方位(最大主应力控制)、裂缝导流能力和裂缝穿透比(裂缝半长与井距之半的比值)。采用的数值模型简化后裂缝方位与水平方位一致,同时为方便建模分析,模拟过程采用定缝宽(w=0.005 m),通过改变裂缝渗透率,控制改变裂缝导流能力。

为了对比各裂缝参数对生产动态的影响,根据低渗透油藏开发经验选取采油井穿透比分别为0.1、0.3、0.5、0.7;裂缝导流能力分别为10 μm2·cm、20 μm2·cm、30 μm2·cm、40 μm2·cm,采用4水平进行了16组正交数据模拟,比较得出在该油藏条件下最优的裂缝穿透比和裂缝导流能力。

2.1 裂缝导流能力

低渗油藏要最大的发挥压后油井的产油能力,不仅要形成稳定的油气渗流通道,还应保证填砂裂缝导流能力与地层的供液能力相匹配[10]。因此,在假定裂缝导流能力不失效的情况下,模拟计算不同导流能力下该注采单元的采出程度,模拟计算结果图5所示。

由图5可以看出,在不同的裂缝穿透比下,采出程度随着随着填砂裂缝导流能力的提高而升高,但是采出程度提高幅度在逐渐减小,当裂缝导流能力达到30 μm2·cm后,采出程度增幅逐渐减小。不断的增大裂缝导流能力,势必在施工中增大施工排量和加砂量,导致压裂成本上升。因此,裂缝导流能力并不是越大越好,而是存在一个经济最优值,对于文中该油藏,最佳的裂缝导流能力为30 μm2·cm。

2.2 裂缝穿透比

为了充分发挥水力裂缝的导流作用,既保证边井不过早水淹或因压裂裂缝过长而水窜,又能让角井达到有效的驱油效果,因此需要研究水力裂缝长度对油藏生产动态的影响,以确定在该油藏井网形式下的最优裂缝长度。设计裂缝导流能力为30 μm2·cm,以压裂井的采出程度、含水率、无水采油期为指标进行分析。

图6为裂缝穿透比与采出程度的关系曲线。由图6可知,随着裂缝穿透比的增大,采出程度也不断增大,但采出程度并不随穿透比呈现线性增加,而是增加的幅度不断减小,当穿透比达到0.5后增幅平缓。其原因是人工裂缝中形成的渗流阻力,在渗流方向形成一定的压降,当裂缝越长这种压降对产能影响越大。

图7为裂缝穿透比与含水率的关系曲线。由图5可知,油井含水率随裂缝穿透比的增加而增大,在时间上的变化趋势一般为:先是无水采油期,后是平稳上升期,最后趋于稳定。

图8为裂缝穿透比与无水采出程度、无水采油期的关系曲线。由图6可知,随着裂缝穿透比的增大,油井见水时间提前,这对油藏开发很不利;当裂缝穿透比为0.5时无水采出程度最大,因此选择裂缝穿透比为0.5最好,这与裂缝穿透比与采出程度的关系分析结果相同。

3 正交试验综合评价裂缝参数

由以上分析可以得到裂缝导流能力、裂缝穿透比对开发动态的单因素影响规律,但由于单因素分析无法得到各裂缝参数与压裂效果之间的主次关系。因此,根据正交试验设计和思路,针对以上2个参数进行了4水平设计,进行了16组数值模拟,结果如表1所示。

从表1可以看出,在所选参数范围内对油藏采出程度和含水率影响最大的裂缝参数是裂缝导流能力,其次是裂缝穿透比。

4 结论

1)菱形反九点注采井网注采井数比小, 初期保持了较多的采油井,延有利方位布井,达到提高水驱效果,延缓见水时间。

2)针对低渗透非均质储层,分区、分层设置不同的储层物性参数,建立三维地质模拟。

3)裂缝的导流能力和穿透比都不是越大越好,都存在一个最优值。本文案例中的最优裂缝导流能力为30 μm2·cm、最优裂缝穿透比为0.5。

4)在本文算例的菱形反九点井网系统下,在所选参数范围内对油藏采出程度和含水率影响最大的裂缝参数是裂缝导流能力,其次是裂缝穿透比。

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[9]谢远伟,李军亮,廖锐全,等.压裂井裂缝参数优化研究.断块油气藏,2010;17(6):762—764

压裂施工参数 篇7

大牛地气田位于鄂尔多斯盆地北部, 伊陕斜坡北部, 上古生界自下而上发育了太1、太2、山1、山2、盒1、盒2、盒3等七套气层, 气藏纵向上交错叠合发育, 且产层跨距较大, 平面上分片展布, 储层非均质性较强, 气藏内部差别较大各套气层纵向上交错叠合。气田上古生界属于砂岩气藏, 埋深2400-2900m, 平均孔隙度8.6%、平均渗透率0.7×10-3μm2, 具有低孔、低渗致密砂岩气层特征。针对气藏低孔低渗的特征, 采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法, 对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化[1,2,3,4,5]。

2 参数优化

2.1 水平井裂缝夹角优化

水平井压后形成裂缝主要存在横向缝、斜交缝和纵向缝三种形态 (图1) 。研究表明水平井眼轨迹方向沿着最小主应力方向, 压后形成横向缝, 利于储量动用, 通过压裂尽可能沟通含油气显示富集区。

通过建立裂缝夹角与产能关系模版, 对比不同裂缝夹角对产能的影响 (图2、3) , 可以看出:

(1) 裂缝夹角越小, 裂缝间干扰越严重, 产能下降幅度增加;

(2) 角>50°影响较小 (产能下降幅度约<5%) ;

(3) 距小于缝长, 夹角影响较大。

由此得出井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜。

2.2 裂缝间距和段数优化

对裂缝间距和段数的优化, 首先采用数模法和解析法进行优化, 再结合现场施工参数进行对比, 最终得出最合理的裂缝间距和段数。

2.2.1 数值模拟法

采用数值模拟法进行优化, 随着压裂间距越小, 气井无阻流量增幅变缓, 分段拟合取最优点6.37段/1000m;而且随着压裂间距越小, 气井稳产期累产气量增幅变缓, 分段拟合取最优点5.9段/1000m;由数值模拟结果, 确定6-10段/1000m, 即100-166m为压裂缝最优间距。

2.2.2 解析法

采用解析法进行优化, 根据研究区的储层特征, 参数选择r w:0.08m;Φ:10%;h:10m;k:0.047~1.4×10-3µm2;L∶1000m。从模拟结果来看, 合理压裂段数与储层有效渗透率密切相关, 渗透率越低, 需要的压裂段数越多, 也即缝间距越小。当储层渗透率0.1-0.4m d时, 合理裂缝间距为180m-280m;储层渗透率0.04-0.1md时, 合理裂缝间距为120m-180m。

从压后效果, 对比裂缝间距与无阻流量的关系, 裂缝间距与试气产量的关系, 结合两种模拟结果, 认为裂缝间距为100-160m之间时, 改造效果最好 (图4、5) 。

2.3 裂缝缝长优化

根据大牛地气田地质特征, 分别设定渗透率为0.03、0.1、0.5、1×10-3μm2三个条件下, 进行压裂裂缝半长的优化研究。研究表明压后产量随裂缝半长的增加而增加, 但裂缝半长大于400、250、170、100m后, 产量增加的幅度越来越小甚至不增加 (图6) 。结合研究区的储层特征, 气层的有效渗透率主要分布在0.1~0.7×10-3μm2之间, 优化裂缝半长150~250m左右。

3现场应用

A井是位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东北部开发准备井, 本井水平段总长度为1000m;钻遇砂岩总长度为1000m, 占水平段总长度的100%;钻遇具有全烃显示的砂岩总长度为742m, 占水平段总长度的74.2%;钻遇泥岩、粉砂岩段总长度为0m, 占水平段总长度的0%。

大牛地气田地层最大主应力方向北东约75°, A井水平段方位为345° (实钻岩性统计表) , 因此该井井眼轨迹方向与最大主应力方向成90°左右;该井设计裂缝间距112m, 压裂段数9段/1000m, 模拟裂缝半长174~190m。该井压后无阻流量48.5万方/天, 无阻流量是周边同层位直井的17.4倍, 获得很好的改造效果。

4结论

通过以上分析得出以下几点认识:合理的裂缝夹角利于储量动用, 进而能够沟通含油气显示富集区, 研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积, 提高单井产量, 100~160m为压裂缝最优间距 (即6~10段/1000m) ;裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数, 通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系, 结合气田本身地质特征, 优化裂缝半长在150~250m左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合, 为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。

摘要：气井压裂开发是目前提高低孔低渗气藏开发效果的有效手段。水平井压裂作为低渗透油气藏开发的一项前沿技术, 为了充分达到改造效果, 裂缝参数必须设计得合理。以大牛地气田低孔低渗油藏为例, 采用数值模拟和现场施工参数相结合的方法, 对裂缝夹角、裂缝间距、裂缝段数和裂缝缝长等参数进行优化, 得出以下几点优化结果:合理的裂缝夹角利于储量动用, 进而能够沟通含油气显示富集区, 研究表明井眼轨迹方向与最大主应力方向大于60°为宜;合理的裂缝间距和裂缝段数能够增加改造面积, 提高单井产量, 100-166m为压裂缝最优间距 (即6-10段/1000m) ;裂缝缝长是裂缝参数优化中的一个重要参数, 通过建立不同渗透率下的裂缝半长与产能的关系, 结合气田本身地质特征, 优化裂缝半长在150-250m左右。在此基础上寻求裂缝参数的最优组合, 为解决水平井整体压裂裂缝参数的优选问题提供了思路和借鉴。

关键词：低孔低渗气藏,水平井,裂缝

参考文献

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水力压裂施工方案研究 篇8

1 钻孔布置方式

12051工作面下顺槽为煤巷掘进头布置7个压裂孔, 压裂孔孔径Φ89mm, 沿巷道掘进方向施工, 1～4#压裂孔长度60m～70m, 封孔长度30m;5～9#压裂孔长度60m, 封孔长度30m;8#、9#压裂孔为切眼压裂孔。

2 钻孔封孔方式

采用压裂专用化学材料充填封孔 (A、B封孔剂混合) , 专用封孔泵注浆完成, 原则上封孔长度为30m, 具体长度依据钻孔长度而定。

3 注水压力

注水压力是所有水力化措施中的重要参数。若注水压力过低, 不能压裂煤体, 煤层结构不会发生明显的变化, 相当于低压注水湿润措施, 短时间内注水起不到卸压防突的作用;若注水压力过高, 导致煤体在地应力和水压综合作用下迅速变形, 若操作不当, 可能诱发事故。因此, 合理的注水压力应该能够快速、有效破裂松动煤体, 进而改变煤体孔隙和裂隙的容积及煤体结构, 排放煤体瓦斯, 达到消突的目的。水力压裂注水压力根据地应力和瓦斯压力, 以及煤体受采动影响应力重新分布的规律。

4 压裂时间

压裂时间与注水压力、注水量等参数密切相关, 注水压力、流速不同, 相同条件下达到同样效果的注水时间也不同。注水过程中, 煤体被逐渐压裂破坏, 各种孔裂隙不断沟通, 高压水在已沟通的裂隙间流动, 注水压力及注水流量等参数不断发生着变化, 注水时间可根据注水过程中压力及流量的变化来确定, 当注水泵压降为峰值压力的30%左右, 可以作为注水结束时间, 压裂时间在2h左右。

5 压裂情况

2011年2月份以来共在12051下顺槽掘进工作面压裂3次。压裂效果考察如下。

压裂后瓦斯抽采测量工作于3月19日开始。压裂后针对12051工作面下顺槽未受到压裂影响的1#钻场与受到压裂影响的6#钻场进行对比, 瓦斯抽采数据如表1、2所示。

由上面两组钻场抽采数据可以发现, 未受到压裂影响区域钻场抽采浓度及流量较低, 而受到压裂影响区域的钻场瓦斯浓度、流量大幅提高, 日抽采纯量整体提升约8倍。

6 结论与建议

经大众矿实施水力压裂实验证明, 掘进工作面前方压裂增透区域的煤体得到了有效卸压, 透气性大幅度提高, 瓦斯得到释放, 瓦斯抽采浓度大幅度提高, 抽采瓦斯纯量提高近8倍, 突出危险性大大降低, 煤尘含量降低。

在大众矿的初步试验结果, 使我们看到了解决低透气性难抽采煤层技术难题新的突破方向, 这一技术不但极大降低区域消突成本, 同时由于高压水介质的水化作用, 将会产生消突、降尘、改善采掘工作面支护等多重技术效用。

摘要：为达到最佳压裂消宊效果, 在实施水力压裂措施时, 最重要的是各项参数选择, 包括压裂孔布置方式、压裂孔孔深、封孔深度、压裂时间以及压力等。