含夹矸煤层CO_(2)气相压裂瓦斯治理技术

吉宁矿山西组2号煤层为典型的复杂低渗突出煤层,2201工作面存在瓦斯含量高、煤层松软、透气性低、存在厚夹矸的复杂情况,表现为采前难抽,采中涌出大的特点。为解决上述难题,在掘进工作面实施CO_(2)气相压裂强化造缝、卸压增透技术,通过对瓦斯抽采数据和掘进效果的分析,得出气相压裂孔瓦斯参数随抽采时间增加,表现出“稳定型”和“增高型”演化规律。气相压裂孔的百米瓦斯抽采纯流量0.11~0.22 m^(3)/min,与前期密集钻孔措施的0.018 m^(3)/min相比,提高了5.1~11.2倍。185 MPa的高压力CO_(2)气相压裂技术适配于该煤层地质条件,能够有效沟通煤中解吸-扩散-渗流多尺度通道,瓦斯抽采参数稳定且高效。

难抽煤层CO_(2)气相压裂瓦斯高效抽采技术研究

五虎山煤矿开采的9号煤层为高瓦斯低渗难抽煤层,回采期间瓦斯抽采效率低,制约了煤矿的安全高效生产。为此,开展CO_(2)气相压裂瓦斯高效抽采技术研究,在010911回采面近切眼段布置4单元共20个100 m深钻孔,其中8个压裂孔,12个瓦斯抽采孔;对比分析压裂单元与非压裂单元瓦斯抽采数据。试验结果表明:CO_(2)气相压裂试验后,瓦斯抽采效率大幅度提高,瓦斯抽采浓度提高了1.46倍;瓦斯抽采纯量提高了1.49倍;抽采90 d瓦斯抽采半径提高了1.53倍;抽采达标时间缩短了190 d.实践证明,CO_(2)气相压裂在煤层中形成复杂裂缝,大幅提高煤层渗透率,使难抽煤层变为易抽煤层,是回采面近切眼段瓦斯高效抽采的可行技术。

南川常压海相页岩气注CO_(2)吞吐提高采收率工程实践

当前研究实验和模拟论证了注CO_(2)吞吐提高页岩气采收率的理论可行性,然而其实际工程效果尚未得到现场试验的验证。为此,基于四川盆地南川常压海相页岩气藏地质赋存及生产特征,开展了页岩等温吸附和CO_(2)—CH_(4)竞争吸附机理研究,实施了国内首次常压海相页岩气衰减井CO_(2)吞吐现场试验,并提出了构建成套技术体系的攻关方向。研究结果表明:①气井生产到后期进入低压低产阶段,表现出地层能量不足的特征,是提高气井采出程度的重要阶段;②常压页岩的CH_(4)和CO_(2)吸附能力明显高于低压或高压页岩,采用CO_(2)提采更具可行性和必要性;③相同条件下的常压、高压和低压3组页岩样品均表现出对CO_(2)的吸附量大于对CH_(4)的吸附量,且对气体的吸附能力依次为南川(常压海相)页岩>长宁(高压海相)页岩>延长(低压陆相)页岩;④试验井注CO_(2)吞吐增产效果明显,页岩气单井预测最终可采储量(EUR)从0.75×10^(8) m^(3)上升到0.90×10^(8) m^(3),单井控制储量5.186×10^(8) m^(3),预计采收率提高了2.9%。结论认为:①实施的国内首次常压海相页岩气衰减井注CO_(2)吞吐试验取得突破性进展,为我国页岩气井提高采收率技术研发与应用提供了重要借鉴与参考;②亟需开展页岩气衰减井CO_(2)提采资源潜力与时机评估、提采效果定量评价与工艺优化等研究,并形成页岩气衰减井注CO_(2)吞吐提高采收率成套关键技术及标准体系。

裂缝内CO_(2)压裂液相态分布特征的数值模拟研究

CO_(2)干法压裂工艺利用纯液态CO_(2)进行携砂压裂施工,对储层进行改造,该技术已实现大量现场应用。但是,CO_(2)压裂液在裂缝内的相态分布尚未进行系统的研究。运用流体模拟软件,建立二维裂缝的物理模型,分析CO_(2)压裂液在造缝过程中的相态分布。研究结果表明,在造缝过程中,CO_(2)压裂液以液态CO_(2)和超临界CO_(2)两种相态存在,并且以超临界CO_(2)的分布为主;CO_(2)压裂液充满裂缝时,随着测点与井口距离的增加,CO_(2)温度先增加,然后趋于稳定;CO_(2)压裂液进入裂缝内,压裂施工完成20 min时,裂缝内CO_(2)的温度达到地层温度;地层温度越低,液态CO_(2)吸热越慢,达到超临界相态所需时间越长,超临界CO_(2)分布区距离缝口越远。

吉宁矿CO_(2)气相压裂条件下抽采半径时变规律

针对低渗厚煤层瓦斯抽采难度大,抽采效率低的问题,以华晋焦煤吉宁矿为工程背景,运用CO_(2)气相压裂技术对煤层进行增透,增大煤层的渗透性。采用数值模拟,构造吉宁矿2#煤层煤体抽采半径本构模型,运用COMSOL数值模拟软件对CO_(2)气相压裂增透前后抽采半径进行模拟,并通过与现场实测的华晋吉宁煤矿2#煤层原始煤体瓦斯抽采半径和CO_(2)气相压裂增透煤体的瓦斯抽采半径进行对比分析验证CO_(2)气相压裂技术的增透效果。现场工程实践表明:华晋吉宁煤矿2#煤层原始煤体的抽采半径为2.5 m,CO_(2)气相压裂增透煤体的抽采半径为5.5 m,是原始煤体抽采半径的2.2倍,增透效果显著,误差在10%以内。

基于CO_(2)水基压裂液的煤体软化及降尘技术应用

为解决坚硬煤层条件下,常规煤体注水方式效果不好,回采过程中顶煤可放性差、工作面截煤和放煤过程中粉尘大的难题,根据金川煤矿煤层的具体情况,基于煤体压裂软化-润渗除尘理论,利用CO_(2)活性水耦合液、液相与气相耦合液,代替传统注水和注气技术,在金川煤矿开展了煤体软化及降尘技术应用研究。CO_(2)活性水压裂软化润渗技术,能够使煤体中裂隙和孔隙的容积以及结构发生变化,造成煤体的破裂和松动,降低了煤炭强度,达到对硬煤最佳的软化效果。试验表明:煤层CO_(2)水基压裂后,放煤循环速度提高了5.6%,顶煤破碎块度均衡,顶煤平均采出率提高了3.2%;截割浮尘浓度降低45%,工作面能见度提高,工作面转载运输点煤尘降低23%,润渗作用有效降低了煤体产生浮尘的能力。

基于防突指标下降视角的CO_(2)气相压裂增透技术应用分析

在煤矿开采过程中,因掘进面煤层透气性差导致无法抽采效果不佳。为解决这一问题,实际作业中,要以降低防突指标为基准,运用CO_(2)气相压裂增透技术处理工作面。文章以某试验为例,详细阐释钻孔布置和压裂工艺应用情况,并就试验效果予以分析。经分析,应用CO_(2)气相压裂增透技术能够显著提高抽采效果,快速降低防突指标,大幅缩减抽采达标时间。提出具体应用实践,证明技术能够在开采中发挥防突作用。

页岩气藏超临界CO_(2)压裂—提采—封存研究进展

为了解决页岩气开发过程中使用水基压裂液造成的耗水量大和储层伤害等问题,将CO_(2)注入页岩气藏,利用超临界CO_(2)(SCCO_(2))独特的物理化学性质,可在提高页岩气采收率的同时封存CO_(2),达到“利用与封存一体,增产与减排双赢”的效果。为实现SCCO_(2)强化页岩气开采与地质封存一体化,系统综述了SCCO_(2)页岩气压裂、置换驱替及地下封存的研究进展,梳理了目前研究存在的主要问题及技术瓶颈,并针对性地提出了未来研究方向。研究结果表明:①相较于水基压裂液压裂,CO_(2)进入储层后将弱化页岩的力学性能,导致起裂压力更低,并且易于形成更复杂、更粗糙的裂缝网络;②页岩对于CO_(2)的吸附能力远大于CH4,利于有效置换出CH4,且CO_(2)不会与CH4进行大范围的混合,而是倾向于对CH4进行类活塞状驱替,从而提高页岩气采收率;③目前缺乏定量评价不同封存机制对CO_(2)封存潜力贡献的计算模型,同时长时间尺度上CO_(2)与盖层相互作用机理及突破压力的变化研究有待完善;④提升SCCO_(2)携砂能力、解决地面与井下设备腐蚀问题、降低CO_(2)的捕集与运输成本,是超临界CO_(2)提高页岩气采收率(SCCO_(2)-ESGR)技术大规模工程应用的前提。结论认为,SCCO_(2)-ESGR为我国页岩气资源规模效益开采提供了一种绿色、高效的新技术,能够加快我国“双碳”战略目标的实现。

考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模拟

基于位移不连续法和离散裂缝统一管网模型,采用顺序迭代数值模拟方法,构建了考虑气水两相流动的页岩气井压裂-生产一体化数值模型。模型考虑了天然裂缝、基质物性对压裂过程的影响,且直接将压裂后地层压力及含水饱和度分布用于后续焖井、生产模拟,可以更准确地实现压裂-生产一体化模拟。模拟结果表明:储层物性参数对裂缝扩展有较大影响,合理预测压裂结束后地层压力及储层流体分布是准确预测页岩气井产气量、产液量的关键;相较于常规方法,提出的模型同时考虑压裂对基质压力及含水饱和度的影响,可以更准确地模拟产水量、产气量。将建立的模型应用于实际页岩气压裂水平井的压裂-生产一体化模拟,模拟结果与实际生产数据吻合程度较好,验证了模型的准确性。

天池煤矿CO_(2)气相压裂强化增透瓦斯抽采技术研究

为解决山西和顺天池能源有限责任公司15号煤层存在的瓦斯治理难题,在15603工作面进风顺槽开展CO_(2)气相压裂瓦斯快速抽采关键技术研究与工业性试验。实验结果表明,气相压裂后,瓦斯抽采效率提高1.6倍。抽采4个月后,压裂区煤层平均瓦斯含量降低至5.81 m~3/t,平均瓦斯抽采半径可达6 m以上。

H_(2)S/CO_(2)共存体系气液相中P110钢的腐蚀行为

为了研究油套管在H_(2)S/CO_(2)共存体系高温高压环境气液相中的腐蚀行为及腐蚀机理,利用高温高压反应釜展开了油套管P110钢在CO_(2)/H_(2)S共存体系中的动态腐蚀模拟试验。采用失重法计算了试样的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率,采用XRD、SEM/EDS、三维光学轮廓显微镜等手段研究了CO_(2)/H_(2)S共存体系中P110钢处于液相和气相中的腐蚀行为特征。结果表明:液相中P110钢的均匀腐蚀速率和点腐蚀速率分别为0.0263 mm/a和0.2081 mm/a,均大于在气相环境中P110钢的均匀腐蚀速率(0.0148 mm/a)和点蚀速率(0.1569 mm/a)。液相中P110钢表面生成的腐蚀产物主要为红褐色粉状疏松的FeCO_(3),气相中P110钢表面所形成的腐蚀产物主要为FeCO_(3)和黑褐色致密均匀的FeS,FeS能抑制环境介质中CO_(2)、H_(2)S及Cl-对基体材料的进一步腐蚀。P110钢在液相和气相中发生的腐蚀主要为均匀腐蚀,局部区域有点蚀,存在局部腐蚀倾向。

复杂低渗高瓦斯煤层CO_(2)气相压裂强化增透技术研究

山西华晋吉宁煤业有限责任公司(吉宁煤矿)开采的山西组2号煤层为典型的复杂低渗难抽煤层,透气性系数为0.023m^(2)/(MPa2·d),瓦斯含量8~10.52m^(3)/t,存在“多分层,多夹矸,采前难抽,采中涌出大”的特点。为此,在吉宁煤矿2201掘进工作面开展185MPa高压力、大容量的CO_(2)气相压裂强化造缝、增透防突瓦斯治理技术,考察其瓦斯抽采和防突效果。结果表明:(1)CO_(2)气相压裂技术能有效提升裂孔瓦斯抽采效率,瓦斯抽采纯流量最大值为0.193m^(3)/min,平均值为0.138m^(3)/min。(2)与前期条带预抽防突技术措施相比,CO_(2)气相压裂技术实施后,煤层瓦斯抽采纯流量提高了4.6~9.7倍,瓦斯有效抽采时间缩短47天,月掘进速度由原来36m提高至80m,提高了2.22倍,瓦斯抽采成本降低为原来的50%。

超临界CO_(2)聚能压裂开发煤层气可行性研究

煤层气资源的高效开发承担着保障煤矿高效生产、减少瓦斯事故的安全责任以及补充清洁能源供应、助力“双碳”目标实现的重要使命。提出了采用超临界CO_(2)聚能压裂技术开发煤层气的新思路,该技术利用高压超临界CO_(2)动态致裂煤体,配合“聚能冲击+油套同注”等工艺方式实现高压超临界CO_(2)多次、持续注入,使储层产生一定规模且不受地应力控制的复杂裂缝网络,具有无水、环保、安全、高效等技术优势。利用自主研发的真三轴超临界CO_(2)聚能压裂实验系统开展了高阶煤和低阶煤的室内压裂实验,并与常规水力压裂、超临界CO_(2)压裂煤岩井筒压力和成缝特征进行对比。结果表明:与水力压裂和超临界CO_(2)压裂相比,超临界CO_(2)聚能压裂煤岩裂缝迂曲度更高,可形成主裂缝、微裂缝与层理缝相互沟通的网状裂缝;随着聚能压力的增加,煤岩裂缝形态变得复杂,针对特定煤岩存在合理的聚能压力范围确保形成网状裂缝的同时减少煤粉的生成;超临界CO_(2)聚能压裂技术适用于原生结构煤,现场应用中对专业设备需求少、可操控性强,常规CO_(2)压裂设备配合聚能工具即可满足施工要求;超临界CO_(2)聚能压裂致裂能量充足、对井筒的伤害程度小、经济成本低,可作为煤层气老区盘活和新区改造的新型储备技术;建议现场应用中采用超临界CO_(2)聚能压裂与水力压裂相结合的复合压裂工艺,确保形成网状裂缝、扩大改造范围的同时具有长期的导流能力。通过研究验证了超临界CO_(2)聚能压裂开发煤层气的可行性,可望为煤层气高效开发−CO_(2)地质埋存一体化提供一种新思路。

CO_(2)辅助增能压裂气体注入时机优选研究

CO_(2)增能压裂与常规水力压裂相比,具有压后增能、返排迅速、对储层伤害小以及单井产能高等优势,在非常规油气藏高效开发中发挥着重要作用。为优化CO_(2)辅助增能压裂过程中气体的注入时机,通过多孔介质气体扩散微观数值模拟、油藏数值模拟方法等分别从微观和宏观角度研究了不同注入时机下CO_(2)波及范围及地层压力分布规律,对比了不同储层物性及CO_(2)注入速度对CO_(2)增能效果的影响。研究结果表明:1)CO_(2)前置注入井筒附近含水饱和度低,CO_(2)伴注井筒附近含水饱和度高,CO_(2)前置注入扩散进入深部地层的CO_(2)量比CO_(2)伴注增加了约50%,深部地层压力上升更多;2)储层物性对CO_(2)增能效果有一定影响,CO_(2)注入过程中,随着孔隙度、渗透率由1%和0.003 mD变为10%和0.01 mD,地层压力进一步上升,最大地层压力可增加约8 MPa;3)在近井筒地带地层压力随CO_(2)注入速度的增加而上升,速度增量越大地层压力上升越明显,超过120 m后地层增能效果不显著。该结果可为非常规储层CO_(2)辅助增能压裂气体注入时机优选及注入方案设计提供参考。

CO_(2)分注井气嘴节流特性及矿场应用

为了解决CO_(2)分注井节流压差建立困难,气嘴易冲蚀的技术难题,通过构建CO_(2)物性变化的流动-传热耦合模型,揭示2级和3级节流气嘴的流场演化机制,优化设计气嘴结构、建立了绕流气嘴节流图版并开展现场应用。结果表明:流量为10 m3/d时,2级嘴径1.4 mm和3级嘴径1.6 mm的绕流气嘴分别能产生将近6 MPa和8 MPa的节流压差,证明绕流气嘴结构合理、性能可靠、能够达到调整层间压差的技术要求;参照气嘴图版优选的节流气嘴,现场应用20口井,节流压差可达4 MPa左右,调整后注入压力上升2.4 MPa,加强层相对吸气比例由9.7%上升至50.7%,有效调整了层间差异,解决了分注井小层吸气不均的问题。研究结果指导现场测调,为CO_(2)分注规模化应用提供技术支撑。

东营凹陷陆相页岩油CO_(2)增能压裂裂缝形态研究

CO_(2)增能压裂改造效果与生产效果评价受压裂裂缝分布的影响。为明确东营凹陷陆相页岩油CO_(2)压裂造缝机理,通过试验确定了CO_(2)浸泡下岩体破裂压力、天然裂缝剪切/张开应力和地应力随时间的变化;在此基础上,考虑CO_(2)浸泡下的岩石应力参数,采用Pen-Robinson方程刻画CO_(2)物性参数变化,结合试验和数模方法,形成了基于节点连接方法的CO_(2)增能压裂裂缝扩展模拟方法,并对东营凹陷某油井进行了实例分析。研究结果表明,CO_(2)比例对分支缝密度的影响较大,当CO_(2)比例由0.1增加至0.3时,分支缝密度增加117%;应力差主要影响缝长及分支缝密度,水平应力差由5 MPa增至30 MPa时,缝长度增加了52%,分支缝密度下降了13.85%。裂缝形态模拟结果与实际监测结果具有较好的一致性,研究结果可以为陆相页岩油压裂方案的制定提供理论参考。

陆相页岩气层的CO_2压裂技术应用探讨

中国陆相页岩气资源潜力较大。与海相页岩相比,陆相页岩气层具有厚度薄、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、压力低等特点,海相页岩气的开发技术(特别是压裂技术)并不完全适用。为此,针对陆相页岩气层的储层特征和压裂改造难点,分析了CO2泡沫压裂技术、CO2增能压裂技术和液态CO2压裂技术的特点,并在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO2压裂、CO2增能压裂应用试验。结果表明:纯液态CO2在2.0m3/min排量下可压开长7段页岩气层,压后排液迅速,24h后即点火可燃;同时,CO2增能压裂能显著提高压裂液返排速度和返排率,缩短排液周期,有利于陆相页岩气的勘探开发。此外,根据目前国内压裂设备和技术现状以及环保问题,提出了陆相页岩气层CO2压裂技术今后的应用和发展思路。

致密气藏CO_(2)压裂与地质埋存研究进展

随着全球能源需求的不断增长和传统能源储备的枯竭,致密气藏逐渐成了一种新的能源资源。然而,致密气藏的开采和利用也面临诸多问题,因此需要寻找新的技术手段来提高开采效率,同时解决节能减排问题。基于CO_(2)压裂技术的致密气藏地质埋存研究,介绍CO_(2)压裂原理、CO_(2)地质埋存机理、CO_(2)压裂与致密气藏、影响CO_(2)压裂规律的因素等,旨在为进一步开展CO_(2)压裂和地质埋存提供科学依据和理论支撑。

CO_2气相压裂综放工作面顶板弱化技术研究

为了探究CO_2气相压裂技术在综放工作面顶板弱化中的应用,对顶板压裂技术特点进行深入分析,并在常村煤矿N3-1工作面进行工程试验,通过观测综采支架压力监测系统变化,以及采用防爆相机和钻孔窥视仪观测压裂效果。研究表明,气相压裂技术弱化顶板的效果明显,工作面初次来压步距与全矿平均距离相比提前18m左右,与传统炸药技术相比,具有更高的安全系数,可为综放工作面的安全开采提供借鉴和参考。

基于地质工程一体化的CO_(2)泡沫压裂优化设计与实践——以苏里格气田苏X区块为例

CO_(2)泡沫压裂是提高致密砂岩气藏开发效果的有效手段。苏里格气田苏X区块中部为下一步稳产重要接替区,相对于北部主产区,其储层连续性、物性均较差,可动水饱和度较高,导致常规水基压裂气井水锁伤害现象严重、压裂液返排难度增大。以苏X-A3井为例,基于CO_(2)泡沫压裂地质工程一体化理念,首先应用建模数模一体化,研究储层物性、含气性与可动水分布等生产特征选井选层,避水布井射孔;其次应用地质压裂一体化,研究储层物性与压裂工艺匹配性,优化压裂液体系与压裂规模、泵注程序;最后应用评估修正一体化,根据返排试气试采资料,评价压裂效果与工艺的适应性,修正压裂前地质模型,完成地质工程一体化技术闭环。研究结果表明:地质工程一体化理念应用于CO_(2)泡沫压裂优化设计,能够更全面准确地认识储层品质与生产动态,提高CO_(2)泡沫压裂设计的针对性,为CO_(2)泡沫压裂效果提供保障。现场实践表明,该方法较以往常规水基压裂设计更符合实际需求。