煤層氣直井氮氣泡沫壓裂參數分析及產能評價

李恒樂，曹運興，周 丹，柴學周，劉同吉，馮培文，石 玢，田 林

煤層氣直井氮氣泡沫壓裂參數分析及產能評價

李恒樂1，曹運興2，周 丹3，柴學周4，劉同吉4，馮培文4，石 玢2，田 林2

(1. 河南工程學院 資源與環境學院，河南 鄭州 451191；2. 河南理工大學 煤層氣/瓦斯地質工程研究中心，河南 焦作 454000；3. 中國礦業大學 煤層氣資源與成藏過程教育部重點實驗室，江蘇 徐州 221008；4. 山西潞安礦業(集團)有限責任公司，山西 長治 046200)

壓裂參數是決定壓裂效果、影響裂縫特征與煤層氣產能的重要參數，深入認識壓裂參數對產能的影響規律，對于優化壓裂工藝和提高煤層氣井產能至關重要。以潞安礦區45口氮氣泡沫壓裂井為對象，分析壓裂施工曲線的類型及其對產能的影響，探討各階段壓裂液用量與產能之間的關系，并對比評價氮氣泡沫與水力壓裂井產能的差異性。結果表明：氮氣泡沫壓裂施工曲線可分為穩定型、波動型、上升型和下降型4類9型，下降型和穩定型壓裂曲線對應的產能要高于波動型，上升型曲線對應的產能最差；總壓裂液用量以800 m3為宜，前置液和頂替液用量分別為450 m3和8 m3，氮氣注入量在5萬m3左右最佳，而攜砂液用量越大產能越高，氮氣泡沫壓裂液良好的攜砂、造縫、沉降支撐性能是有助于提高產能的優勢所在；整體上，就潞安礦區而言，氮氣泡沫壓裂井的產能明顯高于水力壓裂井，主要體現在高產井、中高產井的比例遠大于水力壓裂井，約61%的氮氣泡沫壓裂井具有較高產能，而水力壓裂井為23%。氮氣泡沫壓裂技術在潞安礦區展示出的可觀潛力，可為國內其他具有類似儲層特征礦區的煤層氣開發提供技術借鑒。

氮氣泡沫；壓裂參數；壓裂曲線；煤層氣；產能評價；潞安礦區

與煤層地質條件相適宜的增產改造技術是決勝煤層氣高效開發的關鍵。鑒于水力壓裂過程中存在支撐劑在井筒附近沉降速度快、濾失量與儲層傷害性較大、用水量大、污染環境等諸多局限性，20世紀70年代以來，泡沫壓裂因其攜砂能力強、濾失量小、地層損害小、返排效果好等特點，在低滲、低壓、水敏性的常規[1-3]和非常規[4-5]油氣儲層中逐漸得到廣泛應用。氮氣泡沫壓裂液技術在美國和加拿大煤層氣開發中得到普遍應用，而國內發展較為緩慢。近年來，在鄂爾多斯盆地東南緣大寧—吉縣區塊[6]、延川南區塊[7]，沁水盆地南部潘河區塊[8]、柿莊區塊[9]、北部壽陽區塊[10]，海拉爾盆地呼和湖凹陷[11]等開展了一些工程實踐和探索，取得了良好的增產效果，基本展示了氮氣泡沫壓裂用于我國煤層滲透性改造的可行性和可觀潛力。

潞安礦區煤儲層具有特殊的松軟、低滲、低壓、低飽和度等特征，如余吾井田山西組3號煤層儲層壓力1.86~3.09 MPa，平均儲層壓力梯度僅3.7 kPa/m，屬于超低壓儲層[12-13]。特殊的儲層條件致使潞安礦區的煤層氣高效開發技術成為重大難題，前期依靠傳統的水力壓裂技術效果欠佳，煤層氣井產能普遍較低。2010年以來，嘗試引入氮氣泡沫壓裂技術，如LA-44井，1 400 d的排采結果顯示，單井最高日產量1 990 m3，平均日產氣量1 292 m3，創造了全區單井平均日產量的最高紀錄。筆者以潞安礦區前期45口氮氣泡沫壓裂井為對象，從工程技術層面系統分析壓裂施工曲線所反映的裂縫動態變化過程，并將其劃分為不同類型，研究各類型壓裂曲線對產能的影響，探討壓裂過程中各階段壓裂液用量與產能之間的關系，最后對比評價氮氣泡沫壓裂與水力壓裂井產能的差異性。旨在為優化氮氣泡沫壓裂工藝參數提供參考，為國內其他具有類似儲層特征礦區的煤層氣開發提供技術借鑒。

1 地質背景

潞安礦區位于沁水盆地東部中段，礦區主體呈近SN—NNE向展布，向西緩傾的單斜構造，傾角5°~10°。礦區以自北向南發育的NEE向文王山正斷層組和二崗山正斷層為界，分為北、中、南3個構造區(圖1)[13]。

圖1 潞安礦區構造綱要

礦區含煤地層主要為石炭–二疊系太原組和二疊系山西組，煤系總厚度平均為158.70 ｍ，其中太原組平均厚度為103.60 ｍ，山西組平均厚度為51.15 ｍ，太原組15號煤層和山西組3號煤層為全區可采煤層(圖2)[14]。3號煤層平均厚度6.57 m，為目前煤礦開采和煤層氣勘探開發的主力煤層，也是本文研究的45口煤層氣氮氣泡沫壓裂井的目標煤層，這些煤層氣井分布于余吾、李村、高河和五陽等井田。

3號煤層煤體結構主要為原生結構煤和碎裂煤，發育NE—NEE向和NW—NNW向兩組宏觀裂隙，顯微裂隙較發育，但連通性較差[15]。宏觀煤巖類型屬半亮—光亮型煤，顯微煤巖組分中鏡質組體積分數較高，一般80%~90%。鏡質組主要為基質鏡質體，均質鏡質體次之。鏡質體最大反射率介于1.73%~2.45%，煤的變質程度屬于瘦煤和貧煤，局部為無煙煤。

圖2 潞安礦區地層柱狀簡圖

3號煤層含氣量平均12 m3/t，空氣干燥基Langmuir體積平均31 m3/t，干燥無灰基Langmuir體積平均37 m3/t，區內煤層氣含量呈自東向西隨埋藏深度增加而增大的趨勢。煤層氣解吸率平均93%，吸附時間平均7.06 d，含氣飽和度平均46%。儲層壓力為低壓和超低壓儲層，800 m埋深以淺儲層壓力梯度平均為4.2 kPa/m[12,14,16]。煤層滲透率普遍較小，最大僅為0.195×10–3μm2，平均0.037×10–3μm2，屬低滲儲層。

2 氮氣泡沫壓裂增產機理探討

煤層氣井壓裂的基本原理是通過向煤層注入大排量高壓流體將煤層壓裂，在煤層中形成新的人造裂縫網絡，以改善煤層內部原有孔裂隙系統的連通性，進而增加煤層滲透性，實現增產。就這一點而言，氮氣泡沫壓裂與常規水力壓裂的原理是相同的，目的都是在煤層中制造復雜的人工裂縫網絡。但與常規水力壓裂相比，氮氣泡沫壓裂的增產機理及優良特性主要表現在以下幾個方面。

a. 攜砂能力強 氮氣泡沫能將攜帶的砂礫及時帶入新造的裂縫中，裂縫延伸到哪里，支撐劑隨之被運送到哪里，實現造縫—攜砂—沉降支撐的時空統一，從而形成長縫大面積穩定支撐，造縫遠且寬，最大限度提高裂縫的導流能力和煤層滲透率(圖3)。水基壓裂液因砂礫沉降速度快，極易在近井端出現砂堵現象。

b. 良好的暫堵分流效應 泡沫流體在地層中的滲流具有選擇性，對高滲區有適當的封堵作用，對低滲區有增大波及面積的效果，特別適用于非均質儲層[17-19]。煤層滲透率具有天然的各向異性和極大的非均質性，泵注壓力驅動下氮氣泡沫流體的滲流在高滲區首當其沖。由于氮氣泡沫具有剪切稀釋特征，高滲區對泡沫的剪切速率較小，泡沫表面黏度較高，滲流阻力因子較大，迫使部分氮氣泡沫向煤層中的低滲區流動，從而提高低滲區滲透性，擴大壓裂和影響范圍。

c. 改善煤儲層性能并增加產氣 大量泡沫有利于提高壓裂液返排速率和返排量，有效降低煤儲層污染和傷害。再者，泡沫壓裂液可以改善煤粉的潤濕性，提高煤粉的分散性，返排時可將大量煤粉帶出，減少煤粉對裂縫的堵塞[20-22]。部分氮氣被煤體吸附后，煤儲層氣體壓力得以增高，煤層氣的臨界解吸壓力提高[23]，并與煤層氣產生競爭吸附，降低煤層氣吸附分壓，在一定程度上增加了煤層氣解吸速率和解吸量，有利于提高采收率。

圖3 攜砂能力對比示意

3 壓裂曲線分類及其對產能的影響

壓裂施工曲線是壓裂液流動、裂縫擴展、支撐劑運移和煤儲層特征的綜合反映[24-27]。借助壓裂施工曲線，可以分析裂縫形成過程的動態變化特征，加深對儲層的認識，并對壓裂效果進行評價[28-31]。通過對潞安礦區45口氮氣泡沫壓裂井施工曲線的綜合分析，根據施工壓力、排量、砂比的變化規律，將壓裂曲線分為穩定型、波動型、上升型和下降型等4類9型(圖4)。

圖4 氮氣泡沫壓裂施工曲線類型

3.1 穩定型

該曲線類型主要表現為，煤層破裂后，在排量穩定和持續加砂的情況下，施工壓力隨注入時間的延長基本保持穩定。反映裂縫擴展比較規律，造縫效果較好。該類型可細分為3個亞型(圖4a)：壓力持續穩定型、壓力前期穩定后期上升型和壓力前期穩定后期下降型。

a. 壓力持續穩定型 反映注入量與造縫和濾失量處于動態平衡狀態，裂縫內壓力基本穩定，壓力表現出持續穩定的直線段，如五陽1-22井和余吾LA-44井，1 400 d的排采數據顯示，最高日產氣量分別為956 m3和1 990 m3，平均日產氣量分別為576 m3和1 292 m3，累計產氣量分別為45萬 m3和162萬 m3，顯示出旺盛的產能特征，反映該類型曲線的總體壓裂效果較好。

b. 壓力前期穩定后期上升型 該類型主要表現為，隨加砂濃度的提高，裂縫內不斷填充支撐劑，砂高逐步增加。但由于濾失及支撐劑輸送遇阻，出現端部脫砂或縫內砂堵現象，導致裂縫內壓力升高，在施工曲線上表現為直線段末端上翹[24]。如華高54井，排采722 d，日均產氣量僅85 m3，累計產氣約6萬m3，表現出典型的砂堵導致壓裂效果欠佳的特征。

c.壓力前期穩定后期下降型 不斷加砂過程中，中后期壓力曲線由穩定變為逐漸下降。反映裂縫快速擴展，造縫效果較好。如華高68井，排采716 d，日均產氣量317 m3，累計產氣約22萬m3，產氣量明顯好于華高54井。

綜合穩定型壓裂施工曲線與產能分析結果可知，壓力持續穩定型與壓力前期穩定后期下降型曲線壓裂效果較好，二者均優于壓力前期穩定后期上升型。

3.2 波動型

該類曲線表現為壓力曲線不斷波動變化，排量相對穩定。這可能源于煤層裂隙發育及應力的非均質性，導致裂縫寬度和擴展速度的頻繁變化，從而引起壓力頻繁波動，在施工曲線上表現為波動前進。可細分為平穩波動型、劇烈波動型和持續波動上升型等3種類型(圖4b)。

a.平穩波動型 反映煤層裂隙相對發育，裂縫擴展沿原有裂隙不斷曲折前進，形成的裂縫規則性較差，但該類型往往能夠打開煤中的大量裂隙通道，壓裂效果較好。如LA-40井，排采1 457 d，最大日產氣量1 251 m3，平均日產氣量387 m3，累計產氣量57.4萬m3。

b. 劇烈波動型 在排量穩定，砂比持續增加的過程中，壓力曲線劇烈持續波動，反映形成的裂縫非常曲折，不斷有新的裂縫產生，裂縫分支較多，壓裂效果較好。如LA-29井，排采1 330 d，最大日產氣量1 233 m3，平均日產氣量414 m3，累計產氣量55.3萬m3。

c. 持續波動上升型 壓力曲線強烈波動上升，反映在整個壓裂過程中循環發生砂堵–解堵–砂堵，這種現象稍遜于劇烈波動型造縫效果，但有異曲同工之處，造縫效果也較好。如LA-42井，近4 a的排采數據顯示，最大日產氣量1 156 m3，平均日產氣量409 m3，累計產氣量52.5萬m3。

總體上，波動型施工曲線往往預示著造縫效果較好，產量較高。

3.3 上升型

該類型表現為排量穩定，但施工壓力卻不斷上升，尤其是在加砂濃度提高以后，大致可分為緩慢上升型和快速上升型等2種類型(圖4c)。

a. 緩慢上升型 主要表現為，施工壓力不斷增加，裂縫延伸逐漸受到限制，這可能與煤層較致密、堅硬、滲透率差有關。如LA-33井，排采4 a來，最高日產氣量僅667 m3，平均日產量162 m3，產量較低。該類型施工曲線反映壓裂效果較差。

b.快速上升型 主要表現為，壓力瞬間抬升到一個很高的水平，這是強烈砂堵現象的反映，說明砂子無法順利進入煤層，通常難以形成長裂縫，即便后期因壓力持續積累而沖破受阻通道，主裂縫也不會延伸太遠。如LA-36井，通常排采數據顯示，該井最高日產氣量僅744 m3，平均日產氣量225 m3，產量較低。

綜上可知，上升型壓裂施工曲線往往難以形成有效的裂縫網絡，壓裂效果較差。

3.4 下降型

該類型主要表現為施工壓力非線性緩慢持續下降(圖4d)。隨著裂縫的延長，當裂縫端部壓力下降到接近閉合壓力時，裂縫將無法繼續延伸，壓力曲線逐漸趨于平緩，反映壓裂縫不斷溝通煤層中的天然裂隙系統，壓裂效果顯著。如LA-43井，近4 a的排采數據顯示，最高日產氣量達1 460 m3，平均日產氣量779 m3，累計產氣99.5萬m3，表現出旺盛的產能特征。下降型壓裂曲線反映壓裂效果較好，煤層滲透性提高顯著。

為進一步分析4類氮氣泡沫壓裂施工曲線整體對產能的影響程度，首先按升序分別將各類施工曲線對應的煤層氣井產量進行排序，這里的產氣量可以是累計產氣量，也可以是平均日產氣量，前提是所有煤層氣井的排采時間需保持基本一致，本次采用平均日產氣量；然后將各類施工曲線所占有的煤層氣井數進行歸一化處理(式(1))，以消除各類型曲線占比的差異性。

式中：X為按產氣量升序排列的第1~口井占總井數的累計百分比；為按產氣量升序排列的第口井；為總井數。

繪制X與產氣量之間的關系圖(圖5)。從圖5可以看出，整體上，下降型壓裂曲線對應的產氣效果最佳，穩定型和波動型次之，但穩定型獲得高產氣量的概率更大，上升型壓裂曲線產氣效果最差。各類氮氣泡沫壓裂曲線中，穩定型、波動型、上升型和下降型煤層氣井分別占34%、23%、29%、14%，除去上升型曲線，意味著約71%的煤層氣井經過氮氣泡沫壓裂后能夠獲得較好的產氣效果。

圖5 潞安礦區煤層氣井壓裂施工曲線類型與產氣量的關系

4 氮氣泡沫壓裂液對產能的影響

4.1 壓裂液用量對產能的影響

壓裂液的主要作用是將地面設備中能量傳遞到煤儲層中，在煤層中形成裂縫，并攜帶支撐劑填充到裂縫中。按照氮氣泡沫壓裂泵注程序，將壓裂液分為前置液、攜砂液和頂替液。前置液的作用是在煤儲層中造成一定幾何尺寸的裂縫，以備后續攜砂液的進入，前置液中含有酸液，作用是溶蝕煤儲層中的礦物，提高孔裂隙之間的連通性；攜砂液主要是將支撐劑帶入裂縫中并將支撐劑填在裂縫內預定位置；頂替液用來將攜砂液送到預定位置，并預防砂堵。

通過分析氮氣泡沫壓裂過程中各階段壓裂液用量與煤層氣井產能之間的關系，發現各階段壓裂液用量與平均日產氣量之間具有一定的規律性(圖6)。如圖6a所示，前置液用量對產氣量的影響呈現出大致以450 m3為界截然相反的兩種趨勢，小于450 m3時，兩者具有一定的正相關關系；大于450 m3時，呈很好的負相關關系。說明前置液用量并非越大壓裂效果越好，統計數據顯示，用量控制在450 m3左右壓裂效果較好。

攜砂液用量越大產氣量越好(圖6b)，反映攜砂液中的氮氣泡沫攜砂能力強，能夠將支撐劑順利地帶入壓裂裂縫，攜砂液量越大，裂隙支撐效果越好，說明氮氣泡沫壓裂液具有良好的造縫能力，這是保證煤層氣井高產的根本所在，也是該技術的主要優勢之一。

頂替液用量對產氣量的影響(圖6c)展現出用量越大，產氣量反而相對越小，特別是頂替液用量大于8 m3時，煤層氣井產能不佳；小于8 m3時，尚可獲得可觀的氣產量，因此，頂替液用量以小于8 m3為宜。

氮氣泡沫壓裂與傳統水力壓裂的主要區別在于壓裂過程中有氮氣泡沫參與攜砂、造縫、返排等，因此，氮氣的用量對壓裂效果具有一定的影響。如圖6d所示，氮氣注入量與平均日產氣量呈兩段式分布，分界線在5萬m3左右，說明氮氣泡沫壓裂過程中并非注入的氮氣越多壓裂效果越好，存在一個最佳注入量，統計數據顯示大致在5萬m3。

除各階段壓裂液用量對煤層氣井產能具有影響外，總壓裂液用量也影響煤層氣井的產能。統計結果顯示(圖6e)，總壓裂液用量在800 m3以上，高產井數量明顯減少。因此，在施工過程中，需要統籌各階段和總壓裂液用量，以保證獲得良好的壓裂效果。

圖6 壓裂液用量與平均日產氣量關系

4.2 支撐劑用量對產能的影響

支撐劑是壓裂時地層被壓開后用來支撐裂縫阻止其重新閉合的固體顆粒，其作用是在裂縫中鋪置排列后形成支撐裂縫，從而在煤層中形成遠高于煤儲層滲透率的支撐裂縫帶，使流體在支撐劑裂縫中有較高的流通性，減少流動阻力。

通常用砂比來表征支撐劑的相對用量。如圖7所示，平均砂比與平均日產氣量之間的關系比較復雜，總體上，平均砂比最大控制在33%左右為宜，過大無益。在此范圍內，與低砂比相比，高砂比更有可能獲得較好的壓裂效果，如LA-44井，砂比33.3%，平均產氣量1 292 m3/d。過高的砂比壓裂效果可能會變差，且不利于煤層氣井的后續排采，如LA-23井，砂比41.1%，平均產氣量121 m3/d，產量較低。而低砂比也有可能獲得較好的壓裂效果，如LA-45井，砂比16.8%，平均產氣量436 m3/d，砂比僅有LA-23的41%，而產氣量是前者的3.6倍。

究其原因，主要在于支撐劑在各級裂縫中的分布是否合理，鋪砂是否均勻，是否有利于煤層氣的順利產出。大砂比有利于增加縫長和縫寬，解放更大范圍內的應力，增加裂縫的導流能力，排采時能夠擴大壓降范圍，提高產氣量。但大砂比會造成壓裂液的流動性減弱，施工過程中更易造成砂子在井筒附近或壓裂裂縫的拐角處堆積，造成鋪砂面積小，鋪砂不均勻，勢必會影響流體的流動，進而影響煤層氣井的產能。而較小砂比情況下，壓裂液的流動性和攜砂能力較強，泡沫壓裂液能夠將支撐劑帶入較遠地層中，反而增大了鋪砂面積，鋪設更均勻，壓裂效果可能更好。

圖7 砂比與平均日產氣量關系

5 氮氣泡沫壓裂井產能評價

通過對氮氣泡沫壓裂增產機理的探討可知，與水力壓裂相比，氮氣泡沫壓裂的優勢主要體現在高質量的氮氣泡沫具有較強的攜砂能力、較低的濾失量和儲層損害，以及較好的返排效果等特征，這是該技術更加有利于低滲、低壓煤儲層提高產能的重要原因。

針對特定的煤儲層地質條件，增產改造技術的優劣歸根結底需要通過產能來反映。為此，統計潞安礦區45口氮氣泡沫壓裂井與120口水力壓裂井近4 a的排采數據，通過對比分析兩種壓裂技術在產能上的差異，以探討不同壓裂技術的儲層適應性。為便于對比，需要對煤層氣井產能進行分類，以統一對比標準。首先，需要將煤層氣井數及產量做歸一化處理，然后，繪制煤層氣井產量分布曲線，以產量分布曲線的導數值作為劃分低產井與高產井的評判準則，具體分類方法詳見文獻[32]。

如圖8a所示，將圖中導數值為1的黑色實線(表示所有煤層氣井單井產能相同，對總產氣量的貢獻相同，即 產量均勻分布曲線)平移至與煤層氣井產量分布曲線相切，產量分布曲線上導數值大于1的區域對應的煤層氣井即為高產井，小于1的為低產井。據此，由圖8a可知，無論是氮氣泡沫壓裂井還是水力壓裂井，或兩種壓裂井綜合在一起，所繪制的產量分布曲線基本一致。其中，低產井數量均占總井數的65%，而高產井總數占比35%，說明這兩種壓裂井各自的單井產能差異性大致相同。但反映在產能上，氮氣泡沫壓裂井劃分低產井與高產井的界限為平均單井日產氣量371 m3，而水力壓裂井為平均單井日產氣量181 m3(圖8b)。也就是說，氮氣泡沫壓裂井劃分低產井與高產井界限的起點是水力壓裂井的2倍多。

如圖8b所示，整體上，氮氣泡沫壓裂井的平均日產氣量明顯高于水力壓裂井。為了進一步分析兩種壓裂井產能的差異性，根據產能分布曲線得到的低產井與高產井劃分界限，分別以平均日產氣量小于100、>100~200、>200~400和大于400 m3為界將潞安礦區煤層氣井劃分為低產井、中產井、中高產井和高產井等4種產能類型。

圖8 潞安礦區煤層井產氣量

如圖9所示，4種產能類型對應的井數占比表明，氮氣泡沫壓裂井總體上具有更高的產能，主要體現在高產井、中高產井的比例遠大于水力壓裂井。在平均日產氣量大于400 m3的煤層氣中，氮氣泡沫壓裂井數占比約為水力壓裂井的7倍；200~ 400 m3的煤層氣井中，前者是后者的2倍左右。水力壓裂井以平均日產氣量小于200 m3為主，占總井數的77%，氮氣泡沫壓裂井占39%。意味著若以平均日產氣量200 m3為界來評判煤層氣井產能的高低，61%的氮氣泡沫壓裂井均具有可觀產能，這與通過壓裂曲線類型分析所反映的除上升型壓裂曲線外，約71%的煤層氣井具有較好的壓裂效果具有一定的契合度。綜合研究分析表明，潞安礦區采用氮氣泡沫壓裂技術進行煤層氣井增產是可行、有效的，并具有可觀潛力。

圖9 潞安礦區氮氣泡沫與水力壓裂井產能對比

6 結論

a. 根據施工壓力、排量、砂比的變化規律，將潞安礦區煤層氣井氮氣泡沫壓裂曲線分為穩定型、波動型、上升型和下降型等4類9型。整體上，下降型壓裂曲線對應的產氣效果最佳，穩定型和波動型次之，但穩定型獲得高產氣量的概率更大，上升型壓裂曲線產氣效果最差。

b. 研究區氮氣泡沫壓裂液用量對產能的影響主要表現為：前置液用量和氮氣注入量并非越大壓裂效果越好，均存在一個最佳用量，統計數據顯示，前置液用量控制在450 m3左右為宜，氮氣注入量大致在5萬 m3最佳；頂替液與總壓裂液用量并非越大產能越高，前者以8 m3左右為宜，后者以 800 m3為宜，超過臨界值，高產井數量明顯減少；攜砂液用量越大產能越高，反映氮氣泡沫較強的攜砂造縫能力。

c. 整體上，研究區氮氣泡沫壓裂井的產能明顯高于水力壓裂井，主要體現在高產井、中高產井的比例遠大于水力壓裂井。對比結果表明，約61%的氮氣泡沫壓裂井具有可觀產能，而水力壓裂井僅有23%。但并非所有的氮氣泡沫壓裂井均優于水力壓裂井，有關氮氣泡沫壓裂的儲層適應性有待深入研究。但就潞安礦區而言，氮氣泡沫壓裂卓有成效，究其原因，可能與該礦區超低壓的儲層特征有關。

請聽作者語音介紹創新技術成果等信息，歡迎與作者進行交流

[1] FAROUGHI S A，PRUVOT A J J，MCANDREW J. The rheological behavior of energized fluids and foams with application to hydraulic fracturing：Review[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering，2018，163：243–263.

[2] WANNIARACHCHI W A M，RANJITH P G，PERERA M S A. Shale gas fracturing using foam-based fracturing fluid：A review[J]. Environmental Earth Sciences，2017，76(2)：76–91.

[3] 許衛，李勇明，郭建春，等. 氮氣泡沫壓裂液體系的研究與應用[J]. 西南石油學院學報，2002，24(3)：64–67. XU Wei，LI Yongming，GUO Jianchun，et al. Research and application of nitrogen foam fracturing liquid[J]. Journal of Southwest Petroleum Institute，2002，24(3)：64–67.

[4] YEKEEN N，PADMANABHAN E，IDRIS A K. A review of recent advances in foam-based fracturing fluid application in unconventional reservoirs[J]. Journal of Industrial and Engineering Chemistry，2018，66：45–71.

[5] 楊兆中，彭鵬，張健，等. 煤層氮氣泡沫壓裂液研究與應用[J]. 油氣藏評價與開發，2016，6(1)：78–82.YANG Zhaozhong，PENG Peng，ZHANG Jian，et al. Research and application of nitrogen foam fracturing fluid in coalbed methane[J]. Reservoir Evaluation and Development，2016，6(1)：78–82.

[6] 武志學，郭萍，候光東，等. 氮氣泡沫壓裂液技術在大寧–吉縣地區煤層氣井的應用[J]. 內蒙古石油化工，2012，38(12)：119–121.WU Zhixue，GUO Ping，HOU Guangdong，et al. Application of nitrogen foam fracturing fluid in Daning Jixian area of CBM wells[J]. Inner Mongolia Petrochemical Industry，2012，38(12)：119–121.

[7] 崔彬，劉曉，汪方武，等. 泡沫壓裂在延川南氣田深煤層氣井增產中的應用[J]. 煤礦安全，2019，50(4)：142–144.CUI Bin，LIU Xiao，WANG Fangwu，et al. Application of foam fracturing in stimulation of deep coalbed methane wells of southern Yanchuan[J]. Safety in Coal Mines，2019，50(4)：142–144.

[8] 孫晗森，馮三利，王國強，等. 沁南潘河煤層氣田煤層氣直井增產改造技術[J]. 天然氣工業，2011，31(5)：21–23. SUN Hansen，FENG Sanli，WANG Guoqiang，et al. Stimulation technology of vertical coalbed methane gas wells in the Panhe CBM gas field，southern Qinshui basin[J]. Natural Gas Industry，2011，31(5)：21–23.

[9] 劉敏. 深煤層氣井用泡沫壓裂液研究[D]. 成都：西南石油大學，2014.LIU Min. Study on foam fracturing fluid for deep coalbed methane wells[D]. Chengdu：Southwest Petroleum University，2014.

[10] 范振華，劉宇浩，黃山. 氮氣泡沫壓裂技術在壽陽地區煤層氣開采中的應用[C]//2014年全國煤層氣學術研討會論文集. 北京：石油工業出版社，2014：424–434. FAN Zhenhua，LIU Yuhao，HUANG Shan. Application of nitrogen foam fracturing technology in coalbed methane development in Shouyang area[C]//Proceedings of the National Symposium on Coalbed Methane in 2014. Beijing：Petroleum Industry Press，2014：424–434.

[11] 張迪，馬晶翼，秦偉，等. 煤層氣氮氣泡沫壓裂井排采認識[J]. 中國石油和化工標準與質量，2013，34(2)：74–75. ZHANG Di，MA Jingyi，QIN Wei，et al. Recognition on drainage and production of coalbed methane nitrogen foam fracturing wells[J]. China Petroleum and Chemical Industry Standards and Quality，2013，34(2)：74–75.

[12] 李國富，雷崇利. 潞安礦區煤儲層壓力低的原因分析[J]. 煤田地質與勘探，2002，30(4)：30–32.LI Guofu，LEI Chongli. The reason of lower coal reservoir pressure in Lu’an coal mining area[J]. Coal Geology & Exploration，2002，30(4)：30–32.

[13] 曹運興，柴學周，劉同吉，等. 潞安礦區山西組3#煤儲層低壓特征及控制因素研究[J]. 天然氣地球科學，2016，27(11)：2077–2085. CAO Yunxing，CHAI Xuezhou，LIU Tongji，et al. A research on low reservoir pressure of coal 3# of Shanxi Formation in Lu’an mining area， Qinshui basin[J]. Natural Gas Geoscience，2016，27(11)：2077–2085.

[14] 曹運興，石玢，周丹，等. 煤層氣低產井高壓氮氣悶井增產改造技術與應用[J]. 煤炭學報，2019，44(8)：2556–2565. CAO Yunxing，SHI Bin，ZHOU Dan，et al. Study and application of stimulation technology for low production CBM well through high pressure N2Injection-soak[J]. Journal of China Coal Society，2019，44(8)：2556–2565.

[15] 李鑫，傅雪海. 潞安礦區煤儲層裂隙及其與人工裂縫的關系[J]. 煤田地質與勘探，2015，43(1)：22–25.LI Xin，FU Xuehai. The relationship between natural fractures and artificial fractures in coal reservoir in Lu’an mining area[J]. Coal Geology & Exploration，2015，43(1)：22–25.

[16] TIAN Lin，CAO Yunxing，CHAI Xuezhou，et al. Best practices for the determination of low-pressure/permeability coalbed methane reservoirs，Yuwu coal mine，Lu’an mining area，China[J]. Fuel，2015，160：100–107.

[17] 李兆敏，孫茂盛，林日億，等. 泡沫封堵及選擇性分流實驗研究[J]. 石油學報，2007，28(4)：115–118.LI Zhaomin，SUN Maosheng，LIN Riyi，et al. Laboratory study on foam plugging and selective divided-flow[J]. Acta Petrolei Sinica，2007，28(4)：115–118.

[18] 羅文利，馮利娟，何楚琦，等. 泡沫的封堵特性及液流改向作用研究[J]. 石油化工高等學校學報，2018，31(4)：63–68. LUO Wenli，FENG Lijuan，HE Chuqi，et al. Plugging characteristics and flow redirection effect of foam[J]. Journal of Petrochemical Universities，2018，31(4)：63–68.

[19] 張星，趙金省，張明，等. 氮氣泡沫在多孔介質中的封堵特性及其影響因素研究[J]. 石油與天然氣化工，2009，38(3)：227–230. ZHANG Xing，ZHAO Jinsheng，ZHANG Ming，et al. Study on blocking ability and influential factors of N2foam in porous media[J]. Chemical Engineering of Oil & Gas，2009，38(3)：227–230.

[20] 李兆敏，呂其超，李松巖，等. 煤層低傷害氮氣泡沫壓裂液研究[J]. 中國石油大學學報(自然科學版)，2013，37(5)：100–106.LI Zhaomin，LYU Qichao，LI Songyan，et al. A nitrogen foam fluid with low formation damage for CBM fracturing treatment[J]. Journal of China University of Petroleum(Natural Science Edition)，2013，37(5)：100–106.

[21] 王智君，詹斌，勾宗武. 氮氣泡沫壓裂液性能及應用評價[J]. 天然氣勘探與開發，2015，38(1)：82–87. WANG Zhijun，ZHAN Bin，GOU Zongwu. Performance and application evaluation of nitrogen foam fracturing fluid[J]. Natural Gas Exploration and Development，2015，38(1)：82–87.

[22] 劉興浩，李志臻，楊旭，等. 泡沫壓裂液在煤層氣開采中的傷害性評價及分析[J]. 鉆井液與完井液，2013，30(4)：69–71. LIU Xinghao，LI Zhizhen，YANG Xu，et al. Damage evaluation and analysis of foam fracturing fluid in CBM production[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid，2013，30(4)：69–71.

[23] 倪小明，賈炳，曹運興. 煤層氣井水力壓裂伴注氮氣提高采收率的研究[J]. 礦業安全與環保，2012，39(1)：1–3. NI Xiaoming，JIA Bing，CAO Yunxing. Study on improving coalbed gas recovery rate by hydraulic fracturing and nitrogen injection of borehole[J]. Mining Safety & Environmental Protection，2012，39(1)：1–3.

[24] 肖中海，劉巨生，陳義國. 壓裂施工曲線特征分析及應用[J]. 石油地質與工程，2008，22(5)：99–102. XIAO Zhonghai，LIU Jusheng，CHEN Yiguo. Characteristic analysis and application of fracturing curve[J]. Petroleum Geology and Engineering，2008，22(5)：99–102.

[25] 王玉海，夏克文，孫國庫，等. 根據壓裂施工曲線判斷煤層氣井壓后裂縫展布及產氣效果方法研究[J]. 油氣井測試，2011，20(2)：25–29. WANG Yuhai，XIA Kewen，SUN Guoku，et al. According to CBM wells fracturing pressure curve to determine the crack distribution and effects of method of gas production[J]. Well Testing，2011，20(2)：25–29.

[26] 李亭，楊琦. 煤層氣井壓裂施工曲線特征分析及應用[J]. 中國煤炭地質，2012，24(9)：20–24.LI Ting，YANG Qi. CBM well fracturing operation curve characteristic analysis and application[J]. Coal Geology of China，2012，24(9)：20–24.

[27] 蔡路，姚艷斌，張永平，等. 沁水盆地鄭莊區塊煤儲層水力壓裂曲線類型及其地質影響因素[J]. 石油學報，2015，36(增刊1)：83–90. CAI Lu，YAO Yanbin，ZHANG Yongping，et al. Hydraulic fracturing curve types of Qinshui basin and their coal reservoirs in Zhengzhuang block，geological influence factors[J]. Acta Petrolei Sinica，2015，36(S1)：83–90.

[28] 韓保山. 低滲煤層壓裂機理及應用[J]. 煤田地質與勘探，2016，44(3)：25–29. HAN Baoshan. Research on fracturing mechanism of low permeability coal seam and application of surface CBM drainage[J]. Coal Geology & Exploration，2016，44(3)：25–29.

[29] 王緒性，仲冠宇，郭布民，等. 沁水盆地南部3號煤壓裂曲線特征及施工建議[J]. 煤田地質與勘探，2016，44(3)：36–39. WANG Xuxing，ZHONG Guanyu，GUO Bumin，et al. Characteristic of fracturing curve of seam No.3 in south of Qinshui basin and suggestion about operation[J]. Coal Geology & Exploration，2016，44(3)：36–39.

[30] 張小東，胡修鳳，楊延輝，等. 沁南煤層氣井壓裂施工曲線分析[J]. 河南理工大學學報(自然科學版)，2017，36(3)：21–27.ZHANG Xiaodong，HU Xiufeng，YANG Yanhui，et al. Analysis of hydraulic fracturing operation curves of CBM wells in southern Qinshui basin[J]. Journal of Henan Polytechnic University(Natural Science)，2017，36(3)：21–27.

[31] 張曉娜，康永尚，姜杉鈺，等. 沁水盆地柿莊區塊3號煤層壓裂曲線類型及其成因機制[J]. 煤炭學報，2017，42(增刊2)：441–451. ZHANG Xiaona，KANG Yongshang，JIANG Shanyu，et al. Fracturing curve types and their formation mechanism of coal seam 3 in Shizhuang block，Qinshui basin[J]. Journal of China Coal Society，2017，42(S2)：441–451.

[32] 武男，陳東，孫斌，等. 基于分類方法的煤層氣井壓裂開發效果評價[J]. 煤炭學報，2018，43(6)：1694–1700. WU Nan，CHEN Dong，SUN Bin，et al. Evaluation on fracturing effect based on classification method[J]. Journal of China Coal Society，2018，43(6)：1694–1700.

Fracturing parameters analysis and productivity evaluation of vertical coalbed methane wells with nitrogen foam

LI Hengle1, CAO Yunxing2, ZHOU Dan3, CHAI Xuezhou4, LIU Tongji4, FENG Peiwen4, SHI Bin2, TIAN Lin2

(1. School of Resources and Environment, Henan University of Engineering, Zhengzhou 451191, China; 2. Gas Geology and Engineering Research Center,Henan Polytechnic University, Jiaozuo 454000, China; 3. Key Laboratory of the Ministry of Education of China for Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221008, China; 4. Shanxi Lu’an Mining Group Ltd., Changzhi 046200, China)

Fracturing parameters are important parameters that affect the fracturing effect, fracture characteristics and CBM productivity. Through an in-depth understanding of the influence of fracturing parameters on productivity, it is essential to optimize the fracturing process and increase the productivity of CBM wells. Taking 45 nitrogen foam fracturing wells in Lu’an mining area as the research object, the types of fracturing operation curves and their effects on productivity were studied. The relationship between fracturing fluid dosage and productivity was discussed. The differences in productivity of nitrogen foam wells and hydraulic fracturing wells was compared and analyzed. The results show that: Nitrogen foam fracturing operation curve can be divided into four categories: stable, fluctuating, ascending and descending. The production capacity of the descending and stable fracturing curves is higher than that of the fluctuating type, the ascending curve corresponds to the worst productivity; Statistical data show that 800 m3is suitable for total liquid volume, 450 m3for ahead fluid and 8 m3for displacement liquid, and about 50 000 m3for nitrogen injection. But the higher the amount of sand-carrying liquid, the higher the productivity, which reflects that the good sand-carrying, seam-forming and sedimentation performance of nitrogen foam fracturing fluid is the key point to improve production capacity; As the whole nitrogen foam fracturing well production is significantly higher than the hydraulic fracturing of wells, the proportion of high-yield wells and medium-high-yield wells of the former is much larger than the later, 61% nitrogen foam fracturing wells had higher productivity while hydraulic fracturing wells with higher productivity was 23%. The considerable potential of nitrogen foam fracturing technology in Lu’an mining area can provide technical reference for coalbed methane development in other mining areas.

nitrogen foam; fracturing parameter; fracturing curve; coalbed methane; productivityevaluation; Lu’an mining area

P618. 11

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2020.03.010

1001-1986(2020)03-0065-10

2019-11-17；

2020-01-20

山西省科技重大專項項目(20111101002)；河南省高等學校重點科研項目(16A170009)；鄭州市科技攻關項目(153PKJGG136)

Science and Technology Major Project of Shanxi Province(20111101002)；Higher Education Key Scientific Research Project of Henan Province(16A170009)；Zhengzhou Science and Technology Project(153PKJGG136)

李恒樂，1985年生，男，河南南陽人，博士，講師，從事煤層氣地質與瓦斯地質研究與教學. E-mail：hengleli@126.com

曹運興，1955年生，男，河南魯山人，博士，教授，博士生導師，從事煤層氣/瓦斯地質與煤層氣開發技術研究與教學. E-mail：yxcao17@126.com

李恒樂，曹運興，周丹，等. 煤層氣直井氮氣泡沫壓裂參數分析及產能評價[J]. 煤田地質與勘探，2020，48(3)：65–74.

LI Hengle，CAO Yunxing，ZHOU Dan，et al. Fracturing parameters analysis and productivity evaluation of vertical coalbed methane wells with nitrogen foam[J]. Coal Geology & Exploration，2020，48(3)：65–74.

(責任編輯 范章群)