鄭莊井田3號煤層壓裂裂縫形態及特征研究

賈 詔

(山西藍焰煤層氣集團有限責任公司，山西 晉城 048204)

煤層氣是一種低碳清潔能源,據最新一輪油氣資源動態評價成果顯示,中國埋深2 000 m以淺的煤層氣資源量為30萬億立方米,可采資源量為12.5萬億立方米。煤田在成煤期內及期后經歷了多期、多次、多級、多向的“四多”構造運動及演化作用影響,煤層氣地質條件復雜,煤儲層具有典型的低孔低滲(超低滲)特征,單井產氣量普遍較低[1-2]。

為了提高煤層氣開發工程效果,常采用壓裂方式在煤儲層中進行人工造縫,進而在煤層中形成大量人工裂隙網絡系統,極大提高了煤儲層對流體的增透導流能力,最終達到提高煤層氣井的產量、采收率的目的[3-4]。壓裂裂縫形態與特征是壓裂工程實施效果的直接體現,亦是地面煤層氣開發井網布置及優化、壓裂工程設計及優化、產量預測及效果評價的重要研究內容之一[5-9]。近年來,前人在裂縫形態與特征理論研究、監測技術與方法等方面開展了大量工作,取得了豐碩成果,對生產實踐起到了積極指導作用[10-11]。微地震實時裂縫監測技術是近年來興起的一項地球物理探測技術,是目前壓裂裂縫監測中最直觀、最精確、最及時、信息最豐富的監測手段,可以對儲層壓裂的范圍、裂縫長度和高度發育情況及優勢延展方位進行追蹤和定位,客觀有效地評價壓裂工程的效果[12-13]。

目前,鄭莊井田已開展了一定產能規模的地面煤層氣開發工程,但在壓裂裂縫形態與特征方面尚未開展研究工作。在此,以鄭莊井田為工程背景,采用微地震裂縫實時監測技術對鄭莊井田3號煤層壓裂裂縫進行實時監測,基于監測數據開展裂縫形態與特征研究,以期為生產實踐提供理論和技術支撐。

1 研究區基本概況

1.1 地質概況

鄭莊井田位于沁水盆地東南部晉城礦區,地處沁水縣鄭莊鎮、王必鎮一帶,地理坐標為東經112°17′45″-112°24′00″,北緯35°41′15″-35°47′00″,井田面積約49.1 km2。井田內上石炭統太原組與下二疊統山西組沉積穩定,為區內主要含煤地層,含煤6～15層,煤層平均總厚10.47 m,含煤系數6.79%。全井田穩定可采煤層有2層(3號煤層、15號煤層),大部可采煤層有1層(9號煤層),其余為不穩定不可采煤層。本文研究的3號煤層位于山西組下部,煤階為無煙煤(鏡質組反射率Ro,max=3.10%～3.56%,平均3.23%),煤層厚度大,一般為3.43～7.16 m,平均5.21 m。煤中含泥巖、炭質泥巖夾矸0～2層,厚度0.05～0.60 m。頂板主要是泥巖、砂質泥巖,次為粉砂巖,局部為中、細粒砂巖或粉砂巖。底板為黑色泥巖、砂質泥巖、深灰色粉砂巖。

井田位于沁水復式向斜的軸部南端,井田內斷層稀少,主要為寬緩的向、背斜,陷落柱稀少,無巖漿活動,構造屬簡單類型,如圖1所示。沁水盆地南部最大主應力方向為水平方向,應力總體上以水平應力為主,構造應力占絕對優勢,屬于典型的構造應力場類。最大水平主應力值一般為7.63～18.26 MPa,方向主要為N30.2°E-N83.4°W,埋深增加,地應力呈增大趨勢。

圖1 井田構造及壓裂監測井井位圖

1.2 煤質特性

鄭莊井田3號煤層新鮮面呈黑色,條痕為褐黑色,中-寬條帶狀結構,層狀構造,貝殼狀-階梯狀斷口,似金屬光澤,內生裂隙較發育,質地較硬,以亮煤為主、暗煤次之,夾鏡煤條帶,屬半亮-光亮型煤。鄭莊井田壓裂裂縫監測井3號煤層力學特性測定結果見表1。3號煤硬度相對較高,機械強度較大,耐水性一般,軟化系數為0.49～0.65,平均為0.57;單軸抗壓強度值較為集中,一般為13.2～19.2 MPa,平均為15.3 MPa;彈性模量(切線模量)測值較為集中,一般為0.04×105～0.07×105MPa,平均0.05×105MPa;泊松比變化不大,一般為0.21～0.25,平均0.23。

表1 鄭莊井田3號煤層力學特性

2 壓裂施工關鍵參數

壓裂液量、支撐劑量、壓裂注入排量及平均砂比等壓裂施工參數對壓裂規模、裂縫形態與特征(裂縫長度、高度及延展方位等)、儲層改造效果等具有重要的控制作用[14-15]。通過壓裂裂縫實時監測成果(表2)可知,煤層氣井壓裂方式全部采用套管注入水力壓裂,壓裂過程平穩,順利;壓裂層段埋深相對較深,一般為675.55～961.54 m;射孔壓裂段煤儲層厚度一般為4.77～5.20 m,平均為5.0 m;采用102槍127彈、孔密為16孔/m的槍型射孔作業,射孔段孔彈數量為76～83個,平均80個;各壓裂裂縫監測井的壓裂液量差別較小,一般為550.2～598.4 m3,平均564.7 m3,屬于中等壓裂規模;支撐劑量比較集中,一般為35～40 m3,平均37 m3;注入排量變化小,一般為7.5～8.5 m3/min,平均8.0 m3/min;平均砂比基本一致,一般為7.5%～8.5%,平均8.0%。

表2 鄭莊井田裂縫監測井壓裂施工參數

3 微地震裂縫實時監測原理及基本流程

3.1 微地震裂縫實時監測系統及原理

采用加拿大ESG工程地震集團研制的ESG微震監測系統對研究區壓裂裂縫進行實時監測,該系統主要由加速度型傳感器、數據采集儀、WatchDog軟件運行監視器、GPS時間同步系統、Paladin連接盒(傳感器終端,交直流轉化設備,不間斷電源等)、地面數據處理主機、遠程無線傳輸系統等組成。加速度傳感器頻帶0.13～8 000 Hz,靈敏度1 V/g,底噪30 μg,動態范圍104 dB。微震采集儀具備6通道數據傳輸,提供32位模數轉換,動態范圍144 dB,最高采樣率20 kHz,可實現對低頻微震事件的采集,同時多個模擬接口支持地傾斜、溫度、滲壓等傳感器,能夠在局域網或遠程無線網絡進行獨立或多個終端運行。系統采用震源的自動與人工雙重拾取,可進行震源定位校正與各種震源參數的計算,并實現事件類型的自動識別,同時利用軟件的濾波處理器、閾值設定和帶寬檢波功能等多種方式,修整事件波形并剔除噪聲事件,系統能夠實時、連續、自動地采集微震信號,并可以將采集到的數據記錄、保存多天,允許用戶查看并隨時重新處理從遠程站點采集到的數據。

壓裂過程中,高壓流體通過套管注入儲層,致使儲層破壞并產生裂隙,在裂隙面將產生系列的微震事件,采用檢波器對微震信號進行采集和處理,得出震源位置并獲取壓裂裂縫形態與特征參數[16]。儲層壓裂時,高壓壓裂液向井筒和地層中持續注入,井筒和地層壓力逐漸升高,當壓力超過儲層的力學強度時就會發生破壞。儲層的破壞過程可采用經典的“材料摩爾-庫倫破壞準則”(即C-M準則方程)進行表征[17]。C-M準則方程表達式如下:

τ≥τ0+μ(σ1+σ2-2p0)/2+μ(σ1-σ2)cos(2φ)/2.

(1)

τ=(σ1-σ2)sin(2φ)/2.

(2)

式中:τ為裂縫面的剪切應力,MPa;τ0為煤巖的抗剪強度,MPa;σ1為地層最大主應力,MPa;σ2為地層最小主應力,MPa;φ為最大主應力與裂縫面法向之間的夾角,(°);p0為地層壓力,MPa;μ為摩擦系數。

由上述公式可知,在τ0取0時,公式(1)的左側等于或大于右側,此時微震發生,并在儲層中原生裂縫面產生微震信號并傳遞;當p0增大時,公式(1)右側數值減小,當作用在裂縫面的剪切應力τ大于煤巖固有的抗剪強度τ0時,公式(1)的左側大于右側,煤巖發生破壞變形,壓裂裂隙開始在儲層中形成,微震信號也在壓裂裂隙的邊緣產生,并以球面波的形式向四周傳播[18]。基于壓裂微震信號的發生原理,在裂縫監測井的不同方位布置多個微震信號接收儀,對壓裂過程中產生的微震信號進行實時采集,然后對采集信號進行轉換、處理后傳輸給母站,數據經過軟件及時處理分析,進而實現壓裂裂縫形態與特征(裂縫長度、裂縫高度、延展方位等)的分析和研究。

3.2 微地震裂縫實時監測基本流程

微震信號接收儀的布置安裝是微地震裂縫實時監測中的關鍵環節之一,其布置和安裝位置對裂縫監測數據的精確性和成果可靠性具有重要影響。因此,在壓裂之前,需對裂縫監測井周邊的地形地貌情況進行實地踏勘,確定出適宜安裝信號采集儀的位置。利用坐標數據和鉆井測斜資料,確定裂縫監測井井口在平面的投影點(即圖2中的O點),然后在井口投影點不同方位相距50～100 m處布置安裝多個微震信號采集儀,見圖2。微震信號采集儀安裝完畢后,對裂縫監測系統進行調試并設定背景噪音及其他相關參數。

(a)ZZJT-031

為保障監測數據的完整性,并考慮到壓裂信號的滯后效應,裂縫監測系統一般在壓裂前5 min開機監測,壓裂施工達到設計要求后停泵,停泵初期井筒內和地層中還處于高壓狀態,頂替液會繼續驅動壓裂液和支撐劑繼續向裂縫遠處運移、堆疊,裂縫長度、裂縫高度和裂縫范圍也會發生一定變化,這個過程大概持續10 min。因此,為保證監測數據的精確性,裂縫監測工作大多在停泵20 min后結束。

4 壓裂裂縫形態與特征分析

4.1 裂縫形態與特征

鄭莊井田3號煤層壓裂裂縫實時監測成果如表3、圖3和圖4所示。裂縫監測井煤層破裂顯著,受煤非均質性、煤物理性質、力學特性及壓裂施工參數等因素的共同影響,壓裂裂縫單翼縫長、裂縫總長、裂縫高度、優勢延展方位等裂隙形態與特征參數均有所不同,具有顯著的分異現象和分形特征[19-20]。就各壓裂井而言,ZZJT-031煤層氣井煤儲層壓裂形成了4條壓裂主裂縫,在壓裂液注入量達23.5 m3時煤層發生破裂,首條裂縫形成,裂縫長度136.0 m,裂縫延展方位為北東12.8°;在壓裂液注入量達31.7 m3時,產生第2條裂縫,裂縫長度102.3 m,裂縫延展方位為北東11.3°;在壓裂液注入量達64.1 m3時,產生第3條裂縫,裂縫長度117.1 m,裂縫延展方位為北東9.6°;在壓裂液注入量達74.3 m3時,產生第4條裂縫,裂縫長度95.4 m,裂縫延展方位為北東15.2°。ZZJT-046煤層氣井煤儲層壓裂產生了3條壓裂主裂縫,在壓裂液注入量達48.3 m3時煤層發生破裂,首條裂縫形成,裂縫長度87.6 m,裂縫延展方位為北東22.8°;在壓裂液注入量達69.7 m3時,產生第2條裂縫,裂縫長度103.9 m,裂縫延展方位為北東28.5°;在壓裂液注入量達84.2 m3時,產生第3條裂縫,裂縫長度79.4 m,裂縫延展方位為北東19.5°。ZZJT-060煤層氣井煤儲層壓裂形成了2條壓裂主裂縫,在壓裂液注入量達34.7 m3時煤層發生破裂,產生首條裂縫,裂縫長度156.3 m,裂縫延展方位為北東48.9°;在壓裂液注入量達64.6 m3時,產生第2條裂縫,裂縫長度81.8 m,裂縫延展方位為北東42.3°。ZZJT-119煤層氣井煤儲層壓裂形成了2條壓裂主裂縫,在壓裂液注入量達25.4 m3時煤層發生破裂,產生首條裂縫,裂縫長度219 m,裂縫延展方位為北東47.3°;在壓裂液注入量達46.1 m3時,產生第2條裂縫,裂縫長度175.7 m,裂縫延展方位為北東42.9°。

(a)ZZJT-031

(a)ZZJT-031

表3 壓裂裂縫形態與特征參數

總體而言,井田最大水平主應力方向為北東向,受其控制壓裂裂縫優勢發育方位與最大水平主應力方向一致[21],總體呈北東向展布,延展方位一般為北東12.8°-北東48.9°。同時,受最大水平主應力控制,壓裂裂縫主要以水平裂縫發育為主,且裂縫延伸較長、較遠,而垂直裂縫發育不及水平方向,且延伸長度較小,僅在頂底板短距離延伸。東翼裂縫長度50.2～79.6 m,平均66.2 m;西翼裂縫長度53.7～139.4 m,平均87.7 m。裂縫總長度103.9～219.0 m,平均153.8 m;裂縫高度差異不大,一般為14.2～22.1 m,平均17.5 m。

4.2 壓裂施工參數對裂縫形態與特征的影響

4.2.1壓裂液量對裂縫長度和高度的影響

壓裂液可將其分為前置液、攜砂液和頂替液。前置液主要是用于破裂煤層造縫,用液量一般為攜砂液的20%～30%;攜砂液主要是攜帶支撐劑進入事先形成的裂縫中,防止地層閉合,用液量一般為70%～75%;頂替液是把井筒中的全部攜砂液頂替入裂縫中,用液量一般為5%左右或井筒體積的1.2倍即可。因此,壓裂液總量為上述3個壓裂階段壓裂液用量之和。壓裂液量的大小是衡量壓裂規模和影響造縫能力、裂縫長度、裂縫高度的最重要的壓裂工程參數[22-23],壓裂液量越大,造縫能力越強,壓裂形成的裂縫網絡越發育,壓裂液可在煤儲層中深穿透,易在水平、垂直方向造成長裂縫,反之亦然[24]。通過壓裂液量與裂縫長度、裂縫高度之間的相關性分析可知,壓裂液量越大,在水平方向形成的裂縫長度越長,在垂直方向形成的裂縫高度亦越高,它們之間具有非常顯著的線性正相關性(圖5和圖6)。同時大量研究和工程實踐表明,各階段壓裂液配比對裂縫長度、高度影響不大。

圖5 裂縫總長與壓裂液量的關系

圖6 裂縫高度與壓裂液量的關系

4.2.2注入排量對裂縫長度和高度的影響

壓裂泵每分鐘向井筒和儲層中注入的壓裂液量稱作排量,在壓裂液量(或壓裂規模)和壓裂液類型及方式確定后,排量對壓裂裂縫長度、裂縫高度、裂縫發育規模及范圍等會產生影響[25-26]。通過相關性分析可知,排量與裂縫長度、裂縫高度之間具有顯著的線性正相關性(圖7和圖8),即壓裂注入排量增大,壓裂能量供給提高,能夠有效維持壓裂裂縫的拓展,裂縫長度和裂縫高度隨之增加。同時,增大排量能夠促使裂縫的產生并使新形成的裂隙與天然裂縫充分溝通,形成復雜的裂隙網絡系統[25]。

圖7 裂縫總長與排量的關系

圖8 裂縫高度與排量的關系

4.2.3支撐劑量對裂縫長度和高度的影響

支撐劑是具有一定磨圓度、粒度和級配的天然石英砂或其他人造高強度固體顆粒(如玻璃珠、核桃殼、塑料球、陶粒、樹脂覆膜砂等)[27]。煤是一種固體可燃有機巖,具有低孔、低滲或超低滲特性,為提高壓裂效果和儲層的增透導流能力,常在壓裂液中添加一定數量的支撐劑使裂縫始終保持張開狀態,同時促使裂縫向遠處延伸[28]。前人在支撐劑對裂縫形態與特征方面開展了大量研究工作,并發現支撐劑量越大,裂縫中嵌入、堆疊、鋪置的支撐劑量越大,支撐劑支撐裂縫張開的效果越好,有利于造長縫和提高儲層的增透導流能力[29-31]。通過相關性分析可知,支撐劑與裂縫總長、裂縫高度之間具有非常顯著的線性正相關性(圖9和圖10),與前人研究結果高度一致。

圖9 裂縫總長與支撐劑量的關系

圖10 裂縫高度與支撐劑量的關系

4.2.4平均砂比對裂縫長度和高度的影響

平均砂比是指攜砂液階段支撐劑體積與攜砂液體積之比的平均值,其值大小并不能反映壓裂液量和支撐劑量,只是攜砂液階段對支撐劑平均占比或濃度的一個表征參數。近年來,前人在平均砂比對壓裂改造效果的影響方面開展了研究,得出在攜砂液階段泵入高濃度、大粒徑支撐劑的高粘度攜砂液,使支撐劑在裂縫中充填,進而形成較高導流能力的裂縫,有助于提高油氣井的產量和采收率[32-33]。在此研究的裂縫監測井其壓裂平均砂比為中砂比壓裂,且各壓裂井的平均砂比值基本相當,因此,平均砂比對裂縫長度及裂縫高度的影響較小,它們之間的相關性不顯著(圖11和圖12)。

圖11 裂縫總長與平均砂比的關系

圖12 裂縫高度與平均砂比的關系

5 結論

1)受煤非均質性、物理性質及力學特性、壓裂施工參數、應力場特征等因素影響,鄭莊井田3號煤層裂縫長度(單翼長度及總長度)、裂縫高度及延展優勢方位各有不同(北東12.8°-北東48.9°),裂縫長度兩極值差為115.1 m,裂縫高度兩極值差為7.9 m,呈現出一定的分異現象和分形特征。

2)儲層破裂顯著,受北東向最大水平主應力控制,壓裂主要以水平造縫為主,且裂縫延伸較遠,垂向裂縫不及水平裂縫發育且裂縫延伸較短,裂縫優勢延展方位與最大水平主應力方向保持一致,優勢延展方位為北東12.8°-北東48.9°。在中等壓裂規模下,裂縫平均總長度為132.0～231.1 m,裂縫高度為12.5～19.2 m。因此,后期地面煤層氣井網布置時,在裂縫優勢延展方位井間布置距設在200 m左右為宜。

3)壓裂施工參數對裂縫形態與特征影響顯著,但作用機理不同。其中,壓裂液量、注入排量及支撐劑量對裂縫長度和裂縫高度影響較大,具有顯著的線性正相關性,復相關系數R2一般為0.721 2～0.874 7；而平均砂比與裂縫長度和裂縫高度間關系不顯著,復相關系數R2僅為0.161 0～0.206 3。