水力压裂论文参考文献

孙志宇 刘长印 李宗田

（中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083）

摘 要 采用大尺寸真三轴实验系统及CT扫描裂缝监测方法，直观有效地观察了微裂缝、孔洞发育的大尺寸火山岩露头岩样水力裂缝扩展规律，分析了不同主应力差、岩石孔隙、天然裂缝发育程度对火山岩压裂裂缝扩展的影响，该方法在国内外尚属首次。实验结果表明，火山岩质地坚硬，难以压开，压裂过程中具有明显的泵压波动；裂缝扩展总体上受水平主应力状态控制，但天然裂缝空间位置、长度、熔孔发育程度及岩石特性会影响裂缝起裂、延伸压力及裂缝形态，形成复杂的裂缝系统：井筒附近的天然裂缝、孔洞会改变水力裂缝起裂次序及扩展方向，而火山岩独有的岩石特性又会使裂缝的空间展布较为扭曲。

关键词 CT扫描 裂缝扩展 物理模拟 火山岩

Research of Physical Modelling on HydraulicFracture Propagation by CT Scan in Volcanic Rocks

SUN Zhiyu，LIU Changyin，LI Zongtian

（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract Applying triaxial experimental system and CT scan monitoring method，the propagation rule of hydraclic fracture in large-size volcanic outcrop rock sample with lots of micro-cracks and holes can be observed effectively，also the effects of stress difference，rock pores and nature fractures on hydraclic fracture propagation can be analyzed，which is first used all over the world.The results show that，the volcanic rock is very hard to crack，and the pump pressure fluctuates obviously in the treatment；the fracture propagation is mainly controlled by horizontal principle stress but nature fractures location and length，rock pores size and rock characteristics also have significant effects on fracture initiation，extension and fracture geometry to cause complex fracture system. Nature fractures and pores near wellbore may change the direction of fracture and the special rock characteristics of volcanic rock may cause the fracture tortuous.

Key words CT scan；fracture propagation；physical modelling；volcanic rock

针对大尺寸岩样水力压裂裂缝起裂和延伸的实验研究，前人做了大量的工作，取得了一定的成果［1～9］，但是，这些实验都是针对均质的水泥块砂岩，不能用来反映火山岩压裂裂缝起裂、延伸规律，而且在对室内的水力压裂物理模拟实验压裂裂缝的监测方面，传统的方法虽然可行，但都具有一定的局限性。最常规的观测方法是在压裂后用钢锯、铁钎等工具将试样劈开，从而观测裂缝的形状［5～9］。这种方法有两个缺点：一是在劈裂的过程中，原有的裂缝势必会遭到破坏，或者在原有的裂缝基础上产生新的裂缝，极大地影响了实验结果的准确性；二是在多裂缝的观测方面，常规压裂后的观测方法是沿着主裂缝劈开试样，其结果是只能对主裂缝面进行观测，而其他的裂缝均遭到破坏。利用CT扫描仪和红外线热成像等技术对裂缝进行监测能够克服以上实验方法的弊端，直观、有效地观测到裂缝的扩展形态，分析主应力差、岩石孔隙、天然裂缝发育程度对火山岩压裂裂缝的影响，探索与火山岩多裂缝、缝洞型油藏特点相适应的压裂裂缝起裂、延伸机理，指导火山岩现场压裂优化设计。

1 模拟试验

1.1 试验设备

试验采用中国石油大学（北京）设计组建的大尺寸真三轴模拟系统，该系统可以模拟真实地层条件下水力裂缝的起裂和扩展机理。模拟压裂试验系统由大尺寸真三轴试验架、MTS伺服增压泵、数据采集系统、稳压源、油水隔离器及其他辅助装置组成，如图1所示。

图1 试验设备及流程

1.2 岩样采集与制备

实验采用的火山岩样来自于采集的松南火山岩现场露头，考虑到CT扫描设备的穿透尺寸，共制备200mm×200mm×200mm大尺寸岩石样品10块，取喷溢相上部亚相流纹岩、喷溢相下部亚相凝灰岩各两块进行实验，图2、图3分别为制备的流纹岩及凝灰岩岩样。室内测定流纹岩的单轴抗压强度为265 MPa，杨氏模量为45.50GPa，泊松比为0.24，而凝灰岩的单轴抗压强度为172MPa，杨氏模量为35.25 GPa，泊松比为0.23，均高于常规砂岩，说明火山岩质地坚硬，脆性较强，延展性小。

图2 制备的流纹岩岩样

图3 制备的凝灰岩岩样

1.3 实验步骤

1）在实验岩样的正中钻出直径为14mm的井眼，井眼深度为140mm，然后把模拟井筒放入其中，用ETA公司生产的VMZ345型强力胶黏剂胶结，中间留出10mm的裸眼段便于水力裂缝的起裂。

采用水基胍胶溶液作为压裂液，压裂液中添加了红色示踪剂，压裂液的质量分数为1％，压裂液的黏度为135mPa·s（600转/min），压裂液排量为4.2×10-9m3/s，4块岩样实验垂向压力都为20MPa，两个水平向围压根据实验岩样的不同而不同。

2）将岩样放置于真三轴模拟压裂试验架上，调整好位置，在岩样周围加上压力板，用起吊机将顶板放置于岩样顶部。

3）连接液压稳压源、压力板之间的管线；连接顶板（模拟井筒）、油水分离器、MTS液压源之间的管线；在三向模拟压裂装置的周围液压板上布置好声发射监测探头。

4）开启液压稳压源，选取其中的两个通道，根据不同的实验要求，手动将通道压力增至预定压力。

5）将制备好的压裂液放入油水分离器。

6）开启MTS伺服增压器，开启与MTS控制器连接的计算机端注入压力控制系统和数据采集系统。

7）缓慢增加注入压力，观察压力注入系统和数据采集系统。观察压力-时间曲线和排量-时间曲线，判断试样破裂后停泵，并关闭液压稳压源，卸掉围压。

2 结果与讨论

2.1 岩样1实验

岩样1使用的是火山流纹岩，试验过程中垂向与水平围压分别为20、15、10MPa。

图4为岩样1的泵注压力曲线，压力曲线呈现明显波动形式，且幅度很大，初始压裂峰值压力达到了60MPa，之后峰值压力不断下降，压力曲线的下降说明压裂液进入较大的孔洞或使天然裂缝张开，当孔洞或天然裂缝被充满后，压力回升，而后又沟通新的天然裂缝或进入新的孔洞，如此反复。峰值压力持续下降说明有新裂缝张开，但将岩样取出后观察未见明显的水力缝，说明在60MPa的峰值压力下并没有将岩样贯穿，只可能在岩样内部形成了较小的裂缝，而这些裂缝可通过CT扫描的方式识别。

图4 岩样1压力曲线

压前对200mm×200mm×200mm火山岩岩样从上往下应用CT扫描200个横截面，每个截面间距为1mm。压裂后采取同样的方法对岩样进行扫描，压前、压后火山岩样的CT扫描结果显示，只在其中很少的截面上（编号144-148）发现压裂后有新的水力缝产生。图5、图6分别为编号为144的截面在扫描前后的裂缝形态变化图，从图中可以看出，压裂前在此截面上存在有一条天然裂缝，压裂试验后对同一截面扫描图观察发现，水力裂缝在天然裂缝处起裂，并不断延伸，说明在井筒天然裂缝处存在薄弱面，水压会首先使得天然裂缝张开，而并非沿着最大主应力方向起裂与扩展。

图5 压前144截面扫描图片

图6 压后144截面扫描图片

图7 146截面压后裂缝形态扫描图

图7为146截面压裂后裂缝形态扫描图，从图中可以看出，水压裂缝在沿着天然裂缝的方向起裂与延伸一段距离后，逐渐转向与最大主应力平行的方向。在这个过程之中还可以看出，水力裂缝在进入孔洞发育区域时，并不继续沿着原方向向前延伸，而是在孔洞的某个弱面上产生新的裂缝，并向前扩展沟通其他孔洞。

从图7中还可以发现，在井筒另一侧还产生了一条平行于最大主应力的裂缝，长度大约有5cm，说明在一条裂缝延伸过程中，受裂缝近井筒扭曲效应的影响，井筒压力还是在不断增大，当井筒压力达到了地层的破裂压力时第二条裂缝起裂扩展，两条水力裂缝并非在井筒两翼同时产生并成相互对称的理想状态。

147、148截面压前、压后裂缝扫描显示，压前井筒附近截面上无裂缝显示区域压后出现水压裂缝，说明是144截面裂缝起裂后扩展到147、148截面的，但此两截面两翼裂缝长度逐渐减小，说明裂缝在144面起裂后，向下方呈近似楔形扩展，因扫描切面不同而观察到的裂缝长度不同。

2.2 岩样2实验

岩样2使用的是火山凝灰岩，实验过程与岩样1相同，垂向与水平围压分别为20、15、12MPa。在压前CT扫描截面图上，可明显观察到一条近似水平向天然裂缝，从第2面开始出现一直到106面消失，期间与井筒沟通，而在跨过井筒后，几乎横切整个岩样（图8）。

图9为岩样2的泵注压力曲线，从图中可以看出明显的破裂显示，但破裂压力只有22MPa，远低于前面流纹岩的60MPa，破裂后压力逐渐稳定，结合压前的CT扫描分析及压裂后压力曲线，认为压裂液只是使得井筒附近的那条天然裂缝开启，而没有产生新的水力缝，22MPa是天然裂缝开启的压力。

通过CT扫描观察，对于相同截面，天然裂缝均有不同程度的扩展（图10），压后的CT扫描图中裂缝明显比压前清晰，但实验后未发现新的其他裂缝产生。理论上，在试验2的围压情况下，应该有垂直的新缝产生，但由于这条天然裂缝的尺寸与岩样2相比已足够大，它对于水压裂缝的影响已超过了主应力对裂缝走向的影响，因此试验后只发现了天然裂缝的扩展。

2.3 岩样3实验

岩样3使用的样品岩性与岩样1相同，都是火山流纹岩，试验过程与岩样1相同，为了尽可能压开裂缝，垂向与水平围压分别为12、7、2MPa。实验进行过程中始终未见明显破裂显示，压力上升很快，几分钟内达到70MPa，被迫停泵，停泵后在岩样外侧未见压裂液滤失痕迹，说明岩样未压开（图11）。

图8 岩样2压前CT扫描图

图9 岩样2泵注压力与时间曲线

分析原因认为，所取火山岩岩样质地坚硬，破裂强度大，所用的试验设备难以达到压开此火山岩样需要的压力和排量，这与松南现场很多压裂井破裂压力高，甚至难以压开情况相吻合。

2.4 岩样4实验

对凝灰岩4＃试样实验中所施加的模拟地应力分别为σv＝15MPa，σH＝3MPa，σh＝1.5MPa，从开启MTS增压泵注入压裂液开始，至压裂实验结束所维持的时间为8 min，得到的压力曲线见图12。

图10 岩样2压前压后CT扫描对比

图11 岩样3泵注压力与时间曲线

由图12可知，凝灰岩4试件的破裂压力为37.95MPa。实验初始阶段压力很平缓地上升，随着压裂液的不断泵入，压力急剧升高至峰值37.95 MPa，之后又快速地下降，反映了试件内水力裂缝开启的现象。之后压力曲线呈现波动变化，反映了水力裂缝向前扩展的过程中形成了新裂缝或者是与天然裂缝相遇。综合压力曲线的整体形态，说明凝灰岩4＃试件内压开形成了水力裂缝（图13）。

实验后对试件进行CT成像扫描，结合CT图像对试件的水力裂缝形态进行观察，可以进一步认识和检验上述结果。

图12 岩样4（凝灰岩）试件的压力曲线

图13 岩样4（凝灰岩）试件施加的三向围压和实验后图片

通过对比岩样4＃试件的压前和压后CT图像，可获得该试件的水力裂缝起裂和扩展情况，见图14。

图14 岩样4（凝灰岩）压前和压后CT图像对比

从图14中可以清晰地观察到，在岩样4＃试件中主要形成了两条主要水力裂缝，图中用线段表示出。这两条裂缝的起裂位置在井筒部位是近似对称的，呈170°左右。而且这两条裂缝扩展的方向近乎与实验中所施加的水平最大地应力方向一致，与最小水平地应力的方向垂直。在垂直方向上，裂缝高度与试件的高度近似相等，即试件内的这两条裂缝为贯穿试件的垂直主裂缝。

图15是岩样4压裂后CT图像三维重建示意图，从图中可以看出试件内形成了两条压裂主裂缝，裂缝为垂直缝并贯穿整个试件，裂缝面空间展布较为扭曲。

图15 岩样4裂缝CT图像三维重建图

3 结论与建议

1）建立大尺寸火山岩岩样CT扫描及压裂模拟实验方法能直观、有效地分析岩样内部裂缝起裂、扩展规律，真实地反映裂缝形态和空间展布。

2）火山岩质地坚硬难以压开，压裂过程受微裂缝和熔孔发育程度及岩石特性影响，裂缝起裂压力和延伸压力差别比较大，压力曲线呈现明显波动形式。

3）火山岩压裂水力形成裂缝系统比较复杂，在井筒附近的天然裂缝会造成水压裂缝并非同时起裂，呈非对称状扩展并最终转向最大主应力方向；较大的天然裂缝在水压作用下会直接开启，并沿原方向扩展，从而使形成的水力裂缝不再沿最大主应力方向扩展；对于井筒附近天然裂缝及孔洞不发育的情况，水力裂缝会同时起裂，并沿最大主应力方向延伸，呈近似对称状，但空间展布较为扭曲。

4）对于火山岩储层现场压裂施工，射孔位置要集中在微裂缝和熔孔发育层段，选择支撑剂粒径相对小些，施工砂比不宜太高并考虑应用前置多级段塞技术。

参考文献

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杨焦生 王一兵 王宪花 陈艳鹏 王 勃

( 中石油廊坊分院 河北廊坊 065007)

摘 要: 长期导流能力评价实验可以反映油气藏条件下裂缝真实的导流能力，为压裂设计和施工提供可靠参考。运用 FCES －100 长期裂缝导流仪，测试了不同条件下煤岩水力裂缝的长期导流能力，并分析了嵌入、煤粉、胍胶液残渣及复杂裂缝等因素对导流能力的影响。测试结果表明，煤岩强度低，嵌入伤害严重，在较低的闭合应力 ( 15 MPa) 下就表现明显的伤害，而砂岩当闭合压力大于 25 MPa 时，嵌入伤害才比较明显; 煤粉为疏水性，易聚集堵塞裂缝，大大降低导流能力。为克服嵌入和煤粉的伤害，施工中可采取增加铺砂浓度、加大支撑剂粒径、加入分散剂悬浮煤粉等方法。胍胶压裂液由于破胶难，残渣对裂缝渗透率伤害高达70% ～80%，可使导流能力下降30% ～50%，应加强对超低温破胶技术的研究; 裂缝形态对导流能力也有很大的影响，复杂裂缝与单一裂缝相比，等效导流能力降低。研究成果对煤层压裂材料优选、现场施工控制及压后产能评价具有积极的指导意义。

关键词: 长期导流能力 煤粉 支撑剂 裂缝形态 压裂液残渣

基金项目: 国家 973 课题 “提高煤层气开采效率的储层改造基础研究”( 2009CB219607) 资助。

作者简介: 杨焦生，男，工程师，中国石油勘探开发研究院廊坊分院工作，从事煤层气开发及增产措施研究。地址: 河北省廊坊市万庄石油分院 44#信箱煤层气所，邮编: 065007; 电话:。E mail: yangjiaosheng@ 126. com

Experimental Study and Influence Factors Analysis on Long- term Conductivity of Hydraulic Fractures in Coal Seams

YANG Jiaosheng WANG Yibing WANG Xianhua CHEN Yanpeng WANG Bo

( Langfang Branch，Research Institute of Petroleum Exploration and Development， PetroChina，Langfang 065007，China)

Abstract: The long-term conductivity of hydraulic fractures under different situation in medium-and high-rank coal bed are tested by using FCES-100 fracture long-term flow conductometer. The influence of proppant embed- ment，coal powder，guar gum residue and complex fractures to conductivity are also analyzed. Experiment results show that proppant embedment can cause seriously damage to conductivity for low-intensity of coalbed. Under low closure stress ( < 15 MPa) ，the damage in coal seam displays obviously，however，for sand only when closure stress was higher than 25 MPa，the damage can be observed. Moreover，coal powder is hydrophobic and is in- clined to gather to chink fracture，decreasing conductivity sharply. Increasing the sand concentration，enlarging the proppant diameter and adding dispersant into the fracturing fluid appropriately can decrease the damage caused by proppant embedment and coal powder. According to test results，for gelout's difficulty，mass guar gum residue in hydraulic fracture can reduce permeability by 70-80% ，and conductivity decrease by 30-50% . So it is necessa- ry to strengthen the research on gelout technology under ultra-low temperature. Fracture morphology also plays an important role on the conductivity. Related to single fractures，complex fractures’equivalent conductivity is lower usually. This paper’ s outcomes are beneficial to fracturing materials optimization，field treatment controlling and productivity evaluation post fracturing.

Keywords: long-term conductivity; coal powder; proppant; fracture morphology; guar gum residue

煤储层渗透率很低，一般都小于1mD，压裂裂缝导流能力对压后产气效果影响很大，是实现压后高产的基础。与常规砂岩地层相比，煤储层埋藏浅、弹性模量低、强度低、天然割理及裂缝发育(琚宜文等，2005;申卫兵等，2000)，压裂过程中多形成复杂裂缝，支撑剂嵌入严重，产生大量煤粉堵塞裂缝，裂缝长期导流能力变化具有自身特点(邹雨时等，2011;郭建春等，2008;王春鹏等，2006)，其评价方法和内容不能简单照搬砂岩地层中裂缝导流能力的评价，而应该具有特殊性。本文针对这些问题采用实验室长期导流能力评价方法，系统研究了煤岩压裂裂缝导流能力的影响因素及其作用机理，并形成了一套适合煤储层的裂缝导流能力评价方法。

1 实验原理和设备

实验使用的是美国Core.Lab公司生产的FCES.100裂缝导流仪，使用API标准导流室，并严格按照API的程序操作，实验原理主要是达西定律，支撑剂导流能力计算公式可以表达为下面形式:

中国煤层气技术进展: 2011 年煤层气学术研讨会论文集

式中:kWf为充填裂缝导流能力，dc·cm;Q为裂缝内流量，cm3/min;μ为流体粘度，mPa·s;Δp为测试段两端的压力差，atm。

因此，实验中只需测得压差及流量即可求得支撑剂的导流能力。图1为API支撑剂导流室解剖图，可以模拟地层条件，对不同类型支撑剂进行短期或长期导流能力评价。

2 实验条件和煤样制备

为了真实地反映支撑剂在地下裂缝的实际情况，模拟温度取40℃，选用长期导流能力测试，每个测试压力点都测量50小时，闭合压力分别为10，15，20，25和30MPa。支撑剂选用现在普遍采用的石英砂(兰州砂)，选择20/40目和10/20目两种进行试验。实验中的流体选择为2%KCl水溶液和胍胶液，流体速度2～5ml/min。实验使用晋城(高煤阶)和韩城(中煤阶)两地的天然煤岩，实验试件的尺寸为长17.7cm，宽3.8cm，厚1～2cm，端部成半圆形(图2)。

3 实验方法

在导流室中夹持煤片模拟煤层裂缝，将实验流体以稳定的流速通过两片煤板之间的支撑剂填充层，逐渐增大闭合压力得到裂缝导流能力随闭合压力变化的曲线。通过改变煤岩类型、煤粉浓度、铺砂浓度、胍胶液浓度和用量、支撑剂粒径及组合、裂缝形态等实验条件得出不同闭合压力与导流能力的关系曲线，然后将不同的曲线进行比较分析，评价不同因素对煤岩裂缝导流能力的影响。

图1 API支撑剂导流室解剖图

图2 不同煤阶煤岩板

4 实验结果与分析

4.1 支撑剂嵌入及煤粉对导流能力的影响

(1)支撑剂嵌入影响

实验选用20/40目兰州砂，铺砂浓度分别为5kg/m2和10kg/m2，用钢板、砂岩和煤岩板(高、中煤阶两种)分别进行实验，实验结果见图3，4。

图3 钢板、砂岩、煤岩导流能力对比图(铺砂浓度5kg/m2)

图4 钢板与煤岩导流能力对比图(铺砂浓度10kg/m2)

可以看出，使用钢板(无嵌入)测得的导流能力明显大于使用煤岩测得的导流能力，说明支撑剂在煤岩中的嵌入伤害程度很大。实验证实煤层嵌入比砂岩严重，在闭合压力大于10～15MPa时，导流能力就急剧降低，而砂岩闭合压力大于20～25MPa时才下降较快。

由于中煤阶煤岩的强度更低，同样条件下，中煤阶嵌入伤害更严重，中煤阶明显嵌入时的闭合压力比高煤阶更低，嵌入程度约为高煤阶的1.5倍，造成导流能力下降幅度更大。嵌入伤害越严重，裂缝壁面嵌入部分产生的煤粉碎屑越多，对支撑裂缝内的流体流动阻碍更大，使得导流能力进一步下降。

(2)煤粉产出对导流能力的影响

实验选用20/40目石英砂，采用10kg/m2铺砂浓度，分别混入2%和5%的煤粉(100目)，采用高阶煤煤岩片进行实验，实验结果见图5。

由图5可以看出，煤粉对裂缝导流能力伤害很大，随着闭合压力的增大，煤粉浓度的增高，导流能力迅速下降。闭合压力10～30MPa，2%煤粉可以使导流能力下降10%～35%，5%煤粉可使导流下降20%～60%。煤粉是疏水性的，不易分散于水或水基压裂液，从而极易聚集起来阻塞裂缝孔隙喉道，随着时间的延长，煤粉微粒不断运移，可以使得堵塞更为严重。如在压裂液中加入润湿剂和分散剂则能使煤粉由疏水性转为亲水性，有助于分散与悬浮煤粉于压裂液中，阻止煤粉的聚集，有利于煤粉的返排。如图6显示，加入两种不同分散剂FSJ01，FSJ02后裂缝导流能力有所改善。

图5 不同煤粉浓度下导流能力对比图

图6 加入分散剂对导流能力的影响结果(铺砂浓度5kg/m2)

4.2 支撑剂粒径对导流能力的影响

实验应用晋城高阶煤岩，选择10/20目和20/40目两种粒径支撑剂按照不同比例(1∶1，1∶2，1∶3)混合，测试其导流能力变化，铺砂浓度为10kg/m2。

由图7可以看出，当闭合压力低于20MPa时，单一粒径10/20目的石英砂的导流能力比20/40目的大30～50%，且大粒径支撑剂所占比例越大，其导流能力也越大。而当闭合压力高于20MPa时，各比例组合导流能力相差不大。因此，压裂施工过程中，考虑造缝和携砂效果，前期应用较小粒径支撑剂(20/40目)，低排量施工，可较好支撑多裂缝的支缝系统，使裂缝延伸更长;后期尾追较大粒径支撑剂(10/20目)提高近井地带的导流能力。

图7 不同粒径支撑剂组合导流能力对比图

4.3 铺砂浓度对导流能力的影响

实验选用20/40目兰州砂，分别选取5kg/m2和10kg/m2两种铺砂浓度进行实验，实验结果见图8。

图8 不同煤岩、不同铺砂浓度导流能力对比图

由图8可知，无论何种煤阶煤岩，提高支撑剂的铺砂浓度导流能力都有明显的提高，铺砂浓度从5kg/m2提高到10kg/m2，支撑剂的导流能力可以提高50%～100%。而低铺砂浓度下一旦发生嵌入现象，其影响要比高铺砂浓度大。闭合压力越大，铺砂浓度越低，地层岩石越软，嵌入越严重。因此，较软的中阶煤层中为了降低嵌入和煤粉对导流能力的伤害，施工过程中应该增大砂比，提高填充裂缝的铺砂浓度显得更为必要。因此为了提高支撑裂缝的导流能力可在施工条件许可的条件内适当增加支撑剂的铺砂浓度。

4.4 压裂液残渣对导流能力的影响

煤层温度低，胍胶压裂液破胶难，造成残渣吸附在煤基质或堵赛支撑剂孔隙，导致基质、裂缝内渗透率下降，导流能力减小，因此这一部分主要考察压裂残渣对支撑剂导流能力的影响。在这里选用20/40目石英砂，10kg/m2铺砂浓度，煤样为晋城高煤阶，分别做了不加压裂液、加入浓度0.4%的150ml胍胶液、加入浓度0.5%的150ml胍胶液和浓度0.5%的100ml胍胶液情况下的导流能力测试，评价胍胶压裂液导流能力的伤害，并进行对比分析，如图9。

图9 压裂液残渣伤害综合对比图

压裂液残渣的伤害，导致了支撑剂导流能力明显的降低，不同的闭合压力下及伤害程度平均在30%以上。相同闭合压力下，同一样品注入瓜胶压裂液越多，浓度越高，导流能力伤害越大，0.5%的瓜胶液比相同量的0.4%瓜胶压裂液导流能力下降10%以上，0.5%的150ml胍胶量比0.5%的100ml量导流能力降低20%。

因此煤层压裂液体系在选用冻胶时，需要充分研究其在煤层低温条件下的高效破胶技术，同时也可以尝试加入化学物质来降解、氧化冻胶残渣，减少残渣对水力裂缝的堵塞，从而达到增加裂缝渗透性，提高单井产量的目的。

4.5 复杂裂缝对导流能力的影响

为了描述煤层水力压裂中形成的“T”形、“I”形等复杂裂缝对导流能力的影响，本次实验中模拟研究多条裂缝(两条)导流能力的变化情况。实验选用20/40目兰州砂，将一定量的石英砂平均分成两份，分别充填于两条相邻裂缝内(铺砂浓度5kg/m2)，测试其综合导流能力，并与单一支撑裂缝(铺砂量与两条裂缝相同，铺砂浓度10kg/m2)的导流能力进行对比，如图10所示。

图11实验结果显示，等量的支撑剂，多条(两条)裂缝的导流能力小于单一裂缝的导流能力，平均可以降低14.6%。主要是由于裂缝条数的增多，造成支撑剂较为分散，铺砂浓度降低，增加支撑剂嵌入和煤粉堵塞;另一方面，缝间流体流动发生转向，产生附加渗流阻力，压裂后的煤岩裂缝形态和表面极其不规则，这种渗流阻力会更大，致使导流能力进一步降低。由于煤岩强度差异，裂缝形态对中阶煤岩的导流能力影响程度更大，闭合压力为20MPa时，中煤阶煤岩导流能力降低17.6%，高煤阶煤岩降低12.8%。

图10 复杂支撑裂缝(浓度5kg/m2)和单一支撑裂缝(浓度10kg/m2)示意图

图11 不同裂缝形态下的导流能力对比图

5 结论

(1)煤岩强度低，支撑剂嵌入造成的导流能力伤害非常严重(伤害率50%以上)。煤层嵌入比砂岩严重，在闭合压力大于10～15MPa时，导流能力就急剧降低，而砂岩闭合压力大于20～25MPa时导流能力明显下降。中煤阶嵌入伤害更严重，中煤阶明显嵌入时的闭合压力比高煤阶更低，嵌入程度约为高煤阶的1.5倍，

(2)闭合压力10～30MPa，2%的煤粉可以使导流能力下降13.1%～34.9%，5%煤粉可下降19.7%～53.2%，在压裂液中加入分散剂可以使煤粉不易聚集，有利于返排，降低伤害。

(3)提高支撑剂的铺砂浓度和增大支撑剂的粒径可以明显提高裂缝的导流能力，地层闭合压力增大时应相应增加铺砂浓度，在软煤层中显得尤为必要。

(4)压裂液残渣伤害对支撑剂导流能力有很大影响，由于压裂液残渣的伤害，导致了支撑剂导流能力下降了30%左右，而降低压裂液的用量或减小压裂液的胍胶浓度都可以减小残渣伤害的影响，提高支撑剂的导流能力。

(5)同等量的支撑剂，复杂裂缝的导流能力小于单一裂缝的导流能力。与高阶煤岩相比，裂缝形态对中阶煤岩的导流能力影响程度更大。闭合压力为20MPa时，中煤阶煤岩导流能力降低17.6%，高煤阶煤岩降低12.8%。

参考文献

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