郑庄井田3号煤层压裂裂缝形态及特征研究

贾 诏

(山西蓝焰煤层气集团有限责任公司，山西 晋城 048204)

煤层气是一种低碳清洁能源,据最新一轮油气资源动态评价成果显示,中国埋深2 000 m以浅的煤层气资源量为30万亿立方米,可采资源量为12.5万亿立方米。煤田在成煤期内及期后经历了多期、多次、多级、多向的“四多”构造运动及演化作用影响,煤层气地质条件复杂,煤储层具有典型的低孔低渗(超低渗)特征,单井产气量普遍较低[1-2]。

为了提高煤层气开发工程效果,常采用压裂方式在煤储层中进行人工造缝,进而在煤层中形成大量人工裂隙网络系统,极大提高了煤储层对流体的增透导流能力,最终达到提高煤层气井的产量、采收率的目的[3-4]。压裂裂缝形态与特征是压裂工程实施效果的直接体现,亦是地面煤层气开发井网布置及优化、压裂工程设计及优化、产量预测及效果评价的重要研究内容之一[5-9]。近年来,前人在裂缝形态与特征理论研究、监测技术与方法等方面开展了大量工作,取得了丰硕成果,对生产实践起到了积极指导作用[10-11]。微地震实时裂缝监测技术是近年来兴起的一项地球物理探测技术,是目前压裂裂缝监测中最直观、最精确、最及时、信息最丰富的监测手段,可以对储层压裂的范围、裂缝长度和高度发育情况及优势延展方位进行追踪和定位,客观有效地评价压裂工程的效果[12-13]。

目前,郑庄井田已开展了一定产能规模的地面煤层气开发工程,但在压裂裂缝形态与特征方面尚未开展研究工作。在此,以郑庄井田为工程背景,采用微地震裂缝实时监测技术对郑庄井田3号煤层压裂裂缝进行实时监测,基于监测数据开展裂缝形态与特征研究,以期为生产实践提供理论和技术支撑。

1.1 地质概况

郑庄井田位于沁水盆地东南部晋城矿区,地处沁水县郑庄镇、王必镇一带,地理坐标为东经112°17′45″-112°24′00″,北纬35°41′15″-35°47′00″,井田面积约49.1 km2。井田内上石炭统太原组与下二叠统山西组沉积稳定,为区内主要含煤地层,含煤6～15层,煤层平均总厚10.47 m,含煤系数6.79%。全井田稳定可采煤层有2层(3号煤层、15号煤层),大部可采煤层有1层(9号煤层),其余为不稳定不可采煤层。本文研究的3号煤层位于山西组下部,煤阶为无烟煤(镜质组反射率Ro,max=3.10%～3.56%,平均3.23%),煤层厚度大,一般为3.43～7.16 m,平均5.21 m。煤中含泥岩、炭质泥岩夹矸0～2层,厚度0.05～0.60 m。顶板主要是泥岩、砂质泥岩,次为粉砂岩,局部为中、细粒砂岩或粉砂岩。底板为黑色泥岩、砂质泥岩、深灰色粉砂岩。

井田位于沁水复式向斜的轴部南端,井田内断层稀少,主要为宽缓的向、背斜,陷落柱稀少,无岩浆活动,构造属简单类型,如图1所示。沁水盆地南部最大主应力方向为水平方向,应力总体上以水平应力为主,构造应力占绝对优势,属于典型的构造应力场类。最大水平主应力值一般为7.63～18.26 MPa,方向主要为N30.2°E-N83.4°W,埋深增加,地应力呈增大趋势。

图1 井田构造及压裂监测井井位图

1.2 煤质特性

郑庄井田3号煤层新鲜面呈黑色,条痕为褐黑色,中-宽条带状结构,层状构造,贝壳状-阶梯状断口,似金属光泽,内生裂隙较发育,质地较硬,以亮煤为主、暗煤次之,夹镜煤条带,属半亮-光亮型煤。郑庄井田压裂裂缝监测井3号煤层力学特性测定结果见表1。3号煤硬度相对较高,机械强度较大,耐水性一般,软化系数为0.49～0.65,平均为0.57;单轴抗压强度值较为集中,一般为13.2～19.2 MPa,平均为15.3 MPa;弹性模量(切线模量)测值较为集中,一般为0.04×105～0.07×105MPa,平均0.05×105MPa;泊松比变化不大,一般为0.21～0.25,平均0.23。

表1 郑庄井田3号煤层力学特性

压裂液量、支撑剂量、压裂注入排量及平均砂比等压裂施工参数对压裂规模、裂缝形态与特征(裂缝长度、高度及延展方位等)、储层改造效果等具有重要的控制作用[14-15]。通过压裂裂缝实时监测成果(表2)可知,煤层气井压裂方式全部采用套管注入水力压裂,压裂过程平稳,顺利;压裂层段埋深相对较深,一般为675.55～961.54 m;射孔压裂段煤储层厚度一般为4.77～5.20 m,平均为5.0 m;采用102枪127弹、孔密为16孔/m的枪型射孔作业,射孔段孔弹数量为76～83个,平均80个;各压裂裂缝监测井的压裂液量差别较小,一般为550.2～598.4 m3,平均564.7 m3,属于中等压裂规模;支撑剂量比较集中,一般为35～40 m3,平均37 m3;注入排量变化小,一般为7.5～8.5 m3/min,平均8.0 m3/min;平均砂比基本一致,一般为7.5%～8.5%,平均8.0%。

表2 郑庄井田裂缝监测井压裂施工参数

3.1 微地震裂缝实时监测系统及原理

采用加拿大ESG工程地震集团研制的ESG微震监测系统对研究区压裂裂缝进行实时监测,该系统主要由加速度型传感器、数据采集仪、WatchDog软件运行监视器、GPS时间同步系统、Paladin连接盒(传感器终端,交直流转化设备,不间断电源等)、地面数据处理主机、远程无线传输系统等组成。加速度传感器频带0.13～8 000 Hz,灵敏度1 V/g,底噪30 μg,动态范围104 dB。微震采集仪具备6通道数据传输,提供32位模数转换,动态范围144 dB,最高采样率20 kHz,可实现对低频微震事件的采集,同时多个模拟接口支持地倾斜、温度、渗压等传感器,能够在局域网或远程无线网络进行独立或多个终端运行。系统采用震源的自动与人工双重拾取,可进行震源定位校正与各种震源参数的计算,并实现事件类型的自动识别,同时利用软件的滤波处理器、阈值设定和带宽检波功能等多种方式,修整事件波形并剔除噪声事件,系统能够实时、连续、自动地采集微震信号,并可以将采集到的数据记录、保存多天,允许用户查看并随时重新处理从远程站点采集到的数据。

压裂过程中,高压流体通过套管注入储层,致使储层破坏并产生裂隙,在裂隙面将产生系列的微震事件,采用检波器对微震信号进行采集和处理,得出震源位置并获取压裂裂缝形态与特征参数[16]。储层压裂时,高压压裂液向井筒和地层中持续注入,井筒和地层压力逐渐升高,当压力超过储层的力学强度时就会发生破坏。储层的破坏过程可采用经典的“材料摩尔-库伦破坏准则”(即C-M准则方程)进行表征[17]。C-M准则方程表达式如下:

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

(1)

τ=(σ1-σ2)sin(2φ)/2.

(2)

式中:τ为裂缝面的剪切应力,MPa;τ0为煤岩的抗剪强度,MPa;σ1为地层最大主应力,MPa;σ2为地层最小主应力,MPa;φ为最大主应力与裂缝面法向之间的夹角,(°);p0为地层压力,MPa;μ为摩擦系数。

由上述公式可知,在τ0取0时,公式(1)的左侧等于或大于右侧,此时微震发生,并在储层中原生裂缝面产生微震信号并传递;当p0增大时,公式(1)右侧数值减小,当作用在裂缝面的剪切应力τ大于煤岩固有的抗剪强度τ0时,公式(1)的左侧大于右侧,煤岩发生破坏变形,压裂裂隙开始在储层中形成,微震信号也在压裂裂隙的边缘产生,并以球面波的形式向四周传播[18]。基于压裂微震信号的发生原理,在裂缝监测井的不同方位布置多个微震信号接收仪,对压裂过程中产生的微震信号进行实时采集,然后对采集信号进行转换、处理后传输给母站,数据经过软件及时处理分析,进而实现压裂裂缝形态与特征(裂缝长度、裂缝高度、延展方位等)的分析和研究。

3.2 微地震裂缝实时监测基本流程

微震信号接收仪的布置安装是微地震裂缝实时监测中的关键环节之一,其布置和安装位置对裂缝监测数据的精确性和成果可靠性具有重要影响。因此,在压裂之前,需对裂缝监测井周边的地形地貌情况进行实地踏勘,确定出适宜安装信号采集仪的位置。利用坐标数据和钻井测斜资料,确定裂缝监测井井口在平面的投影点(即图2中的O点),然后在井口投影点不同方位相距50～100 m处布置安装多个微震信号采集仪,见图2。微震信号采集仪安装完毕后,对裂缝监测系统进行调试并设定背景噪音及其他相关参数。

(a)ZZJT-031

为保障监测数据的完整性,并考虑到压裂信号的滞后效应,裂缝监测系统一般在压裂前5 min开机监测,压裂施工达到设计要求后停泵,停泵初期井筒内和地层中还处于高压状态,顶替液会继续驱动压裂液和支撑剂继续向裂缝远处运移、堆叠,裂缝长度、裂缝高度和裂缝范围也会发生一定变化,这个过程大概持续10 min。因此,为保证监测数据的精确性,裂缝监测工作大多在停泵20 min后结束。

4.1 裂缝形态与特征

郑庄井田3号煤层压裂裂缝实时监测成果如表3、图3和图4所示。裂缝监测井煤层破裂显著,受煤非均质性、煤物理性质、力学特性及压裂施工参数等因素的共同影响,压裂裂缝单翼缝长、裂缝总长、裂缝高度、优势延展方位等裂隙形态与特征参数均有所不同,具有显著的分异现象和分形特征[19-20]。就各压裂井而言,ZZJT-031煤层气井煤储层压裂形成了4条压裂主裂缝,在压裂液注入量达23.5 m3时煤层发生破裂,首条裂缝形成,裂缝长度136.0 m,裂缝延展方位为北东12.8°;在压裂液注入量达31.7 m3时,产生第2条裂缝,裂缝长度102.3 m,裂缝延展方位为北东11.3°;在压裂液注入量达64.1 m3时,产生第3条裂缝,裂缝长度117.1 m,裂缝延展方位为北东9.6°;在压裂液注入量达74.3 m3时,产生第4条裂缝,裂缝长度95.4 m,裂缝延展方位为北东15.2°。ZZJT-046煤层气井煤储层压裂产生了3条压裂主裂缝,在压裂液注入量达48.3 m3时煤层发生破裂,首条裂缝形成,裂缝长度87.6 m,裂缝延展方位为北东22.8°;在压裂液注入量达69.7 m3时,产生第2条裂缝,裂缝长度103.9 m,裂缝延展方位为北东28.5°;在压裂液注入量达84.2 m3时,产生第3条裂缝,裂缝长度79.4 m,裂缝延展方位为北东19.5°。ZZJT-060煤层气井煤储层压裂形成了2条压裂主裂缝,在压裂液注入量达34.7 m3时煤层发生破裂,产生首条裂缝,裂缝长度156.3 m,裂缝延展方位为北东48.9°;在压裂液注入量达64.6 m3时,产生第2条裂缝,裂缝长度81.8 m,裂缝延展方位为北东42.3°。ZZJT-119煤层气井煤储层压裂形成了2条压裂主裂缝,在压裂液注入量达25.4 m3时煤层发生破裂,产生首条裂缝,裂缝长度219 m,裂缝延展方位为北东47.3°;在压裂液注入量达46.1 m3时,产生第2条裂缝,裂缝长度175.7 m,裂缝延展方位为北东42.9°。

(a)ZZJT-031

(a)ZZJT-031

表3 压裂裂缝形态与特征参数

总体而言,井田最大水平主应力方向为北东向,受其控制压裂裂缝优势发育方位与最大水平主应力方向一致[21],总体呈北东向展布,延展方位一般为北东12.8°-北东48.9°。同时,受最大水平主应力控制,压裂裂缝主要以水平裂缝发育为主,且裂缝延伸较长、较远,而垂直裂缝发育不及水平方向,且延伸长度较小,仅在顶底板短距离延伸。东翼裂缝长度50.2～79.6 m,平均66.2 m;西翼裂缝长度53.7～139.4 m,平均87.7 m。裂缝总长度103.9～219.0 m,平均153.8 m;裂缝高度差异不大,一般为14.2～22.1 m,平均17.5 m。

4.2 压裂施工参数对裂缝形态与特征的影响

4.2.1压裂液量对裂缝长度和高度的影响

压裂液可将其分为前置液、携砂液和顶替液。前置液主要是用于破裂煤层造缝,用液量一般为携砂液的20%～30%;携砂液主要是携带支撑剂进入事先形成的裂缝中,防止地层闭合,用液量一般为70%～75%;顶替液是把井筒中的全部携砂液顶替入裂缝中,用液量一般为5%左右或井筒体积的1.2倍即可。因此,压裂液总量为上述3个压裂阶段压裂液用量之和。压裂液量的大小是衡量压裂规模和影响造缝能力、裂缝长度、裂缝高度的最重要的压裂工程参数[22-23],压裂液量越大,造缝能力越强,压裂形成的裂缝网络越发育,压裂液可在煤储层中深穿透,易在水平、垂直方向造成长裂缝,反之亦然[24]。通过压裂液量与裂缝长度、裂缝高度之间的相关性分析可知,压裂液量越大,在水平方向形成的裂缝长度越长,在垂直方向形成的裂缝高度亦越高,它们之间具有非常显著的线性正相关性(图5和图6)。同时大量研究和工程实践表明,各阶段压裂液配比对裂缝长度、高度影响不大。

图5 裂缝总长与压裂液量的关系

图6 裂缝高度与压裂液量的关系

4.2.2注入排量对裂缝长度和高度的影响

压裂泵每分钟向井筒和储层中注入的压裂液量称作排量,在压裂液量(或压裂规模)和压裂液类型及方式确定后,排量对压裂裂缝长度、裂缝高度、裂缝发育规模及范围等会产生影响[25-26]。通过相关性分析可知,排量与裂缝长度、裂缝高度之间具有显著的线性正相关性(图7和图8),即压裂注入排量增大,压裂能量供给提高,能够有效维持压裂裂缝的拓展,裂缝长度和裂缝高度随之增加。同时,增大排量能够促使裂缝的产生并使新形成的裂隙与天然裂缝充分沟通,形成复杂的裂隙网络系统[25]。

图7 裂缝总长与排量的关系

图8 裂缝高度与排量的关系

4.2.3支撑剂量对裂缝长度和高度的影响

支撑剂是具有一定磨圆度、粒度和级配的天然石英砂或其他人造高强度固体颗粒(如玻璃珠、核桃壳、塑料球、陶粒、树脂覆膜砂等)[27]。煤是一种固体可燃有机岩,具有低孔、低渗或超低渗特性,为提高压裂效果和储层的增透导流能力,常在压裂液中添加一定数量的支撑剂使裂缝始终保持张开状态,同时促使裂缝向远处延伸[28]。前人在支撑剂对裂缝形态与特征方面开展了大量研究工作,并发现支撑剂量越大,裂缝中嵌入、堆叠、铺置的支撑剂量越大,支撑剂支撑裂缝张开的效果越好,有利于造长缝和提高储层的增透导流能力[29-31]。通过相关性分析可知,支撑剂与裂缝总长、裂缝高度之间具有非常显著的线性正相关性(图9和图10),与前人研究结果高度一致。

图9 裂缝总长与支撑剂量的关系

图10 裂缝高度与支撑剂量的关系

4.2.4平均砂比对裂缝长度和高度的影响

平均砂比是指携砂液阶段支撑剂体积与携砂液体积之比的平均值,其值大小并不能反映压裂液量和支撑剂量,只是携砂液阶段对支撑剂平均占比或浓度的一个表征参数。近年来,前人在平均砂比对压裂改造效果的影响方面开展了研究,得出在携砂液阶段泵入高浓度、大粒径支撑剂的高粘度携砂液,使支撑剂在裂缝中充填,进而形成较高导流能力的裂缝,有助于提高油气井的产量和采收率[32-33]。在此研究的裂缝监测井其压裂平均砂比为中砂比压裂,且各压裂井的平均砂比值基本相当,因此,平均砂比对裂缝长度及裂缝高度的影响较小,它们之间的相关性不显著(图11和图12)。

图11 裂缝总长与平均砂比的关系

图12 裂缝高度与平均砂比的关系

1)受煤非均质性、物理性质及力学特性、压裂施工参数、应力场特征等因素影响,郑庄井田3号煤层裂缝长度(单翼长度及总长度)、裂缝高度及延展优势方位各有不同(北东12.8°-北东48.9°),裂缝长度两极值差为115.1 m,裂缝高度两极值差为7.9 m,呈现出一定的分异现象和分形特征。

2)储层破裂显著,受北东向最大水平主应力控制,压裂主要以水平造缝为主,且裂缝延伸较远,垂向裂缝不及水平裂缝发育且裂缝延伸较短,裂缝优势延展方位与最大水平主应力方向保持一致,优势延展方位为北东12.8°-北东48.9°。在中等压裂规模下,裂缝平均总长度为132.0～231.1 m,裂缝高度为12.5～19.2 m。因此,后期地面煤层气井网布置时,在裂缝优势延展方位井间布置距设在200 m左右为宜。

3)压裂施工参数对裂缝形态与特征影响显著,但作用机理不同。其中,压裂液量、注入排量及支撑剂量对裂缝长度和裂缝高度影响较大,具有显著的线性正相关性,复相关系数R2一般为0.721 2～0.874 7；
而平均砂比与裂缝长度和裂缝高度间关系不显著,复相关系数R2仅为0.161 0～0.206 3。