劉 磊

(中煤科工集團西安研究院有限公司，陜西 西安 710077)

煤層氣是一種非常規(guī)天然氣，開發(fā)煤層氣對于利用潔凈能源、防治煤礦瓦斯災害、減少溫室氣體排放具有極為重要意義[1]，我國先后開展了大量煤層氣資源評價勘探、開發(fā)利用技術研究[2]。我國具有豐富的煤層氣資源，其中埋深2000m以淺的地質資源儲量為36.8萬億m3[3，4]。隨著我國經濟的快速發(fā)展，對能源需求量大幅增加，在常規(guī)能源供給不足的情況下，對煤層氣、致密砂巖氣、頁巖氣等非常規(guī)能源的開發(fā)顯得日趨緊迫[5]。我國煤儲層通常具有“三低一高”的特點，煤礦區(qū)煤層滲透率大部分都在0.987×10-7～0.987×10-6μm2(10-4～10-3mD)[6]，其中低于0.987×10-3μm2(1mD)滲透率的煤層占到已探明煤層資源儲量的72%[7，8]。雖然我國煤層氣資源總量大，但由于現有技術水平發(fā)展限制，導致很多資源難以開采，開發(fā)規(guī)模的提高程度依賴于煤層氣開發(fā)技術進步的支撐[9]，但盲目引進國外煤層氣開發(fā)技術難以形成適合國內煤層氣開發(fā)的體系，這給礦井煤層氣抽采利用及煤層瓦斯治理帶來了很大的技術難題[10]。在此情形下，本文在蘆嶺煤礦同一井組地質條件下開展了地面煤層氣水力壓裂液氮伴注與CO2驅替技術對比試驗，以期探索出煤層氣開發(fā)及瓦斯治理新技術和新方法。

1 煤層氣井水力壓裂增產改造技術與不足

煤層裂縫與割理是構成煤層氣井產氣的主要通道[11]，故要提高煤層氣井產氣量，勢必要改造煤層產生裂縫，且裂縫不能或少發(fā)生閉合現象，這樣才能更好的建立起產氣通道，提高產氣量。在借鑒油氣田開發(fā)壓裂改造經驗與技術的基礎上，結合煤儲層自身特點，形成了比較有效的煤層氣井水力壓裂技術，即利用地面高壓泵組(車)，大排量、高砂比的混液方式將壓裂液注入井下，當注入壓力大于井筒周圍的地應力和地層巖石抗張強度，則井底周邊地層開始產生裂縫，持續(xù)向地層注入壓裂液(混砂液)，裂縫在煤層中會得到延伸，在支撐劑的作用下，裂縫處于張開狀態(tài)[12]，從而在煤層中能夠形成具有一定幾何形態(tài)的裂縫通道，建立煤層與井筒之間的產氣通道，便于煤層氣的產出。

水力壓裂改造技術在煤層氣開發(fā)中存在一些天然不足，由于煤層的高吸附能力，吸附壓裂液后會引起煤層孔隙的堵塞和基質的膨脹，使割理孔隙度及滲透率下降，極易聚集起來阻塞壓裂裂縫的前緣，改變裂縫的方向，在裂縫前緣形成一個阻力屏障，影響產氣通道的暢通以及產氣量的大小。因此，在水力壓裂改造煤儲層的過程中要伴注氣相介質能夠起到潤滑和減少煤層裂縫中形成的阻力屏障。

2 液氮伴注輔助水力壓裂技術

煤層氣理論臨界解吸壓力公式為：

式中，pm1為煤層氣理論臨界解吸壓力，MPa；Vc為含氣量，cm3/g；VL1為蘭氏體積，cm3/g；pL1為蘭氏壓力，MPa。

當液氮進入煤儲層后達到氣化條件后成為氮氣，則氮氣會進入到煤孔隙中。由于煤層具有一定的吸附能力，氮氣的進入會擠壓部分甲烷氣體，可將甲烷氣體與氮氣相混后的蘭氏體積看作定值，此時氮氣進入煤層后的臨界解吸壓力表達式為：

式中，pm2為氮氣進入煤層后的臨界解吸壓力，MPa；Vcd為氮氣進入煤層后換算成吸附甲烷氣體的體積當量增量，cm3/g。

氮氣注入煤層后，臨界解吸壓力增量表達式為：

式中，Δpm=pm2-pm1。

由式(2)可得：分子變大，分母減小，則pm2-pm1>0，則式(3)中的Δpm>0，表明氮氣進入煤層后能夠提高原有煤層氣臨界解吸壓力。同時，泡沫壓裂對地層傷害小、濾失率低、迅速反排、攜砂能力強等特點已經在低滲油氣層中得到比較廣泛的應用[13-17]。氮氣注入煤層，在等壓狀態(tài)下降低游離甲烷壓力，等溫吸附線受到影響，煤層中吸附的甲烷被解吸釋放出來[18]，使得甲烷更容易解吸，從而進一步提高甲烷采收率[19]，達到提前產氣和提高產氣量的效果。

3 CO2驅替煤層CH4技術

注氣驅替技術是一種有效的煤層氣增產方法，研究顯示，煤層CO2吸附量約為CH4的2倍，當煤層注入CO2后能有效置換CH4，可將煤層氣采收率提高20%，且CO2可被安全封存在煤層中[20，21]。通過向煤層中注入CO2氣體，增加煤層中氣體流動的能量并提高氣體的相滲透率，能夠有效彌補常規(guī)水力壓裂帶來的不足，從而促進甲烷氣體在煤層中的解吸作用。

從利用量子化學的角度計算了煤層表面、CO2、CH4分子的吸附勢阱，得到了兩種分子最穩(wěn)定的吸附方式，實驗研究表明：首先CO2、CH4分子在煤表面都屬于物理性吸附，其次CO2遠高于CH4的吸附勢阱，最后解釋了在相同條件下，CO2在煤表面的吸附量大于CH4的吸附量，實驗研究表明[22]：煤層對CO2、CH4、N2這3種氣體的吸附能力由大到小依次排序為：CO2>CH4>N2；當CO2分子運移至煤體表面時，其吸附勢能大于CH4的吸附勢能，與煤體表面具有更強的結合能力，能夠從煤體中“驅趕”出更多的CH4氣體，發(fā)生置換作用，如圖1所示。對地面煤層氣開發(fā)工程則可表述為：當液態(tài)CO2注入到煤層后促使CH4由吸附態(tài)轉換為游離態(tài)，并將CH4分子置換出來，縮短產氣周期，達到提前產氣以及提高煤層氣井產氣量的效果。

圖1 注入液態(tài)CO2驅替煤層CH4示意

4 蘆嶺煤礦煤層特征

4.1 煤層賦存特征

淮北礦區(qū)位于新華夏系第二隆起帶中段西側，秦嶺東西向復雜構造帶東段，屬于秦嶺構造帶與華夏構造帶的復合部位。礦區(qū)內二疊系含煤19～58層，可采及局部可采煤層共8層，其中上部3、4、5、6、7 煤層為薄煤層、灰分高、煤層穩(wěn)定性較差，僅局部可采。山西組及石盒子組為主要含煤段，8、9、10煤層為礦區(qū)主采煤層，平均可采總厚度31.75m，同時也是煤層氣開發(fā)的目標煤層。8煤層為特厚煤層，全區(qū)可采，煤層厚度0.30～17.75m，平均8.96m；9煤層為中厚煤層，厚度0～7.88m，平均為3.01m，煤層結構簡單，8、9煤層間距較小，平均3.5m，局部與8煤層合并，可視為合層壓裂層；10煤層為中厚煤層，全區(qū)普遍發(fā)育，是主要可采煤層，煤層厚度0～4.99m，平均1.86m，煤層結構較簡單，可作為單獨壓裂層。

4.2 煤層吸附特性與含氣飽和度

煤對甲烷的等溫吸附實驗結果反映了模擬儲層溫度、平衡水分條件下煤對甲烷的最大吸附能力。通過對試驗區(qū)內1號井、2號井進行煤樣測試，可知8號煤實測平均含氣量為6.69m3/t，9號煤實測平均含氣量為7.51m3/t，10號煤實測平均含氣量為9.34m3/t。8號煤VL：18.27～18.87m3/t，PL：2.93～3.3MPa；9號煤VL：19.45～22.97m3/t，PL：2.85～3.74MPa；10號煤VL：19.90～20.24m3/t，PL：3.78～4.15MPa，均為欠飽和儲層，見表1。

表1 8、9、10號煤層吸附性能測試結果

4.3 煤層滲透性

該區(qū)構造煤發(fā)育，煤體疏松，煤巖成分破碎成顆粒狀。主裂隙密度：10條/5cm，長度：1～6cm；次裂隙密度：3條/5cm，長度受主裂隙控制；主裂隙與次裂隙高度均不清。該區(qū)裂隙發(fā)育較差，進一步降低了該區(qū)煤層滲透率。8號煤、9號煤滲透率區(qū)間1.974×10-5～7.896×10-5μm2，10煤滲透率區(qū)間3.948×10-5～19.740×10-5μm2。

5 工業(yè)試驗及效果

蘆嶺煤礦地面煤層氣抽采工程采用3種不同的工藝試驗井作對比和分析，分別為1、2、3號井。1號井采用煤層氣水力壓裂工藝，作為基礎參考井；2號井：采用煤層氣液氮伴注輔助水力壓裂工藝；3號井：采用煤層氣液態(tài)CO2輔助水力壓裂工藝。3口井布置在同一條直線上，間距為260m，如圖2所示。

圖2 布井位置示意圖

5.1 煤層氣井水力壓裂試驗與效果

采用“光套管注入+活性水壓裂”方式進行壓裂作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為7.2～8.3m3/min，施工泵注程序：①注前置液，壓裂層段破裂后，繼續(xù)注入，產生足夠長的裂縫；②加中砂，砂比從5%逐漸提高到20%；③加粗砂，中砂注完后，按照高于20%的砂比繼續(xù)注入；④注頂替液。共注入壓裂液412m3，加入0.850～0.425mm石英砂40m3，1.18～0.850mm石英砂10m3，平均砂比18.8%。施工排量7.2～7.7m3/min，破裂壓力21.0MPa，施工壓力17.3～21.0MPa，停泵壓力12.4MPa。測壓降60min，井口壓力降至10.0MPa。

通過計算，1號井8+9號煤層煤層氣理論臨界解吸壓力為1.66MPa，實際產氣時臨界解吸壓力為4.89MPa，表明此種工藝能夠有效提高氣井的臨界解吸壓力、縮短排水周期，達提前產氣的效果，見表2。

表2 1號井理論與產氣臨界解吸壓力對比

試驗現場采用“抽油機+管式泵排水”方式對目標煤層進行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段，井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經過8個月的排采，最高日產氣量達2023.2m3，如圖3所示。

圖3 1號井排采曲線

后期對該井進行跟蹤得知，進入穩(wěn)產期產氣量基本能夠保持在500m3/d左右。由于在生產過程中，排采設備出現故障，故圖3中曲線下凹部分為修井作業(yè)時期，特此說明。

5.2 煤層氣井液氮伴注水力壓裂試驗與效果

采用“光套管注入+液氮伴注輔助水力壓裂”方式進行作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為6.8～7.6m3/min，氮氣排量100Nm3/min，共注入活性水壓裂液654m3，按照1∶1(煤層厚度：液氮注入量)注入7m3液氮，加入0.850～0.425mm石英砂65m3，1.18～0.850mm石英砂20m3，停泵壓力10.9MPa，測壓降75min，井口壓力降至8.9MPa。施工泵注程序在1號井基礎上，以液氮車配合壓裂車共同注入井下煤層中。

由于2號井沒有進行注入/壓降試井作業(yè)，故參考3號井試井數據分析，通過計算，3號井8+9號煤層煤層氣理論臨界解吸壓力 為1.84MPa，2號井實際產氣時臨界解吸壓力為6.56MPa，比1號井、3號井計算出的理論臨界解吸壓力1.66MPa、1.84MPa高出很多，表明該井此種工藝能夠提高煤層氣井的臨界解吸壓力，縮短產氣周期，促進產氣。

試驗現場采用“抽油機+管式泵排水”方式對目標煤層進行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段，井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經過8個月的排采，最高日產氣量達3145.2m3，增產效果顯著，如圖4所示。

圖4 2號井排采曲線

后期對該井進行跟蹤得知，進入穩(wěn)產階段產氣量能夠長期保持在1400m3/d左右。由于在生產過程中，排采設備故障，故圖4中曲線下凹部分為修井作業(yè)時期，特此說明。

5.3 煤層氣井液態(tài)CO2水力壓裂試驗與效果

采用“光套管注入+活性水壓裂液伴注液態(tài)CO2”方式進行壓裂作業(yè)，選擇石英砂作為壓裂支撐劑，施工排量為5.7～7.2m3/min。共注入活性水壓裂液765m3，施工過程中液態(tài)CO2注入排量為0.7～0.9m3/min，共計注入液態(tài)CO2為90m3，加入0.850～0.425mm石英砂71m3，1.18～0.850mm石英砂20m3，停泵壓力9.6MPa。測壓降60min，井口壓力降至8.2MPa。施工泵注程序在1號井的基礎上，以液態(tài)CO2車配合壓裂車共同注入井下煤層中。

通過計算，3號井8+9號煤層煤層氣理論臨界解吸壓力為1.84MPa，實際產氣時臨界解吸壓力為6.06MPa，表明此種工藝有效提高氣井的臨界解吸壓力，縮短排水之周期，達提前產氣的效果，見表3。

表3 3號井理論與產氣臨界解吸壓力對比

試驗現場采用抽油機+管式泵排水方式對目標煤層進行排水采氣。各階段排采制度：①降壓階段，井底流壓降幅小于0.05MPa/d；②增產階段，井底流壓降幅小于0.03MPa/d；③穩(wěn)產階段，井底流壓降幅小于0.01MPa/d；④衰減階段：井底流壓降幅小于0.005MPa/d。經過8個月的排采，最高日產氣量達3351.9m3，增產效果顯著，如圖5所示。

圖5 3號井排采曲線

后期對該井進行跟蹤得知，進入穩(wěn)產階段產氣量能夠長期保持在800m3/d左右，雖然增產效果顯著，但該工藝在后續(xù)煤礦工作面回采過程中存在CO2突出風險，對煤礦安全生產造成一定的隱患，故在后續(xù)的地面煤層氣開發(fā)中，該種工藝要進行充分論證后再進行應用。

6 結 論

1)相同的地質條件、相同的排采工藝，采用水力壓裂與不同的伴注工藝條件下，煤層氣井的產氣量有明顯的差異性。由此可見，煤層氣井水力壓裂伴注工藝的選擇對產氣量貢獻起到重要的作用。

2)1號、2號、3號井的實際產氣臨界解吸壓力分別是4.89MPa、6.56MPa、6.06MPa，液氮伴注技術、液態(tài)CO2伴注技術與常規(guī)水力壓裂工藝相比分別提高了1.34倍、1.24倍。由此可知，氣體伴注技術在提高煤層氣井臨界解吸壓力和促進提前產氣方面的效果明顯。

3)從產氣峰值和進入穩(wěn)產期產氣量分析可知，2號井與3號井產氣峰值基本相同，但當進入穩(wěn)產期后，2號井的日平均產氣量是3號井的1.75倍。由此可知，液氮伴注工藝具有明顯優(yōu)勢。

4)液態(tài)CO2在增產方面雖然效果顯著，但該種技術在后續(xù)煤礦工作面回采過程中存在CO2突出風險，對煤礦安全生產造成隱患，故在后續(xù)的地面煤層氣開發(fā)中，該種工藝要進行充分論證。