水力压裂报告
南桐矿业公司鱼田堡煤矿穿层钻孔定向水力压裂煤层增透
技
术
报
告
（初稿）
二〇一一年三月
防止煤与瓦斯突出在煤矿安全上一直是世界性的难题。在近年来重庆发生的煤矿安全重大事故中，瓦斯突出占了很高的比例。随着采深的不断增加，煤层瓦斯含量和瓦斯压力在不断增加，瓦斯问题日益凸显。为解决重庆地区瓦斯治理难题，重庆能源投资集团科技有限公司联合重庆大学开展了定向水力压裂增透技术相关研究，并在松藻煤电有限责任公司逢春煤矿和南桐矿业有限责任公司鱼田堡煤矿进行了应用研究。在理论研究和实验室实验研究的基础上，在南桐矿业公司鱼田堡煤矿34区-350m东抽放道实施了水力压裂并取得了以下成果：
通过2011-1-8日的实验得出，在鱼田堡煤矿34区-350m东抽放道5#煤层起裂压力为23MPa，延伸压力为19MPa。实验共进行了40min，注水量为6.9m3。经现场查看，发现压裂孔东侧10m考察孔出口处压力表读数为15.6MPa，上方、西侧考察孔压力均超过压力表量程（10MPa），下方压力表没有读数，但有水流出。可以判断，鱼田堡5#煤层在40分钟以内其有效压裂范围能够达到10m以上。
分别在在4个考察孔附近钻进4个抽放孔进行瓦斯抽放考察压裂后瓦斯抽放参数。并于2011-01-26开始接抽，截止到2011-02-17，压裂孔平均抽放浓度为95.4%，平均抽放纯量为0.0673m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔2#平均抽放浓度为33.1%，平均抽放纯量为0.02m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔3#平均抽放浓度为33.4%，平均抽放纯量为0.0177m3/min；抽放孔4#平均抽放浓度为36.1%，平均抽放纯量为0.0192m3/min。压裂范围内平均抽放浓度为44.72%，平均抽放纯量为0.1389m3/min；相比同一抽放道普通钻孔抽放浓度（13.28571%）提高了 3.37倍，抽放纯量（0.00796 m3/min）提高了17.45倍。共抽放23天，5个孔共抽放瓦斯纯量为4725m3，相比同一抽放道5个钻孔瓦斯抽放纯量（368m3）提高了12.83倍。
摘要...................................................................................................................... I
1 前言 (1)
2 穿层孔定向水力压裂理论分析 (2)
2.1 穿层孔定向压裂提高煤层透气性定性分析 (2)
2.2 穿层孔定向水力压裂裂缝控制研究 (4)
3 穿层孔定向水力压裂技术装备及工艺 (6)
3.1 穿层孔定向水力压裂技术装备 (6)
3.2 穿层孔定向水力压裂工艺流程 (6)
3.3 封孔工艺 (7)
4 鱼田堡煤矿穿层孔定向水力压裂试验 (9)
4.1试验地点概况 (9)
4.1.1 矿井概况 (9)
4.1.2 试验地点概况 (10)
4.2 第一阶段试验 (11)
4.2.1 钻孔布置 (11)
4.2.2 压裂过程 (12)
4.2.3 方案修正 (13)
4.3 第二阶段试验 (14)
4.4 第三阶段试验 (14)
4.4 第四阶段试验 (16)
4.5 试验数据分析 (17)
5 结论与建议..................................................................... 错误！未定义书签。
防止煤与瓦斯突出在煤矿安全上一直是世界性的难题。在近年来重庆发生的煤矿安全重大事故中，瓦斯突出占了很高的比例。随着采深的不断增加，煤层瓦斯含量和瓦斯压力在不断增加，高瓦斯矿井和突出矿井的数量还会不断的增加。
解决高瓦斯突出煤层开采过程中的瓦斯问题的常规措施之一是瓦斯抽放。通过瓦斯抽放，不仅可以有效地减少煤层开采过程中的瓦斯涌出，确保煤矿生产的安全性，同时，所抽出来的高浓度瓦斯又可加以利用，实现双能源开采，一举两得。但是，由于松藻矿区煤层属于低透气性煤层，常规的瓦斯抽放方法难以发挥作用，主要存在的问题是：钻孔有效影响范围小，工作面钻孔施工工作量大，抽放效率低，这就必须在抽放瓦斯前对所抽煤层区域采取卸压增透方法，扩大抽放钻孔有效影响范围，提高煤层瓦斯抽放效果。
高瓦斯低透气性突出煤层的卸压增透技术可分为两大类，一类是煤层层内卸压增透技术，另一类是煤层层外卸压增透技术。层外卸压增透技术如开采保护层技术已经应用得相当成熟，并取得良好的效果。对于不具备保护层开采条件的高瓦斯突出煤层，特别是低透气松软煤层，就目前区域防突措施技术水平而言，采用层内卸压增透技术较为合理且效果较好。层内卸压增透的难点在于煤层透气性差，而瓦斯抽采效果主要取决于煤层的透气性系数。增大煤层层内瓦斯抽采流量，主要采取的措施是增加煤层透气性。
但由于防突措施工序复杂，使得煤巷掘进速度缓慢，造成采掘比例严重失调。严重突出矿井更是采掘效率低，经营状况举步维艰。目前，大多数严重突出矿井煤层巷道掘进速度大都在30~40m/月。现有防突技术装备不能满足现场实际要求，在一些条件特殊的矿井采用常规防突措施又很难取得预期效果。因而，开发一种可行的高效防突设备及技术措施，提高防突效果和工作面进尺，改善防突现状，是煤与瓦斯突出矿井实现安全、高效生产的迫切需要。
高压水射流割缝已经被证明能够有效快速的提高煤层透气性，但其影响范围相对较小。水力压裂随能够达到较大的影响范围，但因其昂贵的设备、复杂的工序，遏制了其推广应用。针对以上问题，结合高压水射流割缝及水力压裂的优点，重庆大学提出煤层定向压裂增透技术，即在高压水射流割缝的基础上，对煤层实施水力压裂，以达到卸压增透的目的。
2 穿层孔定向水力压裂理论分析
穿层孔定向压裂是采用高压水射流在煤层中割缝，在煤层中形成一定的卸压区域，扩大钻孔周围塑性区范围。之后对钻孔进行封孔，向煤层中注入高压水，促使煤层裂隙扩展，增大煤层透气性。为此，需明确定向压裂提高煤层透气性机理、高压水射流切缝后煤层塑性区特性，以及塑性区内裂缝起裂和扩展机理。
2.1 穿层孔定向压裂提高煤层透气性定性分析
通过煤及煤层的形成过程可以了解到，煤分层中含有大量的原生微裂隙，而煤层中分层之间存在着层理弱面，同时受地质构造的作用，在煤分层和煤层内部将产生与层面成一定角度的构造裂隙，这种构造裂隙有可能只存在于煤分层之中，也有可能贯穿于分层之间，故将其统称为切割裂隙。
由于层理、切割裂隙、以及原生微裂隙的分割作用，在煤层内部将其分割成一些单独的块体，而在块体内又分布着大量孔隙。
当采用水力压裂提高煤层的渗透率时，高压水对煤层的结构破坏过程不同于实验室中单轴压缩条件下破坏过程。单轴压缩作用下煤的破坏是煤体在外力作用下的破坏，而煤层注水压裂破坏是借助流体水在煤层各种弱面内对弱面两壁面的支撑作用，使弱面发生张开、扩展和延伸，从而对煤层形成内部分割。这种分割过程一方面通过弱面的张开和扩展增加了裂隙等弱面的空间体积，另一方面通过裂隙等弱面的延伸增加了裂隙之间的连通，从而形成一个相互交织的多裂隙连通网络。正是由于这种裂隙连通网络的形成，致使煤层的渗透率大大提高。
由于煤层在原始状态下其内部层理、切割裂隙、原生微裂隙、孔隙存在的规模和尺度存在差异，以及这些弱面所在平面与原岩应力场中主应力方向之间的空间位置关系不同，导致压力水在侵入其中的顺序和在其中的运动状态上也不一样。在顺序上表现为先从张开度大、联接能力弱的一级弱面开始，然后到二级的弱面，最后到分层中的原生微裂隙和孔隙中。而压力水在煤层内的运动状态上可依次分为渗流、毛细浸润和水分子扩散三种状态。
在渗流状态下，水首先沿着规模大的层理或切割裂隙流动，保持渗流工作状态的一个特点是压力水的最大压力不应超过某一极限值，当水的注入压力很高时，和渗流状态时一样，块体并不发生破坏，而表现为水在压力作用下提高层理或切割裂隙的张开度和导液性上，表现出该弱面的扩展和延伸。
在层理或切割裂隙张开度增大的过程中。其张开壁面的切向拉应力增加，当在某位置的切向拉应力大于与此相连的次级弱面的壁面之间的联结力和相应切线方向的原始应力之和时，将在该位置处发生次级弱面起裂，水在压力作用下将进入其中，同样发生上一级弱面所经历的扩展延伸过程。依此规律反复发展下去，直至达到煤分层中的微裂隙，水便达到对煤层的逐级分割作用。
需要说明的是，无论是在哪一个级别的裂隙弱面发生扩展和延伸的过程中，均会伴随有水的扩散和毛细浸润过程。
根据以上的分析、压力水在煤层内的运动过程可表示为图2–1。
图2-1 压力水流动次序示意图
通过以上定性分析可知，压力水对煤层的压裂破坏过程，是通过对各级裂隙弱面产生内压，从而导致裂隙弱面在空间上发生扩展和延伸来实现的，是建立在原始裂隙弱面的基础上的扩展延伸以至相互贯通的分解过程，并不是产生新的裂隙而对煤体产生压裂分解的过程。
总之，通过上面的定性分析可以得出以下几点结论：
1) 压力水在煤层中的流动压裂过程是有一定顺序的，即由张开度比较大的层理或切割裂隙等一级弱面开始，而后是二级裂隙弱面，依次下去，直到煤分层的原生微裂隙；
2) 水在煤层内的运动状态具有渗流、毛细浸润和水分子扩散三种状态，且在渗透过程中伴随有毛细浸润和水分子扩散过程；
3) 压力水的压裂分解作用是通过水在裂隙弱面内对壁面产生内压作用下，导致裂隙弱面发生扩展、延伸、以至相互之间发生联接贯通过程来完成的，该过程是建立在原始各级弱面的基础上的变化过程；
4) 正是通过压力水对煤体的以上压裂分解过程，导致内部裂隙弱面的扩展、延伸、以及相互之间贯通，才形成了相互交织的贯通裂隙网络，从而达到了提高煤层渗透率的目的。
2.2 穿层孔定向水力压裂裂缝控制研究
高压水进入煤体后，由于煤层在原始状态下其内部层理切割裂隙与原生裂隙孔隙存在的规模和尺度存在差异，以及这些弱面所在的平面与原岩应力场中主应力方向之间的空间位置关系不同，导致压力水灾侵入其中的顺序和在其中的运动状态上也不一样，在顺序上表现为先从张开度大、联接能力弱的一级弱面开始，然后到二级的弱面，最后到分层中的原生微裂隙和孔隙中。
如果不加以人为向导，高压水在煤体中会出现无序流向，这样将会导致部分卸压，部分应力集中，虽然瓦斯抽放浓度有所提高，但是由于出现应力集中，为安全回采埋下了隐患，为了达到整体卸压的压裂效果，必须实现定向水力压裂。
裂缝的扩展与地层岩性的变化、岩层交界面、断裂面和裂隙的分布等有关。相关实验研究表明裂缝的延伸面恒垂直于最小原地应力的方向，即使起裂的方向与最小主应力相垂直，只要最大和最小水平应力之差大于75磅/英寸2，在裂纹未到达边界之前就逐渐改向转而垂直于最小主应力。
另外，裂缝的延伸与煤体顶底板和煤体之间岩性的相关。裂缝是否能够伸进顶底板，对顶底板进行破坏，取决于两层交界面处裂缝端部的应力强度因子的变化情况。假定相邻的上下两层具有相同的泊松系数，但弹性模量相差较大，裂缝向界面逼近导致其端部不断增大，因此裂缝愈是接近于交界面便愈易扩展并最后穿过界面延伸进隔层中的K
Ⅰ
去。与此相反，当隔层的弹性模量比煤层的弹性模量大得多时，导致K
趋近于零，这
Ⅰ
意味着隔层起着裂缝的阻挡作用，最终使裂缝的扩展终止于界面上。
研究表明岩层界面的性质对裂缝的扩展有很大的作用，并提出可用界面的抗剪强度以衡量其性质，弱的界面能中止裂缝的扩展而不论界面两边岩层的相对性质如何，连接强的界面最终能使裂缝穿过界面而延伸进弹性模量较小的岩层。产生界面强度的一种可能是源于岩层间的粘合力,另一种可能则是由于抵抗变形的摩擦力所产生的机械联结力。用两个具有粗糙表面的同名岩石不经胶结在一起进行层间裂缝的穿透试验, 结果表明,这种组合岩石试件的界面上必须施以足够高的临界法向应力才能使裂缝穿过界面延伸进另一块岩石中去。这大概是由于足够大的法向力能使粗糙界面产生嵌合而提高联结强度,从而使裂纹不致停止在界面上或沿界面扩展而能直接穿过界面进入另一方的岩石中
去。这个现象预示着如果地层中的大断裂面或裂隙面间的联结较弱或法向作用力较小,便有可能成为止裂源,尤其是当埋深较浅时这种可能性是较大的。在深处由于岩层处于很高的三向压缩应力状态下,作用在天然裂隙断裂面上的法向力很大,裂隙多为闭合,断裂面亦多充填压实,因此水力压裂的裂缝在多数情况下是可以穿过这些弱面而延着垂直于一些尺寸在数英尺左右的天然减弱面,它将迫使裂缝局部改向绕道,但当裂缝摆脱减弱面的影响后,仍会再次改向回到原来的方向继续扩展。圣地亚实验室对实际地层进行压裂后的掘开观察也发现当裂缝遇到天然减弱面时,有的可不受其影响直接穿过它,有的则产生几英寸范围的偏离原有方向而向前延伸。在有些碳酸盐岩的储集层中,即使在深处仍有可能含有张开的天然裂隙减弱面，如果其尺寸又足够地大则可能对裂缝的扩展起阻挡或止裂作用,迫使裂缝停止延伸或改向。不过这样的储集层往往是不需用水力压裂进行导流增产的。另外,如果隔层中在接近界面处含有天然裂隙面, 对应力强度因子的计算表明,不论这些裂隙面是否与界面连通,都将使生产层中的裂缝趋近界面时的应力强度因子增大从而减小了隔层对裂缝延伸的阻挡作用。
采用高压脉冲水射流切缝技术在煤体中进行切缝，在煤体中形成人工裂缝，裂隙周围煤体应力状态发生改变，并形成从里向外依次形成破碎区-塑性区-弹性区-原岩应力区。对煤体进行压裂时，破碎区煤体开始起裂，裂缝在破碎区和塑性区内的起裂方向受人工裂缝导向。当裂缝进入原岩应力区后，受地应力的影响，裂缝延伸方向开始转变，即垂直于最小地应力方向，裂缝开始无序发展。为避免裂缝的无序发展，在压裂孔邻近钻进抽放孔并对其割缝，并使割缝形成的塑性区和压裂孔裂缝形成的塑性区交接，即在压裂区域内形成连续的塑性区，控制裂缝的扩展。
高压脉冲水射流对煤体割缝时，能够在煤体中形成次生裂隙，并在煤体与顶底板间形成弹性裂纹，即人工分隔层，在裂纹的起裂时能够阻碍裂缝向顶底板中扩展。同时水射流对煤体的预先破碎，降低了煤体的弹性模量，煤体与顶底板的弹性模量相差较大，通过调节压裂压力，起裂和延伸方向便能够控制。
3 穿层孔定向水力压裂技术装备及工艺
3.1 穿层孔定向水力压裂技术装备
高压水力压裂系统由乳化泵、水箱、水表、压力表、高压管、封孔器及相关装置连接接头等组成（如表3-1所示）。乳化泵安设在正反向风门外的新鲜风流中；流量表安设在乳化泵进水侧；将井下供水管连接至高压注水泵的水箱进水口，水箱出水口采用专用胶管与高压注水泵连接，然后使用Φ25mm高压胶管以及快速接头将高压管路与钻孔内部高压钢管连通，压裂孔孔口处高压注水管必须安设高压闸门、卸压阀等，详见图3-1。
表3-1 定向压裂设备清单
图3-1 高压水力压裂设备连接示意图
3.2 穿层孔定向水力压裂工艺流程
首先施工压裂钻孔，并测定待压煤层的原始瓦斯含量、水份等基本参数；然后对压裂钻孔进行高压水力割缝；接着施工考察钻孔；再次使用专用封孔器加水泥、白水泥（比例为3.5：1）对所有钻孔封孔至待压煤层底板并在考察钻孔末端加设压力表和高压闸门；待所有钻孔凝固24小时后连接好高压管路，开启乳化泵实施压裂（压裂过程中随时观察考察孔的出水情况及压力表的压力变化情况）；压裂过程结束后，在压裂孔影响范围内和影响范围外分别施工同类型的穿层钻孔，并对其抽采效果进行比较；最后得出试验结论。
3.3 封孔工艺
（1）封孔设备及连接方式
封孔设备及材料如表3-2所示
表3-2 封孔设备清单
连接方式如图3-2所示，木楔装备图如图3-3所示。
图3-2 封孔器连接示意图
图3-4 木楔装配图
（2）封孔工艺
钻孔钻进完毕之后，将封孔器及封孔管装入钻孔中，封孔长度为全部岩孔段，连接至注浆泵，同时将硅酸盐水泥和白水泥以3.5:1的比例混合，开启注浆泵注入钻孔中，凝固24小时之后便可以进行水力压裂。
4 鱼田堡煤矿穿层孔定向水力压裂试验
4.1试验地点概况
4.1.1 矿井概况
（1）井田位置与范围
鱼田堡煤矿于1959年投产，地处重庆市万盛区五里村，地理坐标北纬28°58，东经106°54，井田上以露头风化带为界，下以-600m水平为界，东接东林井田，西邻南桐矿井田，走向长约4500m。属煤与瓦斯突出矿井。
（2）地形地貌
井田处于四川盆地的东南边缘，豫南黔北的丘陵至高原过度带，矿井地形东南高西北低，地势陡峭，海拔在310～650m之间。
（3）开拓方案、设计能力、生产水平
鱼田堡煤矿采用双立井＋暗副斜井的综合开拓方式，矿井设计生产能力60万吨/年，2006年核定生产能力39万吨/年，现实际生产能力约33万吨/年，目前生产主要集中矿井西翼的-350m水平。
（4）煤层概况
矿井开采古生代二叠纪乐平统煤系煤层，煤系厚80～100m，含煤6层，从新到老分别为1～6号煤层。井田内1～3号煤层不可采；4号、6号煤层稳定可采，5号煤层局部可采，其中4号煤层为主采层。煤层顶底板详见表5-1。
表5-1 鱼田堡4#、5#、6#煤层顶、底板情况表
（5）煤的物理性质，
详见表5-2。
表5-2 鱼田堡4#、5#、6#煤层物理性质表
（6）瓦斯与煤尘
原始瓦斯压力、瓦斯含量、煤尘爆炸性、水份、灰份、自燃倾向性等详见表5-3。
表5-3 鱼田堡4#、5#、6#煤层参数表
（7）煤系综合柱状图
图5-1 煤层柱状图
4.1.2 试验地点概况
压裂试验点34区-350m西抽放巷道布置在5号煤层顶板的矽质灰岩中，埋深660m，
两石门5号煤层均已揭露，抽放巷道采用锚杆支护。抽放巷道净宽3.6m、净高2.5m，详见图5-1。
34区-350m抽放巷道断面图
34区-350m东抽放巷道对应工作面为3504E4段。该工作面位于井田三水平四区，上接3504E3段工作面（未开采），下接4504E1段工作面（未开采），东邻3504E4f 段工作面（回采中），东邻3504W4段工作面（未开采）。34区-350m东抽放巷道试验点两侧现已施工部分3504E4段机巷掘进前的条带孔，目前抽放瓦斯45878m3。
4.2 第一阶段试验
4.2.1 钻孔布置
本次试验布置1个压裂钻孔，并在压裂钻孔西侧20m、东侧30m各处布置考察钻孔一个（分别标记为压裂孔、考察孔1#、考察孔2#），考察孔孔口处悬挂瓦斯监测探头，监测瓦斯浓度的变化。压裂孔、考察孔深度为25m，其中岩孔段3m，倾角为28°；此次试验所有钻孔均为进行水力割缝。钻孔布置图如图4-3、4-5、4-6所示。
图4-3 钻孔布置平面图
5#层
图5-4 钻孔布置剖面图
考察孔5
图4-5 钻孔布置层面图
4.2.2 压裂过程
按照预定方案，鱼田堡煤矿及重庆大学相关人员在-350东抽放道进行了水力压裂，压裂前按照方案中要求做好安全措施，并在压裂时记录压力、水量等参数的变化，如表4-4所示
表4-4 水力压裂过程记录表
经过205min的压裂，压力变化范围为0~30MPa，注入水量为1.731m3（水量计算方法为水表读数+水箱中水体积的变化），压裂孔（A点）东侧3m处围岩层理方向有渗水，但不明显；西侧1m围岩有不明显渗水，压裂孔周围渗水较多。在压裂前封孔时，封孔器后退5~6m，且钻孔周围渗水较多。从数据中分析得出煤层虽然已经起裂但裂缝并未延伸，无法判断煤层起裂压力和延伸压力。原因为煤层起裂之后，煤层中裂隙与压裂孔周围围岩中裂隙相互贯通，注入煤层中的水从压裂孔周围裂隙中渗出。
4.2.3 方案修正
根据本次压裂失败经验，总结得出，封孔器位置应放置于煤岩交界面上，且为促使煤层裂缝按照起裂方向延伸，建议在压裂孔中进行割缝。据此，需对压裂方案进行修正，具体如下：
①对2010-8-4压裂完毕的压裂孔进行抽放，并进行瓦斯抽采数据收集；
②在压裂孔走向方向以西5m处，布置抽放孔一个（标记为考察孔3#），孔径75mm，开孔108mm，开孔位置与压裂孔开孔位置相同，角度29度，岩孔长度20m，煤孔预计长度2.76m，穿过底板0.5m（如图5-7），并对该孔进行高压水射流割缝，割缝遵循割出煤量最多的原则，即将煤孔段所有煤体尽可能的全部割出；钻孔平面图及相关位置见附图5。
图4-7 压裂孔、抽放孔布置图
③对压裂孔（标记为压裂孔1#）孔径75mm段进行扩孔，扩孔直径为90mm，且对压裂孔采用同样的原则进行高压水射流割缝；
④钻孔各项准备工作完成后，采用同样的压裂工艺再次对该压裂孔进行压裂。
⑤在进行水力压裂时在水箱中加入NaCl作为示踪剂以及洗衣粉作为表面活性剂；
⑥水力压裂封孔时，封孔器送至前端送至煤岩交界面处，并在封孔器膨胀管截止阀前安装压力表，以监测封孔压力。
4.3 第二阶段试验
按照修改后的方案再次对鱼田堡-350抽放道5#煤层进行水力压裂。首先进行封孔，在对封孔器进行试压的过程中发现，封孔器前端橡胶和钢管连接部位出现脱落；另选封孔器继续封孔，封孔完毕，安全措施准备完毕，开启乳化泵进行压裂，在压力升高至20MPa时，注水量突然增加，在经过确认之后，发现封孔器已经损坏，封孔失败，压裂失败。
分析压裂过程现象得出，胶囊封孔器封孔工艺不使用于鱼田堡煤矿水力压裂，建议采用水泥封孔，并对封孔方案进行修正。
4.4 第三阶段试验
按照预定方案，鱼田堡煤矿及重庆大学相关人员在-350东抽放道对5#层进行了水力压裂，压裂前按照方案中要求做好安全措施，并在压裂时记录压力、水量等参数的变化，如表5-5所示。
表5-5 水力压裂过程记录表
经过205min的压裂，压力范围0~31.5MPa，注入水量为4.791m3（计算方法如前所述）。压裂之后，压裂孔（A点）东侧12.5处巷道顶部中心位置处（B点）渗水较多，A点和B点之间巷道围岩均有明显的渗水，而压裂孔周围没有明显的渗水，经粗略检验渗水中含有预先加入的洗衣粉；压裂孔西侧5m处考察孔（C点）中注水管中有股状出水，A点和C点之间巷道围岩中有明显的渗水，同样含有预先加入的洗衣粉。
通过以上实验现象可以粗略的分析出煤层的起裂压力为23MPa，裂缝延伸压力为19MPa。煤层走向上压裂范围17.5m，倾向上压裂范围可以通过钻进检验孔进行考察。
由于压裂孔周围没有明显的渗水，可以看出水泥封孔能够符合水力压裂的要求。
4.4 第四阶段试验
①钻孔布置
试验共布置了两组压裂孔，第一组压裂孔走向和倾向上布置考察孔4个，且所有钻孔均进行割缝。第二组压裂孔只钻进一个压裂孔，压裂之后钻进抽放孔进行压裂范围的考察。
抽放钻孔层面图
图4-8 钻孔布置图
②试验简介
2010年12月实施了第一组压裂孔及考察孔的钻进、割缝和封孔。其中压裂孔封孔按照方案的要求封到了孔底，但考察孔由于工作失误只封了15m。在封孔完毕之后开始实施压裂，在第40分钟，发现压裂孔右侧10m考察孔以及上方考察孔均有出水。同时发现巷道中高压管路漏水比较严重，便停止压裂。
为进一步确定水力压裂有效范围，按照相同的钻孔布置方式，鱼田堡煤矿于2011-1-8日开始在-350西抽放道对5#煤层进行水力压裂试验。在2010-1-14日完成所有钻孔钻进工作，并开始进行封孔注浆，所有钻孔均封至煤岩交界面。经过2天的混凝土养护期之后，于17日开始实施压裂，试验现场记录情况如下：
乳化泵初始压力为10MPa，乳化液箱水位变化较快。在1min之后，水位无变化。升高压力至20MPa，水位仍没有明显变化。继续升高压力至25MPa，并缓慢上升至30MPa，经计算得乳化泵实际流量为出0.17m3/min。经过40min后，共注水6.9m3，经现场查看，发现压裂孔东侧10m考察孔出口处压力表压力为15.6MPa，上方、西侧考察孔压力均超过压力表量程（10MPa），下方压力表没有读书，但有水流出。从以上压裂数据分析判断，鱼田堡5#煤层起裂压力为20MPa以上，在40分钟以内其有效压裂范围
能够达到10m以上。
4.5 试验数据分析
在压裂过程结束之后，分别在在4个考察孔附近钻进4个抽放孔进行瓦斯抽放考察压裂后瓦斯抽放参数。并于2011-01-26开始接抽，截止到2011-11-17，压裂孔平均抽放浓度为95.4%，平均抽放纯量为0.0673m3/min，累计抽放量22038m3；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min，累计抽放量2507m3；抽放孔2#平均抽放浓度为33.1%，平均抽放纯量为0.02m3/min，累计抽放量2507m3；抽放孔3#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min，累计抽放量3555m3；抽放孔4#平均抽放浓度为33.4%，平均抽放纯量为0.0177m3/min，累计抽放量4086m3。压裂范围内平均抽放浓度为44.72%，平均抽放纯量为0.1389m3/min；相比同一抽放道普通钻孔抽放浓度（13.28571%）提高了3.37倍，抽放纯量（0.00796 m3/min）提高了17.45倍。共抽放23天，5个孔共抽放瓦斯纯量为4725m3，相比同一抽放道5个钻孔瓦斯抽放纯量（368m3）提高了12.83倍。
5 结论与建议
①通过2011-1-8日的实验得出，在鱼田堡煤矿34区-350m西抽放道5#煤层起裂压力为23MPa，延伸压力为19MPa。实验共进行了40min，注水量为6.9m3。经现场查看，发现压裂孔东侧10m考察孔出口处压力表读数为15.6MPa，上方、西侧考察孔压力均超过压力表量程（10MPa），下方压力表没有读数，但有水流出。可以判断，鱼田堡5#煤层在40分钟以内其有效压裂范围能够达到10m以上。
②分别在在4个考察孔附近钻进4个抽放孔进行瓦斯抽放考察压裂后瓦斯抽放参数。并于2011-01-26开始接抽，截止到2011-02-17，压裂孔平均抽放浓度为95.4%，平均抽放纯量为0.0673m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔2#平均抽放浓度为33.1%，平均抽放纯量为0.02m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔3#平均抽放浓度为33.4%，平均抽放纯量为0.0177m3/min；抽放孔4#平均抽放浓度为36.1%，平均抽放纯量为0.0192m3/min。压裂范围内平均抽放浓度为44.72%，平均抽放纯量为0.1389m3/min；相比同一抽放道普通钻孔抽放浓度（13.28571%）提高了 3.37倍，抽放纯量（0.00796 m3/min）提高了17.45倍。共抽放23天，5个孔共抽放瓦斯纯量为4725m3，相比同一抽放道5个钻孔瓦斯抽放纯量（368m3）提高了12.83倍。
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施(正式)_1
编订：__________________ 单位：__________________ 时间：__________________ 顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施(正式) Deploy The Objectives, Requirements And Methods To Make The Personnel In The Organization Operate According To The Established Standards And Reach The Expected Level. Word格式 / 完整 / 可编辑
文件编号：KG-AO-9785-30 顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施 (正式) 使用备注：本文档可用在日常工作场景，通过对目的、要求、方式、方法、进度等进行具体、周密的部署，从而使得组织内人员按照既定标准、规范的要求进行操作，使日常工作或活动达到预期的水平。下载后就可自由编辑。 21111（1）顺槽底抽巷穿层钻孔抽采浓度较低，为提高条带穿层钻孔的预抽效果，达到快速消突的目的，选择对该处采取水力压裂增透技术。为保证水力压裂工作安全有序进行，特编制本安全技术措施方案。 一、试验地点基本概况 1、试验地点概况 21111（1）顺槽底抽巷（-790m东翼胶带机大巷）为二水平运煤大巷，兼做21111（1）顺槽掩护巷。巷道断面形状为直墙半圆拱，巷道净宽×净高为：5500mm ×4350mm。该巷道内共安排3台钻机正常施工，现第一台钻机在78组钻孔处向西施工，第二台钻机在123组钻孔处向东施工，第三台钻机在157组处向东施工，本次压裂方案设计2个压裂钻孔（钻孔间隔50m），2#、
水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究
水力压裂过程中页岩渗透渗吸作用实验研究 摘要：水力压裂技术已经广泛应用于页岩储层以显著提高产量。然而，据钻井人员汇报大量压裂液流失于地下不能回收，滞留压裂液对页岩组成的影响机制尚不清晰，滞留压裂液可被页岩基质、微裂缝和裂缝表面吸收，本文旨在研究渗吸作用对页岩基质渗透性、微裂缝渗透性和裂缝渗透性的影响，首次探究页岩渗透性变化与页岩渗吸作用二者之关系，并提供大量水力压裂过程中页岩伴随渗吸作用渗透性增减结果。 本文实验采用压力恢复法测定岩样渗透率，采用失重法进行渗吸实验，样品来源于Niobrara、HornRiver及Woodford地区页岩地层。 实验结果表明，滞留压裂液会损害页岩基质渗透性，使其渗透率大为降低，样品吸收液体越多，基质渗透率降低越显著，渗吸作用造成张开裂缝渗透率减小，但减小量不及基质渗透率，此外，润滑作用使页岩样品微裂缝再次张开，导致渗吸作用过程中微裂缝渗透率提升。 渗透率这一指标决定着页岩地层长期产气量，本文研究水力压裂过程中渗吸作用影响下页岩渗透率变化情况，观察得到渗吸作用不仅损害页岩组成，还会通过张开闭合或密封天然裂缝增加渗透率而对页岩组成造成潜在影响。 1.简介 随着水力压裂技术在页岩和其他非常规地层的成功应用，预计到2020年，美国原油的产量将从2008年的5百万桶/日增加至10.6百万桶/日；同时页岩和其他低渗储层的石油产量将增长到全国原油总产量的一半。从2008年开始美国页岩气产量预计将增长近9倍（EIA，2015）。 水力压裂技术的一般程序主要分为5个步骤，包括垫注，凝胶浆注射，冲洗注射，注井和水回收。水回收是该井投入生产前水力压裂处理的最后一步。这一步在水力压裂过程中很重要和必要，因为它可以控制和最小化压裂液的损伤。不过，很多操作人员报道注入页岩储层的压裂液只有不到50％可以回收（Alkouh和Wattenbarger，2013）。这个可能是因为水力压裂后页岩储层系统能量较低。一般来说，裂缝较为常规、较不复杂时系统能量较高。能量越高，会导致回收液体流流量越大、流速越高。但是页岩储层的裂缝很复杂，导致裂缝回收液体占比很少，需要花费几周来完成回流，比常规页岩储层长得多（King，2010；Wu等，2010）。在页岩中，如此大量的剩余液体对产量的影响成为一
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施实用版_1
YF-ED-J2454 可按资料类型定义编号 顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施实用版 In Order To Ensure The Effective And Safe Operation Of The Department Work Or Production, Relevant Personnel Shall Follow The Procedures In Handling Business Or Operating Equipment. （示范文稿） 二零XX年XX月XX日
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措 施实用版 提示：该解决方案文档适合使用于从目的、要求、方式、方法、进度等都部署具体、周密，并有很强可操作性的计划，在进行中紧扣进度，实现最大程度完成与接近最初目标。下载后可以对文件进行定制修改，请根据实际需要调整使用。 21111（1）顺槽底抽巷穿层钻孔抽采浓度 较低，为提高条带穿层钻孔的预抽效果，达到 快速消突的目的，选择对该处采取水力压裂增 透技术。为保证水力压裂工作安全有序进行， 特编制本安全技术措施方案。 一、试验地点基本概况 1、试验地点概况 21111（1）顺槽底抽巷（-790m东翼胶带机 大巷）为二水平运煤大巷，兼做21111（1）顺 槽掩护巷。巷道断面形状为直墙半圆拱，巷道
净宽×净高为：5500mm×4350mm。该巷道内共安排3台钻机正常施工，现第一台钻机在78组钻孔处向西施工，第二台钻机在123组钻孔处向东施工，第三台钻机在157组处向东施工，本次压裂方案设计2个压裂钻孔（钻孔间隔 50m），2#、3#压裂孔自西向东布置，施工地点分别在130、135组穿层钻孔处，该段范围内87～123组、140～157组穿层钻孔已施工。 2、水力压裂地点煤层顶底板情况 11-2煤层老顶为粉细砂岩，厚度2.4～11.5/7.44m，浅灰白色，细粒结构，顶部颗粒较细，层内含白云母薄片及暗色矿物。 直接顶为11-3煤砂质泥岩，厚度0～ 5.3/3.32m，砂质泥岩:灰色,砂泥质结构,砂质含量不均,上部偶见植化碎片。11-3煤:黑色,碎
水力压裂安全技术要求
水力压裂安全技术要求 SY/T6566－2003 国家经济贸易委员会2003－03－18批准 2003－08－01实施 前言 本标准由石油工业安全专业标准化技术委员会提出并归口。 本标准起草单位：吉林石油集团有限责任公司质量安全环保部、井下作业工程公司。 本标准主要起草人：宋泽明、宫长利、朱占华、毛杰民、付新冬、崔伟。 引言 水力压裂施工是油田开发、评价和增产的重要技术措施，也是一项风险较大的作业。由于压裂施工应用高压技术，野外作业，流动性大，涉及其它相关作业，经常接触石油、天然气等易燃易爆和其它有毒有害物质，易发生人员伤亡、环境污染等事故。为加强井下压裂施工安全管理，规范操作，搞好全过程施工作业，最大限度地避免发生事故，促进油田开发，提高经济效益，特制定本标准。 1 范围 本标准规定了水力压裂安全施工方法和技术要求。 本标准适用于水力压裂及相关施工作业。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。 GB 150 钢制压力容器 SY 5727 井下作业井场用电安全要求 SY/T 5836 中深井压裂设计施工方法 SY 5858 石油企业工业动火安全规程 SY/T 6194 套管和油管 SY 6355 石油天然气生产专用安全标志 3 压裂选井和设计及施工队伍要求 3．1 压裂选井和设计应按SY/T 5836执行，并符合下列安全要求： a）套管升高短节组配与油层套管材质、壁厚相符； b）使用无毒或低毒物质； c）下井工具、连接方式应能保证正常压裂施工，并有利于压裂前后的其它作业； d）通往井场的道路能够保证施工车辆安全通行； e）场地满足施工布车要求。 3．2 压裂设计中应包括下列与安全有关的内容： a）存在可能影响压裂施工的问题； b）施工井场、施工车辆行驶路线说明及要求； c）地面流程连接、施工设备检查要求； d）试压、试挤要求； e）施工交接、检查要求；
水力压裂造缝机理
2．地应力场确定 地应力场确定包括地应力大小和方向。主要手段主要有： 1) 水力压裂法 微型压裂(mini-frac)压力曲线计算应力场。 2)实验室分析方法 应用定向取心技术保证取出岩心样品的主应力方位与其在地层中主应力方位一致。岩心从地下三向压应力状态改变到地面自由应力状态，根据岩心各方向的变形确定主应力方位和数值。 (1) 滞弹性应变恢复（ASR） 基于岩心与其承压岩体发生机械分离后所产生的应力松弛，按各个方向测量应变并确定主应变轴。并假定主方向与原位应力主轴相同，按已知的弹性常数和上覆岩层载荷情况间接计算应力值。 (2) 微差应变分析（DSCA） 从井底取出的岩心由于应力释放和应变恢复会发生膨胀，产生或重新张开微裂缝。基于应变松弛作为“应力史”痕迹的思想，应变松弛形成的微裂缝密度和分布与岩心已经出现的应力下降成正比。通过描述微裂隙分布椭球，即可揭示以前的应力状态。根据和这些微裂缝相关的应变推断主应力方向，并从应变发生的最大方向估算出最小主应力值。 3) 测井解释方法 利用测井（主要是密度测井、自然伽玛测井、井径测井和声波时差测井以及中子测井、自然电位测井等）资料，首先基于纵横波速度与岩石弹性参数之间的关系解释岩石力学参数，再结合地应力计算模式获得连续的地应力剖面。 4) 有限元模拟 根据若干个测点地应力资料，借助于有限元数值分析方法，通过反演得到构造应力场。强烈取决于根据研究工区所建立的地质模型、数学力学模型和边界条件。 此外，测定地应力方向的常用方法还有声波测定、井壁崩落法、地面电位法、井下微地震法和水动力学试井等方法。 3．人工裂缝方位 在天然裂缝不发育的地层，压裂裂缝形态取决于其三向应力状态。根据最小主应力原理，水力压裂裂缝总是产生于强度最弱、阻力最小的方向，即岩石破裂面垂直于最小主应力方向。当s z最小时，形成水平裂缝（horizontal fracture）；当s y最小时，形成垂直裂缝(vertical fracture)。 对于显裂缝地层很难出现人工裂缝。而微裂缝地层可能出现多种情况，人工裂缝面可以垂直于最小主应力方向；也可能基本上沿微裂缝的方向发展，把微裂缝串成显裂缝。 二、破裂压力 地层岩石破裂前，井壁最终应力场为钻孔应力集中、向井筒注液产生的应力、注入压裂液径向滤失诱发应力的迭加。基于最终应力分布结合岩石破裂准则确定破裂压力计算公式。 1．井壁最终应力分布 1）井筒应力分布 对于裸眼井，记井眼半径为r w。钻井完成后地层中应力分布可视为无限大均质各向同性岩石平板中有一圆形孔眼时的应力状态，。记压应力为正、张应力为负，根据弹性力学理论计算图中任意点(r ,q) 处的应力分布。 离井壁越远，周向压应力迅速降低，径向压应力逐渐增加；而且大约几个井径之后，周向压应力降为原地应力，径向应力增加到原地应力。 实际上，由于岩石的抗压强度比抗张强度大得多，而且钻井孔眼引起的应力集中使得井壁处应力大于原地应力，因此，水力压裂造缝时主要关心的应是井壁处的周向应力s q。通常记s x>s y，则 当q=0°或180°，井壁处周向应力最小。s qmin = 3s y-s x 当q=90°或270°，井壁处周向应力最大。s qmax = 3s x-s y
脉动水力压裂项目阶段总结(新)
高压脉动注水及水力压裂防治煤与瓦斯 突出技术 项目阶段总结 通化矿业集团松树镇煤矿 中国矿业大学 2012年9月
目录 1 工作面概况 (1) 2 脉动水力压裂卸压增透技术原理 (1) 2.1煤体的疲劳损伤 (1) 2.2高压脉动水的“水楔”作用 (2) 2.3脉动水压力的传播 (3) 2.4脉动水力压裂卸压增透过程分析 (5) 3 脉动水力压裂设备及操作安全措施 (5) 3.1密封设备 (5) 3.2压裂系统 (6) 3.3脉动压裂考察设备 (7) 3.4安全措施 (7) 4 脉动水力压裂施工方案设计 (9) 4.1钻孔参数 (9) 4.2钻孔密封 (11) 5 脉动水力压裂现场实施 (14) 6 脉动水力压裂效果考察 (15) 6.1脉动水的分布 (15) 6.2脉动水力压裂效果 (16) 7 主要结论及下一步工作计划 (19) 7.1结论 (19) 7.2下一步工作计划 (20)
1工作面概况 该工作面为三水平+206西一采区，地面标高为+840~+850，井下标高为+280~+180，煤层厚度（最大-最小）为3.34~2.8/3.0，煤层倾角较大，煤层倾角（最大-最小）为11°~9°。地质构造复杂，火成岩侵入严重，绝对瓦斯涌出量为0.80 m3/min，自然发火期为10个月。煤尘爆炸指数为37.50﹪。煤层顶板基本顶厚度8.8m，为中-粗粒砂岩，直接顶厚度为1.0m，黑色细砂岩，煤层底板基本底厚度0.7m，黑灰色细砂岩。 该工作面地质构造为向斜的南翼深部，呈单斜构造，地层走向最大130°最小118°，平均地层走向125°。地层倾角最大11°，最小9°，平均地层倾角10°。由于该区域内没有巷道控制，所有资料都借鉴地质报告，在采区内有r1、r2、r3断层，r1正断层倾向330°、走向63°、倾角68°、落差8.0～13.0米，对巷道掘进没有影响。r2正断层倾向148°、走向59°、倾角65°、落差8.0～3.0米，对巷道掘进有影响。r3正断层倾向360°、走向90°、倾角64°、落差13.0米，对巷道掘进没有影响。 该采区Ⅰ层煤呈条带状，黑色油脂光泽。为石炭二迭系山西组含煤系，煤层最大厚度为3.34米，最小厚度为2.8米，平均厚度为3.0米；Ⅱ层煤呈粉末状，黑色油脂光泽。为石炭二迭系山西组含煤系，煤层最大厚度为3.1米，最小厚度为2.8米，平均厚度为2.95米；Ⅱ层煤顶板即一层煤底板为灰黑色细砂岩，含植物根茎化石，平均厚度为0.7米。Ⅰ层煤直接顶为灰黑色细砂岩，平均厚度为1米，老顶为灰白色石英质中粒砂岩，平均厚度为8.8米。 2脉动水力压裂卸压增透技术原理 2.1煤体的疲劳损伤 疲劳特性是材料的动力性能之一，在重复、循环或交变荷载作用下，任何材料都会出现疲劳损伤。研究表明，煤岩在循环荷载作用下会发生疲劳损伤，其强度和变形规律与静态荷载作用下有显著不同，煤岩是否发生疲劳破坏和应力门槛值有关，单轴循环荷载作用下煤样疲劳破坏“门槛值”不超过单轴抗压强度的81%，且在疲劳破坏“门槛值”以下进行循环加载、卸载时，也会产生一定程度的疲劳损伤。
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施示范文本
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施示范文本 In The Actual Work Production Management, In Order To Ensure The Smooth Progress Of The Process, And Consider The Relationship Between Each Link, The Specific Requirements Of Each Link To Achieve Risk Control And Planning 某某管理中心 XX年XX月
顺槽底抽巷水力压裂安全技术措施示范 文本 使用指引：此解决方案资料应用在实际工作生产管理中为了保障过程顺利推进，同时考虑各个环节之间的关系，每个环节实现的具体要求而进行的风险控制与规划，并将危害降低到最小，文档经过下载可进行自定义修改，请根据实际需求进行调整与使用。 21111（1）顺槽底抽巷穿层钻孔抽采浓度较低，为提 高条带穿层钻孔的预抽效果，达到快速消突的目的，选择 对该处采取水力压裂增透技术。为保证水力压裂工作安全 有序进行，特编制本安全技术措施方案。 一、试验地点基本概况 1、试验地点概况 21111（1）顺槽底抽巷（-790m东翼胶带机大巷）为 二水平运煤大巷，兼做21111（1）顺槽掩护巷。巷道断面 形状为直墙半圆拱，巷道净宽×净高为：5500mm× 4350mm。该巷道内共安排3台钻机正常施工，现第一台 钻机在78组钻孔处向西施工，第二台钻机在123组钻孔处
向东施工，第三台钻机在157组处向东施工，本次压裂方案设计2个压裂钻孔（钻孔间隔50m），2#、3#压裂孔自西向东布置，施工地点分别在130、135组穿层钻孔处，该段范围内87～123组、140～157组穿层钻孔已施工。 2、水力压裂地点煤层顶底板情况 11-2煤层老顶为粉细砂岩，厚度2.4～11.5/7.44m，浅灰白色，细粒结构，顶部颗粒较细，层内含白云母薄片及暗色矿物。 直接顶为11-3煤砂质泥岩，厚度0～5.3/3.32m，砂质泥岩:灰色,砂泥质结构,砂质含量不均,上部偶见植化碎片。11-3煤:黑色,碎块至粉末状，沥青光泽，暗煤。 11-2煤层直接底为泥岩11-1煤，0～9.08/4.52m，泥岩：灰色、局部深灰色，泥质结构，层内含较多植化碎片，薄层状，岩性较脆，易碎，岩芯局部完整，局部发育碳质泥岩。11-1煤:黑色,粉末状为主,暗煤。
水力压裂技术
水力压裂水力压裂：： 一项一项经久不衰的技术经久不衰的技术经久不衰的技术 自从Stanolind 石油公司于1949年首次采用水力压裂技术以来，到今天全球范围内的压裂施工作业量将近有250万次。目前大约百分之六十新钻的井都要经过压裂改造。压裂增产改造不但增加油井产量，而且由于这项技术使得以前没有经济开采价值的储量被开采了出来（仅美国自1949年以来就约有90亿桶的石油和超过700万亿立方英尺的天然气因压裂改造而额外被开采出来）。另外，通过促进生产，油气储量的静现值也提高了。 压裂技术可以追溯到十八世纪六十年代，当时在美国的宾夕法尼亚州、纽约、肯塔基州和西弗吉尼亚州，人们使用液态的硝化甘油压浅层的、坚硬地层的油井。目的是使含油的地层破裂，增加初始产量和最终的采收率。虽然使用具有爆炸性的硝化甘油进行压裂是危险并且很多时候是违法的，但操作后效果显著。因此这种操作原理很快就被应用到了注水井和气井。 在十九世纪三十年代，人们开始尝试向地层注入非爆炸性的流体（酸）用以压裂改造。在酸化井的过程中，出现了一种“压力从逢中分离出来”现象。这是由于酸的蚀刻会在地层生成不能完全闭合的裂缝，进而形成一条从地层到井的流动通道，从而大大提高了产量。这种“压力从逢中分离出来”的现象不但在酸化的施工现场，在注水和注水泥固井的作业中也有发生。 但人们就酸化、注水和注水泥固井的作业中形成地层破裂这一问题一直没有很好的理解，直到Farris 石油公司（后来的Amoco 石油）针对观察井产量与改造压力关系进行了深入的研究。通过此次研究，Farris 石油萌生出了通过水力压裂地层从而实现油气井增产的设想。 第一次实验性的水力压裂改造作 业由Stanolind 石油于1947年在 堪萨斯州的Hugoton 气田完成（图 1）。首先注入注入1000加仑的粘 稠的环烷酸和凝稠的汽油，随后是 破胶剂，用以改造地下2400英尺 的石灰岩产气层。虽然当时那口作 业井的产量并没有因此得到较大 的改善，但这仅仅是个开始。在 1948年 Stanolind 石油公司的 J.B.Clark 发表了一篇文章向石油 工业界介绍了水力压裂的施工改造过程。1949年哈里伯顿固井公司（Howco）申请了水力压裂施工的专利权。 哈里伯顿固井公司最初的两次水力压裂施工作业于1949年3月17日，一次在奥克拉荷马州的史蒂芬郡，总花费900美元；另一次在位于得克萨斯州的射手郡，总花费1000美元，使用的是租来的原油或原油与汽油的混合油与100到150磅的砂子（图2）。在第一年中，332口井被压裂改造成功，平均增加了75%的产量。压裂施工被大量应用，也始料未及地加强了美国的石油供应。十九世纪五十年代中期，压裂施工达到了每月3000口井的作业量。第一个过五十万英镑的压裂施工作业是由美国的Pan 石油公司（后来的Amoco 石油，现在的BP 石油）于1968年10月在奥克拉荷马州的史蒂芬郡完成的。在2008年世界范围内单级花费在1万到6百万美元之间的压裂作业超过了5万级。目前，一般的单井压裂级数为8到40
水力压裂操作规程
水力压裂操作规程 第一条 系统组成 高压水力压裂系统由乳化泵、水箱、水表、压力表、高压管、封孔器及相关装置连接接头等组成。 图2 水力压裂系统装置连接示意图 高压铁管高压软管 注 水 泵水 箱卸压阀压力表 连接管水管 压裂钻孔 注：设备之间的连接必须保证密封无泄漏，且应实现快速连接。 第二条 压裂时间 压裂时间与注水压力、注水量等参数密切相关，注水压力、流速不同，相同条件下达到同样效果的注水时间也不同。注水过程中，煤体被逐渐压裂破坏，各种孔裂隙不断沟通，高压水在已沟通的裂隙间流动，注水压力及注水流量等参数不断发生着变化，注水时间可根据注水过程中压力及流量的变化来确定，当注水泵压降为峰值压力的30%左右，可以作为注水结束时间。 第三条 工艺流程 1.先施工4个效果考察钻孔，施工完成后立即进行封孔，将其接入抽放系统，抽放队安排测流员收集效果考察钻孔浓度、负压，并进
行计量。 2.在施工1个压裂钻孔，压裂钻孔施工到位后，立即进行封孔， 3.所有钻孔封孔完成并凝固24小时后，开始进行高压水力压裂，压裂时一旦出现效果考察孔有水流出时，立即关闭高压闸门，直至乳化泵的水箱内水位不再下降时停止压裂。 4.压裂过程实施完成后，由抽放队测流员每天收集压裂钻孔和效果考察钻孔的数据，并计算瓦斯抽放量。 5.高压水力压裂流程图，如下所示：
第四条压裂步骤 在注水的前期，注水压力和注水流量呈线性升高；随后，注水压力与流量反向变化，并呈波浪状。这直观反映出了在注水初期，具有一定压力和流速的压力水通过钻孔进入煤体裂隙，克服裂隙阻力运动；随后，当压裂液充满现有裂隙后，水流动受到阻碍，由于煤体渗透性较低，水流量降低，压力增高而积蓄势能；当积蓄的势能足以破裂煤体形成新的裂隙时，势能转化为动能，压力降低，水流速增加；当压力液携带煤泥堵塞裂隙时，煤体渗透性降低，水难以流动使流量下降，压力上升。 压裂实施过程中，按照如下步骤实施： 1.同时打开井下高压泵水箱的水闸门与注水孔口的闸门； 2.启动高压注水泵，然后采用动压注水压裂; 3.当乳化泵压力急剧上升或水箱内水位不在下降时，立即停止压力。 启泵时压力选为20MPa，调节控压闸门，每5min升压2MPa，泵压达到28MPa以上，稳定20min后，若压力迅速下降，说明已开始压裂；继续注水10min钟，水压不再上升，此时停泵，关闭卸压阀，压裂程序结束。若从开泵开始，压力持续上升，则说明未压裂，并持续加压至30MPa后压力仍不下降或稳定，说明煤体未被压裂，此时停止压裂工作，分析原因，重新考虑制定措施、方案。 第五条水力压裂施钻规定 1.每班施钻前必须先检查撤退路线是否畅通、安全设施是否完好，若有一样不符合规定，当班禁止施工（当班班长负责，安瓦员监督）。 2.施钻当班负责人必须携带便携式瓦斯报警仪，并将其吊挂在距
义煤集团水力压裂实施方案
义煤集团公司矿井水力压裂技术 实施方案 义煤集团公司 二00九年五月八日
义煤集团公司水力压裂技术实施方案 义煤集团公司现有5对突出矿井，主要煤层二1煤赋存极不稳定，全层未构造煤，透气性差，煤质松软，打钻成孔困难，预抽效果差，瓦斯治理难度大、治理任务艰巨。 中部义马煤田的5对矿井为集团公司骨干矿井，主采煤层为侏罗纪长焰煤，煤质硬脆，厚度大，其顶板为巨厚砾岩层，随着开采深度增加，矿井冲击地压危险性增大，且属于容易自燃发火煤层，煤层自然发火期15—30天，最短7天。 定向高压水力压裂技术在煤矿中的尝试应用，取得了初步的成效。为进一步提高突出矿井瓦斯抽采效果，搞好煤与瓦斯突出防治工作；利用水力压裂技术为中部矿井的冲击地压防治增加新的技术手段和开辟新的预防途径；在防治煤层自燃发火和综合防尘方面，也会带来明显的效果。为加快井下水力压裂技术的推广范围和扩大应用力度，使水力压裂技术在义煤集团全面推进，特制定本实施方案。 一、水力压裂技术机理简介 井下压裂的基本原理与地面煤层气井压裂相同，即将压裂液高压注入煤（或岩）体中原有的和压裂后出现的裂缝内，克服最小主应力和煤岩体的破裂压力，扩宽并伸展和沟通这些裂缝，进而在煤中产生更多的次生裂隙，从而增加煤层的透气性以便于进行瓦斯气体的抽
放；在高压水的作用下，利用人造裂缝与裂隙的通道进行煤体的湿润，从而达到软化煤体、进行煤体卸压的目的。 压裂液具有不可压缩性，其在煤层中的流动压裂过程是有一定顺序的，即由张开度比较大的层理或切割裂隙等一级弱面开始，而后是二级裂隙弱面，依次下去，直到煤层的原生微裂隙；压裂液的压裂分解作用是通过水在裂隙弱面内对壁面产生内压作用下，导致裂隙弱面发生扩展、延伸以至相互之间发生联接贯通，形成了相互交织的贯通裂隙网络，从而达到了提高煤层渗透率，增加钻孔瓦斯抽出率的目的。见压裂裂缝网络示意图1 图1 压裂裂缝网络示意图 压裂设备系统主要由压裂泵、混砂装置、水箱、指挥舱、高压管路、实时监测记录系统等组成。 压裂设备系统主要由压裂泵、混砂装置、水箱、指挥舱、高压管
水力压裂报告
南桐矿业公司鱼田堡煤矿穿层钻孔定向水力压裂煤层增透 技 术 报 告 （初稿） 二〇一一年三月
防止煤与瓦斯突出在煤矿安全上一直是世界性的难题。在近年来重庆发生的煤矿安全重大事故中，瓦斯突出占了很高的比例。随着采深的不断增加，煤层瓦斯含量和瓦斯压力在不断增加，瓦斯问题日益凸显。为解决重庆地区瓦斯治理难题，重庆能源投资集团科技有限公司联合重庆大学开展了定向水力压裂增透技术相关研究，并在松藻煤电有限责任公司逢春煤矿和南桐矿业有限责任公司鱼田堡煤矿进行了应用研究。在理论研究和实验室实验研究的基础上，在南桐矿业公司鱼田堡煤矿34区-350m东抽放道实施了水力压裂并取得了以下成果： 通过2011-1-8日的实验得出，在鱼田堡煤矿34区-350m东抽放道5#煤层起裂压力为23MPa，延伸压力为19MPa。实验共进行了40min，注水量为6.9m3。经现场查看，发现压裂孔东侧10m考察孔出口处压力表读数为15.6MPa，上方、西侧考察孔压力均超过压力表量程（10MPa），下方压力表没有读数，但有水流出。可以判断，鱼田堡5#煤层在40分钟以内其有效压裂范围能够达到10m以上。 分别在在4个考察孔附近钻进4个抽放孔进行瓦斯抽放考察压裂后瓦斯抽放参数。并于2011-01-26开始接抽，截止到2011-02-17，压裂孔平均抽放浓度为95.4%，平均抽放纯量为0.0673m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔2#平均抽放浓度为33.1%，平均抽放纯量为0.02m3/min；抽放孔1#平均抽放浓度为25.6%，平均抽放纯量为0.0147m3/min；抽放孔3#平均抽放浓度为33.4%，平均抽放纯量为0.0177m3/min；抽放孔4#平均抽放浓度为36.1%，平均抽放纯量为0.0192m3/min。压裂范围内平均抽放浓度为44.72%，平均抽放纯量为0.1389m3/min；相比同一抽放道普通钻孔抽放浓度（13.28571%）提高了 3.37倍，抽放纯量（0.00796 m3/min）提高了17.45倍。共抽放23天，5个孔共抽放瓦斯纯量为4725m3，相比同一抽放道5个钻孔瓦斯抽放纯量（368m3）提高了12.83倍。
水力压裂实施方案
南桐矿业公司鱼田堡煤矿 34区-350m西抽放巷道高压水力压裂技术推广应用 实施方案 二〇一二年六月
目录 前言 (3) 1矿井概况及压裂条件 (3) 1.1矿井基本情况 (3) 1.2矿井生产系统现状 (3) 1.3地质特征 (4) 1.4压裂区概况 (5) 2、压裂工艺 (14) 2.1压裂参数选择 (14) 2.2压裂设备 (15) 2.3压裂孔 (16) 2.4压裂剂 (19) 3.安全措施 (19) 3.1防止高压事故措施 (19) 3.2防治瓦斯及顶板事故措施 (20) 3.3消防措施 (20)
前言 由于南桐矿业公司鱼田堡煤矿煤层透气性差，造成采用单一的穿层钻孔、水力割缝等工艺后预抽效果不理想，工程量大。同时部分区域受地质构造影响，以中风压为主的区域防突措施难以实施到位，造成较大的空白带。因此，鱼田堡煤矿将在3504W4段工作面顶板的矽质灰岩抽放巷道即34区-350m西抽推广应用“高压水力压裂技术”。以期望在保护层突出煤层中全面达到“增透、卸压、消突”的作用，从而真正实现快速达标、经济防突的目的。 1矿井概况及压裂条件 1.1矿井基本情况 鱼田堡煤矿隶属于重庆市能源投资集团南桐矿业公司。该矿地处重庆市万盛经济技术开发区。矿井位于重庆市南东面，方位152°，距万东镇4.0Km，距重庆市主城区130 Km。 矿井于1956年建矿，1959年正式投产，设计能力60万吨/年，2006年核定生产能力39万吨/年，现实际生产能力约33万吨/年。矿井开采古生代二叠纪乐平统煤系煤层，煤系厚80～100m，含煤6层，从新到老分别为1～6号煤层。井田内1～3号煤层不可采；4号、6号煤层稳定可采，5号煤层局部可采，其中4号煤层为主采层。 1.2矿井生产系统现状 1.2.1矿井开拓、开采 矿井采用立井+暗斜井的综合开拓方式，在井田中部布置主、副立井到二水平（+331m～-100m标高）；三水平（-100m～-350m标高）在井田中部布置4个暗斜井；目前，矿井采掘活动主要集中在三水平四区，采掘活动相对比较集中。为了缓解这一不利局面以及矿井的长远发展，矿井开展了四水平延深工程。目前，四水平各采区以剃头下座的方式已分别延深至-400m、-431m、-465m以及-600m标高。 1.2.2矿井通风 矿井通风方式为用两翼对角抽出式，在井田两翼及采区布置了专用回风道。 1.2.3矿井供水系统 矿井供水供水方式主要为采用4寸无缝钢管从+150m水平利用自压方式向-100m水平及主要用水地点供水，在-100m建有专门的防尘水池向-350m水平各用水点供水，水源充足。 1.2.4矿井供电系统 矿井井下根据生产需求，在-100米水平和-350米水平各设有一个中央变电所，水平各采
水力压裂综述
文献综述 前言 水力压裂是油田增产一项重要技术措施。由地面以超过地层吸收能力的排量高压泵组将液体注入井中，此时，在井底附近便会蹩起压力，当蹩气的压力超过井壁附近地层的最小地应力和岩石抗张强度时，在地层中便会形成裂缝。随之带有支撑剂的液体泵入缝中，裂缝不断向前延伸，这样，在地层中形成了具有一定长度、宽度及高度的填砂裂缝。由于压裂形成的裂缝提高了产油层导流能力，使油气能够畅流入井内，从而起到了增产增注的作用。 为了完成水力压裂设计，在地层中造成增产效果的裂缝，需要了解与造缝有关的地应力、井筒压力、破裂压力等分布与大小。这些因素控制着裂缝的几何尺寸，同时对与地面与井下设备的选择有关。同时，用于水力压裂的压裂液的性能、数量，支撑剂的排布情况关系到裂缝的几何尺寸，压裂技术-端部脱砂技术，对提高压裂效果起到很大作用，这些因素关系到能否达到油田增产的目的，需要进行详细研究。在建立适当的裂缝扩展模型的基础上，实现现场实际生产情况的模拟研究，对进一步优化水力压裂参数，提高压裂经济实用性起到很大作用。 这项油田增产措施自发展以来，得到国内外广泛采用，并且经不断的开发试验，已取得很大成效。 水力压裂技术的发展过程 水力压裂技术自 1947 年美国堪萨斯州进行的的第一次试验成功以来，至今近已有60余年历史。它作为油井的主要增产措施，正日益受到世界各国石油单位的重视及采用 ,其发展过程大致可分以下几个阶段: 60 年代中期以前 ,各国石油公司的工作者们的研究工作已适应浅层的水平裂缝为主，此时的我国主要致力于油井解堵工作并开展了小型压裂试验。 60 年代中期以后 ,随着产层加深 ,从事此项事业的工作者以研究垂直裂缝为主。已达成解堵和增产的目的。这一时期 ,我国发展了滑套式分层压裂配套技术。 70 年代 ,工作进入到改造致密气层的大型水力压裂阶段。我国在分层压裂技术的基础上 ,发展了蜡球选择性压裂工艺 ,以及化学堵水与压裂配套的综合
大尺寸花岗岩水力压裂试验
大尺寸花岗岩水力压裂试验 摘要：干热岩开发中储层改造是其中的关键一步，目前在开发利用过程中还有 许多温度亟待解决，本次研究通过真三轴水力压裂模拟试验，研究了水力压裂裂 缝的特征，分析了裂缝的发生发育规律，认识到模拟试验在干热岩开发研究中的 可操作性，并得出了围压对于裂缝发生发育有影响的结论。 关键词：水力压裂；花岗岩；裂隙发育特征 1.引言 目前水力压裂试验的研究成果已较为成熟，且多针对于油气增产方面，因此 在干热岩开发过程中可以借鉴水力压裂的方法对热储层进行改造，形成裂隙网络，提高储层渗透能力，提高储层内换热效率。国内外针对水力压裂试验的研究方向 主要为裂缝的观测评价、岩石内部性质结构对裂缝发生发育的影响和缝内流体的 研究。经过多个国家多次的增强型地热系统实验发现[1]，水力压裂的方法在花岗 岩储层的干热岩开采中最为成功。 压裂过程中，影响干热岩热储层压裂效果的因素主要在于两点：储层性质和 条件（岩石特征、场地应力状态、天然裂隙系统，储层结构温度等）和储层改造 技术（注入速率、注入方法、流速等），在研究过程中，使用试验的手段，可以 掌握花岗岩的裂隙形成特征，从而达到工程利用的目的[2]。 在以往的花岗岩水力压裂试验中，多数使用人工材料或小尺寸样品，其代表 性差，本次研究使用大尺寸花岗岩样品进行了水力压裂模拟试验，分析了大尺寸 花岗岩的水力压裂形成的裂隙特征[3]。 2.大尺寸花岗岩水力压裂试验 2.1 实验仪器 本次试验使用的真三轴模拟系统可以在不同轴向分别控制围压大小，同时利 用声发射系统监测岩石内部变化，该设备主要包括压裂液注入模块、压裂用试样、模型系统、三轴应力加载及控制系统、模型加温系统、测量系统、数据采集处理 系统、操作台、辅助系统等部分。 仪器以模型系统为中心展开运行，最大可对600mm×600mm×600mm的立方 体岩石样品进行水力压裂模拟试验，可以为样品的三轴应力加载提供高压腔体， 它主要由地下安全舱、上下承压钢板、内外承压腔体、连接螺杆及螺母、柔性加 压板、锲形板、筛板、网格式安全罩等部分组成，样品通过航吊车利用吊装版将 样品装入试验舱。试验时在样品端面加工模拟井孔，孔内放置钢制井筒，通过高 压恒流恒压泵向井筒内注压，形成裂缝。三轴应力加载及控制系统主要由加载液 压缸、液压站及链接管阀等组成，最大液压压力为70MPa。 2.2 样品制备 水力压裂模拟试验所用的岩石样品采集自青海共和盆地露头的印支期花岗岩，后加工为400mm×400mm×400mm的立方体试样，实验前仔细观察样品并记录样 品已经存在的裂缝情况，在样品的其中一个端面的正中央钻孔作为模拟井孔，直 径30mm，模拟井管用高强度钢管，并用高强度环氧树脂结构胶固定。最后根据 声发射软件预设探头安装位置将探头安装在样品上。 2.3 试验过程 试验中采用水加着色剂作为压裂液，以保证压裂稳定性，着色剂方便观察裂 缝是否贯穿样品。试验过程中，三轴应力加载控制系统、高压注入泵和声发射系 统同时工作，以确保数据的同步采集，具体的试验步骤为：
水力压裂技术方案
国投新集能源股份有限公司新集二矿 GUO TOU XIN JI NENG YUAN GU FEN YOU XIAN GONG SI XIN JI ER KUANG 新集二矿煤层增透技术试验方案 设计： 审核： 安徽理工大学 国投新集能源股份有限公司新集二矿 编制日期：2014年2月17日
1概况 为提高预抽钻孔抽采效果，缩短预抽时间，保证矿井安全生产及采掘接替。将在-650m1煤西翼截水巷进行预抽钻孔高压水力压裂项目的研究。以解决矿井煤层透气性差、瓦斯预抽困难的难题。为保证压裂有序、顺利实施，特编制此安全技术措施。 2试验区域概况 -650m1煤西翼截水巷与地面相对位置处于矸石山西面。该区域范围的地面水体及其它对本工程施工不构成影响。 -650m1煤西翼截水巷主要在1灰及其顶、底板岩石、煤线，1煤组底板岩石层位中向前掘进。巷道施工过程中将会揭露2灰。巷道依次揭露岩性如下： 2灰：厚度1.1～3.8m，平均2.4m。粉砂岩：厚度0.5～1.9m，平均1.2m。细砂岩：厚度2.1～4.3m，平均3.2m。铝质泥岩：厚度0.3～1.1m，平均0.6m 。1灰：厚度1.1～3.8m，平均2.4m。砂质泥岩:厚度1.8～3.4m，平均2.5m。泥质砂岩：厚度14.0～18.2m，平均15.0m。 -650m1煤西翼截水巷掘进过程中揭露岩层走向一般为85°～100°，倾向一般为355°～10°，岩层倾角一般为5°～20°，平均倾角9°左右。岩层以单斜构造为主，根据上覆6、8煤层回采情况分析：预计巷道施工过程中，中、小断层、褶曲可能较为发育，局部煤（岩）层反倾（南倾）、裂隙较发育。 3水力压裂增透防突技术原理 3.1 水力压裂机理及过程分析 1．水力压裂机理分析 水力压裂的基本原理是将高压水( 压裂液) 注入煤体中的裂缝内( 原有裂隙和压裂后出现的裂隙) ，克服最小主应力和煤体的抗裂压力，扩宽伸展并沟通这些裂缝，增加煤层相互贯通裂隙的数量和增大单一裂隙面的张开程度，进而在煤体中产生更多的人造裂缝与裂隙，从而增加煤层的透气性。 2．水力压裂过程分析 煤层水力压裂是一个逐渐湿润煤体、压裂破碎煤体和挤排煤体中瓦斯的注水过程。在注水的前期，注水压力和注水流量随注水时间呈线性升高；随后，注水压力与流量反向变化，并呈波浪状。这直观反映出了在注水初期，具有一定压力和流速的压力水通过钻孔进入煤体裂隙，克服裂隙阻力运动。当注入的水充满现有裂隙后，水流动受到阻碍，由于煤体渗透性较低，导致水流量降低，压力增高而积蓄势能；当积蓄的势能足以破裂煤体形成新的裂隙时，压力水进入煤体新的裂隙，势能转化为动能，导致压力降低，水流速增加；当注入的水( 压裂液) 携带煤泥堵塞裂隙时，煤体渗透性降低，水难以流动使流量下降，压力上升。
ABAQUS水力压裂模拟-XEFM-COHESIVE-交叉缝-复杂缝-转向缝-体积缝
ABAQUS水力压裂模拟|XFEM和Cohesive方法关键字：单缝、多缝、交叉缝、体积缝、转向缝、缝间干扰、储隔层 我是星辰北极星，水力压裂，对于石油工程的朋友并不陌生，它是石油开采和增产的重要手段；也广泛应用于地热开采、地基处理等领域。由于毕业于石油大学，所以有很多机会接触这方面的问题，也关注着ABAQUS在压裂领域的应用。这个专题将分享自己在水力压裂仿真中的一些积累，希望大家喜欢。 【主要内容】 一、内容概述 二、仿真要点介绍 2.1 ABAQUS水力压裂模拟常用仿真方法 2.2 地应力平衡分析（Geostatic） 2.3 渗流-位移耦合分析（Soils） 2.4 材料与单位制讲解 2.5 特殊的输出需求与定义 2.6 交叉裂缝处理 三、实例讲解 3.1 基于Cohesive单元的二维水力压裂模拟 3.2 基于Cohesive单元的三维水力压裂模拟 3.3 水力裂缝与天然裂缝相交模拟-Cohesive单元法 3.4 裂缝发育地层的水力压裂模拟-Cohesive单元法 3.5 基于XFEM的水力裂缝转向模拟 3.6 基于XFEM的水平井多段压裂裂缝的缝间干扰问题研究 【二维水力压裂模拟（Cohesive）】 通过这个简单的案例讲述采用Cohesive单元模拟水力压裂的基本技巧，让大家掌握注液、停泵憋压等基本设置，以及前后处理的一些技巧。
【三维水力压裂模拟（Cohesive）】 三维模型计算量较大，但可以模拟储隔层压裂过程中，水力裂缝限制在储层中扩展的形态，当然，下图中的裂缝形态主要受储隔层的材料性质和地应力状态影响；不合适的地层条件将导致水力裂缝窜层现象的发生。 【水力裂缝与天然裂缝相交模拟】 本例中采用Cohesive单元模拟水力裂缝交叉，并可通过该模型分析不同地应力情况下水力裂缝遇到天然裂缝后的扩展轨迹。应力差较小时，易促使天然裂缝张开；应力差较大时，水力裂缝可穿过天然裂缝。
水力压裂方案汇总
目录 一、项目说明 (2) 二、压裂地点煤层赋存特征 (3) 1、煤层顶底板情况 (3) 2、煤层赋存特征 (3) 3、综合柱状图 (4) 三、水力压裂设备选型及安装 (5) 1、压裂设备选择 (5) 2、水力压裂材料准备 (5) 3、高压系统安装 (6) 四、水力压裂实施方案 (6) 1、水力压裂孔施工位置 (6) 2、水压裂工艺流程 (6) 3、水力压裂方案实施 (7) 五、安全技术措施 (8) 六、避灾路线 (11) 七、效果考察方案 (11) 1、未压裂区域参数考察 (11) 2、水力压裂效果考察 (12) 3、考察孔施工先后顺序 (13) 1
金黄庄矿业公司B103工作面 水力压裂增透试验方案及安全技术措施 一、项目说明 金黄庄矿业为煤与瓦斯突出矿井， 2012年7月B102首采工作面开始施工底板穿层钻孔预抽，2013年5月开始施工煤巷，在瓦斯治理过程中，煤层体现出透气性差、难抽采的特点。 为增加煤层透气性，提高预抽穿层钻孔抽采效果，保证矿井安全生产及采掘接替，金黄庄矿业与安徽理工大学合作在B103工作面底抽巷实施预抽穿层钻孔高压水力压裂技术。利用穿层钻孔对回采区域煤层进行水力压裂作业，使煤体卸压并增加煤层内部裂隙，从而增加煤层透气性，提高预抽穿层钻孔抽采效果。 项目由金黄庄矿业总经理朱树来及安徽理工大学刘泽功教授负责，小组成员见下表：
二、压裂地点煤层赋存特征 1、煤层顶底板情况 根据矿井瓦斯治理进度，选择在B103工作面进行水力压裂试验项目。 根据-800m南翼辅助运输大巷探煤结果及B103工作面上下顺槽底板巷穿层钻孔分析，该区域B2煤层伪顶为厚度1.3m的粉砂岩，灰黑色，裂隙不发育，较坚硬，层理不明显，含植物根部化石；直接顶为厚度3.0m左右的细砂岩，灰色，层理发育，质坚硬，有较厚泥岩夹层；老顶为中砂岩，以浅灰白色为主，灰白色、浅灰绿色次之，矿物成分以石英为主，长石次之，泥钙质胶结，具斜层理及未充填斜交裂隙。B2煤层直接底一般为泥岩，厚度约1.0m；老底为中砂岩，厚度16.0m左右，灰色，裂隙不发育，钙质胶结，坚硬，成分以长石、石英为主，斜层理，缓波状斜层理，局部发育垂直裂隙，泥质充填。 2、煤层赋存特征 该区域B2煤层倾向倾角在15°左右，走向倾角0°～10°左右，煤层平均煤厚2.5m，黑色，以暗煤为主，夹少量亮煤条带，质松软，能搓成粉末，硬度小，强度低。 B2煤为1/3焦煤，发热量（Qb）平均24.25MJ/kg,水分（Mad）平均0.94%,灰分(Ad)含量平均17.54%,挥发分（Vdaf）平均为24.98%,磷(Pd)含量小于0.0042%,硫分（St,d）含量0.44%，真 3
水力压裂技术
第六章水力压裂技术 一、名词解释 1、水力压裂：常简称为压裂，指利用水力作用使油层形成裂缝的方法，是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，不仅广泛用于低渗透油气藏，而且在中、高渗油气藏的增产改造中也取得了很好的效果。 2、地应力：指赋存于地壳岩石中的内应力。 3、地应力场：地应力在空间的分布。 4、破裂压力梯度：地层破裂压力与地层深度的比值。 5、闭合压力（应力）：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 6、分层压裂：分压或单独压开预定的层位，多用于射孔完成的井。 7、裂缝的方位：裂缝的延伸（扩展）方向。 8、压裂液：压裂过程中，向井内注入的全部液体。 9、水基压裂液：以水为基础介质，与各种添加剂配制而成的压裂工作液。 10、交联剂：能将溶于水中的高分子链上的活性基团以化学链连接成三维网状型的结构，使聚合物水溶液形成水基交联冻胶压裂液。 11、闭合压力：使裂缝闭合的压力，理论上等于最小主应力。 二、叙述题 1、简述岩石的破坏及破坏准则。 答案要点：脆性与塑性岩石：在外力作用下破坏前总应变小于3%的岩石叫脆性岩石，总应变大于5%的岩石叫塑性岩石，总应变介于3～5%的岩石叫半脆性岩石。 岩石的破坏类型：拉伸破坏；剪切破坏；塑性流动。其中拉伸破坏与剪切破坏主要发生在脆性岩石。塑性流动主要发生在塑性岩石。 2、简述压裂液的作用。 答案要点：按泵注顺序和作用，压裂液可分前置液、携砂液和顶替液。其中，携砂液是 压裂液的主体液。○1前置液的作用：造缝、降温；○2携砂液的作用：携带支撑剂、延伸造缝、冷却地层；○3顶替液的作用：中间顶替液用来将携砂液送到预定位置，并有预防砂卡的作用；注完携砂液后要用顶替液将井筒中全部携砂液替入裂缝中，以提高携砂液效率和防止井筒沉砂。 3、简述压裂液的性能及要求。 答案要点：滤失少；悬砂能力强；摩阻低；稳定性；配伍性；低残渣；易返排；货源广、便于配制、价钱便宜。 4、压裂液有哪几种类型？ 答案要点：水基压裂液、油基压裂液、泡沫压裂液、乳化压裂液、醇基压裂液、胶束压裂液。 5、简述常用破胶剂及其作用。 答案要点：主要作用：是使压裂液中的冻胶发生化学降解，由大分子变成小分子，有利于压后返排，减少对储集层的伤害。 常用的破胶剂：包括酶、氧化剂和酸。生物酶和催化氧化剂系列是适用于 21～54 ℃的低温破胶剂；一般氧化破胶体系适用于 54～93 ℃，而有机酸适用于 93 ℃以上的破胶作用。 6、影响支撑剂选择的因素有哪些？ 答案要点：（1）支撑剂的强度：一般地，对浅地层（深度小于1500m ）且闭合压力不大时使用石英砂；对于深层且闭合压力较大时多使用陶粒；对中等深度（ 2000 m 左右）的地层一般用石英砂，尾随部分陶粒。 H p F F =α