GEOFLUIDS Geofluids 1468 - 8123 1468 - 8115 Hindawi 10.1155 / 2020/8302310 8302310 研究文章 试验研究人工裂缝渗透率的损害在煤炭Guar-Based压裂液的回流 https://orcid.org/0000 - 0002 - 9078 - 427 x 刘 Shenggui 1 https://orcid.org/0000 - 0003 - 3442 - 2255 黄 Jinkuang 1 https://orcid.org/0000 - 0002 - 6263 - 7205 唐 Songlei 1 史 Shixiong 1 吴 宣 1 刘 鑫 2 聚氨酯 回族 1 力学和土木工程学院 中国矿业大学和科技(北京) 北京100083年 中国 cumtb.edu.cn 2 济宁三号煤矿 兖州矿业集团有限公司 济宁 272000年山东 中国 2020年 18 4 2020年 2020年 05年 01 2020年 15 02 2020年 18 4 2020年 2020年 版权©2020 Shenggui刘et al。 这是一个开放的文章在知识共享归属许可下发布的,它允许无限制的使用,分布和繁殖在任何媒介,提供最初的工作是正确的引用。

在煤层气压裂操作完成后(CBM)压裂液需要流回地面,减少对煤储层的破坏。guar-based压裂液对煤储层的伤害压裂刺激有不利影响。一系列的流实验和非常规天然气储层损害评价设备。探讨煤炭样本裂缝渗透率的演化过程中羟丙基瓜尔胶压裂液回流(高压天然气)。实验结果表明,压裂液的浓度,支撑剂类型、支撑剂粒径,支撑剂浓度影响裂缝渗透率。高浓度的压裂液造成不可逆转的损伤断裂渗透率煤样品。与压裂液浓度的增加,渗透率损害率从65.31%上升到84.57%,与损伤程度强。氯化钾盐水冲洗只能减少煤炭样本裂缝渗透率的伤害率在一定范围内。支撑剂的嵌入和煤粉的产生加剧了裂缝渗透率的伤害。研究结果可以有利于优化压裂液的类型和性能在煤层气储层水力压裂。

 中国国家自然科学基金 51274205 1。介绍

煤层气(CBM)是一种非常规天然气资源。中国煤层气资源丰富,有巨大的发展潜力 1]。然而,由于在中国非常规天然气开发的后期开始,复杂的地质条件和单井产量低,勘探和开发技术进一步的探索和研究是必要的( 2]。煤层气勘探和开发测试多年来表明中国煤层气储层低渗的地质特征,低压,低气体饱和度,以及强烈的吸附( 3]。水力压裂是最有效的技术手段的过程中煤层气刺激。煤层气井需要进行水力压裂进入排水和生产阶段。水力压裂的质量直接影响后期的天然气生产水平( 4, 5]。

在煤层气开发中储层损害是一个不可避免的问题。压裂液损害水力裂缝是储层损害领域的一个重要组成部分( 6]。水力压裂通常所需的低渗透煤层气储层获得经济天然气生产。压裂过程主要包括形成骨折注射垫液体,然后注入5液,最后注入驱替流体。压裂液应满足小过滤的特点,5月能力强、低摩擦、低残留、容易回流( 7]。在压裂过程中,大量的液体需要泵的底部破裂形成产生骨折,和大量的压裂液进入煤储层。目前,常用的煤层气压裂液包括活性水压裂液交联凝胶压裂液,清洁压裂液、泡沫压裂液( 8]。羟丙基瓜尔胶(高压天然气)是一种交联凝胶压裂液,一种常用的水力压裂法( 9]。

煤层气储层的渗透率很低,通常小于1的医学博士和杨氏模量低;压裂液很容易破坏煤储层( 10, 11]。高粘度的煤层气压裂液是必要的,以确保宽度代和携砂能力。压裂液必须能够在短时间内完全破胶和尽快回流,减少煤储层损害( 12]一方面,相比之下,活性水压裂液交联凝胶压裂液具有5能力强,低过滤,发电能力和强劲的宽度。另一方面,当煤层温度低时,交联凝胶压裂液破胶困难等问题,不完全破胶,和渣吸附损失( 10, 13]。它将导致的困难在煤层压裂液回流,这是严重破坏煤层。固体颗粒(水不溶性和残渣)压裂液可以入侵煤储层和粘在支撑剂毛孔( 14]。孔隙度的减少导致支撑裂缝的渗透率降低。此外,由于压裂液的吸附,矩阵扩展和孔隙减少,减少骨折的电导率( 15]。因此,压裂回流过程是影响压裂效果的一个重要因素。

降低压裂液伤害的煤层气储层的渗透性是一个重要的措施来提高水力压裂效果。许多学者进行了重大损害的研究压裂液渗透( 7, 16, 17]。通过比较清洁压裂液和水的影响煤层渗透率,一些学者获得,清洁压裂液可以有效地减少煤炭的身体毛孔的液体表面张力,增加气体迁移通道。因此,煤层渗透率提高,这有利于煤层气的排水 18]。一些研究已经进行的微观机理,压裂过程中压裂液损害。不溶性物质的过程中凝胶的原因破坏是难以完全降解瓜尔胶分子和瓜尔胶的溶解性 19]。为了研究压裂液治疗的效果在煤的孔隙结构在不同的系统中,煤的等温吸附实验前后的样品进行了压裂液治疗。的程度的影响压裂液系统在煤样孔隙结构,从大到小,瓜尔胶压裂液、活性水压裂液,清洁压裂液。煤的孔隙结构的变化将改变甲烷气体吸附能力( 20.]。一些研究人员发现,瓜尔胶压裂液和slickwater都可以构成重大煤炭(渗透率降低 17, 21]。高浓度瓜尔胶压裂液将造成严重破坏煤的渗透率,水洗后和渗透率不能恢复显著( 22, 23]。一些有意义的研究显示,支撑剂浓度影响压裂液的渗透性降低的结果( 24]。

近年来,调查进行了渗透造成的损害压裂液之间的交互和煤储层水力压裂( 8]。为了实现煤层气的解吸和迁移,煤储层的压力应该减少到低于临界解吸压力通过排水降压( 25]。条件下的煤储层的支撑剂,研究压裂液支持骨折损伤的电导率是有限的。储层渗透率伤害需要进一步的研究,包括压裂液的冲洗残留在排水和冲洗期间渗透率的演化。尽管巨大的非常规储层煤层气和页岩气储备,如何提高复苏因素从非常规油气储层是一个不可避免的问题。因此,有必要开展非常规油气储层研究[ 26]。为了提高水力压裂的影响,主要构造煤是选择研究压裂液对煤渗透率的损害。本文重点保留的高压天然气压裂液伤害支撑剂充填的影响,研究不同实验参数对压裂液的保留损害。这个实验的目的是研究煤储层的渗透率明显降低原因后压裂液回流。

 2。实验描述 2.1。实验仪器和煤炭样本

与美国石油协会(API)标准,本文研究煤层气压裂液对储层渗透率的损害和评价煤的渗透率损害率样本。中使用的煤样实验是烟煤,来自山东的3号煤层。实验中使用的煤样从初级结构煤钻没有宏观裂缝。切割和抛光后,煤样品加工成一个圆柱体( 50 × One hundred. 毫米 ),直径50毫米和100毫米的长度,长度直径比的2:1消除最后的效果。图 1煤炭样品用于实验。煤炭样品减半沿轴向方向的核心与看到机器生产表面光滑。煤炭的切削表面抛光去除微小的看到牙齿形成一个平滑的人工裂缝。在这项研究中使用的支撑剂是陶瓷支撑剂和石英砂支撑剂。粒径范围是20 - 40目,40 - 70目,70 - 100目。

煤炭样品的照片用于实验。

这个实验进行的非常规天然气储层损害评价设备。设备主要包括核心持有人,围压控制装置,恒定磁泵,压力传感器,电子天平,中间容器。设备喷射流设置范围是0.1 - -9.99 mL / min,和设置范围是0.1 -50 MPa的压力。图 2显示了非常规气藏损害评估设备用于实验。电脑的连接装置可以记录位移压力和出口流量测量的核心,在一个固定的时间和电子天平可以在一个固定的时间记录的质量差异。数据记录系统将自动计算煤样的渗透率。

非常规天然气储层损害评价设备。(一)恒定磁泵。(b)中间容器。电子天平(c)。(d)围压控制装置。(e)核心持有人。

 2.2。压裂液

煤层气行业,水力压裂技术已广泛应用和压裂液是压裂施工的一个重要组成部分。研究压裂液对煤储层的伤害已经成为压裂施工的重点。后的大分子聚合物压裂液进入地层,相当一部分不能完全打破。残留聚合物将破坏煤储层的渗透性,因此能大大减少压裂施工的影响。高压天然气压裂液系统几乎没有环境污染,这是目前压裂液的研究与应用方向( 27]。在圣胡安盆地北部和美国的黑勇士盆地,有机硼酸盐交联高压天然气通常用作压裂液( 28]。具有稳定的特性,价格相对较低,高压天然气广泛用于瓜尔胶的改性。通过比较前后煤样的渗透率测量注入压裂液,压裂液对人工裂缝渗透率的损害评估。guar-based压裂液主要由增稠剂、交联剂、破胶剂、抗溶胀剂,排水援助,等等 29日]。主要成分如下:增稠剂(高压天然气、有效含量95%)、交联剂(有机硼交联,有效含量30%)、破胶剂(过硫酸铵、有效含量98%),和抗溶胀剂(氯化钾)。每个组压裂液的主要成分如表所示 1。

每组压裂液的主要成分。

组没有。 每个添加剂的质量分数
增稠剂 交联 抗溶胀剂 断路器
1 羟丙基瓜尔胶(0.1%) 有机硼(0.4%) 氯化钾(1.5%) 过硫酸铵(0.04%)
2 羟丙基瓜尔胶(0.2%)
3 羟丙基瓜尔胶(0.3%)
4 羟丙基瓜尔胶(0.4%)

高压天然气压裂液与不同浓度(0.1%,0.2%,0.3%,和0.4%)制备根据石油和天然气行业标准SY / T 5107 - 2005“水基压裂液的性能评价方法”( 30.]。制备不同浓度的高压天然气的解决方案后,1.5%抗溶胀剂(氯化钾溶液)补充道。最后,增加了0.4%的有机硼交联剂进行交联而激动人心的。强氧化剂过硫酸铵用于打破凝胶。高压天然气压裂液容易打破与过硫酸铵。压裂液的粘度小于10 mPa-s打破后,和很容易流氯化钾后盐水冲洗。

 2.3。实验方法

在这个实验中使用的支撑剂是陶瓷支撑剂与不同粒径石英砂支撑剂。支撑剂满足水力压裂支撑剂性能指标和行业标准。陶瓷支撑剂适量的称重和放置断裂之间的准备煤与不同浓度样品。支撑剂均匀放置确保避免大差距影响实验的准确性。平流泵的压力和流量保持在一个稳定的、合理的范围内。首先,支撑裂缝测量的初始渗透率为1%氯化钾盐水,和不同浓度的破胶液注射记录渗透率的变化。然后反向1%氯化钾盐水加入模拟水力压裂的压裂液回流的过程。磁导率测量以同样的方式,和渗透率的恢复盐水冲洗后观察。显微镜是利用观察破胶的粘附液体残留在支撑剂表面和毛孔的堵塞后的实验。

 2.4。实验步骤 2.4.1。实验准备

陶瓷支撑剂和不同粒径的石英砂支撑剂准备,支撑剂是放置在一个煤样例骨折。高压天然气解决方案配置了不同浓度,实验设备调试,煤样的渗透率损害实验。

 2.4.2。初始磁导率测试

煤炭样本加载到核心持有人,1%氯化钾盐水是放置在一个1000毫升中间容器,中间容器的一端连接到恒定磁泵,而另一端连接到核心持有人的入口端。非常规天然气储层损害评价设备打开,不同围压值和注射流率,和初始渗透率的煤样在不同实验条件下进行了测试。当核心持有人的进气压力稳定,实验是停止和初始渗透率值被记录。

 2.4.3。注入高压天然气压裂液

初始渗透率测试完成后,中间容器包含高压天然气的解决方案是更换。中间容器与核心持有人和恒定磁泵,和一定的高压天然气的解决方案是注入陶瓷支撑剂充填。

 2.4.4。氯化钾盐水冲洗

中间容器与氯化钾盐水代替。中间容器的一端连接到恒定磁泵,另一端的出口核心持有人。通过改变流体泵的方向,压裂液在压裂的回流操作模拟,观察和渗透率恢复通过控制喷射流量和回流时间。

 2.4.5。氯化钾盐水冲洗渗透性测试

以同样的方式作为初始渗透率测试,氯化钾盐水冲洗后的渗透率被记录。

 2.4.6。渗透率损害率计算

上面的步骤被重复确定高压天然气的渗透率不同浓度的数据解决方案,不同的支撑剂粒径,不同支撑剂类型、不同支撑剂浓度。达西公式用于计算高压天然气的解决方案之前和之后的渗透率损害。渗透率损害率计算。

 3所示。实验结果 3.1。数据处理

本文的方法测量渗透率是稳态的方法来记录之间的压力差的两端煤炭样本以恒定流量( 31日]。煤的渗透率计算样例骨折使用达西定律。公式如下( 32]: (1) k = 问 μ l 一个 Δ P 在哪里 k 液体渗透,医学博士; 问 液体体积流率,毫升/分钟; μ 流体的粘滞性,mPa-s; l 煤炭样品的长度,cm; 一个 煤样的横截面积是支撑剂包,厘米吗2;和 Δ P 是上港之间的压力差和较低的港口煤炭样本,MPa。

为了更好地描述煤样例骨折的损伤程度渗透造成的高压天然气压裂液,渗透率的恢复是定量分析。我们用渗透率损害的概念来描述渗透率变化前后高压天然气压裂液伤害。渗透率损害率越高,渗透率损伤程度越严重。渗透率损害率的计算公式如下( 33]: (2) η = k 1 − k 2 k 1 × One hundred. % 在哪里 η 渗透率损害率,无量纲; k 1 前的渗透率损害,医学博士;和 k 2 损伤后的渗透率,mD。

 3.2。影响因素渗透率损害率 3.2.1之上。压裂液的浓度

高压天然气的解决方案是用不同浓度(0.1%,0.2%,0.3%,0.4%),陶瓷支撑剂20 - 40目,围压20 MPa,支撑剂浓度的2公斤/米2(10克);压裂液渗透破坏的测试执行。渗透率损害率的记录在不同压裂液浓度。实验数据图所示 3。

压裂液浓度对煤样渗透率的影响。

它可以从图中获得 3与压裂液浓度的增加,渗透率损害率从65.31%上升到84.57%,与损伤程度从温和到强。与氯化钾盐水冲洗后,煤样的渗透率低浓度使用高压天然气溶液(0.1%、0.2%)恢复得很好,而渗透率损害率降低了31.29%和43.89%,分别。相反,煤的渗透率损害率样本使用高浓度高压天然气溶液(0.3%、0.4%)有一个轻微的降低盐水冲洗后,但损害率仍高于60%,这是一个强烈的损伤程度。实验结果表明,压裂液的浓度直接决定了渗透率的恢复。当高压天然气压裂液的浓度大于0.3%,渗透率的损害是巨大的,很难恢复。

 3.2.2。支撑剂类型

支撑剂浓度条件下2公斤/米2(10克),20 MPa的围压和压裂液的浓度0.2%,陶瓷支撑剂与不同粒径石英砂支撑剂(20 - 40目,40 - 70目)被用来进行煤样渗透率损害实验。相关的实验数据如图 4。

不同支撑剂类型对煤样渗透率损害率。

它可以从图中获得 4当粒径是20 - 40目,40 - 70目,石英砂支撑剂的渗透率损害率高于陶瓷支撑剂。氯化钾盐水冲洗后,煤样的渗透率与陶瓷支撑剂恢复得很好,渗透率损害率磁导率明显下降,损害率小于60%。石英砂支撑剂使用时,渗透率的伤害显著大于陶瓷支撑剂组的氯化钾盐水冲洗前后,由盐水冲洗和改善渗透率损害是有限的。当支撑剂是40 - 70目石英砂,渗透率损害率仍高达76.18%,氯化钾盐水冲洗。实验结果表明,支撑剂粒径越大,渗透率损害率越低。陶瓷支撑剂和石英砂支撑剂都是符合这个规则。这主要是因为陶瓷支撑剂的球形大于石英砂的支撑剂。在相同条件下,陶瓷支撑剂充填的孔隙度高和盐水冲洗效果更好。

 3.2.3。盐水冲洗

陶瓷与不同粒径支撑剂选择的渗透率损害测试。大粒度20 - 40目,中等粒度是40 - 70目,和小粒度是70 - 100目。高压天然气的浓度是0.3%,围压设置为20 MPa。根据API执行实验,使用1%氯化钾盐水作为流体介质,支撑剂浓度是2公斤/米2(10克)。以渗透率损害率为纵坐标,注入煤样的体积液体(包括注入压裂液和氯化钾盐水)为横坐标,渗透率损害率变化曲线在不同流速下的盐水冲洗。渗透率损害率的变化曲线如图 5。

支撑剂粒径对煤样渗透率损害率。

实验结果表明,注入高压天然气压裂液后,煤的渗透率的三组样品已严重损坏。支撑剂粒径越小,渗透率损害率越高,和70 - 100年的陶瓷支撑剂网最严重的损伤,损伤率超过85%。通过注射盐水在不同流速冲洗骨折,三个煤样的渗透率损害逐渐减少。当流量3毫升/分钟,冲洗时间是30分钟,90毫升的氯化钾盐水注射,渗透率略有恢复。增加盐水流量5毫升/分钟,陶瓷支撑剂的渗透性20 - 40目,40 - 70目大大恢复。因此,渗透率损害率显著降低。然而,陶瓷支撑剂70 - 100目渗透率伤害略有改变。盐水流率改为7毫升/分钟,9毫升/分钟,分别和冲洗时间是30分钟。不同粒径支撑剂渗透率的恢复显著,和渗透率损害率从75%降低到55%,20 - 40。损坏的40 - 70目和70 - 100目陶瓷支撑剂渗透性下降了15%和10%,分别。 The brine flow rate is readjusted to 1 mL/min, and the coal samples permeability of three groups remained unchanged.

 3.2.4。各种支撑剂浓度的影响

一层支撑剂的浓度是1公斤/米2(陶瓷支撑剂5 g),两层支撑剂的浓度是2公斤/米2(陶瓷支撑剂10 g),三层支撑剂的浓度是3公斤/米2(陶瓷支撑剂15 g)。20 - 40目的陶瓷支撑剂是用作支撑剂,和高压天然气的浓度是0.2%。压裂液渗透破坏实验是根据实验步骤执行。支撑剂浓度对渗透率损伤率的影响进行了测试在不同围压下,渗透率曲线,如图 6。

各种支撑剂层渗透率损害率的影响。盐水冲洗之前(a)渗透率损害率。盐水冲洗后(b)渗透率损害率。

曲线在图 6表明有相当大的差异在煤样的渗透率损害率与不同支撑剂浓度。之前或之后是否盐水冲洗,煤样渗透率损害率的铺设一层支撑剂大于多层敷设。从图可以看出 6(一),当支撑剂在两、三层围压的影响在煤样渗透率的5 - 10 MPa范围很小。当围压范围内的汽车销售将MPa,铺设一层的渗透率损害率,两层铺设,铺设三层都是随着围压的增加而增加。渗透率损害率和围压正相关。当围压在25 - 30 MPa,围压影响不大的渗透率损害率,和渗透率损害率的趋势往往是温柔。的渗透率损害率的变化曲线三个阶段与压实和支撑剂的嵌入效果。低围压,压实和埋置效果并不明显。随着围压的增加,压实和支撑剂的嵌入的孔隙度降低,从而增加渗透率损害率。

根据图 6 (b)在低围压条件下,盐水冲洗可以提高煤样渗透率不同支撑剂浓度和显著降低渗透率损害率。随着围压的增加,盐水冲洗的效果在改善煤的渗透率样品变得越来越小。压裂液对煤样的渗透率损害在支撑剂裂缝渗透率单层铺设显著高于多层。当支撑剂铺在两层和三层,渗透率损害率相似的变化,没有明显的区别。结果表明,两层的支撑剂的渗透性是类似于三层。研究已经证明,通道曲率的减少可能的主导机制渗透率单层和多层支撑剂充填裂缝之间的比较结果( 34]。

 4所示。讨论 4.1。固相吸附损失对渗透率的影响

压裂液和其他流体进入地层多孔介质将导致储层渗透率降低。损伤机制主要有三个方面:粘土吸水破坏,水锁损害,固相吸附损失( 35]。这个实验使用高压天然气压裂液研究固相吸附对储层的破坏。水基压裂液固相损害主要是指现象,未溶解的大分子物质在外部液体吸附和保留核心孔喉阻塞流体流动通道,导致岩心渗透率的降低。压裂液不会打破完全由于瓜尔豆粉的纯度,残留物会留在支撑裂缝在压裂液回流过程中。残留物的存在减少了支撑剂充填孔隙度和渗透率是孔隙度密切相关。在许多经验公式预测多孔介质材料的磁导率,最著名的是Kozeny-Carman方程提出的行动和修改的运货马车的车夫[ 36]。Kozeny-Carman方程表达式给出了方程。( 3)[ 37]。表 2提供压裂液损害程度的评价指标。 (3) K = φ 3 C 1 − φ 2 年代 2 在哪里 K 多孔介质的渗透率, 10 − 3 μ 米 2 ; φ 孔隙度,无量纲; C 是c常数,无量纲;和 年代 比表面积,无量纲。

压裂液损害程度的评价指标。

损坏率,% < 5 < 30 30 - 50 50 - 70 > 70
损害的程度 没有一个 弱伤害 比较弱 中强 强烈的伤害

不同浓度选择特点的压裂液残渣损害支撑剂包。图 7显示了不同浓度的高压天然气的残余压裂液在陶瓷支撑剂充填。图中可以观察到,当压裂液的浓度是0.1%,只有少数残留物存在表面的陶瓷支撑剂。盐水冲洗后,残留对支撑剂充填孔隙度的影响不大,因此,渗透率损害率很低。压裂液的浓度增加,残留在支撑剂包显著增加。虽然支撑剂表面的吸附,但支撑剂的毛孔阻塞,造成严重破坏断裂。当压裂液的浓度是0.4%,瓜尔豆胶的残留与陶瓷支撑剂,巩固了流道是严重受阻。支撑剂充填孔隙度大大降低。虽然用盐水冲洗,损坏率仍然很高。它可以从c方程已知油藏渗透率是严重损坏。当压裂液的浓度高,有更多的剩余工资,经济复苏盐水冲洗对渗透率的影响是有限的,和压裂液剩余工资的损害渗透率是不可逆转的。 Therefore, reservoir conditions should be fully considered when high-concentration fracturing fluid is used during hydraulic fracturing, to avoid serious damage to the coal reservoir and reduce the fracturing effect [ 38]。将进行进一步的研究以减少保留损坏的高压天然气陶瓷支撑剂充填。应该容易压裂液破胶彻底,5月能力强,可以增加压裂规模和导致减少损伤的形成。

残留的高压天然气压裂液不同浓度在陶瓷支撑剂充填。(一)高压天然气的0.1%。高压天然气(b) 0.2%。高压天然气(c) 0.3%。高压天然气(d) 0.4%。

 4.2。地层水冲洗对渗透率的影响经济复苏

在水力压裂的后期,断路器高压天然气压裂液分解成低粘度流体并返回到地面。支撑剂是压裂产生的裂缝。压裂液的回流阶段期间,压裂液中的大分子物质(主要包括大颗粒的液体、细丝和絮凝物)会损害储层主要以两种方式( 25]。一种方法是通过直接阻止流体流动通道。另一种方法是,由于不规则的表面裂缝,当流体通过断裂,部分被困的固相物质会引起堵塞。使煤样压裂液完全通过裂缝,本文使用高压天然气压裂液破胶后的实验仿真。

在图 5,氯化钾盐水注射流率设置为3毫升/分钟,5毫升/分钟,7毫升/分钟,9毫升/分钟,分别和1毫升/分钟。每个流量的冲洗时间被设置为30分钟。我们可以发现,随着注入盐水在不同流速、渗透复苏,损坏率开始下降,最终渗透稳定。当流速3毫升/分钟和5毫升/分钟,渗透率恢复慢,240毫升的盐水注射在这个阶段。随后,盐水冲洗流速增加到9毫升/分钟,和伤害率逐渐下降,但下降速度没有变化显著的增加流量。总共有480毫升的盐水注射流率。渗透率时保持稳定注入流量改为1毫升/分钟。实验曲线表明,之间没有线性关系的盐水注射流率和渗透率的恢复,和注射盐水的体积决定渗透率的恢复。盐水注射体积扮演着更重要的角色比冲洗流量渗透率恢复。高流量可以注入足够多的盐水在短时间内,这需要一个足够大的位移在压裂过程中。

可以观察到在图 8渗透率损害率大约是线性盐水冲洗前与压裂液的浓度。因为打破后高压天然气溶液的粘度变化随着时间的推移,高压天然气粘度的解决方案后,打破不同与不同浓度( 39]。研究压裂液浓度和粘度的影响对渗透率损伤率,我们与不同浓度压裂液的粘度测量之前和之后的打破。粘度变化曲线如图 9。从图中,我们可以找到四个浓度的高压天然气解决方案的最终粘度增加后减少到低于10 mPa-s断路器。压裂液的浓度越高,时间越长,所需的时间打破凝胶。当高压天然气溶液的浓度是0.1%,粘度降低从45 mPa-s 3 mPa-s 150分钟后添加断路器。之后添加一个断路器,高压天然气的浓度0.4%的解决方案需要最长的时间从660降低粘度mPa-s 9 mPa-s,花了500分钟。压裂液的高浓度煤样的渗透率有更大的伤害。主要原因是压裂液的浓度越高,时间越长,破坏凝胶,从而影响盐水的冲洗效果。的过程中压裂液回流,地层水的冲洗效果密切相关打破后压裂液的粘度。压裂液的浓度越高,越粘滞和休息时间越长,导致更多的残留在支撑剂包和渗透率损害率较高。

前后的渗透率的变化在不同的压裂液浓度盐水冲洗。

粘度的变化四个高压天然气打破后与不同浓度的解决方案。

 4.3。裂缝渗透率损害的支撑剂嵌入和煤粉

水力压裂的目的是最大化井筒之间的流动通道,断裂,水库在减少储层损害的前提下( 40]。由于水力裂缝的宽度是杨氏模量成反比,杨氏模量越低,越宽裂缝。煤的特点,低强度,低杨氏模量、高泊松比。煤层气水力压裂过程中产生的裂缝是宽,断裂长度是短 41]。在当前的压裂条件下,很难增加裂缝的长度。必须保持裂缝宽度改善压裂效果。水力压裂产生的支撑剂是用于支持骨折提供流道煤层气的解吸。支撑剂的强度高于煤炭,煤炭样品是脆弱的。支撑剂嵌入和煤粉将发生在高围压下。支撑剂的嵌入可以减少骨折的开幕。生成的煤粉很容易堆积在毛孔中支撑剂压裂液的回流。这两种现象会严重损害裂缝渗透率。图 10是煤样表面的照片之前和之后的实验。从图中,我们可以发现,无论陶瓷支撑剂或石英砂支撑剂使用,显然小坑表面形成后的煤样的实验。这说明了支撑剂嵌入现象严重。

支撑剂嵌入现象的照片。(一)实验前的煤样的表面。(b)陶瓷支撑剂的嵌入。(c)石英砂支撑剂的嵌入。(d)后的煤样表面的埋置试验。

在水力压裂过程中,由于煤的低抗压强度(拉伸),不可避免地生成大量的煤粉在骨折的萌生和扩展。压裂液的回流,煤粉将积聚在骨折。当煤粉含量达到一定数量时,裂缝渗透率将严重损坏。图 11显示了煤粉颗粒的分布在陶瓷支撑剂和石英砂支撑剂充填在实验。煤粉保持毛孔的支撑剂,这加剧了支撑剂充填孔隙度的下降,严重地损害了储层渗透率( 42]。在压裂过程中,压裂位移应充分结合水库的力学参数,并选择适当的压裂施工参数应该减少煤粉的产生和减少对煤储层的破坏。

煤粉颗粒分布在支撑剂充填。(一)煤粉颗粒在陶瓷支撑剂。(b)煤粉颗粒在石英砂支撑剂。

 5。结论

通过一系列的流实验,guar-based压裂液对煤样的伤害在回流过程中裂缝渗透率进行了研究。断裂流体浓度、支撑剂类型、支撑剂粒径,和支撑剂浓度被选为实验变量,和煤样渗透率损害率的变化规律在不同实验变量。基于实验研究,可以得出以下结论:

高浓度的压裂液有较高的粘度。高压天然气压裂液造成储层渗透率伤害,降低孔隙度造成的支撑剂包造成的固相吸附大分子物质和保留。与压裂液浓度的增加,渗透率损害率从65.31%上升到84.57%,与损伤程度渗透性强。压裂液浓度压裂液损害储层渗透率的主要因素

之前或之后是否氯化钾盐水冲洗,陶瓷支撑剂的支持效果优于石英砂与不同粒径支撑剂。盐水冲洗后,陶瓷支撑剂的渗透性组显著恢复,但石英砂的渗透率组没有恢复好。陶瓷支撑剂组的渗透率损害率明显低于的石英砂支撑剂组

当支撑剂铺在一个层,渗透率伤害大于多层。一方面,支撑剂多层敷设提高支撑剂充填孔隙度和裂缝渗透率较高。另一方面,支撑剂嵌入在一个层更为严重,导致渗透率损害率较高。与埋置深度的增加,裂缝渗透率显著降低

渗透率损害吸附和滞留造成的高压天然气压裂液残渣是不可逆转的,和氯化钾盐水冲洗只恢复裂缝渗透率在一定范围内。盐水注入体积在裂缝渗透率的恢复中起着决定性的作用。的高浓度guar-based压裂液需要更多的盐水体积和较长的冲洗时间由于破胶时间长。因此,避免过高的浓度guar-based压裂液在压裂操作,增加回流时间,有足够的断路器是在煤层气压裂储层保护的关键刺激

数据可用性

使用的数据来支持本研究的发现可以从相应的作者。

 的利益冲突

作者宣称,他们没有利益冲突。

 确认

本研究为国家自然科学基金资助(51274205)。

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