煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究
煤层气采收率的影响因素及提高采收率策略研究
煤层气采收率的影响因素及提高采收率策略研究煤层气采收率是指在煤层气开采过程中，实际采取的有效采出煤层气量与煤层中可供采出的煤层气总量的比值。
煤层气采收率受多种因素的影响，如煤层气资源属性、煤层地质条件、采收工艺等。
本文将就这些影响因素及提高采收率的策略进行论述。
首先，煤层气资源属性对采收率有着重要影响。
其中，煤层厚度、煤储层渗透率、孔隙度、煤储层压力等是影响煤层气产量和采收率的重要因素。
煤层厚度越大，煤层气产量潜力越高；煤储层渗透率及孔隙度越大，煤层气渗流能力越强；煤储层压力越大，煤层气释放及产出的能力越高。
因此，在选择煤层气开采区块时应注重煤层资源属性的评价和选择。
其次，煤层地质条件对采收率也具有重要影响。
主要包括地层倾角、构造形态及构造应力状态等。
地层倾角对煤层气采收率有直接影响，倾斜度越大，地层越容易产生破裂，增加煤层气的释放和产出能力。
构造形态也直接影响地下煤层气储存的规模和分布，选择盆地内凹陷带或据盆山构造边界区煤层气丰度较高的地区，利于提高采收率。
构造应力状态对煤层气渗流性能影响较大，应合理确定钻井设计参数，以充分开采煤层中的煤层气。
第三，采收工艺对采收率也具有一定影响。
主要包括抽采工艺、注采工艺及增透工艺等。
目前，常见的抽采工艺有常压采气、人工增渗采气和压裂压排采气等。
注采工艺有煤层气水平井注气采出、增气井注入等。
增透工艺主要包括增透剂注入、甲烷抽采、煤层气重新饱和等。
合理选择采取何种采收工艺，能够最大程度地提高采收率。
为了提高煤层气采收率，可以采取以下策略。
首先，优先选择资源丰度较高、煤层厚度足够的区块进行开采，提高煤层气资源的开采效益。
其次，优先选择地质条件较好、地层倾角适中的区块进行开采，增加煤层气的释放能力。
然后，合理选择抽采工艺及注采工艺，如采用压裂和注入增进煤层气释放效果。
此外，还可采取增透工艺，如增透剂注入，提高煤层渗透性，增加采气速度及采收率。
综上所述，煤层气采收率受到煤层气资源属性、煤层地质条件和采收工艺等多种因素的影响。
不同压裂液对煤层气解吸影响的实验研究
不同压裂液对煤层气解吸影响的实验研究随着煤层气开发技术的日益完善，钻井工程师可以在不同地区搜索煤层气，并利用压裂技术开采出更多的煤层气。
但是，由于压裂方法所使用的压裂液不同，压裂效果也会有所不同，从而影响煤层气的解吸量。
因此，为了研究不同压裂液对煤层气解吸量的影响，本文以《不同压裂液对煤层气解吸影响的实验研究》为主题，通过实验研究来探究不同压裂液对煤层气解吸量的影响。
首先，本文研究的实验采用的是煤层气模拟压裂实验装置，该装置可以以实验室中的作用形式优化压裂条件的压裂效果，并采用不同压裂液进行压裂。
设备的主要组成部分包括金属压裂管、钢制压裂块、相变液体仪表、传感器、液压驱动装置、控制系统等。
为了模拟地层的真实状态，在实验中采用了模拟煤与石英砂混合物，其中模拟煤的密度和粘度等物理特性与实际煤质比较接近，研究了不同压裂液对压裂效果的影响。
在实验中，我们采用了3种不同成分的压裂液进行实验，分别是水压裂液、油压裂液和硫酸盐压裂液。
采用不同成分的压裂液在不同的压力、温度和流量下进行压裂，改变压裂参数，观察煤层气的解吸量。
通过实验表明，不同类型的压裂液会对煤层气的解吸量产生不同的影响。
结果显示，在相同的压裂参数下，油压裂液能够较为有效地提升煤层气渗透率和解吸量；而水压裂液的解吸量及其改善效果要明显低于油压裂液，但油压裂液会产生更多的废水；硫酸合成液的压裂效果则要明显低于前两者。
实验结果还表明，不同成分的压裂液在不同的压力、温度和流量条件下可能产生不同的效果。
从本文研究的实验结果可以看出，不同成分的压裂液对煤层气解吸量有明显的影响，油压裂液比水压裂液具有更好的解吸效果，而硫酸合成液的压裂效果则要明显低于前两者。
此外，压力、温度和流量也会影响压裂液的效果。
因此，为了实现最佳煤层气解吸效果，在实际开发利用煤层气时，应根据地层特性选择合适的压裂液，并充分考虑压力、温度和流量等因素，从而获得更好的开采效果。
本文以《不同压裂液对煤层气解吸影响的实验研究》为主题，采用实验室试验的方法，研究了不同压裂液对煤层气解吸量的影响。
煤与瓦斯突出矿井定向水力压裂卸压技术研究
煤与瓦斯突出矿井定向水力压裂卸压技术研究摘要:在借鉴国内外煤与瓦斯突出矿井定向水力爆破和高压水力压裂技术的基础上，通过在沙曲矿24305尾巷4#煤层注水压裂的实例分析，提出了高压脉动定向水力压裂卸压技术，为煤与瓦斯突出防治工作提出了一种新的手段和方法。
关键词:防治煤与瓦斯突出煤与瓦斯突出矿井定向水力压裂技术研究煤与瓦斯突出矿井低透气性煤层的开采往往伴随着大量瓦斯涌出，特别是随着煤炭生产的高效集约化和开采深度的增加，瓦斯涌出量越来越大，煤与瓦斯突出危险的威胁越来越严重，瓦斯灾害已成为制约高效集约化开采技术发展和安全生产的最重要因素。
因此，如何有效地解决突出煤层在开采过程中的瓦斯突出和大量瓦斯涌出问题，对煤矿安全生产具有十分重要的意义。
沙曲矿是煤与瓦斯突出矿井，瓦斯绝对涌出量在全国也是排名前列，2010年矿井绝对瓦斯涌出量鉴定结果为440.39m3/min，相对瓦斯涌出量为78.47 m3/t。
先后被抚顺煤科院鉴定结果为：北翼2#煤+430m水平及以上区域无煤与瓦斯突出危险性；南翼3#煤+420m 水平及以上区域无煤与瓦斯突出危险性；4#、5#、6#煤层均为突出煤层。
因此，随着采深的不断增加，煤层瓦斯含量和瓦斯压力还在不断增加，部分掘进煤巷月进尺只有40～60m，存在一定的抽掘矛盾，瓦斯治理是制约沙曲矿高产高效安全生产的主要瓶颈。
为有效解决煤与瓦斯突出及瓦斯综合治理的问题，必须采取合理、有效的防突措施。
一、对煤体进行高压水力压裂通过钻孔向煤层压入液体（主要为水），当液体压入的速度远远超过煤层的自然吸水能力时，由于流动阻力的增加，进入煤层的液体压力就逐渐上升，当超过煤层上方的岩压时，煤层内原来的闭合裂隙就会被压开形成新的流通网络，煤层渗透性就会增加，当压入的液体被排出时，压开的裂隙就为煤层瓦斯的流动创造了良好条件。
向钻孔注入高压水，一方面通过高压注水压力可以使水渗入到不同的裂隙孔隙中，增加煤体的润湿性高压水可以使得裂隙不断贯通、扩大，扩大润湿半径，最大范围地改变煤层的物理力学性质，使空白带内煤体卸压、增透和瓦斯排放有效影响范围扩大，提高钻孔瓦斯抽放效果；另一方面通过高压作用于煤体，可以最大限度的使得煤体力学性质发生改变。
注CO2煤层气采收率技术
注CO2煤层气采收率技术[摘要]：中国煤层气总资源量约为36.8x10 12m3，埋深2 000 m以浅的煤层气资源潜力巨大。
研究表明，向煤层中注入co2提高煤层气采收率技术具有巨大潜力，能够实现中国2 000 m以浅煤层气产量增产3.751×1012 m3。
[关键词]：煤层气竞争吸附吸附膨胀渗透率压裂中图分类号：o552.2 文献标识码：o 文章编号：1009-914x（2012）32- 0337-01一、前言煤层气是煤层中所生成的以甲烷为主（甲烷含量一般为90%-99%）的天然气，也是人们常叫的瓦斯气。
煤层气抽排最初是以防害为目的进行的，而将煤层气作为一种资源进行大规模开发利用则始于美国。
我国煤层气总资源量约为36.8x10 12m3。
由于我国的天然气缺口将长期存在，据预测，到2015年天然气产量加上天然气的进口量，与需求相比缺口达500x108m3，左右。
煤层气是补充这个缺口的重要非常规气源。
中国2008年煤层气产量50x108m3，纯煤层气产量5x108m3。
目前，纯煤层气开发生产能力约20x108m3，按“十一五”计划，2010年煤层气产量达到100x108m3，煤层气利用量80x108m3，2020年产量达到400x108m3。
2009年4月，中国政府又确定新的目标，大力发展安全、环保的煤层气作为煤的替代品。
研究证明，向煤层中注入co2可以提高煤层甲烷气的采收率，甲烷气产出的同时co2被永久埋存在煤层中，这一技术叫做注入co2提高煤层气采收率技术。
作为提高煤层气采收率的一个手段，该技术已经成为煤层气领域的研究热点之一。
据估算，若采用这一技术，我国2 000 米以浅煤层强化注人co2所提高的煤层气产量为3.751×108 m3。
由此可见，煤层埋存co2的同时提高煤层气产量的潜力巨大。
二、煤层气co2增产技术尽管应用水力压裂工艺技术对煤层进行强化改造，取得了一定的效果，但是由于煤层的特殊物理性质，部分实施的常规的水力压裂技术增产效果不理想，因此.寻找更有效的煤层强化增产技术显得十分重要。
煤层气水平井注氮增产改造技术
290CPCI 中国石油和化工石油工程技术煤层气水平井注氮增产改造技术王 靖 张 嫔（中石油煤层气有限责任公司韩城分公司 陕西韩城 715400）摘 要：对某煤矿低孔、低压、低含水饱和度、高变质程度的煤储层特点和筛管完井煤层气解吸困难情况，为了实现瓦斯治理与煤层气共同开发的需要，探索出一套煤层气水平井筛管完井下的注氮增产改造技术。
利用顶替排液、氮气驱替、憋井放喷3种氮气改造模式的不同特点，实施多次“注氮－憋压－放喷”作业，通过注氮改造可以清除近井污染，沟通煤层割理裂隙，改善井筒远处煤层渗透率，建立单相气体渗流通道，实现煤层气高效开发的目的。
关键词：煤层气 水平井 注氮增产 改造技术引言我国煤层气储存条件具有“三低一高”的特点。
针对“三低一高”的煤储层特点，必须经过煤储层改造才能获得有工业价值的产量。
近年来，国内外学者对煤对氮气的吸附理论、注入氮气驱替煤层气的作用机理、煤层气井氮气焖压、煤层气水力压裂氮气泡沫伴注等利用氮气进行煤储层改造的方法进行了研究，研究表明向煤层气井内注入氮气对提高煤层气采收率技术上是可行的。
鉴于此，某煤矿瓦斯治理与煤层气开发合作项目组在总结国内外研究资料的基础上，研究注入氮气进行顶替排液、氮气驱替、憋井放喷3种氮气改造模式作用机理，以期得到一套适合于七元煤矿区煤层气水平井筛管完井下的注氮增产改造技术。
1 煤层气水平井特点煤矿区煤层气的开发利用是保障煤炭这一主体能源安全生产和国家能源安全的重要措施，按照“先采气，后采煤”的原则，通过先采气进行瓦斯治理，降低采煤风险。
煤层气水平井特点主要包含以下几点：第一，井身的结构比较简单，施工难度比较小。
水平井的主井通常情况下都是没有分支的，水平井钻具是沿着目标煤层朝着垂直井的方位前进，一般平面摆动相对较小。
钻进时采用能控制导向的组合钻具沿着煤层下倾的方向近水平的钻进，技术要领是整套系列的钻具在井内弯曲的角度与幅度变化比较小，井眼的轨迹比较容易控制，钻井的效率和成井率比较高，综合成本整体上不是很高。
多级水平井压裂注CO2开采页岩气影响因素分析
多级水平井压裂注CO2开采页岩气影响因素分析郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划【摘要】水平井和多级压裂是开采页岩气等非常规油气资源的关键技术,根据微地震图,页岩中的水力压裂通常会产生非常复杂的裂缝网络,这就是所谓的"体积压裂".为了更好地模拟页岩气在复杂孔隙中的流动情况,以煤层气模块(Eclipse2011)为主要平台,采用LS-LR-DR方法,通过改变主裂缝周围的导流能力来模拟SRV.在上述模型的基础上,研究了注CO2开采页岩气的3个方案.结果表明,注CO2能够提高页岩气的采收率,注入量和注入时机在CO2注气开发中,存在最优值;同时,随着裂缝条数的增加,注CO2开采页岩气的采收率效果越不明显.【期刊名称】《油气藏评价与开发》【年(卷),期】2016(006)002【总页数】5页(P64-68)【关键词】数值模拟;页岩气;多级裂缝;CO2;采收率【作者】郭玉杰;刘平礼;郭肖;贾春生;杨新划【作者单位】西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;西南石油大学油气藏地质与开发工程国家重点实验室,四川成都 610500;中国石油青海油田公司一号作业区,青海格尔木 816000【正文语种】中文【中图分类】TE357页岩气的开发已经在全世界得到了广泛的关注。
得益于先进的水平井和多级压裂技术，页岩气正逐渐成为一种经济的天然气。
然而，来自油田的数据和数值模拟的研究结果[1-4]表明：压裂之后的短短几年里，产能快速地下降，高产时期并不能维持很长一段时间。
为了保证裂缝的高导流能力，水力压裂通常会泵入大量的支撑剂，一般裂缝中产生的缝网裂缝（SRV），除了具有较宽缝宽的主裂缝之外，还产生了大量的次级裂缝，这些裂缝包括沟通的天然裂缝和没有被支撑剂填充的水力裂缝[5-6]（Fisher.etl 2005）。
煤矿井下水力压裂增透抽采技术
水力压裂提出的背景
4 煤层气开发与瓦斯治理的现状并不乐观
1）煤层气技术现状 对于非突出煤： ◆少数地区实现了局部商业化开发； ◆而支撑整个煤层气行业的是地面垂直井压裂完井工艺； ◆可以实现水力压裂强化增透抽采 对于突出煤： 地面煤层气开发的禁区、井下瓦斯产出的低效率区
煤矿井下水力压裂增透抽采技术
主要内容
1
2
3
水力压裂提出的背景
水力压裂技术简介
水力压裂技术装备及工艺
水力压裂的应用
4
1《防治煤与瓦斯突出规定 》要求区域消突先行
水力压裂提出的背景
第六条规定：防突工作坚持区域防突措施先行、局部防突措施补充的原则。突出矿井采掘工作做到不掘突出头、不采突出面。未按要求采取区域综合防突措施的，严禁进行采掘活动。 区域防突工作应当做到多措并举、可保必保、应抽尽抽、效果达标。
渝阳煤矿水力压裂
2
压裂地点定为N3704西瓦斯巷(下)
钻孔布置
为了准确地获取煤层参数，并检验压裂效果及测试抽采半径。本次陆续共布置标准孔2个、压裂孔1个、检验孔15个
压裂过程
压裂的有效时间为10小时30分。分两个阶段，第一阶段压裂第一阶段压裂持续时间为278分钟，第二阶段持续350分钟。煤岩层产生破裂时间为第111分钟，此时压力从45.1MPa突降至36.1MPa，流量从1.2m3/h升至2.6m3/h。
——水力压裂是实现区域消突和局部消突的有效技术
单一突出煤层区域消突困难
水力压裂提出的背景
2 提高预抽瓦斯浓度的需求
抽采瓦斯浓度、抽采量、抽采率抽采时间取决于煤层透气性以及抽采工艺 ——压裂是煤层增透的有效途径、是提高预抽瓦斯浓度抽采的有力保证
水力压裂提出的背景
煤层气采气井排采系统优化设计
煤层气采气井排采系统优化设计煤层气是一种重要的清洁能源资源，其开发利用对于缓解能源紧缺、减少污染排放具有重要意义。
煤层气采气井排采系统是煤层气勘探开采的关键设备，其性能优劣直接影响到煤层气的采收效果和经济效益。
因此，对煤层气采气井排采系统进行优化设计具有重要意义。
近年来，随着煤层气勘探开发的深入，煤层气采气井排采系统的设计优化也越来越受到重视。
煤层气采气井排采系统的设计优化旨在提高采气效率、降低生产成本、延长井寿命，从而实现可持续发展。
在进行时，需考虑多方面的因素，包括井筒结构、井眼装备、井底测试、压裂技术等。
首先，在井筒结构方面，需要考虑井筒直径、井深、井眼位置等因素。
井筒结构的合理设计能够提高井的稳定性和完整性，减少井漏和井壁垮塌的风险，保障井的安全运行。
同时，通过优化井筒结构还可以提高井眼通透性，增加煤层气的采收效率。
其次，在井眼装备方面，需要考虑井口装备、井下泵设备、井下测井等装备的选择和配置。
井口装备的选择应考虑到井口封堵、防喷溢、排砂排砂和排矿的功能，以保证井口的安全运行。
同时，选择适当的井下泵设备能够有效提高煤层气的采收效率，降低生产成本。
另外，在井底测试方面，需要充分考虑井底测试的频率、测试方法、测试参数等因素。
井底测试是煤层气采气井排采系统运行过程中的重要环节，通过井底测试可以实时监测煤层气产量、地层压力、水平动压力等参数，发现问题及时调整，保障井的正常运行。
此外，在压裂技术方面，需要注意压裂液配方、注入压力、注入速度等因素。
压裂技术是提高煤层气采收效率的重要手段，通过合理设计压裂液配方和控制压裂参数，可以有效改善煤层气的渗透性，提高采收率。
梳理一下本文的重点，我们可以发现，煤层气采气井排采系统的优化设计是一个复杂的系统工程，需要综合考虑多种因素，从而实现煤层气的高效开采和利用。
通过不断研究和实践，提高煤层气采气井排采系统的设计水平，促进煤层气资源的可持续开发利用。
希望未来能够有更多的研究者投入到煤层气采气井排采系统优化设计领域，为我国煤层气资源的保障和可持续发展做出更大的贡献。
提高煤层气产量技术研究与试验的开题报告
提高煤层气产量技术研究与试验的开题报告
题目：提高煤层气产量技术研究与试验
一、研究背景
煤层气是指在煤层中储存的天然气，其资源丰富，分布广泛，是我国能源结构调整的战略性选择。
然而，由于煤层中天然气的赋存形式复杂，煤层气产量一直被限制。
因此，需要采用新的技术手段，提高煤层气产量，以满足能源需求。
二、研究目的
本研究旨在探究提高煤层气产量的新技术，通过试验验证其可行性，为煤层气开发提供技术支持。
三、研究方法
1.文献综述：对目前国内外煤层气产量提高技术的发展现状和研究成果进行综述和分析，明确煤层气产量提高的技术路线。
2.试验设计：根据研究目的和综述结果，设计煤层气产量提高的试验方案。
主要研究内容包括：煤层气水平井的布置方式、煤层气提取方式、局部增压技术等。
3.试验实施：按照试验方案，对实验对象进行实验，记录数据并进行分析。
四、预期成果
通过文献综述和试验实施，预期可以得到以下成果：
1.明确煤层气产量提高的技术路线
2.提出局部增压技术在煤层气开采中的应用
3.验证试验方案可行性，为实际生产提供技术参考
五、研究意义
本研究旨在提高煤层气产量，满足国内能源需求。
通过试验验证新技术的可行性，推动煤层气开采的技术进步，在国家能源结构调整中发挥积极的作用。
注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用
注二氧化碳与氮气提高石油采收率技术的对比研究与应用本文描述了我国提高采收率的发展现状，以及适合注CO2与N2的筛选标准。
讨论了注CO2提高油气藏采收率的机理，并对注CO2与注N2提高采收率两者做了比较。
评价了不同注入CO2与N2的驱替效果，结果表明：中轻质油藏适合注CO2驱油，而埋藏较深的，重力驱气顶油藏和凝析气藏适合注N2。
标签：采收率发展现状CO2驱N2驱混相驱非混相驱1 我国提高采收率的发展现状针对我国大多数油田是陆相沉积的特点，在石油行业大力发展提高石油采收率技术，特别是目前比较成熟的化学驱取得了飞速发展。
如聚合物驱油已形成完整的配套技术，并已在大庆、胜利等大油田工业性推广；复合驱油技术获得重大突破，先导性试验获得成功。
同时也暴露出一些生产实际问题，为今后技术的发展提出了新的研究课题。
在微生物采油技术方面，开展了多项工作：微生物地下发酵提高采收率研究，生物表面活性剂的研究，生物聚合物提高采收率的研究。
注水油层微生物活动规律及其控制的研究。
目前辽河油田、胜利油田、新疆油田等油田均在开展室内研究与应用。
气体混相驱研究相对较晚，与国外相比还有很大差距。
随着西部油田的开发，安塞世界级气田的发现，长庆注气混相驱和非混相驱被列入国家重点攻关项目。
吐哈油区的葡北油田注烃混相驱矿场试验得以启动，大大推动了我国混相驱提高采收率技术的快速发展。
总体上来看，世界范围内的EOR工程在20世纪80年代处于高峰期，而后略有下降，90年代末又稍有回升。
进入21世纪，EOR工程的数量仍大幅度减少。
但随着勘探费用上涨、勘探难度加大以及目前高油价的形势，终将再一次刺激EOR工程数量的增加和技术研究的热潮。
2 适合注CO2与N2的筛选标准很多文献中已经给出了CO2和N2的筛选标准见表（1）、表（2）。
表1，表2的适用性虽然很广泛，但是仅仅表明了油气藏是否适合注CO2进行驱替，没有考虑适合CO2混相驱的油藏必须尽快达到混相压力。
液氮伴注辅助水力压裂技术在构造煤储层煤层气增产中的应用研究
想 ，而 液氮伴 注辅 助水力 压裂 复合 技术 在提 高构造
煤 储层 增产 效果 方面具 有潜 在 的优 势 。
随着 煤层 气勘探 开发 朝着 复杂地 质条 件 的进 行 ，尤 其对 于煤层 渗透 率 和煤 岩力 学性 能更 加糟糕 的构造 软煤 ，采 用常规 的 清水加砂 压裂 增产 效果 不是 很理
Ａｂ ｔ ａ ｔ Ｂ ｓ ｄ ｏ ｙ ｔｍａ ｉ ｓ ｍｍａ ｙ ｏ ｅ ｃ ａ ａ ｔ ｒ ｔ ｓｏ ｒ ｃｕ ａ ｏ ｌ ｅ ｅ ｖ ｉ，ａ ｄ ｂ ｓ ｄ ｏ ｓｒ ｃ ： ａ ｅ ｎ ａｓ ｓ ｅ ｔ ｕ ｃ ｒ ｆ ｈ ｈ ｒ ｃｅ ｓｉ ｆ ｔｕ ｔ ｒ ｌ ａ ｓ ｒ ｏｒ ｎ ａ ｅ ｎ ｔ ｉ ｃ ｓ ｃ ｒ
Ｔ ｃ ｎｑ ｅｔ ｈ ｎ ｅ ｒｄ ｃｉｎ ｏ ｔ ｃｕ ａ ｏ ｅｅ ｖｉ ｅ ｈ ｉｕ ｏＥｎ ａ ｃ ｄ Ｐ ｏ ｕ ｔ ｆＳｒ ｔｒｌＣ ａ Ｒ ｓｒｏｒ ｏ ｕ ｌ
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（ ｉ ｎＲ ｓａｃ ｎｔｕｅ Ｃ ｉａＣ ａ Ｔ ｃ ｎ ｌ ｙ＆ Ｅ ｇ ｅｒ ｇＧ ｏ ｐ Ｓ ａｎ ｉ １０ ４ Ｘ ｅｅｒｈＩｓｔｔ ， ｈｎ ｏｌ ｅｈ ｏｏ ａ ｉ ｇ ｎ ｉ ｅ ｎ ｒｕ ， ｈａ ｘ ７ ０ ５ ） ｎ ｉ
第 ９卷 第 ４期 ２１ ０ ２年 ８月
中 国煤 层 气
Ｃ ＮＡ Ｃ ＨＩ ＯＡＬ Ｅ ＭＥ Ｂ Ｄ ＴＨＡＮ Ｅ
Ｖ０． ． １９ Ｎｏ ４ Ａｕ ｕ ｔ２ ２ ｇ ｓ． ０１
液氮伴注辅助水力压裂技术在构造煤 储层煤层气增产中的应用研究
许 耀 波
（ 中煤科工集团西安研究院 ，陕西 ７ ０ ５ ） １０ ４
煤层气井压裂技术与应用研究
煤层气井压裂技术与应用研究煤层气开发是全球能源开发的新领域，其开采技术和方法也在不断的更新与完善。
在煤层气井的开采中，煤层气井压裂技术被广泛应用。
本文将详细探讨煤层气井压裂技术与应用研究。
一、煤层气井压裂技术的概述1.1 煤层气井压裂技术的定义煤层气井压裂技术是指通过注入压裂液体，在井孔中产生高压，从而使煤层发生断裂，并形成可开采的气体裂缝，从而提高煤层气井的产量和利用效益的技术方法。
1.2 煤层气井压裂技术的分类煤层气井压裂技术可以根据不同的分类标准进行分类。
从时间角度上，可以分为早期压裂技术和现代压裂技术。
早期压裂技术指的是上世纪八十年代以前，使用的人工振动或气体压力以及酸等简单方法进行煤层气井开采。
而现代压裂技术则是指目前普遍使用的高压水力压裂技术。
从压裂液体的分类则可以分为水性液压压裂和化学液压压裂。
目前，煤层气井压裂技术大多采用水性液压压裂，因为其具有资源丰富、低成本、环保等优点，而化学液压压裂技术则用于一些特殊情况下，如煤岩力学性质差异明显或煤层岩层结构复杂等。
1.3 煤层气井压裂技术的流程煤层气井压裂技术的主要流程包括注液准备、注液过程、压裂过程、停泵过程和产气测试过程。
首先是注液准备，即按照一定比例将各种化学试剂和水混合，形成压裂液体。
然后进行注液过程，将制备好的压裂液体注入油井中。
在注入压裂液体时，需要确保不断地加深井深度，直到到达设计的注入点。
接下来是压裂过程，即将压裂液体注入后通过水力压力产生断裂裂缝的过程。
在这个过程中，压力需要不断地被调整，以确保注入的压裂液体能够充分地压实煤层。
停泵过程是指当注入的压裂液体已经满足预定的数量，需要停止加压，并等待煤层裂缝缓慢地恢复压力的过程。
停泵时间通常在20-30分钟之间。
最后是产气测试过程，通过对产气量、储层压力和井底压力等参数的测量，来评估压裂效果并进行后续的开采过程。
二、煤层气井压裂技术的应用研究2.1 煤层气井压裂技术的技术难点煤层气开采具有地质条件差异大、地下环境恶劣等特点，因此，煤层气井压裂技术的应用也具有相应的技术难度。
煤层气井水力压裂液分析与展望
煤层气井水力压裂液分析与展望陈海汇;范洪富;郭建平;何煦蔚【期刊名称】《煤田地质与勘探》【年(卷),期】2017(045)005【摘要】对目前煤层气常用的压裂液体系进行了分析,对比各自的优缺点及其适用性,并重点分析了泡沫压裂液与清洁压裂液的性能,通过实验室数据与实际应用效果得出,泡沫压裂液体系应优选N2为其气相;清洁压裂液需要降低合成条件与成本,并研究清洁压裂液内部破胶技术,以减少破胶剂的使用,保护环境.目前煤层气压裂液存在的主要问题有:传统压裂液对地层伤害大,先进的技术难以推广应用,新型压裂液成本高,工艺复杂等;针对存在的问题提出相应的对策:传统压裂液应针对不同敏感性地层条件研制出合适的破胶体系,优化工艺,加强配套工艺技术的研究等.最后指出高效、低伤害、低成本是今后煤层气压裂液的发展方向,开展疏水缔合聚合物-黏弹性表面活性剂清洁压裂液体系、纳米技术的研究,也是今后煤层气压裂、提高煤层气产量的重要手段.【总页数】8页(P33-40)【作者】陈海汇;范洪富;郭建平;何煦蔚【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE377【相关文献】1.煤层气井新型清洁压裂液研究与应用分析 [J], 左景栾;吴建光;张平;吴翔;冯文光2.煤层气压裂液研究及展望 [J], 李亭3.泡沫压裂液在煤层气开采中的伤害性评价及分析 [J], 刘兴浩;李志臻;杨旭;涂莹红;薛永波;郭奇4.基于PKN分析的煤层气垂直井水力压裂时间计算模型 [J], 王志荣;郭志伟;贺平;陈玲霞5.煤层气井水力压裂液氮伴注与CO2驱替技术研究 [J], 刘磊因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
中国煤层气压裂技术应用现状及发展方向
中国煤层气压裂技术应用现状及发展方向一、引言煤层气压裂技术是煤炭开采中的一项重要技术，其应用可以有效地提高煤层的渗透性，增加煤炭的产量，提高开采效率。
本文将就中国煤层气压裂技术的应用现状及发展方向进行探讨。
二、高效增产技术1.水力压裂技术水力压裂技术是一种常用的煤层气压裂技术，其基本原理是通过高压泵将压裂液注入煤层，利用压裂液的流动压力使煤层产生裂缝，再通过支撑剂的填充，提高煤层的渗透性。
在中国，此技术已广泛应用于煤炭开采，并取得了良好的增产效果。
2.气体压裂技术气体压裂技术是一种新型的煤层气压裂技术，其基本原理是通过注入气体（如二氧化碳、氮气等）在煤层中形成高压，从而产生裂缝。
此技术的优点是可以有效降低对地层的伤害，提高采收率。
目前，此技术在中国的应用尚处于试验阶段，但未来有望得到广泛应用。
三、排采技术1.自动排采技术自动排采技术是一种先进的煤层气压裂技术，其基本原理是通过自动化设备进行排采，实现连续、自动的开采。
此技术的优点是可以提高开采效率，降低人工成本。
目前，此技术在中国的应用尚处于探索阶段，但未来有望得到广泛应用。
2.智能排采技术智能排采技术是一种基于物联网技术的煤层气压裂技术，其基本原理是通过传感器对煤层进行实时监测，根据监测数据调整排采参数，实现高效、安全的排采。
此技术的优点是可以提高开采效率，减少人工干预，降低事故发生率。
目前，此技术在中国的应用尚处于起步阶段，但未来有望得到快速发展。
四、发展方向1.高效增产技术的进一步发展随着煤炭开采技术的不断提高，高效增产技术将成为未来煤层气压裂技术的重要发展方向。
对于水力压裂技术，需要进一步研究新型的压裂液和支撑剂，提高压裂效果和采收率；对于气体压裂技术，需要进一步研究气体的注入方式和压力控制，实现更好的裂缝诱导和采收率提高。
2.排采技术的智能化和自动化随着自动化和智能化技术的不断发展，排采技术的智能化和自动化将成为未来煤层气压裂技术的重要发展方向。
水力压裂切顶技术在综采工作面的应用与研究
水力压裂切顶技术在综采工作面的应用与研究摘要：由于水力压裂技术安全性较高、且现场实施操作较为简单，目前已广泛应用于井下工作面，技术路线成熟，随着近年来卸压护巷技术的发展，水力压裂技术已成为缓解巷道高动压影响及提高采区回采率的重要技术途径。
本文以平朔井工一矿9号煤层19110综采工作面两巷采用水力压裂切顶卸压技术为工程背景，通过研究分析相应的水力压裂施工工艺参数，为类似条件下矿井实施水力压裂方案提供技术参考。
关键词：顶板卸压；应力集中；钻孔柱状一、概况平朔井工一矿目前开采9号煤层，工作面区段煤柱宽度20m，随着开采深度增加，矿压显现逐步加剧，按以往经验，每年必须投入大量的巷道维护费用。
由于19110工作面两顺槽在掘进期间采用锚网索支护，在工作面回采期间，虽然对锚杆、锚索托盘进行退锚处理，但顶板岩层较为坚硬，造成工作面回采顶板岩层不能及时垮落，形成大面积悬顶和大量瓦斯积聚，在回采期间经常出现上隅角瓦斯超限现象，给工作面安全生产带来安全隐患。
为保证工作面安全回采，需采取强制放顶措施处理顶板。
对工作面煤层顶板岩层岩性特征进行分析，为制定切顶卸压措施提供理论依据，向工作面顺槽顶板岩层中施工窥视钻孔，对其顶板岩层进行窥视。
综合考虑19110工作面煤岩层地质条件、开采方式及现场安全生产实际情况，双巷布置工作面向前推采，巷道超前段围岩压力大，超前支护压力大，切顶卸压是缓解强烈矿压显现的有效方法[1]。
实验在19110工作面辅运巷600m（自辅运巷道口至工作面方向距离）、1000m（自辅运巷道口至工作面方向距离）与19111辅运巷道1600m(自辅运巷道口至工作面方向距离）三个巷道位置中选取其中一个位置，在该位置200m范围内进行现场工业性试验，并在接续工作面中预测卸压下围岩变形特点及控制对策，同时避免综放工作面在末采时会发生强烈的矿压现象[2]，对资源有限的井工一矿探索提高矿井回收率具有重要意义。
二、水力切顶卸压原理水力切顶卸压技术主要是通过水力压裂的方式对顶板岩层进行定向压裂，通过水力压裂达到破坏顶板岩层完整性的目的,进而充分削弱顶板的整体性及强度,使得采空区实现分层垮落的目的，以此降低坚硬顶板难以垮落的难度，缩短工作面的初次和周期来压步距[3-4]。
【论文】姚红生，等：延川南深部煤层气高效开发调整对策研究
【论文】姚红生，等：延川南深部煤层气高效开发调整对策研究摘要：中国深部煤层气资源丰富，是煤层气下步勘探开发的重要领域，但深部煤层气资源地质条件更加复杂，工程配套难度大，实现高效开发极具挑战性，攻克深部煤层气效益开发的技术瓶颈，对于推动深部煤层气资源高效动用具有重要意义。
以延川南深部煤层气开发调整实践为例，系统分析了早期产建过程中面临的五大难题和挑战：①储层非均质性强，富集高产主控因素不明；②立体资源未能有效动用，储量动用程度低；③开发井网部署模式单一，高应力低渗区单井控制面积小；④深层煤层气储层可改造性差，早期常规水力压裂难以实现长距离有效支撑；⑤传统排采制度达产周期长，经济效益差。
在此基础上，经过反复探索实践，通过“五个转变”形成了深部煤层气高效开发的新理念及关键技术：①产建模式从整体推进向有利区精准圈定转变；②开发层系从单层向合层开发转变；③井网部署由单一直井向“直井+水平井”复合井网转变；④储层改造从常规压裂向有效支撑压裂转变；⑤排采制度从缓慢长期向优快上产转变。
立足于“五个转变”，现场生产实践显示新井产建效益显著提升，直井产量由1 800 m³/d提升至10 000 m³/d，水平井产量由10 000 m³/d提升至20 000~50 000 m³/d，取得了较好的开发效果，延川南煤层气田高效开发调整对策的突破对于深部煤层气效益开发具有重要的示范及带动意义。
关键词：深部煤层气；有效支撑压裂；高效开发；调整对策；延川南延川南深部煤层气高效开发调整对策研究姚红生，肖翠，陈贞龙，郭涛，李鑫（中国石化华东油气分公司，江苏南京 210019）中国深部煤层气资源丰富，根据全国第4轮煤层气资源评价，埋深小于2000 m的煤层气地质资源量为29.82×1012 m3，其中埋深大于1000 m的深部煤层气资源量为18.71×1012 m3，占比63 %，资源潜力大。
关于煤层气地面工程工艺技术及优化研究
关于煤层气地面工程工艺技术及优化研究煤层气是一种重要的非常规天然气资源，其地面工程工艺技术及优化对于煤层气的开发和利用至关重要。
本文将重点介绍煤层气地面工程工艺技术及优化的研究现状和未来发展方向。
一、煤层气地面工程工艺技术1.煤层气开采工艺煤层气开采主要包括煤层气井钻井、完井、调试、注水和生产等工艺步骤。
在煤层气钻井过程中，需要钻井液、钻井工具和技术、钻井设备、油藏岩心取样等。
完井是指在煤层气井钻至设计井深后，根据井下条件和煤层气井的具体特点，进行完钻一系列工艺操作。
2.煤层气地面设施煤层气地面设施包括煤层气处理厂、管道输送系统、气体压缩站等。
煤层气处理厂是将从煤层气井产出的气体进行脱二氧化碳、脱水和除尘等处理，同时可以根据气体的市场需求进行加气、压缩、分装等操作。
管道输送系统是将处理后的煤层气输送到市场或者其他使用地点的管道系统。
3.煤层气井生产优化煤层气井生产优化包括井筒优化、产能提高、水气井治理等。
通过提高煤层气井产能，降低生产成本，延长井寿命，实现煤层气资源的高效利用。
二、煤层气地面工程工艺技术优化研究1.煤层气地面工程工艺优化技术煤层气地面工程工艺优化技术是指通过科学的方法和手段，对煤层气地面工程工艺进行深入研究和优化，提高煤层气的开采效率和经济效益。
煤层气地面工程工艺优化技术包括控制技术、监测技术、测量技术、调节技术等。
2.煤层气井生产优化技术煤层气井生产优化技术是指通过对煤层气井的生产过程进行深入分析和研究，采取有效的措施和方法，提高煤层气井的产能和稳定性。
煤层气井生产优化技术包括压裂技术、提高产能技术、水气井治理技术等。
三、煤层气地面工程工艺技术优化研究展望1.加强煤层气地面工程工艺技术研究煤层气地面工程工艺技术是煤层气开采的重要环节，其研究应该与煤层气勘探、地质预测等环节相结合，形成完整的煤层气开采技术体系。
未来应该加强煤层气地面工程工艺技术研究，提高煤层气的开采效率和经济效益。
氮气泡沫调剖堵及提高采收率的应用机理研究
氮气泡沫调剖堵及提高采收率的应用机理研究氮气泡沫调剖堵水及提高采收率的应用机理研究刘文章教授中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院二○○四年十月氮气泡沫调剖堵水及提高采收率的应用机理研究中油勘探开发研究院刘文章教授前言油田注氮气提高采收率技术在70年代及80年代前期在美国达到现场试验及应用高潮。
据调研，有33个油田采用注氮气进行非混相驱、混相驱、保持压力、重力驱等采油方式提高采收率。
在加州大规模注蒸汽热采稠油油田，蒸汽吞吐作业中加入氮气泡沫进行调剖超过5000井次，蒸汽驱加入氮气泡沫剂进行封堵汽窜及提高汽驱采收率的先导试验项目超过30个。
此外，在美国、加拿大、委内瑞拉等国，随着从空气中膜分离制氮技术设备迅速发展，注氮气作业成本较低，仅为天然气的1/3、CO2的1/4左右，注氮气（包括氮气泡沫）开采低渗透油田、底水油藏注氮气压水锥、低压油藏氮气泡沫欠平衡钻井完井、各种油井增产技术如压裂、酸化、洗井冲砂作业中，已广泛应用。
90年代以来，由于对各种注氮气采油机理及先导试验项目已有相当多的研究成果及经验，技术上比较成熟，应用上已常规化，因而这方面公开报道的文献逐渐减少，但该项技术在推广应用中仍在深入研究并向前发展。
在我国，在70年代曾在玉门油田进行过注水中加空气泡沫剂堵水提高采收率试验。
90年前后，华北油田在雁翎裂缝性古潜山油藏进行注氮气压水锥提高采收率技术试验。
在1987年，随着我国稠油油田注蒸汽热采技术的快速发展并且热采产量突破300万吨/年，许多油藏出现注入蒸汽窜流严重，本人为推进稠油注蒸汽热采技术的发展，改善蒸汽吞吐及蒸汽驱采油效果，开始室内实验研究注入蒸汽中加入氮气泡沫剂控制汽窜提高采收率技术。
积极倡导注氮气采油技术，首先在1987年中油石勘院（RIPED）与加拿大阿尔伯达研究院（ARC）合作，互派专家共同开展了“氮气泡沫驱油提高原油采收率技术研究”。
从此本人先后带领五名硕士、博士研究生及多名科技人员，开展了室内氮气泡沫驱机理研究及10多项现场先导试验设计方案，包括蒸汽驱加氮气泡沫调剖提高采收率、水驱加氮气泡沫提高采收率、注氮气及泡沫剂提高蒸汽吞吐效果、注氮气控制水锥提高采收率，超稠油氮气溶剂辅助蒸汽吞吐技术等。
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试验研究煤层气井水力压裂伴注氮气提高采收率的研究倪小明1，2a，贾炳1，曹运兴2b（1．山西晋城无烟煤矿业集团公司，山西晋城048006；2．河南理工大学a．能源科学与工程学院；b．安全科学与工程学院，河南焦作454000）摘要：最大限度地提高CH 4气体初始解吸压力是提高其采收率的重要途径之一。
针对我国“低压”煤储层的临储压力比小、初始解吸压力低、活性水压裂效果不甚理想的现状，系统分析了水力压裂伴注N 2增能压裂提高采收率的机理，结合施工现场情况，设计了水力压裂伴注N 2增能压裂煤储层工艺参数。
屯留井田水力压裂伴注N 2增能压裂与常规活性水压裂的临界解吸压力对比表明：水力压裂伴注N 2能提高煤层气井排采初期的临界解吸压力，在其他条件相同的情况下，一定程度上能提高煤层气井的采收率。
关键词：N 2增能；水力压裂；煤层气；采收率中图分类号：TD82；P618文献标志码：A文章编号：1008－4495（2012）01－0001－03收稿日期：2011－05－26；2011－09－25修订基金项目：国家自然科学基金项目（40902044）；中国博士后科学基金项目（20100480848）；河南理工大学博士基金项目（B2009－51）作者简介：倪小明（1979—），男，山西临汾人，副教授，博士后，主要从事煤层气抽采方面的研究工作。
E －mail ：nxm1979@126．com 。
对煤储层压裂改造是提高煤层气井产能的关键技术之一。
为达到良好的压裂效果，国内外研究者从煤储层特性、压裂液性能、支撑剂性能、煤储层伤害、压裂过程裂缝展布、压裂效果的影响因素等方面进行了卓有成效的研究［1－3］。
清洁压裂液携砂能力较强，但对煤储层的污染较严重［4］；冻胶压裂液携砂能力较强，但煤储层温度低，低温破胶是其需要攻克的难题；CO 2泡沫压裂理论上能提高煤层气井采收率，但目前许多煤储层温度低，低温状态如何转化是其主要瓶颈［5－7］；活性水压裂液因其价格低廉、来源广、对煤储层的污染较少而成为目前储层改造的主要方式，但活性水压裂液携砂能力较差。
为了更好地研究活性水压裂液伴注N 2压裂效果，笔者以屯留井田低压煤储层为研究对象，根据煤吸附CH 4和N 2的原理，对水力压裂伴注N 2提高采收率的工艺技术进行研究。
1水力压裂伴注N 2提高采收率的机理N 2泡沫压裂就是利用地面的泵注设备将N 2和泡沫液形成的稳定泡沫以高于地层吸收的速率连续不断地注入煤层，当达到煤的破裂压力时，破裂、裂缝延伸，强化地层裂缝连通，以提高煤层的导流能力。
煤储层中未注入液氮时，设煤储层压力为p ，含气量为V c ，CH 4气体的兰氏体积为V L1，兰氏压力为p L1，根据langumuir 等温吸附曲线，临界解吸压力如下：p 临1=V c p L1（V L1－V c ）（1）式中p 临1为CH 4临界解吸压力，MPa 。
此时，设排采时的枯竭压力为p 枯，则可计算出理论采收率：η1=1－p 枯（p L1+p 临1）p 临1（p L1+p 枯）（2）式中η1为理论采收率。
向煤储层注入液氮后，N 2通过煤裂隙系统进入到煤孔隙中，此时的吸附可应用多组分气体吸附理论进行分析。
N 2进入煤孔隙后，当储层压力、温度、煤变质程度一定时，煤体对CH 4、N 2的最大吸附能力是一定的。
此时，可近似认为单一气体和多组分气体的兰氏体积不变。
也就是单一CH 4与N 2混合后兰氏体积不变。
注入N 2后，气体未产出时，煤储层中气体的压力增加，因在同样压力下煤储层对CH 4的吸附能力大于对N 2的吸附能力，排采时可把注入N 2的量换算为CH 4体积的当量，此时CH 4的临界解吸压力可表示为p 临2=（V c +V cd ）p L1（V L1－V c －V cd ）（3）式中：p临2为注入N2后CH4的临界解吸压力，MPa；Vcd为注入N2后换算成吸附CH4的体积当量增量，m3/t。
在其他条件不变的情况下，N2注入后，临界解吸压力的增量为Δp临=VcdpL1VL1（VL1－Vc－Vcd）（VL1－Vc）（4）式中Δp临为注入N2后与注入N2前CH4的临界解吸压力的差值，MPa。
从式（4）可看出，注入N2后引起煤吸附气体量发生改变时，会改变CH4临界解吸压力，煤吸附N2量从某种程度上决定了临界解吸压力的增量。
注入N2后，2种气体混合，气体压力主要由CH4和N2压力共同组成。
设注入N2后N2的分压为p2，若枯竭压力小于N2的分压p2，则注入后CH4的采收率几乎可达到100%；若枯竭压力大于N2的分压p 2，则注入后CH4的采收率可近似表示为η2=1－（p枯－p2）（pL1+p临2）p临2（pL1+p枯－p2）（5）式中η2为注入N2后的采收率。
注入N2后煤层CH4采收率的增量可表示为Δη=VL1［Vcp2pL1+Vcdp2枯+Vcdp枯（pL1－p2）］Vc（Vc+Vcd）（pL1+p枯－p2）（pL1+p枯）（6）由式（6）可知，注入N2后由于N2的分压及气体压力的增加，从一定程度上提高了排采时煤层CH4的采收率。
2水力压裂伴注N2提高采收率的影响因素水力压裂伴注N2能否提高采收率，关键在于注入的N2能否进入煤孔隙中与CH4气体共同占据孔隙空间，以及占据的空间大小。
2.1煤储层特征对CH4采收率的影响煤储层特征对CH4采收率的影响因素主要包括煤储层的吸附能力、原始孔裂隙的发育程度、压力和含气饱和度等。
1）煤储层对CH4的吸附能力与对N2的吸附能力的差值决定N2注入过程中N2的吸附量，进而决定了孔隙内部气体压力增量的大小及排采初期临界解吸量的大小。
在其他条件相同的情况下，二者吸附能力差值越小，越有利于煤对N2的吸附，越有利于提高采收率。
2）煤储层原始孔裂隙越发育，在其他条件相同的情况下，N2容易通过裂隙系统进入到孔隙系统，与原来煤孔隙中的CH4共同占据孔隙空间，提高了煤储层的气体压力及含气饱和度，排采时使临界解吸压力和采收率提高。
3）煤储层压力越大，在其他条件相同的情况下，导致注入N2时难度加大，进入煤孔裂隙相对困难，进而影响CH4的采收率。
煤储层的含气饱和度越高，在其他条件相同的情况下，也会导致注入N2时难度加大，影响CH4的采收率。
2.2施工参数及泵注程序对CH4采收率的影响N2泡沫压裂液本身具有良好的防滤失作用，这是由泡沫的气相和液相之间的界面张力造成的。
伴注N2从某种程度上弥补了活性水压裂液黏度低、携砂能力差的不足，同时，泡沫压裂液的摩阻比水要低40% 66%，泡沫含量越高，支撑剂携带越远，裂缝支撑效果越好。
注入量越多，施工压力也越大，在其他条件相同的情况下，进入煤孔隙中的N2量会越多，排采过程中CH4的采收率提高也越多。
但注入量受到施工设备、经济因素等条件的制约。
当裂缝能延伸足够远时，在其他条件相同的情况下，注入的N2量越多，进入煤孔隙中的N2量也越多，但注入的N2量受到煤储层原始含气饱和度、CH4气体压力、裂缝延伸长度、裂缝与孔隙的沟通状况、经济等条件的制约。
对特定的煤层气井而言，煤储层原始状态下的含气饱和度、孔裂隙发育特征、压力等是基本固定的。
因此，要提高其采收率，需要根据煤储层特征，对施工参数及泵注程序进行优化，才能使产气效果达到最佳。
3水力压裂伴注N2工艺技术及现场应用3．1水力压裂伴注N2工艺技术要尽可能地提高水力压裂伴注N2采收率，必须对其泵注参数进行优化。
因此，在刚开始造缝时，就泵注液氮，直到顶替液时，停止加液氮。
液氮量主要受控于水力压裂的前置液量和携砂液量、液氮的排量及水力压裂的排量。
目前，一般6m厚的煤层，受到现场设备、采场等条件的制约，压裂液量在600 650m3。
因此，压裂液量与煤层厚度的关系可表示为Q1=100αH（7）式中：Q1为水力压裂注入液量，m3；α为系数，一般取0．9 1．2；H为煤层厚度，m。
水力压裂携砂能力弱，因此在施工时，应尽可能地增加施工排量来弥补携砂能力的不足。
目前，在施工压力允许的前提下，排量一般为8．0 9．0m3/min，以8．0m 3/min 为最小排量，则可计算出水力压裂时的注入时间：t =100αH /8（8）式中t 为水力压裂泵注时间，min 。
受采场、液氮车等条件的限制，目前一般泵注N 2为100 120m 3/min ，因此可得出准备N 2量：Q 2=1500αH（9）水力压裂伴注N 2施工工序包括把各种设备移至采场，连接设备并试压，水力压裂伴注N 2及测压降等工序，根据现场煤层厚度，即可设计出N 2量、水力压裂液量等。
3．2现场应用为了验证水力压裂伴注N 2压裂效果，在此通过对屯留井田仅使用活性水压裂液的3口井和使用活性水压裂伴注N 2的3口井的临界解吸压力和产气效果进行对比。
3．2．1屯留井田概况屯留井田位于潞安矿区西部，总体构造形态为走向NNE —SN 向西缓倾的单斜及宽缓褶皱，同时有少量断层发育。
井田内的煤层主要为山西组3#煤层和太原组15#煤层。
其中3#煤层平均厚度6．04m ，含气量一般为5．84 17．04m 3/t ，平均为10．52m 3/t 。
目前开发的煤层气井的深度在500 700m 。
3．2．2煤储层和压裂基本参数屯留井田3口井活性水压裂及3口井活性水伴注N 2的基本参数见表1。
表1煤储层基本参数及压裂参数井号目标煤层煤层埋深/m 压裂厚度/m 含气量/（m 3/t ）p g /（kPa /hm ）S g /%p tl /MPa p al /MPa 压裂液量/m 3支撑剂量/m 3N 2量/m 315875．4812．344．1667．51．150．5355340活性水压裂25835．3514．644．1079．01．481．0654140活性水压裂3590 5.5813．438．7657．81．361．2355040活性水压裂43#6027．1513．967．3760．41．361．6254040659056005．4214．214．2075．91．431．5853440695066024．9313．463．9974．91．351．49537407250注：p g 为煤储层压力梯度；S g 为含气饱和度；p tl 为理论临界解吸压力；p al 为实际临界解吸压力。
3．2．3压裂效果评价1）两种工艺临界解吸压力对比由表1可知，伴注N 2后，煤储层的实际临界解吸压力与理论值相比，均有不同程度提高，说明伴注N 2压裂可以提高煤储层的临界解吸压力。
2）产气效果对比选取活性水产气效果最好的2号井和活性水伴注N 2的5号井进行对比分析，其日产气量、动液面曲线见图1、图2。
图15号井日产气量、动液面变化曲线图22号井日产气量、动液面变化曲线由表1可知，2号井和5号井煤储层基本参数相差不大，其中活性水压裂的2号井的含气饱和度及含气量好于5号井。