煤层气直井氮气泡沫压裂参数分析及产能评价

李恒乐，曹运兴，周 丹，柴学周，刘同吉，冯培文，石 玢，田 林

煤层气直井氮气泡沫压裂参数分析及产能评价

李恒乐1，曹运兴2，周 丹3，柴学周4，刘同吉4，冯培文4，石 玢2，田 林2

(1. 河南工程学院 资源与环境学院，河南 郑州 451191；2. 河南理工大学 煤层气/瓦斯地质工程研究中心，河南 焦作 454000；3. 中国矿业大学 煤层气资源与成藏过程教育部重点实验室，江苏 徐州 221008；4. 山西潞安矿业(集团)有限责任公司，山西 长治 046200)

压裂参数是决定压裂效果、影响裂缝特征与煤层气产能的重要参数，深入认识压裂参数对产能的影响规律，对于优化压裂工艺和提高煤层气井产能至关重要。以潞安矿区45口氮气泡沫压裂井为对象，分析压裂施工曲线的类型及其对产能的影响，探讨各阶段压裂液用量与产能之间的关系，并对比评价氮气泡沫与水力压裂井产能的差异性。结果表明：氮气泡沫压裂施工曲线可分为稳定型、波动型、上升型和下降型4类9型，下降型和稳定型压裂曲线对应的产能要高于波动型，上升型曲线对应的产能最差；总压裂液用量以800 m3为宜，前置液和顶替液用量分别为450 m3和8 m3，氮气注入量在5万m3左右最佳，而携砂液用量越大产能越高，氮气泡沫压裂液良好的携砂、造缝、沉降支撑性能是有助于提高产能的优势所在；整体上，就潞安矿区而言，氮气泡沫压裂井的产能明显高于水力压裂井，主要体现在高产井、中高产井的比例远大于水力压裂井，约61%的氮气泡沫压裂井具有较高产能，而水力压裂井为23%。氮气泡沫压裂技术在潞安矿区展示出的可观潜力，可为国内其他具有类似储层特征矿区的煤层气开发提供技术借鉴。

氮气泡沫；压裂参数；压裂曲线；煤层气；产能评价；潞安矿区

与煤层地质条件相适宜的增产改造技术是决胜煤层气高效开发的关键。鉴于水力压裂过程中存在支撑剂在井筒附近沉降速度快、滤失量与储层伤害性较大、用水量大、污染环境等诸多局限性，20世纪70年代以来，泡沫压裂因其携砂能力强、滤失量小、地层损害小、返排效果好等特点，在低渗、低压、水敏性的常规[1-3]和非常规[4-5]油气储层中逐渐得到广泛应用。氮气泡沫压裂液技术在美国和加拿大煤层气开发中得到普遍应用，而国内发展较为缓慢。近年来，在鄂尔多斯盆地东南缘大宁—吉县区块[6]、延川南区块[7]，沁水盆地南部潘河区块[8]、柿庄区块[9]、北部寿阳区块[10]，海拉尔盆地呼和湖凹陷[11]等开展了一些工程实践和探索，取得了良好的增产效果，基本展示了氮气泡沫压裂用于我国煤层渗透性改造的可行性和可观潜力。

潞安矿区煤储层具有特殊的松软、低渗、低压、低饱和度等特征，如余吾井田山西组3号煤层储层压力1.86~3.09 MPa，平均储层压力梯度仅3.7 kPa/m，属于超低压储层[12-13]。特殊的储层条件致使潞安矿区的煤层气高效开发技术成为重大难题，前期依靠传统的水力压裂技术效果欠佳，煤层气井产能普遍较低。2010年以来，尝试引入氮气泡沫压裂技术，如LA-44井，1 400 d的排采结果显示，单井最高日产量1 990 m3，平均日产气量1 292 m3，创造了全区单井平均日产量的最高纪录。笔者以潞安矿区前期45口氮气泡沫压裂井为对象，从工程技术层面系统分析压裂施工曲线所反映的裂缝动态变化过程，并将其划分为不同类型，研究各类型压裂曲线对产能的影响，探讨压裂过程中各阶段压裂液用量与产能之间的关系，最后对比评价氮气泡沫压裂与水力压裂井产能的差异性。旨在为优化氮气泡沫压裂工艺参数提供参考，为国内其他具有类似储层特征矿区的煤层气开发提供技术借鉴。

1 地质背景

潞安矿区位于沁水盆地东部中段，矿区主体呈近SN—NNE向展布，向西缓倾的单斜构造，倾角5°~10°。矿区以自北向南发育的NEE向文王山正断层组和二岗山正断层为界，分为北、中、南3个构造区(图1)[13]。

图1 潞安矿区构造纲要

矿区含煤地层主要为石炭–二叠系太原组和二叠系山西组，煤系总厚度平均为158.70 ｍ，其中太原组平均厚度为103.60 ｍ，山西组平均厚度为51.15 ｍ，太原组15号煤层和山西组3号煤层为全区可采煤层(图2)[14]。3号煤层平均厚度6.57 m，为目前煤矿开采和煤层气勘探开发的主力煤层，也是本文研究的45口煤层气氮气泡沫压裂井的目标煤层，这些煤层气井分布于余吾、李村、高河和五阳等井田。

3号煤层煤体结构主要为原生结构煤和碎裂煤，发育NE—NEE向和NW—NNW向两组宏观裂隙，显微裂隙较发育，但连通性较差[15]。宏观煤岩类型属半亮—光亮型煤，显微煤岩组分中镜质组体积分数较高，一般80%~90%。镜质组主要为基质镜质体，均质镜质体次之。镜质体最大反射率介于1.73%~2.45%，煤的变质程度属于瘦煤和贫煤，局部为无烟煤。

图2 潞安矿区地层柱状简图

3号煤层含气量平均12 m3/t，空气干燥基Langmuir体积平均31 m3/t，干燥无灰基Langmuir体积平均37 m3/t，区内煤层气含量呈自东向西随埋藏深度增加而增大的趋势。煤层气解吸率平均93%，吸附时间平均7.06 d，含气饱和度平均46%。储层压力为低压和超低压储层，800 m埋深以浅储层压力梯度平均为4.2 kPa/m[12,14,16]。煤层渗透率普遍较小，最大仅为0.195×10–3μm2，平均0.037×10–3μm2，属低渗储层。

2 氮气泡沫压裂增产机理探讨

煤层气井压裂的基本原理是通过向煤层注入大排量高压流体将煤层压裂，在煤层中形成新的人造裂缝网络，以改善煤层内部原有孔裂隙系统的连通性，进而增加煤层渗透性，实现增产。就这一点而言，氮气泡沫压裂与常规水力压裂的原理是相同的，目的都是在煤层中制造复杂的人工裂缝网络。但与常规水力压裂相比，氮气泡沫压裂的增产机理及优良特性主要表现在以下几个方面。

a. 携砂能力强 氮气泡沫能将携带的砂砾及时带入新造的裂缝中，裂缝延伸到哪里，支撑剂随之被运送到哪里，实现造缝—携砂—沉降支撑的时空统一，从而形成长缝大面积稳定支撑，造缝远且宽，最大限度提高裂缝的导流能力和煤层渗透率(图3)。水基压裂液因砂砾沉降速度快，极易在近井端出现砂堵现象。

b. 良好的暂堵分流效应 泡沫流体在地层中的渗流具有选择性，对高渗区有适当的封堵作用，对低渗区有增大波及面积的效果，特别适用于非均质储层[17-19]。煤层渗透率具有天然的各向异性和极大的非均质性，泵注压力驱动下氮气泡沫流体的渗流在高渗区首当其冲。由于氮气泡沫具有剪切稀释特征，高渗区对泡沫的剪切速率较小，泡沫表面黏度较高，渗流阻力因子较大，迫使部分氮气泡沫向煤层中的低渗区流动，从而提高低渗区渗透性，扩大压裂和影响范围。

c. 改善煤储层性能并增加产气 大量泡沫有利于提高压裂液返排速率和返排量，有效降低煤储层污染和伤害。再者，泡沫压裂液可以改善煤粉的润湿性，提高煤粉的分散性，返排时可将大量煤粉带出，减少煤粉对裂缝的堵塞[20-22]。部分氮气被煤体吸附后，煤储层气体压力得以增高，煤层气的临界解吸压力提高[23]，并与煤层气产生竞争吸附，降低煤层气吸附分压，在一定程度上增加了煤层气解吸速率和解吸量，有利于提高采收率。

图3 携砂能力对比示意

3 压裂曲线分类及其对产能的影响

压裂施工曲线是压裂液流动、裂缝扩展、支撑剂运移和煤储层特征的综合反映[24-27]。借助压裂施工曲线，可以分析裂缝形成过程的动态变化特征，加深对储层的认识，并对压裂效果进行评价[28-31]。通过对潞安矿区45口氮气泡沫压裂井施工曲线的综合分析，根据施工压力、排量、砂比的变化规律，将压裂曲线分为稳定型、波动型、上升型和下降型等4类9型(图4)。

图4 氮气泡沫压裂施工曲线类型

3.1 稳定型

该曲线类型主要表现为，煤层破裂后，在排量稳定和持续加砂的情况下，施工压力随注入时间的延长基本保持稳定。反映裂缝扩展比较规律，造缝效果较好。该类型可细分为3个亚型(图4a)：压力持续稳定型、压力前期稳定后期上升型和压力前期稳定后期下降型。

a. 压力持续稳定型 反映注入量与造缝和滤失量处于动态平衡状态，裂缝内压力基本稳定，压力表现出持续稳定的直线段，如五阳1-22井和余吾LA-44井，1 400 d的排采数据显示，最高日产气量分别为956 m3和1 990 m3，平均日产气量分别为576 m3和1 292 m3，累计产气量分别为45万 m3和162万 m3，显示出旺盛的产能特征，反映该类型曲线的总体压裂效果较好。

b. 压力前期稳定后期上升型 该类型主要表现为，随加砂浓度的提高，裂缝内不断填充支撑剂，砂高逐步增加。但由于滤失及支撑剂输送遇阻，出现端部脱砂或缝内砂堵现象，导致裂缝内压力升高，在施工曲线上表现为直线段末端上翘[24]。如华高54井，排采722 d，日均产气量仅85 m3，累计产气约6万m3，表现出典型的砂堵导致压裂效果欠佳的特征。

c.压力前期稳定后期下降型 不断加砂过程中，中后期压力曲线由稳定变为逐渐下降。反映裂缝快速扩展，造缝效果较好。如华高68井，排采716 d，日均产气量317 m3，累计产气约22万m3，产气量明显好于华高54井。

综合稳定型压裂施工曲线与产能分析结果可知，压力持续稳定型与压力前期稳定后期下降型曲线压裂效果较好，二者均优于压力前期稳定后期上升型。

3.2 波动型

该类曲线表现为压力曲线不断波动变化，排量相对稳定。这可能源于煤层裂隙发育及应力的非均质性，导致裂缝宽度和扩展速度的频繁变化，从而引起压力频繁波动，在施工曲线上表现为波动前进。可细分为平稳波动型、剧烈波动型和持续波动上升型等3种类型(图4b)。

a.平稳波动型 反映煤层裂隙相对发育，裂缝扩展沿原有裂隙不断曲折前进，形成的裂缝规则性较差，但该类型往往能够打开煤中的大量裂隙通道，压裂效果较好。如LA-40井，排采1 457 d，最大日产气量1 251 m3，平均日产气量387 m3，累计产气量57.4万m3。

b. 剧烈波动型 在排量稳定，砂比持续增加的过程中，压力曲线剧烈持续波动，反映形成的裂缝非常曲折，不断有新的裂缝产生，裂缝分支较多，压裂效果较好。如LA-29井，排采1 330 d，最大日产气量1 233 m3，平均日产气量414 m3，累计产气量55.3万m3。

c. 持续波动上升型 压力曲线强烈波动上升，反映在整个压裂过程中循环发生砂堵–解堵–砂堵，这种现象稍逊于剧烈波动型造缝效果，但有异曲同工之处，造缝效果也较好。如LA-42井，近4 a的排采数据显示，最大日产气量1 156 m3，平均日产气量409 m3，累计产气量52.5万m3。

总体上，波动型施工曲线往往预示着造缝效果较好，产量较高。

3.3 上升型

该类型表现为排量稳定，但施工压力却不断上升，尤其是在加砂浓度提高以后，大致可分为缓慢上升型和快速上升型等2种类型(图4c)。

a. 缓慢上升型 主要表现为，施工压力不断增加，裂缝延伸逐渐受到限制，这可能与煤层较致密、坚硬、渗透率差有关。如LA-33井，排采4 a来，最高日产气量仅667 m3，平均日产量162 m3，产量较低。该类型施工曲线反映压裂效果较差。

b.快速上升型 主要表现为，压力瞬间抬升到一个很高的水平，这是强烈砂堵现象的反映，说明砂子无法顺利进入煤层，通常难以形成长裂缝，即便后期因压力持续积累而冲破受阻通道，主裂缝也不会延伸太远。如LA-36井，通常排采数据显示，该井最高日产气量仅744 m3，平均日产气量225 m3，产量较低。

综上可知，上升型压裂施工曲线往往难以形成有效的裂缝网络，压裂效果较差。

3.4 下降型

该类型主要表现为施工压力非线性缓慢持续下降(图4d)。随着裂缝的延长，当裂缝端部压力下降到接近闭合压力时，裂缝将无法继续延伸，压力曲线逐渐趋于平缓，反映压裂缝不断沟通煤层中的天然裂隙系统，压裂效果显著。如LA-43井，近4 a的排采数据显示，最高日产气量达1 460 m3，平均日产气量779 m3，累计产气99.5万m3，表现出旺盛的产能特征。下降型压裂曲线反映压裂效果较好，煤层渗透性提高显著。

为进一步分析4类氮气泡沫压裂施工曲线整体对产能的影响程度，首先按升序分别将各类施工曲线对应的煤层气井产量进行排序，这里的产气量可以是累计产气量，也可以是平均日产气量，前提是所有煤层气井的排采时间需保持基本一致，本次采用平均日产气量；然后将各类施工曲线所占有的煤层气井数进行归一化处理(式(1))，以消除各类型曲线占比的差异性。

式中：X为按产气量升序排列的第1~口井占总井数的累计百分比；为按产气量升序排列的第口井；为总井数。

绘制X与产气量之间的关系图(图5)。从图5可以看出，整体上，下降型压裂曲线对应的产气效果最佳，稳定型和波动型次之，但稳定型获得高产气量的概率更大，上升型压裂曲线产气效果最差。各类氮气泡沫压裂曲线中，稳定型、波动型、上升型和下降型煤层气井分别占34%、23%、29%、14%，除去上升型曲线，意味着约71%的煤层气井经过氮气泡沫压裂后能够获得较好的产气效果。

图5 潞安矿区煤层气井压裂施工曲线类型与产气量的关系

4 氮气泡沫压裂液对产能的影响

4.1 压裂液用量对产能的影响

压裂液的主要作用是将地面设备中能量传递到煤储层中，在煤层中形成裂缝，并携带支撑剂填充到裂缝中。按照氮气泡沫压裂泵注程序，将压裂液分为前置液、携砂液和顶替液。前置液的作用是在煤储层中造成一定几何尺寸的裂缝，以备后续携砂液的进入，前置液中含有酸液，作用是溶蚀煤储层中的矿物，提高孔裂隙之间的连通性；携砂液主要是将支撑剂带入裂缝中并将支撑剂填在裂缝内预定位置；顶替液用来将携砂液送到预定位置，并预防砂堵。

通过分析氮气泡沫压裂过程中各阶段压裂液用量与煤层气井产能之间的关系，发现各阶段压裂液用量与平均日产气量之间具有一定的规律性(图6)。如图6a所示，前置液用量对产气量的影响呈现出大致以450 m3为界截然相反的两种趋势，小于450 m3时，两者具有一定的正相关关系；大于450 m3时，呈很好的负相关关系。说明前置液用量并非越大压裂效果越好，统计数据显示，用量控制在450 m3左右压裂效果较好。

携砂液用量越大产气量越好(图6b)，反映携砂液中的氮气泡沫携砂能力强，能够将支撑剂顺利地带入压裂裂缝，携砂液量越大，裂隙支撑效果越好，说明氮气泡沫压裂液具有良好的造缝能力，这是保证煤层气井高产的根本所在，也是该技术的主要优势之一。

顶替液用量对产气量的影响(图6c)展现出用量越大，产气量反而相对越小，特别是顶替液用量大于8 m3时，煤层气井产能不佳；小于8 m3时，尚可获得可观的气产量，因此，顶替液用量以小于8 m3为宜。

氮气泡沫压裂与传统水力压裂的主要区别在于压裂过程中有氮气泡沫参与携砂、造缝、返排等，因此，氮气的用量对压裂效果具有一定的影响。如图6d所示，氮气注入量与平均日产气量呈两段式分布，分界线在5万m3左右，说明氮气泡沫压裂过程中并非注入的氮气越多压裂效果越好，存在一个最佳注入量，统计数据显示大致在5万m3。

除各阶段压裂液用量对煤层气井产能具有影响外，总压裂液用量也影响煤层气井的产能。统计结果显示(图6e)，总压裂液用量在800 m3以上，高产井数量明显减少。因此，在施工过程中，需要统筹各阶段和总压裂液用量，以保证获得良好的压裂效果。

图6 压裂液用量与平均日产气量关系

4.2 支撑剂用量对产能的影响

支撑剂是压裂时地层被压开后用来支撑裂缝阻止其重新闭合的固体颗粒，其作用是在裂缝中铺置排列后形成支撑裂缝，从而在煤层中形成远高于煤储层渗透率的支撑裂缝带，使流体在支撑剂裂缝中有较高的流通性，减少流动阻力。

通常用砂比来表征支撑剂的相对用量。如图7所示，平均砂比与平均日产气量之间的关系比较复杂，总体上，平均砂比最大控制在33%左右为宜，过大无益。在此范围内，与低砂比相比，高砂比更有可能获得较好的压裂效果，如LA-44井，砂比33.3%，平均产气量1 292 m3/d。过高的砂比压裂效果可能会变差，且不利于煤层气井的后续排采，如LA-23井，砂比41.1%，平均产气量121 m3/d，产量较低。而低砂比也有可能获得较好的压裂效果，如LA-45井，砂比16.8%，平均产气量436 m3/d，砂比仅有LA-23的41%，而产气量是前者的3.6倍。

究其原因，主要在于支撑剂在各级裂缝中的分布是否合理，铺砂是否均匀，是否有利于煤层气的顺利产出。大砂比有利于增加缝长和缝宽，解放更大范围内的应力，增加裂缝的导流能力，排采时能够扩大压降范围，提高产气量。但大砂比会造成压裂液的流动性减弱，施工过程中更易造成砂子在井筒附近或压裂裂缝的拐角处堆积，造成铺砂面积小，铺砂不均匀，势必会影响流体的流动，进而影响煤层气井的产能。而较小砂比情况下，压裂液的流动性和携砂能力较强，泡沫压裂液能够将支撑剂带入较远地层中，反而增大了铺砂面积，铺设更均匀，压裂效果可能更好。

图7 砂比与平均日产气量关系

5 氮气泡沫压裂井产能评价

通过对氮气泡沫压裂增产机理的探讨可知，与水力压裂相比，氮气泡沫压裂的优势主要体现在高质量的氮气泡沫具有较强的携砂能力、较低的滤失量和储层损害，以及较好的返排效果等特征，这是该技术更加有利于低渗、低压煤储层提高产能的重要原因。

针对特定的煤储层地质条件，增产改造技术的优劣归根结底需要通过产能来反映。为此，统计潞安矿区45口氮气泡沫压裂井与120口水力压裂井近4 a的排采数据，通过对比分析两种压裂技术在产能上的差异，以探讨不同压裂技术的储层适应性。为便于对比，需要对煤层气井产能进行分类，以统一对比标准。首先，需要将煤层气井数及产量做归一化处理，然后，绘制煤层气井产量分布曲线，以产量分布曲线的导数值作为划分低产井与高产井的评判准则，具体分类方法详见文献[32]。

如图8a所示，将图中导数值为1的黑色实线(表示所有煤层气井单井产能相同，对总产气量的贡献相同，即 产量均匀分布曲线)平移至与煤层气井产量分布曲线相切，产量分布曲线上导数值大于1的区域对应的煤层气井即为高产井，小于1的为低产井。据此，由图8a可知，无论是氮气泡沫压裂井还是水力压裂井，或两种压裂井综合在一起，所绘制的产量分布曲线基本一致。其中，低产井数量均占总井数的65%，而高产井总数占比35%，说明这两种压裂井各自的单井产能差异性大致相同。但反映在产能上，氮气泡沫压裂井划分低产井与高产井的界限为平均单井日产气量371 m3，而水力压裂井为平均单井日产气量181 m3(图8b)。也就是说，氮气泡沫压裂井划分低产井与高产井界限的起点是水力压裂井的2倍多。

如图8b所示，整体上，氮气泡沫压裂井的平均日产气量明显高于水力压裂井。为了进一步分析两种压裂井产能的差异性，根据产能分布曲线得到的低产井与高产井划分界限，分别以平均日产气量小于100、>100~200、>200~400和大于400 m3为界将潞安矿区煤层气井划分为低产井、中产井、中高产井和高产井等4种产能类型。

图8 潞安矿区煤层井产气量

如图9所示，4种产能类型对应的井数占比表明，氮气泡沫压裂井总体上具有更高的产能，主要体现在高产井、中高产井的比例远大于水力压裂井。在平均日产气量大于400 m3的煤层气中，氮气泡沫压裂井数占比约为水力压裂井的7倍；200~ 400 m3的煤层气井中，前者是后者的2倍左右。水力压裂井以平均日产气量小于200 m3为主，占总井数的77%，氮气泡沫压裂井占39%。意味着若以平均日产气量200 m3为界来评判煤层气井产能的高低，61%的氮气泡沫压裂井均具有可观产能，这与通过压裂曲线类型分析所反映的除上升型压裂曲线外，约71%的煤层气井具有较好的压裂效果具有一定的契合度。综合研究分析表明，潞安矿区采用氮气泡沫压裂技术进行煤层气井增产是可行、有效的，并具有可观潜力。

图9 潞安矿区氮气泡沫与水力压裂井产能对比

6 结论

a. 根据施工压力、排量、砂比的变化规律，将潞安矿区煤层气井氮气泡沫压裂曲线分为稳定型、波动型、上升型和下降型等4类9型。整体上，下降型压裂曲线对应的产气效果最佳，稳定型和波动型次之，但稳定型获得高产气量的概率更大，上升型压裂曲线产气效果最差。

b. 研究区氮气泡沫压裂液用量对产能的影响主要表现为：前置液用量和氮气注入量并非越大压裂效果越好，均存在一个最佳用量，统计数据显示，前置液用量控制在450 m3左右为宜，氮气注入量大致在5万 m3最佳；顶替液与总压裂液用量并非越大产能越高，前者以8 m3左右为宜，后者以 800 m3为宜，超过临界值，高产井数量明显减少；携砂液用量越大产能越高，反映氮气泡沫较强的携砂造缝能力。

c. 整体上，研究区氮气泡沫压裂井的产能明显高于水力压裂井，主要体现在高产井、中高产井的比例远大于水力压裂井。对比结果表明，约61%的氮气泡沫压裂井具有可观产能，而水力压裂井仅有23%。但并非所有的氮气泡沫压裂井均优于水力压裂井，有关氮气泡沫压裂的储层适应性有待深入研究。但就潞安矿区而言，氮气泡沫压裂卓有成效，究其原因，可能与该矿区超低压的储层特征有关。

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Fracturing parameters analysis and productivity evaluation of vertical coalbed methane wells with nitrogen foam

LI Hengle1, CAO Yunxing2, ZHOU Dan3, CHAI Xuezhou4, LIU Tongji4, FENG Peiwen4, SHI Bin2, TIAN Lin2

(1. School of Resources and Environment, Henan University of Engineering, Zhengzhou 451191, China; 2. Gas Geology and Engineering Research Center,Henan Polytechnic University, Jiaozuo 454000, China; 3. Key Laboratory of the Ministry of Education of China for Coalbed Methane Resources and Reservoir Formation, China University of Mining and Technology, Xuzhou 221008, China; 4. Shanxi Lu’an Mining Group Ltd., Changzhi 046200, China)

Fracturing parameters are important parameters that affect the fracturing effect, fracture characteristics and CBM productivity. Through an in-depth understanding of the influence of fracturing parameters on productivity, it is essential to optimize the fracturing process and increase the productivity of CBM wells. Taking 45 nitrogen foam fracturing wells in Lu’an mining area as the research object, the types of fracturing operation curves and their effects on productivity were studied. The relationship between fracturing fluid dosage and productivity was discussed. The differences in productivity of nitrogen foam wells and hydraulic fracturing wells was compared and analyzed. The results show that: Nitrogen foam fracturing operation curve can be divided into four categories: stable, fluctuating, ascending and descending. The production capacity of the descending and stable fracturing curves is higher than that of the fluctuating type, the ascending curve corresponds to the worst productivity; Statistical data show that 800 m3is suitable for total liquid volume, 450 m3for ahead fluid and 8 m3for displacement liquid, and about 50 000 m3for nitrogen injection. But the higher the amount of sand-carrying liquid, the higher the productivity, which reflects that the good sand-carrying, seam-forming and sedimentation performance of nitrogen foam fracturing fluid is the key point to improve production capacity; As the whole nitrogen foam fracturing well production is significantly higher than the hydraulic fracturing of wells, the proportion of high-yield wells and medium-high-yield wells of the former is much larger than the later, 61% nitrogen foam fracturing wells had higher productivity while hydraulic fracturing wells with higher productivity was 23%. The considerable potential of nitrogen foam fracturing technology in Lu’an mining area can provide technical reference for coalbed methane development in other mining areas.

nitrogen foam; fracturing parameter; fracturing curve; coalbed methane; productivityevaluation; Lu’an mining area

P618. 11

A

10.3969/j.issn.1001-1986.2020.03.010

1001-1986(2020)03-0065-10

2019-11-17；

2020-01-20

山西省科技重大专项项目(20111101002)；河南省高等学校重点科研项目(16A170009)；郑州市科技攻关项目(153PKJGG136)

Science and Technology Major Project of Shanxi Province(20111101002)；Higher Education Key Scientific Research Project of Henan Province(16A170009)；Zhengzhou Science and Technology Project(153PKJGG136)

李恒乐，1985年生，男，河南南阳人，博士，讲师，从事煤层气地质与瓦斯地质研究与教学. E-mail：hengleli@126.com

曹运兴，1955年生，男，河南鲁山人，博士，教授，博士生导师，从事煤层气/瓦斯地质与煤层气开发技术研究与教学. E-mail：yxcao17@126.com

李恒乐，曹运兴，周丹，等. 煤层气直井氮气泡沫压裂参数分析及产能评价[J]. 煤田地质与勘探，2020，48(3)：65–74.

LI Hengle，CAO Yunxing，ZHOU Dan，et al. Fracturing parameters analysis and productivity evaluation of vertical coalbed methane wells with nitrogen foam[J]. Coal Geology & Exploration，2020，48(3)：65–74.

(责任编辑 范章群)