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摘要：通过对深部灰岩奥陶、寒武界面层段进行了大液量、变排量、低砂比段塞加砂的压裂试验，由常规水文地质钻孔以点出水达到了以面出水的目的，压裂后钻孔出水影响半径增大了20.76倍、涌水量增大4.64倍、水温增加了20℃。

关键词：岩溶；地热；井温；压裂；抽水等。

前言

淮南煤田A组资源储量丰富约占总储量的20%以上，由于开采的地质及水文地质条件复杂，断层构造多、水平方向地应力大，尤其是A组煤底板灰岩岩溶水水压高、局部深部岩溶发育，对A组煤开采构成了极大威胁，因此近年来两淮煤田各生产矿井均加大了对A组煤底板灰岩水的探查工作，由于灰岩含水层岩溶发育的不均一性，地面钻孔灰岩水探查只能起到“点”的效果，本文以潘一东探查孔灰岩含水层压裂试验为例，通过压裂试验常规水文地质钻孔以点出水达到了以面出水的目的，同时在压裂后抽水水温大幅增加，为后续淮南区域地热资源开发取热不取水提供了新的思路和研究依据。

一、项目概况

潘一东深部灰岩岩溶探查孔为2019年淮南矿业集团科研项目，其主要目的了解深部灰岩地层赋存特征，取得水文地质参数，确定其富水性及地温等。项目共分为两个阶段，第一阶段施工一个直孔，第二阶段根据第一阶段探1孔取芯、近似稳态测井、扩散测井、流量测井及抽水试验等成果综合确定岩性特征、含水层层数、位置、水量大小、井温等情况等进行选择适应的灰岩层段进行压裂试验。

1、第一阶段取得的成果

（1）完成工程量：共计完成钻探进尺共计完成钻探进尺1701.62m。

（2）揭露地层情况：根据测井、取芯及区域地层情况综合确定钻孔穿越层位为P22～1煤/F32～C32～∈，①揭露第四系松散层（Q）厚度：230.85m；②揭露二叠系地层（P）厚度：950.00（230.85～1180.85）m；③揭露石炭系地层（C）厚度115.90m（1180.85～1296.75）；④揭露奥陶系地层（O1）厚度143.70m（1296.75～1440.45），其中马家沟组（O1m）地层厚度102.35m（1296.75～1399.10），萧县组（O1x）地层厚度24.30m（1399.10～1423.40），贾汪组（O1J）地层厚度17.05m（1423.40～1440.45）；⑤揭露寒武系（∈）地层厚度261.17（1440.45～1701.62）m，其中土坝子组（∈3t）地层厚度203.15m（1440.45～1643.60），崮山组（∈3g）地层厚度58.02m（1643.60～1701.62）。

（3）近似稳态井温测量：孔底1700m，井温66.80º，按照恒温带深度为30m，温度为16.8℃计算，则地温梯度2.99℃/百米。

（4）扩散、流量测井：共计解释确定6层（总厚95.90m）灰岩含水层：

①1361.00-1368.80 厚度7.80m 流量：0.31m³/h

②1458.20-1487.80 厚度29.60m 流量：1.93m³/h

③1512.50-1527.80 厚度15.30m 流量：0.39m³/h

④1595.20-1607.80 厚度12.60m 流量：0.34m³/h

⑤1632.40-1656.00 厚度23.60m 流量：0.65m³/h

⑥1670.00-1687.00 厚度17.00 流量：0.46m³/h

（5）抽水试验：共计进行了3次降深抽水试验，静止水位为58.05m，恢复水位为58.20m，最大降深S为57.22m、稳定水位为115.27m、抽水量Q为4.30m3/h、单位涌水量q为0.021L/s．井口水温29℃。

2、灰岩压裂层段及方法选择

本次探查成果扩散扩散、流量测井表明主要出水段在孔深1458.20～1487.80m，出水点流量1.93m³/h，因此综合选择压裂层位在奥陶寒武界面附近，即孔深1450～1500m为压裂段，同时考虑酸压后泄压排酸会对环境造成极大破坏，因此选择大液量、变排量、低砂比段塞加砂的清水压裂施工。

3、第二阶段取得成果

（1）压裂施工分两天进行，第一天采用变排量泵注、段塞式3%砂比加砂模式，主要目的是通过逐步用支撑剂充填通道，使净压力增高逐步开启新裂缝，沟通原生裂隙并支撑裂缝。施工中支撑剂进入地层后压力出现上涨现象，上涨幅度在1.0-2.0MPa 左右，表明支撑剂进入裂缝后促使裂缝内净压力升高，利于形成新的裂缝。第二天采用大排量连续注液、段塞式5%砂比加砂，目的是在原裂缝的基础上继续扩展裂缝，在加入多个支撑剂段塞后压力逐步由40.0MPa升至46.0MPa左右，表明净压力升高，利于裂缝扩展，总加砂量40m3，压裂总液量10033.6m3。

（2该井地面破裂压力为32.0MPa，井底地层破裂压力约等于瞬时停泵压力（17.1MPa）+静液柱压力（14.7MPa）=31.8MPa，井底地层破裂压力梯度为0.0215 MPa/m，计算压裂半径：（井底破裂压力（31.8MPa）/井底地层破裂压力梯度（0.0215MPa/m）/2=739.5m。

（3）压裂后抽水试验： 2020年10月12日完成压裂，2020年10月26日16时开始抽水，初始井口水温26℃，抽水过程中水温呈增长趋势，抽水18小时（出水量约160m3）水温达到47度，2020年11月9日井口水温达到49度。

二、压裂成果分析

第二阶段压裂施工采用变排量、大流量、高泵压的压裂方法，压裂过程随着排量的增减，压力随之呈现出现增减，没有出现压力异常降低的现象，泵注压力较为稳定，说明压裂范围内没有大的岩溶和构造裂隙的存在，仅在加砂过程中，压力出现一定的波动现象，表明支撑剂进入裂隙后，在压力的作用下，形成了新的裂缝，但加砂较为困难，表明灰岩岩性较为致密、岩溶裂隙发育程度弱。

1、压裂前后抽水层位对比

灰岩段压裂前抽水层位为C311～寒武灰岩，抽水段起止深度为1271.86～1701.62m。

灰岩段压裂后抽水层位为奥陶～寒武灰岩界面，抽水段起止深度为1450.21～1510.00m。

2、压裂前后抽水量对比

灰岩段压裂前抽水试验共进行了3次降深，静止水位为58.05m、恢复水位为58.20m，最大降深S为57.22m、稳定水位为115.27m、抽水量Q为4.30m3/h、单位涌水量q为0.021L/s.m。根据扩散和流量测井成果，孔深1458.20～1527.80m，即奥陶、寒武界面附近有2层含水层，分层流量计算结果为1.93+0.39=2.32m³/h。

灰岩段压裂后抽水试验静止水位为51.30m、恢复水位为57.21m，最大降深S为47.37m、稳定水位为98.67m、抽水量Q为2.315L/s，即8.33m3/h、单位涌水量q为0.04891L/s．m。

3、压裂前后抽水量换算对比

压裂后灰岩含水层抽水量有了较大的增长，但由于压裂后抽水试验与压裂前抽水试验稳定水位不同，为准确评价灰岩层压裂效果，本次将压裂后抽水试验的稳定水位换算为压裂前抽水试验相同的稳定水位（即115.27m），为此必须采用回归分析方法。煤矿防治水规定注释针对抽水试验Q-S曲线判别有图解法和最小二乘法，其中图解法较直观，但可能导致错判或误差大，仅可作为选型的参考使用，因此本文采用最小二乘法来判别Q-S曲线判别，并建立回归方程。

（45）参数选用

判别Q-S曲线判别，并建立回归方程首要的是准确计算出相关参数（a、b、m、n等值）。本次基础参数选用灰岩段压裂后抽水试验数据，用最小二乘法确定的相关计算数据详见表4。

（56）计算结果详见表5

本文按照实际抽水试验基础参数（S或Q）代入上述4种不同类型Q-S曲线回归分析方程进行反算，以最小误差值确定Q-S曲线类型及回归分析方程。反算结果详见表6。

表6可以看出，利用抛物线型回归分析方程反算的抽水量Q与灰岩压裂后实际抽水量Q最为接近，其最大误差为-0.008L/S，因此可以确定灰岩压裂后抽水试验Q-S曲线为抛物线型，其回归分析方程为S=17.1676Q+1.4075Q2 。

（78）压裂前后抽水量变化

计算压裂后抽水试验的稳定水位换算为压裂前抽水试验同稳定水位（即115.27m）采用抛物线型回归分析方程S=17.1676Q+1.4075Q2 ，降深 S值为115.27-51.30（静止水位）=63.97m。计算结果Q值为2.992L/S，即10.77m3/h。

压裂施工前，经抽水试验、扩散及流量测井综合确定奥陶、寒武界面附近的涌水量为2.32m3/h，因此压裂后奥陶、寒武界面附近涌水量增大了10.77/2.32=4.64倍。

4、压裂前后抽水水质对比

压裂采用清水压裂，压裂水源为矿井二含及三含上段水源，其水质表现为低矿化度，因此导致了压裂后水质在阴阳离子含量方面均出现了不同程度的减少，同时在矿化度、硬度及溶解固形物等也都出现了降低，但PH值稍显增大，其总体水质类型仍没改变。

5、水温

热水井抽水试验开始时井筒内的残留水首先被抽出，井口水温快速上升，随着地层水的不断涌入，井口水温达到一定温度后上升速度变缓，此时井筒内的热水向井壁地层散热，随着时间的推移，井壁周围的温度逐渐与井筒内的水温越来越接近，当达到平衡后，井口出水温度开始保持稳定状态，此时水温基本可以达到地下水实际温度。

开始抽水时，初始井口水温26℃，抽水过程中水温呈增长趋势：抽水试验2小时，抽水量约19m3，此时孔内残留水抽完，井口水温达到42℃，18小时后正常井口水温升至47℃，说明在抽水开始时，说明压入的地表清水受地温加热可能已达到原始地下水温度。

根据近似稳态井温测量资料，1450～1500m井深段平均地温达到约62.5℃。地表压入清水的温度约为20℃，2020年10月12日完成压裂，至2020年 10月26日井底水温达到62.5℃时间约为14天，压入清水受地层温度增稳率应大于3.04℃/天。

三、结论

1、区内地温总体上随着深度的增加而增大，呈现良好的线性趋势，在900-1300m地温地温梯度增加较大、为3.6-4.5℃/百米，其层位位于石炭、二叠系含煤段内，其中下石盒子组地温梯度最高，达到4.43℃/百米，分析认为主要含煤地层地温梯度高的原因可能为煤层成烃放射性生热率有关，煤层厚度越厚，其升温率越高。1300m以深进入奥陶寒武灰岩后地温梯度为2.8-1.9℃/百米，明显呈降低趋势，分析原因可能为地层假整合接触散热所致，而奥陶地层受石炭系成烃放热影响，造成地温梯度高于寒武系地层，如奥陶地层地温梯度为2.64℃/百米、寒武地层则为1.89℃/百米。

2、通过压裂由常规钻孔以点出水达到了以面出水的目的，压裂后钻孔出水影响半径增大了20.76倍，涌水量增大4.64倍，为淮南地区首次采用灰岩含水层压裂的方法，填补了潘谢矿区深部灰岩探查的空白。

3、通过压裂过程分析，区内深部灰岩压裂效果较好，压裂过程随着排量的增减，压力随之呈现出现增减，泵注压力较为稳定，仅在加砂过程中，压力出现一定的波动现象。

4、本次灰岩含水层压裂试验为今后区域岩溶水文地质探查提供了新的模式和思路。

参考文献：

[1]张翠兰; 周俊杰; 余正敖; 向沉浅，“五步法”松软煤层顶板顺层长钻孔水力压裂施工应用研究，重庆科技学院学报（自然科学版），2018（12），13-16.

[2]何钢，谢毫.潘谢矿区灰岩水水质特征及资源化途径研究，能源环境保护，2019（12）：44-50.

[3]樊雯，淮南地区深部矿井灰岩水环境化学特征研究 ，淮北师范大学学报（自然科学版），2019（09），55-59.