The pilot appraisal of acid fracturing of coalbed methane reservoir in southeast Qinshui Basin, China

Evaluación piloto de fractura ácida en depósitos de gas metano de carbón en el suroeste de la cuenca Qinshui, China

Las reservas de gas metano de carbón (CBM, del inglés Coalbed Methane) en la cuenca Qinshui son más que prometedoras, pero la producción en los pozos es muy pequeña, incluso después de fracturas hidráulicas masivas. En este trabajo se analizaron los sistemas de fractura de las vetas de carbón #3 y #15 de la cuenca Qinshui y se encontró que tanto las fracturas a macroescala como aquellas a microescala están cubiertas con arcillas y minerales carbonatos, lo que explica la baja productividad de los pozos de gas metano de carbón después de la fractura hidráulica convencional. La fractura ácida ha sido un método efectivo en los depósitos de gas carbonato para mejorar la producción en el pozo de gas. Sin embargo, existen pocos informes sobre la aplicación de la fractura ácida en el campo del gas metano de carbón. De acuerdo con la identificación mineral y las pruebas de sensibilidad ácida, la factibilidad de la fractura ácida demostró que el ácido es reparador en el incremento de la permeabilidad en las vetas de carbón de la cuenca Qinshui. Las operaciones in situ han demostrado que la fractura ácida es aplicable para los pozos de gas metano de carbón en el área minera de Jincheng. También se observó en el sondeo microsísmico que cuando se aplica un tratamiento de fractura ácida, el área del depósito estimulada depende del volumen de ácido bombeado en primera instancia, lo que es determinante en el éxito de la estimulación. 

Introducción

Los datos estadísticos actuales muestran que el total de CBM mundial es de más de 50.000 millones de m3 de gran potencial de explotación (Al-Jubori et al., 2009). En el sistema de doble porosidad del yacimiento de metano en capas de carbón, el metano se adsorbe en el poro de la matriz (Rogers, R. E., Ramurthy, K., Rodvelt, G., & Mullen, 2007). Cuando la presión del fluido en el sistema de fracturación de la naturaleza disminuye en cierta medida, el metano adsorbido comenzará a desorberse de la superficie del microporo, se difundirá a la naturaleza y se filtrará a la zona cercana al pozo (Schein & Mack, 2007). La fracturación hidráulica con gel debe aplicarse a los yacimientos de CBM como rutina, lo que ayuda a estimular el canal de flujo en la zona cercana al pozo, para que la producción de gas sea comercialmente viable (McCabe et al., 1999; Cramer, 2008).