Le bassin d'Ordos est riche en ressources de gaz de houille, ce qui est d'une grande importance pour renforcer la capacité d'approvisionnement en gaz naturel de la Chine. La perméabilité des réservoirs de charbon dans les conditions in situ est très faible, et actuellement la production est principalement augmentée grâce à la fracturation hydraulique à grande échelle avec ajout de sable, mais cette méthode est coûteuse et économiquement défavorable. En prenant comme objet d'étude le charbon n°8 du groupe Benxi du Carbonifère dans la partie est du bassin d'Ordos, une étude systématique a été réalisée en combinant l'analyse des caractéristiques du réservoir, les essais de mécanique des roches, les expériences de réaction eau-charbon et l'évaluation de la conductivité post-fracturation, ainsi que la pratique en champ. Les résultats montrent que des plans de clivage naturels se développent dans le charbon avec une forte plasticité ; sous la contrainte de « support dur » au plafond et au plancher, une structure semblable à une « boîte de confinement de contrainte » est formée. L'injection de fluide à haute pression peut provoquer une rupture combinée par traction et cisaillement dans le charbon, favorisant la fragmentation de la masse charbonnière et l'activation des plans de clivage naturels, générant ainsi un réseau complexe de fractures. Le charbon fragmenté peut considérablement augmenter l'espace de perméabilité in situ, permettant aux fractures de maintenir une bonne capacité de conduction après l'évacuation du fluide de fracturation. Sur cette base, le concept de « fracturation sans sable avec activation du réseau de fractures dans le gaz de houille » a été proposé, réalisant une transition de la méthode de fracturation « contrôle stable du sable - contrôle limite du sable - fracturation sans sable ». Les essais sur site montrent que dans des conditions sans ajout de sable et avec des volumes de fluide similaires, la production par puits unique avec fracturation sans sable reste comparable à la fracturation conventionnelle, indiquant que le volume de fluide est le principal facteur influençant la production ; sous des conditions de fracturation sans sable avec une longueur horizontale de 1500 m et un volume de fluide d'entrée de 24 500 m³, la production quotidienne de gaz est stable au-dessus de 4×10⁴ m³. La technologie de fracturation sans sable exploite pleinement les propriétés géologiques et techniques uniques des réservoirs de charbon et, tout en maintenant une production stable, offre également des avantages en termes de réduction des coûts, ce qui est particulièrement important pour le développement à grande échelle du gaz de houille en profondeur.

essais sur site; réaction eau-charbon; simulation physique; mécanisme d'augmentation de l'injection; boîte de confinement de contrainte; activation du réseau de fractures sans sable; gaz de houille; bassin d'Ordos