姚紅生，楊 松，劉 曉，申 建，張占龍

(1.中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司，江蘇 南京 210011；2. 中國石油化工股份有限公司臨汾煤層氣分公司，山西 臨汾 041099；3.中國礦業(yè)大學(xué) 煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，江蘇 徐州 221008)

0 引 言

煤層氣作為國內(nèi)最為重要的非常規(guī)油氣資源之一，為當(dāng)前我國天然氣工業(yè)增儲上產(chǎn)、保障能源安全奠定了重要的資源基礎(chǔ)。我國商業(yè)性開發(fā)的煤層氣主要集中于高變質(zhì)程度儲層，此與美國、澳大利亞等以低煤階為主的開發(fā)模式差異較大。高變質(zhì)程度煤儲層一般經(jīng)過多期次構(gòu)造演化，呈現(xiàn)低滲透率和強(qiáng)非均質(zhì)性等特點(diǎn)。在我國已部署的超過10 000口煤層氣開發(fā)井中，平均單井日產(chǎn)氣1 000 m3左右，約35%投產(chǎn)井日產(chǎn)氣低于500 m3，產(chǎn)能到位率約45%[1]。大量存在的低產(chǎn)低效煤層氣井，嚴(yán)重影響著煤層氣開發(fā)企業(yè)的經(jīng)營效益，制約著煤層氣產(chǎn)業(yè)的規(guī)模發(fā)展和國家能源戰(zhàn)略的落實(shí)。探索低產(chǎn)井的效益增產(chǎn)技術(shù)已成為各煤層氣開發(fā)企業(yè)急需攻克的難題。沁水盆地柿莊區(qū)塊開展煤層氣井單次重復(fù)壓裂，裂縫形態(tài)分為狹長縫、高短縫、短寬縫3種類型，日產(chǎn)氣量較高(未超過1 000 m3/d)的井裂縫形態(tài)多為狹長縫，高短縫次之，當(dāng)裂縫形態(tài)為短寬縫時(shí)，產(chǎn)氣量低或不產(chǎn)氣[2]。韓城煤層氣田在已生產(chǎn)井中實(shí)施單次重復(fù)壓裂時(shí)，2次裂縫垂直于初次裂縫方向延伸，隨著延伸距離的增大，重復(fù)壓裂的裂縫將會發(fā)生拐彎，然后又與第1次裂縫方向平行，有效提高滲流面積，但未見增產(chǎn)效果報(bào)道[3]。煤儲層經(jīng)過多次壓裂是否較單次壓裂形成更復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)及其對煤層氣井產(chǎn)能的影響則鮮有報(bào)道。以鄂爾多斯盆地東緣延川南煤層氣田低效井為研究對象，從試驗(yàn)基礎(chǔ)、現(xiàn)場試驗(yàn)與效果評價(jià)、技術(shù)研究等方面，探索多次壓裂增效開發(fā)技術(shù)對低效井治理和后續(xù)深部煤層氣開發(fā)的意義。

延川南煤層氣田產(chǎn)能建設(shè)動用儲量136.3×108m3，累計(jì)產(chǎn)氣量19×108m3，當(dāng)前日產(chǎn)氣量110×104m3以上。按照產(chǎn)量≥1 000 m3/d為高產(chǎn)井、500～1 000 m3/d為中產(chǎn)井、小于500 m3/d為低產(chǎn)井的標(biāo)準(zhǔn)，低產(chǎn)井占?xì)馓锟偩當(dāng)?shù)的35%，產(chǎn)量僅占總產(chǎn)量的13%；中產(chǎn)井占總井?dāng)?shù)37%，占總產(chǎn)量的28%，且隨著生產(chǎn)時(shí)間延長，產(chǎn)量遞減，中產(chǎn)井慢慢滑向低產(chǎn)井，將嚴(yán)重影響氣田整體產(chǎn)量。高比例的低效井貢獻(xiàn)較少的產(chǎn)量，制約著氣田的可持續(xù)高質(zhì)量發(fā)展。氣田面臨著持續(xù)的低產(chǎn)狀態(tài)和嚴(yán)峻的遞減形式，急需探索出高效增產(chǎn)工藝技術(shù)。

1 研究區(qū)概況

延川南煤層氣田構(gòu)造上位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于晉西撓褶帶、陜北斜坡和渭北隆起的過渡地帶，整體為一傾向北西的單斜構(gòu)造，中部西掌斷裂帶將氣田分為譚坪構(gòu)造帶和萬寶山構(gòu)造帶；儲層平均埋深超過1 000 m，是國內(nèi)成功商業(yè)開發(fā)的深部煤層氣田之一(圖1)。

氣田含煤層系主要為二疊系山西組和石炭系太原組發(fā)育的11套煤層，其中山西組2號煤層和太原組10號煤層為主要可采煤層，厚度大、連續(xù)性好[4](圖2)。根據(jù)鉆孔數(shù)據(jù)和化驗(yàn)資料統(tǒng)計(jì)顯示，主力開發(fā)氣層山西組2號煤層平均厚度5 m，平均埋深1 280 m，鏡質(zhì)組平均體積分?jǐn)?shù)75%，鏡質(zhì)體平均最大反射率2.45%，平均含氣量15 m3/t，處于弱徑流—滯留水動力環(huán)境，壓力系數(shù)0.6～0.8，孔隙率3%～6%，滲透率在1×10-15m2以下，屬于低孔、低壓、低滲的深部煤層氣田。

氣田自2017年進(jìn)入上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段，投入生產(chǎn)井921口，其中埋深大于1 000 m的井超過700口，占比76%以上，平均單井日產(chǎn)氣1 200 m3以上。以2012年投產(chǎn)的S3井組為例，35口井累計(jì)產(chǎn)氣量僅11 996×104m3，平均單井產(chǎn)氣342.75×104m3，折算平均產(chǎn)量僅988 m3/d，采出程度11.9%，資源動用率低，大部分資源因儲層改造不充分而未能動用[5]。表1為S3井組中探井的儲層物性參數(shù)，表明深部煤層氣具有較好的資源基礎(chǔ)和較差的開發(fā)條件；表2為探井煤巖及頂?shù)装鍘r石力學(xué)參數(shù)。

圖2 煤系地層綜合柱狀圖Fig.2 Comprehensive column chart of coal measure strata

井號埋深/m滲透率/10-15 m2含氣量/(m3·t-1)蘭氏壓力/MPa蘭氏體積/(m3·t-1)儲層壓力/MPa閉合壓力/MPa礦化度/(mg·L-1)水型S31 1700.1719.93.0346.518.913.365 082氯化鈣S61 2560.1714.543.4133.119.414.5101 470氯化鈣S101 0660.4116.783.1538.317.412.284 962氯化鈣

表2 探井煤巖及頂?shù)装鍘r石力學(xué)參數(shù)

2 多次壓裂試驗(yàn)基礎(chǔ)

2.1 試驗(yàn)背景

煤層展布、儲層物性、構(gòu)造位置、水動力條件等地質(zhì)因素，鉆完井、壓裂等工程因素，排采制度、煤粉產(chǎn)出等生產(chǎn)因素都會對煤層氣井產(chǎn)量造成影響[6-8]。對比800余口井的地質(zhì)、壓裂和排采動態(tài)資料，分析動靜態(tài)參數(shù)之間的聯(lián)系，扣除因溝通斷層而日產(chǎn)液量大、礦化度低、水型變化的低效井外，大部分低效井保存條件好，含氣量高。儲層改造體積小，縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)簡單，通過排水、降壓，簡單縫網(wǎng)附近的甲烷解吸、運(yùn)移、產(chǎn)出后，壓降漏斗難以向遠(yuǎn)端高效擴(kuò)展，產(chǎn)量出現(xiàn)一個(gè)高峰后遞減(圖3)，導(dǎo)致單井動用儲量小，無法實(shí)現(xiàn)面積降壓、井間干擾。

圖3 S3井組氣井投產(chǎn)以來產(chǎn)氣歸一化曲線Fig.3 Normalized gas yield curve of wells inS3 well group since put into production

對于煤層氣等低滲透油氣藏，通過水力壓裂使儲集層破碎，形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，改善儲層滲透性，達(dá)到儲層中裂縫的比表面積最大，流體從儲層到裂縫的運(yùn)移距離最短、所需壓降最小的目的，以新縫網(wǎng)擴(kuò)大經(jīng)濟(jì)可采儲量(EUR)，延長氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)期，提高累計(jì)產(chǎn)量和采收率，改善儲量動用程度低的開發(fā)形勢[9-12]。S3井在產(chǎn)能建設(shè)時(shí)期，經(jīng)過壓裂改造形成一條方位為東西向100°、長軸半縫長約120 m、短軸半縫長約60 m的主裂縫(圖4)。到2019年，經(jīng)過近7 a排采，研究區(qū)低效井未能如預(yù)期形成井間干擾，實(shí)現(xiàn)面積降壓、整體開發(fā)，試驗(yàn)開始前的2018年年底有600多口井累計(jì)產(chǎn)量低于200×104m3。面對眾多氣井呈現(xiàn)低效的開發(fā)形勢，急需開展高效治理的相關(guān)探索。

圖4 S3井壓裂監(jiān)測微震點(diǎn)分布方位擬合Fig.4 Azimuth fitting of micro-seismic pointsdistribution for fracturing monitoring in well S3

2.2 理論基礎(chǔ)

通過對直井重復(fù)壓裂前應(yīng)力場的分布規(guī)律及其主要影響因素進(jìn)行研究，表明：人工水力壓裂產(chǎn)生初始誘導(dǎo)應(yīng)力，排水采氣過程改變儲層孔隙水壓力，誘導(dǎo)應(yīng)力亦隨之重新分布；水力壓裂產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力對大、小水平主應(yīng)力的改變程度存在差異性，在裂縫周邊的任何位置，垂直于裂縫方向的誘導(dǎo)應(yīng)力相對平行裂縫方向上要大，而該差異性可造成主應(yīng)力方向的重新定向[13-14]。誘導(dǎo)應(yīng)力綜合改變了壓裂井井底周圍的地應(yīng)力場分布，在裂縫周邊的任何位置，垂直于裂縫方向的誘導(dǎo)應(yīng)力相對平行裂縫方向上要大。

一般情況下，最大、最小地應(yīng)力差值越小、異性程度越低，壓裂形成的裂縫復(fù)雜程度越高。通過水平應(yīng)力差異系數(shù)K來評價(jià)水平主應(yīng)力對裂縫形態(tài)的影響，定義[15]如下：

式中，σ1、σ3分別為原始最大、最小水平主應(yīng)力；Δσ為原始最大、最小水平主應(yīng)力差。

K較小，壓裂施工延伸主縫的同時(shí)，兩側(cè)產(chǎn)生較多分支裂縫，易形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)；隨著K值變大，裂縫形態(tài)趨向單一。壓裂施工時(shí)，儲層的主應(yīng)力狀態(tài)由受初始應(yīng)力影響，變化為初始應(yīng)力和壓裂誘導(dǎo)應(yīng)力共同作用，K值亦發(fā)生改變：

式中，σ′1、σ′3分別為原始最大、最小水平主應(yīng)力受到的誘導(dǎo)應(yīng)力；Δσ′為最大、最小水平主應(yīng)力受到的誘導(dǎo)應(yīng)力差。

水力壓裂施加在原始最大、最小水平主應(yīng)力上的誘導(dǎo)應(yīng)力差Δσ′能夠影響水平應(yīng)力差異系數(shù)。隨著Δσ′的增大，主應(yīng)力方位會發(fā)生重定向直至反轉(zhuǎn)，裂縫會沿著新的主應(yīng)力方向延伸。理論上，在低滲煤儲層中通過多次水力壓裂，誘導(dǎo)儲層主應(yīng)力發(fā)生多次重定向或反轉(zhuǎn)，能夠形成復(fù)雜的縫網(wǎng)系統(tǒng)，擴(kuò)大儲層改造面積。

2.3 試驗(yàn)設(shè)計(jì)

對于重復(fù)壓裂的煤層氣井，經(jīng)多年排水降壓采氣，受基質(zhì)收縮效應(yīng)和地應(yīng)力影響，井筒附近儲層處于嚴(yán)重的欠充實(shí)狀態(tài)，應(yīng)力狀態(tài)亦發(fā)生較大改變。只有欠充實(shí)的儲層被重新充滿壓裂液后，多余的液體才會壓出新的裂縫。具體施工時(shí)，需根據(jù)現(xiàn)場注入壓力，實(shí)際調(diào)整前置液使用量[16]。

為保障試驗(yàn)順利，泵注過程中，根據(jù)施工壓力變化，階梯提高砂比，防止因?yàn)V失大而局部脫砂，引起砂堵，導(dǎo)致試驗(yàn)失敗；臨近結(jié)束，壓力允許下，提高砂比，確保已形成的裂縫得到有效支撐。為實(shí)現(xiàn)形成復(fù)雜縫網(wǎng)、提高導(dǎo)流能力的目的，每次施工均采用細(xì)、中粒徑的組合加砂模式[17-19]。為提高新縫產(chǎn)生效率，逐次提高施工排量?？紤]到地層閉合壓力15 MPa左右，為防止下次施工，液體大量進(jìn)入上次壓開的裂縫，每次施工結(jié)束，關(guān)井待壓力降至閉合壓力之下，再開始下次施工。

在低滲儲層中，壓裂裂縫不會無限延伸。本次試驗(yàn)以裂縫延伸長度和施工壓力為參考，設(shè)定2個(gè)結(jié)束條件：以裂縫監(jiān)測為依據(jù)，本次裂縫延伸長度小于已形成裂縫長度的10%時(shí)，停止施工；完井套管理論擠毀壓力43.4 MPa，為保障施工安全，最大允許壓力設(shè)定為理論擠毀壓力的90%，即當(dāng)壓力達(dá)39 MPa時(shí)，停止施工。

3 現(xiàn)場試驗(yàn)與效果評價(jià)

3.1 試驗(yàn)過程

選擇S3-26低效井作為多次壓裂試驗(yàn)井(井位如圖1所示)，2號煤層埋深1 134.6～1 139.2 m。該井2015-06-11壓后起抽，2016-03-05解吸見氣，解吸壓力6.52 MPa；自2016-09-21—2017-10-22穩(wěn)定產(chǎn)氣1 000 m3/d，逐漸遞減，到2019-03-23遞減至500 m3/d，累產(chǎn)氣量僅82×104m3；排采水礦化度41 215 mg/L，水型為氯化鈣型。從解吸壓力、排采特征、產(chǎn)液分析來看，該井剩余儲量豐富，具備實(shí)施多次壓裂增效開發(fā)的地質(zhì)條件。

2019年在S3-26井進(jìn)行4次重復(fù)壓裂現(xiàn)場試驗(yàn)(表3、圖5)，注入壓裂液5 170 m3，加砂258.8 m3。對比表2、圖5、6、7，第1次重復(fù)壓裂時(shí)前8 min以約3 m3/min排量注入井筒20 m3液量后才有套壓，證實(shí)多年排采后，近井筒附近儲層流體壓力較低；因投產(chǎn)時(shí)壓裂施工已破除鉆井泥漿污染，第1次重復(fù)壓裂時(shí)的破裂壓力低于投產(chǎn)時(shí)的破裂壓力，但整個(gè)施工壓力和停泵壓力都較新井投產(chǎn)時(shí)高；從第2次重復(fù)壓裂開始，破裂壓力都略有上漲，但仍低于投產(chǎn)時(shí)的破裂壓力，停泵壓力則呈現(xiàn)先上漲后下降的趨勢，顯示之后的施工有新裂縫產(chǎn)生，新裂縫的延伸并得到有效支撐使停泵壓力降低。

表3 S3-26井新井初次壓裂與4次壓裂施工參數(shù)對比

圖5 S3-26井4次壓裂施工曲線Fig.5 Construction curve of four times of re-fracturing in Well S3-26

對比套壓曲線形態(tài)，發(fā)現(xiàn)第1次、第4次平穩(wěn)下降，第3次波動下降；第2次緩慢上升(壓裂液在已有裂縫延伸過程中受阻但能開出新縫)。對比投產(chǎn)時(shí)，第1次壓裂的前置液量和加砂量相差不大，總液量超過投產(chǎn)時(shí)的19%，砂比降低2.2%，認(rèn)為老井濾失是液量增加、砂比降低的主要原因；第2次施工排量提高1 m3/min，前置液量增加158 m3，壓力上漲明顯，用液量大、加砂量少且不連續(xù)、總體砂比低，液體主要用于生成裂縫；第3次繼續(xù)增加前置液量，占總液量比例擴(kuò)大到47%，排量再次提高1.4 m3/min，施工平穩(wěn)，加砂連續(xù)；第4次持續(xù)提高排量1 m3/min，約70 min 施工壓力維持30 MPa以上、加入4個(gè)段塞后不降，決定加大前置液量至950 m3，推動縫內(nèi)已有支撐劑向遠(yuǎn)端運(yùn)移，最終總體砂比和第3次相當(dāng)。

圖6 S3-26井投產(chǎn)時(shí)壓裂曲線Fig.6 Fracturing curve in Well S3-26 before produced

圖7 S3-26井歷次壓裂的破裂壓力與停泵壓力對比Fig.7 Comparison of fracturing pressure and pump stoppressure of previous fracturing in Well S3-26

3.2 裂縫形態(tài)

為證實(shí)多次壓裂能否形成復(fù)雜縫網(wǎng)，施工期間，同步開展電位法裂縫監(jiān)測(圖8)，顯示第1次形成3條裂縫：長約250 m(對比S3井投產(chǎn)時(shí)的縫長延伸1倍以上)的東西向主縫和北西向(315°～330°)、南西向(180°～210°)2條次縫；第2次施工使東西向主縫和北西向(315°～330°)次縫向前延伸約50 m，原南西向(180°～210°)次縫向東偏轉(zhuǎn)45°，2條次縫近于對稱；第3次施工使東西向主縫和北西向(315°～330°)次縫向前延伸約30 m，南西向(180°～210°)次縫在較大角度內(nèi)擴(kuò)展；第4次施工使原有3條裂縫長度略有延伸(約10 m)，波及面積擴(kuò)大。因監(jiān)測到第4次壓裂時(shí)，裂縫延伸長度不及已有裂縫總長的10%，顯示當(dāng)前工藝下繼續(xù)施工難以延伸裂縫，結(jié)束試驗(yàn)。綜合判斷，依據(jù)工程設(shè)計(jì)思路，以梯次提高排量、逐漸增大前置液量、組合加入支撐劑為特征的多次壓裂施工，能夠延伸縫長3倍以上，擴(kuò)大低滲煤儲層改造體積，證實(shí)多次壓裂產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力使主應(yīng)力發(fā)生重定向，在新的地應(yīng)力條件更有利于裂縫延伸與縫網(wǎng)形成。

圖8 S3-26井4次壓裂裂縫監(jiān)測結(jié)果(同心圓間距100 m)Fig.8 Monitoring results of four fracturing fractures in Well S3-26

3.3 生產(chǎn)特征

S3-26井于2019-04-24壓后復(fù)產(chǎn)(圖9)，為降低儲層污染，前期采用較大泵徑、較快沖次排液，液量最高達(dá)18.6 m3/d；90 d后開始產(chǎn)氣，并迅速上升，最高氣量4 998 m3/d，穩(wěn)產(chǎn)3 000 m3/d以上482 d，2021-12-31穩(wěn)產(chǎn)2 500 m3/d左右。

圖9 S3-26井生產(chǎn)曲線Fig.9 Production curves of Well S3-26

對比多次壓裂前后生產(chǎn)情況(表4)，試驗(yàn)后解吸壓力較投產(chǎn)時(shí)略有降低，符合已開發(fā)老井近井筒區(qū)域含氣不足的生產(chǎn)特征；但經(jīng)多次壓裂后，從生產(chǎn)到解吸見氣、再到井口產(chǎn)氣，相比投產(chǎn)時(shí)分別縮短181 d和254 d；新井投產(chǎn)到多次壓裂前生產(chǎn)1 381 d、累計(jì)產(chǎn)量82×104m3、平均氣量594 m3/d、評估最終可采儲量(EUR)114×104m3，壓后復(fù)產(chǎn)到2021-12-31生產(chǎn)982 d、累計(jì)產(chǎn)量289×104m3、平均氣量2 944 m3/d,EUR達(dá)547×104m3；試驗(yàn)前平均液量0.56 m3/d、返排率96%，試驗(yàn)后平均液量4.02 m3/d、返排率76%。S3-26井多次壓裂后，單日平均氣量和液量分別較試驗(yàn)前上漲5倍、7倍，僅用試驗(yàn)前的71%的時(shí)間生產(chǎn)353%的氣量，產(chǎn)氣效率提高近5倍，EUR增加4倍左右，取得良好增產(chǎn)效果。

表4 S26井多次壓裂前后生產(chǎn)情況對比

多次壓裂增效開發(fā)試驗(yàn)成功后，氣田從地質(zhì)條件有利區(qū)，篩選剩余儲量豐富的22口井陸續(xù)開展相應(yīng)治理，截至2021-12-31，平均氣量穩(wěn)定在1 000 m3/d以上；從壓后起抽算起，22口井平均生產(chǎn)時(shí)間612 d，產(chǎn)氣1 553.8×104m3，單井平均產(chǎn)氣70.6×104/m3，平均單井單日氣量由措施前的221 m3大幅上漲至1 154 m3，實(shí)現(xiàn)較短時(shí)間內(nèi)單井累計(jì)產(chǎn)量和平均日產(chǎn)氣量的雙突破。

4 技術(shù)研究

綜合分析裂縫監(jiān)測資料和氣井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，認(rèn)為多次壓裂增效開發(fā)技術(shù)能夠有效擴(kuò)大儲層改造體積，改善低效氣井開發(fā)動態(tài)。壓裂液進(jìn)入天然割理發(fā)育的煤儲層后，提升割理凈壓力，優(yōu)先在平行于最大主應(yīng)力方向形成一定長度的主裂縫，并產(chǎn)生分支縫。因原始主應(yīng)力差為固定值，誘導(dǎo)應(yīng)力差值越大，原始裂縫越易破裂，新生裂縫也越易擴(kuò)展和延伸。多次壓裂中，應(yīng)用梯次提高排量、增大前置液量、組合加入支撐劑等工藝，有助于進(jìn)一步提升縫內(nèi)凈壓力，增大壓裂產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力，促使原始應(yīng)力重定向，此時(shí)繼續(xù)壓裂，促使煤儲層中更多方向的割理張開，形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)。

因割理發(fā)育，伴隨裂縫的延伸，濾失量逐漸增大。試驗(yàn)中，提高施工排量，能夠提升施工壓力，確保向縫內(nèi)供給的液體量始終大于濾失量，驅(qū)使液體不斷壓出新縫；逐次提高施工總液量，能夠及時(shí)補(bǔ)充縫內(nèi)流體能量，降低濾失影響?；谇爸靡褐饕糜谛纬闪芽p的定位，提高前置液總量，能夠保障新縫的形成，并將上次縫網(wǎng)內(nèi)的支撐劑向裂縫遠(yuǎn)端推送，提升縫網(wǎng)末端滲流能力。在加入支撐劑過程中，先加小粒徑石英砂能夠起到打磨新縫擴(kuò)大縫網(wǎng)尺寸和充填微細(xì)裂縫降低液體濾失的目的，主加中粒徑石英砂能夠有效支撐裂縫，實(shí)現(xiàn)高效導(dǎo)流，便于后期排采時(shí)擴(kuò)大壓降漏斗，保障措施效果。

我國埋深介于1 000～2 000 m的煤層氣資源量18.9×1012m3, 占全國煤層氣資源總量的63%,其中埋深1 000～1 500 m的資源量占30%，1 500～2 000 m的資源量占33%[20]。常規(guī)條件下，深部煤層氣井因滲透率低，井筒壓降面積擴(kuò)展有限，單井產(chǎn)量不高、儲量動用程度低。通過多次壓裂，誘導(dǎo)儲層主應(yīng)力重定向，形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，擴(kuò)大儲層改造規(guī)模，提高單井產(chǎn)量和儲量動用程度，為深部低滲煤層氣田低效井探索出一條高效治理之路。

5 結(jié) 論

1)深部煤儲層具有低壓、低孔、低滲特征，需經(jīng)水力壓裂溝通割理并形成復(fù)雜縫網(wǎng)才能取得理想產(chǎn)能，屬于“縫控儲量型”非常規(guī)氣藏。氣井穩(wěn)產(chǎn)期短、累計(jì)產(chǎn)量低、未動用儲量高是氣田開發(fā)面臨的主要難題，影響整體開發(fā)效益和產(chǎn)業(yè)發(fā)展。

2)多次壓裂產(chǎn)生的誘導(dǎo)應(yīng)力作用于儲層主應(yīng)力并使其重定向，有助于低滲煤層形成復(fù)雜縫網(wǎng)系統(tǒng)，擴(kuò)大排水降壓波及面積。優(yōu)選剩余儲量豐富的低效井開展以梯次提高排量、逐漸增大前置液量、組合加入支撐劑為主要特征的多次壓裂增效試驗(yàn)，通過打碎儲集層，有效擴(kuò)大儲層改造體積，形成復(fù)雜網(wǎng)狀裂縫系統(tǒng)，使儲層滲透性大幅提高，達(dá)到儲層內(nèi)縫網(wǎng)比表面積最大、儲層內(nèi)流體運(yùn)移到裂縫的距離最短的儲層改造效果，能夠最大限度提高單井產(chǎn)量和采收率，改善煤層氣開發(fā)效益。

3)現(xiàn)場試驗(yàn)井裂縫縫長延伸3倍以上，裂縫形態(tài)由單一裂縫轉(zhuǎn)向復(fù)雜縫網(wǎng)，產(chǎn)氣效率和EUR分別提高近5倍。推廣應(yīng)用后，實(shí)現(xiàn)氣井平均單產(chǎn)和綜合累產(chǎn)的雙突破，證實(shí)多次壓裂增效開發(fā)技術(shù)能夠提高剩余儲量豐富的低效井單井產(chǎn)量和最終采收率，有助于深部煤層氣實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。