畢彩芹,周 陽(yáng),姚忠?guī)X,張家強(qiáng),胡志方,逄 礴,唐 躍,袁 遠(yuǎn),謝 石,單衍勝,遲煥鵬

(1.中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083；2.中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局非常規(guī)油氣地質(zhì)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083；3.遼寧省地礦集團(tuán)能源地質(zhì)有限責(zé)任公司，遼寧 沈陽(yáng) 100011；4.內(nèi)蒙古煤炭地質(zhì)勘查(集團(tuán))總公司二三一公司，內(nèi)蒙古 呼倫貝爾 021000)

0 引 言

我國(guó)多煤層發(fā)育區(qū)煤系非常規(guī)天然氣(煤層氣、煤系頁(yè)巖氣、煤系致密砂巖氣簡(jiǎn)稱“煤系氣”或煤系“三氣”)開(kāi)發(fā)潛力巨大[1-3]。將煤層、煤系泥質(zhì)巖、煤系砂巖互層段作為統(tǒng)一目標(biāo)層段進(jìn)行綜合評(píng)價(jià)與勘探開(kāi)發(fā)，可實(shí)現(xiàn)煤系氣資源綜合利用和效益最大化[4-6]，基于煤系氣儲(chǔ)層優(yōu)化組合的分段射孔、分層壓裂、合層排采是實(shí)現(xiàn)煤系氣共探共采的關(guān)鍵技術(shù)手段[7-9]。優(yōu)化合采產(chǎn)層組合，確定射孔位置，優(yōu)化壓裂工藝與施工參數(shù)，均衡改造多類(lèi)型煤系氣儲(chǔ)層，對(duì)煤系氣勘探開(kāi)發(fā)至關(guān)重要，甚至決定煤系氣合采成敗。

我國(guó)煤系氣共探共采尚處于探索階段，目前已取得1 000 m以淺多煤層合采或以煤層為主要目的層的煤系氣合采勘探突破[1,10]，但射孔位置優(yōu)化多限于煤系泥頁(yè)巖與煤系砂巖的疊置組合[11]；鮮有1 000 m以深的煤系氣勘探開(kāi)發(fā)，僅在鄂爾多斯盆地東緣開(kāi)展了較為系統(tǒng)的煤層氣和煤系砂巖氣合采[12-14]，雞西盆地煤系“三氣”共探共采取得點(diǎn)上突破[15]。由于具有工業(yè)開(kāi)采價(jià)值的煤系氣藏賦存及共采的有利深度一般大于1 000 m[16]，因此深部煤系氣共探合采關(guān)鍵技術(shù)有待于進(jìn)一步探索。選擇中國(guó)地質(zhì)調(diào)查局在雞西盆地梨樹(shù)井田實(shí)施的煤系氣地質(zhì)調(diào)查井HJD1井，以下白堊統(tǒng)城子河組埋深1 000～1 430 m的煤層、煤系致密砂巖層、煤系泥質(zhì)巖層互層發(fā)育段為目標(biāo)，系統(tǒng)研究了煤系氣儲(chǔ)層地質(zhì)特征，優(yōu)選了煤系氣有利層段，優(yōu)化組合了合采產(chǎn)層，探索了與煤系多類(lèi)型儲(chǔ)層特征相匹配的分段射孔、水力壓裂工藝，優(yōu)化了壓裂施工流程與工藝參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了煤系氣儲(chǔ)層的均衡改造，對(duì)相似地質(zhì)條件區(qū)煤系氣高效勘探開(kāi)發(fā)具有借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

雞西盆地主要含煤地層為中生界下白堊統(tǒng)城子河組。城子河組為一套斷陷期沉積的以陸相三角洲前緣相和濱淺湖-半深湖相為主的砂泥巖互層夾煤層、煤線沉積，地層總厚度580～830 m，含煤20余層，單層厚度0.40～2.75 m，煤層累計(jì)厚度23.4～33.2 m，瓦斯相對(duì)涌出量5.0～13.0 m3/t；煤系泥頁(yè)巖、碳質(zhì)粉砂巖、碳質(zhì)泥巖等暗色地層約占地層總厚度的37%～43%，單層厚度0.35～5.70 m，有機(jī)質(zhì)含量0.47%～5.19%，具有典型的煤系烴源巖特征。煤系烴源巖與儲(chǔ)層互層狀接觸，源-儲(chǔ)匹配關(guān)系好，煤層、煤系碳質(zhì)泥巖、致密砂巖中均見(jiàn)到活躍氣測(cè)顯示[17-18]。

HJD1井位于黑龍江省東部雞西盆地梨樹(shù)鎮(zhèn)坳陷梨樹(shù)井田。梨樹(shù)井田位于梨樹(shù)溝向斜南翼，為一構(gòu)造復(fù)雜程度中等、軸向近東西向的背斜向斜褶曲，褶曲幅度小，兩翼對(duì)稱，地層傾角20°左右(圖1)。HJD1井鉆遇城子河組上煤組12煤、14煤，中-下煤組22煤、23煤、28煤、29煤等區(qū)域主力煤層，煤層結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，單層厚度0.60～2.75 m。該井為具有二開(kāi)結(jié)構(gòu)的小角度定向斜井，二開(kāi)592.58～1 488.09 m為穩(wěn)斜段，井斜7.46°～11.12°，方位142.7°～151.1°(圖1)。

圖1 雞西盆地HJD1井位置與井身結(jié)構(gòu)(雞西盆地構(gòu)造綱要圖據(jù)文獻(xiàn)[18-19])

2 煤系氣儲(chǔ)層特征

2.1 儲(chǔ)層物性

上煤組宏觀煤巖類(lèi)型以半亮煤、半暗煤為主，煤體結(jié)構(gòu)以原生結(jié)構(gòu)為主，裂隙較為發(fā)育，滲透率為(0.386～0.67)×10-3μm2；中-下煤組宏觀煤巖類(lèi)型以半暗煤、暗淡煤為主，煤體結(jié)構(gòu)多為碎裂結(jié)構(gòu)和碎粒結(jié)構(gòu)，滲透率為(0.158～0.195)×10-3μm2；為中等滲透性煤儲(chǔ)層?？紫额?lèi)型有群帶狀分布、較少連通的有機(jī)質(zhì)氣孔、單條-網(wǎng)狀張性裂隙、黏土礦物晶間孔及溶蝕孔等[19-21]；壓汞法測(cè)定煤巖孔隙度為2.24%～7.02%，平均為4.46%，煤孔隙度偏低。

煤系泥巖以灰黑-深灰色泥巖、粉砂質(zhì)泥巖和黑色碳質(zhì)泥巖為主，礦物成分以伊利石和石英為主；孔隙類(lèi)型以微孔、微裂縫為主，孔隙度0.13%～5.99%，平均1.28%，滲透率普遍低于1.00 ×10-3μm2，為特低孔特低滲儲(chǔ)層。煤系砂巖以灰色細(xì)砂巖、粉砂巖、泥質(zhì)粉砂巖、中砂巖為主，礦物成分以碳酸鹽巖類(lèi)、石英等脆性礦物為主，脆性礦物指數(shù)為30～73，多為45～70，利于壓裂改造；孔隙類(lèi)型以粒間溶蝕孔為主，樣品測(cè)試孔隙度為0.62%～8.10%，滲透率為(0.000 1～4.02)×10-3μm2，為低孔低滲砂巖儲(chǔ)層。主力煤層頂?shù)装寰哂休^好的隔水性與封蓋性。

2.2 含氣性

可采煤層現(xiàn)場(chǎng)解吸瓦斯相對(duì)涌出量為3.36～7.88 m3/t，平均5.35 m3/t；蘭氏體積為9.98～25.64 m3/t，平均為18.13 m3/t；蘭氏壓力為1.87～4.54 MPa，平均2.95 MPa。根據(jù)注入/壓降試井獲得的煤層壓力，計(jì)算其理論含氣飽和度為22.16%～60.21%，平均33.93%；臨界解吸壓力為0.90～2.51 MPa，平均1.46 MPa；臨儲(chǔ)比為0.04～0.23，平均0.12。煤儲(chǔ)層具有臨界解吸壓力低、臨儲(chǔ)比低、欠飽和的特征，決定了煤層氣井見(jiàn)套壓前排水降壓時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)。

煤系泥巖氣測(cè)全烴峰值一般為5.04%～13.88%，峰基比為4.23～12.87；空氣干燥基瓦斯相對(duì)涌出量為0.28～0.81 m3/t，平均0.55 m3/t。煤系砂巖氣測(cè)全烴峰值一般為1.5%～24.0%，峰基比為3.36～14.99；空氣干燥基含氣量為1.76～3.46 m3/t，平均2.70 m3/t；含氣飽和度為13.20%～25.30%，平均19.88%。

2.3 烴源巖特征

煤巖有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為82.90%～91.10%，平均87.00%，生烴潛量S1+S2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為151.5～176.2 mg/g，有機(jī)質(zhì)豐度較高，生烴潛量好。煤巖中有機(jī)顯微組分占53.17%～88.94%，其中鏡質(zhì)組占91.03%～97.56%，惰質(zhì)組占2.44%～8.97%，不含殼質(zhì)組。煤的鏡質(zhì)組最大反射率(Ro,max)為1.04%～1.46%，平均1.30%，為中等變質(zhì)程度的肥煤和焦煤。煤工業(yè)分析水分、灰分、揮發(fā)分平均值分別為0.68%、25.16% 和26.78%，屬于特低水、低-中灰、中揮發(fā)分煤?？傮w上有利于煤層氣生成、吸附與富集。

煤系暗色泥巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型以Ⅲ型為主、少量Ⅱ2型，屬于生氣型源巖，有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.46%～7.81%，氯仿瀝青“A”為0.003%～0.709%，生烴潛量S1+S2為0.11～82.22 mg/g，為優(yōu)質(zhì)烴源巖；Ro為0.5%～2.0%，多為0.8%～1.3%，處于成熟演化階段[22-23]。煤系致密砂巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅱ2-Ⅲ型，有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.01%～3.17%，平均0.60%，生烴潛力較好層段有機(jī)質(zhì)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.42%～3.17%，平均1.34%?？傮w上，城子河組暗色砂泥巖為優(yōu)質(zhì)烴源巖，為煤系氣藏的形成提供了良好的氣源保證。

2.4 溫壓特征

注入/壓降試井獲得主采煤層溫度介于20.57～53.47 ℃，地溫梯度為2.10～3.88 ℃/hm；煤儲(chǔ)層壓力10.77～13.87 MPa，壓力系數(shù)0.95～1.09，為正常壓力系統(tǒng)；煤儲(chǔ)層破裂壓力18.10～23.72 MPa，破裂壓力梯度0.017 2～0.018 4 MPa/m，閉合壓力17.11～19.31 MPa，閉合壓力梯度0.014 0～0.017 4 MPa/m，處于較高應(yīng)力場(chǎng)(表1)。

表1 梨樹(shù)井田城子河組主力煤層注入/壓降試井解釋成果

2.5 巖石力學(xué)特征

自然狀態(tài)下，測(cè)得煤層及頂?shù)装迳澳鄮r主要力學(xué)參數(shù)見(jiàn)表2。主要煤層頂?shù)装蹇箟簭?qiáng)度均大于對(duì)應(yīng)煤層的破裂壓力，煤層泊松比明顯高于頂?shù)装迥鄮r、粉砂質(zhì)泥巖和碳質(zhì)泥巖，表明頂?shù)装蹇箟盒暂^好，有利于壓裂裂縫在煤層中擴(kuò)展。

表2 煤系儲(chǔ)層主要巖石力學(xué)參數(shù)

3 產(chǎn)層優(yōu)選與優(yōu)化組合

3.1 有利層段優(yōu)選

HJD1井城子河組氣測(cè)異常顯示較好的含煤層段有10層31 m，巖性組合為煤、粉細(xì)砂巖及碳質(zhì)泥巖、泥巖，氣測(cè)全烴峰值10.10%～29.87%，峰基比1.98～30.48；氣測(cè)異常顯示較好的非煤層段有8層22 m，巖性以碳質(zhì)泥頁(yè)巖、粉砂巖、細(xì)砂巖為主，氣測(cè)全烴峰值16.16%～30.77%，峰基比3.36～14.99。

采用加權(quán)求和法對(duì)含煤層段和非煤層段進(jìn)行有利層段優(yōu)選，各項(xiàng)指標(biāo)的相對(duì)重要性系數(shù)采用模糊數(shù)學(xué)方法確定。由于煤層為本區(qū)煤系氣重要儲(chǔ)集層和產(chǎn)氣層，其資源潛力決定單井產(chǎn)氣量。以含氣量和氣測(cè)異常為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，評(píng)價(jià)煤層資源潛力，并按指標(biāo)權(quán)重計(jì)算量化為評(píng)價(jià)因子Um，優(yōu)選有利層段依次為：14煤、28煤+29煤、22煤+23煤、12煤、25煤、32煤(表3)。其中，

表3 HJD1井城子河組含煤層段評(píng)價(jià)優(yōu)選結(jié)果

Um=GR1+CMR2

(1)

式中：Um為煤層綜合評(píng)價(jià)因子；G為煤層含氣量；C為氣測(cè)全烴峰值；M為氣測(cè)異常厚度；R1、R2為系數(shù)。

煤系砂泥巖既是煤系氣主要烴源巖也是儲(chǔ)集層。以含氣性、生烴潛力為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，量化為綜合評(píng)價(jià)因子Uf，優(yōu)選有利層段依次為：22層、29層、36層、39層、37層(表4)。其中，

表4 HJD1井城子河組非煤層段評(píng)價(jià)優(yōu)選結(jié)果

Uf=CMR1+STR2

(2)

式中：Uf為非煤層綜合評(píng)價(jià)因子；S為生烴潛量S1+S2；T為T(mén)OC含量。

3.2 產(chǎn)層優(yōu)化組合

HJD1井主要目的是探索煤系氣儲(chǔ)層改造工藝和層間跨度較大的煤系“三氣”合層排采工藝。將煤層、煤系砂泥巖層均作為“煤系氣烴源巖層及儲(chǔ)集層”，根據(jù)煤系主要含氣層和烴源巖發(fā)育特征，以目標(biāo)產(chǎn)氣層資源潛力(厚度、含氣性)、非煤層段的生烴潛力為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，按指標(biāo)權(quán)重計(jì)算量化為評(píng)價(jià)因子U，參考產(chǎn)層組埋深、跨度等因素，進(jìn)行合采產(chǎn)層優(yōu)化組合，自下而上確定了4個(gè)目標(biāo)層段，分別為：① 39煤系碳質(zhì)泥頁(yè)巖+40致密砂巖層組；② 28煤+29煤層組；③ 22煤+23煤層組；④ 14煤層組。4個(gè)目標(biāo)層段產(chǎn)氣層厚度分別為4.00、1.65、1.95和3.20 m，目標(biāo)層段間距分別為113.35、76.50和195.25 m(表5、圖2)，均為正常地層壓力狀態(tài)(表1)。

表5 HJD1井城子河組合采產(chǎn)層優(yōu)化組合與評(píng)價(jià)

U=U1+U2

(3)

式中：U為產(chǎn)層組綜合評(píng)價(jià)因子；U1為資源潛力綜合評(píng)價(jià)因子；U2生烴潛力綜合評(píng)價(jià)因子。

1)39煤系碳質(zhì)泥頁(yè)巖+40致密砂巖層組巖性組合以“煤系碳質(zhì)泥巖+致密砂巖”為特征，目標(biāo)產(chǎn)氣層為中砂巖和碳質(zhì)泥巖，為HJD1井埋藏深度最大、含氣性最好的非煤含氣層段，對(duì)探索深部煤系砂泥巖儲(chǔ)層改造及排采具重要意義。

2)28煤+29煤層組巖性組合以“煤層+煤系碳質(zhì)泥巖+煤層”為特征；目標(biāo)產(chǎn)氣層為28煤層、29煤層，層間煤系碳質(zhì)泥巖及粉砂巖具有較好的含氣性和生烴潛力，具有煤系“三氣”發(fā)育特征。

3)22煤+23煤層組巖性組合以“煤層+煤系砂巖+煤層”為特征，目標(biāo)產(chǎn)氣層為22煤層、23煤層，煤層間粉砂巖和碳質(zhì)泥巖含氣性及生烴潛力高，該段為HJD1井氣測(cè)異常顯示最連續(xù)、厚度最大、含氣量較高、生烴潛量最大的層段，具有典型的煤系氣富集特征。

4)14煤層組巖性組合以“煤層+煤層”為特征，煤層結(jié)構(gòu)為0.75(0.80)1.20(煤層厚度(類(lèi)矸厚度)煤層厚度)，目標(biāo)產(chǎn)氣層為14上煤層、14煤層和層間碳質(zhì)泥巖和泥質(zhì)粉砂巖，該段為HJD1井含氣性最好的煤層層段。

4 煤系氣儲(chǔ)層改造工藝

4.1 射孔層位與射孔段長(zhǎng)度

水力壓裂改造方式下，優(yōu)化多目標(biāo)層段射孔位置、射孔段長(zhǎng)度對(duì)于實(shí)現(xiàn)煤系氣儲(chǔ)層均衡改造至關(guān)重要[25-26]。HJD1井主要產(chǎn)氣層為煤層和煤系致密砂巖、泥頁(yè)巖。對(duì)煤層為主要產(chǎn)氣層的層段，為預(yù)留煤層產(chǎn)氣通道、溝通頂板煤系頁(yè)巖氣和致密砂巖氣，射孔段采取射開(kāi)目標(biāo)煤層、擴(kuò)射頂?shù)装宸桨?，以充分改造煤層及頂?shù)装搴瑲庑暂^好的煤系砂泥巖儲(chǔ)層，最大限度釋放產(chǎn)氣潛能。與單一煤層氣開(kāi)發(fā)頂板短距離擴(kuò)射相比，本次增加擴(kuò)射距離和層數(shù)，共擴(kuò)射煤層頂板6層，擴(kuò)射長(zhǎng)度0.70～1.80 m，擴(kuò)射煤層底板5層，擴(kuò)射長(zhǎng)度0.50～2.65 m。對(duì)煤系砂泥巖產(chǎn)氣層段，盡量改造主產(chǎn)氣層及其上下含氣性較好層段，擴(kuò)射39煤系砂泥巖產(chǎn)層頂?shù)装?層2.00 m，擴(kuò)射40煤系砂泥巖頂板1層0.45 m。射孔段長(zhǎng)度為煤層厚度的1.8～6.3倍，為砂泥巖產(chǎn)氣層厚度的1.2～3.0倍(表6、圖2)。采用2.0% KCl活性水射孔液、電纜輸送102槍127彈分段射孔，按初始相位角90°螺旋布孔，孔眼垂向密度16 孔/m，4段共射孔483個(gè)。

表6 HJD1井城子河組優(yōu)選目標(biāo)層段及射孔層段數(shù)據(jù)

圖2 HJD1井城子河組煤系目標(biāo)層段、射孔層段及儲(chǔ)層改造效果綜合圖

4.2 壓裂材料與施工工藝

4.2.1 支撐劑

根據(jù)煤系氣儲(chǔ)層敏感性測(cè)試結(jié)果，HJD1井采用“2.0%KCl+0.2%壓裂用高效助排劑+0.1%殺菌劑+清水”的活性水壓裂液配方。不同壓裂階段選用不同粒徑的石英砂支撐劑以保證壓裂縫的開(kāi)啟度，其中前置液階段煤層段選用0.212～0.425 mm石英砂、煤系碳質(zhì)泥頁(yè)巖+致密砂巖層段選用0.150 mm和0.212～0.425 mm目石英砂，以降低濾失、控制多裂縫產(chǎn)生；攜砂液前期采用0.212～0.425 mm石英砂支撐次裂縫，中期采用0.425～0.850 mm石英砂支撐主裂縫，后期采用0.850～1.180 mm石英砂提高近井裂縫的導(dǎo)流能力，尾追時(shí)提高砂比，防止排采吐砂。

4.2.2 壓裂工藝與施工參數(shù)

為達(dá)到理想的煤系氣儲(chǔ)層改造與產(chǎn)氣效果[27]，HJD1井水力壓裂具有“大液量、大砂量、高前置液比例、大排量、高砂比、高壓力”等特點(diǎn)。具體表現(xiàn)在：?jiǎn)螌涌傄毫? 200～1 800 m3，鋪砂量5.7～10.4 m3/m，提高前置液比例至45%～55%；采用大排量(9.33～10.28 m3/min)、高砂比(7.9%～9.4%)和較高的施工壓力(45.0～46.7 MPa)。在攜砂液階段，根據(jù)不同巖性組合層段對(duì)攜砂液排量和砂比變化的敏感程度，實(shí)時(shí)調(diào)整注入施工壓力和注入排量，實(shí)現(xiàn)了煤系致密砂巖儲(chǔ)層和煤層最大規(guī)模的水力壓裂[15]，達(dá)到了預(yù)期的體積壓裂改造效果(表7、圖3)。

圖3 HJD1井城子河組煤系水力壓裂施工曲線

表7 HJD1井水力壓裂施工參數(shù)

1)39煤系泥頁(yè)巖+40致密砂巖層組泥質(zhì)含量較高，脆性較差，壓裂施工過(guò)程中地層破裂壓力不明顯，前置液階段施工壓力較低且平穩(wěn)，攜砂液階段施工壓力對(duì)排量、砂比較為敏感，采用了“兩級(jí)段塞、兩級(jí)階梯加砂”的施工工藝，控制加砂排量和砂比大小，平均加砂排量9.53 m3/min，平均砂比7.9%，平均施工壓力37.96 MPa，最大施工壓力45.04 MPa。

2)28煤+29煤層組地層破裂壓力為41.26 MPa,前置液階段施工壓力較高且平穩(wěn)下降，攜砂液階段施工壓力較高且波動(dòng)較大，易發(fā)生砂堵，采用“三段階梯式加砂”的施工工藝，以大排量、高砂比泵注加砂，平均施工排量9.61 m3/min，平均砂比9.42%，最高砂比達(dá)17.16%，平均加砂壓力39.58 MPa，最大壓力46.64 MPa。

3)22煤+23煤層組地層破裂壓力為45.47 MPa,前置液階段施工壓力下降幅度較大，攜砂液階段施工壓力較高且相對(duì)平穩(wěn)，易發(fā)生砂堵，采用“兩級(jí)階梯式+斜坡式加砂、投球分壓”的施工工藝，以中等排量、高砂比泵注加砂；為形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，停泵投球分壓1次，封堵效果較好；平均施工排量9.33 m3/min，平均砂比9.25%，最高砂比20.05%；施工壓力22.35～45.47 MPa，平均壓力34.83 MPa。

4)14煤層組地層破裂壓力為31.73MPa，前置液階段施工壓力較低且穩(wěn)定，攜砂液階段施工壓力較低但波動(dòng)較大，易發(fā)生砂堵，采用“多級(jí)階梯式加砂、投球分壓”的施工工藝，以大排量、中砂比泵注加砂；為形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，停泵投球分壓1次，封堵效果較好；平均施工排量9.46 m3/min，平均砂比8.71%，最高砂比17.09%；平均施工壓力30.48 MPa，最大施工壓力46.74 MPa。

4.3 改造效果評(píng)價(jià)

采用能量掃描四維影像法實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)獲得HJD1井壓裂層段人工裂縫縫網(wǎng)的產(chǎn)狀特征(表8)。4個(gè)壓裂層段均產(chǎn)生了垂直縫網(wǎng)，方位為NW68°～74°，縫網(wǎng)長(zhǎng)為320～390 m、高為30～40 m、最大寬度90～120 m，單層影響體積為(63.4～100.0)×104m3。壓裂縫網(wǎng)高度合計(jì)130.00 m，垂向上貫穿了多個(gè)煤層、薄煤層、煤線、碳質(zhì)泥巖、粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖等，各層橫向縫長(zhǎng)相當(dāng)，具有高導(dǎo)流能力和高滲流面積，實(shí)現(xiàn)了均衡改造。

表8 HJD1井壓裂裂縫監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)

HDJ1井溢流階段累計(jì)排出壓裂液1 672.31 m3，開(kāi)抽前壓裂液反排率達(dá)27.8%；開(kāi)抽后41 d見(jiàn)套壓， 產(chǎn)氣14個(gè)月累產(chǎn)氣量73.4 ×104m3，產(chǎn)氣量達(dá)到5 666 m3/d；累產(chǎn)水量6 778 m3，平均產(chǎn)水量14.0 m3/d，證實(shí)了差異性水力壓裂工藝在雞西盆地深部煤系氣儲(chǔ)層壓裂改造取得良好效果。

5 結(jié) 論

1)雞西盆地梨樹(shù)井田城子河組煤層、暗色泥巖、砂巖互層發(fā)育段既是優(yōu)質(zhì)烴源巖，也是有利含氣層。烴源巖有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為Ⅲ型、Ⅱ2型，有機(jī)質(zhì)豐度0.42%～7.46%，熱演化程度較好，生烴潛量0.11～82.22 mg/g，源-儲(chǔ)匹配關(guān)系好。煤層現(xiàn)場(chǎng)解吸含氣量3.36～7.88 m3/t，煤系砂泥巖空氣干燥基含氣量0.28～3.46 m3/t。

2)以資源潛力和生烴潛力為主要評(píng)價(jià)指標(biāo)，采用加權(quán)求和法優(yōu)選煤層和非煤層有利層段；參考巖性組合、目標(biāo)產(chǎn)氣層埋深和層間跨度等指標(biāo)對(duì)合采產(chǎn)層組合優(yōu)化，自下而上優(yōu)選了39煤系泥頁(yè)巖+40致密砂巖層組、28煤+29煤層組(煤層+煤系泥巖+煤層)、22煤+23煤層組(煤層+煤系砂巖+煤層)、14煤組為合采目標(biāo)層段。

3)為充分釋放產(chǎn)氣層組產(chǎn)氣潛力，增加射孔段長(zhǎng)度為煤層厚度的1.8～6.3倍，砂泥巖含氣層厚度的1.2～3.0倍；優(yōu)化提高了前置液比例(45%～55%)，采用“大液量(1 200～1 800 m3)、大砂量(5.7～10.4 m3/m)、大排量(9.33～10.28 m3/min)、高砂比(7.9%～9.4%)、高注入壓力(45.0～46.7 MPa)、多級(jí)階梯式加砂”的施工工藝對(duì)煤系氣儲(chǔ)層進(jìn)行差異性壓裂改造，結(jié)合投球分壓技術(shù)，使“煤層+煤系砂/泥巖+煤層”組合改造效果顯著提升。

致謝 感謝中國(guó)礦業(yè)大學(xué)周效志副教授對(duì)本文提出修改建議。