熊先鉞，甄懷賓，李曙光，王紅娜，張 雷，宋 偉，林 海，徐鳳銀，李忠百，朱衛(wèi)平，王成旺，陳高杰

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；3.中油油氣勘探軟件國家工程研究中心有限公司，北京 100080；4.中國石油天然氣股份有限公司青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油學(xué)會(huì)，北京 100724)

我國煤層氣資源豐富，埋深在2 000 m 以淺的煤層氣資源超30×1012m3，目前已建成了沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產(chǎn)業(yè)基地，并且實(shí)現(xiàn)規(guī)模經(jīng)濟(jì)開發(fā)[1-6]。其中，鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區(qū)塊是國內(nèi)外首個(gè)進(jìn)行深部煤層氣勘探開發(fā)和系統(tǒng)攻關(guān)的區(qū)塊[7]，該區(qū)塊煤層氣開發(fā)取得的突破提振了深部煤層氣開發(fā)的信心。

自2019 年以來，大寧–吉縣區(qū)塊深部煤層氣勘探開發(fā)經(jīng)歷了勘探評價(jià)和開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)兩個(gè)階段[8]。(1) 勘探評價(jià)階段(2019-2022 年)。受傳統(tǒng)觀念的影響，前期將2 000 m 以深煤層主要作為烴源巖進(jìn)行研究；隨著致密氣規(guī)模開發(fā)，發(fā)現(xiàn)深部5 號(hào)煤和8 號(hào)煤具有廣泛發(fā)育、氣測異?；钴S的特點(diǎn)，峰值普遍超過80%，反映出深部煤層氣具有一定資源規(guī)模，具備資源勘探評價(jià)的資源潛力。2019 年首口試驗(yàn)井DJ3-7 向2 井，采用常規(guī)酸壓工藝，投產(chǎn)后呈現(xiàn)出“投產(chǎn)即見氣、上產(chǎn)速度快”的特征，日產(chǎn)氣量快速上升到5 791 m3，該井拉開了深部煤層氣勘探開發(fā)序幕[9]。2020-2021 年，優(yōu)選區(qū)塊中北部的有利區(qū)進(jìn)行精細(xì)評價(jià)，利用18 口井開展試采，日產(chǎn)氣3 000～8 000 m3，提交國內(nèi)首個(gè)埋深超2 000 m的深部煤層氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 121 億 m3。2022 年對大吉區(qū)塊埋深大于2 000 m 的區(qū)域開展系統(tǒng)的整體評價(jià)，在河?xùn)|南部DJ52 井區(qū)、河西延川井區(qū)和宜川井區(qū)等地區(qū)開展試采評價(jià)，采用大規(guī)模體積壓裂工藝，河?xùn)|河西43 口投產(chǎn)井見氣率100%，日產(chǎn)氣量在2 300～19 200 m3，單井平均日產(chǎn)氣量7 600 m3。(2) 開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)階段(2021 年至今)。在勘探評價(jià)和增儲(chǔ)取得突破的基礎(chǔ)上，2021-2022 年陸續(xù)在千億方儲(chǔ)量區(qū)優(yōu)選北部先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)和南部先導(dǎo)擴(kuò)大試驗(yàn)區(qū)開展規(guī)模試驗(yàn)工作，建設(shè)產(chǎn)能3.8×108m3。北部試驗(yàn)區(qū)首口采用大規(guī)模壓裂的水平井——JS6-7 平01 井，2021 年12 月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)氣量超過10×104m3，年累產(chǎn)氣1 986×104m3，平均日產(chǎn)氣量6.0×104m3，該井的成功標(biāo)志著深部煤層氣先導(dǎo)試采試驗(yàn)獲得重大突破[10-11]。先導(dǎo)試驗(yàn)?zāi)壳耙淹懂a(chǎn)13口大規(guī)模壓裂水平井，初期產(chǎn)量在(8.6～16.3)×104m3/d，平均日產(chǎn)超10×104m3，效果顯著。

隨著大規(guī)模體積壓裂技術(shù)的進(jìn)步，深部煤層氣改造效果日益提升，初步實(shí)現(xiàn)了深部煤層氣的效益開發(fā)?，F(xiàn)場實(shí)踐表明，壓裂后單井日產(chǎn)氣量差異顯著，裂縫監(jiān)測結(jié)果也顯示多數(shù)水平井壓裂縫網(wǎng)形態(tài)存在未改造或裂縫重合區(qū)域，井控范圍內(nèi)的資源不能充分動(dòng)用導(dǎo)致資源的浪費(fèi)和壓裂成本的提升，深部煤層縫網(wǎng)擴(kuò)展規(guī)律仍然認(rèn)識(shí)不清，僅憑以往現(xiàn)場經(jīng)驗(yàn)難以實(shí)現(xiàn)資源的充分動(dòng)用和高效開發(fā)[12]。因此，筆者基于大寧–吉縣區(qū)塊深部煤層氣產(chǎn)業(yè)開發(fā)現(xiàn)狀，剖析深部煤層氣水平井縫網(wǎng)壓裂技術(shù)問題，明確深部煤層氣水平井縫網(wǎng)擴(kuò)展機(jī)理，優(yōu)化縫網(wǎng)壓裂工藝，在此基礎(chǔ)上提出深部煤層氣水平井多輪次轉(zhuǎn)向縫網(wǎng)彌合壓裂技術(shù)，以期更好地推動(dòng)我國深部煤層氣開發(fā)產(chǎn)業(yè)快速、高效發(fā)展。

1 深部煤儲(chǔ)層地質(zhì)工程條件及挑戰(zhàn)

1.1 地質(zhì)工程條件

大寧–吉縣區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶的伊陜斜坡，區(qū)塊內(nèi)深部煤層氣勘探開發(fā)主要目的層為太原組8 號(hào)煤和山西組5 號(hào)煤，目前8 號(hào)煤為主要勘探開發(fā)層系，其厚度5.9～11.4 m，含氣量18～27 m3/t，資源豐度平均可達(dá)2.93×108m3/km2，與中淺煤層氣儲(chǔ)層特征相比(表1)，深部煤層氣具有“高壓力、高溫度、高含氣量、高飽和度、高游離氣量”的五高賦存特征[13]，脆性指數(shù)較高，可壓性好。

大寧–吉縣區(qū)塊深部煤層具有以下地質(zhì)特征[14-18]：(1) 深8 號(hào)煤最大水平地應(yīng)力為45.0～50.0 MPa，最小水平地應(yīng)力為42.6～45.8 MPa，水平兩向應(yīng)力差較小(2.4～4.2 MPa)、在小范圍內(nèi)地應(yīng)力場劇烈變化，在低水平應(yīng)力差下更容易產(chǎn)生應(yīng)力反轉(zhuǎn)，裂縫形成更為復(fù)雜，壓裂改造體積更大，具備形成大范圍細(xì)密縫網(wǎng)條件。(2) 深部8 號(hào)煤心觀察顯示，面割理密度為6～10 條/5 cm，端割理密度為7～15 條/5 cm；全直徑CT 掃描結(jié)果，割理寬度0.81～2.41 mm，平均1.4 mm，總裂縫率平均5.1%；微米CT 掃描結(jié)果，微裂隙主要為2～5 μm，煤割理較為發(fā)育，區(qū)塊內(nèi)天然裂縫發(fā)育，利于形成壓裂縫網(wǎng)。(3) 深部煤層以原生結(jié)構(gòu)為主，脆性指數(shù)較高，機(jī)械強(qiáng)度是中淺部煤層的2 倍，具備較好的人工裂縫延伸條件。(4) 深部8 號(hào)煤頂板發(fā)育2～ 4 套灰?guī)r，直接頂板灰?guī)r厚度5～14 m，底板發(fā)育泥巖，直接底板泥巖厚度4～15 m；取心和測井解釋成果表明，8 號(hào)煤頂板灰?guī)r段，裂隙不發(fā)育，物性差，含水性差，氣測無異常，為致密層，是良好的封蓋層。深部8 號(hào)煤與頂?shù)装鍛?yīng)力差較高(7～18 MPa)，高應(yīng)力差壓裂裂縫主要在煤層中擴(kuò)展，有利于通過大規(guī)模壓裂來提高儲(chǔ)層改造效果。

1.2 配套工藝措施

2019-2020 年采用常規(guī)改造工藝與酸壓試驗(yàn)結(jié)合的方式，受限于酸壓工藝造縫效率低，施工壓力波動(dòng)大，加砂困難，2 口水平井初期日產(chǎn)氣(0.50～1.10)×104m3，直叢井平均日產(chǎn)氣量0.20×104m3；2021 年，總結(jié)分析前期壓裂改造不充分的深層次原因，實(shí)現(xiàn)壓裂觀念由基質(zhì)酸壓向體積壓裂、由壓得開向壓得碎、由多造縫向多造有效穩(wěn)定縫的三大轉(zhuǎn)變。通過提高砂比、超大規(guī)模加砂、造超密體積縫網(wǎng)、支撐效果，初步形成了適合深部煤層氣的大規(guī)模體積壓裂工藝技術(shù)。

在壓裂液方面：由清潔液和胍膠轉(zhuǎn)變?yōu)榈蛡Φ淖凁せ锼w系，在前置液階段采用高低黏滑水交錯(cuò)脈沖注入工藝，低黏滑溜水有利于縫網(wǎng)復(fù)雜程度的提升，高黏滑溜水有利于割理、裂隙發(fā)育的彈塑性深部煤儲(chǔ)層復(fù)雜縫網(wǎng)進(jìn)一步保持及擴(kuò)展[19-20]。

在工藝參數(shù)方面：前期探索階段以體積酸壓工藝為主，施工排量5～10 m3/min，單井平均加砂量29 m3，在深化認(rèn)識(shí)工藝參數(shù)對產(chǎn)氣效果影響的基礎(chǔ)上，對工藝參數(shù)進(jìn)行系統(tǒng)優(yōu)化。平均排量由8 m3/min 提升20 m3/min，在目前Q125 等級(jí)套管完井和優(yōu)質(zhì)固井質(zhì)量條件下，排量最高可達(dá)22 m3/min，進(jìn)一步增加縫網(wǎng)體積及復(fù)雜程度，同時(shí)通過排量和中高黏滑溜水的雙重作用，可進(jìn)一步提高裂縫寬度與平均縫內(nèi)支撐劑濃度。監(jiān)測及模擬結(jié)果均顯示，提高排量裂縫高度可以被很好地控制，排量越高裂縫越長，但導(dǎo)流能力降低，因此，高排量下需匹配更大的加砂量，目前單井/段加砂規(guī)模400～600 m3，水平井加砂強(qiáng)度最高提升至9.3 t/m；砂量逐步提高時(shí)，支撐劑也逐步向更小粒徑調(diào)整，從而實(shí)現(xiàn)對多尺度和遠(yuǎn)端縫網(wǎng)的有效支撐，主體以60～105、105～210、150～300 μm三種類型支撐劑為主，其中60～105 μm 的砂比平均達(dá)到70%以上。

先導(dǎo)試驗(yàn)初期大規(guī)模壓裂水平井最高日產(chǎn)氣量10.10×104m3，直叢井5 口，平均日產(chǎn)氣量0.53×104m3，較初期體積酸壓階段環(huán)比提升165%；2022 年至今采用的超大規(guī)模壓裂，首先在直叢井上開展試驗(yàn)，進(jìn)行了43口致密氣老井壓裂試驗(yàn)，排量、砂量逐步優(yōu)化提高，支撐劑逐步向更小粒徑調(diào)整，水平井日均產(chǎn)氣量超過10.00×104m3，直叢井平均日產(chǎn)氣量0.75×104m3，環(huán)比提升41.5%。根據(jù)直叢井加砂強(qiáng)度、加砂強(qiáng)度與產(chǎn)氣效果之間關(guān)系(圖1)可以看出，強(qiáng)化加砂規(guī)模后，日產(chǎn)氣量由5 000 m3增長至20 000 m3，提升了近3 倍，工藝適應(yīng)性較好，滿足深部煤層氣高效改造和效益開發(fā)的需求。

圖1 直叢井泵注參數(shù)與產(chǎn)量關(guān)系Fig.1 Relationships between the pumping parameters and production of vertical cluster wells

1.3 面臨的挑戰(zhàn)

傳統(tǒng)水力壓裂力學(xué)理論認(rèn)為，壓裂液泵入地層后，裂縫開度和裂縫前端的流體壓力與應(yīng)力強(qiáng)度因子不斷增加，當(dāng)應(yīng)力強(qiáng)度因子超過巖石斷裂韌性時(shí)，裂縫將向前擴(kuò)展，水力裂縫方向?yàn)榇怪庇谒阶钚〉貞?yīng)力方向[21]。深部煤層割理、裂隙較為發(fā)育，并且由于構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的局部微小正向構(gòu)造、負(fù)向構(gòu)造和煤層自身的塑性特征導(dǎo)致局部的應(yīng)力大小發(fā)生改變，構(gòu)造運(yùn)動(dòng)、地層傾角、曲率以及各向異性等因素也將對裂縫擴(kuò)展產(chǎn)生不同程度的影響[22]，壓裂裂縫可能沿任意方向延伸，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。而深部煤層極低的滲透率和較小的孔隙率意味著深部煤層氣的開發(fā)必須依賴有效的儲(chǔ)層改造措施，不同于常規(guī)儲(chǔ)層改造需求，通過實(shí)踐也進(jìn)一步表明深部煤層只有形成有效的水力裂縫才能達(dá)到資源控制和采出的需求，從而達(dá)到工業(yè)開采的要求[23]。

隨著地質(zhì)工程認(rèn)識(shí)的深入，深部煤層氣由最初借鑒致密氣、中淺部煤層氣的常規(guī)壓裂模式逐漸向頁巖氣體積壓裂模式轉(zhuǎn)變，最終發(fā)展形成“人造氣藏”大規(guī)模體積壓裂模式。大規(guī)模體積壓裂雖解決了產(chǎn)氣效果的問題，但是深部煤層地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜并且煤的割理裂隙較發(fā)育，在超大規(guī)模體積壓裂中，大排量更易使水力裂縫溝通煤儲(chǔ)層的割理、裂隙而形成復(fù)雜縫網(wǎng)[24]，理想縫網(wǎng)形態(tài)如圖2a 所示，各簇裂縫開啟程度相當(dāng)，縫網(wǎng)接近疊合，達(dá)到彌合的狀態(tài)，此時(shí)壓裂液效率最高，儲(chǔ)層改造體積最大；然而，現(xiàn)場應(yīng)用發(fā)現(xiàn)，多數(shù)井壓裂縫網(wǎng)形態(tài)如圖2b 所示，存在未改造或裂縫重合區(qū)域，導(dǎo)致資源浪費(fèi)或過度改造，所形成的縫網(wǎng)體系并不能完全滿足井網(wǎng)部署需求。

圖2 欠改造縫網(wǎng)與理想改造縫網(wǎng)Fig.2 Schematic diagrams showing understimulated and ideally stimulated fracture networks

深部煤層地質(zhì)非均質(zhì)性強(qiáng)，現(xiàn)有開發(fā)工程技術(shù)尚不能完全適應(yīng)地質(zhì)特征變化，以形成長距離有效支撐、高導(dǎo)流能力、段間及井間縫網(wǎng)有效彌合的人工裂縫作為目標(biāo)，即達(dá)到匹配井網(wǎng)的縫網(wǎng)形態(tài)才能達(dá)到“人造氣藏”的改造要求，而能否高效動(dòng)用深部煤層氣關(guān)鍵在于工程改造的適配性[25]，如何優(yōu)化適用于深部煤層有效改造為核心的壓裂設(shè)計(jì)和工程工藝是需要解決的難題。

2 水力裂縫擴(kuò)展規(guī)律

通過現(xiàn)場工程施工發(fā)現(xiàn)，在相似液體體系、射孔工藝、射孔段長、施工排量、施工規(guī)模條件下，水平井段各井底壓力差異顯著，裂縫形態(tài)呈現(xiàn)非均勻特征，縫網(wǎng)未達(dá)到彌合狀態(tài)；通過對裂縫形態(tài)分析、構(gòu)造形態(tài)與施工壓力關(guān)系、施工壓力與產(chǎn)氣效果分析也進(jìn)一步驗(yàn)證了微應(yīng)力場是影響裂縫擴(kuò)展的主要影響因素[26]。按照地質(zhì)工程一體化思路，亟需進(jìn)一步構(gòu)建深部煤儲(chǔ)層微應(yīng)力場計(jì)算方法，為壓裂工藝的優(yōu)化提供支撐。

2.1 裂縫監(jiān)測結(jié)果分析

通過對實(shí)際的裂縫監(jiān)測結(jié)果和微構(gòu)造參數(shù)進(jìn)行分析，縫網(wǎng)擴(kuò)展除排量、液量、層間應(yīng)力差、巖石力學(xué)參數(shù)等因素影響外，還與微構(gòu)造帶來的地應(yīng)力場變化有關(guān)。以JS14-7P04 井為例，壓裂施工11 段，各段工藝參數(shù)設(shè)計(jì)基本一致，射孔長度4 m，施工排量21 m3/min，加砂強(qiáng)度6.0 t/m，百目砂占比70%。11 段井底施工壓力47.3～55.2 MPa，井底最大施工壓力差7.9 MPa，施工壓力表現(xiàn)出明顯的差異特征(表2)。結(jié)合裂縫擴(kuò)展特征及形態(tài)分析，對井底施工壓力和井筒處地層傾角相關(guān)性進(jìn)行分析，如圖3 所示，地層傾角與施工壓力有明顯的相關(guān)性，初步判斷受地層微構(gòu)造影響，導(dǎo)致局部微應(yīng)力場發(fā)生變化，裂縫擴(kuò)展過程中受應(yīng)力變化影響，裂縫易于向低應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展。

圖3 JS14-7P04 井井底施工壓力與地層傾角關(guān)系Fig.3 Relationship between the bottomhole treating pressure and formation dip angle at well JS14-7P04

表2 JS14-7P04 井各段裂縫長度監(jiān)測結(jié)果Table 2 Monitoring results of fracture lengths in various fracturing stages of well JS14-7P04

由圖4 可知，整體上地層曲率、地層傾角與壓裂裂縫長度呈負(fù)相關(guān)關(guān)系，而曲率與裂縫長度相關(guān)性并不明顯。

圖4 JS14-7P04 井裂縫長度與地層參數(shù)關(guān)系Fig.4 Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04

基于現(xiàn)場施工經(jīng)驗(yàn)，將井筒兩側(cè)地層傾角之差的絕對值高于或低于0.6°作為評價(jià)指標(biāo)，探究裂縫長度與地層傾角及曲率的相關(guān)性。如圖5a 所示，井筒兩側(cè)地層傾角之差的絕對值高于0.6°時(shí)，壓裂裂縫長度與地層傾角負(fù)相關(guān)性更高(與圖4a 對比)；而地層傾角小于0.6°時(shí)，如圖5b 所示，地層曲率與地層傾角負(fù)相關(guān)性更高(與圖4b 對比)。結(jié)果表明，壓裂縫網(wǎng)延伸方向受局部微應(yīng)力場控制，應(yīng)力較為松弛井段裂縫長度、裂縫寬度整體高于應(yīng)力較為集中井段，結(jié)合地應(yīng)力與構(gòu)造變形關(guān)系初步分析，在推測壓裂縫網(wǎng)延伸形態(tài)時(shí)，優(yōu)先考慮井筒兩側(cè)傾角差異，在兩側(cè)傾角差異<0.6°時(shí)綜合考慮地層曲率。

圖5 JS14-7P04 井裂縫長度與地層參數(shù)關(guān)系(考慮地層傾角差異)Fig.5 Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04 (considering the differences in dip angles of the strata)

2.2 生產(chǎn)動(dòng)態(tài)表征

依據(jù)地層傾角與裂縫形態(tài)和施工壓力分析結(jié)果，明確了高應(yīng)力區(qū)裂縫擴(kuò)展受限，可能會(huì)導(dǎo)致產(chǎn)氣效果有顯著差異，為此對本區(qū)塊前期開展示蹤劑監(jiān)測的JS12-7AP02 井進(jìn)行分析驗(yàn)證。JS12-7AP02 井采用與JS14-7P04 井相同工藝參數(shù)，依據(jù)井底施工壓力和示蹤劑監(jiān)測1 個(gè)月數(shù)據(jù)，對各段累計(jì)產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)率進(jìn)行分析，已壓裂9 段的施工壓力在37.4～58.8 MPa，各段累計(jì)產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)率在5.5%～24.2%，各段累產(chǎn)氣量差異顯著，如圖6a 所示，井底施工壓力與累產(chǎn)量貢獻(xiàn)率呈現(xiàn)明顯負(fù)相關(guān)性，去掉最低井底施工壓力37.4 MPa 數(shù)據(jù)點(diǎn)(最高貢獻(xiàn)率)，剩余8 段井底施工壓力在53.5～58.8 MPa，各段累計(jì)產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)率在5.5%～18.8%，井底施工壓力與累計(jì)產(chǎn)氣量貢獻(xiàn)率仍呈現(xiàn)明顯的負(fù)相關(guān)性，如圖6b 所示。分析結(jié)果表明，高施工壓力段產(chǎn)量貢獻(xiàn)較低，與上述分析高傾角、高施工壓力、低裂縫長度結(jié)果一致，進(jìn)一步說明微應(yīng)力場對裂縫擴(kuò)展起到至關(guān)重要的影響。

圖6 井底施工壓力與累計(jì)產(chǎn)量貢獻(xiàn)率關(guān)系Fig.6 Relationships between bottomhole pressure and contribution rates to cumulative gas production

2.3 地應(yīng)力計(jì)算

為進(jìn)一步認(rèn)識(shí)應(yīng)力場對裂縫擴(kuò)展的影響，綜合考慮巖石力學(xué)參數(shù)、地層傾角、曲率等因素構(gòu)建微應(yīng)力場計(jì)算方法。目前地應(yīng)力計(jì)算模型如組合彈簧模型[27]、修正的葛氏模型[28]等考慮了宏觀構(gòu)造應(yīng)力的影響，引入了最大、最小水平主應(yīng)力方向上的構(gòu)造應(yīng)力系數(shù)，通過彈性模量、泊松比等參數(shù)來計(jì)算水平最大、最小主應(yīng)力。

組合彈簧模型：

修正的葛氏模型：

但以上模型并未考慮微構(gòu)造運(yùn)動(dòng)引起的微應(yīng)力場變化影響，而考慮為應(yīng)力場的影響是精細(xì)刻畫地應(yīng)力模型的關(guān)鍵。煤層為塑性儲(chǔ)層，容易發(fā)生形變，受構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響，不同的微構(gòu)造形態(tài)會(huì)導(dǎo)致局部的應(yīng)力與周邊應(yīng)力有顯著差異，因此為準(zhǔn)確計(jì)算煤層應(yīng)力場，將煤層應(yīng)力設(shè)定為宏觀構(gòu)造應(yīng)力、垂向應(yīng)力、微構(gòu)造應(yīng)力共同構(gòu)成，如圖7 所示。最大、最小水平地應(yīng)力可由宏觀構(gòu)造應(yīng)力分量、垂向應(yīng)力分量、微構(gòu)造應(yīng)力分量疊加構(gòu)成：

圖7 考慮微構(gòu)造影響的應(yīng)力模式Fig.7 Stress patterns considering microstructural influence

3 多輪次支撐劑暫堵轉(zhuǎn)向縫網(wǎng)彌合工藝試驗(yàn)

3.1 暫堵支撐劑粒徑和用量優(yōu)化

壓裂施工停泵易于導(dǎo)致裂縫周邊應(yīng)力場發(fā)生變化，二次壓裂有利于促進(jìn)裂縫轉(zhuǎn)向[29]。細(xì)粒支撐劑具有增加縫內(nèi)壓差，迫使壓裂液轉(zhuǎn)向造新裂縫的能力，采用黏度為25～30 mPa·s 壓裂液和粒徑60～105 μm 支撐劑，暫堵壓差最高可提升4 MPa 左右[30-31]，現(xiàn)場前置液實(shí)際使用壓裂液黏度42～54 mPa·s，有助于提高暫堵壓差。為實(shí)現(xiàn)縫網(wǎng)彌合效果，有必要開展多次壓裂試驗(yàn)，同時(shí)對暫堵支撐劑的粒徑及用量進(jìn)行探究。

3.1.1 暫堵支撐劑粒徑優(yōu)化

深部煤層氣儲(chǔ)層改造過程中考慮到多級(jí)縫網(wǎng)有效支撐需求，前期壓裂井均采用高比例低粒徑支撐劑組合[32]，150～300 μm∶105～210 μm∶60～105 μm=1∶2∶7 分階段注入模式。為探究支撐劑粒徑對裂縫導(dǎo)流能力及封堵效果的影響，室內(nèi)開展支撐劑導(dǎo)流能力評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方案見表3，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖8 所示。

圖8 支撐劑導(dǎo)流能力實(shí)驗(yàn)Fig.8 Experiments on the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity

表3 支撐劑導(dǎo)流能力評價(jià)實(shí)驗(yàn)Table 3 Experiments on the evaluation of the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity

由圖8 可以看出，支撐劑粒徑越小，裂縫導(dǎo)流能力越低，反之則越高，導(dǎo)流能力反映了裂縫的滲透能力，同時(shí)也能反映出其對裂縫的封堵效果。對于150～300 μm及105～210 μm 石英砂支撐劑，其粒間間隙相對較大，有效滲透率較高，同時(shí)形成暫堵壓差的能力降低，暫堵裂縫的效果減弱，暫堵效果較差；60～105 μm 與45～75 μm石英砂的細(xì)粒支撐劑，粒徑較小，更容易進(jìn)入微小裂縫，支撐劑堆積形成的封堵帶滲透率更低，暫堵效果更好，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，45～75 μm 較60～105 μm 支撐劑導(dǎo)流能力低。需轉(zhuǎn)向段前置45～75 μm 超細(xì)支撐劑對裂縫前端暫堵，預(yù)計(jì)可注入壓力增加遠(yuǎn)超4 MPa，采用70%的60～105 μm 支撐劑，施工過程中逐步提高縫內(nèi)凈壓力誘導(dǎo)裂縫轉(zhuǎn)向。

3.1.2 各輪次加砂量優(yōu)化

根據(jù)現(xiàn)場施工井裂縫監(jiān)測結(jié)果可知，當(dāng)砂量達(dá)到350 m3以后，縫網(wǎng)長度增長緩慢[33]，縫網(wǎng)寬度增加較快；當(dāng)砂量達(dá)到450 m3以后，縫網(wǎng)長度和寬度增長均緩慢，如圖9 所示。因此，深部煤層水平井縫網(wǎng)彌合壓裂時(shí)單次加砂量設(shè)計(jì)為300～450 m3。

圖9 砂量與監(jiān)測縫網(wǎng)長度及寬度的關(guān)系曲線Fig.9 Curves showing the relationships of proppant volume with the length and width of the monitored fracture network

3.2 應(yīng)用效果

3.2.1 直 井

1) DJ55 井基本情況

DJ55 井是一口位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部的深部煤層氣探井，目的層為太原組8 號(hào)煤層，煤層垂深2 132.2～2 137.4 m，煤層垂厚5.2 m，頂板灰?guī)r與煤層應(yīng)力差為18.5 MPa，底板泥巖/砂質(zhì)泥巖/泥質(zhì)砂巖與煤層應(yīng)力差為9.1 MPa，煤層及其頂?shù)装鍘r石力學(xué)參數(shù)見表4。頂板灰?guī)r和底板泥巖可壓性較差，且與煤層應(yīng)力差較大，頂?shù)装逭趽跄芰^強(qiáng)，裂縫高度受控，因此，開展多輪次暫堵轉(zhuǎn)向壓裂試驗(yàn)，探索縫網(wǎng)彌合技術(shù)，進(jìn)一步提高井筒周邊改造均勻程度和裂縫擴(kuò)展體積，實(shí)現(xiàn)井周資源的充分動(dòng)用。井周300 m 半徑范圍的應(yīng)力差異計(jì)算結(jié)果如圖10 所示，井筒東側(cè)應(yīng)力較井眼附近高3～6 MPa，井筒西側(cè)應(yīng)力較井眼附近高0～4.5 MPa，井筒北側(cè)應(yīng)力較井眼附近高0～5 MPa，井筒南側(cè)應(yīng)力較井眼附近高0～4 MPa。

圖10 DJ55 井井筒與周邊應(yīng)力計(jì)算結(jié)果Fig.10 Calculation results of stress in the wellbore of well DJ55 and its periphery

表4 DJ55 井煤層及頂?shù)装鍘r石力學(xué)參數(shù)Table 4 Rock mechanical parameters of the coal seam at well DJ55 and its roof and floor

2) DJ55 井壓裂施工情況

共計(jì)進(jìn)行5 輪次壓裂施工，基于前期加砂規(guī)模與縫網(wǎng)擴(kuò)展規(guī)律分析(圖9)，單次加砂規(guī)模設(shè)計(jì)用量為380～450 m3。5 次施工總液量15 335.8 m3，總砂量1 801.6 m3，各輪次施工參數(shù)、施工壓力及裂縫監(jiān)測結(jié)果分別見表5-表6 和圖11a。

圖11 DJ55 井壓裂監(jiān)測結(jié)果和生產(chǎn)曲線Fig.11 Fracturing monitoring results and production curves of well DJ 55

表5 DJ55 井施工參數(shù)和壓力統(tǒng)計(jì)Table 5 Statistics of parameters for fracturing operations and operations at well DJ55

表6 DJ55 井第2-第5 段壓裂裂縫參數(shù)Table 6 Parameters of induced fractures at stages 2-5 of well DJ55

第一輪次，采用小粒徑45～75 μm 和中小粒徑60～105 μm 支撐劑為后續(xù)轉(zhuǎn)向提高暫堵壓力，前置液初期井底壓力為55.5 MPa，攜砂液末期井底壓力40.8 MPa，施工過程中整體呈現(xiàn)緩慢下降趨勢，與井眼西側(cè)200 m，南北側(cè)170 m 均為低應(yīng)力區(qū)解釋結(jié)果一致，未開展裂縫監(jiān)測，推測裂縫主要向西側(cè)延伸。

第二輪次，均采用60～105 μm 中小粒徑支撐劑，加砂過程中壓力波動(dòng)較大，表明裂縫寬度不足，施工難度大未完成設(shè)計(jì)加砂規(guī)模，前置液初期井底壓力36.9 MPa，較第一次壓裂末期施工壓力低3.9 MPa，表明施工初期壓裂裂縫以沿第一次壓裂老裂縫擴(kuò)展為主，施工過程中壓力上漲至49.7 MPa，說明施工期間壓裂裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，第一輪次暫堵有效。監(jiān)測壓裂裂縫向東側(cè)延伸長度190 m、向西側(cè)延伸長度260 m(圖11a)，南側(cè)縫網(wǎng)寬度比北部大25%，符合兩側(cè)應(yīng)力展布情況。

第三輪次，采用中小粒徑60～105 μm 和中等粒徑105～210 μm 組合支撐劑模式，前置液初期井底壓力45.8 MPa，較第二次攜砂液末期施工壓力低3.9 MPa，表明壓裂裂縫仍延前次壓裂裂縫延伸，施工過程中壓力上漲至52.4 MPa，說明施工期間壓裂裂縫發(fā)生轉(zhuǎn)向，第二輪次同樣起到較好暫堵作用。監(jiān)測壓裂裂縫向東側(cè)延伸長度260 m、向西側(cè)延伸長度140 m，與施工壓力和周邊應(yīng)力展布計(jì)算結(jié)果一致，西側(cè)裂縫暫堵效果顯著，促進(jìn)裂縫向東側(cè)轉(zhuǎn)向；壓裂縫網(wǎng)寬度本次南北較為均勻，南側(cè)裂縫暫堵效果顯著，促進(jìn)裂縫向北側(cè)擴(kuò)展。

第四輪次，采用中等粒徑105～210 μm 支撐劑。前置液初期井底壓力59.7 MPa，較第三輪次攜砂液末期施工壓力高7.3 MPa，前期暫堵效果顯著，施工初期壓裂裂縫則發(fā)生轉(zhuǎn)向，施工過程壓力下降，至攜砂液末期井底施工壓力49.2 MPa。監(jiān)測壓裂裂縫向東側(cè)延伸長度250 m、向西側(cè)延伸長度160 m，但本次裂縫新增擴(kuò)展在西南側(cè)，說明裂縫突破前三次施工裂縫向遠(yuǎn)端中低應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展，與施工過程中壓力先高后低的情況表現(xiàn)一致。

第五輪次，采用中等粒徑105～210 μm 和中大粒徑150～300 μm 組合支撐劑模式，重點(diǎn)為提高近井縫內(nèi)導(dǎo)流能力，前置液初期井底壓力61.6 MPa，較第四輪次攜砂液末期井底壓力高12.4 MPa，與第四輪次施工壓力變化情況相似，前期暫堵效果顯著，施工初期壓裂裂縫則發(fā)生轉(zhuǎn)向，施工過程壓力下降，至攜砂液末期井底施工壓力40.2 MPa。監(jiān)測壓裂裂縫向東側(cè)延伸長度290 m、向西側(cè)延伸長度290 m，本次壓裂裂縫新增擴(kuò)展集中在西北和東北側(cè)，說明裂縫突破前4 次施工裂縫向遠(yuǎn)端中高和中低應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展，與施工過程中壓力先高后低的情況表現(xiàn)一致。5 輪次壓裂施工裂縫監(jiān)測結(jié)果和施工壓力均表明達(dá)到了提高裂縫擴(kuò)展面積和資源控制程度的試驗(yàn)需求。

3) 轉(zhuǎn)向及生產(chǎn)效果分析

監(jiān)測結(jié)果表明，如圖11a 所示，圖中藍(lán)色是第2 次壓裂裂縫范圍，紅色是第3 次壓裂在第2 次基礎(chǔ)上增加的裂縫范圍，綠色第4 次壓裂在第2-第3 次壓裂基礎(chǔ)上增加的裂縫范圍，黃色是第5 次壓裂在第2-第4 次壓裂基礎(chǔ)上增加的裂縫范圍，第2-第3 次施工在主應(yīng)力方向向中高應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展，第4-第5 次突破原有裂縫和主應(yīng)力控制向井筒遠(yuǎn)端中等應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展，監(jiān)測裂縫高度10 m，進(jìn)一步驗(yàn)證了頂?shù)装寰邆漭^強(qiáng)的封蓋能力，最終裂縫擴(kuò)展體積243.6×104m3，較常規(guī)直井裂縫體積增加170%。第3 至第5 次井底施工壓力較前期提高了8.3～12.4 MPa，遠(yuǎn)高于井筒周向的最高6 MPa 應(yīng)力差，裂縫擴(kuò)展主體受最大主應(yīng)力控制，東側(cè)高應(yīng)力區(qū)最大縫網(wǎng)寬度較西側(cè)低應(yīng)力區(qū)最大縫網(wǎng)寬度低119 m，裂縫在高應(yīng)力區(qū)擴(kuò)展仍然受到一定限制，轉(zhuǎn)向工藝仍有進(jìn)一步優(yōu)化的空間。

該井于2022 年11 月15 日投產(chǎn)，累計(jì)生產(chǎn)340 d，累產(chǎn)氣量為970.5×104m3；截至2023 年10 月21 日，日產(chǎn)氣量35 928 m3，套壓5.90 MPa，壓力和產(chǎn)量均穩(wěn)定，產(chǎn)氣能力為周邊直井的2.0～3.0 倍，初步測算該井采收儲(chǔ)量(EUR) 大于3 000×104m3，產(chǎn)出投入比為水平井1.5 倍，生產(chǎn)曲線如圖11b 所示?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，深部煤層實(shí)施多輪次重復(fù)壓裂改造效果較好，具有良好的推廣應(yīng)用價(jià)值。

3.2.2 水平井

1) JS8-6P04、JS8-6P05 井基本情況

JS8-6 井臺(tái)位于深部煤層氣開發(fā)區(qū)北部，自北向南鉆進(jìn)，井臺(tái)設(shè)計(jì)井距350 m。JS8-6P05 井水平段長1 465 m，壓裂利用水平段1 300 m，壓裂9 段，鄰井JS8-6P04 井水平段長1 197 m，壓裂利用水平段長1 197 m，壓裂8 段。

地質(zhì)模型構(gòu)建參照鄰近DJ4-6 井，壓裂選段方案初步設(shè)定與DJ4-6 井的應(yīng)力差>5 MPa 為高應(yīng)力區(qū)，3～5 MPa 之間為中等應(yīng)力區(qū)，<3 MPa 為低應(yīng)力區(qū)。根據(jù)井周應(yīng)力計(jì)算結(jié)果，2 口井均存在東西兩側(cè)應(yīng)力非對稱情況，兩側(cè)應(yīng)力差異在0～5 MPa，如圖12 所示?；谥本囼?yàn)情況和地應(yīng)力計(jì)算結(jié)果，在JS8-6P05 井第1-7壓裂段開展多輪次轉(zhuǎn)向壓裂試驗(yàn)，JS8-6P05 井第8-9段和JS8-6P04 井第1-8 段采用單輪次壓裂工藝，一方面JS8-6P05 井主體采用多輪次壓裂工藝，為避免其他因素干擾，對第1-7 段和第8-9 段在裂縫擴(kuò)展規(guī)律認(rèn)識(shí)和轉(zhuǎn)向工藝有效性兩方面在井內(nèi)進(jìn)行對比；另一方面差異化2 口水平井主體壓裂工藝，從裂縫擴(kuò)展規(guī)律認(rèn)識(shí)、轉(zhuǎn)向工藝有效性和產(chǎn)氣效果三方面綜合對比，驗(yàn)證多輪次壓裂效果。

圖12 JS8-6P04、JS8-6P05 井井筒周邊應(yīng)力差異計(jì)算結(jié)果Fig.12 Differences in calculated stress of wellbores and their peripheries between wells JS8-6P04 and JS8-6P05

2) 裂縫監(jiān)測情況分析

基于三維地震疊前道集資料提取的各向異性強(qiáng)度屬性表征天然裂縫發(fā)育情況。因深部煤層氣開發(fā)時(shí)間尚短，天然裂縫對水力裂縫擴(kuò)展影響的規(guī)律尚不明確，因此，本次針對JS8-6P04 和JS8-6P05 井裂縫監(jiān)測結(jié)果(表7)的分析忽略天然裂縫影響段。監(jiān)測結(jié)果表明：2 口井單輪次壓裂段均符合水力裂縫向低應(yīng)力區(qū)域擴(kuò)展的認(rèn)識(shí)；多輪次轉(zhuǎn)向壓裂段兩側(cè)裂縫長度差異11～31 m，平均19 m，平均裂縫總長度311 m，單輪次壓裂段兩側(cè)裂縫長度差異31～131 m，平均88 m，平均裂縫總長度328 m，多輪次壓裂段比單輪次壓裂段裂縫總長度僅低5.1%，而多輪次壓裂有效促進(jìn)了裂縫兩側(cè)均勻擴(kuò)展，減少了單次壓裂單側(cè)的過度擴(kuò)展，實(shí)現(xiàn)了井控資源的充分動(dòng)用。

表7 JS8-6P04 和JS8-6P05 井裂縫監(jiān)測結(jié)果Table 7 Monitoring results of fractures at wells JS8-6P04 and JS8-6P05

單次壓裂段在高應(yīng)力區(qū)水力裂縫兩側(cè)延伸長度差異在68～131 m，普遍較高，水力裂縫受井筒兩側(cè)應(yīng)力差異大小影響較為明顯。多輪次壓裂井，中應(yīng)力區(qū)裂縫總長平均為324.5 m，高應(yīng)力區(qū)裂縫總長平均為297.0 m，高應(yīng)力區(qū)較中應(yīng)力區(qū)裂縫總長相差8.5%，高應(yīng)力區(qū)總長度尚不能滿足350 m 井距的要求，因此，針對水平井高應(yīng)力區(qū)的多輪次轉(zhuǎn)向工藝及參數(shù)仍需進(jìn)一步優(yōu)化[34]。

3) 生產(chǎn)效果對比

JS8-6P04 井共壓裂8 段，每段平均長度149.6 m，加砂強(qiáng)度5.92 t/m，加液強(qiáng)度22.7 m3/m，投產(chǎn)136 d，累計(jì)產(chǎn)氣量1 056 萬 m3，投產(chǎn)以來平均日產(chǎn)氣量0.97 萬 m3，平均千米水平段貢獻(xiàn)產(chǎn)氣量882.2 萬 m3，統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表8。與單輪次壓裂的JS8-6P04 井對比，JS8-6P05 井加砂強(qiáng)度降低41.9%，千米壓裂總費(fèi)用降低21%，加液強(qiáng)度基本相當(dāng)，平均每段日產(chǎn)氣量和平均千米水平段貢獻(xiàn)累產(chǎn)氣量均與前者相當(dāng)。現(xiàn)場試驗(yàn)證明多輪次轉(zhuǎn)向壓裂提高了縫網(wǎng)有效控制范圍，是深部煤層氣壓裂工藝后續(xù)降本增效的重要研究方向。

4 結(jié)論

a.大寧–吉縣區(qū)塊深部太原組8 號(hào)煤和山西組5 號(hào)煤層煤體結(jié)構(gòu)好、強(qiáng)度高、頂?shù)装宸馍w條件好、區(qū)塊天然裂縫發(fā)育，具備更大規(guī)模壓裂形成超大縫網(wǎng)的可行性；裂縫擴(kuò)展大小和產(chǎn)氣效果受地應(yīng)力控制明顯，對改造強(qiáng)度有更高的需求。

b.基于超大規(guī)模與有效支撐理念，運(yùn)用多輪次轉(zhuǎn)向壓裂工藝的縫網(wǎng)彌合壓裂技術(shù)避免了儲(chǔ)層欠改造或過度改造的短板，改造效果提升顯著?，F(xiàn)場應(yīng)用效果表明，DJ55 井多輪次加砂工藝壓裂后，裂縫體積較常規(guī)大規(guī)模壓裂提升170%，穩(wěn)定日產(chǎn)氣超35 000 m3，壓力和產(chǎn)量均穩(wěn)定，產(chǎn)氣能力為周邊直井的2.0～3.0 倍；水平井多輪次壓裂段較單輪次壓裂段裂縫總長度僅減少5.1%，但實(shí)現(xiàn)了壓裂裂縫在井筒兩側(cè)的均勻擴(kuò)展，主體采用多輪次轉(zhuǎn)向壓裂工藝的JS8-6P05 井較采用單輪次壓裂的JS8-6P04 井加砂強(qiáng)度降低41.9%，但獲得相同的產(chǎn)氣效果。多輪次轉(zhuǎn)向壓裂工藝呈現(xiàn)較好的適用性，為深部煤儲(chǔ)層壓裂改造提供一種新理念。

c.受地層應(yīng)力大小影響，高應(yīng)力區(qū)壓裂裂縫平均長度297 m，較低應(yīng)力區(qū)低9.2%，未能滿足350 m 井網(wǎng)部署需求，且支撐劑暫堵多輪次轉(zhuǎn)向工藝需進(jìn)行停泵，實(shí)施效率較低，壓裂工藝參數(shù)仍需進(jìn)一步優(yōu)化，低成本高效率轉(zhuǎn)向工藝模式需要進(jìn)一步探索。

d.現(xiàn)場實(shí)踐表明，地質(zhì)構(gòu)造運(yùn)動(dòng)產(chǎn)生的微應(yīng)力變化對裂縫擴(kuò)展和煤層氣產(chǎn)氣效果影響較大，傳統(tǒng)應(yīng)力模式已無法精細(xì)刻畫地應(yīng)力模型。下一步可繼續(xù)深入研究微構(gòu)造應(yīng)力模式，推動(dòng)深部煤層氣地應(yīng)力理論研究，指導(dǎo)現(xiàn)場井網(wǎng)部署和壓裂工藝優(yōu)化。

符號(hào)注釋

E為靜態(tài)彈性模量，MPa；LH、Lh分別為最大、最小水平主應(yīng)力方向上的構(gòu)造應(yīng)力系數(shù)；po為孔隙壓力，MPa；α為有效應(yīng)力系數(shù)；μ為靜態(tài)泊松比；σh為最小水平地應(yīng)力，MPa；為垂向應(yīng)力引起的最小水平應(yīng)力分量，MPa；為微構(gòu)造應(yīng)力引起的最小水平應(yīng)力分量，MPa；為宏觀構(gòu)造應(yīng)力引起的最小水平應(yīng)力分量，MPa；σH為最大水平地應(yīng)力，MPa；為垂向應(yīng)力引起的最大水平應(yīng)力分量，MPa；為微構(gòu)造應(yīng)力引起的最大水平應(yīng)力分量，MPa；為宏觀構(gòu)造應(yīng)力引起的最大水平應(yīng)力分量，MPa；σv為垂直應(yīng)力，MPa。