深部煤層氣“有效支撐”理念及創新實踐
——以鄂爾多斯盆地延川南煤層氣田為例

姚紅生 陳貞龍 何希鵬 王運海 蔣永平

中國石化華東油氣分公司

0 引言

目前，國內外煤層氣勘探開發目的煤層埋深主要集中在1 000 m以淺，然而在世界范圍內有超過47.6×1012m3的煤層氣資源賦存在 1 000 m 以深。據國土資源部2015年全國油氣資源評價結果，我國煤層氣資源量為 30.05×1012m3，而 1 000 ～ 2 000 m 埋深范圍內的煤層氣資源量為18.87×1012m3，占總資源量的62.8%。隨著淺層已探明可動用儲量的減少，煤層氣產業發展必將走向資源更加豐富的深部領域。但深部煤層氣高效開發面臨高應力、氣體賦存相態復雜、儲層可改造性差等諸多挑戰，淺部煤層氣相關的成熟理論和工藝技術難以直接套用，造成儲量動用程度低、單井產能低、穩產周期短等系列問題[1-4]。

近年來，我國先后在鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地、滇東黔西、二連盆地等含煤盆地進行了深部煤層氣的開發試驗，雖取得了不同程度的單井產氣突破，但相關理論技術仍處于探索階段，還未形成系統的、能夠有效指導深部煤層氣勘探開發實踐的理論和技術，深部煤層氣規模化開發仍難以企及。深部煤層處于“三高”地層環境，即高地應力、高地層溫度和高儲層壓力，復雜地質條件耦合作用下的煤巖孔裂隙結構的演化、應力應變性質以及煤儲層吸附—解吸—擴散—滲流的動態平衡等核心問題尚在探索研究階段，基于淺部煤層氣產出原理的開發方式和增產措施對深部煤層氣開發受到限制[5-6]。目前，淺部煤層氣開發基本形成了一套完整的壓裂工藝，包括低傷害壓裂液技術、前置段塞降濾技術、組合支撐劑加砂技術、變排量施工技術等，相較于煤層氣開發初期的壓裂工作，壓裂液量和加砂量都有了很大的提升。但是，壓裂砂對煤層的有效支撐問題仍未完全解決，在深部煤層復雜造縫力學環境影響下，如何解決“壓得遠、低傷害、撐得住”的問題，從而增大儲層改造體積，形成大范圍的水力裂縫以減少滲流阻力和流體在基質中的滲流距離，成為制約深部煤層氣資源效益動用的“卡脖子”難題[7-8]。

延川南煤層氣田是目前國內投入商業開發最早的深部煤層氣田，主力開發層位為下二疊統山西組2號煤層，埋深主要集中在1 000～1 600 m；產建階段采用了國內煤層氣開發常規壓裂方式及規模，排量介于 6.0 ～ 8.0 m3/min、壓裂液介于 700 ～ 800 m3、加砂介于40～50 m3。目前氣田產氣井超過700口，總日產氣量約 120×104m3，平均單井日產氣量為 1 644 m3。但氣田內低產井比例較高，日產氣量小于500 m3的井約占1/3，區塊整體采出程度僅為18%，開發效益偏低，迫切需要攻關提高開發效果的關鍵技術[9-10]。近年來針對提高煤層氣單井產量和提升現有低產低效井產能的難題，通過強化煤巖特性、裂縫延伸、氣體解吸—滲流機理等基礎研究的再認識，開展了大量現場儲層改造攻關試驗，創新提出了“有效支撐”壓裂理念，形成了以“大排量、大液量、大砂量”為核心技術的有效支撐壓裂技術，實現了氣井產氣量由千立方米到萬立方米的大幅增加，徹底扭轉了深部煤層氣開發效益并進行了規模化推廣應用，堅定了煤層氣向深部發展的信心。

1 氣田基本情況

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于陜北斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起的過渡地帶，整體為一傾向北西的單斜構造，中部西掌斷裂帶將氣田分為譚坪、萬寶山2個構造帶（圖1）。區域上自東南向西北呈逐步加深的趨勢。其中，譚坪構造帶主力煤層埋深小于1 000 m，平均為954 m；萬寶山構造帶主力煤層埋深 1 000 ～ 1 550 m，平均為 1 280 m。根據鉆井成果顯示，2號煤層發育穩定、連續性較好，煤層厚度介于2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m（表1）。煤層最大鏡質體反射率介于1.9%～3.2%，鏡質組占比70%～82%，平均為75%，灰分產率介于5.4%～36.0%，平均值為12.4%，屬于特低灰—低灰煤；區內煤層含氣量介于 8 ～ 22 m3/t，平均為 12 m3/t，總體上隨深度增加逐漸增大；氣田處于弱徑流—滯流水動力環境，壓力系數介于0.6～0.9；受埋深影響煤儲層低孔隙度、低滲透率，孔隙度介于3%～6%，試井滲透率普遍小于1 mD[11-12]。

圖1 延川南煤層氣田2號煤層頂面構造圖

表1 延川南煤層氣田2號煤層原地應力測試結果統計表

2 煤層改造機理及認識

作為評價地下工程穩定性的關鍵參數，地應力的測量對煤儲層滲透性、可采性及可改造性的評價十分重要。地應力大小、方位及其與煤層割理發育系統的相互關系直接控制著水力壓裂縫的形態及擴展方向，從而制約著煤儲層的可改造性和增產效果。延川南地區位于盆地邊緣地帶，位于晉西撓褶帶、陜北斜坡和渭北隆起的交匯處，構造相對簡單，總體上處于拉伸狀態。根據區內14口井的原地應力測試分析結果（表1），統計分析區內應力場類型，延川南地區1 000 m以深側壓系數基本小于1，垂直應力占據主導地位，即以正斷層應力場類型為主[13-15]（圖2）。

圖2 延川南地區煤儲層地應力場分布特征圖

裂縫形態能否成為網狀復雜縫主要取決于兩個水平主應力的差異，水平地應力各向異性（或水平地應力差異系數）越小（應力差越小），越有利于形成縫網系統。

式中ξ表示水平地應力差異系數，無因次；σH表示最大水平地應力，MPa；σh表示最小水平地應力，MPa。

根據式（1）計算可得，在800～1 500 m埋深范圍內，延川南地區水平地應力差介于0.55～14.00 MPa，平均為 5.90 MPa，ξ介于 0.06 ～ 0.64（圖3）。隨埋深增大，二者均未表現出明顯變化規律或趨勢。通常，當ξ介于0～0.3時，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網絡；當ξ介于0.3～0.5時，水力壓裂在高的凈壓力時能夠形成較為充分的裂縫網絡；當ξ＞0.5時，水力壓裂不能形成裂縫網絡。延川南地區煤儲層的ξ值普遍小于0.5，35%的測點ξ＜0.3。因此，從地應力差異性的角度來看，延川南地區煤儲層水力壓裂能夠形成充分或較為充分的裂縫網絡。

圖3 延川南地區水平應力各向異性隨埋深的變化圖

根據取心觀察描述，延川南煤層氣田2號煤層天然裂隙較為發育，面割理密度介于4～25條/5 cm、平均15條/5 cm，端割理密度介于2～20條/5 cm、平均為8條/5 cm。其中，厚鏡煤條帶中的內生裂隙密度較大，裂隙呈孤立狀或網狀發育，裂隙與層面垂直或高角度斜交，大部分內生裂隙局限發育于鏡煤條帶內，少部分內生裂隙相互連通，裂隙可穿透鏡煤條帶，裂隙兩端延伸到亮煤分層中逐漸閉合，延伸高度較小，并且當裂隙延伸至夾矸時，裂隙發育終止于夾矸（圖4）。由于煤中割理等天然弱面大量發育，導致煤巖有效彈性模量小、等效泊松比大（機械強度越低），在壓裂過程中濾失量較大，壓裂液的壓裂效率低（僅為23.6%）。同時，這些天然裂縫會加劇水力裂縫的偏轉，導致裂縫延伸方向的隨機性，當壓裂裂縫與天然裂縫相遇后，決定壓裂縫延伸規律的影響因素除煤體自身力學特性外，主要與儲層水平主應力差、裂縫相交角及天然裂縫的發育程度有關[16-19]。延川南地區ξ＜0.5，逼近角小于45°，此時天然節理起裂角均小于25°，對割理裂隙開啟和形成網絡裂縫極為有利。

圖4 延川南地區內生裂隙垂直層面發育模式圖

綜上可知，延川南地區煤儲層ξ值小，煤巖割理裂隙發育，宏觀上表現出一定的脆性，壓裂裂縫易沿天然裂縫剪切破壞延伸，即有利于形成復雜的裂縫網絡。Fisher等[20]給予大量的頁巖、致密砂巖壓裂裂縫監測資料，將水力裂縫形態分為4類：簡單裂縫、復雜裂縫、天然割理張開、復雜網絡裂縫。對應的復雜性指數（Fcl）分別為：0（理想雙翼縫）、0＜Fcl＜0.15（低水平復雜性）、0.15＜Fcl＜0.25（中等水平復雜性）、0.25＜Fcl（高水平復雜性）。從延川南地區前期壓裂井監測統計結果來看，裂縫帶半長110～140 m；裂縫帶寬度59～91 m；復雜性指數介于0.24～0.34，平均為0.28，裂縫帶表現為高水平復雜網絡裂縫系統，與上述煤儲層造縫環境配置及裂縫擴展響應分析結果一致（表2）。井下微地震監測結果也顯示，煤層人工裂縫無明顯的主應力方位，裂縫帶方位復雜，受地層發育的割理系統的分布影響明顯，復雜裂縫網絡形態較為明顯[21-26]。

表2 裂縫監測井裂縫監測結果表

式中W表示復雜裂縫帶的寬度，m；L表示復雜裂縫帶的長度，m。

因此，無論從理論分析還是煤層壓裂的現場監測結果來看，常規壓裂方式下深部煤儲層壓裂形成的水力裂縫形態基本一致，即形成裂縫網絡。這類水力裂縫在近井地帶波及范圍較大，但難以實現長距離擴展，同時縫網形態的復雜性也增加了支撐劑的填充難度，導致有效支撐的裂縫控制面積有限。換言之，煤層本身的特性（割理裂隙發育）和原位造縫力學環境（低巖石力學強度、低應力各向異性）決定了水力裂縫延展過程中極易溝通天然裂隙，進而在近井地帶形成短且窄的裂縫網絡。相對于形態較為簡單的單支人工裂縫，水力縫網在長軸方向波及范圍有限且支撐劑填充難度大，難以形成有效的支撐裂縫，這一點在井下實際觀測中也得以證實：常規壓裂支撐劑集中于井筒徑向8 m范圍，支撐劑填充主縫延伸一般不到30 m，反映液體及壓力波及與實際支撐范圍的顯著差異性（圖5）。

圖5 井下煤層氣井人工裂縫觀測及示意圖

3 “有效支撐”理念及關鍵技術

壓裂后裂縫在地應力作用下將迅速閉合，因此需在裂縫中充填高導流能力的支撐劑，沒有支撐劑充填的裂縫被認為是閉合的、無效的。因此，動態裂縫延伸范圍不具代表性，支撐裂縫才是支持煤層氣高效排采的途徑。顯然，煤層氣的高效壓裂與頁巖氣體積壓裂（即最大限度造縫網）存在本質不同，煤儲層自身存在天然的裂縫網絡，無需刻意造縫網，水力壓裂應盡可能地提高裂縫的延展長度和支撐劑運移鋪設距離，進而形成具備穩定增滲、導流和供氣的支撐裂縫帶，達到人為提高單井供氣單元面積的目的，從而保證煤層氣井的高產和長期穩產。現階段，常規壓裂方式形成的支撐裂縫長度或體積有限，難以支持深煤層煤層氣的高產，或者說即使高產，也必將受供氣不足影響而快速衰竭，無法穩產。因此，亟待轉變對煤層常規壓裂的認識，以形成長距離有效支撐、高導流能力的人工裂縫作為目標，探索升級深煤層壓裂工藝技術。

“有效支撐”理念就是通過優化“壓裂液、支撐劑、鋪砂方式”，極大限度地延長高效導流通道，溝通煤巖裂縫網絡，實現主裂縫充分延伸鋪砂、次級裂縫有效充填，壓裂液高效攜砂實現“遠支撐”（圖6），可以形象地比喻為“高速公路修到家門口”，即：主支撐裂縫是煤層氣滲流產出的主要通道，代表高速公路；次裂縫和微細裂縫則分別代表了普通公路與鄉間小道，主支撐裂縫貫通煤層割理裂隙實現大范圍溝通，加快壓力傳播形成體積解吸，從而大幅提升煤層氣單井產氣量。

圖6 常規壓裂與有效支撐壓裂對比示意圖

3.1 有效支撐壓裂工藝探索試驗

基于理念的深入認識以及煤層改造存在的難點，開展了提升裂縫有效支撐的大量現場試驗，通過優化壓裂液體系、優選支撐劑類型以及鋪砂方式，探索階段主要針對低產低效老井開展優化實驗，基本上明確了有效支撐壓裂攻關方向和優化關鍵參數。

3.1.1 有效支撐新材料應用和試驗

3.1.1.1 提升液體攜砂性能，以實現裂縫的長支撐為目標

高黏壓裂液易于攜砂，開展清潔壓裂液、氮氣泡沫壓裂試驗20井次，清潔壓裂液采用1.0%表面活性劑＋2%KCL＋N2＋清水、氮氣泡沫壓裂為泡沫質量的50%～80%并與攜砂液混合，有效率為90%，單井日增產氣量600 m3。

3.1.1.2 以低密度支撐劑為探索方向，提升有效支撐縫長

采用多種低密度支撐劑來提高支撐劑的運移距離。如：核桃砂，利用核桃殼粉碎得到，密度為0.66 g/cm3；自懸浮支撐劑，在傳統支撐劑表面增加水溶性覆膜材料，利用游泳圈效應變相降低密度；高導流纖維，攜砂能力增強并且在縫內形成高導流通道。開展了全漂浮、自懸浮、纖維壓裂等支撐劑試驗8井次，單井日增產氣量900～1 600 m3，表明提高攜砂能力、降低支撐劑密度可以實現裂縫延伸、煤層改造效果有所提升，但單井施工成本約80萬元，投入產出較低、難以全面推廣。在試驗取得效果的指導下，持續攻關“排量、液量、砂量”研究來實現裂縫的有效延伸。

3.1.2 排量提升試驗

采用對煤層傷害小的活性水壓裂液，基于煤巖天然裂隙系統和活性水壓裂液特性，大排量注入可以有效地控制壓裂液的濾失，同時提高加砂強度保證裂縫的有效延伸。根據施工排量和鋪砂距離模擬結果，壓裂施工中排量越大，支撐劑在裂縫方向上鋪置距離越遠，形成的有效壓裂縫就越長；在采用常規加砂規模（單層44～50 m3）不變的情況下，提高加砂強度同時配合排量由初期6～8 m3/min提升到12 m3/min，支撐劑運移效率得到提高。試驗2井次，單井日增產氣量600～1 000 m3（表3）。該試驗結果驗證：通過加大施工排量，可以替代高黏壓裂液及低密度支撐劑等較高成本的材料，并且可以實現一定的增產效果。

表3 不同施工排量條件下單井生產數據對比表

3.1.3 梯次強化加砂試驗

嘗試采用多輪次壓裂方式，在一次施工水力壓裂基礎上，對同一煤層進行多次壓裂施工，使裂縫系統進一步延伸并大幅提升加砂規模，充分填充裂縫，達到有效支撐的目的。以Y25定向井重復壓裂為例，針對2號煤層試驗進行多輪次強化加砂壓裂試驗，液量 6 874 m3、砂量 340 m3；采用電位法井間裂縫監測顯示，裂縫半長354 m，較初次壓裂提升近4倍；產液量由不到1 m3/d明顯增加到8 m3/d，裂縫的導流能力較常規壓裂顯著提升，泄壓面積明顯擴大；前期常規壓裂條件下，生產近4年累計產氣量為82×104m3；采用多輪次強化加砂重復壓裂后，日產氣量由 550 m3增長至 5 000 m3，提升近 10 倍，生產2.5年累計產氣量近300×104m3，單井最終可采儲量（EUR）增加 260×104m3（圖7、8）。

圖7 Y25井壓裂施工曲線及裂縫監測圖

圖8 Y25井重復壓裂前后生產曲線對比圖

通過以上有效支撐先導試驗及增產效果對比分析，初步形成了有效支撐壓裂“多輪次、提排量、強加砂”技術及工藝模式，開展了大量現場低效井重復壓裂試驗，基本上驗證了通過優化水力壓裂參數可以滿足煤儲層有效支撐地質目的，定向井穩定增產氣量達 5 000 m3/d。

3.2 有效支撐壓裂技術優化及形成

基于前述煤巖力學機理及有效支撐先導試驗分析，深部煤層有效壓裂的控制條件為：①沿較大的原生裂縫擴展延伸；②提升縫內凈壓力，促使天然裂隙張開形成縫網。其壓裂全過程可分為：①壓裂液進入階段，微裂隙逐漸失穩；②微裂縫產生階段，壓裂液作用下多種裂隙弱面破裂；③微縫網初步形成階段，裂隙繼續張開、擴展和延伸；④高效壓裂縫網形成階段，通過大排量、大規模形成高效壓裂縫網并向遠端延伸。因此，深部煤層進一步提升有效改造效果的力學機理是塑性剪切致裂理論，需要更多破裂能，因此從能量角度來看，小排量、小規模壓裂已不適用，亟需進行大排量、大規模壓裂工藝優化。

1）大排量。在限壓范圍內盡可能提升排量，提高縫內凈壓，一方面開啟更多微裂縫、增加縫寬，還有利于降低砂堤高度，提高遠端鋪砂濃度（圖9）。

圖9 不同排量壓裂動態裂縫模擬圖

2）大液量。不僅可以在煤層中制造出新的氣水運移通道，以提高裂縫縫長為目標，尋求裂縫延伸幅度拐點。

3）大砂量。一方面采用大排量、大液量在盡可能提高裂縫延展長度的同時，配合大砂量形成具備穩定增滲、導流和供氣的支撐裂縫帶；另一方面考慮煤巖割理發育、力學特征及其復雜性，采用組合支撐劑體系料徑充填不同寬度的裂縫，實現多尺度支撐，并提高加砂強度。

4）壓后快速返排。初期返排流量較大，通過高導流有效支撐縫帶出盡量多的煤粉和部分壓實強度較小的石英砂，減少后期產氣階段因煤粉、吐砂導致卡泵影響連續生產，并且有助于通過長距離有效支撐裂縫溝通煤儲層，實現大范圍面積降壓解吸，從而顯著提高煤層氣開發效果。

應用有效支撐壓裂技術，模擬有效半縫長為190.6 m，較常規壓裂有效半縫長提高3～5倍（圖10）；單井穩定日產氣量1.0×104m3，見氣上產期1個月，單井EUR值為900×104m3；單井鉆采費用約350萬元，經濟效益顯著提升，規模化應用技術已經成熟。

圖10 有效支撐壓裂較常規壓裂模擬有效半縫長對比圖

3.3 有效支撐壓裂推廣應用及發展前景

基于上述有效支撐壓裂技術的不斷攻關升級，2021年在Y3井區南部規模推廣應用取得重大突破，部署開發井33口，其中定向井28口、水平井5口，采用有效支撐壓裂技術，建成產能1.44×108m3，日產氣量 41.8×104m3，平均單井穩定日產氣量 1.3×104m3，當年貢獻產氣量0.7×108m3，實現單井日產氣量由千立方米到萬立方米的突破。其中定向井單井日產氣量（1.0 ～ 2.0）×104m3、水平井平均日產氣量（2.5 ～ 6.0）×104m3。見氣上產周期1個月，大幅提高單井產量及儲量動用率；其中Y3-1HF水平井自噴生產，自2021年7月份產氣以來，最高日產氣量6.5×104m3，目前已穩產4.0×104m3以上近300天，累計產氣1 280×104m3， 預 計 單 井EUR值 達 3 800×104m3（圖11、12）。

圖11 Y3井區有效支撐壓裂規模應用效果圖

圖12 Y3-1HF水平井生產曲線圖

煤層氣效益開發目的就是快速、高效動用煤層氣資源，雖然有效支撐壓裂實現了深部煤層氣產量大幅提升，但應避開構造復雜區、斷層發育等保存不利區域，因為資源的保證是煤層氣井高產穩產的關鍵。據不完全統計，我國埋深1 500～3 000 m煤層氣資源量 30.37×1012m3，是 1500 m 以淺的 1.5 倍，3 000 m以深資源尚未評估，前景更為廣闊。有效支撐壓裂技術的形成及推廣應用將擴大我國煤層氣勘探開發領域，解放深部豐富的煤層氣資源，極大地推動我國煤層氣產業發展，并進一步推動天然氣結構優化調整，助力我國能源結構改善。

4 結論

1）研究區1 000 m以深側壓系數基本小于1，垂直應力占據主導地位，地應力差異系數普遍小于0.5；割理裂隙發育程度高，裂縫在層內易沿天然裂縫延伸形成復雜裂縫。井下觀測發現，支撐劑堆積于近井地帶8 m范圍以內，反映液體壓力波及與實際支撐范圍差異顯著。因此，常規壓裂方式難以形成長距離有效支撐裂縫是造成深部煤層低產、低效的根本問題。

2）提出了“有效支撐”理念，即極大限度地延長高效導流通道溝通煤巖裂縫，實現主裂縫充分延伸鋪砂、次級裂縫有效充填達到“遠支撐”目的。開展了“遠距離運移、高效率推進、大規模鋪砂”等先導工藝試驗，優化形成了以“大排量、大液量、大砂量”為關鍵參數的有效支撐壓裂技術，經濟效益顯著提升，規模化應用技術已經成熟。

3）研究成果指導了延川南深部煤層氣田的高效開發，并實現規模化應用：實施開發井33口，建成產能1.44×108m3；其中定向井單井穩定日產氣量超過1.0×104m3，水平井單井穩定日產氣量（2.5～6.0）×104m3，實現了延川南深部煤層氣高效開發重大突破。“有效支撐”理念及壓裂技術的工業化應用，將充分釋放我國深部煤層氣30×1012m3的煤層氣資源，進一步推動天然氣結構優化調整，助力我國能源結構改善。