深部煤层气“有效支撑”理念及创新实践
——以鄂尔多斯盆地延川南煤层气田为例

姚红生 陈贞龙 何希鹏 王运海 蒋永平

中国石化华东油气分公司

0 引言

目前，国内外煤层气勘探开发目的煤层埋深主要集中在1 000 m以浅，然而在世界范围内有超过47.6×1012m3的煤层气资源赋存在 1 000 m 以深。据国土资源部2015年全国油气资源评价结果，我国煤层气资源量为 30.05×1012m3，而 1 000 ～ 2 000 m 埋深范围内的煤层气资源量为18.87×1012m3，占总资源量的62.8%。随着浅层已探明可动用储量的减少，煤层气产业发展必将走向资源更加丰富的深部领域。但深部煤层气高效开发面临高应力、气体赋存相态复杂、储层可改造性差等诸多挑战，浅部煤层气相关的成熟理论和工艺技术难以直接套用，造成储量动用程度低、单井产能低、稳产周期短等系列问题[1-4]。

近年来，我国先后在鄂尔多斯盆地东缘、沁水盆地、滇东黔西、二连盆地等含煤盆地进行了深部煤层气的开发试验，虽取得了不同程度的单井产气突破，但相关理论技术仍处于探索阶段，还未形成系统的、能够有效指导深部煤层气勘探开发实践的理论和技术，深部煤层气规模化开发仍难以企及。深部煤层处于“三高”地层环境，即高地应力、高地层温度和高储层压力，复杂地质条件耦合作用下的煤岩孔裂隙结构的演化、应力应变性质以及煤储层吸附—解吸—扩散—渗流的动态平衡等核心问题尚在探索研究阶段，基于浅部煤层气产出原理的开发方式和增产措施对深部煤层气开发受到限制[5-6]。目前，浅部煤层气开发基本形成了一套完整的压裂工艺，包括低伤害压裂液技术、前置段塞降滤技术、组合支撑剂加砂技术、变排量施工技术等，相较于煤层气开发初期的压裂工作，压裂液量和加砂量都有了很大的提升。但是，压裂砂对煤层的有效支撑问题仍未完全解决，在深部煤层复杂造缝力学环境影响下，如何解决“压得远、低伤害、撑得住”的问题，从而增大储层改造体积，形成大范围的水力裂缝以减少渗流阻力和流体在基质中的渗流距离，成为制约深部煤层气资源效益动用的“卡脖子”难题[7-8]。

延川南煤层气田是目前国内投入商业开发最早的深部煤层气田，主力开发层位为下二叠统山西组2号煤层，埋深主要集中在1 000～1 600 m；产建阶段采用了国内煤层气开发常规压裂方式及规模，排量介于 6.0 ～ 8.0 m3/min、压裂液介于 700 ～ 800 m3、加砂介于40～50 m3。目前气田产气井超过700口，总日产气量约 120×104m3，平均单井日产气量为 1 644 m3。但气田内低产井比例较高，日产气量小于500 m3的井约占1/3，区块整体采出程度仅为18%，开发效益偏低，迫切需要攻关提高开发效果的关键技术[9-10]。近年来针对提高煤层气单井产量和提升现有低产低效井产能的难题，通过强化煤岩特性、裂缝延伸、气体解吸—渗流机理等基础研究的再认识，开展了大量现场储层改造攻关试验，创新提出了“有效支撑”压裂理念，形成了以“大排量、大液量、大砂量”为核心技术的有效支撑压裂技术，实现了气井产气量由千立方米到万立方米的大幅增加，彻底扭转了深部煤层气开发效益并进行了规模化推广应用，坚定了煤层气向深部发展的信心。

1 气田基本情况

延川南煤层气田位于鄂尔多斯盆地东南缘，处于陕北斜坡、晋西挠褶带和渭北隆起的过渡地带，整体为一倾向北西的单斜构造，中部西掌断裂带将气田分为谭坪、万宝山2个构造带（图1）。区域上自东南向西北呈逐步加深的趋势。其中，谭坪构造带主力煤层埋深小于1 000 m，平均为954 m；万宝山构造带主力煤层埋深 1 000 ～ 1 550 m，平均为 1 280 m。根据钻井成果显示，2号煤层发育稳定、连续性较好，煤层厚度介于2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m（表1）。煤层最大镜质体反射率介于1.9%～3.2%，镜质组占比70%～82%，平均为75%，灰分产率介于5.4%～36.0%，平均值为12.4%，属于特低灰—低灰煤；区内煤层含气量介于 8 ～ 22 m3/t，平均为 12 m3/t，总体上随深度增加逐渐增大；气田处于弱径流—滞流水动力环境，压力系数介于0.6～0.9；受埋深影响煤储层低孔隙度、低渗透率，孔隙度介于3%～6%，试井渗透率普遍小于1 mD[11-12]。

图1 延川南煤层气田2号煤层顶面构造图

表1 延川南煤层气田2号煤层原地应力测试结果统计表

2 煤层改造机理及认识

作为评价地下工程稳定性的关键参数，地应力的测量对煤储层渗透性、可采性及可改造性的评价十分重要。地应力大小、方位及其与煤层割理发育系统的相互关系直接控制着水力压裂缝的形态及扩展方向，从而制约着煤储层的可改造性和增产效果。延川南地区位于盆地边缘地带，位于晋西挠褶带、陕北斜坡和渭北隆起的交汇处，构造相对简单，总体上处于拉伸状态。根据区内14口井的原地应力测试分析结果（表1），统计分析区内应力场类型，延川南地区1 000 m以深侧压系数基本小于1，垂直应力占据主导地位，即以正断层应力场类型为主[13-15]（图2）。

图2 延川南地区煤储层地应力场分布特征图

裂缝形态能否成为网状复杂缝主要取决于两个水平主应力的差异，水平地应力各向异性（或水平地应力差异系数）越小（应力差越小），越有利于形成缝网系统。

式中ξ表示水平地应力差异系数，无因次；σH表示最大水平地应力，MPa；σh表示最小水平地应力，MPa。

根据式（1）计算可得，在800～1 500 m埋深范围内，延川南地区水平地应力差介于0.55～14.00 MPa，平均为 5.90 MPa，ξ介于 0.06 ～ 0.64（图3）。随埋深增大，二者均未表现出明显变化规律或趋势。通常，当ξ介于0～0.3时，水力压裂能够形成充分的裂缝网络；当ξ介于0.3～0.5时，水力压裂在高的净压力时能够形成较为充分的裂缝网络；当ξ＞0.5时，水力压裂不能形成裂缝网络。延川南地区煤储层的ξ值普遍小于0.5，35%的测点ξ＜0.3。因此，从地应力差异性的角度来看，延川南地区煤储层水力压裂能够形成充分或较为充分的裂缝网络。

图3 延川南地区水平应力各向异性随埋深的变化图

根据取心观察描述，延川南煤层气田2号煤层天然裂隙较为发育，面割理密度介于4～25条/5 cm、平均15条/5 cm，端割理密度介于2～20条/5 cm、平均为8条/5 cm。其中，厚镜煤条带中的内生裂隙密度较大，裂隙呈孤立状或网状发育，裂隙与层面垂直或高角度斜交，大部分内生裂隙局限发育于镜煤条带内，少部分内生裂隙相互连通，裂隙可穿透镜煤条带，裂隙两端延伸到亮煤分层中逐渐闭合，延伸高度较小，并且当裂隙延伸至夹矸时，裂隙发育终止于夹矸（图4）。由于煤中割理等天然弱面大量发育，导致煤岩有效弹性模量小、等效泊松比大（机械强度越低），在压裂过程中滤失量较大，压裂液的压裂效率低（仅为23.6%）。同时，这些天然裂缝会加剧水力裂缝的偏转，导致裂缝延伸方向的随机性，当压裂裂缝与天然裂缝相遇后，决定压裂缝延伸规律的影响因素除煤体自身力学特性外，主要与储层水平主应力差、裂缝相交角及天然裂缝的发育程度有关[16-19]。延川南地区ξ＜0.5，逼近角小于45°，此时天然节理起裂角均小于25°，对割理裂隙开启和形成网络裂缝极为有利。

图4 延川南地区内生裂隙垂直层面发育模式图

综上可知，延川南地区煤储层ξ值小，煤岩割理裂隙发育，宏观上表现出一定的脆性，压裂裂缝易沿天然裂缝剪切破坏延伸，即有利于形成复杂的裂缝网络。Fisher等[20]给予大量的页岩、致密砂岩压裂裂缝监测资料，将水力裂缝形态分为4类：简单裂缝、复杂裂缝、天然割理张开、复杂网络裂缝。对应的复杂性指数（Fcl）分别为：0（理想双翼缝）、0＜Fcl＜0.15（低水平复杂性）、0.15＜Fcl＜0.25（中等水平复杂性）、0.25＜Fcl（高水平复杂性）。从延川南地区前期压裂井监测统计结果来看，裂缝带半长110～140 m；裂缝带宽度59～91 m；复杂性指数介于0.24～0.34，平均为0.28，裂缝带表现为高水平复杂网络裂缝系统，与上述煤储层造缝环境配置及裂缝扩展响应分析结果一致（表2）。井下微地震监测结果也显示，煤层人工裂缝无明显的主应力方位，裂缝带方位复杂，受地层发育的割理系统的分布影响明显，复杂裂缝网络形态较为明显[21-26]。

表2 裂缝监测井裂缝监测结果表

式中W表示复杂裂缝带的宽度，m；L表示复杂裂缝带的长度，m。

因此，无论从理论分析还是煤层压裂的现场监测结果来看，常规压裂方式下深部煤储层压裂形成的水力裂缝形态基本一致，即形成裂缝网络。这类水力裂缝在近井地带波及范围较大，但难以实现长距离扩展，同时缝网形态的复杂性也增加了支撑剂的填充难度，导致有效支撑的裂缝控制面积有限。换言之，煤层本身的特性（割理裂隙发育）和原位造缝力学环境（低岩石力学强度、低应力各向异性）决定了水力裂缝延展过程中极易沟通天然裂隙，进而在近井地带形成短且窄的裂缝网络。相对于形态较为简单的单支人工裂缝，水力缝网在长轴方向波及范围有限且支撑剂填充难度大，难以形成有效的支撑裂缝，这一点在井下实际观测中也得以证实：常规压裂支撑剂集中于井筒径向8 m范围，支撑剂填充主缝延伸一般不到30 m，反映液体及压力波及与实际支撑范围的显著差异性（图5）。

图5 井下煤层气井人工裂缝观测及示意图

3 “有效支撑”理念及关键技术

压裂后裂缝在地应力作用下将迅速闭合，因此需在裂缝中充填高导流能力的支撑剂，没有支撑剂充填的裂缝被认为是闭合的、无效的。因此，动态裂缝延伸范围不具代表性，支撑裂缝才是支持煤层气高效排采的途径。显然，煤层气的高效压裂与页岩气体积压裂（即最大限度造缝网）存在本质不同，煤储层自身存在天然的裂缝网络，无需刻意造缝网，水力压裂应尽可能地提高裂缝的延展长度和支撑剂运移铺设距离，进而形成具备稳定增渗、导流和供气的支撑裂缝带，达到人为提高单井供气单元面积的目的，从而保证煤层气井的高产和长期稳产。现阶段，常规压裂方式形成的支撑裂缝长度或体积有限，难以支持深煤层煤层气的高产，或者说即使高产，也必将受供气不足影响而快速衰竭，无法稳产。因此，亟待转变对煤层常规压裂的认识，以形成长距离有效支撑、高导流能力的人工裂缝作为目标，探索升级深煤层压裂工艺技术。

“有效支撑”理念就是通过优化“压裂液、支撑剂、铺砂方式”，极大限度地延长高效导流通道，沟通煤岩裂缝网络，实现主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填，压裂液高效携砂实现“远支撑”（图6），可以形象地比喻为“高速公路修到家门口”，即：主支撑裂缝是煤层气渗流产出的主要通道，代表高速公路；次裂缝和微细裂缝则分别代表了普通公路与乡间小道，主支撑裂缝贯通煤层割理裂隙实现大范围沟通，加快压力传播形成体积解吸，从而大幅提升煤层气单井产气量。

图6 常规压裂与有效支撑压裂对比示意图

3.1 有效支撑压裂工艺探索试验

基于理念的深入认识以及煤层改造存在的难点，开展了提升裂缝有效支撑的大量现场试验，通过优化压裂液体系、优选支撑剂类型以及铺砂方式，探索阶段主要针对低产低效老井开展优化实验，基本上明确了有效支撑压裂攻关方向和优化关键参数。

3.1.1 有效支撑新材料应用和试验

3.1.1.1 提升液体携砂性能，以实现裂缝的长支撑为目标

高黏压裂液易于携砂，开展清洁压裂液、氮气泡沫压裂试验20井次，清洁压裂液采用1.0%表面活性剂＋2%KCL＋N2＋清水、氮气泡沫压裂为泡沫质量的50%～80%并与携砂液混合，有效率为90%，单井日增产气量600 m3。

3.1.1.2 以低密度支撑剂为探索方向，提升有效支撑缝长

采用多种低密度支撑剂来提高支撑剂的运移距离。如：核桃砂，利用核桃壳粉碎得到，密度为0.66 g/cm3；自悬浮支撑剂，在传统支撑剂表面增加水溶性覆膜材料，利用游泳圈效应变相降低密度；高导流纤维，携砂能力增强并且在缝内形成高导流通道。开展了全漂浮、自悬浮、纤维压裂等支撑剂试验8井次，单井日增产气量900～1 600 m3，表明提高携砂能力、降低支撑剂密度可以实现裂缝延伸、煤层改造效果有所提升，但单井施工成本约80万元，投入产出较低、难以全面推广。在试验取得效果的指导下，持续攻关“排量、液量、砂量”研究来实现裂缝的有效延伸。

3.1.2 排量提升试验

采用对煤层伤害小的活性水压裂液，基于煤岩天然裂隙系统和活性水压裂液特性，大排量注入可以有效地控制压裂液的滤失，同时提高加砂强度保证裂缝的有效延伸。根据施工排量和铺砂距离模拟结果，压裂施工中排量越大，支撑剂在裂缝方向上铺置距离越远，形成的有效压裂缝就越长；在采用常规加砂规模（单层44～50 m³）不变的情况下，提高加砂强度同时配合排量由初期6～8 m3/min提升到12 m3/min，支撑剂运移效率得到提高。试验2井次，单井日增产气量600～1 000 m3（表3）。该试验结果验证：通过加大施工排量，可以替代高黏压裂液及低密度支撑剂等较高成本的材料，并且可以实现一定的增产效果。

表3 不同施工排量条件下单井生产数据对比表

3.1.3 梯次强化加砂试验

尝试采用多轮次压裂方式，在一次施工水力压裂基础上，对同一煤层进行多次压裂施工，使裂缝系统进一步延伸并大幅提升加砂规模，充分填充裂缝，达到有效支撑的目的。以Y25定向井重复压裂为例，针对2号煤层试验进行多轮次强化加砂压裂试验，液量 6 874 m3、砂量 340 m3；采用电位法井间裂缝监测显示，裂缝半长354 m，较初次压裂提升近4倍；产液量由不到1 m3/d明显增加到8 m3/d，裂缝的导流能力较常规压裂显著提升，泄压面积明显扩大；前期常规压裂条件下，生产近4年累计产气量为82×104m3；采用多轮次强化加砂重复压裂后，日产气量由 550 m3增长至 5 000 m3，提升近 10 倍，生产2.5年累计产气量近300×104m3，单井最终可采储量（EUR）增加 260×104m3（图7、8）。

图7 Y25井压裂施工曲线及裂缝监测图

图8 Y25井重复压裂前后生产曲线对比图

通过以上有效支撑先导试验及增产效果对比分析，初步形成了有效支撑压裂“多轮次、提排量、强加砂”技术及工艺模式，开展了大量现场低效井重复压裂试验，基本上验证了通过优化水力压裂参数可以满足煤储层有效支撑地质目的，定向井稳定增产气量达 5 000 m3/d。

3.2 有效支撑压裂技术优化及形成

基于前述煤岩力学机理及有效支撑先导试验分析，深部煤层有效压裂的控制条件为：①沿较大的原生裂缝扩展延伸；②提升缝内净压力，促使天然裂隙张开形成缝网。其压裂全过程可分为：①压裂液进入阶段，微裂隙逐渐失稳；②微裂缝产生阶段，压裂液作用下多种裂隙弱面破裂；③微缝网初步形成阶段，裂隙继续张开、扩展和延伸；④高效压裂缝网形成阶段，通过大排量、大规模形成高效压裂缝网并向远端延伸。因此，深部煤层进一步提升有效改造效果的力学机理是塑性剪切致裂理论，需要更多破裂能，因此从能量角度来看，小排量、小规模压裂已不适用，亟需进行大排量、大规模压裂工艺优化。

1）大排量。在限压范围内尽可能提升排量，提高缝内净压，一方面开启更多微裂缝、增加缝宽，还有利于降低砂堤高度，提高远端铺砂浓度（图9）。

图9 不同排量压裂动态裂缝模拟图

2）大液量。不仅可以在煤层中制造出新的气水运移通道，以提高裂缝缝长为目标，寻求裂缝延伸幅度拐点。

3）大砂量。一方面采用大排量、大液量在尽可能提高裂缝延展长度的同时，配合大砂量形成具备稳定增渗、导流和供气的支撑裂缝带；另一方面考虑煤岩割理发育、力学特征及其复杂性，采用组合支撑剂体系料径充填不同宽度的裂缝，实现多尺度支撑，并提高加砂强度。

4）压后快速返排。初期返排流量较大，通过高导流有效支撑缝带出尽量多的煤粉和部分压实强度较小的石英砂，减少后期产气阶段因煤粉、吐砂导致卡泵影响连续生产，并且有助于通过长距离有效支撑裂缝沟通煤储层，实现大范围面积降压解吸，从而显著提高煤层气开发效果。

应用有效支撑压裂技术，模拟有效半缝长为190.6 m，较常规压裂有效半缝长提高3～5倍（图10）；单井稳定日产气量1.0×104m3，见气上产期1个月，单井EUR值为900×104m3；单井钻采费用约350万元，经济效益显著提升，规模化应用技术已经成熟。

图10 有效支撑压裂较常规压裂模拟有效半缝长对比图

3.3 有效支撑压裂推广应用及发展前景

基于上述有效支撑压裂技术的不断攻关升级，2021年在Y3井区南部规模推广应用取得重大突破，部署开发井33口，其中定向井28口、水平井5口，采用有效支撑压裂技术，建成产能1.44×108m3，日产气量 41.8×104m3，平均单井稳定日产气量 1.3×104m3，当年贡献产气量0.7×108m3，实现单井日产气量由千立方米到万立方米的突破。其中定向井单井日产气量（1.0 ～ 2.0）×104m3、水平井平均日产气量（2.5 ～ 6.0）×104m3。见气上产周期1个月，大幅提高单井产量及储量动用率；其中Y3-1HF水平井自喷生产，自2021年7月份产气以来，最高日产气量6.5×104m3，目前已稳产4.0×104m3以上近300天，累计产气1 280×104m3， 预 计 单 井EUR值 达 3 800×104m3（图11、12）。

图11 Y3井区有效支撑压裂规模应用效果图

图12 Y3-1HF水平井生产曲线图

煤层气效益开发目的就是快速、高效动用煤层气资源，虽然有效支撑压裂实现了深部煤层气产量大幅提升，但应避开构造复杂区、断层发育等保存不利区域，因为资源的保证是煤层气井高产稳产的关键。据不完全统计，我国埋深1 500～3 000 m煤层气资源量 30.37×1012m3，是 1500 m 以浅的 1.5 倍，3 000 m以深资源尚未评估，前景更为广阔。有效支撑压裂技术的形成及推广应用将扩大我国煤层气勘探开发领域，解放深部丰富的煤层气资源，极大地推动我国煤层气产业发展，并进一步推动天然气结构优化调整，助力我国能源结构改善。

4 结论

1）研究区1 000 m以深侧压系数基本小于1，垂直应力占据主导地位，地应力差异系数普遍小于0.5；割理裂隙发育程度高，裂缝在层内易沿天然裂缝延伸形成复杂裂缝。井下观测发现，支撑剂堆积于近井地带8 m范围以内，反映液体压力波及与实际支撑范围差异显著。因此，常规压裂方式难以形成长距离有效支撑裂缝是造成深部煤层低产、低效的根本问题。

2）提出了“有效支撑”理念，即极大限度地延长高效导流通道沟通煤岩裂缝，实现主裂缝充分延伸铺砂、次级裂缝有效充填达到“远支撑”目的。开展了“远距离运移、高效率推进、大规模铺砂”等先导工艺试验，优化形成了以“大排量、大液量、大砂量”为关键参数的有效支撑压裂技术，经济效益显著提升，规模化应用技术已经成熟。

3）研究成果指导了延川南深部煤层气田的高效开发，并实现规模化应用：实施开发井33口，建成产能1.44×108m3；其中定向井单井稳定日产气量超过1.0×104m3，水平井单井稳定日产气量（2.5～6.0）×104m3，实现了延川南深部煤层气高效开发重大突破。“有效支撑”理念及压裂技术的工业化应用，将充分释放我国深部煤层气30×1012m3的煤层气资源，进一步推动天然气结构优化调整，助力我国能源结构改善。