【论文】李德旗，等：四川盆地渝西大安区块龙潭组深层煤岩气压裂技术探索

作者简介：李德旗，1969 年生，正高级工程师；主要从事非常规油气钻井和储层改造术研究及应用方面的工作。地址：（310023）浙江省杭州市余杭区五常街道荆山湾路。ORCID: 0009-0001-0477-6354。

E-mail: lidq85@petrochina.com.cn

通信作者：陈钊，1991 年生，工程师；主要从事油气储层改造研究方面的工作。地址：（310023）浙江省杭州市余杭区五常街道荆山湾路。ORCID: 0009-0001-9269-0146。

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中国煤层气经过多年勘探开发已走向规模化发展的道路，但面对巨大的煤层气资源，总体进展较为缓慢，主体开发的煤层气埋深仍在1 500 m 以浅^[1-2]。“十三五”以来，鄂尔多斯盆地东缘临兴延川南、大宁—吉县等地区先后开展了1 500 m 以深煤岩气勘探评价试验，其中2021 年延川南区块通过开展提升裂缝有效延伸的先导试验，初步形成有效支撑压裂“多轮次、提排量、强加砂”技术及工艺模式，定向井稳定增产气量达5 000 m³/d，但施工排量仅12 m³/min， 需进一步优化提升^[3]。2021—2022 年，大宁—吉县区块在其储量区北部、南部针对8 号煤层开展先导试验， 簇间距10 ～ 20 m，施工排量16 ～ 22 m³/min，加砂强度6.3 ～ 8.9 t/m，用液强度31 ～ 43 m³/m，首月平均单井日产气量8.6×10⁴ m³，试采效果好。2023 年， 临兴区块开展水平井先导性试验，施工排量18 m³/min， 加砂强度2.1 m³/m，用液强度16.5 m³/m，压裂后形成了复杂裂缝网络，最高产气量达6×10⁴ m³/d，整体展现了中国深层煤岩气巨大的开发潜力^[4]。尽管大规模压裂整体上取得了显著成效，但仍有部分井压后改造效果不理想，且随着埋深增加，压裂关键参数选取、工艺适应性仍处于探索阶段，严重制约了深层煤岩气的效益开发^[5-7]。

四川盆地渝西大安区块位于上二叠统龙潭组煤系地层沉积中心，煤岩主要发育于海陆过渡相的滨岸沼泽环境^[8]，埋深2 000 ～ 3 500 m，地层分布稳定， 煤岩镜质组含量高，处于高过成熟阶段，为无烟煤^[9]。此类深部煤层破裂压力高（50 ～ 90 MPa）、闭合应力大（30 ～ 60 MPa）等复杂的地质条件导致压裂施工加砂困难且易砂堵、压裂液易滤失、缝网形成难， 现有的中浅煤层压裂改造技术不再适用。笔者团队针对四川盆地龙潭组第一口深层煤岩气井JT1H 井， 以形成足够改造体积、促成复杂裂缝、提高泄气体积为目标，采用小簇间距布缝、大排量大规模造缝、高强度加砂支撑的压裂工艺，成功实践了大规模体积压裂。该成果有助于形成深层煤岩气压裂改造技术体系，对加快推进四川盆地超压、超饱和深层煤岩气高效规模开发具有重要的指导意义。

1 　大安区块龙潭组煤层地质特征

1.1 　煤层基本特征

渝西大安区块位于四川盆地川南低褶构造带，处于华蓥山断裂以东，为华蓥山断褶带向西南延伸末端，整体呈现高陡背斜与宽缓向斜相间的“隔档式” 构造格局^[10]。主要含煤层系为龙潭组，平均埋深 2 000 ～ 3 200 m，发育多套薄煤层，其中龙潭组一段和龙潭组二段是煤层主要发育段（图1），整体厚度大， 约5.7 ～ 14.9 m，总含气量为21.57 ～ 24.21 m³/t，游离气含量较高，约38%，灰分产率26.1% ～ 30.6%。主力可采煤层为19 号煤层，以原生结构为主，夹矸少， 煤层结构简单，煤岩储层叠合连片、广泛分布，在背斜及斜坡区大面积展布，具有良好的开发潜力^[11]。

1.2 　煤岩及顶底板特征

大安区块龙潭组19 号煤层杨氏模量约12 GPa， 泊松比约0.31，声波脆性指数约28%，最小水平主应力为71 ～ 72 MPa，水平应力差为12 ～ 14 MPa。相比较鄂尔多斯盆地大宁—吉县区块8 号煤层杨氏模量1.5 ～ 2.7 GPa， 泊松比0.22 ～ 0.28， 脆性指数35% ～ 46%，水平应力差2.4 ～ 4.2 MPa^[12-13]，大安区块龙潭组19 号煤层在压裂改造时人工裂缝延伸和形成复杂缝网的难度更高。龙潭组煤层渗透率为0.018 ～ 0.061 mD，平均值约0.039 mD，孔隙度为6.1% ～ 7.3%，平均值约6.8%，微孔、介孔和宏孔均发育较好。通过岩心宏观描述，煤岩类型为半暗—半亮型块煤，割理发育，微米CT 扫描图像显示，煤岩微裂隙、微裂缝较为发育且具有一定的连通性，有利于压裂形成复杂程度高的裂缝网络。煤岩显微组分以镜质组为主，约占55.4% ～ 78.3%，平均68.2%，其次为惰质组，约占7.2% ～ 13.5%，平均10.5%。镜质体反射率为2.30% ～ 2.42%，平均2.36%，变质程度较高，属于无烟煤^[14]。煤岩顶底板岩性以泥页岩为主，夹粉砂质泥岩和泥质粉砂岩，岩性致密，与煤岩相比，具有低孔隙度、低渗透的特征。FMI 成像显示远场声波未见明显裂缝，表明非煤岩段岩性致密，可以有效限制缝高^[15]。

2 　压裂施工设计

2.1 　整体改造难点与思路

大安区块龙潭组煤层压裂改造面临以下难点：①杨氏模量低、泊松比较高、脆性指数低，储层呈偏软塑性的特征，导致人工裂缝扩展难度大，有效改造体积受限；同时压后支撑剂易嵌入煤层，降低裂缝导流能力和压裂改造效果，难以长期稳产^[16]。②地应力偏高，水平应力差较大，压裂不易形成复杂的裂缝网络。③发育的割理和裂缝使得煤质较碎，易造成压裂液滤失较多，人工裂缝长度受限^[17]。

针对上述改造难点，围绕促进缝网改造复杂化和缝网支撑有效化，提出“小簇间距布缝+ 大排量大规模造缝+ 高强度加砂支撑”的压裂改造思路。通过小簇间距改造，提高支撑裂缝体积和有效渗流通道。通过提高加砂强度，优化粒径组合，保障裂缝全尺度支撑效率^[18-19] ；基于高黏滑溜水造主缝、粉砂段塞封堵近井裂缝、大排量匹配合理孔数提高孔眼射流速度，进而控制近井裂缝复杂程度，强化主缝延伸，扩展远井裂缝网络，实现大规模缝网体积压裂改造。

2.2 　射孔工艺优化

JT1H 井煤层扩径严重，水平段煤层井径扩大率平均58.2%，最大138.4%，应采用等孔径深穿透射孔弹，保证孔径及穿深均匀，提高开启效率。主体水平段钻遇19 号主力煤层下部，采用水平—定向向下射孔，避免向上射孔造成返排出砂。

为研究不同施工参数，即排量（A）、液量（B）、砂量（C）、单段簇数（D）、单簇孔数（E）对裂缝扩展的影响规律，基于深层煤岩气层割理发育特征和大规模、强支撑的压裂改造理念，参考新疆、鄂尔多斯、沁水等区块深层煤岩气改造经验^[20-23]，设计了四水平五因素[L₁₆4⁵] 正交试验（表1）。正交试验共有16 组，分别为: A₁B₁C₁D₁E₁、A₁B₂C₂D₂E₂、A₁B₃C₃D₃E₃、A₁B₄C₄D₄E₄、A₂B₁C₂D₃E₄、A₂B₂C₁D₄E₃、A₂B₃C₄D₁E₂、A₂B₄C₃D₂E₁、A₃B₁C₃D₄E₂、A₃B₂C₄D₃E₁、A₃B₃C₁D₂E₄、A₃B₄C₂D₁E₃、A₄B₁C₄D₂E₃、A₄B₂C₃D₁E₄、A₄B₃C₂D₄E₁、A₄B₄C₁D₃E₂。

为了确保正交试验结果能够有效指导实际压裂效果分析，在压裂水平井模型靠近趾端设计1 个压裂段，段长和模型属性保持不变，采用Kinetix 平台UFM 模型，模拟裂缝扩展。通过16 组正交模拟试验得到裂缝整体形态（图2），统计每组试验的缝长、缝宽和缝高，绘制裂缝长—宽—高和裂缝面积分布图（图3、4）。模拟结果显示压裂缝长与导流能力无法实现同向优化，需寻找其中的平衡点。而通过分析研究大量煤层气井开发生产效果变化趋势，发现煤层初始导流能力越高，支撑剂嵌入、压裂液、高闭合应力、多裂缝发育等多因素对产量影响时间越短， 后期产量下降程度越小，因此，煤层气井组的水平井压裂缝长应参考360 ～ 400 m 井间距进行设计，采用有效提高煤层裂缝支撑效率的压裂技术，即尽可能地提高煤层压裂裂缝铺砂浓度以提升初始导流能力， 从而达到更好的增产效果。而针对单一煤层气水平井应优先考虑增加裂缝长度以提升井控储量。

为更准确评价压裂缝长与压裂参数之间的关系， 引入方差分析，估计随机误差，从而较为精准地评估5 种因素对试验结果的影响。根据压裂参数方差分析（表2）可知，各因素对人工裂缝长度有显著性影响。通过计算得到压裂参数极差值（R）：排量极差值R_rate=141.750，单段簇数极差值R_cluster=139.750， 液量极差值R_fluid=102.000，砂量极差值R_prop=62.250， 单簇孔数极差值R_hole=40.000，故各因素影响顺序为：排量＞单段簇数＞液量＞砂量＞单簇孔数。根据压裂参数直观分析表（表3），其中K1、K2、K3、K4 为4 个水平值，R 为每列最大值和最小值之差，代表各因素的极值，得出最优参数组合为A₁B₄C₃D₃E₄，即：施工排量（14 m³/min）、施工液量（3 500 m³）、施工砂量（500 t）、单段簇数（4 簇）、单簇孔数（8 孔）。此外，从人工裂缝扩展形态图发现井筒两翼裂缝扩展不均衡性，同步需配合暂堵转向，提升孔簇开启效率、促进裂缝均衡扩展^[24-25]。

通过统计物模及现场生产数据表明，提高排量可增加裂缝支撑面积及裂缝远端支撑率，提高改造体积及改造效果，因此在成本、限压和设备允许条件下将施工排量由14 m³/min 优化至20 m³/min ；同时考虑到支撑剂在高应力挤压下易嵌入煤岩裂缝壁面，造成裂缝宽度减小、导流能力降低^[26-27] 的问题（图5、6）， 结合JT1H 井煤岩低杨氏模量、高闭合压力的地质特征，认为在上述参数优化基础上应尽可能采用加砂强度上限值来保障裂缝支撑效果，实现该区域煤岩气井的高效开发。

2.4 　压裂入井材料优选

煤岩比表面积大，易吸附性^[28]，常规高黏压裂液伤害高，对释放单井产能影响大，应优选具有“低摩阻、低伤害、强携砂”特征的变黏压裂液体系， 同时采用水剂型破胶剂，使得破胶更彻底、易返排， 以减小对地层伤害，满足煤岩储层改造需求^[29-30]。

由于煤层层理、割理和微裂隙较发育，一般采用前置粉砂段塞暂堵微裂缝以保证主裂缝能够较长延伸。在携砂液后期采用大粒径支撑剂尾追施工，以提高近井裂缝导流，增加提产效果。而JT1H 井最小水平主应力71 MPa，生产过程中作用在支撑剂上的有效应力易造成石英砂破碎并返排出砂，因此，选用“70/140 目石英砂+40/70 目石英砂+30/50 目陶粒” 组合，实现煤层各级缝网有效支撑。

3 　现场应用

3.1 　DFIT 测试

微注入压降测试（DFIT）是以恒定的微小排量向储层注入一定量的流体，在井筒附近产生微小裂缝，然后关井停泵监测压力降落数据。通过分析压力降落数据，获得地层的闭合压力、渗透率和原始压力等参数值^[31]。

JT1H 井首段开展DFIT，注入排量1.5 m³/min、总液量9.38 m³，停泵压力65.4 MPa，监测停泵压力降落2.67 d。通过Saphir 试井软件对裂缝闭合前期和裂缝闭合后期的压力历史数据进行分析，通过G 函数诊断曲线计算裂缝闭合时间19.06 h，闭合压力67.87 MPa ；通过双对数曲线计算基质渗透率0.082 mD，裂缝闭合后分析（ACA 分析）曲线折算裂缝半长11.53 m，拟径向流函数曲线计算原始地层压力59.55 MPa，地层压力系数1.83，与测井资料预测值基本吻合，也进一步表明该区域具备有效开发的地质基础。

JT1H 井共施工9 段，施工排量20 m³/min，注入总液量32 345 m³，加砂量4 621 t（70/140 目石英砂2 771 t，40/70 目石英砂1 387 t，30/50 目陶粒463 t） 最高砂浓度300 kg/m³。压裂全程采用地面密集台阵能量扫描微地震实时监测^[32]，结果表明压裂主裂缝走向垂直井眼，裂缝半长114 ～ 197 m，井筒两翼裂缝长度基本相当，裂缝高度40 ～ 50 m，缝网最大宽度120 ～ 184 m，实际总SRV 为1 261.8×10⁴ m³，总体上形成了较为复杂的体积缝网。

JT1 井压裂施工采用高砂比连续加砂方式，从施工过程来看，施工压力对高砂比较为敏感，在70/140 目石英砂阶段，240 kg/m³ 砂浓度下施工压力表现出缓慢上升趋势，表明煤岩储层滤失快，高砂比加砂方式下，低黏度滑溜水携砂效果不佳，导致支撑剂过早沉降。为降低液体在割理、裂隙及天然裂缝中的滤失量，通过优化携砂液黏度，采用中黏度滑溜水携带高砂比粉砂、40/70 目石英砂和30/50 目陶粒， 改善携砂效果，提升支撑剖面。第5、6 段压裂施工曲线（图7）可以看到，压力波动窗口大，可能产生了多条主裂缝或产生了较大的次生裂缝。

根据各段停泵压力计算停泵压力梯度在0.019 ～ 0.023 MPa/m，变化范围较大，表明不同煤层间具有较为明显的差异性，同为19 号煤层的第4 段和第5 段，停泵压力梯度相差0.04 MPa/m，表明层内也存在明显的非均质性。计算裂缝延伸压力梯度在0.029 ～ 0.032 MPa/m，延伸压力梯度较高且变化范围略大。根据延伸压力梯度与裂缝形态的关系分析， 形成的裂缝以复杂裂缝为主，近井地带尤为明显，远井地带复杂裂缝有所较少，单一缝所占比例略有增加^[33]。

3.3 　暂堵效果分析

JT1H 井采用可降解聚酯暂堵球实施暂堵转向， 确保段内簇间改造的充分性，提高裂缝复杂程度和泄流面积^[34-37]，提高单井产量。第1、2 段不实施暂堵， 第3 ～ 6 段降排量投球暂堵一次，第7 ～ 9 段采用停泵30 min，再投球暂堵一次。对比两种暂堵方式， 降排量投球暂堵后同排量下压力涨幅2.3 MPa，停泵30 min + 暂堵转向的方式同排量下压力涨幅5.0 MPa。

基于微地震监测裂缝变化（图8）评价暂堵效果^[38]，第3 ～ 5 段采用降排量投球暂堵的方式，可以进一步促进压裂缝网内部的复杂度，而第6 ～ 9 段采用停泵30 min+ 投球暂堵的方式明显提升缝宽和缝长。由于停泵30 min 可以使得张开或支撑效果不理想的裂缝略有闭合，通过投暂堵球封堵原吸液能力效果较好的裂缝，二次起泵使得改造效果不佳的裂缝重新张开，进而达到有效均衡改造的目的。

4 　结论与认识

从储层物性、岩石力学、顶底板特征3 个方面， 对比分析了四川盆地渝西区块龙潭组19 号煤层与其他深层煤岩气的地质工程差异，通过开展“小簇间距布缝+ 大排量大规模造缝+ 高强度加砂支撑”压裂工艺技术，成功实施四川盆地首口深层煤岩气水平井的压裂作业，主要结论如下：

1）通过DFIT 获取压力降落数据计算的地层压力系数与声波时差等测井资料预测的压力系数有较高的吻合性，对加深区域地质认识具有很好的参考意义，建议后续探评井压裂设计前可实施DFIT。

2）针对渝西大安区块龙潭组深层煤岩煤质软塑性和割理、裂缝发育的特征，以提高缝网复杂程度和支撑裂缝导流能力为目标，提出“小簇间距布缝（15 ～ 23 m）+ 单段多簇射孔（4 簇）+ 大排量大规模造缝（施工排量18 ～ 20 m³/min、用液强度32 ～ 35 m³/m）+ 高强度加砂支撑（6.5 ～ 7 t/m）” 的压裂工艺，通过开展先导试验验证该工艺可以实现有效改造，形成复杂的裂缝网络。

3）不同暂堵工艺对应的暂堵效果具有较大差异。降排量投球暂堵方式可以提升压裂缝网内部复杂程度，停泵30 min + 投球暂堵的方式可以提升缝宽和缝长。针对深层煤岩具有高孔隙度、发育割理和裂隙的地质特征，应优选后者以提高改造范围。