雞西盆地梨樹井田煤系氣儲層特征及改造工藝探索

畢彩芹,周 陽,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.中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083；2.中國地質(zhì)調(diào)查局非常規(guī)油氣地質(zhì)重點實驗室，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 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

我國多煤層發(fā)育區(qū)煤系非常規(guī)天然氣(煤層氣、煤系頁巖氣、煤系致密砂巖氣簡稱“煤系氣”或煤系“三氣”)開發(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)行綜合評價與勘探開發(fā)，可實現(xiàn)煤系氣資源綜合利用和效益最大化[4-6]，基于煤系氣儲層優(yōu)化組合的分段射孔、分層壓裂、合層排采是實現(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)，均衡改造多類型煤系氣儲層，對煤系氣勘探開發(fā)至關(guān)重要，甚至決定煤系氣合采成敗。

我國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發(fā)，僅在鄂爾多斯盆地東緣開展了較為系統(tǒng)的煤層氣和煤系砂巖氣合采[12-14]，雞西盆地煤系“三氣”共探共采取得點上突破[15]。由于具有工業(yè)開采價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。選擇中國地質(zhì)調(diào)查局在雞西盆地梨樹井田實施的煤系氣地質(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，探索了與煤系多類型儲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)，實現(xiàn)了煤系氣儲層的均衡改造，對相似地質(zhì)條件區(qū)煤系氣高效勘探開發(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，煤層累計厚度23.4～33.2 m，瓦斯相對涌出量5.0～13.0 m3/t；煤系泥頁巖、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。煤系烴源巖與儲層互層狀接觸，源-儲匹配關(guān)系好，煤層、煤系碳質(zhì)泥巖、致密砂巖中均見到活躍氣測顯示[17-18]。

HJD1井位于黑龍江省東部雞西盆地梨樹鎮(zhèn)坳陷梨樹井田。梨樹井田位于梨樹溝向斜南翼，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)簡單，單層厚度0.60～2.75 m。該井為具有二開結(jié)構(gòu)的小角度定向斜井，二開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 煤系氣儲層特征

2.1 儲層物性

上煤組宏觀煤巖類型以半亮煤、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；為中等滲透性煤儲層?？紫额愋陀腥簬罘植?、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、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；孔隙類型以粒間溶蝕孔為主，樣品測試孔隙度為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)場解吸瓦斯相對涌出量為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；臨儲比為0.04～0.23，平均0.12。煤儲層具有臨界解吸壓力低、臨儲比低、欠飽和的特征，決定了煤層氣井見套壓前排水降壓時間相對較長。

煤系泥巖氣測全烴峰值一般為5.04%～13.88%，峰基比為4.23～12.87；空氣干燥基瓦斯相對涌出量為0.28～0.81 m3/t，平均0.55 m3/t。煤系砂巖氣測全烴峰值一般為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%。總體上，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(表1)。

表1 梨樹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，測得煤層及頂?shù)装迳澳鄮r主要力學(xué)參數(shù)見表2。主要煤層頂?shù)装蹇箟簭?qiáng)度均大于對應(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，氣測全烴峰值10.10%～29.87%，峰基比1.98～30.48；氣測異常顯示較好的非煤層段有8層22 m，巖性以碳質(zhì)泥頁巖、粉砂巖、細(xì)砂巖為主，氣測全烴峰值16.16%～30.77%，峰基比3.36～14.99。

采用加權(quán)求和法對含煤層段和非煤層段進(jìn)行有利層段優(yōu)選，各項指標(biāo)的相對重要性系數(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。以含氣量和氣測異常為主要評價指標(biāo)，評價煤層資源潛力，并按指標(biāo)權(quán)重計算量化為評價因子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價優(yōu)選結(jié)果

Um=GR1+CMR2

(1)

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

煤系砂泥巖既是煤系氣主要烴源巖也是儲集層。以含氣性、生烴潛力為主要評價指標(biāo)，量化為綜合評價因子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價優(yōu)選結(jié)果

Uf=CMR1+STR2

(2)

式中：Uf為非煤層綜合評價因子；S為生烴潛量S1+S2；T為TOC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價指標(biāo)，按指標(biāo)權(quán)重計算量化為評價因子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個目標(biāo)層段，分別為：① 39煤系碳質(zhì)泥頁巖+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)化組合與評價

U=U1+U2

(3)

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

1)39煤系碳質(zhì)泥頁巖+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，對探索深部煤系砂泥巖儲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 煤系氣儲層改造工藝

4.1 射孔層位與射孔段長度

水力壓裂改造方式下，優(yōu)化多目標(biāo)層段射孔位置、射孔段長度對于實現(xiàn)煤系氣儲層均衡改造至關(guān)重要[25-26]。HJD1井主要產(chǎn)氣層為煤層和煤系致密砂巖、泥頁巖。對煤層為主要產(chǎn)氣層的層段，為預(yù)留煤層產(chǎn)氣通道、溝通頂板煤系頁巖氣和致密砂巖氣，射孔段采取射開目標(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^好的煤系砂泥巖儲層，最大限度釋放產(chǎn)氣潛能。與單一煤層氣開發(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)射長度0.70～1.80 m，擴(kuò)射煤層底板5層，擴(kuò)射長度0.50～2.65 m。對煤系砂泥巖產(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。

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)煤系氣儲層敏感性測試結(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。具體表現(xiàn)在：單層總液量1 200～1 800 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攜砂液排量和砂比變化的敏感程度，實時調(diào)整注入施工壓力和注入排量，實現(xiàn)了煤系致密砂巖儲層和煤層最大規(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煤系泥頁巖+40致密砂巖層組泥質(zhì)含量較高，脆性較差，壓裂施工過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排量、砂比較為敏感，采用了“兩級段塞、兩級階梯加砂”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平穩(wěn)，易發(fā)生砂堵，采用“兩級階梯式+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較大，易發(fā)生砂堵，采用“多級階梯式加砂、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 改造效果評價

采用能量掃描四維影像法實時監(jiān)測獲得HJD1井壓裂層段人工裂縫縫網(wǎng)的產(chǎn)狀特征(表8)。4個壓裂層段均產(chǎn)生了垂直縫網(wǎng)，方位為NW68°～74°，縫網(wǎng)長為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130.00 m，垂向上貫穿了多個煤層、薄煤層、煤線、碳質(zhì)泥巖、粉砂巖、細(xì)砂巖、中砂巖等，各層橫向縫長相當(dāng)，具有高導(dǎo)流能力和高滲流面積，實現(xiàn)了均衡改造。

表8 HJD1井壓裂裂縫監(jiān)測數(shù)據(jù)

HDJ1井溢流階段累計排出壓裂液1 672.31 m3，開抽前壓裂液反排率達(dá)27.8%；開抽后41 d見套壓， 產(chǎn)氣14個月累產(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，證實了差異性水力壓裂工藝在雞西盆地深部煤系氣儲層壓裂改造取得良好效果。

5 結(jié) 論

1)雞西盆地梨樹井田城子河組煤層、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-儲匹配關(guān)系好。煤層現(xiàn)場解吸含氣量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價指標(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)對合采產(chǎn)層組合優(yōu)化，自下而上優(yōu)選了39煤系泥頁巖+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)、多級階梯式加砂”的施工工藝對煤系氣儲層進(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 感謝中國礦業(yè)大學(xué)周效志副教授對本文提出修改建議。