薄—中厚煤層群煤層氣井高產(chǎn)的地質(zhì)與工程協(xié)同控制技術(shù)
——以貴州織納煤田文家壩區(qū)塊為例

陳暢然 周效志 趙福平, 孟海濤 朱世良 趙有州 魏元龍

1.煤層氣資源與成藏過程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 2.中國礦業(yè)大學(xué)資源與地球科學(xué)學(xué)院

3.自然資源部復(fù)雜構(gòu)造區(qū)非常規(guī)天然氣評(píng)價(jià)與開發(fā)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 4.貴州省油氣勘查開發(fā)工程研究院

5.貴州水礦奧瑞安清潔能源有限公司

0 引言

中國西南地區(qū)煤層氣資源量十分豐富，且主要賦存于上二疊統(tǒng)煤系薄—中厚煤層群中。積極探索薄—中厚煤層群煤層氣合層開發(fā)地質(zhì)理論與技術(shù)，是實(shí)現(xiàn)我國西南地區(qū)煤層氣產(chǎn)業(yè)突破的關(guān)鍵[1-2]。

薄—中厚煤層厚度介于0.6～3.5 m，且煤系多發(fā)育3層以上的煤層群，相鄰煤層間距介于10～60 m，具有煤層層數(shù)多、單層厚度小、層間距不均、累計(jì)厚度大等特點(diǎn)[3]。薄—中厚煤層群煤層氣勘探開發(fā)中的煤層氣鉆完井、儲(chǔ)層改造及排采技術(shù)發(fā)展較快[4]，但由于區(qū)塊、目的層差異較大，明確地質(zhì)因素對煤層氣開發(fā)的影響并匹配開發(fā)模式、開發(fā)工藝仍是當(dāng)前研究的熱點(diǎn)。貴州地區(qū)上二疊統(tǒng)薄—中厚煤層群發(fā)育，基于區(qū)內(nèi)近10年煤層氣規(guī)?；嚥膳c探采工程實(shí)踐，已取得了直井單井最高日產(chǎn)氣量6 000 m3的突破[5]，但受區(qū)域地應(yīng)力高、煤層滲透性差、煤系富水性弱等影響，仍存在煤層氣低產(chǎn)、低效井比例偏高的問題[6]。

眾多學(xué)者結(jié)合貴州地區(qū)已開展的煤層氣探采工程，探索了煤層氣資源富集、煤儲(chǔ)層特征及水文地質(zhì)條件對煤層氣井高產(chǎn)的地質(zhì)約束[7-12]，并開展了選區(qū)、選層方法及地質(zhì)適配性開發(fā)技術(shù)模式與工藝研究[6,13-15]。然而，受限于煤層氣探采工程規(guī)模偏小、井間產(chǎn)氣效果差異大等因素影響，區(qū)內(nèi)煤層氣開發(fā)地質(zhì)認(rèn)識(shí)尚需工程實(shí)例佐證[16]。此外，以往研究更多關(guān)注貴州地區(qū)復(fù)雜地質(zhì)條件對煤層氣開發(fā)的影響，弱化了水力壓裂與合層排采等關(guān)鍵技術(shù)對煤層氣井高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)的協(xié)同控制作用[17-18]。

織納煤田文家壩區(qū)塊是貴州地區(qū)首個(gè)提交煤層氣探明儲(chǔ)量并獲得煤層氣采礦權(quán)的區(qū)塊，也是貴州地區(qū)煤層氣高產(chǎn)區(qū)塊[19]。筆者基于該區(qū)煤層氣地質(zhì)條件與勘探開發(fā)工程技術(shù)分析，明確地質(zhì)與工程因素對煤層氣井高產(chǎn)的協(xié)同控制作用，以期對織納煤田相似地質(zhì)條件區(qū)乃至貴州省煤層氣勘探開發(fā)提供有益的參考。

1 區(qū)塊地質(zhì)條件

文家壩區(qū)塊位于貴州省畢節(jié)市織金縣西部，區(qū)內(nèi)發(fā)育地層由老至新為中二疊統(tǒng)茅口組（P2m），上二疊統(tǒng)峨眉山玄武巖組（P3β）、龍?zhí)督M（P3l）、長興組（P3c），下三疊統(tǒng)飛仙關(guān)組（T1f）、永寧鎮(zhèn)組（T1yn）及第四系（Q）。區(qū)塊所處的阿弓向斜為一弧形不對稱向斜，向斜北段軸部自區(qū)塊中西部穿過，軸向NE—SW。F16正斷層位于區(qū)塊北西邊界附近，為區(qū)塊內(nèi)規(guī)模最大的斷層（圖1）。

圖1 文家壩區(qū)塊地質(zhì)圖

龍?zhí)督M為主要含煤地層，共發(fā)育煤層30～33層，煤層累計(jì)厚度介于13.3～33.6 m。其中，厚度較大且穩(wěn)定的全區(qū)可采煤層為6號(hào)、7號(hào)、16號(hào)、27號(hào)、30號(hào)煤層；大部可采煤層為23號(hào)、29號(hào)煤層（圖2）。由于6號(hào)、7號(hào)煤層以碎粒煤為主，區(qū)內(nèi)適合壓裂改造的主要目的煤層為16號(hào)、23號(hào)、27號(hào)、29號(hào)、30號(hào)煤層，屬于薄—中厚煤層，單層厚度介于0.53～2.89 m。宏觀煤巖類型以半亮型為主，顯微煤巖成分以鏡質(zhì)組為主、惰質(zhì)組次之，鏡質(zhì)組最大反射率（Ro,max）介于2.8%～4.1%，屬無煙煤3號(hào)。獲取的煤心較完整，局部破碎，外生裂隙和內(nèi)生裂隙均較發(fā)育，未見充填物，沿層面及斜交層面方向出現(xiàn)滑動(dòng)鏡面?，F(xiàn)場解吸氣體組分中CH4濃度介于88.82%～94.61%，整體未受風(fēng)氧化帶影響。

2 煤儲(chǔ)層特征與開發(fā)效果

2.1 煤儲(chǔ)層特征

根據(jù)區(qū)內(nèi)W1-1井（參數(shù)井）綜合錄井結(jié)果，主要目的煤層干燥無灰基含氣量介于14.51～15.40 m3/t，各煤層間含氣量差異較小；蘭氏體積介于25.28～31.20 m3/t，各煤層均表現(xiàn)出較強(qiáng)的吸附能力；蘭氏壓力介于1.27～2.00 MPa，除23號(hào)煤層外，各煤層蘭氏壓力均低于1.50 MPa；壓汞孔隙度介于6.71%～8.64%，試井滲透率介于0.04～0.14 mD，均明顯高于省內(nèi)其他無煙煤區(qū)塊[20]；煤儲(chǔ)層壓力梯度介于0.75～0.97 MPa/(100 m)，表現(xiàn)出欠壓—正常的儲(chǔ)層壓力特征（圖2）。

圖2 文家壩區(qū)塊W1-1井龍?zhí)督M煤層特征圖

W1-1井鉆遇煤層埋藏較淺，垂深介于100～370 m，主要目的煤層具有高含氣量、高含氣飽和度、高孔隙度、低—中等滲透率、儲(chǔ)層壓力欠壓—正常的特征。此外，主要目的煤層16號(hào)、23號(hào)、27號(hào)、29號(hào)、30號(hào)煤層均為原生結(jié)構(gòu)，且內(nèi)生裂隙發(fā)育，水力壓裂可改造性好。文家壩區(qū)塊具備煤層氣勘探開發(fā)的有利儲(chǔ)層條件。

2.2 開發(fā)模式與工藝

受地形與地質(zhì)條件共同影響，區(qū)內(nèi)煤層氣探采采用直井單井原位開采、叢式井組原位開采、多分支水平井連續(xù)注水激蕩3種模式。目前，區(qū)內(nèi)已施工煤層氣排采井直井1口、叢式井組1個(gè)、多分支水平井1口（圖3）。

圖3 文家壩區(qū)塊煤層氣探采模式圖

W1-1井、C1叢式井組各井均采用小層射孔完井，W1-1井、C1-1井、C1-2井和C1-3井射孔后對16號(hào)、30號(hào)煤層分層壓裂，對27號(hào)＋29號(hào)煤層合層壓裂；C1-4井射孔后，對16號(hào)、23號(hào)煤層分層壓裂，對27號(hào)、30號(hào)煤層合層壓裂。W1-1H井水平井段于16號(hào)煤層中鉆進(jìn)，完鉆后水平井段主支下篩管完井，側(cè)鉆分支裸眼完井；排采過程中，自井口油套環(huán)空持續(xù)注水，依靠注入水的流動(dòng)將煤粉攜帶至地面，對16號(hào)煤層產(chǎn)生激蕩增滲效果。

2.3 煤層氣開發(fā)效果

區(qū)內(nèi)煤層氣井在上述3種開發(fā)模式下整體表現(xiàn)出良好的產(chǎn)氣效果（圖4）。各井最高日產(chǎn)氣量介于1 482～6 124 m3，產(chǎn)氣期內(nèi)平均日產(chǎn)氣量介于660～3 953 m3，當(dāng)前已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間介于273～1 745 d，各井累計(jì)產(chǎn)氣量介于50×104～299×104m3。其中，W1-1H井排采300 d后日產(chǎn)氣量快速升高并超過2 000 m3，并仍在穩(wěn)定增長。

圖4 文家壩區(qū)塊煤層氣開發(fā)井產(chǎn)氣效果圖

3 煤層氣井高產(chǎn)的地質(zhì)控制

3.1 煤層含氣性的影響

煤層含氣性不僅決定井控資源量，而且影響到資源可采性[16-17]。受阿弓向斜主體構(gòu)造、煤層頂?shù)装宸馍w性及水力封堵作用的共同影響，煤層含氣量總體呈現(xiàn)“向斜軸部高、兩翼低，區(qū)塊中部低、南北兩端高”的特征[21]（表1）。

目前，區(qū)內(nèi)煤層氣探采井均位于南部高含氣區(qū)，瓦斯風(fēng)化帶深度約為25 m，平均噸煤含氣量變化梯度為2.98 m3/(100 m)，實(shí)測空氣干燥基含氣量介于11.6～17.5 m3/t，含氣飽和度介于74.1%～99.0%。與織納煤田內(nèi)周邊勘查區(qū)相比，相近變質(zhì)程度及埋深條件下，區(qū)內(nèi)煤層含氣量、含氣飽和度均較高，含氣性對煤層氣開發(fā)有利（圖5）。

圖5 織納煤田部分勘查區(qū)煤層埋深與含氣量關(guān)系圖

區(qū)內(nèi)煤層氣井排采過程中套壓快速顯現(xiàn)，各井見套壓時(shí)間介于1～32 d，平均值為12 d；見套壓時(shí)，最下部30號(hào)煤層井底流壓介于1.64～2.97 MPa，平均值為2.42 MPa；見套壓后，控制低流壓日降幅條件下套壓快速升高。結(jié)合目的煤層埋藏淺和煤儲(chǔ)層壓力，煤層氣井前期套壓參數(shù)變化預(yù)示了其后期良好的產(chǎn)氣效果。

3.2 煤層滲透性的影響

煤儲(chǔ)層原始滲透性與可改造性是影響煤層氣井產(chǎn)氣效果的關(guān)鍵因素[22]。區(qū)內(nèi)16號(hào)、30號(hào)煤層應(yīng)力敏感性實(shí)測結(jié)果顯示，當(dāng)有效應(yīng)力由2.0 MPa升高至8.0 MPa，煤樣氣測滲透率與液測滲透率損失率均超過55%；當(dāng)有效應(yīng)力增加至12.0 MPa，滲透率損失率超過70%，表現(xiàn)出中等偏強(qiáng)—強(qiáng)應(yīng)力敏感性，反映區(qū)內(nèi)煤儲(chǔ)層滲透率具有隨埋深增大而快速降低的特點(diǎn)（圖6）。

圖6 文家壩區(qū)塊16號(hào)、30號(hào)煤樣滲透率應(yīng)力敏感性圖

由于區(qū)內(nèi)已施工的煤層氣探采井均位于文家壩煤礦接續(xù)工作面與后備采區(qū)，目的煤層埋藏較淺，介于200～450 m。在淺埋藏、低地應(yīng)力條件下，內(nèi)生裂隙發(fā)育且次生礦物充填較弱的煤儲(chǔ)層滲透率較高，有利于氣水產(chǎn)出。

從煤層氣井產(chǎn)氣效果對比來看，同處于阿弓向斜內(nèi)，文家壩區(qū)塊西南部碾子邊區(qū)塊內(nèi)N2-1井30號(hào)煤層埋深增大至524 m，試井滲透率下降至0.02 mD，N2-1井、N2-2井、N2-4井最高日產(chǎn)氣量與產(chǎn)氣期內(nèi)平均日產(chǎn)氣量均降低，且穩(wěn)產(chǎn)持續(xù)時(shí)間顯著縮短，反映埋藏深度對煤儲(chǔ)層滲透性的控制作用，并直接影響到煤層氣井的產(chǎn)氣效果（表2）。

表2 文家壩周邊區(qū)塊內(nèi)煤層氣井產(chǎn)氣量對比表

從煤層氣井長期排采表現(xiàn)來看，文家壩區(qū)塊各井見套壓后日產(chǎn)水量未出現(xiàn)明顯下降，在約200 d的日產(chǎn)氣量提升期內(nèi)日產(chǎn)水量遞減率介于45%～55%，排采期內(nèi)累計(jì)壓裂液返排率均超過80%，反映煤層氣井日產(chǎn)氣量提高的同時(shí)，水的流動(dòng)產(chǎn)出并未受到明顯抑制，原始滲透率相對較高的煤層具備氣液兩相共滲的儲(chǔ)層條件[23]。

3.3 斷裂構(gòu)造與水文條件的共同影響

盡管區(qū)內(nèi)C1井組產(chǎn)氣效果總體較好，但各井間仍存在明顯差距（圖4）。在770 d的排采期內(nèi)，產(chǎn)氣效果較差的C1-1井、C1-4井累計(jì)產(chǎn)氣量僅為50×104m3、58×104m3，遠(yuǎn)低于C1-2井、C1-3井的299×104m3、166×104m3。從各井產(chǎn)水情況來看，C1-1井、C1-4井見套壓前平均日產(chǎn)水量分別為17.0 m3、39.1 m3，遠(yuǎn)高于C1-2井、C1-3井；尤其是未開展堵水處理的C1-4井，排采過程中平均日產(chǎn)水量、當(dāng)前日產(chǎn)水量、排采期內(nèi)累計(jì)產(chǎn)水量及壓裂液返排率均高于C1井組內(nèi)其他井，且顯著高于產(chǎn)層供液能力較弱的W1-1井（表3）。

表3 文家壩區(qū)塊C1井組與W1-1井煤層氣開發(fā)井產(chǎn)水量對比表

分析C1井組中各井氣水產(chǎn)出關(guān)系，在產(chǎn)層供液能力強(qiáng)、壓裂液返排率高的條件下，井組中產(chǎn)水量較低的C1-2井具有更好的產(chǎn)氣效果，而產(chǎn)水量較高的C1-4井產(chǎn)氣效果較差，表現(xiàn)出“低產(chǎn)水、高產(chǎn)氣；高產(chǎn)水、低產(chǎn)氣”特征。結(jié)合C1井組地質(zhì)條件分析認(rèn)為，在龍?zhí)督M煤系富水性整體較弱的背景下，斷裂構(gòu)造發(fā)育導(dǎo)致的臨近含水層越流補(bǔ)給、井間目的煤層靶點(diǎn)標(biāo)高差異是井組內(nèi)各井氣水產(chǎn)出存在顯著差異的關(guān)鍵因素（圖7）。

圖7 C1井組各井氣水產(chǎn)出差異的地質(zhì)控制示意圖

受C1井組西北側(cè)F16正斷層導(dǎo)水影響，C1-1、C1-3和C1-4等井累計(jì)產(chǎn)水量及壓裂液返排率總體較高。由于C1-1井、C1-4井煤層靶點(diǎn)與F16斷層平面距離小，導(dǎo)致壓裂27號(hào)＋29號(hào)、30號(hào)煤層時(shí)產(chǎn)生的人工裂縫直接與F16斷層溝通。推斷依據(jù)為：①壓裂施工后井口壓力快速下降為0；②C1-1井、C1-4井排采過程中產(chǎn)出水的氫、氧同位素平均值分別為―47.4‰、―7.0‰，結(jié)合黔西地區(qū)大氣降雨線δD＝8.83δ18O＋22.15[24]，靶點(diǎn)靠近F16斷層煤層氣井產(chǎn)出水的氧同位素偏重，呈明顯的18O漂移，說明壓裂煤層受地表水或臨近水層水補(bǔ)充[25-28]。受此影響，C1-1井、C1-4井排采前期日產(chǎn)水量持續(xù)較高，井筒液面下降及儲(chǔ)層降壓困難，抑制了煤層氣解吸及產(chǎn)出；后續(xù)下橋塞封隔23號(hào)煤層以下井段后，日產(chǎn)水量下降至1～3 m3，井底流壓快速下降并開始正常產(chǎn)氣。然而，由于下部井段封隔導(dǎo)致產(chǎn)層數(shù)量減少，井控資源量降低，C1-1井、C1-4井產(chǎn)氣效果明顯低于C1-2井、C1-3井。

C1-3井雖未受到F16斷層的直接影響，但由于該井壓裂煤層靶點(diǎn)最低，在叢式井組上部產(chǎn)層靶間距較小的條件下，井組范圍內(nèi)壓裂液與地層水在重力作用下持續(xù)向C1-3井運(yùn)移，使其成為井組內(nèi)主要產(chǎn)水井，導(dǎo)致排采過程中日產(chǎn)水量持續(xù)較高，在一定程度上抑制了產(chǎn)氣。與之相反，C1-2井壓裂煤層靶點(diǎn)較高，其產(chǎn)水量持續(xù)較低，由于井控范圍內(nèi)煤儲(chǔ)層降壓同時(shí)受到C1-3井高產(chǎn)水的影響，有利于氣體的解吸與產(chǎn)出，因此，C1-2井取得了最好的產(chǎn)氣效果。

4 煤層氣井高產(chǎn)的工程控制技術(shù)

4.1 地質(zhì)適配性壓裂改造工藝

4.1.1 合理控制壓裂規(guī)模

區(qū)內(nèi)龍?zhí)督M煤系薄—中厚煤層群發(fā)育，且煤系富水性較弱，當(dāng)煤層氣井周邊150 m內(nèi)無導(dǎo)水?dāng)鄬踊騾彩骄M各井壓裂煤層靶點(diǎn)距離超過250 m時(shí)，應(yīng)適當(dāng)提高壓裂改造規(guī)模，以增大水力壓裂改造范圍，提高井控資源量及資源采收率[29]。如W1-1井各煤層均采用了高液量、高砂量的改造方式，每米煤層所注入的壓裂液量介于238～286 m3，支撐劑量介于13.0～15.6 m3。對于可能受導(dǎo)水?dāng)鄬佑绊懙拿簩託饩騾彩骄M上部壓裂煤層靶點(diǎn)平面距離較小時(shí)，需適度控制壓裂改造規(guī)模，避免壓裂所產(chǎn)生的人工裂縫與導(dǎo)水?dāng)鄬訙贤ɑ騾彩骄M內(nèi)發(fā)生井間竄流[30-32]。如先期壓裂的C1-1井30號(hào)煤層、C1-4井27號(hào)＋30號(hào)煤層由于壓裂規(guī)模過大，導(dǎo)致人工裂縫與F16斷層溝通。因此，C1井組內(nèi)后續(xù)井壓裂施工過程中適當(dāng)減少了前置液量、總壓裂液量及支撐劑體積，降低了壓裂施工過程中溝通F16斷層及井間竄流風(fēng)險(xiǎn)。

4.1.2 快速提升前置液注入排量

區(qū)內(nèi)壓裂煤層埋藏淺，地應(yīng)力及儲(chǔ)層壓力均較低，加之煤體天然裂隙較發(fā)育，煤層表現(xiàn)為較強(qiáng)的濾失性[33-34]。為了保證壓裂施工中人工裂縫的形成及有效延伸，需要通過快速提高前置液注入排量而在井筒周圍產(chǎn)生較高的流體壓力，進(jìn)而對原生結(jié)構(gòu)煤層產(chǎn)生較強(qiáng)的剪切破壞作用[35]（圖8）。壓裂施工前期，快速提高前置液注入排量，避免了因長時(shí)間低速注液導(dǎo)致壓裂井筒周圍形成高壓區(qū)，有效降低了煤層破裂及人工裂縫向井筒周圍延伸的難度[36]。區(qū)內(nèi)各煤層氣井壓裂時(shí)，注前置液造縫階段排量由0快速升高至設(shè)計(jì)最大注入排量的85%所持續(xù)的時(shí)間為4～21 min，平均值為13 min。與區(qū)內(nèi)早期施工的W1-1井相比，C1-1井組各井排量提升持續(xù)時(shí)間更短，平均值僅為10 min。

圖8 文家壩區(qū)塊C1-2井30號(hào)煤層典型壓裂施工曲線圖

4.1.3 注前置液造縫階段非連續(xù)段塞

受壓裂煤層埋藏淺、天然裂縫發(fā)育的影響，壓裂液濾失較快，導(dǎo)致施工壓力持續(xù)較低，不利于壓裂裂縫在平面上延伸。為了提高壓裂造縫效果，在注前置液造縫階段加入40～70目石英粉砂形成段塞，兩個(gè)段塞的砂比分別為5%、7%。段塞的形成，一方面可打磨已形成的壓裂裂縫，減少流體向井筒周圍流動(dòng)時(shí)的摩阻；另一方面，細(xì)粒石英砂可部分堵塞煤儲(chǔ)層中天然裂隙，以降低壓裂液的濾失速度，提高裂縫延伸壓力，有利于人工裂縫在平面上延伸。此外，在注前置液造縫階段加入段塞，還可了解煤層對加砂的響應(yīng)，預(yù)測注攜砂液支撐階段加砂的難度，有效規(guī)避砂堵的工程風(fēng)險(xiǎn)。

4.1.4 注攜砂液支撐階段階梯式連續(xù)加砂

各壓裂段注前置液造縫階段加入段塞后施工壓力無明顯變化，表明各煤層對加砂的響應(yīng)較弱，預(yù)測產(chǎn)生砂堵的可能性低，因此在注攜砂液支撐階段采用階梯式連續(xù)加砂方式，初始砂比為5%，隨后砂比階梯式逐漸增大，注頂替液前最高砂比控制在20%之內(nèi)（圖8）。采用階梯式連續(xù)加砂方式，一方面可在控制最高砂比、平均砂比的情況下向儲(chǔ)層中注入支撐劑，提高壓裂改造規(guī)模；另一方面，可通過降低砂比以提高攜砂液對支撐劑的攜帶能力，使注入的20～40目石英細(xì)砂支撐劑運(yùn)移距離更遠(yuǎn)，提高壓裂裂縫遠(yuǎn)端的支撐效果。

4.2 地質(zhì)適配性合層排采技術(shù)

4.2.1 維持低套壓排采條件

區(qū)內(nèi)當(dāng)前煤層氣開采深度介于200～450 m，各井套壓顯現(xiàn)時(shí)管套環(huán)空液面位置距離最上部產(chǎn)層垂向距離不足100 m。因此，各井均采用低套壓排采方式（圖9）。套壓顯現(xiàn)后，設(shè)定較低的憋壓上限值，避免憋壓過高導(dǎo)致管套環(huán)空液面下降而快速暴露上部產(chǎn)層；降壓提產(chǎn)階段，嚴(yán)格控制套壓相對穩(wěn)定，并在控壓穩(wěn)產(chǎn)階段讓套壓緩慢下降，充分釋放合層煤層的產(chǎn)氣潛力。以低套壓為排采管控基本原則，各井排采過程中套壓均低于0.5 MPa，穩(wěn)產(chǎn)階段套壓控制在0.2 MPa之內(nèi)，日產(chǎn)水量較高的C1-1井、C1-4井全程維持了低套壓（近于0）的排采條件。

圖9 文家壩區(qū)塊C1-2井典型合層排采曲線圖

4.2.2 縮短憋壓時(shí)間

受區(qū)內(nèi)煤層埋藏淺、儲(chǔ)層壓力低、含氣飽和度高的共同影響，煤層解吸后管套環(huán)空壓力快速升高。因此，各井見套壓后憋壓時(shí)間普遍較短。其中，W1-1井和C1-3井憋壓時(shí)間最短，憋壓當(dāng)天即產(chǎn)氣；日產(chǎn)水量較高的C1-1井，煤儲(chǔ)層壓降漏斗擴(kuò)展受限，憋壓時(shí)間最長，也僅為20 d?？s短憋壓時(shí)間，不僅避免因套壓持續(xù)升高而導(dǎo)致上部產(chǎn)層暴露，而且降低近井地帶煤儲(chǔ)層孔裂隙中含氣飽和度，有利于水的高效產(chǎn)出及壓降漏斗擴(kuò)展。

4.2.3 延長提產(chǎn)時(shí)間

受區(qū)內(nèi)各井排采過程中套壓快速顯現(xiàn)、憋壓時(shí)間短的影響，產(chǎn)氣前壓裂液返排率均低于10%。為了避免因煤儲(chǔ)層中含氣飽和度升高而抑制壓裂液的快速返排，排采過程中通過降低流壓日降幅方式來延長日產(chǎn)氣量提升持續(xù)的時(shí)間，顯著提高了壓裂液返排率。以緩慢提產(chǎn)為排采管控基本原則，提產(chǎn)持續(xù)時(shí)間達(dá)到154～259 d，其中W1-1井自開始產(chǎn)氣至日產(chǎn)氣量達(dá)到峰值的時(shí)間最長（304 d），壓降漏斗擴(kuò)展與穩(wěn)定產(chǎn)氣效果也最好。

4.2.4 保持排采過程連續(xù)性

為了避免排采間斷對煤儲(chǔ)層滲透性的不可逆?zhèn)?，排采過程中盡可能保持排采過程的連續(xù)性。以排采過程連續(xù)為管控基本原則，排采全過程嚴(yán)格控制流壓日降幅、動(dòng)液面位置、日產(chǎn)氣量及日產(chǎn)水量大幅波動(dòng)，避免卡泵等排采復(fù)雜情況發(fā)生，延長了洗井、修井周期。各井排采過程中，除C1-1井和C1-4井由于封隔下部產(chǎn)層作業(yè)發(fā)生1次排采間斷外，其他井均未發(fā)生排采間斷。

4.2.5 主動(dòng)暴露上部產(chǎn)層

區(qū)內(nèi)合層開發(fā)煤層氣井產(chǎn)層埋藏淺、垂向跨度大，穩(wěn)定產(chǎn)氣時(shí)即面臨上部產(chǎn)層暴露的問題。由于采用低套壓排采方式，上部產(chǎn)層暴露后發(fā)生“井筒氣侵”，造成煤儲(chǔ)層傷害的可能性顯著降低。因此，在提產(chǎn)階段與穩(wěn)產(chǎn)階段采用主動(dòng)緩慢暴露上部產(chǎn)層的方式。目前，區(qū)內(nèi)煤層氣井30號(hào)煤層之上的產(chǎn)層已全部暴露，隨著井底流壓持續(xù)下降，下部煤層的產(chǎn)氣潛力進(jìn)一步釋放，將延長合層開發(fā)煤層氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。

5 結(jié)論

1）文家壩區(qū)塊龍?zhí)督M16號(hào)、23號(hào)、27號(hào)、29號(hào)、30號(hào)煤層具有高含氣量、高含氣飽和度、高孔隙度、低—中等滲透率、儲(chǔ)層壓力欠壓—正常的特征，具備煤層氣勘探開發(fā)的有利儲(chǔ)層條件。采用直井單井開采、叢式井組開采、多分支水平井連續(xù)注水激蕩開采均取得了良好的產(chǎn)氣效果，單井最高日產(chǎn)氣量介于1 482～6 124 m3，產(chǎn)氣期平均日產(chǎn)氣量介于660～3 953 m3，穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間介于1.6～4.8年。

2）區(qū)內(nèi)煤層氣井高產(chǎn)受阿弓向斜軸部構(gòu)造應(yīng)力集中、水力封堵與封閉作用下煤層氣富集影響，同時(shí)與淺埋藏、低地應(yīng)力條件下煤儲(chǔ)層原始滲透性較高、儲(chǔ)層可改造性強(qiáng)有密切關(guān)系。C1叢式井組井間產(chǎn)氣效果差異主要與F16斷層導(dǎo)水及井間干擾背景下地層水流動(dòng)有關(guān)，表現(xiàn)出“低產(chǎn)水、高產(chǎn)氣；高產(chǎn)水、低產(chǎn)氣”的氣水產(chǎn)出關(guān)系。

3）受煤層氣地質(zhì)背景、探采模式及煤儲(chǔ)層特征的共同影響，應(yīng)在合理控制壓裂施工規(guī)模和提高壓裂改造范圍的同時(shí)，避免壓裂裂縫與導(dǎo)水?dāng)鄬訙贤ɑ騾彩骄M內(nèi)發(fā)生井間竄流。壓裂施工過程中，快速提升前置液注入排量高效造縫，注前置液造縫階段加入40～70目石英砂非連續(xù)段塞，注攜砂液支撐階段階梯式連續(xù)加20～40目石英砂有效支撐裂縫。

4）合層排采過程中，長期維持小于0.5 MPa的低套壓排采條件，見套壓后縮短憋壓時(shí)間，延長提產(chǎn)時(shí)間以提高穩(wěn)產(chǎn)前的壓裂液返排率，并保證排采過程連續(xù)性以避免煤儲(chǔ)層滲透性不可逆?zhèn)?，產(chǎn)氣量提升階段主動(dòng)緩慢暴露上部產(chǎn)層，進(jìn)一步釋放下部產(chǎn)層的產(chǎn)氣潛力，延長合層開發(fā)煤層氣井的穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。