煤儲層破裂壓力對壓裂改造的影響與工程應(yīng)用

馮興凱

（山東省煤田地質(zhì)局第二勘探隊(duì)，山東 濟(jì)寧 272000）

我國煤層氣資源豐富，通過地面抽采將煤層氣資源、儲量轉(zhuǎn)化為產(chǎn)能、產(chǎn)量，可實(shí)現(xiàn)降低煤層瓦斯含量、資源綠色利用[1-2]。我國煤層以低滲儲層為主，直接地面抽采煤層瓦斯（煤層氣）的產(chǎn)氣量一般較低，抽采時效短，針對低滲儲層需采取增滲措施提高煤層的滲透率及導(dǎo)流能力，促進(jìn)儲層排水、降壓，實(shí)現(xiàn)煤層解吸、產(chǎn)氣，盡量擴(kuò)大煤儲層的產(chǎn)水半徑及有效解吸半徑[3-4]，才能實(shí)現(xiàn)煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的目標(biāo)。低滲儲層采取水力壓裂措施能夠有效提高煤儲層的滲透率、導(dǎo)流能力，鄂爾多斯煤層氣井的開發(fā)顯示，壓裂液量和加砂量是影響煤層氣井產(chǎn)能的主要工程技術(shù)因素，煤層氣井的產(chǎn)氣量與壓裂改造效果密切相關(guān)，壓裂施工過程中的加液量、加砂量、施工排量、前置液量等參數(shù)能夠顯著影響煤層氣井的日產(chǎn)氣量和累計(jì)產(chǎn)氣量[5-7]。針對煤層氣井的測井資料，目前主要開展煤層氣有利區(qū)塊優(yōu)選，利用數(shù)學(xué)模型獲取煤層的煤層結(jié)構(gòu)、煤體結(jié)構(gòu)、巖石力學(xué)參數(shù)、地應(yīng)力、孔隙度、含氣量等參數(shù)[8-10]，對煤層氣井的煤系地層進(jìn)行定性定量評價(jià)，為煤層氣開發(fā)的地質(zhì)橫向有利區(qū)、縱向有利段優(yōu)選提供指導(dǎo)。

目前針對煤層氣井壓裂施工參數(shù)的優(yōu)化一般根據(jù)區(qū)塊的既往開發(fā)經(jīng)驗(yàn)、開發(fā)效果等進(jìn)行優(yōu)化確定，利用測井資料開展壓裂工程參數(shù)優(yōu)化、產(chǎn)能預(yù)測、排采控制優(yōu)化等方面的研究分析較少。為此，基于測井資料分析巖石力學(xué)參數(shù)，重點(diǎn)分析破裂壓力對壓裂改造的影響，為煤層氣井壓裂施工參數(shù)優(yōu)化提供參考，對射孔段、壓裂排量、加液量、加砂量等參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，以期為煤層氣井的壓裂施工提供定性參考。

1 研究區(qū)地層及其巖石力學(xué)概況

1.1 地層概況

研究區(qū)位于山西沁水縣，PN-1、PN-2 井是位于研究區(qū)的2 口煤層氣開發(fā)直井。2 口煤層氣井鉆遇地層一致，自上而下依次鉆遇地層為新生界第四系，上古生界二疊系上統(tǒng)上石盒子組、下統(tǒng)下石盒子組、山西組，石炭系上統(tǒng)太原組（未鉆穿）。

2 口井對上古生界二疊系下統(tǒng)山西組、上古生界石炭系上統(tǒng)太原組的部分井段進(jìn)行巖屑錄井。通過巖屑錄井，PN-1 井、PN-2 井均共見煤4 層，主要在山西組、太原組地層，PN-1 井綜合解釋4層煤，共7.95 m，其中山西組煤層氣層1 層，厚度6.10 m，試井測試滲透率為0.26×10-3μm2，太原組含煤層氣層3 層，累計(jì)厚度1.85 m，PN-2 井綜合解釋4 層煤，共7.67 m，其中山西組煤層氣層1 層，厚度5.50 m，太原組含煤層氣層3 層，累計(jì)厚度2.17 m?？v向來看，巖屑錄井及綜合解釋煤層均為山西組3#煤層厚度最大，煤層穩(wěn)定，煤質(zhì)最好，具有煤層氣開發(fā)價(jià)值，其余解釋為含煤層氣層，開發(fā)潛力較小。因此，重點(diǎn)針對山西組3#煤層及其頂?shù)装宓膸r石力學(xué)特征進(jìn)行研究，為煤層氣井儲層改造提供參考。

1.2 巖石力學(xué)特征

儲層的巖石力學(xué)特征可通過參數(shù)井取樣測試化驗(yàn)分析、測井資料解釋等方式獲取。參數(shù)井測試化驗(yàn)分析取得的巖石力學(xué)參數(shù)相對準(zhǔn)確可靠，但獲取的數(shù)據(jù)相對較少，一般在煤層氣新區(qū)塊采取參數(shù)井測試化驗(yàn)的方式獲取目的層段、重點(diǎn)層段的破裂壓力、閉合壓力、地應(yīng)力、滲透率、壓力系數(shù)等參數(shù)，對新區(qū)塊的煤層氣開發(fā)指導(dǎo)意義較大。測井資料解釋方式獲取的數(shù)據(jù)較多、較全面，基于測井?dāng)?shù)據(jù)，利用解釋模型反演的方式獲取全井段精細(xì)的巖石力學(xué)參數(shù)，包括煤層及頂?shù)装宓膹椥阅Ａ?、泊松比、抗壓?qiáng)度、抗拉強(qiáng)度、有效應(yīng)力系數(shù)、破裂壓力、閉合壓力等，但解釋模型反演需要參考參數(shù)井、開發(fā)井獲取的資料，建立適合該區(qū)塊的解釋模型，才能提高解釋成果的可靠性和準(zhǔn)確性。PN-1、PN-2 井位于山西省沁水縣的成熟煤層氣區(qū)塊，已實(shí)施的煤層氣參數(shù)井、開發(fā)井較多，便于修正解釋模型。通過測井?dāng)?shù)據(jù)，根據(jù)該區(qū)塊前期參數(shù)井獲取資料優(yōu)化測井解釋模型，對2 口井的煤層段含氣性、孔隙度、泥質(zhì)含量數(shù)據(jù)進(jìn)行計(jì)算，研究區(qū)含氣性和孔隙度及泥質(zhì)含量測井計(jì)算數(shù)據(jù)見表1。

表1 研究區(qū)含氣性和孔隙度及泥質(zhì)含量測井計(jì)算數(shù)據(jù)Table 1 Calculation data of gas, porosity and shale content logging in study area

在煤層及非煤層段的測井?dāng)?shù)據(jù)變化明顯，煤層段的自然伽馬、自然電位、體積密度、聲波時差測井值均低于非煤層段，在煤層段PN-1 井的井徑擴(kuò)大、PN-2 井的井徑變化不明顯，煤層段的深側(cè)向、淺側(cè)向、微球形聚焦測井值均高于非煤層段。

2 煤儲層可壓性評價(jià)

2.1 巖石力學(xué)特征對儲層改造的影響

煤層及頂?shù)装宓膸r石力學(xué)性質(zhì)是儲層改造效果的重要影響因素之一。煤儲層與頁巖氣、致密砂巖氣儲層相比，其巖石力學(xué)性質(zhì)方面具有強(qiáng)度低、彈性模量低、泊松比低的特點(diǎn)。針對砂巖儲層、頁巖儲層、煤儲層的壓裂物理模擬試驗(yàn)結(jié)果顯示，儲層中壓裂形成的裂縫寬度與儲層的其彈性模量成反比，彈性模量越大，裂縫寬度越小，因此，煤層氣井在相同的施工規(guī)模及施工參數(shù)條件下，由于其彈性模量低，導(dǎo)致壓裂裂縫寬度增加及裂縫長度延伸受到限制，在煤層中壓裂，更易形成縫長短、縫寬寬的裂縫[11]，導(dǎo)致壓裂改造溝通的煤層空間小，影響煤層解吸、供氣體積，是造成煤層氣井產(chǎn)氣不理想的原因之一。煤層與其頂、底板巖層之間巖性變化，存在巖性界面（弱面），其對壓裂裂縫的形態(tài)影響較大，由于弱面的存在，且弱面上、下巖層的巖石力學(xué)性質(zhì)差異較大，導(dǎo)致在上、下巖層形成明顯的應(yīng)力差，且在弱面處形成低應(yīng)力區(qū)，壓裂裂縫在垂向上延伸至弱面時，受應(yīng)力阻擋導(dǎo)致壓裂裂縫沿弱面水平延伸，形成垂直縫與水平縫構(gòu)成的組合裂縫即“T”形縫或“工”形縫。

2.2 破裂壓力及可壓性評價(jià)

煤儲層可壓性主要從脆性礦物含量、脆性指數(shù)、破裂壓力等方面對儲層的可壓性進(jìn)行提前研究分析。根據(jù)測井?dāng)?shù)據(jù)，對儲層破裂壓力參數(shù)進(jìn)行定量評價(jià)，為煤層氣井的壓裂參數(shù)優(yōu)化提供參考。

根據(jù)測井資料計(jì)算煤層破裂壓力的模型為[12-13]：

式中：pF為破裂壓力，MPa；μ為泊松比；σv為垂向應(yīng)力，MPa；E為彈性模量，GPa；εh為構(gòu)造應(yīng)力系數(shù)，取1.2；α為Biot 系數(shù)，取0.33；pP為上覆地層壓力，MPa；St為抗張強(qiáng)度，取0.8 MPa。

根據(jù)地層破裂壓力模型及測井獲取的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)，分別計(jì)算2 口井的破裂壓力，分析裂隙在煤層與頂?shù)装鍖娱g界面及頂?shù)装逯袛U(kuò)展延伸的可能性。PN-1 井、PN-2 井測井解釋成果數(shù)據(jù)見表2，見表3。

表2 PN-1 井測井解釋成果數(shù)據(jù)Table 2 Data of PN-1 well logging interpretation results

表3 PN-2 井測井解釋成果數(shù)據(jù)Table 3 Data of PN-2 well logging interpretation results

經(jīng)計(jì)算，PN-1 井3#煤層破裂壓力為25.14 MPa，其頂?shù)装鍘r層的破裂壓力在29.65～31.28 MPa 之間，3#煤層破裂壓力低于頂?shù)装鍘r層的破裂壓力，二者差值在5.10～6.73 MPa 之間，壓裂裂縫易在層間界面擴(kuò)展延伸，裂縫延伸進(jìn)入頂?shù)装鍘r層的可能性較小。計(jì)算的PN-2 井3#煤層破裂壓力為22.39 MPa，其頂?shù)装鍘r層的破裂壓力在23.43～24.12 MPa 之間，3#煤層破裂壓力低于頂?shù)装鍘r層的破裂壓力，破裂壓力差值較小，二者差值在1.04～1.73 MPa 之間，壓裂裂縫在層間界面及延伸進(jìn)入頂?shù)装鍘r層的可能性較大。

根據(jù)測井解釋成果數(shù)據(jù)表可以看出，PN-1 井、PN-2 井煤層上下10 m 范圍內(nèi)的上覆地層壓力梯度分別為0.023、0.022 MPa/m，煤層的破裂壓力梯度分別為0.033、0.020 MPa/m，低于煤層上下10 m 范圍內(nèi)其他巖層的破裂壓力梯度，即煤層具有低泊松比、低楊氏模量、低強(qiáng)度、低破裂壓力的特點(diǎn)。為了避免壓裂形成“T”形縫或“工”形縫，增強(qiáng)改造效果，建議對3#煤層射孔參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，在壓裂施工方面，可以采取前置液階段低排量造長縫、攜砂液階段高排量造新縫、連多縫的方式，從而達(dá)到在煤層中形成復(fù)雜裂縫、網(wǎng)狀裂隙的目的。

3 工程應(yīng)用及開發(fā)效果評價(jià)

3.1 改造效果評價(jià)

3.1.1 2 口井射孔及壓裂參數(shù)

煤儲層的原始滲透率較低，導(dǎo)流能力較差，為提高導(dǎo)流能力，增強(qiáng)改造效果，水力壓裂是低滲煤儲層增滲的有效途徑之一，采取水力壓裂的方式對煤層進(jìn)行改造，在煤層中將壓裂改造產(chǎn)生的裂縫與原生裂隙連通，提高煤儲層的導(dǎo)流能力和滲透率，促進(jìn)煤層氣解吸產(chǎn)出。物理模擬顯示：水力壓裂后裂縫平均長度、裂縫孔隙度和裂縫開度增幅分別為70.81%～253.25%、171.88%～383.02%和20.31%～32.43%[14]，表明壓裂具有顯著提高導(dǎo)流能力的效果。

根據(jù)2 口井的煤儲層巖石力學(xué)特征及可壓性評價(jià)分析，為了提高壓裂施工過程中的孔眼進(jìn)液量及凈壓力，針對PN-1 井測井解釋的煤層厚度為6.1 m，對其3#煤進(jìn)行選射，射孔厚度為4 m，頂部避射1 m、底部避射1.1 m，射孔位置為696.8～700.8 m；針對PN-2 井測井解釋的煤層厚度為5.5 m，對其3#煤進(jìn)行選射，射孔厚度為4 m，頂部避射1 m、底部 避 射0.5 m，射孔 位置為690.0～694.0 m，2 口井均采用16 孔/m 的等密度螺旋射孔方式。研究區(qū)2 口煤層氣井的壓裂施工曲線如圖1。

圖1 研究區(qū)2 口煤層氣井的壓裂施工曲線Fig.1 Fracturing construction curves of two coalbed methane wells in the study area

3.1.2 研究區(qū)PN-1 井改造效果

從壓裂施工曲線及壓裂施工數(shù)據(jù)分析，PN-1井施工排量在5.53～8.31 m3/min 之間，施工壓力在19.03～26.03 MPa 之間，砂比在2.55%～21.88%之間，施工主要過程包括前置液階段、攜砂液階段、頂替液階段、測壓降階段。

1）PN-1 井前置液階段。前置液（含試壓）加液量309.99 m3，前置液占比達(dá)到49.34%。3#煤層的破裂壓力與頂?shù)装鍘r層的破裂壓力差值較大，壓裂裂縫沿層間界面延伸的可能性較高，通過提高攜砂液前的注入液量及降低注入排量的方式，能夠有效保障裂縫在射孔段擴(kuò)展、延伸，避免裂縫轉(zhuǎn)向及延伸至層間界面。此外，提高前置液的占比對擴(kuò)大壓裂影響半徑有利，擴(kuò)大壓裂裂縫與原生裂隙的溝通范圍，在煤層中形成網(wǎng)狀裂縫，增大壓裂改造體積、強(qiáng)化改造效果，前置液階段加粉砂8.10 m3，粒徑在0.250～0.425 mm 之間。前置液階段加粉砂的主要目的是打磨孔眼及裂隙，降低攜砂液階段的施工阻力，研究表明，水力壓裂的摩阻損耗主要包括液體流經(jīng)管柱時產(chǎn)生的沿程摩阻及水力壓裂過程中的近井摩阻，通過前置液階段加大液量及攜砂，能夠有效降低施工摩阻[15]。另一方面是降低壓裂煤層中的壓裂液濾失，避免施工壓力走低，施工過程中壓力緩慢升高至25.92 MPa，在煤層中實(shí)現(xiàn)造長縫、連多縫及形成網(wǎng)狀裂隙的目的。

2）PN-1 井?dāng)y砂液階段。攜砂液階段加液量295.80 m3，加砂53.00 m3；其中細(xì)砂37.85 m3，粒徑在0.425～0.850 mm 之間；中砂15.15 m3，粒徑在0.850～1.180 mm 之間。攜砂液階段主要目的是通過壓裂液攜砂將前置液階段形成的裂縫進(jìn)行支撐，提高壓裂裂縫的導(dǎo)流能力，該階段裂縫延伸及壓裂影響半徑擴(kuò)展較小。攜砂過程先加入25.92 m3細(xì)砂，其主要目的是對前置液階段形成的裂縫進(jìn)行支撐，且由于細(xì)砂粒徑小，在裂縫中的運(yùn)移阻力小，能夠攜帶的距離更遠(yuǎn)，支撐半徑更大，因此，先加入細(xì)砂對遠(yuǎn)端裂縫進(jìn)行支撐。攜砂過程后加入15.15 m3中砂，其主要目的是對井筒附近的壓裂裂縫進(jìn)行支撐，由于壓裂改造過程中井筒附近地層的裂縫擴(kuò)張縫寬較大，需要大粒徑的支撐劑支撐，攜砂液后期一般尾注大粒徑的石英砂進(jìn)行支撐，另一方面采取大粒徑的石英砂，也能夠避免前期加入的粉砂、細(xì)砂回流進(jìn)入井筒導(dǎo)致的裂縫閉合及排采設(shè)備砂埋、卡泵等排采事故，因此壓裂攜砂液后期一般尾注中砂并提高砂比，實(shí)現(xiàn)對井筒附近地層壓裂裂縫的支撐。從壓裂施工曲線可以看出，施工66 min 后進(jìn)入攜砂液階段，施工排量基本穩(wěn)定在8 m3/min 左右，砂比逐漸提高至10%，此時施工壓力從25.92 MPa 逐漸降低至20 MPa 左右，顯示初次加入細(xì)砂的過程中，砂液密度增加、射孔孔眼處壓力增加，在地層中形成新的壓裂裂縫，壓裂液進(jìn)入新裂縫，施工壓力降低，此后逐漸提高砂比，施工壓力逐漸上升至26 MPa 左右，之后再次出現(xiàn)施工壓力下降，顯示地層中再次出現(xiàn)新的壓裂裂縫，通過攜砂液階段的施工參數(shù)變化分析，壓裂造新縫、連多縫的效果較好，實(shí)現(xiàn)了煤層封網(wǎng)改造及裂縫支撐的目的。

3）PN-1 井頂替液階段。頂替液階段加液量13.33 m3，達(dá)到井筒容積的1.65 倍，其主要目的是將井筒中尾注的中砂推入地層。

4）PN-1 井測壓降階段。測壓降階段持續(xù)60 min 時間，壓力從18.6 MPa 下降至13.1 MPa，壓力降幅達(dá)到5.5 MPa，降幅比例達(dá)到29.57%，壓力降幅較大，表明壓裂液在地層裂隙濾失、壓力降低，顯示地層壓裂裂縫與原生裂隙連通性較好，且支撐效果明顯，即儲層改造效果較好。

PN-1 井壓裂過程累計(jì)加液量619.12 m3，累計(jì)加砂量61.10 m3，液量砂量比10.13∶1，每米煤層的加液量為101.5 m3/m，每米煤層的加砂量為10.02 m3/m。地層破裂壓力為25.92 MPa，計(jì)算的3#煤層的破裂壓力為25.14 MPa，壓裂施工前置液階段將施工壓力控制在計(jì)算的破裂壓力以下，確保裂縫在煤層延伸及避免裂縫溝通至層間界面。停泵壓力為18.60 MPa，停泵后測壓降60 min，壓力降低至13.10 MPa，壓降效果明顯，顯示地層裂隙連通性較好。從整個施工過程看，測井解釋的破裂壓力與實(shí)際施工的破裂壓力較接近，誤差3.01%，施工壓力低于煤層頂?shù)装宓钠屏褖毫?，頂?shù)装逦闯霈F(xiàn)壓裂裂縫擴(kuò)展延伸的情況，壓裂施工過程中實(shí)現(xiàn)了在煤層中造長縫、造新縫、連多縫，形成網(wǎng)狀裂縫的儲層改造目的，儲層改造效果較好。

3.1.3 研究區(qū)PN-2 井改造效果

從壓裂施工曲線及壓裂施工數(shù)據(jù)分析，PN-2井施工排量在4.79～8.18 m3/min 之間，施工壓力在14.84～28.07 MPa 之間，砂比在1.21%～21.03%之間，施工主要過程包括前置液階段、攜砂液階段、頂替液階段、測壓降階段。

1）PN-2 井前置液階段。前置液（含試壓）加液量217.5 m3，前置液占比達(dá)到50.07%。PN-2 井3#煤層的破裂壓力與頂?shù)装鍘r層的破裂壓力差值較小，壓裂裂縫沿層間界面及頂?shù)装逖由斓目赡苄跃^高。

2）PN-2 井?dāng)y砂液階段。攜砂液階段加液量210.8 m3，加砂49 m3，其中細(xì)砂35 m3，粒徑在0.425～0.850 mm 之間，中砂14 m3，粒徑在0.850～1.180 mm 之間。

3）PN-2 井頂替液階段。頂替液階段加液量12.5 m3，達(dá)到井筒容積的1.53 倍，其主要目的是將井筒中尾注的中砂推入地層。

4）PN-2 井測壓降階段。測壓降階段持續(xù)60 min 時間，壓力從12.6 MPa 下降至10.3 MPa，壓力降幅達(dá)到2.3 MPa，降幅比例達(dá)到18.25%，壓力降幅較PN-1 井小。

PN-2 井壓裂過程累計(jì)加液量440.8 m3，累計(jì)加砂量56 m3。液量砂量比7.87:1，低于PN-1 井的砂量液量比，顯示地層加砂難度較小，地層阻力小，即顯示地層中壓裂裂縫為單一長裂縫的可能性較高。每米煤層的加液量為80.15 m3/m，每米煤層的加砂量為10.18 m3/m，2 口井的加砂強(qiáng)度較接近。地層破裂壓力為24.03 MPa，計(jì)算的3#煤層的破裂壓力為22.39 MPa。

分析認(rèn)為，PN-2 井在壓裂施工初期，施工排量偏高，施工壓力突破頂?shù)装宓钠屏褖毫?。由于煤層及頂?shù)装宓钠屏褖毫^接近，且施工壓力及地層破裂壓力在煤層頂?shù)装宓钠屏褖毫Ψ秶鷥?nèi)，導(dǎo)致壓裂裂縫擴(kuò)展、延伸至煤層頂?shù)装?，顯示壓裂裂縫在頂?shù)装迳百|(zhì)泥巖中形成單一裂縫，影響壓裂改造效果。

3.2 產(chǎn)氣效果評價(jià)

PN-1 井、PN-2 井均壓裂山西組3#煤層，該煤層為無煙煤，臨界解吸壓力較低，臨儲比僅0.2 左右。研究區(qū)2 口煤層氣井排采曲線如圖2。

圖2 研究區(qū)2 口煤層氣井排采曲線Fig.2 Drainage and production curves of two coalbed methane wells in the study area

PN-1 井開抽時井底流壓6.3 MPa，解吸時井底流壓1.25 MPa，最高日產(chǎn)氣量為2 903 m3，該井解吸前分階段進(jìn)行控制，先快速排采將井底流壓降低至1.5 MPa 左右，接近3#煤層的臨界解吸壓力，后逐漸降低排采強(qiáng)度，直至煤層解吸產(chǎn)氣，解吸前累計(jì)產(chǎn)水352.84 m3，壓裂液返排率達(dá)到56.99%，顯示壓裂液充分返排及壓降漏斗擴(kuò)展較好。產(chǎn)氣后，日產(chǎn)氣量穩(wěn)定上升至2 900 m3，后逐漸穩(wěn)定在2 600 m3，顯示地層供氣半徑較大。產(chǎn)氣262 d 后累計(jì)產(chǎn)氣量達(dá)到526 937 m3，平均日產(chǎn)氣量2 011.2 m3，產(chǎn)氣效果較好，顯示3#煤層改造效果及支撐效果均較好，為排采過程中氣體流動提供了良好的通道。

PN-2 井開抽時井底流壓6.1 MPa，解吸時井底流壓1.21 MPa，最高日產(chǎn)氣量為252 m3，該井解吸前的控制策略與PN-1 井一致，解吸前累計(jì)產(chǎn)水605.97 m3，壓裂液返排率達(dá)到137.47%，顯示壓裂頂?shù)装搴饾u向煤層補(bǔ)給[16]，導(dǎo)致返排率超過100%。該井產(chǎn)氣157 d 后的累計(jì)產(chǎn)氣量為22 763 m3，平均日產(chǎn)氣量145 m3，產(chǎn)氣效果較差，顯示該井3#煤層的改造效果較差。

4 結(jié) 語

1）研究區(qū)2 口井測井?dāng)?shù)據(jù)反演的煤儲層具有低泊松比、低楊氏模量、低強(qiáng)度、低破裂壓力的特點(diǎn)，PN-1 井煤層破裂壓力與頂?shù)装迤屏褖毫Φ牟町愝^大，壓裂施工過程中，壓裂裂縫易在頂?shù)装鍖娱g界面延伸，PN-2 井煤層破裂壓力與頂?shù)装宓钠屏褖毫^接近，壓裂裂縫在層間界面及頂?shù)装鍞U(kuò)展延伸的可能性較高。

2）PN-1 井的壓裂施工顯示，通過控制壓裂施工前置液階段的施工排量及施工壓力，可有效避免壓裂裂縫在頂?shù)装鍖娱g界面延伸，攜砂液階段提高施工排量及施工壓力，能夠有效避免裂縫在層間界面延伸，實(shí)現(xiàn)裂縫在煤層中擴(kuò)展延伸、連通原生裂隙的目的。

3）利用PN-1 測井?dāng)?shù)據(jù)反演煤層破裂壓力為25.14 MPa，壓裂施工煤層破裂壓力為25.92 MPa，誤差僅3.01%，為煤層氣井破裂壓力預(yù)測提供參考。

4）根據(jù)煤層氣井測井?dāng)?shù)據(jù)，加強(qiáng)對煤層及頂?shù)装鍘r石力學(xué)參數(shù)反演與研究分析，對壓裂施工排量及施工參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化，對提高煤儲層的壓裂改造效果及產(chǎn)氣效果具有重要的工程意義。