沁水盆地南部中深部煤層氣儲層特征及開發技術對策

張 聰，李夢溪，胡秋嘉，賈慧敏,2,*，李可心，王 琪，楊瑞強

(1.中石油華北油田 山西煤層氣勘探開發分公司，山西 長治 046000；2.中國礦業大學 資源與地球科學學院，江蘇 徐州 221116)

鄭莊-沁南西區塊從2010 年開始大規模開發，早期以直井為主，單井日產氣量隨著埋深增加持續降低，尤其到鄭莊北-沁南西區塊，埋深增加到800 m 以深，直井日產氣量低于300 m3，形成成片低產井[1]。2016年在鄭莊北部創新設計并實施了以“主支疏通、分支控面、脈支增產”為增產理念的仿樹型水平井[2]，單井產量突破10 000 m3，堅定了向中深部進軍的信心，但仿樹型水平井由于成本高、效益差，難以推廣應用。生產實踐表明，埋深增加對煤層氣開發有重要影響，當埋深大于800 m 時，采用與淺層相同的工藝不能獲得較好的開發效果。

近年來，隨著鄂爾多斯盆地東緣、準噶爾盆地等部分深部煤層氣井實現了高效開發[3-4]，尤其是中石油煤層氣公司在大寧-吉縣區塊吉深6-7 平01 井獲得日產量10.1 萬m3高產工業氣流[5]，中國石化華東分公司在延川南區塊獲得日產量5 萬m3工業氣流[6]，昭示了深部煤層氣巨大的開發前景。但這些區域煤層中均含有一定量的游離氣，與沁水盆地南部中深部儲層存在巨大差異。沁水盆地南部中深部儲層既不同于早期大規模開發的800 m 以淺的儲層，也不同于含有大量游離氣的深部儲層，具有獨特的儲層特征，亟需開展沁水盆地南部中深部儲層特征及高效開發技術研究。

目前，針對沁水盆地南部中深部儲層的研究較少，而對鄂爾多斯盆地東緣深部煤層氣儲層特征及開發方式的研究具有一定借鑒意義。首先是針對深部煤層的定義和特征，提出了“臨界深度”概念[7-8]，認為深部煤層與淺部煤層相比，地層壓力和地層溫度對煤層氣含量的影響作用大小發生轉變[7,9]；深部煤層高地應力狀態大幅降低了儲層滲透率，高溫高壓影響深部煤層氣吸附、解吸特性，煤巖力學性質和應力狀態導致壓裂裂縫延伸受限，儲層改造效果受限[10]，可能對煤層氣開發具有不利影響；但深部煤層存在一定量的游離氣，臨儲比高、含氣飽和度高，利于煤層氣開發[11-12]；深部煤層氣井產能受地質和工程因素共同影響，需要對壓裂設計進行優化[13]；聶志宏等[14]研究提出鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區塊深部煤層氣生產特征及開發對策；孫晗森等[15]在臨興區塊1 900 m 超深部煤層試驗降阻、造縫和攜砂性能更優的低傷害泡沫壓裂液、清潔壓裂液和復合壓裂液體系；姚紅生等[16]針對“大埋深、高應力、低滲透”地質特點，圍繞如何實現深部煤層“造長縫、遠支撐、全方位、低成本”系列難題，提出了地質工程一體化的工藝優化及應用實踐；陳貞龍[17]基于開發單元地質屬性找準制約產量的關鍵因素，明確地質適用條件以及工藝參數匹配關系；徐鳳銀等[18]對深部煤層氣井縫網壓裂進行了研究，提出了高效開發措施。沁水盆地南部中深部煤層氣儲層具有獨特性，有必要開展儲層特征和高效開發技術研究，以期為沁水盆地南部中深部煤層氣高效開發提供有益借鑒。

1 研究區地質概況

沁水盆地為大型NNE 向展布的復式向斜，東西兩翼基本對稱[19]，西翼地層傾角相對稍陡，東翼相對平緩。斷裂以NE、NNE 和NEE 向高角度正斷層為主，集中分布于盆地西北部、西南部以及東南部邊緣，盆地東北部及腹部斷裂發育較少(圖1)。

圖1 鄭莊北-沁南西區塊位置及地層剖面Fig.1 Location and stratigraphic section of the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

鄭莊北-沁南西區塊位于沁水盆地南部，橫跨沁水盆地復式向斜兩翼(圖1)，整體呈NNE 向的向斜，內部斷裂發育，主要為NNE、NE 向。主要含煤地層為石炭-二疊系太原組15 號煤和二疊系山西組3 號煤[20]。其中，3 號煤厚度為3.5～6.7 m，平均為6.0 m，15 號煤厚度為1.4～6.5 m，平均為4.0 m；3 號煤埋深為650～1 500 m，平均1 200 m 左右，15 號煤位于3 號煤以下100 m 左右；3 號煤含氣量為5.5～31.5 m3/t，平均21.1 m3/t，15 號煤含氣量為4.3～35.0 m3/t，平均為17.1 m3/t，整體上含氣量較高，局部由于斷層等構造影響存在含氣量低值區；3 號煤鏡質體最大反射率為1.8%～3.4%，多在1.9%以上，為貧煤-無煙煤。

2 中深部煤層氣儲層特征

2.1 埋深特征

鄭莊北-沁南西區塊3 號煤埋深650～1 500 m，整體上從南到北深度逐漸增加(圖2)，800 m 以深區域面積占比92%，1 000 m 以深區域面積占比74%，以中深部儲層為主。研究區西部構造較為寬緩，東部為斜坡帶，中北部位于沁水盆地向斜軸部、最深達到1 500 m，為研究區埋深最大區域。

圖2 鄭莊北-沁南西區塊埋深分布Fig.2 Contour map showing the burial depth of the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

2.2 含氣量特征

基于研究區參數井取心含氣量測試數據，繪制含氣量平面分布圖(圖3)，結果表明，研究區甲烷含氣量為5.5～31.5 m3/t，平均21.1 m3/t，含氣量整體較高，資源整體富集。

圖3 鄭莊北-沁南西區塊含氣量分布Fig.3 Contour map showing the gas content of the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

將圖2 和圖3 對照分析表明，研究區南部含氣量隨埋深增加而增加，而北部含氣量隨埋深增加有明顯的降低趨勢，含氣量隨埋深增加出現先增加后降低的趨勢，在埋深1 100～1 200 m 附近出現了明顯的“拐點”。為了進一步驗證含氣量隨埋深的變化趨勢，將數據拓展至整個鄭莊區塊，基于整個鄭莊-沁南西區塊含氣量隨埋深變化散點圖(圖4)。

圖4 鄭莊北-沁南西區含氣量隨埋深變化情況Fig.4 Burial depth-varying gas content in the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

結果表明，隨埋深增加，含氣量先增加后降低，當埋深為1 100～1 200 m 時，含氣量達到峰值；當埋深小于1 100 m 時，含氣量隨著埋深增加持續增加；當埋深大于1 200 m 時，含氣量隨埋深增加逐漸降低。這主要受有效應力與地層溫度耦合作用[21]，隨著埋深增加，儲層有效應力增加導致氣體吸附能力增強，利于煤層氣保存；同時溫度增加導致煤層氣解吸能力增強，不利于煤層氣保存；因此，當埋深達到一定的深度，煤層氣溫度升高增加的解吸能力大于有效應力增加的吸附能力，煤層氣含氣量開始下降，即煤層含氣量－埋深關系出現“拐點”。這進一步表明研究區與淺部具有明顯的區別。這與陳世達等[22]的研究結論一致。研究區所有井投產后均需要經過排水降壓，才能解吸產氣，因此研究區主要以吸附氣為主。

2.3 解吸效率特征

吸附時間是指在煤心含氣量測定過程中，實測解吸氣體體積達到總吸附量63.2%時所用的時間[23]，吸附時間反映了煤層甲烷在煤基質中解吸擴散能力，吸附時間越長，解吸擴散能力越弱，解吸效率越低。研究區吸附時間與埋深關系(圖5) 表明，研究區吸附時間為1.00～15.76 d，平均5.48 d，吸附時間隨埋深增加先增加后降低，表明其解吸效率先降低后增加，峰值在埋深800～1 000 m，即埋深800～1 000 m 處解吸效率最低。

圖5 鄭莊北-沁南西區塊吸附時間隨埋深變化Fig.5 Burial depth-varying adsorption time in the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

分別計算埋深為600～800、800～1 000、1 000～1 200 和1 200～1 400 m 時，參數井煤心含氣量測試過程中解吸速率曲線平均值，得到上述4 個埋深范圍內的解吸速率典型曲線(圖6)。由圖6 表明，埋深在800～1 000 m 時解吸速率最低，峰值解吸速率僅0.42 m3/min；埋深600～800 m 時解吸速度最高，峰值解吸速率達到1.67 m3/min；埋深大于1 000 m 后解吸速率呈現增加趨勢，到1 200～1 400 m 時峰值解吸速率達到1.23 m3/min。這進一步證明了研究區解吸速率隨埋深增加，先降低后增加，在800～1 000 m 處解吸效率最低。

圖6 鄭莊北-沁南西區塊不同埋深條件下典型解吸速率Fig.6 Typical desorption rates under different burial depth ranges in the northern Zhengzhuang-western Qinnan block

2.4 地應力特征

為明確中深部儲層地應力特征，將數據由研究區向淺部拓展至整個鄭莊區塊，根據鄭莊-沁南西區塊參數井注入壓降試井測試和原地應力循環測試結果獲取各井原始儲層壓力、破裂壓力和閉合壓力，進而計算各參數井的垂向應力、最大水平主應力、最小水平主應力[24-25]。繪制應力與埋深散點圖(圖7)，按照Anderson 基于σv、σH和σh相對大小的地應力場類型劃分方案[24-25]，從淺部到中深部，地應力場類型分別以埋深600 m 和1 000 m為界發生了2 次轉換。

圖7 鄭莊-沁南西區塊不同埋深條件下應力狀態Fig.7 Burial depth-varying stress state of the Zhengzhuang western Qinnan block

埋深小于600 m 時，σH>σh>σv，為逆斷層型地應力場類型，水力壓裂易形成水平縫、利于造長縫，有效改造體積大；埋深大于1 000 m 時，σH>σv>σh，為走滑斷層型地應力場類型，水力壓裂易形成垂直裂縫，裂縫延伸較短，煤層有效改造面積小，開發效果差，這與前人研究結果一致[25]；埋深為600～1 000 m 時，地應力場類型為逆斷層型向走滑斷層型轉換階段，水力壓裂形成的裂縫系統較為復雜，壓裂縫長逐漸變短，開發效果變差；局部地區發育正斷層型地應力場類型，水力壓裂以高角度垂直裂縫為主。因此，埋深大于1 000 m 的中深部儲層與淺部相比，應力特征具有顯著差異。

3 中深部煤層氣儲層開發方式優化

3.1 直井(定向井)開發方式

直井(定向井)+水力壓裂是研究區應用最早、最廣泛的開發方式，水力壓裂一般為中小規模壓裂，液量一般為500～700 m3、砂量為30～50 m3、排量為4～6 m3/min、砂比一般為8%～10%(表1)。初期采用全煤層段射孔，在應用過程中，逐漸認識到煤層縱向發育原生煤、碎裂煤、碎粒煤、糜棱煤等煤體結構類型，厚度僅5～7 m 的煤層在縱向上存在極強的非均質性，碎煤段漏失嚴重，容易造成壓裂砂堆積，不能有效造縫。因此，創新實施優質煤層氣段集中射孔壓裂工藝，優選2 m 左右原生結構煤發育、煤質較好的煤層集中射孔，每米進液量和加砂量提高2～3 倍，開發效果得到有效改善。

表1 鄭莊-沁南西區塊不同埋深直井壓裂關鍵參數與穩產氣量關系Table 1 Relationship between critical fracturing parameters and stable gas production of vertical wells at different burial depths in the Zhengzhuang-western Qinnan block

該開發方式在鄭莊區塊工業化復制，隨著埋深增加開發效果逐漸變差。統計鄭莊區塊480 口直井穩產氣量與埋深數據(圖8) 表明，隨著埋深由400 m 增加至1 200 m，穩產氣量由4 000 m3/d 下降至100 m3/d。具體來說，埋深小于600 m 的井90 口，平均單井穩產氣量2 000 m3/d；埋深介于600～800 m 的井290 口，平均單井穩產氣量1 350 m3/d；埋深介于800～1 000 m 的井60 口，平均單井穩產氣量260 m3/d；埋深大于1 000 m 的井40 口，平均單井穩產氣量100 m3/d。這充分說明直井+中小規模壓裂的開發方式對埋深大于800 m 的中深部煤層氣儲層適應性差。

圖8 鄭莊區塊直井穩產氣量與埋深關系Fig.8 Relationship between stable gas production and burial depth of vertical wells in the Zhengzhuang block

中深部儲層直井產量逐漸降低主要原因為：第一，隨著埋深增加到1 100～1 200 m 后，含氣量呈現下降趨勢(圖4)；第二，隨著埋深增加，儲層滲透性持續下降；第三，埋深大于1 000 m 后，研究區地應力場類型轉變為走滑斷層型(圖7)，水力壓裂易形成垂直縫，采用相同的壓裂規模，煤層有效改造體積變小。第四，隨著埋深增加，研究區閉合壓力增加(圖7)，支撐劑嵌入深度增加，相同鋪砂條件下壓裂裂縫的導流能力下降[26]，排采過程中裂縫閉合較快，導致單井產氣量曲線以“單峰型”為主，即達產后穩產時間較短且產量下降速度較快。其中，后3 個原因都直接與壓裂技術有關或者可以通過壓裂技術改進彌補，因此，壓裂技術的改進是中深部煤層氣產量獲得突破的關鍵。

與鄭莊北相比，沁南西區塊埋深達到1 400 m 以上，閉合應力達到20 MPa 以上，埋深和閉合應力均大幅增加。為了實現產量突破，沁南西區塊改變原來中小規模壓裂，以大液量造長縫，以大砂量強支撐，單井壓裂液量達到1 000～1 500 m3，砂量堅持能加盡加的原則，達到60～100 m3(表1)。實施250 口直井，穩產氣量分布在100～4 000 m3/d，平均單井穩產氣量達到1 000 m3/d，比鄭莊中北部增加700 m3/d，實現了產量增加。

為了進一步提升鄭莊北區塊低產直井產量，創新實施“充填預堵+大規模壓裂+遠端支撐”增產技術。實施“充填預堵”克服初次壓裂裂縫對重復壓裂的負效應，采用相對較低的排量(6～8 m3/min)、相對較低的砂比(3%～5%)、中小規模(300～700 m3)壓裂液量注入初次壓裂裂縫中封堵現有壓裂裂縫，直到施工壓力高于初次壓裂施工壓力時“充填預堵”完成，待井底壓力降至裂縫閉合壓力后，開始大規模壓裂，實現高效造新縫；大規模壓裂即大排量、大液量、高砂比壓裂(表1)，壓裂液量由原來的500～800 m3提高至1 300～2 000 m3，增加改造體積；排量由原來的4～6 m3/min 提高至10～14 m3/min 以上，提高凈施工壓力，增加壓裂裂縫長度；砂比由原來的8%左右提高至12%～15%，克服支撐劑嵌入影響，提高裂縫導流能力。該技術在鄭莊北部試驗20 余口井，平均單井日產氣量由190 m3提升至1 380 m3，增產1 190 m3，平均單井增產量突破1 000 m3/d，實現了鄭莊北部連片低產區直井產量突破。部分典型井如圖9 所示。

圖9 充填預堵+大規模壓裂+遠端支撐重復壓裂井生產參數曲線Fig.9 Production parametic curves of wells subject to refracturing using the technology of pre-plugging,large-scale fracturing,and remote proppant emplacement

3.2 水平井分段壓裂開發方式

水平井分段壓裂開發方式與直井壓裂開發方式相比，具有明顯的優勢。第一，在低成本條件下實現了壓裂間距無限縮小，更容易形成縫網改造[27]；第二，通過多段多簇壓裂，較好地改善了煤儲層強非均質性，大幅降低了低產井甚至不產氣井的比例；第三，大幅提高了單井產量，研究區最高日產氣量由1 000 m3提高至15 000 m3以上，平均單井日產氣量由300 m3提高至8 000 m3以上。

3.2.1 L 型水平井井型結構優化

為了降低鉆完井成本和技術難度，創新形成L 型水平井二開井型結構和半程固井技術，一開采用直徑為311.2 mm 鉆頭鉆進，采用直徑為244.5 mm 套管完井，固井水泥返至地面；二開采用直徑為215.9 mm 鉆頭鉆進，采用直徑為139.7 mm 套管完井，固井采用半程固井，在著陸點附近分級箍處開始固井，水泥返至地面。與以往三開井型結構相比，二開全通徑L 型水平井鉆完井成本大幅降低、完井井眼直徑增大、全井段直徑一致，更利于排采和后期作業(圖10)。

圖10 二開全通徑L 型水平井井型結構Fig.10 Two-spud-in structure and full bore sleeve of a L-shaped horizontal well

為避免固井水泥污染儲層、促進壓裂裂縫起裂，研究區均采用半程固井實現著陸點以后水平段不固井。半程固井技術最初管串結構為液壓式分級注水泥器+管外封隔器+盲板短節+套管串，固井候凝結束后需下入鉆具將影響套管通徑的固井附件鉆除，操作難度大、施工風險大、井眼光滑性差；目前創新研制了可撈式免鉆塞的半程固井工具，利用橡膠膨脹封堵，無需鉆磨盲板，固井后打撈工具，井筒光滑通暢，解決了早期打撈式固井工具易造成分隔器遇卡等復雜事故的問題，提高了鉆井及后期作業效率。二開L 型水平井結構為水平井壓裂、作業提供了良好的井筒條件。

3.2.2 水平井優質層段識別

水平井優質煤層段為含氣量高、煤質好、原生煤發育的層段，通過隨鉆測試資料進行綜合識別。含氣量一般通過氣測全烴值識別，氣測全烴值高的水平段含氣量也較高，氣測全烴低于20%的水平段含氣量一般較低，不進行射孔壓裂。

對研究區參數井近180 塊取心樣品進行研究，將其分為原生結構煤、構造煤、夾矸和頂底板，然后在測井曲線上對應的取心深度讀取伽馬值，得到不同煤體結構煤和不同煤質煤對應的伽馬值分布范圍(圖11)。結果表明，可通過自然伽馬值評價煤質，優質煤層自然伽馬值一般低于60 API，自然伽馬值越低煤質越好；夾矸自然伽馬值在60～80 API；頂底板砂泥巖自然伽馬值大于120 API。因此，射孔段優選自然伽馬值低于60 API 的水平段、避開夾矸和頂底板。

圖11 不同煤質、煤體結構煤的自然伽馬值對比Fig.11 Comparison of natural gamma-ray values of coals with different quality and structures

對直井而言，測井參數齊全，對應的煤體結構評價方法較為成熟，但煤層水平段測井風險較大、成本較高，研究區水平井水平段僅有氣測全烴、伽馬值和鉆時3個參數，沒有成熟的煤體結構識別方法。本文提出了利用隨鉆測試伽馬值進行煤體結構判識的方法。由圖11表明，伽馬值在一定程度上可以識別煤體結構，當自然伽馬值為25～50 API 時，構造煤占比94%、原生煤占比3%，夾矸占比3%，整體以構造煤為主；當自然伽馬值在25 API 以下時，構造煤占比10%，原生煤占比90%，以原生煤為主。同時，鉆時是指鉆進單位地層所需要的時間，主要反映巖石的可鉆性，因此，鉆時曲線在一定程度上也可以反映煤體結構，現場統計發現，鉆時小于2 min/m 時煤體結構以構造煤為主，大于2 min/m 時以原生結構煤為主。因此可以通過自然伽馬與鉆時曲線共同確定煤體結構。

綜上所述，水平井優質層段一般為氣測全烴值相對高值區，自然伽馬值小于25 API、鉆時大于2 min/m 的位置。在水平井優質層段優選基礎上，根據水平井井眼軌跡與優質層段空間位置關系，實施定向射孔，實現對優質層段高效改造。

3.2.3 優質層段縫網壓裂技術

1) 壓裂工藝優選

目前L 型水平井分段壓裂工藝主要有普通油管底封拖動壓裂、連續油管壓裂、橋射聯作壓裂3 種。普通油管底封拖動壓裂是充分利用煤層氣儲層低壓特點創新的低成本壓裂技術，可實現壓后壓裂液快速放壓返排。該工藝管柱結構(圖12a)由普通油管若干、安全接頭、噴射器、封隔器、水力錨、單流閥等組成。壓裂過程中通過油管打壓坐封封隔器，在預定射孔位置對套管噴砂射孔，然后油套環空加砂、油管補液完成壓裂，壓后快速放噴，減少污染，最后上提管柱至下一段進行壓裂，重復上述步驟完成全部層段壓裂。

連續油管壓裂與普通油管底封拖動壓裂原理、流程相似。其管柱結構由連續油管、丟手、噴射器、封隔器、引導頭等組成。壓裂前在井筒中下入噴射器至預定位置，坐封封隔器后噴砂射孔，然后實施壓裂，壓后無需放噴直接上提管柱至下一預定位置，重復上述步驟完成全部層段壓裂。

橋射聯作壓裂(圖12b)通過井筒泵送方式將射孔槍及橋塞泵送到預定位置，座封橋塞后上提電纜，在預定的位置逐級定位、點火射孔，起出電纜和射孔槍后進行水力壓裂，重復上述步驟完成全部層段壓裂。通過最高施工排量、施工效率、射孔適應性等參數綜合對比(表2)，普通油管底封拖動和連續油管底封拖動適用于埋深較淺的區塊，而橋射聯作工藝可以適應不同的地質條件，尤其是深層煤層氣井壓裂。

表2 不同分段壓裂工藝優缺點對比Table 2 Pros and cons of different staged fracturing techniques

2) 壓裂參數優化

水平井壓裂關鍵參數主要包括段間距、液量、排量、砂量等參數，研究區不同埋深、不同階段的分段壓裂水平井關鍵參數見表3。

表3 鄭莊-沁南西區塊不同埋深水平井分段壓裂關鍵參數與穩產氣量關系Table 3 Relationships between critical staged fracturing parameters and stable gas production of horizontal wells at different burial depths in the Zhengzhuang-western Qinnan block

2017 年在鄭莊西南部開展水平井分段壓裂試驗4 口井，水平段長800～1 000 m，壓裂6～8 段，段間距100～130 m，其余壓裂關鍵參數見表3，平均單井穩產氣量突破8 000 m3/d，但穩產能力較弱，僅穩產10 個月；后來進一步縮小段間距至80～100 m，其余壓裂參數基本未變，單井產量提高至15 000 m3/d。表明縮小段間距能夠有效增加改造面積、增加產量。對早期水平井壓裂段數與累積產氣量關系統計(圖13)，結果表明壓裂段數小于10 段時，壓裂段數增加對產量增加具有顯著影響，但段數增加到10 段以后，產量增幅減小。

圖13 鄭莊北壓裂段數與平均單井累產氣關系Fig.13 Relationship between fracturing stage number and average single-well cumulative gas production in the northern Zhengzhuang block

將鄭莊西南部較為成熟的水平井壓裂參數推廣至北部，平均單井穩產氣量達到8 000 m3/d，為了進一步提高中深部煤層氣井產量，將單段壓裂液量由450～600 m3增加至2 000 m3，單段加砂量由30～50 m3增加至150 m3，排量由6 m3/min 提高至15 m3/min 以上，單井日產氣量突破18 000 m3、井底流壓仍高達2 MPa，具備極強的穩產能力(圖14)。

圖14 鄭莊北大排量大液量壓裂試驗井生產曲線Fig.14 Production curves of wells subjected to fracturing tests with high injection rates and high volume of fracturing fluids in the northern Zhengzhuang block

通過對不同液量、排量條件下單井裂縫長度和高度進行監測，結果表明裂縫半縫長度隨著壓裂液量和排量的增加顯著增加(圖15)，相同條件下液量由400 m3增加至1 000 m3，半縫長由123.2 m 增加至216.3 m，增長75%(圖15a)，相同排量條件下，裂縫半長由155.1 m增加至167.0 m(圖15b)。

圖15 水力壓裂規模對裂縫關鍵參數影響Fig.15 Effects of hydraulic fracturing scale on the critical parameters of stimulated fractures

在大排量、大液量基礎上實現了砂量大幅提升，降低排采過程中支撐劑嵌入、裂縫閉合引起的滲透率下降，增加裂縫有效支撐體積。因此，實施大規模壓裂是深層煤層氣水平井產量突破的關鍵，壓裂關鍵參數要達到段間距70～90 m 以下、單段液量2 000 m3以上、單段砂量150 m3以上、排量15 m3/min 以上。

4 結論

a.鄭莊北-沁南西區塊3 號煤平均埋深1 200 m，屬于中深部煤層氣儲層，具有獨特的儲層特征：隨著埋深增加，研究區含氣量先增加后降低，峰值深度為1 100～1 200 m；吸附時間先增加后降低，峰值深度為800～1 000 m，表明其解吸效率先降低后增加，在埋深800～1 000 m 處最低。

b.研究區中深部儲層地應力場類型發生了明顯的轉變。埋深小于600 m 時，為逆斷層型地應力場類型，水力壓裂易形成水平縫、利于造長縫；埋深大于1 000 m時為走滑斷層型地應力場類型，水力壓裂易形成垂直縫，裂縫延伸較短，煤層有效改造面積??；埋深為600～1 000 m 時，地應力場類型為逆斷層型向走滑斷層型轉換階段，水力壓裂形成的裂縫系統較為復雜。

c.隨著埋深增加，無論是直井(定向井)還是水平井，均應采用更大的壓裂規模才能獲得較好的效果。對于直井而言，在800 m 以淺采用中小規模壓裂即可獲得高產，液量一般為500～800 m3、砂量為30～60 m3、排量為4～6 m3/min、砂比一般為8%～10%；埋深大于800 m后，應該采用大規模壓裂，液量達到1 500 m3以上，排量達到10～14 m3/min 以上，砂比12%～15%以上，單井日產氣量可以達到1 000 m3以上。對于水平井而言，埋深大于800 m 后，壓裂段間距控制在70～90 m 以下，單段液量、砂量分別達到2 000、150 m3以上，排量達到15 m3/min 以上開發效果較好，單井產量突破18 000 m3。

d.隨著埋深增加，水平井開發方式明顯優于直井(定向井)，以二開全通徑水平井井型結構、水平井優質層段識別和大規模、大排量縫網壓裂為核心的水平井開發方式是適用于研究區中深部煤層氣高效開發的主體工藝技術。