大寧-吉縣區塊深部煤層氣多輪次轉向壓裂技術及應用

熊先鉞，甄懷賓，李曙光，王紅娜，張 雷，宋 偉，林 海，徐鳳銀，李忠百，朱衛平，王成旺，陳高杰

(1.中聯煤層氣國家工程研究中心有限責任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責任公司，北京 100028；3.中油油氣勘探軟件國家工程研究中心有限公司，北京 100080；4.中國石油天然氣股份有限公司青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202；5.中國石油學會，北京 100724)

我國煤層氣資源豐富，埋深在2 000 m 以淺的煤層氣資源超30×1012m3，目前已建成了沁水盆地南部和鄂爾多斯盆地東緣兩大煤層氣產業基地，并且實現規模經濟開發[1-6]。其中，鄂爾多斯盆地東緣大寧–吉縣區塊是國內外首個進行深部煤層氣勘探開發和系統攻關的區塊[7]，該區塊煤層氣開發取得的突破提振了深部煤層氣開發的信心。

自2019 年以來，大寧–吉縣區塊深部煤層氣勘探開發經歷了勘探評價和開發先導試驗兩個階段[8]。(1) 勘探評價階段(2019-2022 年)。受傳統觀念的影響，前期將2 000 m 以深煤層主要作為烴源巖進行研究；隨著致密氣規模開發，發現深部5 號煤和8 號煤具有廣泛發育、氣測異?；钴S的特點，峰值普遍超過80%，反映出深部煤層氣具有一定資源規模，具備資源勘探評價的資源潛力。2019 年首口試驗井DJ3-7 向2 井，采用常規酸壓工藝，投產后呈現出“投產即見氣、上產速度快”的特征，日產氣量快速上升到5 791 m3，該井拉開了深部煤層氣勘探開發序幕[9]。2020-2021 年，優選區塊中北部的有利區進行精細評價，利用18 口井開展試采，日產氣3 000～8 000 m3，提交國內首個埋深超2 000 m的深部煤層氣探明地質儲量1 121 億 m3。2022 年對大吉區塊埋深大于2 000 m 的區域開展系統的整體評價，在河東南部DJ52 井區、河西延川井區和宜川井區等地區開展試采評價，采用大規模體積壓裂工藝，河東河西43 口投產井見氣率100%，日產氣量在2 300～19 200 m3，單井平均日產氣量7 600 m3。(2) 開發先導試驗階段(2021 年至今)。在勘探評價和增儲取得突破的基礎上，2021-2022 年陸續在千億方儲量區優選北部先導試驗區和南部先導擴大試驗區開展規模試驗工作，建設產能3.8×108m3。北部試驗區首口采用大規模壓裂的水平井——JS6-7 平01 井，2021 年12 月投產，初期日產氣量超過10×104m3，年累產氣1 986×104m3，平均日產氣量6.0×104m3，該井的成功標志著深部煤層氣先導試采試驗獲得重大突破[10-11]。先導試驗目前已投產13口大規模壓裂水平井，初期產量在(8.6～16.3)×104m3/d，平均日產超10×104m3，效果顯著。

隨著大規模體積壓裂技術的進步，深部煤層氣改造效果日益提升，初步實現了深部煤層氣的效益開發?，F場實踐表明，壓裂后單井日產氣量差異顯著，裂縫監測結果也顯示多數水平井壓裂縫網形態存在未改造或裂縫重合區域，井控范圍內的資源不能充分動用導致資源的浪費和壓裂成本的提升，深部煤層縫網擴展規律仍然認識不清，僅憑以往現場經驗難以實現資源的充分動用和高效開發[12]。因此，筆者基于大寧–吉縣區塊深部煤層氣產業開發現狀，剖析深部煤層氣水平井縫網壓裂技術問題，明確深部煤層氣水平井縫網擴展機理，優化縫網壓裂工藝，在此基礎上提出深部煤層氣水平井多輪次轉向縫網彌合壓裂技術，以期更好地推動我國深部煤層氣開發產業快速、高效發展。

1 深部煤儲層地質工程條件及挑戰

1.1 地質工程條件

大寧–吉縣區塊位于鄂爾多斯盆地晉西撓褶帶的伊陜斜坡，區塊內深部煤層氣勘探開發主要目的層為太原組8 號煤和山西組5 號煤，目前8 號煤為主要勘探開發層系，其厚度5.9～11.4 m，含氣量18～27 m3/t，資源豐度平均可達2.93×108m3/km2，與中淺煤層氣儲層特征相比(表1)，深部煤層氣具有“高壓力、高溫度、高含氣量、高飽和度、高游離氣量”的五高賦存特征[13]，脆性指數較高，可壓性好。

大寧–吉縣區塊深部煤層具有以下地質特征[14-18]：(1) 深8 號煤最大水平地應力為45.0～50.0 MPa，最小水平地應力為42.6～45.8 MPa，水平兩向應力差較小(2.4～4.2 MPa)、在小范圍內地應力場劇烈變化，在低水平應力差下更容易產生應力反轉，裂縫形成更為復雜，壓裂改造體積更大，具備形成大范圍細密縫網條件。(2) 深部8 號煤心觀察顯示，面割理密度為6～10 條/5 cm，端割理密度為7～15 條/5 cm；全直徑CT 掃描結果，割理寬度0.81～2.41 mm，平均1.4 mm，總裂縫率平均5.1%；微米CT 掃描結果，微裂隙主要為2～5 μm，煤割理較為發育，區塊內天然裂縫發育，利于形成壓裂縫網。(3) 深部煤層以原生結構為主，脆性指數較高，機械強度是中淺部煤層的2 倍，具備較好的人工裂縫延伸條件。(4) 深部8 號煤頂板發育2～ 4 套灰巖，直接頂板灰巖厚度5～14 m，底板發育泥巖，直接底板泥巖厚度4～15 m；取心和測井解釋成果表明，8 號煤頂板灰巖段，裂隙不發育，物性差，含水性差，氣測無異常，為致密層，是良好的封蓋層。深部8 號煤與頂底板應力差較高(7～18 MPa)，高應力差壓裂裂縫主要在煤層中擴展，有利于通過大規模壓裂來提高儲層改造效果。

1.2 配套工藝措施

2019-2020 年采用常規改造工藝與酸壓試驗結合的方式，受限于酸壓工藝造縫效率低，施工壓力波動大，加砂困難，2 口水平井初期日產氣(0.50～1.10)×104m3，直叢井平均日產氣量0.20×104m3；2021 年，總結分析前期壓裂改造不充分的深層次原因，實現壓裂觀念由基質酸壓向體積壓裂、由壓得開向壓得碎、由多造縫向多造有效穩定縫的三大轉變。通過提高砂比、超大規模加砂、造超密體積縫網、支撐效果，初步形成了適合深部煤層氣的大規模體積壓裂工藝技術。

在壓裂液方面：由清潔液和胍膠轉變為低傷害的變黏滑溜水體系，在前置液階段采用高低黏滑水交錯脈沖注入工藝，低黏滑溜水有利于縫網復雜程度的提升，高黏滑溜水有利于割理、裂隙發育的彈塑性深部煤儲層復雜縫網進一步保持及擴展[19-20]。

在工藝參數方面：前期探索階段以體積酸壓工藝為主，施工排量5～10 m3/min，單井平均加砂量29 m3，在深化認識工藝參數對產氣效果影響的基礎上，對工藝參數進行系統優化。平均排量由8 m3/min 提升20 m3/min，在目前Q125 等級套管完井和優質固井質量條件下，排量最高可達22 m3/min，進一步增加縫網體積及復雜程度，同時通過排量和中高黏滑溜水的雙重作用，可進一步提高裂縫寬度與平均縫內支撐劑濃度。監測及模擬結果均顯示，提高排量裂縫高度可以被很好地控制，排量越高裂縫越長，但導流能力降低，因此，高排量下需匹配更大的加砂量，目前單井/段加砂規模400～600 m3，水平井加砂強度最高提升至9.3 t/m；砂量逐步提高時，支撐劑也逐步向更小粒徑調整，從而實現對多尺度和遠端縫網的有效支撐，主體以60～105、105～210、150～300 μm三種類型支撐劑為主，其中60～105 μm 的砂比平均達到70%以上。

先導試驗初期大規模壓裂水平井最高日產氣量10.10×104m3，直叢井5 口，平均日產氣量0.53×104m3，較初期體積酸壓階段環比提升165%；2022 年至今采用的超大規模壓裂，首先在直叢井上開展試驗，進行了43口致密氣老井壓裂試驗，排量、砂量逐步優化提高，支撐劑逐步向更小粒徑調整，水平井日均產氣量超過10.00×104m3，直叢井平均日產氣量0.75×104m3，環比提升41.5%。根據直叢井加砂強度、加砂強度與產氣效果之間關系(圖1)可以看出，強化加砂規模后，日產氣量由5 000 m3增長至20 000 m3，提升了近3 倍，工藝適應性較好，滿足深部煤層氣高效改造和效益開發的需求。

圖1 直叢井泵注參數與產量關系Fig.1 Relationships between the pumping parameters and production of vertical cluster wells

1.3 面臨的挑戰

傳統水力壓裂力學理論認為，壓裂液泵入地層后，裂縫開度和裂縫前端的流體壓力與應力強度因子不斷增加，當應力強度因子超過巖石斷裂韌性時，裂縫將向前擴展，水力裂縫方向為垂直于水平最小地應力方向[21]。深部煤層割理、裂隙較為發育，并且由于構造運動產生的局部微小正向構造、負向構造和煤層自身的塑性特征導致局部的應力大小發生改變，構造運動、地層傾角、曲率以及各向異性等因素也將對裂縫擴展產生不同程度的影響[22]，壓裂裂縫可能沿任意方向延伸，形成復雜縫網。而深部煤層極低的滲透率和較小的孔隙率意味著深部煤層氣的開發必須依賴有效的儲層改造措施，不同于常規儲層改造需求，通過實踐也進一步表明深部煤層只有形成有效的水力裂縫才能達到資源控制和采出的需求，從而達到工業開采的要求[23]。

隨著地質工程認識的深入，深部煤層氣由最初借鑒致密氣、中淺部煤層氣的常規壓裂模式逐漸向頁巖氣體積壓裂模式轉變，最終發展形成“人造氣藏”大規模體積壓裂模式。大規模體積壓裂雖解決了產氣效果的問題，但是深部煤層地質構造復雜并且煤的割理裂隙較發育，在超大規模體積壓裂中，大排量更易使水力裂縫溝通煤儲層的割理、裂隙而形成復雜縫網[24]，理想縫網形態如圖2a 所示，各簇裂縫開啟程度相當，縫網接近疊合，達到彌合的狀態，此時壓裂液效率最高，儲層改造體積最大；然而，現場應用發現，多數井壓裂縫網形態如圖2b 所示，存在未改造或裂縫重合區域，導致資源浪費或過度改造，所形成的縫網體系并不能完全滿足井網部署需求。

圖2 欠改造縫網與理想改造縫網Fig.2 Schematic diagrams showing understimulated and ideally stimulated fracture networks

深部煤層地質非均質性強，現有開發工程技術尚不能完全適應地質特征變化，以形成長距離有效支撐、高導流能力、段間及井間縫網有效彌合的人工裂縫作為目標，即達到匹配井網的縫網形態才能達到“人造氣藏”的改造要求，而能否高效動用深部煤層氣關鍵在于工程改造的適配性[25]，如何優化適用于深部煤層有效改造為核心的壓裂設計和工程工藝是需要解決的難題。

2 水力裂縫擴展規律

通過現場工程施工發現，在相似液體體系、射孔工藝、射孔段長、施工排量、施工規模條件下，水平井段各井底壓力差異顯著，裂縫形態呈現非均勻特征，縫網未達到彌合狀態；通過對裂縫形態分析、構造形態與施工壓力關系、施工壓力與產氣效果分析也進一步驗證了微應力場是影響裂縫擴展的主要影響因素[26]。按照地質工程一體化思路，亟需進一步構建深部煤儲層微應力場計算方法，為壓裂工藝的優化提供支撐。

2.1 裂縫監測結果分析

通過對實際的裂縫監測結果和微構造參數進行分析，縫網擴展除排量、液量、層間應力差、巖石力學參數等因素影響外，還與微構造帶來的地應力場變化有關。以JS14-7P04 井為例，壓裂施工11 段，各段工藝參數設計基本一致，射孔長度4 m，施工排量21 m3/min，加砂強度6.0 t/m，百目砂占比70%。11 段井底施工壓力47.3～55.2 MPa，井底最大施工壓力差7.9 MPa，施工壓力表現出明顯的差異特征(表2)。結合裂縫擴展特征及形態分析，對井底施工壓力和井筒處地層傾角相關性進行分析，如圖3 所示，地層傾角與施工壓力有明顯的相關性，初步判斷受地層微構造影響，導致局部微應力場發生變化，裂縫擴展過程中受應力變化影響，裂縫易于向低應力區擴展。

圖3 JS14-7P04 井井底施工壓力與地層傾角關系Fig.3 Relationship between the bottomhole treating pressure and formation dip angle at well JS14-7P04

表2 JS14-7P04 井各段裂縫長度監測結果Table 2 Monitoring results of fracture lengths in various fracturing stages of well JS14-7P04

由圖4 可知，整體上地層曲率、地層傾角與壓裂裂縫長度呈負相關關系，而曲率與裂縫長度相關性并不明顯。

圖4 JS14-7P04 井裂縫長度與地層參數關系Fig.4 Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04

基于現場施工經驗，將井筒兩側地層傾角之差的絕對值高于或低于0.6°作為評價指標，探究裂縫長度與地層傾角及曲率的相關性。如圖5a 所示，井筒兩側地層傾角之差的絕對值高于0.6°時，壓裂裂縫長度與地層傾角負相關性更高(與圖4a 對比)；而地層傾角小于0.6°時，如圖5b 所示，地層曲率與地層傾角負相關性更高(與圖4b 對比)。結果表明，壓裂縫網延伸方向受局部微應力場控制，應力較為松弛井段裂縫長度、裂縫寬度整體高于應力較為集中井段，結合地應力與構造變形關系初步分析，在推測壓裂縫網延伸形態時，優先考慮井筒兩側傾角差異，在兩側傾角差異<0.6°時綜合考慮地層曲率。

圖5 JS14-7P04 井裂縫長度與地層參數關系(考慮地層傾角差異)Fig.5 Relationships between fracture length and formation parameters at well JS14-7P04 (considering the differences in dip angles of the strata)

2.2 生產動態表征

依據地層傾角與裂縫形態和施工壓力分析結果，明確了高應力區裂縫擴展受限，可能會導致產氣效果有顯著差異，為此對本區塊前期開展示蹤劑監測的JS12-7AP02 井進行分析驗證。JS12-7AP02 井采用與JS14-7P04 井相同工藝參數，依據井底施工壓力和示蹤劑監測1 個月數據，對各段累計產氣量貢獻率進行分析，已壓裂9 段的施工壓力在37.4～58.8 MPa，各段累計產氣量貢獻率在5.5%～24.2%，各段累產氣量差異顯著，如圖6a 所示，井底施工壓力與累產量貢獻率呈現明顯負相關性，去掉最低井底施工壓力37.4 MPa 數據點(最高貢獻率)，剩余8 段井底施工壓力在53.5～58.8 MPa，各段累計產氣量貢獻率在5.5%～18.8%，井底施工壓力與累計產氣量貢獻率仍呈現明顯的負相關性，如圖6b 所示。分析結果表明，高施工壓力段產量貢獻較低，與上述分析高傾角、高施工壓力、低裂縫長度結果一致，進一步說明微應力場對裂縫擴展起到至關重要的影響。

圖6 井底施工壓力與累計產量貢獻率關系Fig.6 Relationships between bottomhole pressure and contribution rates to cumulative gas production

2.3 地應力計算

為進一步認識應力場對裂縫擴展的影響，綜合考慮巖石力學參數、地層傾角、曲率等因素構建微應力場計算方法。目前地應力計算模型如組合彈簧模型[27]、修正的葛氏模型[28]等考慮了宏觀構造應力的影響，引入了最大、最小水平主應力方向上的構造應力系數，通過彈性模量、泊松比等參數來計算水平最大、最小主應力。

組合彈簧模型：

修正的葛氏模型：

但以上模型并未考慮微構造運動引起的微應力場變化影響，而考慮為應力場的影響是精細刻畫地應力模型的關鍵。煤層為塑性儲層，容易發生形變，受構造運動影響，不同的微構造形態會導致局部的應力與周邊應力有顯著差異，因此為準確計算煤層應力場，將煤層應力設定為宏觀構造應力、垂向應力、微構造應力共同構成，如圖7 所示。最大、最小水平地應力可由宏觀構造應力分量、垂向應力分量、微構造應力分量疊加構成：

圖7 考慮微構造影響的應力模式Fig.7 Stress patterns considering microstructural influence

3 多輪次支撐劑暫堵轉向縫網彌合工藝試驗

3.1 暫堵支撐劑粒徑和用量優化

壓裂施工停泵易于導致裂縫周邊應力場發生變化，二次壓裂有利于促進裂縫轉向[29]。細粒支撐劑具有增加縫內壓差，迫使壓裂液轉向造新裂縫的能力，采用黏度為25～30 mPa·s 壓裂液和粒徑60～105 μm 支撐劑，暫堵壓差最高可提升4 MPa 左右[30-31]，現場前置液實際使用壓裂液黏度42～54 mPa·s，有助于提高暫堵壓差。為實現縫網彌合效果，有必要開展多次壓裂試驗，同時對暫堵支撐劑的粒徑及用量進行探究。

3.1.1 暫堵支撐劑粒徑優化

深部煤層氣儲層改造過程中考慮到多級縫網有效支撐需求，前期壓裂井均采用高比例低粒徑支撐劑組合[32]，150～300 μm∶105～210 μm∶60～105 μm=1∶2∶7 分階段注入模式。為探究支撐劑粒徑對裂縫導流能力及封堵效果的影響，室內開展支撐劑導流能力評價實驗，實驗方案見表3，實驗結果如圖8 所示。

圖8 支撐劑導流能力實驗Fig.8 Experiments on the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity

表3 支撐劑導流能力評價實驗Table 3 Experiments on the evaluation of the impact of proppant grain sizes on fracture conductivity

由圖8 可以看出，支撐劑粒徑越小，裂縫導流能力越低，反之則越高，導流能力反映了裂縫的滲透能力，同時也能反映出其對裂縫的封堵效果。對于150～300 μm及105～210 μm 石英砂支撐劑，其粒間間隙相對較大，有效滲透率較高，同時形成暫堵壓差的能力降低，暫堵裂縫的效果減弱，暫堵效果較差；60～105 μm 與45～75 μm石英砂的細粒支撐劑，粒徑較小，更容易進入微小裂縫，支撐劑堆積形成的封堵帶滲透率更低，暫堵效果更好，實驗結果表明，45～75 μm 較60～105 μm 支撐劑導流能力低。需轉向段前置45～75 μm 超細支撐劑對裂縫前端暫堵，預計可注入壓力增加遠超4 MPa，采用70%的60～105 μm 支撐劑，施工過程中逐步提高縫內凈壓力誘導裂縫轉向。

3.1.2 各輪次加砂量優化

根據現場施工井裂縫監測結果可知，當砂量達到350 m3以后，縫網長度增長緩慢[33]，縫網寬度增加較快；當砂量達到450 m3以后，縫網長度和寬度增長均緩慢，如圖9 所示。因此，深部煤層水平井縫網彌合壓裂時單次加砂量設計為300～450 m3。

圖9 砂量與監測縫網長度及寬度的關系曲線Fig.9 Curves showing the relationships of proppant volume with the length and width of the monitored fracture network

3.2 應用效果

3.2.1 直 井

1) DJ55 井基本情況

DJ55 井是一口位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部的深部煤層氣探井，目的層為太原組8 號煤層，煤層垂深2 132.2～2 137.4 m，煤層垂厚5.2 m，頂板灰巖與煤層應力差為18.5 MPa，底板泥巖/砂質泥巖/泥質砂巖與煤層應力差為9.1 MPa，煤層及其頂底板巖石力學參數見表4。頂板灰巖和底板泥巖可壓性較差，且與煤層應力差較大，頂底板遮擋能力較強，裂縫高度受控，因此，開展多輪次暫堵轉向壓裂試驗，探索縫網彌合技術，進一步提高井筒周邊改造均勻程度和裂縫擴展體積，實現井周資源的充分動用。井周300 m 半徑范圍的應力差異計算結果如圖10 所示，井筒東側應力較井眼附近高3～6 MPa，井筒西側應力較井眼附近高0～4.5 MPa，井筒北側應力較井眼附近高0～5 MPa，井筒南側應力較井眼附近高0～4 MPa。

圖10 DJ55 井井筒與周邊應力計算結果Fig.10 Calculation results of stress in the wellbore of well DJ55 and its periphery

表4 DJ55 井煤層及頂底板巖石力學參數Table 4 Rock mechanical parameters of the coal seam at well DJ55 and its roof and floor

2) DJ55 井壓裂施工情況

共計進行5 輪次壓裂施工，基于前期加砂規模與縫網擴展規律分析(圖9)，單次加砂規模設計用量為380～450 m3。5 次施工總液量15 335.8 m3，總砂量1 801.6 m3，各輪次施工參數、施工壓力及裂縫監測結果分別見表5-表6 和圖11a。

圖11 DJ55 井壓裂監測結果和生產曲線Fig.11 Fracturing monitoring results and production curves of well DJ 55

表5 DJ55 井施工參數和壓力統計Table 5 Statistics of parameters for fracturing operations and operations at well DJ55

表6 DJ55 井第2-第5 段壓裂裂縫參數Table 6 Parameters of induced fractures at stages 2-5 of well DJ55

第一輪次，采用小粒徑45～75 μm 和中小粒徑60～105 μm 支撐劑為后續轉向提高暫堵壓力，前置液初期井底壓力為55.5 MPa，攜砂液末期井底壓力40.8 MPa，施工過程中整體呈現緩慢下降趨勢，與井眼西側200 m，南北側170 m 均為低應力區解釋結果一致，未開展裂縫監測，推測裂縫主要向西側延伸。

第二輪次，均采用60～105 μm 中小粒徑支撐劑，加砂過程中壓力波動較大，表明裂縫寬度不足，施工難度大未完成設計加砂規模，前置液初期井底壓力36.9 MPa，較第一次壓裂末期施工壓力低3.9 MPa，表明施工初期壓裂裂縫以沿第一次壓裂老裂縫擴展為主，施工過程中壓力上漲至49.7 MPa，說明施工期間壓裂裂縫發生轉向，第一輪次暫堵有效。監測壓裂裂縫向東側延伸長度190 m、向西側延伸長度260 m(圖11a)，南側縫網寬度比北部大25%，符合兩側應力展布情況。

第三輪次，采用中小粒徑60～105 μm 和中等粒徑105～210 μm 組合支撐劑模式，前置液初期井底壓力45.8 MPa，較第二次攜砂液末期施工壓力低3.9 MPa，表明壓裂裂縫仍延前次壓裂裂縫延伸，施工過程中壓力上漲至52.4 MPa，說明施工期間壓裂裂縫發生轉向，第二輪次同樣起到較好暫堵作用。監測壓裂裂縫向東側延伸長度260 m、向西側延伸長度140 m，與施工壓力和周邊應力展布計算結果一致，西側裂縫暫堵效果顯著，促進裂縫向東側轉向；壓裂縫網寬度本次南北較為均勻，南側裂縫暫堵效果顯著，促進裂縫向北側擴展。

第四輪次，采用中等粒徑105～210 μm 支撐劑。前置液初期井底壓力59.7 MPa，較第三輪次攜砂液末期施工壓力高7.3 MPa，前期暫堵效果顯著，施工初期壓裂裂縫則發生轉向，施工過程壓力下降，至攜砂液末期井底施工壓力49.2 MPa。監測壓裂裂縫向東側延伸長度250 m、向西側延伸長度160 m，但本次裂縫新增擴展在西南側，說明裂縫突破前三次施工裂縫向遠端中低應力區擴展，與施工過程中壓力先高后低的情況表現一致。

第五輪次，采用中等粒徑105～210 μm 和中大粒徑150～300 μm 組合支撐劑模式，重點為提高近井縫內導流能力，前置液初期井底壓力61.6 MPa，較第四輪次攜砂液末期井底壓力高12.4 MPa，與第四輪次施工壓力變化情況相似，前期暫堵效果顯著，施工初期壓裂裂縫則發生轉向，施工過程壓力下降，至攜砂液末期井底施工壓力40.2 MPa。監測壓裂裂縫向東側延伸長度290 m、向西側延伸長度290 m，本次壓裂裂縫新增擴展集中在西北和東北側，說明裂縫突破前4 次施工裂縫向遠端中高和中低應力區擴展，與施工過程中壓力先高后低的情況表現一致。5 輪次壓裂施工裂縫監測結果和施工壓力均表明達到了提高裂縫擴展面積和資源控制程度的試驗需求。

3) 轉向及生產效果分析

監測結果表明，如圖11a 所示，圖中藍色是第2 次壓裂裂縫范圍，紅色是第3 次壓裂在第2 次基礎上增加的裂縫范圍，綠色第4 次壓裂在第2-第3 次壓裂基礎上增加的裂縫范圍，黃色是第5 次壓裂在第2-第4 次壓裂基礎上增加的裂縫范圍，第2-第3 次施工在主應力方向向中高應力區擴展，第4-第5 次突破原有裂縫和主應力控制向井筒遠端中等應力區擴展，監測裂縫高度10 m，進一步驗證了頂底板具備較強的封蓋能力，最終裂縫擴展體積243.6×104m3，較常規直井裂縫體積增加170%。第3 至第5 次井底施工壓力較前期提高了8.3～12.4 MPa，遠高于井筒周向的最高6 MPa 應力差，裂縫擴展主體受最大主應力控制，東側高應力區最大縫網寬度較西側低應力區最大縫網寬度低119 m，裂縫在高應力區擴展仍然受到一定限制，轉向工藝仍有進一步優化的空間。

該井于2022 年11 月15 日投產，累計生產340 d，累產氣量為970.5×104m3；截至2023 年10 月21 日，日產氣量35 928 m3，套壓5.90 MPa，壓力和產量均穩定，產氣能力為周邊直井的2.0～3.0 倍，初步測算該井采收儲量(EUR) 大于3 000×104m3，產出投入比為水平井1.5 倍，生產曲線如圖11b 所示?，F場應用效果表明，深部煤層實施多輪次重復壓裂改造效果較好，具有良好的推廣應用價值。

3.2.2 水平井

1) JS8-6P04、JS8-6P05 井基本情況

JS8-6 井臺位于深部煤層氣開發區北部，自北向南鉆進，井臺設計井距350 m。JS8-6P05 井水平段長1 465 m，壓裂利用水平段1 300 m，壓裂9 段，鄰井JS8-6P04 井水平段長1 197 m，壓裂利用水平段長1 197 m，壓裂8 段。

地質模型構建參照鄰近DJ4-6 井，壓裂選段方案初步設定與DJ4-6 井的應力差>5 MPa 為高應力區，3～5 MPa 之間為中等應力區，<3 MPa 為低應力區。根據井周應力計算結果，2 口井均存在東西兩側應力非對稱情況，兩側應力差異在0～5 MPa，如圖12 所示?；谥本囼炃闆r和地應力計算結果，在JS8-6P05 井第1-7壓裂段開展多輪次轉向壓裂試驗，JS8-6P05 井第8-9段和JS8-6P04 井第1-8 段采用單輪次壓裂工藝，一方面JS8-6P05 井主體采用多輪次壓裂工藝，為避免其他因素干擾，對第1-7 段和第8-9 段在裂縫擴展規律認識和轉向工藝有效性兩方面在井內進行對比；另一方面差異化2 口水平井主體壓裂工藝，從裂縫擴展規律認識、轉向工藝有效性和產氣效果三方面綜合對比，驗證多輪次壓裂效果。

圖12 JS8-6P04、JS8-6P05 井井筒周邊應力差異計算結果Fig.12 Differences in calculated stress of wellbores and their peripheries between wells JS8-6P04 and JS8-6P05

2) 裂縫監測情況分析

基于三維地震疊前道集資料提取的各向異性強度屬性表征天然裂縫發育情況。因深部煤層氣開發時間尚短，天然裂縫對水力裂縫擴展影響的規律尚不明確，因此，本次針對JS8-6P04 和JS8-6P05 井裂縫監測結果(表7)的分析忽略天然裂縫影響段。監測結果表明：2 口井單輪次壓裂段均符合水力裂縫向低應力區域擴展的認識；多輪次轉向壓裂段兩側裂縫長度差異11～31 m，平均19 m，平均裂縫總長度311 m，單輪次壓裂段兩側裂縫長度差異31～131 m，平均88 m，平均裂縫總長度328 m，多輪次壓裂段比單輪次壓裂段裂縫總長度僅低5.1%，而多輪次壓裂有效促進了裂縫兩側均勻擴展，減少了單次壓裂單側的過度擴展，實現了井控資源的充分動用。

表7 JS8-6P04 和JS8-6P05 井裂縫監測結果Table 7 Monitoring results of fractures at wells JS8-6P04 and JS8-6P05

單次壓裂段在高應力區水力裂縫兩側延伸長度差異在68～131 m，普遍較高，水力裂縫受井筒兩側應力差異大小影響較為明顯。多輪次壓裂井，中應力區裂縫總長平均為324.5 m，高應力區裂縫總長平均為297.0 m，高應力區較中應力區裂縫總長相差8.5%，高應力區總長度尚不能滿足350 m 井距的要求，因此，針對水平井高應力區的多輪次轉向工藝及參數仍需進一步優化[34]。

3) 生產效果對比

JS8-6P04 井共壓裂8 段，每段平均長度149.6 m，加砂強度5.92 t/m，加液強度22.7 m3/m，投產136 d，累計產氣量1 056 萬 m3，投產以來平均日產氣量0.97 萬 m3，平均千米水平段貢獻產氣量882.2 萬 m3，統計結果見表8。與單輪次壓裂的JS8-6P04 井對比，JS8-6P05 井加砂強度降低41.9%，千米壓裂總費用降低21%，加液強度基本相當，平均每段日產氣量和平均千米水平段貢獻累產氣量均與前者相當?，F場試驗證明多輪次轉向壓裂提高了縫網有效控制范圍，是深部煤層氣壓裂工藝后續降本增效的重要研究方向。

4 結論

a.大寧–吉縣區塊深部太原組8 號煤和山西組5 號煤層煤體結構好、強度高、頂底板封蓋條件好、區塊天然裂縫發育，具備更大規模壓裂形成超大縫網的可行性；裂縫擴展大小和產氣效果受地應力控制明顯，對改造強度有更高的需求。

b.基于超大規模與有效支撐理念，運用多輪次轉向壓裂工藝的縫網彌合壓裂技術避免了儲層欠改造或過度改造的短板，改造效果提升顯著?，F場應用效果表明，DJ55 井多輪次加砂工藝壓裂后，裂縫體積較常規大規模壓裂提升170%，穩定日產氣超35 000 m3，壓力和產量均穩定，產氣能力為周邊直井的2.0～3.0 倍；水平井多輪次壓裂段較單輪次壓裂段裂縫總長度僅減少5.1%，但實現了壓裂裂縫在井筒兩側的均勻擴展，主體采用多輪次轉向壓裂工藝的JS8-6P05 井較采用單輪次壓裂的JS8-6P04 井加砂強度降低41.9%，但獲得相同的產氣效果。多輪次轉向壓裂工藝呈現較好的適用性，為深部煤儲層壓裂改造提供一種新理念。

c.受地層應力大小影響，高應力區壓裂裂縫平均長度297 m，較低應力區低9.2%，未能滿足350 m 井網部署需求，且支撐劑暫堵多輪次轉向工藝需進行停泵，實施效率較低，壓裂工藝參數仍需進一步優化，低成本高效率轉向工藝模式需要進一步探索。

d.現場實踐表明，地質構造運動產生的微應力變化對裂縫擴展和煤層氣產氣效果影響較大，傳統應力模式已無法精細刻畫地應力模型。下一步可繼續深入研究微構造應力模式，推動深部煤層氣地應力理論研究，指導現場井網部署和壓裂工藝優化。

符號注釋

E為靜態彈性模量，MPa；LH、Lh分別為最大、最小水平主應力方向上的構造應力系數；po為孔隙壓力，MPa；α為有效應力系數；μ為靜態泊松比；σh為最小水平地應力，MPa；為垂向應力引起的最小水平應力分量，MPa；為微構造應力引起的最小水平應力分量，MPa；為宏觀構造應力引起的最小水平應力分量，MPa；σH為最大水平地應力，MPa；為垂向應力引起的最大水平應力分量，MPa；為微構造應力引起的最大水平應力分量，MPa；為宏觀構造應力引起的最大水平應力分量，MPa；σv為垂直應力，MPa。