Surface permeability improvement and gas control extraction test of low permeability thin coal seam in Guizhou province——Taking the YP-7 well of Shanjiaoshu Mine as an example
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摘要:
贵州省多薄煤层发育，龙潭组煤系地层1.5 m以下薄煤层占煤层总数50%以上，针对薄煤层开采的地面瓦斯治理技术，目前没有成功的单一薄煤层地面瓦斯治理案例可供借鉴。基于此，以贵州省山脚树矿YP-7井为例，利用数值模拟软件对单一薄煤层的压裂液及支撑剂参数变化对改造效果的影响进行分析，为低渗薄煤层煤层气井的地面压裂工艺优化提供指导，提高瓦斯抽采及治理效果。模拟研究及工程试验表明：压裂泵注的排量及砂比对储层改造效果的影响较显著；在压裂工艺上，采用活性水+KCL的压裂液体系减小煤层伤害，采取大液量、中高排量、高砂量、中高砂比、段塞加砂的方式提高薄煤层改造效果，压裂改造后煤层的渗透率提高6 070倍；在排采制度上，与煤矿采动卸压相结合，实行控制产粉、快速降压的方式，提高低渗薄煤层的压裂液返排率及扩大解吸半径，开抽6个月解吸范围内煤层吨煤瓦斯下降4.49 m3/t，预计开抽2 a后压裂缝网范围内煤层瓦斯含量将降低至8 m3/t以下，对应范围内的煤层气采收率达到51.53%。结果表明：YP-7井压裂施工过程中压力相对稳定，出现石英砂轻微堆积造成压力上升，但中高排量能够迅速解堵，排采过程连续稳定，未出砂出粉，日产气量达到900 m3以上。根据该井地面压裂与采动卸压的综合治理瓦斯研究与实践，为贵州省薄煤层瓦斯综合治理工程实践提供指导。
Abstract:Multiple and thin coal seams develop in Guizhou province, and the thin coal seams below 1.5 m in the coal measures of Longtan Formation account for more than 50% of the total coal seams. As for the surface gas control technology of thin coal seam mining, there is no single successful surface gas control case of thin coal seam for reference. Based on this, taking YP-7 well in Shanchushu Mine, Guizhou Province as an example, numerical simulation software was used to analyze the influence of fracturing fluid and proppant parameter changes of a single thin coal seam on the reconstruction effect, providing guidance for the optimization of surface fracturing technology of low-permeability thin coal seam gas Wells, and improving the gas extraction and treatment effect. Simulation studies and engineering tests show that fracturing pump displacement and sand ratio have significant effects on reservoir reconstruction. In the fracturing process, the fracturing liquid system of active water +KCL is used to reduce coal seam damage, and the transformation effect of thin coal seam is improved by large liquid volume, medium and high discharge, high sand volume, medium and high sand ratio, slug plus sand, and the permeability of coal seam after fracturing is increased by 6 070 times. In terms of drainage system, combined with mining pressure relief in coal mine, the method of controlling powder production and rapid pressure reduction is implemented to improve the fracturing fluid return rate of low permeability thin coal seam and expand the desorption radius. Within the desorption range of coal seam tons of coal gas decreased by 4.49 m3/t within 6 months of opening and pumping, and it is expected that the coal seam gas content within the pressure fracture network range will be reduced to less than 8 m3/t after opening and pumping for 2 years. The recovery rate of coalbed methane in the corresponding range reached 51.53%. The results show that the pressure is relatively stable during the fracturing process of YP-7 well, and the slight accumulation of quartz sand causes the pressure to rise. However, the plugging can be quickly solved with medium and high displacement, the drainage and production process is continuous and stable, and no sand and powder are produced, and the daily gas volume reaches more than 900 m3. According to the research and practice of comprehensive gas control of surface fracturing and mining pressure relief in this well, it provides guidance for the comprehensive gas control engineering practice of thin coal seam in Guizhou Province.
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Keywords:
- thin coal seam /
- coalbed methane /
- hydraulic fracturing /
- drainage system /
- desorption radius /
- surface fracturing
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0. 引 言
我国煤层气资源丰富，根据2022年国家能源局的信息，经过多轮资源评价，全国2 000 m以浅的煤层气预测资源量约26万亿m3，并强调油气增储上产不可松懈，加快推进页岩气、煤层气、致密油（气）等非常规油气资源规模化开发，加大国内资源勘查力度，推动国内油气增储上产，更好发挥重要能源资源生产自给的支撑作用[1]。作为与煤炭共伴生的煤层气（煤矿瓦斯），其一方面威胁煤矿安全生产，制约产能释放，另一方面作为常规天然气资源的有效补充，可以降低我国天然气对外依存度及一次能源消费中煤炭占比，对调整我国能源结构意义重大。针对煤矿井下及地面瓦斯治理基础理论及工程试验，研究了煤层应力、原生裂隙、改造裂缝、煤粉运移、敏感性伤害等特征及参数对煤层导流能力的影响[2-9]，总结了煤层地面及井下水力压裂、钻冲压一体化、老孔修复、三堵两注固液两相封孔、下向瓦斯抽采孔自动排水排渣气驱、地面以孔代巷等瓦斯抽采技术[10-18]，山西晋煤集团针对煤矿瓦斯治理，积极探索采煤采气一体化的煤与煤层气共采技术，总结提炼出煤矿瓦斯灾害地面防治成套化技术体系，通过常规防治和重点防治相结合的模式，实现煤矿瓦斯地面防治[19-20]。
贵州省煤炭资源丰富，煤系地层跨度大、煤层多、厚度薄、累厚大、渗透率低，煤层气（煤矿瓦斯）资源量高，居全国第4位，2022年上半年发生多起煤与瓦斯突出事故，严重影响煤矿安全生产。基于贵州省煤矿安全生产形势，探索低渗薄煤层瓦斯适应性抽采技术，对于解决低渗薄煤层瓦斯突出及快速释放煤炭产能具有重要意义。本文基于盘江矿区山脚树矿首采煤层开展的地面压裂与采动卸压瓦斯治理模式工程试验，首次对贵州省单一薄煤层（1.0 m左右）开展地面瓦斯抽采工艺研究，利用数值模拟软件对单一薄煤层的压裂液及支撑剂参数变化对改造效果的影响进行分析，对YP-7井10号低渗薄煤层的压裂增透工艺及抽采工艺对抽采效果的影响进行分析，尤其是从压裂施工规模、施工排量、加砂量、排采制度等方面对抽采效果进行分析，探索适合贵州省低渗薄煤层的瓦斯治理工艺，实现煤层快速消突，为瓦斯治理工艺提供技术模板。
1. 抽采试验工程目的及储层概况
1.1 抽采试验工程目的
针对煤矿开采保护层，探索煤矿厚度1.5 m以下薄煤层地面瓦斯治理技术，在山脚树矿二采区针对上解放层10号煤，在接替采面221015工作面开展煤矿瓦斯井上、井下联动抽采工程先导性试验，部署YP-7井进行地面水力增渗及抽采试验，井口位于221015工作面，10号煤靶点位于221015工作面运输巷（图1），降低对井下采煤的影响。
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图 1 山脚树矿工作面部署及YP-7井位置关系示意Figure 1. Schematic of working face deployment and YP-7 well location in Shanjiao Shu Mine通过YP-7井抽采试验，探索抽采后的吨煤含气量变化情况，同时利用井下取样、观察，探索压裂裂缝实际扩展规律及支撑剂运移规律，从而为理论计算的单井影响范围提供依据，在该井抽采压力达到枯竭压力后，开展煤层采动影响下的地面负压抽采试验，探索煤层气井原位区、采动区的煤层气抽采效果及变化情况。
1.2 低渗薄煤层储层概况
山脚树矿10号煤层位于龙潭组煤系地层中上部，煤层全层厚度0.24～3.65 m，平均1.34 m；煤层可采厚度0.24～3.31 m，平均可采厚度1.16 m，属大部可采煤层；煤层结构简单，属较稳定煤层。煤层为块状、碎块状，以原生结构煤为主，裂隙发育（图2），大部分被方解石脉充填，连通性差。煤层顶底板以坚硬的粉砂岩和菱铁质粉砂岩为主，底板粉砂岩泥质成分较顶板高。根据10号煤层的煤体结构及顶底板岩性特征分析，顶底板岩性致密，有利于煤层气保存及储层压裂改造。
山脚树矿范围内的参数井及勘探孔测试10号煤层瓦斯含量在8～16 m3/t，YP-7井附近参数井测试煤层解吸气8.04 m3/t、逸散气2.21 m3/t、残余气2.94 m3/t，可解吸气量占总气量的77.71%。参数井注入/压降测试获取10号煤层储层压力系数为0.88，压汞实验获取10号煤层原始渗透率为0.014×10−3 μm2，属于低渗储层。根据参数井获取的资料分析，YP-7井10号煤层原始渗透率较差，但煤层瓦斯可解吸占比高且裂隙发育，煤层增渗改造后将有利于瓦斯气体的解吸产出，可进行地面煤层气开发降低煤层瓦斯。
2. 低渗薄煤层压裂工程及效果评价
山脚树矿区10号煤层厚度薄，根据YP-7井的测井解释结果，煤层真厚1.48 m，顶板深度590.68 m，压裂射孔的煤层段长1.4 m，射孔数22个。该井压裂改造的煤层厚度薄且渗透率低，但钻井取心观测的煤层原生裂隙较发育（图2），有利于瓦斯解吸、扩散、运移，为煤矿瓦斯地面抽采提供良好的通道。
低渗薄煤层的压裂增产面临的难点主要有：① 压裂过程中需控制缝高，避免压裂液在顶底板层间界面及岩层中造缝，影响煤层改造效果；② 煤层渗透率较低，压裂液体系的配伍性差异造成煤层伤害；③ 煤层渗透率低、厚度薄，支撑剂在井筒附近形成砂堵的风险高，加砂困难；④ 煤层薄、射孔孔眼少，压裂液摩阻大，施工压力高，设备风险系数大。运用Fluent数值模拟软件，研究不同参数下的压裂裂缝参数及支撑剂运移规律，指导压裂参数优化。
2.1 压裂液参数模拟分析
2.1.1 压裂液量对裂缝参数的影响
模拟结果显示，对不同压裂液量下裂缝半长和裂缝高进行分析，结果如图3所示，当压裂施工排量为6 m3/min，压裂液量由400 m3增大到
1000 m3时，压裂裂缝半长由92.5 m增加到162.2 m，增幅75.4%，裂缝高度由14.5 m增加到18.4 m，增幅26.9%。数据表明，随压裂液量的增加，压裂裂缝半长和裂缝高均呈线性增加的趋势，相关系数R2分别为0.9948 、0.9966 ，但裂缝半长的增幅显著高于裂缝高的增幅。![]()
图 3 压裂液量对裂缝参数的影响Figure 3. Influence of fracturing fluid volume on fracture parameters2.1.2 压裂排量对裂缝参数的影响
模拟结果显示，对不同压裂施工排量下裂缝半长和裂缝高进行分析，结果如图4所示。当压裂液量为600 m3，施工排量由6 m3/min增大到12 m3/min时，压裂裂缝半长由116.3 m增加到125.3 m，增幅7.7%，裂缝高度由15.9 m增加到31.2 m，增幅96.2%。数据表明，压裂施工排量的增加，压裂裂缝半长和裂缝高均呈线性增加的趋势，相关系数R2分别为
0.9828 、0.9794 ，但裂缝高的增幅显著高于裂缝半长的增幅。对比分析不同压裂施工排量及压裂液量模拟的裂缝半长及裂缝高度数据，结合山脚树矿10号煤层的厚度及改造目的，建议施工排量在6～8 m3/min，压裂液量在800 m3左右，促进压裂裂缝在煤层中扩展为主，避免裂缝在煤层顶底板层间界面及顶底板中的无效扩展延伸，提高煤层改造效果。
2.2 压裂支撑剂参数模拟分析
2.2.1 压裂液参数对支撑剂运移的影响
不同排量下支撑剂的铺置面积和有效支撑裂缝长度模拟结果（图5）显示，当裂缝宽度为5 mm，排量由0.1 m/s增大到0.3 m/s时，支撑剂的铺置面积由112 cm2增加到235 cm2，增幅109.8%，有效支撑裂缝长度由71 cm增加到178 cm，增幅153.5%。当裂缝宽度为10 mm，排量由0.1 m/s增大到0.3 m/s时，支撑剂的铺置面积由121 cm2增加到298 cm2，增幅146.3%，有效支撑裂缝长度由92 cm增加到196 cm，增幅113.0%。表明施工排量的增加，可以有效地增大裂缝内支撑剂的铺置面积和有效裂缝长度。
对不同黏度下支撑剂的铺置面积和有效支撑裂缝长度进行分析（图6），当裂缝宽度为5 mm，随着黏度由1 mPa·s增大到100 mPa·s时，支撑剂的铺置面积由168 cm2增加到226 cm2，增幅34.5%，有效支撑裂缝长度先增大后减小。当裂缝宽度为10 mm，随着黏度由1 mPa·s增大到100 mPa·s时，支撑剂的铺置面积由196 cm2增加到245 cm2，增幅25.0%，有效支撑裂缝长度由165 cm增加到179 cm，增幅8.5%。表明施工压裂液黏度的增加，对裂缝内支撑剂的铺置面积和有效裂缝长度的增大影响不显著，而且当压裂液的黏度超过一定阈值时，有效支撑缝长呈降低趋势。
通过模拟分析压裂液参数（排量、黏度）对支撑剂运移的影响可以看出，铺置面积、有效支撑裂缝长度等裂缝改造效果参数对压裂施工排量参数更敏感，提高施工排量对提高改造效果的促进效果更显著。
2.2.2 支撑剂参数对支撑剂运移的影响
模拟结果显示，对不同粒径下支撑剂的铺置面积和有效支撑裂缝长度进行对比（图7），当裂缝宽度为5 mm，粒径由40/70目（0.225～0.450 mm）增大到20/40目（0.450～0.900 mm）时，支撑剂的铺置面积由118 cm2增加到168 cm2，增幅42.4%，有效支撑裂缝长度由146 cm减小到126 cm，降幅13.7%。当裂缝宽度为10 mm，粒径由40/70目增大到20/40目时，支撑剂的铺置面积由131 cm2增加到196 cm2，增幅49.6%，有效支撑裂缝长度由176 cm减小到165 cm，降幅6.3%。表明在支撑剂粒径增加（目数减小）的过程中，铺置面积均增加，有效支撑裂缝长均减小。
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图 7 支撑剂粒径对支撑剂运移规律的影响Figure 7. Influence of proppant particle size on proppant migration对不同砂比下支撑剂的铺置面积和有效支撑裂缝长度进行对比（图8），当裂缝宽度为5 mm，砂比由10%增加到20%时，支撑剂的铺置面积由123 cm2增大到246 cm2，增幅100.0%，有效支撑裂缝长度由103 cm增加到151 cm，增幅46.6%。当裂缝宽度为10 mm，砂比由10%增加到20%时，支撑剂的铺置面积由134 cm2增大到257 cm2，增幅91.8%，有效支撑裂缝长度由115 cm增大到189 cm，增幅64.3%。表明砂比增大，能有效增加缝内支撑剂铺置面积和有效支撑裂缝长。
模拟分析支撑剂参数（粒径、砂比）对支撑剂运移的影响可以看出，铺置面积、有效支撑裂缝长度等裂缝改造效果参数对砂比参数更敏感，提高砂比对提高改造效果的促进效果更显著[21]。压裂施工过程中，根据压裂施工排量、液量及储层原生裂隙发育情况，合理选择支撑剂的粒径，提高支撑剂对储层的支撑效果。
2.3 压裂施工及效果评价
2.3.1 压裂施工
基于该井低渗薄煤层储层特征及薄煤层强化改造效果、提高导流能力的要求及模拟结果，对该井薄煤层压裂工艺优化思路为：① 采取大液量、中高排量、高砂量、中高砂比、段塞加砂的方式持续加液加砂，降低砂堵及控制逢高；② 控制加液规模在500 m3/m以上，加砂规模在20 m3/m以上，促进裂缝在低渗薄煤层中扩展、延伸，沟通煤层原生裂隙，强化煤层裂缝延展及储层改造效果；③ 考虑工程成本、液体可靠性、工艺施工难易，采用质量分数2.0%KCL +质量分数0.05%杀菌剂的压裂液体系，石英砂采用40/70目（0.225～0.450 mm）+ 20/40目（0.450～0.900 mm）的组合方式，降低砂堵风险及工艺施工难度，提高工程成功率，压裂曲线如图9所示。
该井射孔位置为590.8～592.2 m，采取16孔/m螺旋式射孔，共射22孔。实际压裂过程中，前置液阶段阶梯提排量，排量6.0 m3/min→7.0 m3/min→7.5 m3/min后保持排量稳定，单孔进液排量稳定在0.34 m3/min，采用40/70目石英砂填充微裂缝降虑失、打磨孔眼降摩阻，按照段塞加砂+阶梯砂比的原则控制加砂，砂比3% → 5% → 6% → 8%，施工压力在22 MPa左右，加入石英砂22 m3，加入液体632 m3；携砂液阶段排量稳定在7.5 m3/min，采用20/40目石英砂支撑压裂裂缝，砂比5% → 6%，施工压力在20 MPa左右，加入石英砂10 m3，加入液体240 m3；顶替液阶段加入液体19 m3，施工排量逐渐下降至2 m3/min；停泵压力15.8 MPa，测压降60 min后压力下降至13.2 MPa，压力降幅2.6 MPa。该井累计加液891 m3，加液规模达到602 m3/m，加液规模达到设计的120.4%，累计加砂33 m3，加砂规模达到22.3 m3/m，加砂规模达到设计的111.5%，均达到了压裂工艺优化的目标，实现低渗薄煤层压裂增渗改造的目的。
从压裂整体来看，前置液携砂阶段出现地层中石英砂堆积，造成压力上升、加砂困难，但压力上升幅度小、下降快，表明石英砂堆积不严重，中高排量能够迅速解堵。
2.3.2 裂缝监测评价
YP-7井在压裂施工过程中开展实时微地震裂缝监测，分析裂缝扩展方向及扩展规律。裂缝监测解释的裂缝体积（SRV）为51.31×104 m3，具体参数见表1，裂缝主方位为117°，煤储层具有一定的非均质性，井筒附近储层改造强度大，压裂裂缝沟通发育的原生裂隙后在煤储层中形成椭圆形裂缝网络，且椭圆形裂隙在SE向扩展优于NW向，但裂隙向井筒远端扩展延伸后，由于煤储层的非均质性及远端改造强度小的影响，裂隙在远端出现6个异常扩展裂隙（图10）。
表 1 YP-7井压裂裂缝监测解释结果Table 1. Monitoring and interpretation results of fracturing fractures in Well YP-7压裂
煤层总缝长/
m半缝长/
m缝高/
m最大缝
网宽度/m缝网纵
横比方位/
(°)裂缝
体积
/104m310号 320 110/210 20 150 0.47 117 51.31 ![]()
图 10 YP-7井压裂裂缝网络破裂边界Figure 10. Fracture boundary of fracturing fracture network in Well YP-7根据压裂裂缝监测显示，施工第16 min监测到第一次破裂，在井的东侧，之后裂缝主要向东北和西南延展，随着压裂继续，缝网主体方向逐渐改变为西北-东南方向，裂缝开始不断向西北延伸，同时在东南侧也不断产生破裂，在压裂后期，东南侧产生细长裂缝，缝长增加较多，之后整体缝网形态变化不大，施工末期在东北侧产生分支缝。YP-7井在整个压裂施工过程中：前期整体破裂规模较小，缝网呈东北—西南方向；中后期缝网主体方向转变为西北—东南方向。近井区域及东侧裂缝呈近椭圆形，改造效果较好。远离井筒的区域有很多分支裂缝，改造效果一般，说明储层物性有一定的非均质性。
2.3.3 压裂增渗评价
基于油藏工程原理与方法的压降试井工程[22]，当油气井以定产量生产时，连续记录井底流压随时间的变化历史，对这一压力历史进行分析，可求解地层的渗透率，基于该方法，根据煤层气井开抽时的地层流体产出及压力参数随时间的变化关系，建立煤层气井压裂后排采初期单相产水阶段的渗透率模型[22-23]，如式（1）：
$$ K = \frac{{2.121 \times {{10}^{ - 3}}qB\mu }}{{\left| m \right|h}} $$ (1) 式中：K为煤储层压裂后渗透率，μm2；q为煤层气井产水量，m3/d；μ为水的黏度，mPa·s；B为水的体积系数，m3/m3；|m|为单相产水阶段稳定产水时压力降落试井分析半对数曲线斜率；h为煤层厚度，m。
根据式（1）及YP-7井的排采数据，认为单相产水阶段连续5 d的产水量是恒定产量，对该井压裂后的渗透率进行分析，计算的压裂后排采初期单相产水阶段的平均渗透率为83.888×10−3 μm2，相对参数井试井测试获取的0.014×10−3 μm2而言，压裂后渗透率提高6 070倍，且在煤层厚度1.48 m条件下，目前日产气量超过900 m3，同等条件下厚度3.0 m的单一煤层压裂，等效日产气量将超过1 800 m3，超过了煤层气开发的盈亏平衡点，均反映出YP-7井的压裂改造及增渗效果较好。根据微地震裂缝监测结果分析，裂缝主要集中在井筒附近长轴100 m、短轴60 m左右的椭圆范围内，井筒远端产生的分支裂缝形成有效砂体支撑缝的可能性较小。煤层倾角小，在不考虑煤层倾角时，椭圆形缝网边界范围内煤层展布面积为18 840 m2。假设裂缝扩展及支撑的有效范围均在煤层内（图10），不考虑裂缝在煤层顶底板的扩展延伸时，煤层压裂裂缝体积（SRV）为27 883.2 m3。YP-7井压裂结束后开始放溢流，控制放溢流过程中的油嘴放喷流量及井口压力变化，根据井口压力及水质变化情况，控制井口放喷流量不超过0.5 m3/h，整个放溢流过程中累计产水222 m3，放溢流产水的返排率达到24.92%，产水半径接近压裂半径的一半，返排率及产水半径均较大，反映地层压裂改造裂隙及支撑效果较好，有利于压裂液的返排。从该井压裂工艺优化的应用效果、裂缝监测及放溢流阶段压裂液返排来看，大液量、中高排量、高砂量、中高砂比、段塞加砂方式能够实现低渗薄煤层有效改造及裂缝支撑，为贵州低渗薄煤层压裂改造积累实践经验。
3. 地面抽采试验及效果评价
3.1 抽采制度
煤层气井压裂改造的目的是建立更多的裂隙通道，沟通更多煤层，排采的主要目的是将煤层原生裂隙及改造裂缝连通的煤层中的瓦斯气体经过排水、降压、解吸、扩散、渗流的过程后，将气体排至井筒而产出。煤层气井排采历经30多年的研究后，基于连续、稳定、缓慢、长期的排采控制理念，逐渐形成了“五段三压法”、“低套压排采”等多种控制思路[24-27]，基于不同煤层气井的地质及工程属性的差异性，在排采控制上存在差异，按照“一井一策”的方案进行控制，以期扩大煤储层的压降漏斗半径及提高煤层气井的产气量。YP-7井低渗薄煤层的排采控制制度上，考虑地面压裂改造与井下采动卸压对煤层的增透效果，结合压裂后放溢流过程中的产水情况，排采控制上采取适当快排、控制煤粉产出的方式，一方面疏通及建立地层流体产出通道，另一方面与采动卸压增透相结合，扩大煤层裂隙沟通范围，促进煤层气、水流体产出。该井排采控制划分为5个阶段，各阶段的压力节点基于周边煤层气井资料对储层参数进行划分。各阶段的划分节点示意如图11所示。
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图 11 YP-7井各阶段的划分节点示意Figure 11. Schematic of division nodes of each stage in Well YP-71）第1阶段：开抽至临近解吸压力阶段。该阶段的主要目的是快速降低井底流压，控制井底流压稳定下降，避免地层出砂出粉，平均井底流压降幅控制在0.040 MPa/d左右，将井底流压降低至临近解吸压力。临近解吸压力设定为解吸压力以上0.5 MPa左右，根据周边邻近煤层气排采井及参数井获取的资料分析，预测该井10号煤层的解吸压力为3.753 MPa，即井底流压降低至4.253 MPa左右时该阶段结束。
2）第2阶段：临近解吸压力至煤层解吸阶段。该阶段的主要目的是逐渐过渡至煤层解吸，避免煤层解吸过程产气不稳定出现压力波动、流体流动不稳定、地层出砂出粉等异常情况。该阶段的平均井底流压降幅控制在0.020 MPa/d左右，排采过程中需要密切关注煤层解吸前的征兆，包括井温变化、煤粉情况、井口产水中溶解气量变化、井口油套环空负压吸气变化等，适当加密观察，合理控制井底流压降幅，避免压力波动，将井底流压平稳过渡至煤层解吸压力，煤层开始解吸产气时该阶段结束。
3）第3阶段：煤层解吸至产气稳定阶段。该阶段的主要目的是将产气量逐渐上调至产气目标值，针对该井1.48 m的薄煤层，其产气目标值控制在500 m3/d左右。在提高产气量的过程中，阶梯式提产气，通过对产气量“提—稳—提—稳”的控制，实现最终产气量的稳定，该阶段的平均井底流压降幅控制在0.050 MPa/d左右，通过快速降流压，一方面沟通压裂远端的裂缝，另一方面对前期排采中可能存在的储层伤害进行疏通，提高压裂液的返排率。
4）第4阶段：产气稳定阶段。该阶段的主要目的是通过稳流压或缓慢降流压的方式实现产气量的稳定，扩大煤层产水半径及解吸半径，该阶段的平均井底流压降幅控制在0.015 MPa/d左右。
5）第5阶段：产气稳定后降低井底流压提产气阶段。该阶段的主要目的是结合井下采动的卸压影响半径，继续降低井底流压，扩大产水半径与卸压影响范围连通，实现产气量提升及快速降低煤层瓦斯含量的目的。该阶段平均井底流压降幅控制在0.040 MPa/d左右，持续降流压连续提高产气量，通过将井底流压降低至枯竭压力，一方面减小井底流压过高对井下采动的影响，另一方面快速降低煤层瓦斯。
3.2 抽采效果
YP-7井压裂10号煤层的主要目的是对该煤层的瓦斯进行预抽，同时结合工作面采动卸压增透的影响，提高煤层瓦斯抽采效果，降低煤层瓦斯含量。该井压裂10号煤层的垂深为584.63 m，开抽时井底流压5.658 MPa，据此计算的地层压力系数为0.97，属于常压储层。根据周边参数井获取的兰氏参数及10号煤层邻近层的解吸压力，预测该井10号煤层的解吸压力为3.753 MPa，实际解吸压力为3.622 MPa，差异系数为3.62%，说明等温吸附参数及含气量数据测试结果可靠，与地层的实际参数基本一致。该井采取高套压排采控制策略，最高套压控制在2.0～2.5 MPa之间，排采5个月后，流压下降幅度逐渐趋缓，套压保持在0.5 MPa左右，产气量超过900 m3/d。整个排采过程中的流压控制按照抽采制度执行，各阶段的实际流压降幅、累计产水量、压裂液返排率等数据见表2，排采曲线如图12所示。
表 2 YP-7井各阶段主要排采参数统计Table 2. Statistical table of main drainage and production parameters in each stage in Well YP-7排采阶段 设计流压降幅/（MPa·d−1） 实际流压降幅/（MPa·d−1） 阶段产水量/m3 阶段返排率/% 累计返排率（含放溢流）/% 一 0.040 0.043 72.6 8.15 33.07 二 0.020 0.019 82.0 9.20 42.27 三 0.050 0.051 97.2 10.91 53.18 四 0.015 0.013 46.3 5.20 58.38 五 0.040 0.037 13.1 1.47 59.85 3.3 瓦斯治理效果评价
我国煤矿瓦斯治理方面，尝试了井下瓦斯抽放钻孔抽放、地面钻孔抽采、井上下联合预抽等多种方式，工艺上尝试穿层钻孔水力加砂压裂、顺层长钻孔“一孔两消”、“以孔代巷”抽采下邻近层瓦斯以及地面钻井掏煤辅助消突、井下钻孔二氧化碳致裂增透、地面水力压裂预抽瓦斯治理等多种技术方案[28]，针对不同的煤矿，各种工艺各有优劣，山脚树矿采取地面水力压裂工艺对10号煤层瓦斯进行预抽，降低10号煤层瓦斯含量及瓦斯压力，为井下采煤提供保障。
YP-7井开抽2个月后煤层解吸，解吸时的井底流压为3.622 MPa，地解差为2.036 MPa，临储比为0.64，地解差小、临储比高，显示煤层解吸时的地层能量较高，有利于煤层气、水流体流动和压降漏斗扩展，对煤层气井长期稳产有利。目前该井开抽近6个月时间，其中产气时间93 d（约3个月），累计产气量44 130 m3，产气阶段的平均日产气量为465 m3，累计产水532.81 m3，压裂液返排率达到59.80%，据此预测在井筒长轴方向煤层的压降半径为77.0 m、短轴方向为46.2 m左右。假设煤层压降半径范围内的储层压力线性分布，则长轴方向的解吸半径为49.3 m、短轴方向为29.6 m左右，其解吸面积为4 582.14 m2，解吸范围内煤层吨煤瓦斯降低幅度为4.49 m3/t。根据煤层内的压裂裂缝体积（SRV）为27 883.2 m3，煤层含气量为15.20 m3/t，其椭圆形缝网边界范围内煤层的煤层气地质资源总量为61.45×104 m3，其排采155 d后对应的目前煤层气采出率为7.18%。
假设YP-7井在后续排采过程中平均日产气量为500 m3，则在不同稳定产气持续时间下，可计算出对应的累计产气量及瓦斯含量降幅，如表3、图13所示。
表 3 不同稳产时间对应的产气量及采出率Table 3. Gas production and recovery efficiency corresponding to different stable production times稳产时间/月 累计产气量/m3 缝网范围内
含气量平均
降幅/（m3·t−1）稳产后吨
煤含气量/
（m3·t−1）采收
率/%备注 6 134130 3.32 11.88 21.83 稳产500 m3/d，
椭圆形缝网长
轴半径100 m、
短轴半径60 m9 179130 4.43 10.77 29.15 12 226630 5.61 9.59 36.88 15 271630 6.72 8.48 44.20 18 316630 7.83 7.37 51.53 ![]()
图 13 不同稳产期后的吨煤含气量及采出率Figure 13. Gas content and recovery rate per ton of coal after different stable production periods从表3可以看出，假设后续排采过程中平均日产气量为500 m3，其继续稳产12个月后，该井的累计产气量将达到226 630 m3，对应的煤层气采收率将达到36.88%，井筒附近长轴100 m、短轴60 m椭圆形缝网范围内的煤层平均吨煤瓦斯降低幅度达到5.61 m3/t，瓦斯含量降低至9.59 m3/t；假设继续稳产18个月，其累计产气量将达到316 630 m3，对应的煤层气采收率将达到51.53%，井筒附近长轴100 m、短轴60 m椭圆形缝网范围内的煤层平均吨煤瓦斯降低幅度达到7.83 m3/t，瓦斯含量降低至7.37 m3/t。
从图13可以看出，随着稳产时间的延长，压裂缝网范围内的煤层吨煤瓦斯含量呈下降趋势，其对应范围内的煤层气采收率呈上升趋势，且该煤层气井开抽23个月后，其压裂改造的椭圆形缝网范围内煤层瓦斯含量即已经降低至《煤矿安全规程》规定的煤矿瓦斯抽采达标8 m3/t临界值以下。
目前YP-7井抽采原位区范围内的瓦斯，井下采动卸压影响范围尚未与原位区范围重叠，后期二者范围重叠后，10号煤层在井下采动卸压的影响下，渗透率进一步提高，导流能力增强，煤层卸压后瓦斯解吸难度及产出阻力减小，对提高日产气量、累产气量及采收率有利，同时有助于缩短瓦斯治理周期，能快速实现将煤层瓦斯含量降低至8 m3/t以下的安全生产目标。
4. 结 论
1）贵州省低渗薄煤层发育，采取地面压裂与采动卸压的模式抽采煤层瓦斯，充分释放地层应力，压裂裂隙与采动卸压产生的裂隙耦合，显著提高地层导流能力，将提高低渗薄煤层的瓦斯抽采效果。
2）基于低渗薄煤层的模拟结果显示，压裂改造裂缝半长、铺置面积对压裂施工排量、砂比参数更敏感，建议采取提高排量、砂比等施工参数进行储层改造，提高储层改造效果。
3）针对山脚树矿低渗薄煤层的压裂工艺优化，采取大液量、中高排量、高砂量、中高砂比、多次段塞加砂的方式进行压裂加砂，控制施工排量6～8 m3/min之间，加液规模在500 m3/m以上，加砂规模在20 m3/m以上，确保薄煤层的改造效果。
4）针对低渗薄煤层的排采工艺优化，应结合煤矿采动卸压的影响半径进行动态控制，在采动卸压前尽量扩大煤层气井的抽采半径，最终与卸压影响半径连通，可采取控制煤粉产出、快速降低储层压力的方案进行排采控制。
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图 1 山脚树矿工作面部署及YP-7井位置关系示意
Figure 1. Schematic of working face deployment and YP-7 well location in Shanjiao Shu Mine
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图 3 压裂液量对裂缝参数的影响
Figure 3. Influence of fracturing fluid volume on fracture parameters
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图 7 支撑剂粒径对支撑剂运移规律的影响
Figure 7. Influence of proppant particle size on proppant migration
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图 10 YP-7井压裂裂缝网络破裂边界
Figure 10. Fracture boundary of fracturing fracture network in Well YP-7
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图 11 YP-7井各阶段的划分节点示意
Figure 11. Schematic of division nodes of each stage in Well YP-7
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图 13 不同稳产期后的吨煤含气量及采出率
Figure 13. Gas content and recovery rate per ton of coal after different stable production periods
表 1 YP-7井压裂裂缝监测解释结果
Table 1 Monitoring and interpretation results of fracturing fractures in Well YP-7
压裂
煤层总缝长/
m半缝长/
m缝高/
m最大缝
网宽度/m缝网纵
横比方位/
(°)裂缝
体积
/104m310号 320 110/210 20 150 0.47 117 51.31 
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表 2 YP-7井各阶段主要排采参数统计
Table 2 Statistical table of main drainage and production parameters in each stage in Well YP-7
排采阶段 设计流压降幅/（MPa·d−1） 实际流压降幅/（MPa·d−1） 阶段产水量/m3 阶段返排率/% 累计返排率（含放溢流）/% 一 0.040 0.043 72.6 8.15 33.07 二 0.020 0.019 82.0 9.20 42.27 三 0.050 0.051 97.2 10.91 53.18 四 0.015 0.013 46.3 5.20 58.38 五 0.040 0.037 13.1 1.47 59.85
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表 3 不同稳产时间对应的产气量及采出率
Table 3 Gas production and recovery efficiency corresponding to different stable production times
稳产时间/月 累计产气量/m3 缝网范围内
含气量平均
降幅/（m3·t−1）稳产后吨
煤含气量/
（m3·t−1）采收
率/%备注 6 134130 3.32 11.88 21.83 稳产500 m3/d，
椭圆形缝网长
轴半径100 m、
短轴半径60 m9 179130 4.43 10.77 29.15 12 226630 5.61 9.59 36.88 15 271630 6.72 8.48 44.20 18 316630 7.83 7.37 51.53
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期刊类型引用(1)
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