Influence of fracturing reconstruction of coalbed methane wells on gas production and development suggestions in Guizhou Province: taking Panguan syncline as an example
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摘要:
贵州省含煤构造单元多、煤层层数多、厚度薄，多为低渗储层，宜采取“分段压裂、合层排采”工艺进行煤层气开发。研究以盘关向斜煤层气井为例，在分析2口直井压裂改造规模的基础上，分析其压裂效果，进而研究了压裂改造效果对煤层气井气水产出的影响，最后总结了盘关向斜煤层气井高效改造压裂施工参数的合理阈值。结果表明：水力压裂是低渗储层增渗的有效途径，增渗倍数与压裂改造规模密切相关，盘关向斜2口井每米煤层的加砂量、加液量及单孔排量的差异，导致压裂改造后与改造前的渗透率比值为55∶1，改造后渗透率差异较大；提高每米煤层的加液量、加砂量及单孔排量，对提高煤层的改造效果及产气量有利，建议每米煤层加液量不宜低于400 m3，每米煤层加砂量不宜低于20 m3，压裂施工排量不低于8 m3/min，且单孔排量宜控制在0.2 m3/min以上；根据压裂改造后的煤层渗透率，针对改造效果好的煤层气井，可以适当快排降压，反之则应控制排采强度，降低快排降压可能引起的储层敏感性伤害。研究成果可以为该区块低渗煤层增渗增能改造提供技术参考。
Abstract:In Guizhou Province, there are many coal-bearing structural units, many layers of coal, thin thickness, and most of them are low permeability reservoirs, so it is advisable to adopt the process of “staged fracturing and combined layer drainage and production” to develop coalbed methane. Taking Banguan syncline coalbed methane well as an example, this study analyzed the fracturing effect of two vertical Wells on the basis of the scale of fracturing reconstruction, and then studied the influence of fracturing reconstruction effect on the gas and water production of coalbed methane Wells, and finally summarized the reasonable threshold of efficient fracturing construction parameters of Banguan syncline coalbed methane Wells. The results show that hydraulic fracturing is an effective way to increase permeability of low permeability reservoir, and the permeability increase multiple is closely related to the scale of fracturing reconstruction. The differences of sand addition, liquid addition and single-hole displacement per meter of coal seam between the two Wells of Banguan syncline lead to the permeability ratio of 55∶1 after fracturing reconstruction, and the permeability difference after reconstruction is large. Increasing the liquid addition, sand addition and single hole displacement per meter of coal seam is beneficial to improving the transformation effect of coal seam and gas production. It is recommended that the liquid addition per meter of coal seam should not be less than 400 m3, the sand addition per meter of coal seam should not be less than 20 m3, the fracturing construction displacement should not be less than 8 m3/min, and the single hole displacement should be controlled above 0.2 m3/min. According to the permeability of the coal seam after fracturing and reconstruction, it can be appropriate to quickly discharge and depressurize the coalbed methane Wells with good reconstruction effect. Otherwise, the intensity of discharge and production should be controlled to reduce the sensitivity damage of the reservoir caused by fast discharge and depressurization. The research results can provide technical reference for the permeability and energy improvement of low permeability coal seam in this block.
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0. 引 言
贵州省煤层气资源丰富，2 000 m以浅的煤层气地质资源总量位居全国第4，煤层气主要位于晚二叠世龙潭组含煤地层[1-2]。自1989年开展煤层气资源调查以来，先后经过煤层气资源调查与开发技术借鉴阶段、自主技术探索阶段和自主技术突破阶段3个阶段[3]，在文家坝区块实现了小规模工业试验开发[4]，但其他区块尚未开展规模性开发试验，主要原因是地质条件差异性较大，导致开发技术的可复制性较差，需根据地质条件的差异性，探索适应性的开发技术。目前，贵州省煤层气勘探开发在静态地质评价方面的研究较多，主要集中在区块地质条件及有利区优选、富集区预测、煤层群含气系统识别、资源潜力及评价等方面[5-10]，针对贵州省的煤层气开发潜力，优选了土城向斜、盘关向斜、杨梅树向斜等有利区块[2]，提出了在全省范围内推广小而肥区块“文家坝”和“杨梅树”高产地质−工程模式的开发思路[3]。针对织金地区的煤层气开发，在总结地质特点、工艺技术及开发效果的基础上，形成了薄−中厚煤层群煤层气井高产的地质与工程协同控制技术，在织金比德−三塘向斜区块、文家坝区块多煤层的合层压裂开发煤层气方面取得显著成效，进行了小规模的工业试验开发，产气效果较好[4，11-12]。十三五期间，在前期地质研究工作的基础上，优选土城向斜、盘关向斜、杨梅树向斜等含煤构造单元实施煤层气试验井，取得单井产气突破[13-14]，为小规模的工业试验开发奠定基础，但区块内其他井日产气量差异较大。
针对贵州省煤层气开发工艺技术及动态评价方面研究较少的问题，笔者以静态地质评价优选的盘关向斜区块实施的2口煤层气排采井（YP-1井、YP-3井）为例，从压裂工艺及排采控制方面对2口井进行对比分析，总结开发工艺差异对产能的影响，为该区块后续煤层气开发试验及小规模的工业试验开发提供技术参考。
1. 煤储层特征
盘关向斜上二叠统龙潭组为主要含煤地层，煤系地层厚220～260 m，平均240 m，向斜区内可采煤层15层，全区可采煤层为12号、18号煤2层。2015年在盘关向斜施工2口参数井（YV-1井、YV-3井），2019年在参数井附近施工2口排采井（YP-1井、YP-3井），对12号、18号煤进行压裂改造。12号煤层厚度0.96～8.05 m，平均3.16 m，全区可采，属稳定煤层，煤层结构较简单，夹矸0～2层；18号煤层厚度0.02～4.60 m，平均1.56 m，全区可采，属较稳定煤层，一般含夹矸0～3层。根据煤矿井下取样及钻孔取心观测可知，研究区12号、18号煤层为原生结构煤，注入/压降试井测试2层煤的渗透率约为0.05×10−3 μm2。基于煤储层渗透率大小，我国煤储层分为高渗透率储层（渗透率k > 1×10−3 μm2）、中渗透率储层（0.1×10−3 μm2 < k < 1×10−3 μm2）、低渗透率储层（k < 0.1×10−3 μm2）[15]，根据此储层分类依据可知，2层煤均属于低渗储层。2层煤破裂压力梯度为1.83～0.026 MPa/m，闭合压力梯度在0.0157～0.0225 MPa/m。根据参数井12号、18号含气量及排采井的煤层厚度等参数，计算2口排采井压裂煤层资源丰度分别为1.11×108、1.04×108 m3/km2，资源丰度较接近，差异率仅为6.1%。盘关向斜2口参数井测试获取的主要参数见表1。
表 1 盘关向斜参数井主要参数测试结果Table 1. Main parameter test results of Panguan syncline parameter well井号 煤层号 煤厚/m 深度/m 孔隙
率/%渗透率/
10−3 μm2兰氏体积/
（m3·t−1）兰氏
压力/MPa含气量/
（m3·t−1）破裂压力/
MPa破裂压力梯
度/（MPa·m−1）闭合压力/
MPa闭合压力梯
度/（MPa·m−1）YV-1 12 2.36 723 − − 22.90 1.85 15.52 13.85 0.0192 12.17 0.0169 18 2.31 774 3.96 0.049 17.63 1.43 12.05 14.17 0.0183 12.18 0.0157 YV-3 12 4.01 567 3.58 0.039 10.65 1.39 10.24 13.22 0.0230 11.59 0.0202 18 1.74 617 3.49 0.086 − − 11.45 14.98 0.0244 13.85 0.0226 2. 多煤层分层压裂施工及效果评价
2.1 压裂施工曲线分析
水力压裂是低渗储层实现增渗的有效途径之一，且物理模拟试验显示，水力压裂后裂缝平均长度、裂缝孔隙率和裂缝开度增幅分别为70.81%～253.25%、171.88%～383.02%和20.31%～32.43%[16]。针对盘关向斜低渗煤层，采取水力压裂的方式对煤层进行改造，在煤层中将改造压裂产生的裂缝与原生裂隙连通，提高煤储层的导流能力和渗透率，促进煤层气解吸产出。通过对盘关向斜YP-1井、YP-3井的钻遇煤层进行分析，考虑煤层厚度、含气性、煤层跨度、煤体结构等参数，优选12号、18号进行压裂改造。根据研究区勘探井、参数井获取的煤层结构及展布规律、煤体结构等参数，压裂段煤层采取只射煤层、夹矸避射的方式。
2口煤层气井的射孔参数、压裂施工规模数据、压裂与测压降数据见表2、表3，压裂施工曲线如图1、图2所示。
表 2 盘关向斜2口煤层气井射孔数据Table 2. Perforation data table of two coalbed methane wells of Panguan syncline井号 压裂段 压裂煤层 埋深/m 煤层结
构/m射孔段
长度/m射孔厚
度/m孔密度/
（孔·m−1）相位/
（°）射孔
数/个射孔
枪弹备注 YP-1井 第1段 18 771.4 1（0.6）0.7 771.4 ～772.4 1 16 60 16 只射煤层，中间夹矸避射 773.0 ～773.7 0.7 16 60 12 第2段 12 719.7 3.6 719.7 ～722.7 3 16 60 48 102
127仅射煤层 YP-3井 第1段 18 626.5 1.2（0.9）1.1（1.1）1.1 626.5 ～627.7 1.2 16 60 20 只射煤层，中间夹矸避射 628.6 ～629.7 1.1 16 60 18 630.8 ～631.9 1.1 16 60 18 第2段 12 584.7 3.2 584.7 ～587.9 3.2 16 60 52 仅射煤层 注：煤层结构数据1（0.6）0.7表示煤（夹矸）煤厚度，其他同。 表 3 盘关向斜2口煤层气井压裂规模数据Table 3. Fracturing scale data of two coalbed methane Wells of Panguan syncline井号 煤层编号 煤层厚
度/m压裂液
量/m3压裂砂
量/m3施工排量/
(m3·min−1）每米煤层液量/
(m3·m−1）每米煤层砂量/
(m3·m−1）单孔排量/
(L·min−1）压裂液
砂量比YP-1井 18 1.7 803 38.16 7 472.35 22.45 250 21.04 12 3.6 1257 64.37 6.7 349.17 17.88 140 19.53 综合 5.3 2060 102.53 − 388.68 19.35 − 20.09 YP-3井 18 3.4 1084 47.01 7.4 318.82 13.83 132 23.06 12 3.2 803 42.45 7.6 250.94 13.27 146 18.92 综合 6.6 1 887 89.46 − 285.91 13.55 − 21.09 对比分析表3的施工规模数据及施工曲线（图1、图2）可知，2口井的压裂设计思路基本一致，均采取段塞、阶梯提砂比的加砂方式，且2口井各压裂段的液量砂量体积比基本一致，各压裂段的液砂量比均控制在20左右，加砂程序及思路基本一致。对比表3中12号、18号煤层的压裂规模数据可知，YP-1井2层煤的每米煤层加液量/加砂量数据均高于YP-3井，表明提高每米煤层加液量、加砂量对煤层气井的产气量有促进效果[17-18]，由于YP-1井2层煤每米煤层的加液量、加砂量均高于YP-3井，会促进压裂裂缝更复杂、缝网连通性更好，促进YP-1井的产气效果更高。
对比分析压裂施工曲线中压力可知，2口井的施工压力整体上均呈下降的趋势，初期施工压力均约20 MPa，后期施工压力约15 MPa，其中YP-1井第2段第2次压裂施工过程中出现砂堵、施工压力升高的情况，停止加砂后施工压力逐渐恢复至约20 MPa。根据沁水盆地煤层气井压裂施工曲线及成因机制研究成果可知，稳定型和下降型曲线对应的煤层气井的排采效果一般较好，而波动型和上升型曲线对应的煤层气井的排采效果往往较差[19]。分析研究区2口煤层气井压裂施工曲线压力变化规律可知，YP-1井第1段、第2段第2次（不考虑砂堵）为稳定性压裂曲线，YP-1井第二段第1次、YP-3井第1段第2次为下降型压裂曲线，YP-3井第1段第1次、第2段为波动性压裂曲线，整体而言，YP-1井压裂改造效果较好，会促进该井获得较好的产气效果。
从盘关向斜2口煤层气井压裂规模柱状图（图3）可以看出，YP-1井2个压裂段的单孔排量、每米煤层加液量/加砂量均高于YP-3井，其压裂改造强度高，对提高煤层改造效果有利，YP-1井的日产气量高于YP-3井，也印证了提高煤层压裂改造强度对提高煤层气井的产气量有利。
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图 3 2口煤层气井压裂规模柱状图Figure 3. Colμmn chart of fracturing scale of two coalbed methane Wells2.2 压裂后测压降评价
从表4压裂及测压降数据与施工曲线（图2）可以看出，YP-1井12号煤层第2次压裂后，停泵压力及测压降后的压力比第1次的数据显著增大，一方面说明第2次压裂促进地层的能量显著增加，另一方面YP-1井12号煤层第1次压裂后测压降30 min压力降幅占比达到26.26%，显示压裂后地层的滤失性较强，压裂裂缝与地层原生微裂隙的连通效果较好，压裂液滤失，导致压力降幅占比较大。对比YP-3井18号煤层第1次、第2次压裂施工的停泵压力及测压降后的压力可知，第2次压裂后停泵压力、测压降后压力与第1次的压力差异较小，停泵测压降30 min与60 min后的压力基本一致，且第1次、第2次压裂施工压力曲线变化趋势及大小基本一致，一方面说明2次压裂对地层的增能效果不显著，另一方面说明压裂裂缝与地层原生微裂隙未有效连通，压裂施工在地层中形成的是单一长裂缝。
表 4 盘关向斜2口煤层气井压裂及测压降数据Table 4. Fracturing and pressure drop data of two coalbed methane Wells of Panguan syncline井号 压裂段 压裂
煤层煤层
厚度/m压裂
液量/m3压裂
砂量/m3停泵
压力/MPa测压降
时间/min测压降后
压力/MPa压力
降幅/MPa压力降幅与
停泵压力比值/%YP-1井 第1段 18 1.7 803 38.16 17.1 60 13.0 4.1 23.98 第2段 第1次 12 3.6 695 35.03 9.9 30 7.3 2.6 26.26 第2次 562 29.34 12.4 60 10.7 1.7 13.71 YP-3井 第1段 第1次 18 3.4 696 28.22 10.9 30 8.6 2.3 21.10 第2次 388 18.79 10.5 60 8.7 1.8 17.14 第2段 12 3.2 803 42.45 11.8 60 9.1 2.7 22.88 2.3 压裂后渗透率预测
基于油藏工程原理与方法的压降试井工程，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，可求解地层渗透率，基于该方法，根据煤层气井开抽时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水流阶段渗透率模型[20]，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为煤层气井日产水量，m3/d；μ为水的黏度，mPa·s；b为水的体积系数，m3/m3；|m|为单相水流阶段稳定产水时压力降落试井分析半对数曲线斜率的绝对值；h为煤层厚度，m。
根据式（1）及YP-1井、YP-3井的排采数据，假设2口井单相水流阶段连续5 d的产水量是恒定产量，采用同样的方式对YP-1井和YP-3井压裂后排采初期的平均渗透率进行分析。计算压裂后YP-1井排采初期单相水流阶段平均渗透率为64.158×10−3 μm2，YP-3井排采初期单相水流阶段平均渗透率为1.162×10−3 μm2，一方面说明压裂改造后的渗透率成倍增加，相对参数井试井测试获取的12号煤层渗透率0.038 8×10−3 μm2及18号煤层渗透率0.049 2×10−3 μm2，压裂后渗透率显著提高，YP-1井渗透率至少提高
1304 倍，YP-3井渗透率至少提高23倍，2口井渗透率的提高倍数差异较大，另一方面说明压裂改造后的渗透率差异较大，其排采初期单相水流阶段平均渗透率比值为55∶1。YP-1井压裂结束后放溢流期间累计产水287 m3，压裂液返排率13.93%，产水半径占压裂半径的12%左右；YP-3井放溢流期间累计产水401 m3，压裂液返排率21.27%，产水半径占压裂半径的15%左右，产水半径的占比差异不大。从放溢流期间的压裂液返排产水量及返排率可知，YP-3井压裂液返排产水效果好。从放溢流期间的气水流体产出流态变化可知，YP-1井放溢流期间，地层有气体产出，且可点燃，即地层中有甲烷气体产出，放溢流过程中地层压力高于解吸压力，产出气体为煤层微裂隙中的游离气体。综上分析，YP-1井压裂裂缝与煤层的微裂隙连通性较好，煤层微裂隙中的游离气体经压裂裂缝产出，导致放溢流期间可观测到井口有气体产出，而YP-3放溢流期间，地层产出水多、产出气少，气水流体无法点燃，说明压裂裂缝在煤层中形成单一主裂缝，与煤层的微裂隙连通性较差，导致微裂隙中的游离气体产出困难。由于YP-1井的压裂裂缝与煤层的微裂隙连通性较好，在地层中形成连通的网状缝网，压裂液在地层的滤失性较强，滤失量较大，导致放溢流过程中累计产水量小于YP-3井，YP-3井压裂裂缝为单一主裂缝，压裂液滤失小，造成放溢流期间压裂液产出量较高，但实际压裂改造效果并不理想。
综合分析压裂后增渗倍数、放溢流的压裂液返排效果、气水流体产出流态变化可知，YP-1井的压裂效果比YP-3井好，YP-1井压裂裂缝沟通煤层原生裂隙，实现煤层缝网连通及体积改造，有利于排采过程中获得良好的产气效果。
3. 压裂效果对煤层气井气水产出的影响
3.1 多层合采煤层气井排采控制
根据储层改造工艺及压裂效果评价分析可知，YP-1井的压裂改造效果相对较好，YP-3井的改造效果略差，2口井位于同一向斜构造单元，压裂煤层相同，为研究储层特征及压裂改造效果对煤层气井产气效果的影响，2口井的排采控制方式基本一致，参考沁水盆地煤层气井的“快−慢−缓”的排采控制原则[21]，将排采控制划分为3个阶段进行控制[22]，即单相水流阶段、两相流初期上产阶段、两相流中后期阶段，如图4所示。
3.2 压裂效果对煤层气井产能的影响
盘关向斜2口煤层气井均采用设备性能稳定易操作的“游梁式抽油机+管式泵”进行排采，采取井下压力计对井底流压、井温进行监测，开抽后2口井排采连续稳定，未出现间抽、停抽等异常排采情况。YP-1井开抽时12号煤层的井底流压为7.022 MPa，煤层解吸时12号煤层井底流压为4.382 MPa，地解差为2.640 MPa。YP-3井开抽时12号煤层的井底流压为5.682 MPa，煤层解吸时12号煤层的井底流压为3.841 MPa，地解差为1.841 MPa。各阶段的排采效果对比见表5—表7，2口煤层气井的排采曲线如图5所示。
表 5 2口煤层气井单相水流阶段排采效果对比Table 5. Comparison of discharge and production effects of two coalbed methane wells in single-phase water flow stage井号 临储比 排采
时间/d井底流压
平均日降幅/
(MPa·d−1)累计产
水量/m3单位压降的产
水量/(m3·MPa−1)平均日产
水量/m3最大日产
水量/m3压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半
径的比例/%YP-1 0.62 26 0.102 306 115.91 11.77 14.76 28.79 53 YP-3 0.68 13 0.142 65 35.31 5.00 7.76 24.70 50 表 7 2口煤层气井两相流中后期阶段排采效果对比Table 7. Comparison table of drainage and production effect of two coalbed methane wells in the middle and late stages of two-phase flow井号 最高日
产气量/
m3排采
时间/d累计产
气量/m3累计产
水量/m3单位压降
产水量/
（m3·MPa−1）平均日
产水量/
m3压裂液返
排率阶段
增幅压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半径
的比例/%YP-1 2024 133 234880 571 279.63 4.32 27.72% 82.53 91 YP-3 1498 162 95464 207 239.86 1.28 10.97% 39.65 63 ![]()
图 5 盘关向斜2口煤层气井排采曲线Figure 5. Drainage curves of two coalbed methane wells of Panguan syncline3.2.1 单相水流阶段
YP-1井、YP-3井在单相水流阶段均采取快速降流压的方式进行排采，2口煤层气井单相水流阶段排采效果对比见表5。根据2口井开抽后单相水流阶段的快排降压效果可以看出，YP-1井产水量、产水半径占比显著大于YP-3井，与压裂效果评价分析的结果一致。从YP-1井、YP-3井开抽后的产水情况及水质分析结果可知，2口井产水均无外源补给水，而YP-1井开抽前的日产水量、累计产水量、压裂液返排率均高于YP-3井，显示YP-1井的压裂改造效果较好，地层中形成网状缝网，裂缝导流能力较强，开抽后的产水半径扩展明显，对后期煤层解吸产气有利，而YP-3井压裂改造效果相对较差，地层中形成单一裂缝，裂缝导流能力较差，后期排采过程中，由于应力敏感性造成裂隙闭合[23-24]，不利于煤层排水降压及产水半径的扩展，影响煤层解吸产气。
3.2.2 两相流初期上产阶段
YP-1井、YP-3井在两相流初期上产阶段的井底流压降幅显著下降，平均流压降幅比例分别为51.96%、44.37%，而平均产水量也出现显著变化，平均产水量降幅比例分别为10.79%、42.40%，相对而言，YP-3井的平均流压降幅比例比YP-1井略小，但平均产水量降幅比例显著高于YP-3井，且阶段气水产量比也显著高于YP-1井，表明YP-3井该阶段的产水能力显著下降，2口煤层气井两相流初期上产阶段排采效果对比见表6。由于YP-3井压裂改造效果相对较差，地层形成单一裂缝，而煤层解吸产气后，气体产出占用裂缝空间，导致产水显著下降，最终影响地层产水半径的扩展，对两相流阶段中后期产气稳定不利。
表 6 2口煤层气井两相流初期上产阶段排采效果对比Table 6. Comparison of drainage and production effects of two coalbed methane wells in initial upper production stage of two-phase flow井号 日产气量达到 1500 m3时12号
煤井底流压/MPa排采
时间/d井底流压平
均日降幅/
（MPa·d−1）累计
产水
量/m3单位压降
产水量/
（m3·MPa−1）平均日产
水量/m3压裂液返
排率阶段
增幅/%压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半径
的比例/%YP-1 2.285 51 0.041 536 255.73 10.50 26.02 54.81 73 YP-3 1.067 35 0.079 156 56.24 4.47 3.98 28.68 53 3.2.3 两相流中后期阶段
YP-1井、YP-3井在两相流中后期阶段的产气量出现显著差异，2口煤层气井两相流中后期阶段排采效果对比见表7。YP-1井的产气量在继续降流压的过程中先升后降，最终稳定在1 600 m3/d以上，但YP-3井的产气量在达到1 500 m3/d以后难以稳定，最终降低至约300 m3/d。2口井最终的日产水量较接近，YP-1井的产水量降低至约1.5 m3/d，说明地层的产水半径扩展接近最大值，但日产气量保持在1 600 m3/d以上，表明井的有效解吸半径扩展较好，能够保证日产气量的稳定。2口井开抽后累计产水量分别为1 412、428 m3，压裂液返排率分别提高68.54%、22.68%。分析2口井的压裂液及返排率可知，YP-1井的产水、产气效果明显优于YP-3井，地层高效产水能促进产水半径、有效解吸半径的扩展，确保最终取得较好的产气效果。
3.3 多层合采煤层气井开发建议
对比分析2口井的排采控制及产气效果可知，压裂后改造效果较好的煤层气井可以适当进行快排，对疏通压裂裂隙通道有利，可提高裂缝导流能力，但是针对压裂效果一般及较差的煤层气井，不建议采取快速降流压的方式进行排采，适当控制压降速率，避免低渗储层的应力敏感伤害，延长高产水（解吸前单相水流阶段、解吸后两相流初期上产阶段）的周期，对提高压裂液返排率及扩大产水半径有利，能够促进解吸半径的扩大及提高单井累计产气量。
盘关向斜实施的YP-1井、YP-3井的产气效果差异较大，压裂影响因素主要是单孔排量、每米煤层的加液量、加砂量等方面。综合考虑盘关向斜2口井及周边其他区块（土城向斜、杨梅树向斜）煤层气井的压裂规模参数（表8），建议该区块后续煤层气井的压裂改造强度方面，每米煤层液量不宜低于400 m3，每米煤层砂量不宜低于20 m3，压裂施工排量不低于8 m3/min，且单孔排量宜控制在0.2 m3/min以上，确保煤层改造效果。由表8可以看出，随着每米煤层液量、每米煤层砂量、压裂施工排量、单孔排量的增加，平均日产气量及每米煤层平均日产气量均呈上升的趋势（图6、图7），平均日产气量与压裂参数的拟合系数分别为0.334 43、0.317 68、0.440 76、0.516 75，每米煤层平均日产气量与压裂参数的拟合系数分别为0.462 28、0.337 73、0.527 09、0.650 13。分析拟合系数可知，每米煤层砂量、每米煤层液量、压裂施工排量、单孔排量对平均日产气量及每米煤层平均日产气量的影响逐渐增强，即提高单孔排量、压裂施工排量比提高每米煤层加液量、每米煤层加砂量更有利于提高煤层气井的平均日产气量及每米煤层平均日产气量，建议优化煤层气井压裂工程设计，对单段厚煤层进行射孔位置、射孔孔数、射孔段长等参数进行优化，提高改造效果。
表 8 研究区及周边区块煤层气高产井压裂规模数据Table 8. Fracturing scale data of CBM high production wells in the study area and surrounding blocks井号 压裂段 煤层厚
度/m射孔
数/个每米煤层
液量/m3每米煤层
砂量/m3压裂施工
排量/（m3·min−1）单孔排量/
（m3·min−1）平均日产
气量/m3每米煤层平均
日产气量/m3SP-1井 第1段 1.60 26 438.98 19.38 8.6 0.33 第2段 3.00 48 395.22 11.88 8.5 0.18 1500 326.09 井平均值 417.10 15.63 8.55 0.25 杨煤参1井 第1段 1.93 31 372.33 16.37 8.1 0.26 第2段 1.83 25 482.65 23.55 9.1 0.36 第3段 2.66 43 456.28 18.50 9.8 0.23 4342 675.27 井平均值 437.08 19.47 9.00 0.28 YP-1井 第1段 1.70 28 472.35 22.45 7.0 0.25 第2段 3.60 48 349.17 17.88 6.7 0.14 1766 333.21 井平均值 410.76 20.17 6.85 0.20 JP-2井 第1段 3.10 50 338.39 14.87 7.3 0.15 第2段 2.60 42 319.65 14.85 7.1 0.17 1475 258.77 井平均值 329.02 14.86 7.20 0.16 全部压裂段平均值 402.78 17.75 8.02 0.23 ![]()
图 6 研究区及周边区块煤层气高产井压裂参数与平均日产气量散点图Figure 6. Scatter diagram of fracturing parameters and average daily gas production of coalbed methane wells in study area and surrounding blocks![]()
图 7 研究区及周边区块煤层气高产井压裂参数与每米煤层平均日产气量散点图Figure 7. Scatter diagram of fracturing parameters of high-yield coalbed methane wells and average daily gas production per meter of coal seam in the study area and surrounding blocks提高每米煤层的加液量、加砂量，有利于提高煤储层的压裂改造效果，促进煤层中形成网状裂缝；排采产水产气效果的影响因素主要是压降速率、提产速率方面，压降速率、提产速率对煤层气井产水量的影响较显著，对于改造效果一般或较差的煤层气井，速率越快，高产水的时间相对较短，煤储层的敏感性伤害会更显著，且不利于扩大产水半径，提产后难以稳产，累计产气量不高。
4. 结 论
1）盘关向斜区块2口低渗储层煤层气开发表明，水力压裂工艺可以显著提高储层渗透率，增强地层能量及连通储层原生裂隙，提高多煤层的煤层气资源动用率及低渗储层的煤层气开发效果；
2）对比分析盘关向斜区块2口煤层气井可知，提高煤层的压裂改造强度，尤其是提高压裂施工的单孔排量、每米煤层的加液量及加砂量，能够显著提高储层导流能力，在煤层中形成复杂网状缝网，对提高煤层的改造效果具有促进意义；
3）针对改造后渗透率较好的煤层气井，可以采取适当快速降流压的方式进行排采，对储层的伤害较小，但对于压裂改造效果一般或较差的煤层气井，不建议采取快速降流压的方式进行排采，适当控制压降速率，延长高产水周期，扩大产水半径及有效产气半径，提高单井累计产气量。
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图 3 2口煤层气井压裂规模柱状图
Figure 3. Colμmn chart of fracturing scale of two coalbed methane Wells
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图 5 盘关向斜2口煤层气井排采曲线
Figure 5. Drainage curves of two coalbed methane wells of Panguan syncline
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图 6 研究区及周边区块煤层气高产井压裂参数与平均日产气量散点图
Figure 6. Scatter diagram of fracturing parameters and average daily gas production of coalbed methane wells in study area and surrounding blocks
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图 7 研究区及周边区块煤层气高产井压裂参数与每米煤层平均日产气量散点图
Figure 7. Scatter diagram of fracturing parameters of high-yield coalbed methane wells and average daily gas production per meter of coal seam in the study area and surrounding blocks
表 1 盘关向斜参数井主要参数测试结果
Table 1 Main parameter test results of Panguan syncline parameter well
井号 煤层号 煤厚/m 深度/m 孔隙
率/%渗透率/
10−3 μm2兰氏体积/
（m3·t−1）兰氏
压力/MPa含气量/
（m3·t−1）破裂压力/
MPa破裂压力梯
度/（MPa·m−1）闭合压力/
MPa闭合压力梯
度/（MPa·m−1）YV-1 12 2.36 723 − − 22.90 1.85 15.52 13.85 0.0192 12.17 0.0169 18 2.31 774 3.96 0.049 17.63 1.43 12.05 14.17 0.0183 12.18 0.0157 YV-3 12 4.01 567 3.58 0.039 10.65 1.39 10.24 13.22 0.0230 11.59 0.0202 18 1.74 617 3.49 0.086 − − 11.45 14.98 0.0244 13.85 0.0226 
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表 2 盘关向斜2口煤层气井射孔数据
Table 2 Perforation data table of two coalbed methane wells of Panguan syncline
井号 压裂段 压裂煤层 埋深/m 煤层结
构/m射孔段
长度/m射孔厚
度/m孔密度/
（孔·m−1）相位/
（°）射孔
数/个射孔
枪弹备注 YP-1井 第1段 18 771.4 1（0.6）0.7 771.4 ～772.4 1 16 60 16 只射煤层，中间夹矸避射 773.0 ～773.7 0.7 16 60 12 第2段 12 719.7 3.6 719.7 ～722.7 3 16 60 48 102
127仅射煤层 YP-3井 第1段 18 626.5 1.2（0.9）1.1（1.1）1.1 626.5 ～627.7 1.2 16 60 20 只射煤层，中间夹矸避射 628.6 ～629.7 1.1 16 60 18 630.8 ～631.9 1.1 16 60 18 第2段 12 584.7 3.2 584.7 ～587.9 3.2 16 60 52 仅射煤层 注：煤层结构数据1（0.6）0.7表示煤（夹矸）煤厚度，其他同。
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表 3 盘关向斜2口煤层气井压裂规模数据
Table 3 Fracturing scale data of two coalbed methane Wells of Panguan syncline
井号 煤层编号 煤层厚
度/m压裂液
量/m3压裂砂
量/m3施工排量/
(m3·min−1）每米煤层液量/
(m3·m−1）每米煤层砂量/
(m3·m−1）单孔排量/
(L·min−1）压裂液
砂量比YP-1井 18 1.7 803 38.16 7 472.35 22.45 250 21.04 12 3.6 1257 64.37 6.7 349.17 17.88 140 19.53 综合 5.3 2060 102.53 − 388.68 19.35 − 20.09 YP-3井 18 3.4 1084 47.01 7.4 318.82 13.83 132 23.06 12 3.2 803 42.45 7.6 250.94 13.27 146 18.92 综合 6.6 1 887 89.46 − 285.91 13.55 − 21.09
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表 4 盘关向斜2口煤层气井压裂及测压降数据
Table 4 Fracturing and pressure drop data of two coalbed methane Wells of Panguan syncline
井号 压裂段 压裂
煤层煤层
厚度/m压裂
液量/m3压裂
砂量/m3停泵
压力/MPa测压降
时间/min测压降后
压力/MPa压力
降幅/MPa压力降幅与
停泵压力比值/%YP-1井 第1段 18 1.7 803 38.16 17.1 60 13.0 4.1 23.98 第2段 第1次 12 3.6 695 35.03 9.9 30 7.3 2.6 26.26 第2次 562 29.34 12.4 60 10.7 1.7 13.71 YP-3井 第1段 第1次 18 3.4 696 28.22 10.9 30 8.6 2.3 21.10 第2次 388 18.79 10.5 60 8.7 1.8 17.14 第2段 12 3.2 803 42.45 11.8 60 9.1 2.7 22.88
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表 5 2口煤层气井单相水流阶段排采效果对比
Table 5 Comparison of discharge and production effects of two coalbed methane wells in single-phase water flow stage
井号 临储比 排采
时间/d井底流压
平均日降幅/
(MPa·d−1)累计产
水量/m3单位压降的产
水量/(m3·MPa−1)平均日产
水量/m3最大日产
水量/m3压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半
径的比例/%YP-1 0.62 26 0.102 306 115.91 11.77 14.76 28.79 53 YP-3 0.68 13 0.142 65 35.31 5.00 7.76 24.70 50
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表 7 2口煤层气井两相流中后期阶段排采效果对比
Table 7 Comparison table of drainage and production effect of two coalbed methane wells in the middle and late stages of two-phase flow
井号 最高日
产气量/
m3排采
时间/d累计产
气量/m3累计产
水量/m3单位压降
产水量/
（m3·MPa−1）平均日
产水量/
m3压裂液返
排率阶段
增幅压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半径
的比例/%YP-1 2024 133 234880 571 279.63 4.32 27.72% 82.53 91 YP-3 1498 162 95464 207 239.86 1.28 10.97% 39.65 63
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表 6 2口煤层气井两相流初期上产阶段排采效果对比
Table 6 Comparison of drainage and production effects of two coalbed methane wells in initial upper production stage of two-phase flow
井号 日产气量达到 1500 m3时12号
煤井底流压/MPa排采
时间/d井底流压平
均日降幅/
（MPa·d−1）累计
产水
量/m3单位压降
产水量/
（m3·MPa−1）平均日产
水量/m3压裂液返
排率阶段
增幅/%压裂液累计
返排率（含放
溢流产水）/%预测产水半径
占压裂影响半径
的比例/%YP-1 2.285 51 0.041 536 255.73 10.50 26.02 54.81 73 YP-3 1.067 35 0.079 156 56.24 4.47 3.98 28.68 53
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表 8 研究区及周边区块煤层气高产井压裂规模数据
Table 8 Fracturing scale data of CBM high production wells in the study area and surrounding blocks
井号 压裂段 煤层厚
度/m射孔
数/个每米煤层
液量/m3每米煤层
砂量/m3压裂施工
排量/（m3·min−1）单孔排量/
（m3·min−1）平均日产
气量/m3每米煤层平均
日产气量/m3SP-1井 第1段 1.60 26 438.98 19.38 8.6 0.33 第2段 3.00 48 395.22 11.88 8.5 0.18 1500 326.09 井平均值 417.10 15.63 8.55 0.25 杨煤参1井 第1段 1.93 31 372.33 16.37 8.1 0.26 第2段 1.83 25 482.65 23.55 9.1 0.36 第3段 2.66 43 456.28 18.50 9.8 0.23 4342 675.27 井平均值 437.08 19.47 9.00 0.28 YP-1井 第1段 1.70 28 472.35 22.45 7.0 0.25 第2段 3.60 48 349.17 17.88 6.7 0.14 1766 333.21 井平均值 410.76 20.17 6.85 0.20 JP-2井 第1段 3.10 50 338.39 14.87 7.3 0.15 第2段 2.60 42 319.65 14.85 7.1 0.17 1475 258.77 井平均值 329.02 14.86 7.20 0.16 全部压裂段平均值 402.78 17.75 8.02 0.23
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期刊类型引用(1)
1. 胡海洋，阳富芹，陈捷，娄毅，万玉亭. 贵州省盘关向斜煤层气储层地质特征及开发效果评价. 石油实验地质. 2025(01): 213-222 . 
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