0.   引　　言

深部煤层气储层普遍低孔、低渗，大规模压裂才能实现效益开发。随着勘探开发深度的加大，常规压裂方式形成的裂缝长度和体积有限，难以支撑深部煤层气的高产，因此，建立适于深部煤储层的水力压裂技术成为关键。延川南煤层气田通过先导试验形成了有效支撑压裂“多轮次、提排量、强加砂”技术及工艺模式，实现单井日产气量突破万方^[1]。大宁−吉县区块深部煤储层前期采用常规压裂方式，单井产气效果不理想，2021年开始采用大规模压裂技术，直丛井和水平井均取得了显著效果^[2]。鄂尔多斯盆地临兴-神府、大牛地等区块也先后采用大规模水力压裂技术，实现了深部煤层气开发突破^[3-5]。大规模压裂技术在推动深部煤层气效益开发的同时，也在开发过程中产生了新问题，新井压裂时的人工裂缝易与相邻生产井沟通并产生干扰，导致受扰的生产井气量下降，造成产量损失，给生产组织带来了挑战。

页岩气储层具有超低渗透率的特征，多采用大规模水力压裂技术，国内外学者对页岩气压裂干扰现象开展了大量研究^[6-14]。浅层煤储层的水力压裂规模普遍较小，井间压裂干扰现象和研究较少，边利恒^[15]、王喆^[16]等针对韩城区块完善井网井、延川南区块大规模体积压裂导致的干扰开展了研究，部分井压窜后短期产量比之前高，部分井产量降低，产气不能恢复的原因是毛细管力增强和煤粉、支撑剂反向运移。深部煤层气开发时间短，压裂干扰现象及其机理尚未见到公开的报道和研究。以鄂尔多斯盆地大宁−吉县区块埋深2000 m左右的深部煤层气水平井为实例，围绕压裂干扰事件对受扰生产井、压裂干扰井的影响，对其主要影响因素进行了研究揭示，为该区块深部煤层气勘探开发提供指导。

1.   区块开发概况

大宁−吉县区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带的南端、伊陕斜坡的东南部，区块东西构造分带明显，由东至西依次划分为东部斜坡带、桃园背斜带、中部陡坡带和西部缓坡带，断层不发育，构造平缓，地层倾角一般小于２。^[2]。目前开发主力煤层为太原组8号煤，开发区处于区块的西部缓坡带（图1），埋深主要为2000～2520 m，煤层平均厚度7.8 m，煤体结构以原生结构为主，镜质组反射率平均2.7%，主要为光亮煤、半亮煤，含气量18～26 m³/t，平均25.2 m³/t，割理较发育^[17-18]。顶板主要为不含水的致密灰岩，底板为厚层泥岩，利于煤层气的保存和压裂造缝。

图  1  大宁—吉县区块构造位置和井位分布^[2]

Figure  1.  Structural location map and well location map of Daning-Jixian Block^[2]

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主体采用水平井和大规模体积压裂方式进行开发，井距主要为300～400 m，排距主要为100～200 m，水平段长度1000～1700 m^[19]，水平段轨迹近南北方向。压裂液以滑溜水为主，施工排量16～22 m³/min，平均单段压裂液量3400 m³、加砂量480 m³。截至2023年底，已投产82口水平井，生产时间2个月～2年，生产时间超过一年的井平均首年日均产气量超过5万m³，其中4口井首年累产气量超过3000万m³，深部煤层气初期开发成效显著。2023年，该区块共计13口压裂施工井对相邻井台的18口生产井产生压裂干扰，对产气量造成了损失。

2.   压裂干扰特征

2.1   压裂干扰对受扰井的影响

与压裂施工井相邻时，生产井无论处于关井还是开井状态都容易遭受来自井距方向（垂直水平段轨迹的方向）、排距方向（与水平段轨迹相同的方向）相邻压裂施工井的干扰影响（图2）。生产井被相邻压裂施工井干扰后，最直接的表现是井口压力增大，产气量下降甚至不产气，产水量显著增加。部分井排液生产一段时间后能有效恢复至原有产气水平，部分井即使经过长时间排液生产也无法恢复至原有产气水平。受干扰的生产井通过气举、连续泡排、人工举升等各类排液措施复产后，能恢复到一个相对稳定的产气水平。将受扰后恢复到的稳定日产气水平与受扰前的日产气量比值定义为“产气恢复程度”，以百分数表示。大宁−吉县区块18口受干扰的生产井恢复到相对稳定产气状态之前，表现出了三种情况的受扰特征（表1）。

图  2  典型干扰井、受扰井示意

Figure  2.  Diagram of typical interfering wells and disturbed wells in the Daning-Jixian Block

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表  1  生产井受到干扰后的3种表现特征

Table  1.  Three performance characteristics of producing wells after disturbed

生产井状态	产气变化特征	其它参数变化特征	产气恢复程度
关井	产气量下降，经过各类排液复产措施后，仍无法恢复到原有产气水平。	①套压、油压骤增，且上涨速度高于受扰之前； ②开井生产后，产水量增加。	＜100%
开井	气体瞬时流量快速下降或归零，经过各类排液复产措施后，仍无法恢复到原有产气水平。	①套压骤增，上涨速度高于之前，且油、套压差快速增大呈现出积液影响的特征； ②产水量增加。
	气量虽然下降但仍在临界携液流量水平以上，经过一段时间排液生产后，气量能恢复到原有产气水平。	①油、套压差略有增大后，二者仍维持相对稳定，未呈现积液影响的特征； ②产水量增加。	100%

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第一种情况是生产井处于关井状态，受到干扰后，套压、油压骤增且二者上涨速度高于受扰之前，开井生产后，产水量大幅增加。如S10-7平04井（图3a），2月9日—3月3日关井，2月17日之前，该井油、套压呈缓慢增加趋势，增速0.03 MPa/d；2月17日起，由于相邻压裂施工井干扰，油、套压增速明显加快，达到0.25～5.41 MPa/d，受扰特征明显。受扰前，该井日产水量40 m³，日产气量9.83万m³；受扰后，日产水量初期最高增至460 m³，185 d后，产气恢复程度仅71%，稳定日产气水平7万m³。

图  3  S10-7平04和S8-9平01井受扰前、后的生产曲线

Figure  3.  Production curves comparison of well S10-7-04(a) and S8-9-01(b) before and after disturbed

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第二种情况是生产井处于开井生产状态，受到干扰后，套压骤增，上涨速度高于受扰之前水平，且油、套压差快速增大，呈现积液影响的特征，气体瞬时流量快速下降甚至归零，产水量大幅增加。如S8-9平01井（图3b），受扰前日产气8.58万m³，日产水量18.1 m³；受扰后，套压骤增，油套压差从干扰前的1.8 MPa快速增大至3.95 MPa，积液影响特征明显，日产气量最低降至0.4万m³，日产水量最高增至137 m³，排液生产113 d后，产气恢复程度仅58%，稳定日产气水平5万m³。

第三种情况是生产井开井生产时的另一种情况，该类井具有生产时间短、累产气量低且单井气量高的特征，受到相邻压裂施工井干扰后，气量存在一定程度的下降，但仍在临界携液流量水平以上，油、套压差略有增大但整体仍维持相对稳定，未呈现积液影响特征，可继续保持连续生产，只表现出产气量骤降、产水量骤增的特征，经过一段时间排液生产后，能缓慢恢复至受扰之前的产气水平，产气恢复程度100%。

产气恢复程度直接反映受扰生产井被压裂干扰的影响程度。对比干扰前的日产气量，大宁−吉县区块18口生产井受扰后恢复到稳定产气水平的时间为15～185 d，平均80 d；产气恢复程度为44%～100%，平均80%。其中，7口井产气恢复程度达到100%，占比39%，这类井受扰程度轻，普遍能在相对较短时间内恢复至原有产气水平；3口井产气恢复程度在80%～100%之间，占比17%，这类井受扰程度较重，通过一段时间的排液生产后，产气恢复程度能达到80%以上，但无法恢复至原有产气水平；8口井产气恢复程度小于80%，占比44%，这类井受扰程度严重，即使经过较长时间的强排液生产，也无法有效恢复至干扰之前的产气水平。受扰井的产气恢复程度与受扰井的恢复时间、受扰前的累计产气量、压裂干扰方位、干扰井的压裂参数存在不同程度的相关性。

2.1.1   受扰后的恢复时间

整体上而言，产气恢复程度越高的井，恢复到稳定产气状态的时间相对更短（图4）。其中，7口产气恢复程度100%的井，恢复时间均低于50 d。但受扰井的恢复时间更长，并不代表受扰程度更重。个别井恢复时间短至29 d，产气恢复程度仅72%；少数井产气恢复程度达到90%以上，但恢复时间超过100 d。由于煤储层各相异性和缝网导流能力差异，不同井在受扰前的产气水平和供液能力存在差异，受扰后即使面临相同程度的压裂液量补给和干扰影响，井间供液能力和气体携液能力依然会存在差异。因此，达到相同的产气恢复程度，部分井只需经历较短时间，部分井则需要历经更长时间将多余的压裂液排出后才能实现。

图  4  产气恢复程度和恢复时间分布

Figure  4.  Distribution of gas production recovery degree and recovery time

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2.1.2   受扰前的累产气量

单井累计产气量反映该井的采出程度和地层能量衰竭程度。不同井的水平段长度存在差异，为更好地对比不同井的采出程度和地层能量衰竭程度差异，将单井累产气量折算为1 km的累计产气量，简称“千米累产”。18口受扰井的产气恢复程度与受扰前的千米累产整体呈较明显的负相关性，受扰前的千米累产越低，受扰后产气恢复程度越高（图5）。其中，受扰前千米累产低于500万m³的5口井产气恢复程度均达到100%；除S15-6平03井、S8-6平01井外，其余累产超过500万m³的11口井产气恢复程度均未达到100%、平均67.5%。

图  5  产气恢复程度和受扰前累产气量分布

Figure  5.  Distribution of gas production recovery degree and cumulative gas production before disturbed

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更高的储层能量可以减少压裂干扰的负面影响^[6]。较低的千米累产代表储层压力保持程度高，邻井压裂裂缝延伸时有“压力墙”阻碍，能有效减轻或避免生产井受到压裂干扰。因此，千米累产低于500万m³的井经过一定时间的排液生产后，能较快、有效地恢复至原有产气水平。S10-7平03井受扰前千米累产302万m³，日产气量10万m³，受扰后经过18 d时间便恢复至原有产气水平（图6）。受扰前累产超过1000万m³的井，采出程度和压力亏空程度更高，相邻压裂施工井的压裂裂缝更容易向低压区方向延伸、发育和沟通，生产井受扰程度严重，经过较长时间的排液生产后也无法有效恢复至原有产气水平，产气恢复程度低于80%。S8-9平01井受扰前千米累产1237万m³，受扰后经过113 d排液生产，产气恢复程度仅58%（图3b）。

图  6  S10-7平03井受扰前、后的生产曲线对比

Figure  6.  Production curves comparison of well S10-7-03 before and after disturbed

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2.1.3   干扰距离、干扰方位

发生在压裂施工井和相邻生产井之间的18组干扰事件中，10组为井距方向的压裂干扰，如图2中所示意的D井台平01井压裂施工时对G井台平03井产生干扰；8组为排距方向的压裂干扰，如图2中所示意的D井台分别对F、M井台上的井产生干扰。

10口井距方向的受扰井平均千米累产691万m³，平均产气恢复程度76.7%，其中3口井达到100% 、占比30%；压裂干扰影响距离290～725 m、平均391 m；压裂干扰影响距离多为一个井距，差异小，其中2组事件的干扰影响长达两个井距，但产气恢复程度和压裂干扰影响距离未呈现出明显相关性（图7a）。8口排距方向的受扰井平均千米累产666万m³，平均产气恢复程度84.4%，其中4口井达到100%、占比50%；压裂干扰影响距离均为一个排距，距离51～139 m、平均93 m，产气恢复程度和干扰影响距离也未呈现出明显相关性（图7b）。对比不同方向的干扰事件，在受扰前千米累产差异较小的情况下，排距方向的受扰井产气恢复程度整体高于井距方向的受扰井，代表排距方向的生产井受扰影响程度比井距方向的生产井更轻。由于干扰影响距离主要为一个井距和一个排距，数据差异较小，压裂干扰影响距离未表现出和产气恢复程度存在明显的相关性。

图  7  产气恢复程度和不同方向上的压裂干扰影响距离

Figure  7.  Recovery degree of gas production and the influence distance of fracturing interference in the direction of well spacing and row spacing

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排距方向的6口受扰井位于压裂干扰井的水平段B点（水平段终点，简称B点）一侧方向，如图2所示意的M井台受扰井。6口受扰井千米累产184～1103万m³、平均647万m³，产气恢复程度51.8%～100%、平均79.2%，其中产气恢复程度达到100%的2口井受扰前千米累产低，均小于500万方。排距方向的其余2口受扰井位于压裂施工井水平段A点（水平段入靶点，简称A点）一侧方向，如图2所示意的F井台受扰井，这两口井分别是S15-6平03井、S8-6平01井（图8），受扰前千米累产分别为652、798万m³，虽然大于500万m³，产气恢复程度却都达到了100%，且在产气恢复程度和千米累产的负相关性图（图5）中表现出了离散特征，表明位于压裂干扰井水平段A点一侧方向的受扰井比B点一侧方向的受扰井所受到的干扰影响更小。

图  8  S8-6平01井受扰前、后的生产曲线对比

Figure  8.  Production curves comparison of well S8-6-01before and after disturbed

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如图2所示，压裂干扰事件中，D井台从B点沿水平段轨迹向A点逐段压裂时，一般在距离B点最近的1～3段施工时，M井台出现受干扰影响的特征；而F井台一般只在距离A点最近的1～3段施工时才出现受干扰影响的特征。水平井大规模体积压裂条件下，段与段之间的裂缝一般呈交叉沟通状态，M井台遭受D井台1～3段的压裂干扰后，D井台后续段进行压裂时仍会沿着已沟通的裂缝通道向M井台低压方向持续产生干扰影响，M井台比F井台遭受到D井台更多压裂段、更多次数的干扰及影响。因此，位于压裂井水平段B点一侧方向的井比A点一侧的生产井受扰影响更大。

2.1.4   干扰井的压裂液量、加砂量

除受扰前千米累产小于500万m³且产气恢复程度达到100%的3口井之外，井距方向其余7口受扰井的产气恢复程度整体上与压裂干扰井的平均单段压裂液量、单段加砂量呈明显的负相关性（图9）。受扰井千米累产低于500万m³时，储层压力保持程度较高，邻井压裂裂缝延伸时有“压力墙”阻碍，压裂干扰井的压裂参数差异对受扰井产生的影响差异不明显；受扰井千米累产超过500万m³后，干扰井的平均单段压裂液量、加砂量越大，受扰井的产气恢复程度越低，表明受到的压裂干扰影响越大。

图  9  井距方向上的受扰井产气恢复程度与干扰井单段压裂液量、加砂量

Figure  9.  The recovery degree of gas production of disturbed well in the direction of well spacing and the amount of fracturing fluid and sand in a single stage of the interfering well

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8口排距方向的受扰井产气恢复程度与压裂干扰井的平均单段压裂液量、加砂量相关性不明显（图10），数据离散程度大，表明压裂干扰井的压裂液量、砂量变化对排距方向上的受扰井影响差异小。

图  10  排距方向上的受扰井产气恢复程度与干扰井单段压裂液量、加砂量

Figure  10.  The recovery degree of gas production of disturbed well in the direction of row spacing direction and the amount of fracturing fluid and sand in a single stage of the interfering well

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2.2   压裂干扰对干扰井的影响

对比干扰井和同井台无异常、未发生压裂干扰的邻井之间的产气效果差异，可判断压裂干扰事件是否对干扰井产生了影响。在相同压裂工艺和施工参数条件下，若压裂干扰井产气效果明显好于邻井，压裂干扰事件可能对干扰井产生了正面有利的影响；若压裂干扰井的产气效果明显比邻井差，压裂干扰事件可能对干扰井产生了负面不利的影响。对比13口压裂干扰井和同井台无异常邻井的同期千米累产（表2），7口井千米累产比邻井高3%～43%，产量增幅为正值；其余6口井千米累产比邻井低5%～37%，产量增幅为负值。受扰井的累产气量、干扰井自身的压裂参数均会对干扰井的产量增幅造成影响。

表  2  压裂干扰井与同井台无异常邻井的同期千米累产统计

Table  2.  Statistical table of cumulative production of a one-kilometer horizontal section for interfering wells and their adjacent wells with no anomalies on the same well platform

干扰方向	序号	井号	生产 时间/d	千米累产/ 万m3	邻井同期 千米累产/万m3	对比邻井的 产量增幅/%	受扰生产井 受扰前的千米累产/万m3
井距方向	1	S8-8平01	407	2726	2642	3	302、632（平均467）
	2	S8-8平03	407	2286	2642	−13	1354、1237（平均1296）
	3	S14-7平01	390	1653	2083	−21	209、569 （平均389）
	4	S12-7平01	186	813	1289	−37	863
	5	S12-8平01	267	1576	1218	29	629
	6	S11-8平01	345	1649	1823	−10	171
	7	S14-5平07	234	1455	1357	7	940
排距方向 （A点一侧）	8	S15-1平02	295	1010	932	8	652
	9	S10-6平03	194	1066	953	12	798
排距方向 （B点一侧）	10	S12-1平02	504	2070	1444	43	868、677、772 （平均772）
	11	S13-7平01	234	892	770	16	184
	12	S12-7平03	186	1230	1289	−5	1068
	13	S10-7平01	272	1545	1753	−12	312

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2.2.1   受扰井的累产气量

13口压裂干扰井的产量增幅和其对应的受扰井千米累产相关性并不明显，数据呈离散特征（图11）。受扰井千米累产相当的情况下，干扰井的产量增幅数值在正、负范围均有分布。

图  11  压裂干扰井的产量增幅和受扰井千米累产

Figure  11.  Production increase of the interfering well and cumulative production of a one-kilometer horizontal section of the disturbed well

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北美页岩气开发实践表明，地层能量衰竭的母井总是对子井产生负面影响，子井裂缝朝着母井方向发育，具有强烈的不对称性，最终可采储量减少^[6,12]。大宁−吉县区块深部煤层气压裂干扰井中只有部分井表现出了两翼裂缝不对称、不均匀的特征。S14-7平01井为井距方向的干扰井，裂缝监测结果显示，该井朝生产井方向的西翼裂缝长度平均272 m，东翼裂缝长度平均153 m，裂缝明显朝低压生产井一侧更发育，两翼裂缝发育不对称，同期千米累产比同井台邻井低21%。S8-8平01井同为井距方向的干扰井，但其两翼裂缝发育较均匀，未呈现不对称的特征，朝生产井方向的西翼裂缝长度平均186 m，东翼裂缝长度平均184 m，同期千米累产比同井台邻井高3%。S14-7平01、S8-8平01井干扰的生产井千米累产平均值分别为389、467万m³，差异较小，表明在受扰生产井地层能量衰竭程度相似的情况下，部分干扰井两翼裂缝发育不对称，对产气效果造成不利影响；部分井则两翼裂缝发育对称，未对产气效果造成负面影响，与同井台邻井产气效果基本一致。

在深部煤储层非均质性和微构造发育背景条件下，影响缝网形态的因素极为复杂。天然裂缝是影响水力裂缝扩展的重要因素^[8,20]。相同压裂规模情况下，不同微构造部位井的压裂改造效果会有差异 ^[21]。储层的原始地应力控制着压裂裂缝扩展与压裂效果^[22-23]。S14-7平04周边无相邻的生产井，未引发压裂干扰事件，该井压裂施工时的裂缝监测结果显示，西翼裂缝长度平均198 m、东翼裂缝长度平均277 m，也显示出了明显的裂缝发育不对称特征。因此，煤储层微构造、地应力和储层各向异性等特征均会对缝网形态造成影响，受扰井的地层能量衰竭容易对干扰井的缝网形态及两翼裂缝对称程度、产气效果造成一定影响，但并不是唯一影响因素。

2.2.2   干扰井的压裂参数

压裂干扰井与同井台无异常邻井之间的压裂参数差异，是二者产气效果存在差异的主要原因。与同井台未引发压裂干扰的邻井相比，干扰井的平均单段长度更大，干扰井的同期千米累产比邻井更低（图12a）。13口压裂干扰井中，10口井分布在图12a的第二、四象限中，占比77%。分布在第二象限中的井代表干扰井的平均单段长度大于邻井，产量增幅为负，同期千米累产比邻井低；分布在第四象限中的井代表干扰井的平均单段长度比邻井短，产量增幅为正，同期千米累产比邻井高。

图  12  与同井台无异常邻井相比干扰井的产量增幅和段长增幅、单段液量增幅、单段砂量增幅

Figure  12.  Compared with the adjacent well with no anomalies on the same well platform, the increase of production and section length, single-stage fluid volume, and single-stage sand volume of the interfering well

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与同井台未引发干扰的邻井相比，干扰井的平均单段压裂液量、加砂量更高，干扰井的同期千米累产比邻井更高（图12b、图12c）。13口压裂干扰井中，10口井分布在图12b的一、三象限，占比77%；11口井分布在图12c的一、三象限，占比85%。分布在第一象限中的井代表干扰井的平均单段压裂液量、加砂量高于邻井，产量增幅为正，同期千米累产比邻井高；分布在第三象限中的井代表干扰井的平均单段压裂液量、加砂量低于邻井，产量增幅为负，同期千米累产比邻井低。为防止或减轻压裂干扰影响，S14-7平01井的平均单段压裂液量、砂量较同井台邻井分别降低了30%、40%，该井投产后前6个月时间并未显示出与邻井的明显差异，但随着生产时间延长，6个月后产气效果渐渐不如同井台邻井（图13），同期千米累产仅为邻井的81%，说明储层改造程度不如同井台邻井充分。

图  13  S14-7平01井和同井台邻井的日产气曲线

Figure  13.  Daily gas curve of well S14-7-01and its adjacent wells on the same well platform

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77%以上的干扰井与同井台无异的邻井之间存在产量差异的主要原因在于两者的压裂参数不同。与同井台的邻井相比，干扰井的单段长度越小、单段压裂液量和加砂量越大，产量比同井台的邻井更高。因此，影响干扰井产气量的首要原因是其自身的压裂规模及施工参数，其次才是受扰井的地层能量衰竭程度。

3.   压裂干扰作用机理探讨

压裂干扰事件的主要原因是母井的地层能量衰竭吸引子井裂缝由高应力区向低应力区扩展，促进裂缝扩展，导致井间干扰发生^[6，12]。压裂井施工过程中，干扰井的压裂液沿煤层割理、天然裂缝或新开启的裂缝等优势渗流通道流动，并诱导裂缝向生产井的低压区延伸和发育，当裂缝“过度”延伸和发育时，便会与生产井连通，造成干扰井的压裂液和支撑剂、煤粉等固体颗粒窜扰至生产井，生产井受到干扰，受扰的生产井水量上升、气量下降。结合前人在页岩气、中浅层煤层气压裂干扰方面的认识^{[9-10,12,15-16]}，根据深部煤层气生产井受到压裂干扰后的生产特征，认为受扰的生产井主要受到了两个方面的影响：

一是受扰生产井的煤储层气水相渗动态平衡被打破。井底压力降低至临界解吸压力后，深部煤层气进入解吸阶段，随着气体解吸量的增加，含水饱和度降低，含气饱和度增大，距离井筒越近，气相相对渗透率越大，水相相对渗透率越低，气井稳产时，代表气体解吸、供给和井口产出达到一个相对平衡的状态，气、水相对渗透率处于相对稳定的动态平衡（图14a）。当压裂干扰井的压裂液沿着裂缝流动、供给至相邻的生产井时，生产井原有的气、水相渗平衡状态被打破，水相相对渗透率增加，同时压裂液的补给亦使得生产井周边的储层压力增加，缩小了压降范围，气体解吸面积减小，气源供给量减少，气相相对渗透率减小，呈现生产井产水量增大、产气量下降的现象（图14b）。随着受扰生产井排水降压的继续，补给的压裂液被排出，储层压力下降，气、水相渗重新恢复至受扰前的状态，压降范围、解吸面积也逐渐扩大恢复，气源供给逐步恢复，由此生产井恢复至受扰之前的产气水平。S10-7平03井（图6）受扰前，日产水量50.7 m³，受扰后日产水量最高增至260.5 m³，外来液量补给导致产水量大幅增加，但经过18 d排液生产后，该井便恢复至原有产气水平，33 d后产水量也恢复至原有水平。

图  14  压裂干扰影响机理示意

注：P—压力；P_o—原始地层压力；P_cd—解吸压力； k—渗透率；k_rg—气相相对渗透率；k_rw—水相相对渗透率

Figure  14.  Schematic diagram of the impact mechanism of fracturing interference on production wells

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二是干扰井的支撑剂、煤粉等固体颗粒沿沟通的裂缝通道向相邻的受扰生产井裂缝网络运移，堵塞狭窄孔喉，降低受扰生产井的缝网导流能力。煤岩弹性模量小、泊松比低、硬度低，相同地应力条件下比砂岩更易受应力破坏，从而产生煤粉堵塞裂隙^[24]。煤层气井排采过程中普遍存在煤粉产出的现象，诱因主要是钻井、压裂施工过程中的机械打磨和排采过程中应力条件变化引起的工程扰动 ^[25-27]。压裂干扰井的裂缝与相邻生产井发生沟通后，压裂液向生产井流动、补给的同时，当生产压差超过固体颗粒运移的启动压差，大量支撑剂、煤粉煤泥等固体颗粒将朝低压的生产井方向运移，遇狭窄孔隙吼道时便会发生滞留、沉降和堆积、堵塞，损害生产井的煤层缝网体系，生产井的有效缝网体积和动态储量随之减小，压降范围和解吸面积缩小（图14c），这种砂、煤、泥固体混合物质对缝网体系及煤层渗透性的伤害在后期难以消除，即使外来补给的压裂液被排出，这类生产井受扰后难以恢复至原有产气水平。目前已投产的深部煤层气水平井中，产出水中含煤粉的井占比42%，煤粉影响较普遍。S10-7平04（图3a）关井23天，关井期间受到干扰，开井生产后三天时间内出砂15 L，最终产气恢复程度仅71%，表明支撑剂在窜扰过程中发生了运移并对受扰井产气量产生了负面影响。

4.   结　　论

1）与压裂施工井相邻时，生产井无论处于关井还是开井状态，均容易受到压裂干扰影响，总体表现为井口压力上涨速度加快、产气量下降、产液量骤增的特征。

2）产气恢复程度直接反映受扰生产井被压裂干扰影响的程度，受扰前累产气量越低，受扰井的产气恢复程度越高。压裂干扰井的单段压裂液量、加砂量越低，井距方向的受扰井产气恢复程度越高；相比井距方向的受扰井，排距方向的受扰井产气恢复程度更高，且压裂干扰井水平段A点一侧的受扰井产气恢复程度比B点一侧的受扰井更高。

3）影响干扰井产气量的主要原因是其自身的压裂规模及施工参数，与同井台未引发压裂干扰的邻井相比，干扰井的单段长度越小、压裂液量与加砂量越大，产量比邻井更高；其次才是受扰井的地层能量衰竭程度。受扰井的地层能量衰竭程度和煤储层微构造、地应力、储层各项异性共同对干扰井的缝网形态及两翼裂缝对称程度、产气效果产生影响。

4）压裂干扰事件主要对受扰生产井主要产生两方面影响：一是打破气水相渗动态平衡，水量大幅增加，多余液体被排出后，气量能恢复至受扰前的产气水平；二是支撑剂、煤粉等固体颗粒沿沟通的通道运移并堵塞狭窄孔喉，降低受扰生产井的缝网导流能力，气量难以恢复到原有产气水平。