Research and application of micro-scale fracture prediction technology for deep coalbed methane based on five-dimensional seismic data
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摘要:
鄂尔多斯盆地东缘大吉区块深层煤层气规模开发采用水平井+大规模体积压裂的过程中，在采用相似压裂工艺以及技术参数的条件下，部分井出现了压裂窜扰现象，极大地影响了压裂改造和产气效果。前期通过三维地震精细解释发现区块断层不发育，推测局部微尺度裂缝发育可能是水平井压裂发生窜扰的重要因素。在深层煤层气领域，以研究区深层8号煤为目的层，依托研究区“两宽一高”高品质三维地震资料，通过OVT（Offset Vector Tile）域处理获得了包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角的五维地震数据，首次采用方位统计法开展了微尺度裂缝发育程度、方位和发育期次等方面的研究。结果表明：研究区微尺度裂缝整体较为发育，发育5个规模较大的裂缝带，南部相比北部微尺度裂缝发育程度更高；裂缝发育受控于区域2期构造活动，呈现出2组不同的平面展布方向，其中燕山期构造活动形成近东西向与北西向裂缝，喜山期构造活动形成近南北向与北东向裂缝。结合区域不同时期构造应力场、野外露头、成像测井、阵列声波测井等成果资料，验证了本次裂缝发育程度和方向研究成果的可靠性。应用上述微裂缝预测成果指导了后期研究区水平井压裂方案的优化和实施，窜扰比例明显下降，窜扰比例从2023年的14.58%大幅下降为5.23%，同时经统计2023年投产井平均日产气量为6.7×104 m3，2024年投产井平均日产气量为7.5×104 m3，表明压窜影响显著降低，开发效果持续向好。该预测方法可为相同地质条件区块深层煤层气微尺度裂缝预测提供重要借鉴。
Abstract:During the large-scale development of deep coalbed methane in the Daji block on the eastern edge of Ordos Basin, using horizontal wells combined with large-scale volume fracturing, some wells experienced fracturing interference under similar fracturing techniques and technical parameters, significantly affecting the fracturing transformation and gas production outcomes. Through precise 3D seismic interpretation in the early stage, it was found that faults were not developed in the block, suggesting that the development of local micro-scale fractures might be a significant factor causing fracturing interference in horizontal wells. Focusing on the deep No. 8 coal seam in the study area, we rely on high-quality 3D seismic data characterized by “two wide and one high” features. Through OVT （Offset Vector Tile）domain processing, we obtained five-dimensional seismic data encompassing time, space (3D coordinates), offset (or source-receiver distance), and azimuth. For the first time, we employed azimuthal statistics to investigate the development degree, orientation, and developmental stages of micro-scale fractures. The research findings indicate that micro-scale fractures are generally well-developed in the study area, with five major fracture zones observed, and the degree of micro-scale fracture development is higher in the southern part compared to the northern part. The development of fractures is controlled by two phases of regional tectonic activity, exhibiting two distinct planar distribution directions. Specifically, fractures oriented in the near EW and NW directions were formed during the Yanshanian tectonic activity, while fractures oriented in the near SN and NE directions were formed during the Himalayan tectonic activity. By integrating regional tectonic stress fields from different periods, field outcrops, imaging logging, and array sonic logging data, we verified the reliability of our research findings on the degree and direction of fracture development. Applying these micro-fracture prediction results guided the optimization and implementation of the horizontal well fracturing plan in the study area in later stages, leading to a significant reduction in the interference ratio from 14.58% in 2023 to 5.23%. Meanwhile, statistics show that the average daily gas production for wells put into production in 2023 was 6.7×104 m3, and for wells put into production in 2024, it was 7.5×104 m3, indicating a significant reduction in fracturing interference and a continuous improvement in development effectiveness. This prediction method can provide valuable insights for predicting micro-scale fractures in deep coalbed methane blocks with similar geological conditions.
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Keywords:
- Daji Block /
- deep-seated No. 8 coal /
- coalbed methane /
- microscale fracture prediction /
- OVT /
- anisotropism
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0. 引 言
鄂尔多斯盆地东缘是我国煤层气开发的两大热点地区之一，2022年鄂尔多斯盆地东缘大吉区块2 000 m以深煤层气试采获得重大突破，其中吉深6−7平01井初期日产达10×104 m3，揭开了深层煤岩气规模勘探开发的序幕[1-2]。后续开发采用水平井+大规模体积压裂为主体工艺的实施过程中，在采用相似压裂工艺以及技术参数的条件下，部分井出现了压裂窜扰现象，极大地影响了压裂改造和产气效果。前期通过三维地震精细解释发现区块断层不发育（图1），结合页岩气的开发实践认识[3-5]，推测局部微尺度裂缝发育可能是水平井压裂发生窜扰的重要因素。因此，笔者拟通过系统开展深层煤层气微尺度裂缝预测工作来指导和优化压裂方案，从而避免窜扰影响，以期达到提高开发井成功率的目的。
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图 1 大吉区块过研究区东西向地震剖面Figure 1. East-west seismic profile across the study area in the Daji block从裂缝发育的规模来看，MAC BETH等[6]将天然裂缝分成3类：大尺度裂缝(尺度大于λ/4，λ为波长)、中尺度天然裂缝(尺度为λ/4～λ/100)和小尺度天然裂缝及微裂缝(尺度远小于λ/100)。目前应用地震资料预测识别各类裂缝的技术方法主要有三大类：叠后三维地震属性预测技术、多波多分量预测技术以及纵波方位各向异性预测技术[7]。利用叠后地震属性，即利用地震数据体的一阶导数−倾角、二阶导数−曲率以及地震波相邻道相似性−相干体等几何属性实现地层裂缝刻画[8]，但叠后地震属性只能进行大尺度裂缝的描述[9]；多波多分量预测技术主要利用裂缝储层中的横波分裂现象实现裂缝参数的预测，但高昂的采集处理成本、纯横波勘探激发较难等问题极大地限制了其推广应用[10-11]；纵波方位各向异性裂缝预测技术主要利用裂缝诱导的纵波速度、振幅、频率等属性在观测方位角域的变化实现裂缝密度、方位、填充物等参数预测。整体来讲，基于“两宽一高”采集的纵波资料预测裂缝有其独特的优势，特别是五维地震数据较常规叠后地震数据增加了方位和偏移距维度，蕴含着更加丰富的储层微尺度裂缝等各向异性信息[12-13]，为各向异性精细表征微尺度裂缝提供了数据基础。
近年来，基于五维地震数据的微尺度裂缝信息提取得到越来越多的关注，并在砂岩、页岩、碳酸盐岩等裂缝预测中得到广泛应用[12-16]。特别是水力裂缝与天然裂隙相互作用方面，国内外学者进行了多方面的研究，指出储层岩体内的天然裂缝是水力压裂形成复杂的缝网结构的基础[17]，裂缝发育强度直接影响压裂裂缝延伸。根据裂缝发育程度，结合构造、曲率等因素优化压裂射孔方案和压裂施工参数。裂缝发育区通过增加段长，适当降低压裂规模，避免压窜；反之，缩减段长，适当加大压裂规模。差异化的水平井压裂工艺对降低压裂成本、减少压裂风险、提高单井产量起到了非常重要的作用[18]。鉴于目前部分深层煤层气水平井在压裂过程出现了窜扰现象，因此天然裂缝预测在深层煤层气水平井压裂工艺优化过程中具有十分重要的作用。
笔者依托区块“两宽一高”高品质三维地震资料，通过OVT（Offset Vector Tile）域处理首次获得了包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角的五维地震数据，利用该数据首次采用方位统计法开展了研究区深层8号煤微尺度裂缝发育程度、方位和发育期次等方面的研究，并结合区块不同时期构造应力场、野外露头、成像测井、阵列声波测井等成果资料，验证了该方法具有较高的可靠性，研究成果为研究区深层煤层气水平井压裂工艺优化、确保开发井成功率提供了重要支撑。
1. 研究区概况
1.1 构造特征
研究区构造上位于鄂尔多斯盆地东缘的晋西挠褶带南缘与伊陕斜坡东南部，构造位置属于西部缓坡带，断层不发育，主体构造平缓，地层倾角一般小于2°（图1）。目前勘探开发的深层煤层气主力目的层为太原组8号煤，埋深在2 000～2 400 m。
1.2 储层特征
深层8号煤层位于太原组底部，为潟湖−潮坪沼泽沉积，分布范围广，厚度为5～12 m，平均为7 m，煤层中部发育1～2层泥质夹层，局部有分叉变薄现象（图2a）。8号煤顶板为太原组厚层灰岩，厚度为5～14 m，底板为厚层泥岩，厚度为4～15 m，封盖性好。测井曲线上8号煤层表现为低伽马、低密度、低速度的特征。地震合成记录上（图2b），由于8号煤与顶底板之间波阻抗差异较大，而煤层内与泥岩之间波阻抗差异较小，内部反射层较稀少，因此8号煤层可形成较好的强波峰连续反射波，地震剖面上（图1）表现为同相轴横向连续性非常好的波峰反射，易于追踪及定位。
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图 2 研究区DJ17-1向5井8号煤沉积综合柱状图及井震联合标定图Figure 2. Comprehensive histogram of sedimentation of No. 8 coal seam in Well DJ17-1 in the study area and joint calibration diagram of well and seismic data1.3 规模开发存在的问题
大吉区块深层煤层气开发已进入规模化生产阶段，采用水平井结合大规模体积压裂技术过程中发现显著区域差异性现象。研究区南部部分水平井实施相似压裂工艺参数时频繁出现压裂窜扰，而北部区域在相同工程条件下则保持良好压裂独立性。压裂窜扰是指压裂过程中，压裂液和支撑剂在高压下注入地层，新形成的裂缝或激活的天然裂缝意外延伸到邻近井的生产区域，裂缝扩展超出设计范围，与已有井筒（在钻井、已完钻未压裂井、生产井或注水井等）、天然裂缝系统或断层发生连通[19]。压裂窜扰引发的工程问题主要表现为以下方面[20-21]： ① 诱发支撑剂无效运移与压裂液漏失，造成目标层位改造体积（SRV）显著降低，据统计窜扰工况下储层采收率降幅可达15%～23%；② 形成层间窜流通道，破坏原始储层封隔性，导致非目标层位流体侵入生产井筒，典型表现为返排液矿化度异常波动及气油比骤升；③ 诱发微地震事件丛集，监测数据显示窜扰区域微地震活动性较正常压裂区域增强2～3个数量级，显著提高井筒完整性失效风险；④ 加剧地层压力扰动传播，相邻井井底压力监测数据常呈现0.5～2.0 MPa的异常波动，导致多井协同开发方案失效；⑤ 增加环境风险系数，窜扰裂缝可能沟通浅部含水层。总的来说在深层煤层气开发过程中，压裂窜扰的发生极大的影响了水平井的改造和产气效果。三维地震资料分析表明区块内断层构造不发育，参照页岩气开发经验，推断微尺度裂缝系统差异是导致区域压裂效果分异的关键地质因素。研究认为南部局部发育的天然裂缝系统可能在压裂缝网扩展中发挥了主导作用。为此建议系统开展深层煤储层微裂缝定量表征研究，建立地质−工程一体化压裂优化设计方法，通过考虑更多地质因素提高压裂方案科学性，进而提升开发井成功率，减少压裂窜扰事件的发生。
2. 五维地震数据裂缝预测方法
2.1 五维地震裂缝预测原理
五维地震数据是一种集成了时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角等多个维度的地震观测数据，它通过宽方位地震观测系统采集，能够全面反映地震波在地下介质中的传播特性。相较于传统地震数据，五维地震数据提供了更高的信息量和更丰富的地质细节，不仅揭示了地下构造的形态和分布，还提供了关于地下介质物理性质的关键信息[7-8]。基于方位各向异性原理，即地下介质在不同方位上的物理性质差异，五维地震数据能够捕捉到地震波在不同方位上的传播特性变化，这些变化与地下介质中的裂缝发育密切相关。通过分析地震波在不同方位上的速度、振幅等参数的变化，可以识别出地下介质中的裂缝特征，进而预测微裂缝的分布。利用各向异性敏感因子、AVO梯度、弹性模量椭圆拟合等方法，从五维地震数据中提取裂缝相关特征信息，并结合地质、测井等资料，可以验证和优化微裂缝的预测结果[22]。在油气勘探等领域，五维地震数据的方位各向异性分析已成为裂缝预测和流体识别的重要手段，为油气勘探和开发提供了科学依据。
利用纵波五维地震数据信息进行裂缝检测是裂缝性储层描述中的重要工作，国内外学者都做了大量的研究，目前五维地震数据各向异性信息进行微尺度裂缝检测的主要方法为基于椭圆拟合的各向异性强度预测法[23-27]。SENA[28]指出，在方位各向异性介质中，纵波速度随着方位角的变化呈周期性变化，其变化关系具有椭圆的特征。WINKLER [29]通过实验室观察和推导，得出纵波时差在裂缝介质中随方位角变化而周期性变化的结论。STRPHEN[30]应用纵波的振幅随方位角和炮检距的变化对裂缝进行了描述。郝守玲等[31]针对裂缝对纵波的各向异性特征进行模拟试验，对于OVT道集，发现振幅、旅行时或速度等随方位角的变化可以用椭圆方程近似表达为
$$ F(\varphi )=A+B \cos \;2\varphi $$ (1) 式中：φ为观测方位与裂缝的夹角，（°）；A为各向同性振幅、旅行时或速度；B为振幅、旅行时或速度随反射角的变化量；当φ=0°时，F（0°）=A+B，代表最大响应值，即为裂缝方向；当φ=90°时，F（90°）=A−B，代表最小响应值，即为垂直裂缝方向。
椭圆拟合法各向异性强度预测，需要对地震道集进行局部偏移距和方位角的叠加，对叠加后每道局部偏移距−方位角的道集来提取振幅（即AVAZ）或其他信息（如频率信息，FVAZ），然后进行椭圆拟合，计算长轴、短轴，根据式（1）得出各向异性强度。虽然椭圆拟合法是微尺度裂缝预测的主要技术，其方法原理对于只发育一个方向微尺度裂缝的情况是可行的，但当有多个方位的微尺度裂缝同时发育时，应用椭圆拟合法就会得到弱各向异性甚至无各向异性的计算结果，具有较大的局限性。
方位统计法各向异性强度也是基于AVAZ的原理，但与椭圆拟合不同，基于方位统计的各向异性强度是直接在OVT处理数据计算振幅、走时等属性的方差，不需要进行人为的偏移距−方位角叠加，而是在OVT处理资料中直接来统计振幅或双程旅行时的方差，该方差为一标量，方差的大小指示了该点的各向异性强度的强弱，以偏移距−方位角域数据规则化为基础的方位统计法具有描述多组裂缝的能力，方位统计法各向异性表征技术统计过程与偏移距无关，统计结果是唯一的，克服了椭圆拟合法计算结果受偏移距影响的缺陷。方位统计法计算的各向异性强度属性预测微尺度裂缝的精度明显优于常规属性[30-32]。其数学表达式如下：
$$ \beta \approx \frac{\pi}{2 N} \sum_{i=1}^N \frac{|F(i)-\overline{F(i)}|}{\overline{F(i)}} $$ (2) $$ \overline{F(i)}=\frac{1}{M} \sum_{j=1}^M F_{i, j} $$ (3) 式（2）为计算方差的离散公式，其中，β为方差；N为方位角离散样点个数；F(i)和$ \overline{F(i)}$为方位及平均值；M为炮检距离散个数。M、N由炮检距−方位角域内插值确定。
综上所述，为了更为可靠的预测深层煤层气微尺度裂缝发育情况，本文采用方位统计法开展基于五维地震数据的深层煤层气微尺度裂缝预测研究工作。
2.2 五维地震数据裂缝预测技术流程
充分结合研究区地震、地质特点，本文基于基于“两宽一高”高品质三维地震资料，通过OVT域处理获得了的包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角的五维地震数据，运用方位统计法开展微尺度裂缝发育程度、方位和发育期次等方面的研究，采用图3的技术思路和流程开展研究。
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图 3 五维地震数据裂缝预测技术流程Figure 3. Flowchart of fracture prediction technology using five-dimensional seismic data1）首先收集研究区“两宽一高”高品质的，经过OVT域处理获得的包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角的五维地震数据（叠前螺旋道集数据）；
2）其次对叠前螺旋道集数据开展偏移距−方位角域规则化；
3）之后进行方位各向异性分析，以明确基于此数据开展裂缝检测的可行性；
4）之后计算振幅方位各向异性体，运用方位统计法自适应统计振幅各向异性强度及方向；
5）最后分析振幅各向异性强度差异及方向，预测并表征裂缝的发育情况。
3. 微尺度裂缝预测结果
3.1 研究区地震资料基础
研究区2021年开展了“两宽一高”三维地震资料采集，面元20 m×40 m，覆盖次数为210次，扫描频率为4～80 Hz，横纵比达到了0.71，地震资料频带宽度达5～82 Hz[33]，特别是“两宽一高”采集的地震数据经过特定的数据容差划分，可以获得含有特定偏移距和方位角信息的数据片，这种数据片就是OVT[34]，进而通过OVT域处理得到了包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角等五维地震数据。
本次研究区OVT地震资料处理包括OVT数据抽取、OVT数据规则化、OVT偏移和OVT道集处理4个步骤，处理后地震资料的信噪比明显提高，为微尺度裂缝预测提供了靠实的资料基础。（图4）。
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图 4 研究区OVT道集优化前后对比图Figure 4. Comparison of OVT trace set optimization before and after in the study area3.2 裂缝预测可行性分析
为了分析裂缝预测可行性，本文基于OVT道集上信噪比较高的中-远偏移距时间地震资料，按照偏移距1 250 m、方位角−180°～180°，偏移距1 750 m、方位角−180°～180°，偏移距2 250 m、方位角−180°～180°，偏移距2 750 m、方位角−180°～180°，偏移距3 250 m、方位角−180°～180°共5组数据进行叠加并组合，形成分偏移距、分方位角的地震时间剖面（图5a），并统计了分偏移距、分方位角地震时间剖面上8号煤顶面的振幅信息（图5b）。如图5所示，相同偏移距、不同方位角时，8号煤顶面振幅在振幅随着方位角的变化，同时在相同方位角、不同偏移距时，8号煤顶面振幅表现出振幅随偏移距的增大而减小趋势，因此我们认为研究区OVT道集资料具有方位各向异性特征，具备基于五维地震数据开展方位各向异性微尺度裂缝检测的可行性。
3.3 裂缝发育程度
本次方位统计法计算得到的方位各向异性强度揭示研究区微尺度裂缝带整体较为发育（图6a）。为了进一步精细描述微尺度裂缝带发育程度，通过方位统计法得到的各向异性强度与微尺度裂缝发育程度初步建立了定量化的对应关系（图6a），即各向异性强度1.0～2.0（图6a中细条状颜色表现为黄−红色）为微尺度裂缝发育带，各向异性强度0.5～1.0（图6a中细条状颜色表现为蓝色）为微尺度裂缝较发育带，各向异性强度小于0.5（图6a中白色区域）为微尺度裂缝不发育带。总体来看，研究区共发育5个规模较大的裂缝发育区带，其中北部发育1区、2区、3区微裂缝区带，南部发育4区、5区微裂缝区带，南部微裂缝区带发育程度高于北部。
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图 6 方位统计法各向异性强度综合分析图Figure 6. Comprehensive analysis diagram of anisotropy intensity using the azimuth statistics method方位统计法微尺度裂缝预测结果与叠后曲率属性预测的褶皱发育区平面展布特征一致性较好（图6a）。在地震勘探领域，通过处理地震数据获得的叠后曲率属性，能够反映地层在三维空间中的弯曲形态。根据构造力学原理，地层弯曲程度越大，意味着其承受的张应力也越大，而张应力是促使地层裂缝发育的关键因素；当张应力超过地层破裂强度时，将引发地层破裂，形成裂缝[35-36]。因此，利用叠后曲率属性，可以计算出地层在不同位置的弯曲程度，进而推断出所受张应力的大小，最终预测裂缝的发育程度。研究区叠后曲率属性（图6a中红、蓝色粗条状为叠后曲率）在南部与北部表现出较多的高曲率数值响应，反映褶皱较为发育，褶皱的发育情况控制了微裂缝发育。本次研究中，方位统计法预测微裂缝发育情况与曲率属性所揭示的褶皱发育情况吻合度较高，验证了方位统计法在裂缝发育程度预测中的可靠性。同时，在无褶皱发育的区域，方位统计法各向异性强度比曲率属性对微尺度裂缝的响应更敏感，能预测到更多的微尺度裂缝，表明方位统计法的预测精度上有更大的优势。
方位统计法微尺度裂缝预测结果与测井裂缝解释、岩心裂缝解释的微尺度裂缝发育程度具有较好的吻合性。研究区有大量的阵列声波测井资料，阵列声波测井是在完钻井井筒内通过测量快慢横波的差异表征各向异性。三维地震的激发点位于完钻井外，由地震震源向四周纵向传播的震动，通过地震纵波传播表现出随方位的变化来表征各向异性。本质上，五维地震数据各向异性和测井各向异性都是地层非均质的反映，因此五维地震数据检测的各向异性和横波测井获得的各向异性具有一致性，故可以用横波测井资料对方位统计法预测的各向异性进行对比验证。从对比结果来看，方位统计法与测井各向异性强度的趋势一致。举例来看，测井资料显示D3−4井及D16井的微尺度裂缝发育，D3−3井的微尺度裂缝不发育（图6b），与方位统计法预测微尺度裂缝发育程度一致。岩心作为直接从地下岩层中获取的岩石样本，保留了岩石的原始结构和特征，能够真实反映地下裂缝的发育情况，D3−4井、DP20井8号煤岩心描述裂隙较发育，DP19井8号煤岩心描述煤体结构好、裂隙不发育，与方位统计法预测微尺度裂缝发育程度一致（图6c）。
采用方位统计法开展微尺度裂缝发育强度预测的研究结果，与研究区叠后地震属性、阵列声波测井以及岩心描述等能够反映裂缝发育情况的成果资料较为吻合，证明了该方法预测裂缝发育程度具有较高的可靠性。
3.4 裂缝方向
前期研究表明，古构造应力与裂缝形成有以下几点认识[36-39]：① 利用共轭节理的夹角平分线方向，直纵弯褶皱轴面的方向等均可指示最大主压应力方向；② 古构造应力决定了地层中裂隙、断裂的产生和发育情况；③ 对于煤层来讲，古构造应力控制了割理的样式。因此，根据最大主应力方向判断原则：共轭剪切裂缝的锐角即为构造应力场的方向，2套共轭裂缝系统的应力场方向分别为NWW-SEE向和NEE-SSW向，分别对应和受控于燕山期构造运动和喜山期构造运动（图7），与盆地东缘整体构造演化认识较为一致，应该说方位统计法对于裂缝方向的预测也是相对可靠的。
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图 7 燕山、喜山期构造缝与最大主应力优势方位系图Figure 7. Diagram illustrating the structural fractures and the dominant orientation of the maximum principal stress during Yanshan and Himalayan periods研究区方位统计法预测微尺度裂缝发育方向主要为NW向占比46.57%、EW向占比20.53%、SN向占比11.95%、NE向占比20.94%。主要裂缝发育方向与研究区叠后曲率属性表征反映的主要微小褶皱走向NW向一致，与野外露头节理裂隙观测[40]的3组优势方位——近NW-SE向（图8a）、近EW向（图8b）、近NEE（图8c）向基本一致，符合区域构造运动特点。根据野外裂缝系统的交切关系和裂缝方位的配套组合，可将研究区发育的裂缝划分为2套共轭裂缝系统，分别为近EW向与NW向、近SN向与NE向。
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图 8 晋西挠褶带成家庄柳林太原组砂岩野外露头Figure 8. Field outcrop of Chengjiazhuang and Liulin Taiyuan Formation sandstone in the Jinxi fold belt4. 应用效果
以研究区JS13−6井台为例，以叠前裂缝预测成果为主，参考叠后地震属性、构造特征等，明确了该井台裂缝发育情况。结果显示，JS13−6井台处于南部4区微裂缝区带，整体裂缝发育。为提高开发井效果，根据煤层资源丰度，结合JS13−6井台构造变形程度（图9b）、曲率变化（图9c），特别是井台水平段天然裂隙发育程度（图9d），建立了依据储层地质条件的差异化压裂选段方案，即依据裂缝发育程度，确定压裂段长（裂缝发育、增加段长，反之，缩减段长）；同时在射孔时避免在微裂缝发育区射孔压裂，导致窜扰发生。以1井为例（图9a），在裂缝较为发育的第6、9、10段，增加段长为115～120 m，其余段保持90 m，射孔位置避开裂缝发育带。后期3口井产量均取得良好效果，其中1井最高日产气量达到9.9×104 m3，2井达到9.1×104 m3，3井达8.6×104 m3。
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图 9 JS13-6井台1井压裂选段Figure 9. Comprehensive analysis diagram of cluster selection for fracturing section of Well JS13-6 in Wellbay 1煤层气水平井单井台一般部署3～5口井，井距为300～400 m，采用拉链压裂的作业模式进行整体压裂。借鉴页岩气压窜动态监测方法，采用同井台井间压力监测的手段进行压窜程度判断，即在压井某一段压裂施工过程中对同井台其余未在施工井进行持续的井口压力监测，监测井若发生明显的施工压力上涨则判断为较高压窜程度。2023年和2024年对正在进行先导试验和10亿m3开发项目进行产能建设的大吉3−7向2储量区共计进行469段、2 814次的同井台井间持续的井口压力监测，其中2023年监测144段、864次，发生窜扰的比例达14.58%，窜扰距离基本在一个井距范围内，偶有跨井窜扰现象，窜扰方向以北东70°～100°为主；2024年应用裂缝预测成果，针对天然裂缝发育区采用射孔段避射、施工排量优化、缝网暂堵工艺强化等方式控制压裂窜扰，通过地质工程一体化结合，2024年监测325段、1 950次，窜扰比例仅为5.23%，窜扰距离控制在一个井距范围，未有跨井窜扰现象，窜扰方向以北东70°～100°为主，单窜扰比例较2023年降低9.35%，窜扰比例明显下降。同时压窜影响还表现为压裂井与对生产井的干扰和产量影响，经统计2023年投产井平均日产气量为6.7×104 m3，2024年投产井平均日产气量为7.5×104 m3，表明压窜影响显著降低，开发效果持续向好。
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图 10 裂缝预测成果运用前后压窜比例及投产井平均日产气量统计Figure 10. Statistical chart of the proportion of pressure breakthrough (blue) and the recovery degree of horizontal wells (red) before and after the application of fracture prediction results5. 结 论
1)在大吉区块深层煤层气开发区块，基于“两宽一高”高品质三维地震资料，通过OVT域处理获得了的包含时间、空间（三维坐标）、偏移距（或炮检距）和方位角的五维地震数据，利用该数据采用方位统计法开展了微尺度裂缝发育程度、方位和发育期次等方面的研究，取得了预期成果。
2)研究区微尺度裂缝整体较为发育，发育5个规模较大的裂缝带，南部相比北部微尺度裂缝发育程度更高。裂缝发育受控于区域两期构造活动，呈现出2组不同的平面展布方向，其中燕山期构造活动形成近EW向与NW向裂缝，喜山期构造活动形成近SN向与NE向裂缝。结合区域不同时期构造应力场、野外露头、成像测井、阵列声波测井等成果资料验证了本次裂缝发育程度和方向的研究成果具有较高的可靠性。
3)应用上述微裂缝预测成果指导了后期研究区水平井压裂方案的优化和实施，窜扰比例明显下降，窜扰比例从2023年的14.58%大幅下降为5.23%，同时经统计2023年投产井平均日产气量为6.7×104 m3，2024年投产井平均日产气量为7.5×104 m3，表明压窜影响显著降低，开发效果持续向好。该预测方法可为相同地质条件区块深层煤层气微尺度裂缝预测提供重要借鉴。
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图 1 大吉区块过研究区东西向地震剖面
Figure 1. East-west seismic profile across the study area in the Daji block
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图 2 研究区DJ17-1向5井8号煤沉积综合柱状图及井震联合标定图
Figure 2. Comprehensive histogram of sedimentation of No. 8 coal seam in Well DJ17-1 in the study area and joint calibration diagram of well and seismic data
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图 3 五维地震数据裂缝预测技术流程
Figure 3. Flowchart of fracture prediction technology using five-dimensional seismic data
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图 4 研究区OVT道集优化前后对比图
Figure 4. Comparison of OVT trace set optimization before and after in the study area
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图 6 方位统计法各向异性强度综合分析图
Figure 6. Comprehensive analysis diagram of anisotropy intensity using the azimuth statistics method
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图 7 燕山、喜山期构造缝与最大主应力优势方位系图
Figure 7. Diagram illustrating the structural fractures and the dominant orientation of the maximum principal stress during Yanshan and Himalayan periods
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图 8 晋西挠褶带成家庄柳林太原组砂岩野外露头
Figure 8. Field outcrop of Chengjiazhuang and Liulin Taiyuan Formation sandstone in the Jinxi fold belt
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图 9 JS13-6井台1井压裂选段
Figure 9. Comprehensive analysis diagram of cluster selection for fracturing section of Well JS13-6 in Wellbay 1
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