深部煤層氣“有效支撐”理念及創(chuàng)新實踐
——以鄂爾多斯盆地延川南煤層氣田為例

姚紅生 陳貞龍 何希鵬 王運海 蔣永平

中國石化華東油氣分公司

0 引言

目前，國內(nèi)外煤層氣勘探開發(fā)目的煤層埋深主要集中在1 000 m以淺，然而在世界范圍內(nèi)有超過47.6×1012m3的煤層氣資源賦存在 1 000 m 以深。據(jù)國土資源部2015年全國油氣資源評價結(jié)果，我國煤層氣資源量為 30.05×1012m3，而 1 000 ～ 2 000 m 埋深范圍內(nèi)的煤層氣資源量為18.87×1012m3，占總資源量的62.8%。隨著淺層已探明可動用儲量的減少，煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展必將走向資源更加豐富的深部領域。但深部煤層氣高效開發(fā)面臨高應力、氣體賦存相態(tài)復雜、儲層可改造性差等諸多挑戰(zhàn)，淺部煤層氣相關的成熟理論和工藝技術難以直接套用，造成儲量動用程度低、單井產(chǎn)能低、穩(wěn)產(chǎn)周期短等系列問題[1-4]。

近年來，我國先后在鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地、滇東黔西、二連盆地等含煤盆地進行了深部煤層氣的開發(fā)試驗，雖取得了不同程度的單井產(chǎn)氣突破，但相關理論技術仍處于探索階段，還未形成系統(tǒng)的、能夠有效指導深部煤層氣勘探開發(fā)實踐的理論和技術，深部煤層氣規(guī)?；_發(fā)仍難以企及。深部煤層處于“三高”地層環(huán)境，即高地應力、高地層溫度和高儲層壓力，復雜地質(zhì)條件耦合作用下的煤巖孔裂隙結(jié)構(gòu)的演化、應力應變性質(zhì)以及煤儲層吸附—解吸—擴散—滲流的動態(tài)平衡等核心問題尚在探索研究階段，基于淺部煤層氣產(chǎn)出原理的開發(fā)方式和增產(chǎn)措施對深部煤層氣開發(fā)受到限制[5-6]。目前，淺部煤層氣開發(fā)基本形成了一套完整的壓裂工藝，包括低傷害壓裂液技術、前置段塞降濾技術、組合支撐劑加砂技術、變排量施工技術等，相較于煤層氣開發(fā)初期的壓裂工作，壓裂液量和加砂量都有了很大的提升。但是，壓裂砂對煤層的有效支撐問題仍未完全解決，在深部煤層復雜造縫力學環(huán)境影響下，如何解決“壓得遠、低傷害、撐得住”的問題，從而增大儲層改造體積，形成大范圍的水力裂縫以減少滲流阻力和流體在基質(zhì)中的滲流距離，成為制約深部煤層氣資源效益動用的“卡脖子”難題[7-8]。

延川南煤層氣田是目前國內(nèi)投入商業(yè)開發(fā)最早的深部煤層氣田，主力開發(fā)層位為下二疊統(tǒng)山西組2號煤層，埋深主要集中在1 000～1 600 m；產(chǎn)建階段采用了國內(nèi)煤層氣開發(fā)常規(guī)壓裂方式及規(guī)模，排量介于 6.0 ～ 8.0 m3/min、壓裂液介于 700 ～ 800 m3、加砂介于40～50 m3。目前氣田產(chǎn)氣井超過700口，總?cè)债a(chǎn)氣量約 120×104m3，平均單井日產(chǎn)氣量為 1 644 m3。但氣田內(nèi)低產(chǎn)井比例較高，日產(chǎn)氣量小于500 m3的井約占1/3，區(qū)塊整體采出程度僅為18%，開發(fā)效益偏低，迫切需要攻關提高開發(fā)效果的關鍵技術[9-10]。近年來針對提高煤層氣單井產(chǎn)量和提升現(xiàn)有低產(chǎn)低效井產(chǎn)能的難題，通過強化煤巖特性、裂縫延伸、氣體解吸—滲流機理等基礎研究的再認識，開展了大量現(xiàn)場儲層改造攻關試驗，創(chuàng)新提出了“有效支撐”壓裂理念，形成了以“大排量、大液量、大砂量”為核心技術的有效支撐壓裂技術，實現(xiàn)了氣井產(chǎn)氣量由千立方米到萬立方米的大幅增加，徹底扭轉(zhuǎn)了深部煤層氣開發(fā)效益并進行了規(guī)?；茝V應用，堅定了煤層氣向深部發(fā)展的信心。

1 氣田基本情況

延川南煤層氣田位于鄂爾多斯盆地東南緣，處于陜北斜坡、晉西撓褶帶和渭北隆起的過渡地帶，整體為一傾向北西的單斜構(gòu)造，中部西掌斷裂帶將氣田分為譚坪、萬寶山2個構(gòu)造帶（圖1）。區(qū)域上自東南向西北呈逐步加深的趨勢。其中，譚坪構(gòu)造帶主力煤層埋深小于1 000 m，平均為954 m；萬寶山構(gòu)造帶主力煤層埋深 1 000 ～ 1 550 m，平均為 1 280 m。根據(jù)鉆井成果顯示，2號煤層發(fā)育穩(wěn)定、連續(xù)性較好，煤層厚度介于2.8～6.9 m，平均厚度4.6 m（表1）。煤層最大鏡質(zhì)體反射率介于1.9%～3.2%，鏡質(zhì)組占比70%～82%，平均為75%，灰分產(chǎn)率介于5.4%～36.0%，平均值為12.4%，屬于特低灰—低灰煤；區(qū)內(nèi)煤層含氣量介于 8 ～ 22 m3/t，平均為 12 m3/t，總體上隨深度增加逐漸增大；氣田處于弱徑流—滯流水動力環(huán)境，壓力系數(shù)介于0.6～0.9；受埋深影響煤儲層低孔隙度、低滲透率，孔隙度介于3%～6%，試井滲透率普遍小于1 mD[11-12]。

圖1 延川南煤層氣田2號煤層頂面構(gòu)造圖

表1 延川南煤層氣田2號煤層原地應力測試結(jié)果統(tǒng)計表

2 煤層改造機理及認識

作為評價地下工程穩(wěn)定性的關鍵參數(shù)，地應力的測量對煤儲層滲透性、可采性及可改造性的評價十分重要。地應力大小、方位及其與煤層割理發(fā)育系統(tǒng)的相互關系直接控制著水力壓裂縫的形態(tài)及擴展方向，從而制約著煤儲層的可改造性和增產(chǎn)效果。延川南地區(qū)位于盆地邊緣地帶，位于晉西撓褶帶、陜北斜坡和渭北隆起的交匯處，構(gòu)造相對簡單，總體上處于拉伸狀態(tài)。根據(jù)區(qū)內(nèi)14口井的原地應力測試分析結(jié)果（表1），統(tǒng)計分析區(qū)內(nèi)應力場類型，延川南地區(qū)1 000 m以深側(cè)壓系數(shù)基本小于1，垂直應力占據(jù)主導地位，即以正斷層應力場類型為主[13-15]（圖2）。

圖2 延川南地區(qū)煤儲層地應力場分布特征圖

裂縫形態(tài)能否成為網(wǎng)狀復雜縫主要取決于兩個水平主應力的差異，水平地應力各向異性（或水平地應力差異系數(shù)）越?。☉Σ钤叫。?，越有利于形成縫網(wǎng)系統(tǒng)。

式中ξ表示水平地應力差異系數(shù)，無因次；σH表示最大水平地應力，MPa；σh表示最小水平地應力，MPa。

根據(jù)式（1）計算可得，在800～1 500 m埋深范圍內(nèi)，延川南地區(qū)水平地應力差介于0.55～14.00 MPa，平均為 5.90 MPa，ξ介于 0.06 ～ 0.64（圖3）。隨埋深增大，二者均未表現(xiàn)出明顯變化規(guī)律或趨勢。通常，當ξ介于0～0.3時，水力壓裂能夠形成充分的裂縫網(wǎng)絡；當ξ介于0.3～0.5時，水力壓裂在高的凈壓力時能夠形成較為充分的裂縫網(wǎng)絡；當ξ＞0.5時，水力壓裂不能形成裂縫網(wǎng)絡。延川南地區(qū)煤儲層的ξ值普遍小于0.5，35%的測點ξ＜0.3。因此，從地應力差異性的角度來看，延川南地區(qū)煤儲層水力壓裂能夠形成充分或較為充分的裂縫網(wǎng)絡。

圖3 延川南地區(qū)水平應力各向異性隨埋深的變化圖

根據(jù)取心觀察描述，延川南煤層氣田2號煤層天然裂隙較為發(fā)育，面割理密度介于4～25條/5 cm、平均15條/5 cm，端割理密度介于2～20條/5 cm、平均為8條/5 cm。其中，厚鏡煤條帶中的內(nèi)生裂隙密度較大，裂隙呈孤立狀或網(wǎng)狀發(fā)育，裂隙與層面垂直或高角度斜交，大部分內(nèi)生裂隙局限發(fā)育于鏡煤條帶內(nèi)，少部分內(nèi)生裂隙相互連通，裂隙可穿透鏡煤條帶，裂隙兩端延伸到亮煤分層中逐漸閉合，延伸高度較小，并且當裂隙延伸至夾矸時，裂隙發(fā)育終止于夾矸（圖4）。由于煤中割理等天然弱面大量發(fā)育，導致煤巖有效彈性模量小、等效泊松比大（機械強度越低），在壓裂過程中濾失量較大，壓裂液的壓裂效率低（僅為23.6%）。同時，這些天然裂縫會加劇水力裂縫的偏轉(zhuǎn)，導致裂縫延伸方向的隨機性，當壓裂裂縫與天然裂縫相遇后，決定壓裂縫延伸規(guī)律的影響因素除煤體自身力學特性外，主要與儲層水平主應力差、裂縫相交角及天然裂縫的發(fā)育程度有關[16-19]。延川南地區(qū)ξ＜0.5，逼近角小于45°，此時天然節(jié)理起裂角均小于25°，對割理裂隙開啟和形成網(wǎng)絡裂縫極為有利。

圖4 延川南地區(qū)內(nèi)生裂隙垂直層面發(fā)育模式圖

綜上可知，延川南地區(qū)煤儲層ξ值小，煤巖割理裂隙發(fā)育，宏觀上表現(xiàn)出一定的脆性，壓裂裂縫易沿天然裂縫剪切破壞延伸，即有利于形成復雜的裂縫網(wǎng)絡。Fisher等[20]給予大量的頁巖、致密砂巖壓裂裂縫監(jiān)測資料，將水力裂縫形態(tài)分為4類：簡單裂縫、復雜裂縫、天然割理張開、復雜網(wǎng)絡裂縫。對應的復雜性指數(shù)（Fcl）分別為：0（理想雙翼縫）、0＜Fcl＜0.15（低水平復雜性）、0.15＜Fcl＜0.25（中等水平復雜性）、0.25＜Fcl（高水平復雜性）。從延川南地區(qū)前期壓裂井監(jiān)測統(tǒng)計結(jié)果來看，裂縫帶半長110～140 m；裂縫帶寬度59～91 m；復雜性指數(shù)介于0.24～0.34，平均為0.28，裂縫帶表現(xiàn)為高水平復雜網(wǎng)絡裂縫系統(tǒng)，與上述煤儲層造縫環(huán)境配置及裂縫擴展響應分析結(jié)果一致（表2）。井下微地震監(jiān)測結(jié)果也顯示，煤層人工裂縫無明顯的主應力方位，裂縫帶方位復雜，受地層發(fā)育的割理系統(tǒng)的分布影響明顯，復雜裂縫網(wǎng)絡形態(tài)較為明顯[21-26]。

表2 裂縫監(jiān)測井裂縫監(jiān)測結(jié)果表

式中W表示復雜裂縫帶的寬度，m；L表示復雜裂縫帶的長度，m。

因此，無論從理論分析還是煤層壓裂的現(xiàn)場監(jiān)測結(jié)果來看，常規(guī)壓裂方式下深部煤儲層壓裂形成的水力裂縫形態(tài)基本一致，即形成裂縫網(wǎng)絡。這類水力裂縫在近井地帶波及范圍較大，但難以實現(xiàn)長距離擴展，同時縫網(wǎng)形態(tài)的復雜性也增加了支撐劑的填充難度，導致有效支撐的裂縫控制面積有限。換言之，煤層本身的特性（割理裂隙發(fā)育）和原位造縫力學環(huán)境（低巖石力學強度、低應力各向異性）決定了水力裂縫延展過程中極易溝通天然裂隙，進而在近井地帶形成短且窄的裂縫網(wǎng)絡。相對于形態(tài)較為簡單的單支人工裂縫，水力縫網(wǎng)在長軸方向波及范圍有限且支撐劑填充難度大，難以形成有效的支撐裂縫，這一點在井下實際觀測中也得以證實：常規(guī)壓裂支撐劑集中于井筒徑向8 m范圍，支撐劑填充主縫延伸一般不到30 m，反映液體及壓力波及與實際支撐范圍的顯著差異性（圖5）。

圖5 井下煤層氣井人工裂縫觀測及示意圖

3 “有效支撐”理念及關鍵技術

壓裂后裂縫在地應力作用下將迅速閉合，因此需在裂縫中充填高導流能力的支撐劑，沒有支撐劑充填的裂縫被認為是閉合的、無效的。因此，動態(tài)裂縫延伸范圍不具代表性，支撐裂縫才是支持煤層氣高效排采的途徑。顯然，煤層氣的高效壓裂與頁巖氣體積壓裂（即最大限度造縫網(wǎng)）存在本質(zhì)不同，煤儲層自身存在天然的裂縫網(wǎng)絡，無需刻意造縫網(wǎng)，水力壓裂應盡可能地提高裂縫的延展長度和支撐劑運移鋪設距離，進而形成具備穩(wěn)定增滲、導流和供氣的支撐裂縫帶，達到人為提高單井供氣單元面積的目的，從而保證煤層氣井的高產(chǎn)和長期穩(wěn)產(chǎn)。現(xiàn)階段，常規(guī)壓裂方式形成的支撐裂縫長度或體積有限，難以支持深煤層煤層氣的高產(chǎn)，或者說即使高產(chǎn)，也必將受供氣不足影響而快速衰竭，無法穩(wěn)產(chǎn)。因此，亟待轉(zhuǎn)變對煤層常規(guī)壓裂的認識，以形成長距離有效支撐、高導流能力的人工裂縫作為目標，探索升級深煤層壓裂工藝技術。

“有效支撐”理念就是通過優(yōu)化“壓裂液、支撐劑、鋪砂方式”，極大限度地延長高效導流通道，溝通煤巖裂縫網(wǎng)絡，實現(xiàn)主裂縫充分延伸鋪砂、次級裂縫有效充填，壓裂液高效攜砂實現(xiàn)“遠支撐”（圖6），可以形象地比喻為“高速公路修到家門口”，即：主支撐裂縫是煤層氣滲流產(chǎn)出的主要通道，代表高速公路；次裂縫和微細裂縫則分別代表了普通公路與鄉(xiāng)間小道，主支撐裂縫貫通煤層割理裂隙實現(xiàn)大范圍溝通，加快壓力傳播形成體積解吸，從而大幅提升煤層氣單井產(chǎn)氣量。

圖6 常規(guī)壓裂與有效支撐壓裂對比示意圖

3.1 有效支撐壓裂工藝探索試驗

基于理念的深入認識以及煤層改造存在的難點，開展了提升裂縫有效支撐的大量現(xiàn)場試驗，通過優(yōu)化壓裂液體系、優(yōu)選支撐劑類型以及鋪砂方式，探索階段主要針對低產(chǎn)低效老井開展優(yōu)化實驗，基本上明確了有效支撐壓裂攻關方向和優(yōu)化關鍵參數(shù)。

3.1.1 有效支撐新材料應用和試驗

3.1.1.1 提升液體攜砂性能，以實現(xiàn)裂縫的長支撐為目標

高黏壓裂液易于攜砂，開展清潔壓裂液、氮氣泡沫壓裂試驗20井次，清潔壓裂液采用1.0%表面活性劑＋2%KCL＋N2＋清水、氮氣泡沫壓裂為泡沫質(zhì)量的50%～80%并與攜砂液混合，有效率為90%，單井日增產(chǎn)氣量600 m3。

3.1.1.2 以低密度支撐劑為探索方向，提升有效支撐縫長

采用多種低密度支撐劑來提高支撐劑的運移距離。如：核桃砂，利用核桃殼粉碎得到，密度為0.66 g/cm3；自懸浮支撐劑，在傳統(tǒng)支撐劑表面增加水溶性覆膜材料，利用游泳圈效應變相降低密度；高導流纖維，攜砂能力增強并且在縫內(nèi)形成高導流通道。開展了全漂浮、自懸浮、纖維壓裂等支撐劑試驗8井次，單井日增產(chǎn)氣量900～1 600 m3，表明提高攜砂能力、降低支撐劑密度可以實現(xiàn)裂縫延伸、煤層改造效果有所提升，但單井施工成本約80萬元，投入產(chǎn)出較低、難以全面推廣。在試驗取得效果的指導下，持續(xù)攻關“排量、液量、砂量”研究來實現(xiàn)裂縫的有效延伸。

3.1.2 排量提升試驗

采用對煤層傷害小的活性水壓裂液，基于煤巖天然裂隙系統(tǒng)和活性水壓裂液特性，大排量注入可以有效地控制壓裂液的濾失，同時提高加砂強度保證裂縫的有效延伸。根據(jù)施工排量和鋪砂距離模擬結(jié)果，壓裂施工中排量越大，支撐劑在裂縫方向上鋪置距離越遠，形成的有效壓裂縫就越長；在采用常規(guī)加砂規(guī)模（單層44～50 m3）不變的情況下，提高加砂強度同時配合排量由初期6～8 m3/min提升到12 m3/min，支撐劑運移效率得到提高。試驗2井次，單井日增產(chǎn)氣量600～1 000 m3（表3）。該試驗結(jié)果驗證：通過加大施工排量，可以替代高黏壓裂液及低密度支撐劑等較高成本的材料，并且可以實現(xiàn)一定的增產(chǎn)效果。

表3 不同施工排量條件下單井生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比表

3.1.3 梯次強化加砂試驗

嘗試采用多輪次壓裂方式，在一次施工水力壓裂基礎上，對同一煤層進行多次壓裂施工，使裂縫系統(tǒng)進一步延伸并大幅提升加砂規(guī)模，充分填充裂縫，達到有效支撐的目的。以Y25定向井重復壓裂為例，針對2號煤層試驗進行多輪次強化加砂壓裂試驗，液量 6 874 m3、砂量 340 m3；采用電位法井間裂縫監(jiān)測顯示，裂縫半長354 m，較初次壓裂提升近4倍；產(chǎn)液量由不到1 m3/d明顯增加到8 m3/d，裂縫的導流能力較常規(guī)壓裂顯著提升，泄壓面積明顯擴大；前期常規(guī)壓裂條件下，生產(chǎn)近4年累計產(chǎn)氣量為82×104m3；采用多輪次強化加砂重復壓裂后，日產(chǎn)氣量由 550 m3增長至 5 000 m3，提升近 10 倍，生產(chǎn)2.5年累計產(chǎn)氣量近300×104m3，單井最終可采儲量（EUR）增加 260×104m3（圖7、8）。

圖7 Y25井壓裂施工曲線及裂縫監(jiān)測圖

圖8 Y25井重復壓裂前后生產(chǎn)曲線對比圖

通過以上有效支撐先導試驗及增產(chǎn)效果對比分析，初步形成了有效支撐壓裂“多輪次、提排量、強加砂”技術及工藝模式，開展了大量現(xiàn)場低效井重復壓裂試驗，基本上驗證了通過優(yōu)化水力壓裂參數(shù)可以滿足煤儲層有效支撐地質(zhì)目的，定向井穩(wěn)定增產(chǎn)氣量達 5 000 m3/d。

3.2 有效支撐壓裂技術優(yōu)化及形成

基于前述煤巖力學機理及有效支撐先導試驗分析，深部煤層有效壓裂的控制條件為：①沿較大的原生裂縫擴展延伸；②提升縫內(nèi)凈壓力，促使天然裂隙張開形成縫網(wǎng)。其壓裂全過程可分為：①壓裂液進入階段，微裂隙逐漸失穩(wěn)；②微裂縫產(chǎn)生階段，壓裂液作用下多種裂隙弱面破裂；③微縫網(wǎng)初步形成階段，裂隙繼續(xù)張開、擴展和延伸；④高效壓裂縫網(wǎng)形成階段，通過大排量、大規(guī)模形成高效壓裂縫網(wǎng)并向遠端延伸。因此，深部煤層進一步提升有效改造效果的力學機理是塑性剪切致裂理論，需要更多破裂能，因此從能量角度來看，小排量、小規(guī)模壓裂已不適用，亟需進行大排量、大規(guī)模壓裂工藝優(yōu)化。

1）大排量。在限壓范圍內(nèi)盡可能提升排量，提高縫內(nèi)凈壓，一方面開啟更多微裂縫、增加縫寬，還有利于降低砂堤高度，提高遠端鋪砂濃度（圖9）。

圖9 不同排量壓裂動態(tài)裂縫模擬圖

2）大液量。不僅可以在煤層中制造出新的氣水運移通道，以提高裂縫縫長為目標，尋求裂縫延伸幅度拐點。

3）大砂量。一方面采用大排量、大液量在盡可能提高裂縫延展長度的同時，配合大砂量形成具備穩(wěn)定增滲、導流和供氣的支撐裂縫帶；另一方面考慮煤巖割理發(fā)育、力學特征及其復雜性，采用組合支撐劑體系料徑充填不同寬度的裂縫，實現(xiàn)多尺度支撐，并提高加砂強度。

4）壓后快速返排。初期返排流量較大，通過高導流有效支撐縫帶出盡量多的煤粉和部分壓實強度較小的石英砂，減少后期產(chǎn)氣階段因煤粉、吐砂導致卡泵影響連續(xù)生產(chǎn)，并且有助于通過長距離有效支撐裂縫溝通煤儲層，實現(xiàn)大范圍面積降壓解吸，從而顯著提高煤層氣開發(fā)效果。

應用有效支撐壓裂技術，模擬有效半縫長為190.6 m，較常規(guī)壓裂有效半縫長提高3～5倍（圖10）；單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量1.0×104m3，見氣上產(chǎn)期1個月，單井EUR值為900×104m3；單井鉆采費用約350萬元，經(jīng)濟效益顯著提升，規(guī)?；瘧眉夹g已經(jīng)成熟。

圖10 有效支撐壓裂較常規(guī)壓裂模擬有效半縫長對比圖

3.3 有效支撐壓裂推廣應用及發(fā)展前景

基于上述有效支撐壓裂技術的不斷攻關升級，2021年在Y3井區(qū)南部規(guī)模推廣應用取得重大突破，部署開發(fā)井33口，其中定向井28口、水平井5口，采用有效支撐壓裂技術，建成產(chǎn)能1.44×108m3，日產(chǎn)氣量 41.8×104m3，平均單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量 1.3×104m3，當年貢獻產(chǎn)氣量0.7×108m3，實現(xiàn)單井日產(chǎn)氣量由千立方米到萬立方米的突破。其中定向井單井日產(chǎn)氣量（1.0 ～ 2.0）×104m3、水平井平均日產(chǎn)氣量（2.5 ～ 6.0）×104m3。見氣上產(chǎn)周期1個月，大幅提高單井產(chǎn)量及儲量動用率；其中Y3-1HF水平井自噴生產(chǎn)，自2021年7月份產(chǎn)氣以來，最高日產(chǎn)氣量6.5×104m3，目前已穩(wěn)產(chǎn)4.0×104m3以上近300天，累計產(chǎn)氣1 280×104m3， 預 計 單 井EUR值 達 3 800×104m3（圖11、12）。

圖11 Y3井區(qū)有效支撐壓裂規(guī)模應用效果圖

圖12 Y3-1HF水平井生產(chǎn)曲線圖

煤層氣效益開發(fā)目的就是快速、高效動用煤層氣資源，雖然有效支撐壓裂實現(xiàn)了深部煤層氣產(chǎn)量大幅提升，但應避開構(gòu)造復雜區(qū)、斷層發(fā)育等保存不利區(qū)域，因為資源的保證是煤層氣井高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關鍵。據(jù)不完全統(tǒng)計，我國埋深1 500～3 000 m煤層氣資源量 30.37×1012m3，是 1500 m 以淺的 1.5 倍，3 000 m以深資源尚未評估，前景更為廣闊。有效支撐壓裂技術的形成及推廣應用將擴大我國煤層氣勘探開發(fā)領域，解放深部豐富的煤層氣資源，極大地推動我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，并進一步推動天然氣結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，助力我國能源結(jié)構(gòu)改善。

4 結(jié)論

1）研究區(qū)1 000 m以深側(cè)壓系數(shù)基本小于1，垂直應力占據(jù)主導地位，地應力差異系數(shù)普遍小于0.5；割理裂隙發(fā)育程度高，裂縫在層內(nèi)易沿天然裂縫延伸形成復雜裂縫。井下觀測發(fā)現(xiàn)，支撐劑堆積于近井地帶8 m范圍以內(nèi)，反映液體壓力波及與實際支撐范圍差異顯著。因此，常規(guī)壓裂方式難以形成長距離有效支撐裂縫是造成深部煤層低產(chǎn)、低效的根本問題。

2）提出了“有效支撐”理念，即極大限度地延長高效導流通道溝通煤巖裂縫，實現(xiàn)主裂縫充分延伸鋪砂、次級裂縫有效充填達到“遠支撐”目的。開展了“遠距離運移、高效率推進、大規(guī)模鋪砂”等先導工藝試驗，優(yōu)化形成了以“大排量、大液量、大砂量”為關鍵參數(shù)的有效支撐壓裂技術，經(jīng)濟效益顯著提升，規(guī)模化應用技術已經(jīng)成熟。

3）研究成果指導了延川南深部煤層氣田的高效開發(fā)，并實現(xiàn)規(guī)模化應用：實施開發(fā)井33口，建成產(chǎn)能1.44×108m3；其中定向井單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量超過1.0×104m3，水平井單井穩(wěn)定日產(chǎn)氣量（2.5～6.0）×104m3，實現(xiàn)了延川南深部煤層氣高效開發(fā)重大突破。“有效支撐”理念及壓裂技術的工業(yè)化應用，將充分釋放我國深部煤層氣30×1012m3的煤層氣資源，進一步推動天然氣結(jié)構(gòu)優(yōu)化調(diào)整，助力我國能源結(jié)構(gòu)改善。