煤層氣水平井定向噴射防砂壓裂技術及應用

黃中偉，李志軍，李根生，楊睿月，梅永貴，牛繼磊，李宗源，吳春升，溫海濤，叢日超

(1.中國石油大學(北京) 油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062500；3.中國石油大學(華東) 石油工程學院，山東 青島 266580；4.華北油田山西煤層氣勘探開發分公司，山西 長治 046000)

煤層氣為清潔能源，開發煤層氣有利于增加清潔能源供應，遏制煤礦瓦斯災害，減少溫室氣體排放，貢獻“雙碳”目標。我國煤層氣資源豐富，2 000 m以淺地質資源量36.81×10m。但是，仍然面臨著單井產量低、穩產期短、開采難度大的難題。2020年全國煤層氣地面產量為58.2億m，遠低于“十三五”規劃對煤層氣地面產量的要求(100億m)。據統計，我國煤層氣生產井中約35%的投產井單井日均產量低于500 m。其中，大寧井田約46%的直井單井日均產氣量362 m，多分支水平井單井日均產氣量800～1 500 m；沁水盆地鄭莊區塊直井單井日均產氣量1 800 m；準噶爾盆地南緣直井/叢式井平均單井日均產氣量低于1 000 m，難以實現有效開發。針對我國煤層氣資源“超低滲、低壓力、低飽和度”的特殊性，需要探索新的“促解吸、可流動”儲層改造方式。

儲層改造是提高煤層氣產量的核心。借鑒美國頁巖油氣成功開發的經驗，我國低滲透非常規油氣儲層的開發當前主要按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的思路，采用水平井“密切割+強加砂+暫堵轉向”模式的體積壓裂技術。山西大寧井田3號煤層采用水平井密集多簇壓裂(10段38簇，簇間距11～23 m)后單井日均產氣量16 000 m/d，是同區段直井的20～36倍，這說明在煤層中采用體積壓裂方式有望提高單井產量，以達到“打碎儲層、解放儲層”的目的。葉建平等在借鑒美國頁巖氣井同步壓裂的基礎上，提出多井同步水力波及壓裂深部煤層，并在沁水盆地南部柿莊北區塊開展了5口煤層氣直井(4口同步，1口對比)的現場試驗，微地震監測結果表明同步水力波及壓裂井裂縫比單獨壓裂井形成的縫網更復雜，波及體積較常規壓裂井大10×10～53.8×10m。在此基礎上，王海等對該技術進行了優化設計，采用小井距(280～350 m)、小井組(2～3口)定向井同步水力波及壓裂施工，結果表明小井組定向井同步水力波及壓裂裂縫延伸效果較好(縫長250～350 m)，裂縫規模增加，網狀裂縫明顯增多。針對延川南深部煤層“強非均質性、高地應力、可改造性差”等問題，中國石化華東油氣分公司采用“大排量、大砂量、大液量”體積壓裂工藝，配合“低密度、長運移”支撐劑，以形成有效長距離支撐、高導流能力的人工裂縫。現場實踐表明壓后滲透率改善，見氣時間縮短，單井日均產氣量增加1 800 m。在此基礎上，采用可控沖擊波破裂增透解除堵塞，單井日均產氣量增加850 m；采用“氮氣擾動”解決層內疏通，單井日均產氣量增加400 m，形成了適用于延川南深部煤層復雜地質條件下“疏導解堵、擾動增透、有效支撐、提液降壓”的增效技術系列。針對大寧—吉縣區塊煤層氣直井和水平井常規壓裂平均單井產量低的問題，中石油煤層氣有限公司在鉆井壓裂一體化設計、射孔方式、段間距選擇、復合壓裂液體系等方面進行了優化創新，形成了煤層氣“水平井套管完井+定向射孔+分段壓裂”的工藝技術，先后進行了4口L型水平井分段壓裂，單井氣產量介于6 000～97 000 m/d，取得了良好的產氣效果。此外，將連續油管噴砂射孔拖動壓裂工藝與定向噴砂射孔工藝相結合，形成了適用于煤層氣水平井“連續油管+定向噴砂射孔+帶底封拖動”的分級壓裂工藝。該工藝采用連續油管傳輸、提放管柱坐封、水力噴砂射孔、油套同注壓裂，拖動管柱自下而上逐級分段體積壓裂施工，實現了射孔壓裂一體化作業，提高了作業效率。針對煤層天然裂縫發育且被碳酸鹽巖礦物充填、壓濾液濾失量大的問題，陳萬鋼等提出“潛在酸酸蝕裂縫充填礦物，清潔壓裂液攜砂”的煤層氣縫網壓裂技術，并在沁水盆地南部潘河區塊3號和15號煤層進行了現場試驗，結果表明縫網壓裂見氣早、產氣量高(2 100 m/d)。鑒于我國煤層普遍具有“超低滲、低壓力、低飽和度”的特點，為了提高水力壓裂的改造效果和反排效率，液氮伴注輔助水力壓裂技術在煤層氣增產中得到了廣泛應用。張文勇等在平頂山十三礦進行了煤層氣井液氮伴注輔助水力壓裂，單井最高日產氣量達1 708 m，是同區其他常規壓裂煤層氣井最高日產氣量的3～4倍；劉磊等在蘆嶺煤礦進行了煤層氣井液氮伴注輔助水力壓裂，結果表明采用液氮伴注輔助水力壓裂見氣時間縮短，壓后產氣峰值3 145.2 m/d，穩產期平均產氣量1 400 m/d。近年來，無水壓裂技術的出現為煤層氣開發提供了一種新思路，如超臨界CO壓裂技術、低溫液氮壓裂技術和高能氣體壓裂技術等，但由于配套設備、技術適應性和經濟性等限制，目前在煤層氣現場應用較少。水力噴射分段壓裂是集噴射射孔、水力壓裂、水力封隔于一體化的高效增產措施，無需機械封隔、可實現一趟管柱多段壓裂。該技術具有射流增壓、水力封隔和降低起裂壓力的作用，可提高作業效率、減少施工風險、降低作業成本，目前已廣泛應用于國內外26個主要油氣田近千井次規模，平均增產1～4倍。

綜上，采用縫網改造體積壓裂技術，通過最大限度地擾動原始地應力場，在主裂縫外激活次級和更次一級裂縫，形成多級、多尺度、相互交錯的裂縫網絡體系，能夠整體上改變煤儲層的滲透性。因此，如何有效溝通、激活各級割理裂隙，引導流體產出、疏理通道，形成主次相融的通暢流動網絡、構建“地下高速路網”是提高煤層氣產能的關鍵因素。此外，在后期排采過程中，地層易出砂，不僅堵塞孔裂隙通道，還會隨著流體流動進入管柱，造成泵漏、卡泵等井下事故，嚴重制約了煤層氣的開發效果。澳大利亞蘇拉特盆地的煤層氣井由于煤粉、泥、砂等產出而導致關停約占總關停井數的80%。

基于以上難題與挑戰，筆者在前期水力噴射壓裂技術的基礎上，研發了水力噴射定向多簇壓裂配套防砂工藝與核心井下工具。通過采用“反重力法”實現定向噴砂射孔-壓裂一體化，通過控制裂縫延伸方向實現防砂，并在山西沁水盆地鄭莊區塊開展了現場工程試驗，取得了日產氣量超萬方的生產效果。筆者主要介紹水力噴射定向多簇壓裂技術、核心井下工具、壓裂工藝設計和現場應用增產效果。

1 水力噴射定向多簇壓裂技術

水力噴射定向多簇壓裂工藝是一種集噴砂射孔、多段多簇壓裂、水力封隔、精準定向為一體的增產改造技術，可實現定點定向溝通地質甜點、一趟管柱多段多簇體積造縫，對煤層氣井具有良好的增產改造效果。此外，通過合理控制裂縫延伸方向，有效緩解煤粉、泥、砂等固體顆粒的產出，保障排采設備的平穩運行。

水力噴射定向多簇壓裂的關鍵環節在于定向噴砂射孔，為后續壓裂造縫提供起裂點。為了達到精準定向的目的，筆者研發了核心井下定向工具，主要包括偏心定向器和旋轉密封短節，分別安裝于噴槍兩端，采用“反重力法”定向，通過智能指針自動尋找環形空間最大值。在地面安裝時，需要設定噴嘴和智能指針的相對角度。管柱下放過程中，定向器帶動噴槍旋轉，達到平衡位置時完成定向。工具下到指定位置后，反復多次上提下放管柱，確保定向完成，打壓鎖緊旋轉密封短節(圖1)。

圖1 水力噴射定向壓裂示意Fig.1 Schematic diagram of oriented hydra-jet multi-stage fracturing

為進一步說明定向壓裂的作用，采用擴展有限元方法模擬了不同射孔方向下裂縫的擴展情況。圖2為采用ABAQUS平臺建立的二維壓裂幾何模型，模型長寬各為50 m。由于實驗所用的2口井均為水平井，為了觀察裂縫在垂直方向上的軌跡，方向為垂向應力方向，方向為最小地應力方向。模型的中心設置了射孔孔眼，長度為1 m。研究了水平井眼向上射孔和向下射孔時，4種射孔方向裂縫的延伸情況，射孔方向與垂向應力方向的夾角分別為0°，30°，45°，60°，如圖2所示。表1為壓裂模型所用參數。壓裂液注入100 s后觀察裂縫的延伸情況。模擬結果如圖3所示。可以發現，不同的射孔方向誘導形成的裂縫在初始擴展階段延伸方向不同，但隨著裂縫的進一步擴展，裂縫逐漸向平行于垂向應力的方向發生偏轉，并最終完全平行于垂向應力方向。此外，在水平井眼上部采用不同的射孔方向，形成的裂縫最終平行于垂向應力方向，并向上延伸；在水平井眼下部向下射孔，形成的裂縫最終平行于垂向應力方向，并向下延伸。因此，向下射孔能有效溝通水平井眼下方煤層，同時利用重力作用，可以有效緩解支撐劑的返吐和煤粉、泥、砂等固體顆粒的產出。

圖2 定向壓裂幾何模型Fig.2 Geometric model of directional fracturing

表1 模型參數Table 1 Model parameters

圖3 定向壓裂裂縫擴展路徑Fig.3 Directional fracture trajectory

2 區塊概況

施工水平井位于山西省沁水盆地南部晉城斜坡帶鄭莊區塊。鄭莊區塊屬華北油田低滲高煤階儲層區塊。從2012年全面投入開發，該區早期直井、裸眼多分支水平井產氣效果較差，其中2/3的礦井屬于低效井，單井日均產氣量長期500 m左右，達產時間長(平均240 d)，產能到位率不足30%，區塊整體采出程度僅為5%，經濟效益差。通過“十三五”創新攻關，形成了以L型水平井套管分段壓裂為主體的關鍵技術，單井產能大幅提升，平均日產氣量達到7 000 m，但單井日產萬方的高產井比例低、壓裂排采出砂和煤粉卡泵問題突出，水平段縱向分布的構造煤制約壓裂改造效果。水力噴射定向多簇壓裂工藝對于該地層具有良好的技術適用性。它能一趟管柱完成噴砂射孔、多段多簇壓裂、精準定向，既滿足了分段壓裂的改造需求，又能合理控制裂縫延伸方向，有效緩解壓裂排采出砂和煤粉卡泵問題。同時，其工藝成本低于常規機械封隔分段壓裂，因為水力噴射壓裂無需進行炮彈射孔，無需機械密封，減少了起下管柱次數，節約了施工時間和施工成本，同時不會造成射孔段煤層的壓實損害，是一種高效經濟的壓裂手段。

2.1 構 造

鄭莊區塊位于沁水復向斜軸部南端一帶，處于晉獲褶斷帶西部、沁水盆地南緣東西—北東向斷裂帶的北部，地層走向南北，平均傾角4°，斷層較少，無巖漿巖侵入。施工水平井附近構造相對較簡單，總體上為一西北傾的單斜構造，3號煤層頂海拔100～150 m，局部發育南東向的小斷層。

2.2 煤 層

本區3號煤層厚度較大且發育穩定，一般6～8 m，平均埋深800 m。實際排采井解吸壓力折算顯示含氣量較高(一般20 m/t左右)；測井分析灰分含量較低(一般11%)。煤質較好，主要為原生結構煤，煤巖類型為半亮-半暗煤。評價井注入壓降試井分析表明本區塊3號煤層滲透性相對較低，平均試井滲透率0.124×10m，屬于低滲、特低滲儲層。優選3號煤中上部優質煤層進行分段壓裂改造。目的層垂向應力14.45 MPa，水平最大地應力19.65 MPa，水平最小地應力12.50 MPa。

2.3 頂、底板力學性質

根據鄰近井測井解釋成果，煤層頂板為砂巖，底板為砂巖灰巖，含水性較弱、滲透性差，對煤層封隔作用較好。煤層頂板以上10 m內深側向電阻率174 Ω·m，密度2.59 g/cm，自然伽馬44 API，測井解釋為砂巖層。3號煤壓裂投產后排水降壓階段日產水量3～5 m，產氣后穩定在1～3 m。綜合評價，該區塊3號煤層頂底板含水性較弱，若無斷層溝通，投產后預測產水量較低。

2.4 鄰井壓裂及排采情況

鄰井日產氣量較低，距離增產改造井較近的DX井，于2008-06-19對3號煤層實施常規活性水壓裂，于2012-09-08投產，至今未產氣。綜合評價認為，本區直井開發效果較差，采用L型水平井套管壓裂工藝探索生增產效果。

3 壓裂施工及應用效果

3.1 壓裂設計與施工

鉆井井型采用L型井。相鄰平行布有2口水平井：ZX-1L井、ZX-2L井(圖4)。ZX-1L井井身結構為二開套管完井，完鉆井深1 810 m，水平段長1 000 m，純煤進尺975 m。水平段采用套管完井，套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm，鋼級N80，下深1 809.85 m。ZX-2L井井身結構為二開套管完井，完鉆井深1 760 m，水平段長1 000 m，純煤進尺975 m。水平段同樣采用套管完井，套管外徑139.7 mm，壁厚7.72 mm，鋼級P110，下深1 759.88 m。

3.1.1 壓裂點的選擇

ZX-1L井水平段為810～1 810 m，ZX-2L井水平段為760～1 760 m。

根據測井數據對壓裂改造點進行優選，優先選擇全烴含量較高處作為噴射點，每口井壓裂10段。

圖4 ZX-2L井井身結構及壓裂段/簇分布Fig.4 Wellbore structure and fracturing stage/cluster distribution of ZX-2L well

其中ZX-2L井一段2簇，簇間距為10 m，壓裂點自下而上見表2。

表2 壓裂點位置Table 2 Location of fracturing points m

3.1.2 壓裂工具結構

水力噴射定向分段壓裂與常規噴射分段壓裂相似。主要包括2種壓裂工藝類型：拖動管柱式壓裂工藝和不動管柱式壓裂工藝。拖動管柱式壓裂工藝適合于地層壓力低、加砂規模不大、壓裂層段跨度小的油氣井壓裂，其優勢是一套工具即可壓裂多段，節約工具成本。不動管柱式壓裂工藝依靠投球打滑套的方式實現逐層壓裂，適用于高壓棄井、復雜結構井的分段壓裂。ZX-1L井和ZX-2L井均采用帶底封拖動管柱式定向壓裂。

為保證射孔-壓裂精準定向，需設定噴嘴和智能指針的相對角度，并合理設計底部工具串結構。為保證偏心定向器能夠帶動噴槍靈活轉動，在底部工具管串上加裝了3個扶正套。通過3點支撐，保證偏心定向器和噴槍居中。ZX-2L井含一段兩簇，壓裂工具管串需連接2組噴槍，噴槍與噴槍之間通過一根油管連接(即簇間距為10 m)。由于噴槍間存在一定間距，為了保證偏心定向器可以帶動所有噴槍轉動，因此在每個噴槍兩端都安裝了偏心定向器和旋轉密封短節(圖4)。

水力噴射定向壓裂噴槍本體長為500 mm，外徑92 mm。六孔噴槍本體上安裝6個直徑為6 mm的噴嘴，兩孔噴槍本體上安裝2個直徑為6 mm的噴嘴。噴嘴呈兩排平行布置，2排噴嘴之間的夾角為120°。由于該井水平段在煤層中，不需考慮頂底板影響，因此2排噴嘴分別選擇在4點鐘和8點鐘方向噴射壓裂，以減少壓后支撐劑返吐及生產過程中出砂，防卡防埋。

ZX-1L井水力噴射定向壓裂管串組合實物如圖5所示，主要包括：導向頭+扶正器+偏心定向器+凡爾+防砂水力錨+K344封隔器+六孔噴槍+旋轉密封短節+扶正器+油管短節1根+扶正器+安全接頭+D73 mm外加厚油管至井口(六孔噴槍下入到壓裂點位置)。

ZX-2L井水力噴射定向壓裂(1段2簇)管串組合實物如圖6所示，主要包括：導向頭+單流閥+扶正器+偏心定向器+防砂水力錨+K344封隔器+兩孔噴槍+旋轉密封短節+扶正器+D73 mm外加厚油管1根+旋轉密封短節+扶正器+偏心定向器+六孔噴槍+旋轉密封短節+D73 mm外加厚油管+安全接頭(兩孔噴槍和六孔噴槍下入到壓裂點位置)。

圖5 ZX-1L井壓裂管串組合(單段單簇)Fig.5 Fracturing string assembly of ZX-1L well (one cluster per stage)

圖6 ZX-2L井壓裂管串組合(一段兩簇)Fig.6 Fracturing string assembly of ZX-2L well (two clusters per stage)

3.1.3 壓裂工藝

2口井的壓裂中均采用了“大排量、階梯式加砂”的泵注工藝。壓裂液為清水和0.5%氯化鉀。ZX-1L井單段加入40/70目石英砂20.0 m,20/40目石英砂30.0～35.0 m，施工排量最大為6.0 m/min。ZX-2L井單段加入40/70目石英砂20.0 m,20/40目石英砂30.0 m，施工排量最大為6.2 m/min。為了滿足施工排量要求，射孔階段采用油管噴砂射孔，砂比為7%，壓裂階段采用套管加攜砂液，油管補液。2口井單段平均加砂量50 m、液量800 m。2口井總加砂量分別為530.8，425.9 m，總液量分別為8 251，6 665.8 m。2口井的具體施工參數見表3。

表3 壓裂施工參數Table 3 Fracturing parameters

壓裂施工采用套管加砂拖動式定向噴射壓裂。主要流程為：上提下放管柱，鎖緊旋轉密封短節；投球；基液替井筒，坐封封隔器；打壓驗封；水力噴砂射孔；階梯變排量泵注前置液壓開地層；套管泵注攜砂液，油管補液；泵注頂替液；停泵，測壓降30 min；關井2 h，打開套管放噴；上提管柱，壓裂下一層段。

ZX-1L井和ZX-2L井典型單段施工曲線如圖7所示。從圖7可以看出，在水力噴砂射孔階段，實際砂比控制在7%左右，油管排量基本恒定，但是油壓呈下降趨勢，說明噴嘴在高速石英砂的磨蝕下孔徑略有擴大。加砂前后出現壓力尖峰是因為混砂后增加了靜液柱壓力，此時油壓會下降。在前置液注入階段，采用了階梯式提排量的方式，最大排量為6.0 m/min左右，達到該值后排量基本恒定。與常規壓裂不同，該階段油套壓力平穩，并未出現明顯的地層破裂點。這是因為在水力噴砂射孔階段，高速砂粒沖擊孔眼周圍巖石，在巖石表面形成微裂紋，從而有效降低了孔眼周圍巖石的起裂壓力。在階梯式加砂階段，排量穩定在6.0 m/min左右，隨著砂質量濃度的不斷提高和改變，油套壓力基本不變，說明裂縫一直向前延伸，縫高、縫寬控制得當，未出現壓裂液大量濾失、竄層和砂堵的問題。

3.2 增產效果

ZX-1L井和ZX-2L井于2021-04-26投產，采用水力管式泵。ZX-1L井于8月24日開始產氣，11月4日產量突破10 000 m/d，此時井底流壓為0.851 MPa，套壓為0.652 MPa。11月17日產量達到11 268 m/d，井底流壓為0.759 MPa，套壓為0.652 MPa，目前日產氣量持續穩定在10 100 m左右。ZX-2L井于5月27日開始產氣，7月8日產量突破10 000 m/d，此時井底流壓為1.298 MPa，套壓為1.193 MPa。穩產5個月后，因發生電力故障停井3 d，之后迅速恢復產量，10月15日產量突破16 000 m/d，11月17日產量達到17 802 m/d，井底流壓為0.728 MPa，套壓為0.623 MPa，之后產量持續穩定在16 000 m/d左右，如圖8所示。

圖7 ZX-1L井和ZX-2L井典型壓裂施工曲線Fig.7 Typical fracturing curves of ZX-1L well and ZX-2L well

圖8 ZX-1L井和ZX-2L井排采曲線Fig.8 Production curves of ZX-1L well and ZX-2L well

截至2022-02-19，ZX-1L井已排采生產278 d(不含因電力故障停井22 d)，累計產水4 494 m，平均日產水16.2 m；產氣172 d，大部分生產時間在提產階段，日產氣量達到10 000 m/d的提產時間為1個月。目前，累計產氣1 267 298 m。ZX-2L井已排采生產294 d(不含因電力故障停井6 d)，累計產水5 008 m，平均日產水17.0 m；產氣271 d，日產氣量達到10 000 m的提產時間為1個月。目前，累計產氣3 228 343 m。2口井均具有提產速度快、達產時間短、穩產氣量高的特點。兩口井當前的日產氣和產水量見表4。

表4 水力噴射定向防砂壓裂井穩定日產量Table 4 Daily production of hydra-jet oriented multi-stage fracturing m3

鄭莊區塊在“十三五”期間形成了疏導式壓裂改造和疏導式排采控制的關鍵技術，實現了高階煤層氣效益開發的轉變。轉變后區塊直井單井日均產氣量由2015年的950 m上升到2020年的1 800 m，水平井單井日均產氣量由2015年的4 000 m上升到2020年的7 000 m。采用水力噴射定向多簇壓裂施工的2口井，日產氣量是同區塊轉變后直井單井日均產氣量的5～9倍，是水平井單井日均產氣量的1.4～2.3倍。

3.3 防砂效果

圖9 ZX-1L井、ZX-2L井裂縫定向擴展示意Fig.9 Schematic diagram of directional propagation of fractures in ZX-1L Well and ZX-2L Well

現場取水樣表明水質清，沒有出砂。從排采曲線上看，兩口井的生產均保持穩定，在壓裂改造后近一年的生產中未出現因出砂卡泵導致的關井修井現象。排采設備運行平穩，惟一一次作業是出水量大，換大泵加快降液速度。水力噴射定向壓裂起到防砂效果的主要原因是通過地面設置定向方向，精準定位裂縫起裂和延伸方向。本次現場試驗，裂縫向水平井下部(4點鐘和8點鐘方向)延伸(圖9)，氣體向上運移至井筒，而固體顆粒由于重力作用，沉積在裂縫底部，這樣大大減少了砂、泥、煤粉等固體顆粒的產出，保障了生產的平穩進行，減少了生產過程中砂堵、卡泵、砂埋等事故的發生，降低了修井作業的頻率和成本。

此外，從ZX-1L井和ZX-2L井的增產效果還可以發現，定方位選擇性射孔壓裂加砂順利、增產效果顯著，而全方位射孔壓裂可能會引起裂縫起裂無序、縫間干擾、擴展不均，導致多條無效縫的產生。因此，定點定向造縫、合理優化布縫是煤層氣高效壓裂技術的關鍵。

綜上所述，水力噴射定向多段壓裂工藝集噴砂射孔、多簇壓裂、水力封隔、精準定向于一體，可實現定點定向溝通地質甜點、一趟管柱多段多簇體積造縫，兼顧水力噴射誘導造縫和定向壓裂雙重效果，可大幅降低縱向構造煤對壓裂裂縫擴展的影響，提高造縫長度，同時可起到防砂的作用。該工藝的成功實踐，為煤層氣水平井的高效開發提供了新的技術支撐和增產方向。除了原生結構煤儲層改造外，該技術還可推廣應用于構造煤頂底板定向壓裂、多層/薄互層定點定向穿層改造等。

4 結 論

(1)水力噴射定向多段多簇壓裂工藝是一種集噴砂射孔、多簇壓裂、水力封隔、精準定向為一體的增產改造技術，可實現定點定向造縫、一趟管柱多段多簇體積壓裂。

(2)研發了“反重力法”配合旋轉密封短節進行定向的新方法，即通過智能指針實現噴嘴在水平井段的精準定向，兼顧體積壓裂和減少出砂的效果。

(3)山西沁水盆地鄭莊區塊試驗的兩口井取得了增產和防砂的雙重突破，改造后產氣量分別達到了10 100和16 000 m/d，是同區塊直井單井日均產氣量的5～9倍，是水平井單井日均產氣量的1.4～2.3倍。生產過程中2口井均未出砂，排采設備運行平穩。

(4)定點定向造縫、合理優化布縫是煤層氣井高效壓裂的關鍵。該技術可推廣應用于構造煤頂底板定向壓裂、多層/薄互層定點定向穿層改造等，為煤層氣水平井的高效開發提供了新的技術支撐和增產方向。