近年中国深煤层勘探开发持续取得重大突破，源于鄂尔多斯盆地东缘区内广泛发育、气测异常活跃的地质条件。针对深煤层自生自储、毯式成藏的特点，借鉴页岩气压裂思路，以解决塑性、缝窄、提升压裂改造体积(stimulated reservoir volume, SRV)困难等矛盾为技术优化和突破点，以低成本构建扩展均匀、缝网有效弥合的SRV系统为效益开发目标，压裂工艺由注重支撑强度向注重缝网均衡发展和控本增效转变，实现“精益充分弥合网”，形成“长水平段+多段多簇+大砂量大规模大排量极限体积压裂”深煤层气井效益开发主体技术^[1-3]。

在压裂作业中，压裂施工曲线不仅反映了压裂液的流动特征，还与裂缝扩展过程、支撑剂的输送效率及煤层气储层的物理性质密切相关，其变化可揭示人工压裂裂缝发育的动态特征，包括裂缝的传播速度、扩展方向及其与储层孔隙结构的相互作用。通过对这些施工曲线的分析，不仅能够实时监测压裂效果，还能够更全面地认识储层的渗透性、应力分布及其他关键地质特征。因此，施工曲线的研究可为精准调控压裂参数、优化压裂设计及提高煤层气井产能提供重要依据。李亭等^[4-7]通过对山西沁水盆地南部300多口井的压裂施工曲线进行系统对比分析，将其分为4种主要类型：稳定型、波动型、上升型和下降型，并结合经典的Nolte—Smith曲线图版对各类施工曲线进行综合分析与解释，进而从不同角度评价压裂作业的效果。胡秋嘉等^[8-11]进一步通过压裂裂缝扩展试验及对压裂施工曲线形态和裂缝监测数据的综合分析，研究了不同煤体结构在压裂过程中形成的裂缝网络形态，探索了煤体结构、压裂施工曲线类型与人工裂缝之间的关系。结果表明，原生—碎裂结构煤层的压裂曲线通常呈平稳型，人工主裂缝较长，裂缝扩展较为顺畅；而碎裂结构煤层则表现为上升型曲线，人工主裂缝较短，且支撑裂缝明显发育；对于碎粒—糜棱结构煤层，压裂曲线呈波动型或下降型，裂缝扩展过程不稳定，且无法形成有效的支撑裂缝，导致压裂效果较差。

前人的研究主要针对中浅部煤层气^[12-14]，深煤层压裂施工曲线响应特征尚不明确，且并未考虑多层叠置等复杂地质情况^[15-16]。鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层压裂目前主要采用大排量、大砂量、一体化变黏滑溜水，复合液体造缝，中黏液体携砂等思路，有效提高区域改造效果，但依然存在裂缝发育、支撑效率认识不清及多层窜扰等开发难题，需进一步结合室内基础实验及矿场试验井压力曲线等动态测试资料进行分析总结。本文分析了该深煤层及砂煤叠置储层压裂的施工压力曲线，归纳了4种主要施工曲线特征，在此基础上进一步明确了加砂量、段塞设置、射孔工艺和压裂参数对施工压力的影响规律，深化了压裂产气规律认识，通过系统化研究为深煤层及砂煤叠置储层压裂提供理论支撑和实践指导。

鄂尔多斯盆地东缘8+9号煤层形成于海陆过渡相沉积环境（图 1）^[17]，其沉积过程受陆表海环境的严格控制，整体呈现出分布广泛、连续性强的显著特点，主体厚度介于5~15m，例如神木、吴堡等稳定沉降区域^[18-20]。该区域煤层构造简单且地势平缓，顶底板封盖严实，稳定性极佳，水动力环境呈现出特弱且广幅的特征。这些因素共同构成了极为有利的“箱式封存”成藏环境，为煤层气的保存提供了得天独厚的条件（图 2）。

图 1

图 1 鄂尔多斯盆地东缘位置图[17] Fig. 1 Location of the eastern margin of Ordos Basin [17]

图 2

图 2 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层富集成藏规律示意图 Fig. 2 Schematic diagram of gas enrichment and accumulation law in No.8+9 deep coal seams in the eastern margin of Ordos Basin

如表 1所示，与浅部煤储层相比，深煤层煤体结构以原生—碎裂结构为主，煤层脆性指数高，更容易起裂。顶底应力遮挡层发育，高应力差使得人工裂缝高度增长受限，而水平应力差较小，利于形成体积缝网，提高改造效果。

表 1

表 1 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层与中浅部煤层力学性质对比表 Table 1 Comparison of mechanical properties between No.8+9 deep coal seams and middle-shallow coal seams in the eastern margin of Ordos Basin 地区 韩城 沁水 晋城 吉县 深层 开采深度/m 400~1000 300~1500 200~1200 300~1200 1900~2500 泊松比 0.30~0.38 0.31~0.41 0.28~0.35 0.33~0.40 0.31~0.41 弹性模量/GPa 5~15 2~5 10~20 8~18 4.83~13.69 脆性指数/% 10~20 10~25 10~25 10~20 30~50 煤体结构 碎粒 原生 原生 碎裂 原生

表 1 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层与中浅部煤层力学性质对比表 Table 1 Comparison of mechanical properties between No.8+9 deep coal seams and middle-shallow coal seams in the eastern margin of Ordos Basin

临兴—神府区块位于鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带西缘，整体表现为西倾单斜构造，地层倾角为2°~10°。受紫金山岩体侵入影响，局部区域构造复杂，镜质组反射率（R_o）空间跨度大（0.67%~4.00%）。8+9号煤层形成于石炭系本溪组顶部障壁海岸环境下的海侵体系域，为潮坪—潟湖沉积，煤层厚度大（4.7~26.2m），分布连续稳定。顶板主要为泥岩或砂岩，底板以泥岩为主，局部为砂岩或砂质泥岩。弹性模量为4.83~13.69GPa（平均为6.28GPa），区域上南北部脆性较高，中部塑性较强。泊松比为0.31~0.41（平均为0.37），高于顶底板岩层（顶板砂岩泊松比为0.18~0.25，泥岩为0.20~0.22）。综合来看，8+9号煤层储层条件有一定改造地质基础。

不同岩性、物性特征的储层，在压裂过程中呈现出不同的曲线响应特征^[21-23]。通过分析压力曲线，可以间接地了解地层裂缝的延伸状况及井筒与地层进砂的情况。致密砂岩压裂的压力曲线前期平缓，后急剧上升然后波动变化，最后又急剧下降（图 3a）。与致密砂岩不同，深煤层压裂的压力曲线前期波动上升，后下降，然后回升并在较高水平波动，后期又下降，整体趋于平滑，呈现相对平稳的特征（图 3b）。压裂液携带石英砂在裂缝中边延伸边充填，导致压力曲线出现小幅度的波动，通常波动幅度不超过3MPa。

图 3

图 3 典型的致密砂岩和深煤层压裂曲线图 Fig. 3 Fracturing construction curves of typical tight sandstone reservoir and deep coal seams

对于砂煤叠置的储层，通过对压力曲线形态的分析，可以有效判断是否存在压窜层的情况^[18]。这种判断有助于指导后续完井方案的调整。

传统曲线分类方法依赖专家经验对曲线形态进行定性判别，尚且存在主观认知偏差导致分类标准模糊、人工特征提取难以捕获时间维度动态关联、复杂工况下异常模式识别能力不足等局限性。无监督聚类方法虽能通过距离度量实现数据驱动的曲线分组，但常规聚类算法存在双重缺陷：一方面对初始参数敏感导致局部最优陷阱，另一方面无法有效融合领域知识指导特征空间映射。

针对这一弊端，本文提出TSLANet-Kmeans++（DTW）混合模型（图 4），通过无监督聚类生成伪标签构建初始训练集，再结合监督学习进行特征优化与分类边界修正，建立聚类与分类算法融合学习框架。模型采用两阶段协同架构，第一阶段先运用K-means++聚类算法结合DTW（Dynamic Time Warping，动态时间规整）距离进行初始聚类。该阶段通过DTW弹性匹配解决施工曲线的时间偏移问题，采用轮廓系数自适应确定最佳聚类数。第二阶段将聚类结果作为监督信号输入TSLANet（Time Series Lightweight Adaptive Network，时间序列轻量级自适应网络）。其核心设计包括多尺度卷积模块与时序注意力机制：一维空洞卷积层提取时间序列中的局部形态特征，傅里叶变换分解提取全局模式，双向LSTM（Long Short-Term Memory，长短期记忆递归神经网络）捕获长期依赖关系，自注意力层赋予关键施工阶段更高权重。结合特征学习与聚类约束建立迭代优化机制，通过设计联合损失函数同步优化特征表示与分类决策边界。

图 4

图 4 TSLANet-Kmeans++（DTW）混合模型结构示意图 Fig. 4 Schematic structure of TSLANet-Kmeans++ (DTW) hybrid model

对比传统聚类模型（图 5），本文所使用的TSLANet-Kmeans++（DTW）混合模型在各种分类条件下表现均为最佳，且在将目标区块深煤层压裂特征曲线分为4种类型时区分度最好，模型准确率可达到92.7%，说明其可显著提升对压裂曲线瞬态波动与工艺参数的耦合表征能力及对于目标区块的适应性。

图 5

图 5 模型效果对比图 Fig. 5 Comparison of model accuracy

裂缝在深煤层中起裂，扩展延伸时也会受到各方面因素的影响^[24-28]，根据模型分类结果将曲线形态归纳为4类（表 2）：高破压后压力平稳型、压力平稳上升型、压力平稳下降型和进砂困难型。第一种曲线形态表现为破裂压力明显，破压后压力有大幅度的降低，表现为煤层内部结构相对稳定，起裂很充分，形成主缝，整体施工压力较低、较平稳。第二种和第三种曲线形态表现为破裂不明显，说明近井筒地层煤层非均质性较强，纯煤层较薄，与夹矸互层，以多分支裂缝为主，压力扩散较慢，整体施工压力较高。压力有小幅度的波动，说明随着压裂液的注入不断有新的裂缝产生。前置液阶段压力有小幅度上升，主要因为煤岩破裂后，转用低黏度液携带小粒径石英砂打磨孔眼，封堵近井筒微小裂缝，增加净压力，迫使裂缝向远端延伸。若继续不断产生微裂缝，重复封堵延伸的过程，就会呈现压力缓慢上升的现象（第二种曲线形态）。若后期形成主缝后，就会呈现压力缓慢下降的现象（第三种曲线形态）。第四种曲线形态测井上表现为自然伽马曲线波动大，夹矸发育，在高砂比携砂液阶段压力大幅度上涨，且斜率较大，对高砂比较敏感，有砂堵风险，需要现场工程师停砂观察，产生更多裂缝后才能继续加砂作业。

表 2

表 2 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层压裂曲线形态统计分析表 Table 2 Statistical analysis of fracturing curve pattern of No.8+9 deep coal seams in the eastern margin of Ordos Basin 型号 类型 压裂曲线形态 现象描述 模拟裂缝形态 1 高破压后压力平稳型 高破压后压力迅速出现显著下降，然后再趋于平稳 2 压力平稳上升型 破压后随着施工的进行压力平缓上升 3 压力平稳下降型 破压后随着施工的进行压力平缓下降 4 进砂困难型 在排量不变的情况下，携砂液阶段压力大幅度上涨，且斜率较大

表 2 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层压裂曲线形态统计分析表 Table 2 Statistical analysis of fracturing curve pattern of No.8+9 deep coal seams in the eastern margin of Ordos Basin

为进一步明确各类曲线对应的裂缝扩展规律差异，使用压裂数值模拟软件拟合施工曲线并对比分析模拟裂缝形态的特点，高破压后压力平稳型曲线裂缝形态表现为支撑半长显著增加且分布均匀，支撑剂在裂缝前缘运移距离远，沙丘有效支撑面积比高，与其余类型相比，其特点是裂缝网络简单，以单一主裂缝为主，支撑剂分布均匀，砂液运移阻力小。压力平稳上升型曲线表现为裂缝延伸受阻，支撑半长扩展停滞或缓慢，裂缝垂向突破风险增加，易形成局部高而窄的裂缝形态（如突破夹层），支撑剂分布不均匀。压力平稳下降型曲线表现为裂缝快速延伸，半长显著增加但垂向扩展加剧，易形成复杂分支缝网，支撑剂分布前缘集中，后端稀疏。进砂困难型曲线表现为裂缝半长较短，缝宽不足，因支撑剂输送不畅导致有效支撑范围受限。

为了排除其他因素的影响，选择同一个深煤层井台共19口井的压裂曲线进行分析。分别对加砂规模、段塞数量、射孔工艺和压裂工艺参数对曲线形态和施工压力值的影响进行了分析。结果表明加砂规模和射孔工艺对压裂曲线形态影响不大，但多段塞工艺技术能有效降低施工压力。前置液用量和比例，以及低黏液体比例与施工压力值有较强的相关性，其他工艺参数相关性较弱。

对比加砂规模为500m³、350m³、300m³的曲线形态（表 3），均符合上述深煤层压裂曲线规律，说明加砂规模大小对压裂曲线形态并无实际影响。

表 3

表 3 不同砂量时的压力值统计表 Table 3 Statistics of pressure values with various sand addition amount 序号 砂量/m3 最高施工压力/MPa 1 300 36.6 2 350 36.0 3 500 33.0

表 3 不同砂量时的压力值统计表 Table 3 Statistics of pressure values with various sand addition amount

在同等加砂规模下，对比段塞数量分别为1个、2个和3个时最高施工压力值的区别（表 4）。

表 4

表 4 不同段塞时的压力值统计表 Table 4 Statistics of pressure values with various stages 序号 加砂规模/m3 段塞数量/个 最高施工压力/MPa 1 500.1 1 53.4 2 500.0 3 46.1 3 300.3 2 52.3 4 300.3 3 42.3

表 4 不同段塞时的压力值统计表 Table 4 Statistics of pressure values with various stages

对比结果表明，段塞越多，最高施工压力越低，说明在深煤层压裂中段塞的作用较明显。一是近井筒打磨孔眼，降低孔眼摩阻。二是小粒径段塞能封堵微小裂缝，增加裂缝内净压力，迫使裂缝沿着主裂缝方向延伸，主裂缝形态较好，携砂过程中的施工压力会降低^{[21, 23, 29]}。因此针对施工压力较高的井，可以采用多段塞工艺来降低压力。

在同等加砂规模下对比不同射孔簇的压力区别（表 5）。

表 5

表 5 不同射孔簇时的压力值统计表 Table 5 Statistics of pressure values with various perforation clusters 序号 加砂规模/m3 射孔簇/簇 射孔长度/m 最高施工压力/MPa 1 300.3 2 4 50.3 2 300.3 2 4 41.3 3 300.7 2 4 47.1 4 300.2 1 3 43.8 5 300 1 3 38.9 6 300 2 4 42.2 7 300.3 1 3 50.1 8 300.3 1 4 47.1

表 5 不同射孔簇时的压力值统计表 Table 5 Statistics of pressure values with various perforation clusters

结果表明射孔簇数对裂缝起裂及携砂阶段的施工压力无明显关系。

通过对比同等加砂规模下，不同压裂工艺参数对压裂曲线及压力值的影响（表 6）。对比结果表明，前置液量、前置液比例和低黏液体比例与最高施工压力有较强的相关性，前置液量越高，曲线上表征的压力越低（图 6）；低黏液体比例越高，压力越低（图 7）；其他参数相关性较弱。因此针对施工压力较高的井，可以采用提高前置液比例和低黏液比例来降低压力。

表 6

表 6 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同压裂工艺参数时的压力值统计表 Table 6 Statistics of pressure values with various fracturing parameters of No.8+9 deep coal seams in the eastern margin of Ordos Basin 序号 垂厚/m 加砂规模/m3 前置液量/m3 平均砂比/% 加砂强度/（m3·m-1） 前置液比例/% 高黏液体比例/% 中黏液体比例/% 低黏液体比例/% 最高施工压力/MPa 1 14.5 300.3 284.30 21 20.71 0.16 4.13 80.34 15.53 42.6 2 12.8 300.3 456.90 18.7 23.46 0.21 5.86 75.34 18.80 31.8 3 13.1 300.7 294.90 22.4 22.95 0.18 7.01 78.25 14.75 42.1 4 12.7 300.2 366.68 17.3 23.64 0.17 5.85 80.07 14.08 31.4 5 13.7 300 412.50 17.3 21.90 0.19 5.38 78.53 16.09 37.1 6 13.2 300 307.70 20.4 22.73 0.16 5.82 76.14 18.04 34.1 7 13.7 300.3 252.40 18.5 21.92 0.14 5.66 80.90 13.44 43.7 8 13.3 300.3 222.50 22.2 22.58 0.13 6.26 82.16 11.59 46.1

表 6 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同压裂工艺参数时的压力值统计表 Table 6 Statistics of pressure values with various fracturing parameters of No.8+9 deep coal seams in the eastern margin of Ordos Basin

图 6

图 6 前置液量和前置液比例与施工压力的关系图 Fig. 6 Relationship between pre-pad fluid volume/ratio and construction pressure

图 7

图 7 低黏液体比例与施工压力的关系图 Fig. 7 Relationship between low-viscosity liquid ratio and construction pressure

深煤层压裂过程中低黏液体主要用于前置液和顶替阶段。所以低黏液体比例也从侧面上反映了前置液比例与压力之间的关系^[30-31]。低黏液体比例越大，说明前置液量越多，施工压力越低。

平均砂比可以直观反映地层的进砂能力，由图 8可以看出，平均砂比和压力呈现一定的正相关性。

图 8

图 8 平均砂比与施工压力的关系图 Fig. 8 Relationship between average sand ratio and construction pressure

GSI为岩体地质强度指标，是由国际著名岩石力学专家Hoek E.等提出的一个用于描述岩体地质条件的指标，它综合考虑了岩体的结构特征和表面风化程度等因素^[32]。压降数据直接揭示了煤层压裂后裂缝在井筒附近的渗透性，从而间接反映了裂缝的改造程度^{[22, 28, 33]}。从图 9可以明显看出，深煤层的地质结构GSI值与压降之间存在较为明显的线性关系。对于压降较快的井，压裂后煤体较碎，滤失明显增加，地层压力迅速扩散。为了应对这种情况，可以考虑在周边煤层压裂设计时增加小粒径的石英砂比例，以封堵微小裂缝，从而减少压降，提高后期的稳产量。

图 9

图 9 压降与GSI值关系图 Fig. 9 Relationship between pressure drop and GSI value

煤层与致密砂岩叠置时分两种情况，当砂岩和煤层中间无泥岩隔夹层时，存在压窜层的潜在风险，建议采用合压合排设计，适当增加规模和排量，以有效避免压窜层的问题。当砂岩和煤层中间存在较纯的泥岩遮挡时，建议采用投绳结暂堵的方式来进行深煤层和致密砂岩的充分改造。

根据图 10所示情况，当砂岩和煤层之间没有隔层遮挡，在压裂下部深煤层时，容易带开上部致密砂岩。这主要体现在前置液阶段出现多次破裂，导致压裂曲线呈现锯齿状特征。随着段塞进入地层，压力逐渐下降，形成第3次破裂，压力下降约为7.8MPa，分析表明可能存在此时压窜到上部砂体。

图 10

图 10 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层压窜上部砂岩的压裂曲线形态图 Fig. 10 Fracturing curve pattern of No.8+9 deep coal seams channeling in the upper sandstone in the eastern margin of Ordos Basin

在后续的携砂液阶段，压力呈现一定范围内的波动。这主要体现为支撑剂在裂缝近端形成砂桥，导致压力上升，随后在砂桥被冲开后压力下降。结合压后见气时间短、产气量大的特征，进一步验证压开上部致密砂岩气层的观点^[34]。

根据图 11所示情况，当致密砂岩和煤层之间存在较纯的泥岩遮挡时，采用合层压裂存在改造不充分的风险，因此需要通过绳结暂堵的方式来充分改造这两套储层。压裂曲线的主要特征为：在一定排量下，投球暂堵后整体的施工压力值相较于暂堵前较高，且破裂形态呈现一定的差异性。通过统计数据发现，上涨压力值在1.3~7.9MPa范围内，从曲线响应特征上来看，暂堵效果相对明显，表明开启了新的主裂缝。

图 11

图 11 致密砂岩和深煤层暂堵压裂曲线形态图 Fig. 11 Temporary plugging fracturing curves of tight sandstone reservoir and deep coal seams

压裂工艺参数的井影响分析需要足够的样本数，单个井台无法得出明显规律。深煤层水平井大井台有多个参数对比，包括射孔方式、暂堵、加砂强度、砂液比、不同粒径比例和排量等参数。考虑到综合平均日产量会受排采时长、排采制度和其他作业导致关井等因素的影响，难以准确表征储层的实际产能，而同一井台出现峰值产能时的制度基本一致，所以本文以峰值30天的平均日产量作为评价指标来分析产能的影响因素。

对比2个大井台的产量数据，如表 7所示，暂堵次数多的井，效果明显高于同井台的邻井产量，且暂堵的段数越多，峰值产气越高，产量优势越明显。

表 7

表 7 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同暂堵段数的产能对比表 Table 7 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams with various temporary plugging stages in the eastern margin of Ordos Basin 井台 作业段数/段 暂堵段数/段 峰值30天的平均日产量/m3 A-1 8 4 13221.33 A-2 8 0 6623.21 A-3 8 0 12779.33 B-1 8 5 14096 B-2 8 2 3863 B-3 8 2 6906

表 7 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同暂堵段数的产能对比表 Table 7 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams with various temporary plugging stages in the eastern margin of Ordos Basin

分析对比主要的工艺参数，如加砂强度、支撑剂比例、排量等，如表 8所示，井台A所有参数一致的情况下，产量有较大的差异，说明地质、井筒特征对产量有决定性影响。加砂强度对比试验2个井台，井台B两口井除了加砂强度外，其他参数保持一致，产量差异性小。井台E试验一口强加砂的井，加砂强度达到7.09t/m，但产量并无明显优势，结果表明加砂强度对水平井的产量影响不明显。支撑剂比例对比试验2个井台，常规采用70/140目石英砂∶40/70目石英砂∶30/50目石英砂=3∶4∶3，在D井台中试验加大小粒径比例2口井，但产量并未有规律性增加。排量差异性在C井台进行试验，排量为18m³/min的实际产量要远小于排量为22m³/min作业的邻井产量。结果表明排量为深煤层产量的主要影响因素之一，深煤层水平井还需要通过大排量增加深煤层的改造体积和裂缝复杂程度来提高产能。

表 8

表 8 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同工艺参数下的产能对比表 Table 8 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams with various fracturing parameters in the eastern margin of Ordos Basin 井台 加砂强度/（t·m-1） 支撑剂比例 排量/（m3·min-1） 峰值30天的平均日产量/m3 A-1 3.84 3∶4∶3 22 11457.40 A-2 3.83 3∶4∶3 22 5129.50 B-1 3.29 6∶3∶1 18 1602.73 B-2 3.60 6∶3∶1 18 1543.39 C-1 3.65 3∶4∶3 22 17759.79 C-2 3.67 3∶4∶3 22 8970.07 C-3 3.65 3∶4∶3 18 4655.11 C-4 3.64 3∶4∶3 22 15180.55 D-1 3.74 3∶4∶3 18 361.28 D-2 3.69 3∶4∶3 18 1888.10 D-3 3.45 6∶3∶1 18 2675.73 D-4 3.60 6∶3∶1 18 683.90 E-1 3.68 3∶4∶3 22 13221.33 E-2 3.68 3∶4∶3 22 6623.21 E-3 7.09 3∶4∶3 22 12779.33

表 8 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层不同工艺参数下的产能对比表 Table 8 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams with various fracturing parameters in the eastern margin of Ordos Basin

通过综合分析，对于深煤层水平井，加砂强度和支撑剂比例对峰值产量影响不明显，但排量对其影响较大，还是以造复杂裂缝、增加缝间沟通为提高产能的主要工程参数。

如图 12所示，对比100口有稳定产量的单采深煤层井的工艺参数^[28]，包括用液量、加砂量、排量、砂液比等参数。结果显示，加砂量、排量、砂液比与产量为正相关性，用液量和产量不是负相关，到一定量后，提高用液量对产量提升不大，所以采取控液增砂。可以进一步试验少水压裂，控制用液量，增大加砂规模和排量，提高砂液比来提升产量。

图 12

图 12 峰值日产量与工艺参数相关性分析图 Fig. 12 Correlation analysis between peak daily gas rate and fracturing parameters

针对煤层与致密砂岩两种叠置情况，分别采用合压合采和分压合采的压裂工艺。从对比结果（图 13）看，合压合采产量优于分压合采。合压合采开发效果提升，主要与致密砂岩、深煤层两套储层分配的排量、液量相关（表 9）。

图 13

图 13 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层A井台产量数据分布图 Fig. 13 Production data of No.8+9 deep coal seams in A well platform in the eastern margin of Ordos Basin

表 9

表 9 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层合压状态下不同排量、液量的产量对比表 Table 9 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams by commingling fracturing with various displacements and liquid volumes in the eastern margin of Ordos Basin 序号 排量/（m3·min-1） 液量/（m3·d-1） 峰值产气量/（m3·d-1） 1 16 2571.40 8297 2 16 2030.30 17640 3 16 2394.20 29486 4 15 2495.77 15713 5 15 2115.40 3593 6 15 3257.10 2699 7 20 3185.46 5899 8 20 2570.50 30553 9 20 2349.66 29622

表 9 鄂尔多斯盆地东缘8+9号深煤层合压状态下不同排量、液量的产量对比表 Table 9 Comparison of production capacity of No.8+9 deep coal seams by commingling fracturing with various displacements and liquid volumes in the eastern margin of Ordos Basin

A-18井合压太2段和深煤层，储层深度为2396.9~2415.0m。致密气岩性主要为灰色中—粗粒岩屑砂岩和长石岩屑砂岩，以中—粗粒砂岩为主，孔隙度分布在7.1%~9.8%之间，平均为9.0%，渗透率分布在0.22~0.79mD之间，平均为0.60mD，砂体厚度为13.3m，气层厚度为6.1m。深煤层含气量为15.07m³/t，厚度为12.6m，平均视密度为1.39g/cm³。两套储层距离仅5.2m，通过投球暂堵工艺进行合压合排，入井砂量为340.2m³，净液量为2226.1m³，排量为18m³/min，平均砂比为19.1%，投暂堵绳结39个，施工压力为27.5~33.5MPa，压后最高日产量为13.5×10⁴m³。

B-4H井为深煤层水平井，为5¹/₂inP110套管完井，埋深为2185.98m，水平井段长为1000m，煤层钻遇率为100%。煤体结构以原生结构为主，含气量为16.0m³/t，杨氏模量为1.9GPa。采用“复合液造缝（高黏液体破岩、低黏液体造复杂缝）+大排量高强度携砂+螺旋周向射孔”压裂工艺，每段分3~5簇，以尽可能形成复杂缝。本井共作业8段37簇，入井砂量为2922.8m³，液量为19631.4m³，加砂强度为4.38t/m，排量为22m³/min，70/140目石英砂∶40/70目石英砂∶30/50目石英砂=6∶3∶1，压后无阻产量超10×10⁴m³/d。

（1）本研究提出了一种名为“TSLANet-Kmeans++（DTW）”的混合智能分类模型，该模型通过融合深度时序特征提取与优化聚类算法，在多种分类场景下均展现出最优性能。应用于深煤层压裂特征曲线分类，归纳总结为4类典型模式：高破压后压力平稳型、压力平稳上升型、压力平稳下降型和进砂困难型，区分度最好。经验证，该模型准确率达92.7%，为深煤层水力压裂施工的实时决策提供了智能化解决方案。

（2）通过数据分析明确多段塞工艺和合理的前置液用量能有效降低施工压力，针对施工压力较高的井，可以采用多段塞工艺、提高前置液比例和低黏液体比例来降低压力。压降数据和地质强度GSI值相关性较好，可以试验在周边煤层压裂设计时增加小粒径石英砂比例封堵微小裂缝，减少压降，来提高后期稳产量。

（3）砂煤叠置储层压裂时，当砂岩和煤层中间无泥岩隔夹层时，有压窜层的风险，需要提前考虑合层压裂，加大规模和排量。当砂岩和煤层中间有较纯的泥岩遮挡时，采用投绳结暂堵的方式来充分改造深煤层和致密砂岩，暂堵效果较明显。

（4）深煤层水平井影响产能的主要因素为排量。直定井主控因素为加砂量和砂液比，可以进一步试验少水压裂，控制用液量，增大加砂规模和排量，提高砂液比来提升产能，为后续的深煤层设计方法提供参考依据。

（1）建立与应用多尺度耦合模型，整合多尺度模拟技术，构建综合模型，将深煤层的微观孔隙结构、裂缝网络与宏观地应力场相结合，实现储层改造的精细预测与优化。

（2）构建智能化压裂大数据，借助人工智能模型、大数据和自动化技术，建立智能化压裂参数优化系统。通过实时采集数据并进行深度学习分析，在复杂地质条件下动态调整压裂方案，确保储层改造的高效性与可控性。

（3）研发与应用无水/少水压裂技术，创新智能化压裂技术，依托人工智能和大数据分析，结合实时监测系统，动态优化施工参数，提高作业精准度与经济性。