, Wang Dezhi
, Xiong Xianyue
, Ji Liang
, Zhou Changhui
, Deng Yonghong
, Wang Wei
, Song Yinan
, Huang Yangyang
, Gao Xicheng
, Xu Chengchao
, Xing Xuejie
2019年，中石油煤层气有限责任公司在鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块（简称大吉区块）石炭系本溪组8号煤部署实施了埋深超2000m的深层煤岩气试验井——大吉3-7向2井，初期稳定日产气量达0.5×104m3，取得了深层煤岩气勘探的重大突破[1-3]。煤岩气是近年来新识别的一类非常规天然气资源，以煤岩为储层，吸附气与游离气共存，赋存状态受控于煤岩的微观孔隙结构、天然割理—裂缝系统发育程度及构造保存条件等，整体呈现“高压力、高温度、高含气量、高饱和度、高游离气”的五高特征[1, 4-5]。煤岩气赋存状态、成藏作用与开发模式显著区别于以吸附态为主的传统煤层气。当前，该类气藏在成藏演化规律、高产主控因素识别及开发路径构建方面尚处于探索阶段，是非常规天然气领域的研究热点与前沿方向[6-8]。
大吉区块通过系统地质工程评价，探明煤岩气地质储量超3000×108m3，并建立了以“水平井+大规模体积压裂”为核心的开发技术体系，在厚煤岩发育区取得良好应用效果[9-10]。然而，在多套薄煤岩发育区，受限于煤层稳定性差、单层资源丰度低等因素，水平井工艺适应性显著下降。相比之下，具备分层改造、多层动用能力的直丛井工艺因地质适应性强而受到关注[11]。但在前期开发过程中，直丛井普遍表现出产量差异大、整体偏低的生产特征[12]，产能主控因素尚不明确，严重制约了该工艺的规模化推广。已有研究多聚焦于煤岩气富集成藏机理与压裂工艺优化[13-16]，而针对直丛井产能差异的定量化分析与高产控制机制研究仍显薄弱，尚未形成适用于多套薄煤岩发育区的可复制、可推广的高效开发技术体系。
本文以大吉区块105口直丛井为研究对象，识别产能主控因素，构建了直丛井高产培育路径，形成了煤岩气直丛井高效开发技术体系及配套工程组织策略。该技术体系在宜川井区现场应用效果显著，平均单井日产气量由0.8×104m3提升至1.8×104m3，EUR达到2000×104m3，验证了该技术体系在多套薄煤岩发育区的适应性与工程实用性。研究成果为宜川井区煤岩气资源的高效动用提供了系统化开发技术与配套工程支撑，具备良好的推广应用价值。
1 宜川井区地质及开发概况 1.1 地质特征综述大吉区块位于鄂尔多斯盆地东缘，地处晋陕两省交界地带，黄河由北向南流经区块西缘。行政区划上，黄河为晋陕界河，东侧属山西省，西侧属陕西省。宜川井区位于区块西南部，隶属于陕西省宜川县。构造上地处伊陕斜坡，构造稳定，地层整体呈北西向缓倾单斜展布，倾角普遍小于1°，区内断裂不发育，具备良好的资源保存条件。地层属于华北地台典型沉积序列，自古生界至新生界沉积地层均有发育，地层发育较为完整（图 1）。
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图 1 鄂尔多斯盆地构造分区图(a)、大宁—吉县区块构造纲要图(b)及地层综合柱状图(c) Fig. 1 Division of structural units in Ordos Basin (a), structural outline map of Daning-Jixian block (b), and comprehensive stratigraphic column (c) |
宜川井区煤岩气主力开发层位为石炭系本溪组8号煤和二叠系山西组5号煤。8号煤属潟湖相煤，埋深为1780~2440m，净煤厚度为3.0~7.1m，平均为4.7m；5号煤属三角洲前缘—滨浅海过渡相煤，埋深为1680~2380m，净煤厚度为2.7~6.4m，平均为4.5m。两套煤层在区内分布稳定、连续，但整体厚度偏薄（图 2）。在单层开发条件下，资源丰度低，经济效益受限。
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图 2 宜川井区8号、5号煤厚度等值线图 Fig. 2 Thickness contours of coal seams No.8 and No.5 in Yichuan well area |
宜川井区宏观煤岩类型以亮煤和半亮煤为主，镜质组反射率为2.02%~2.67%，煤化程度高，煤阶为贫煤至无烟煤，具备较强的生烃潜力与甲烷吸附能力。煤体结构以原生结构煤为主，煤质致密、力学强度高。孔隙结构以孔径小于2nm的微孔为主，介孔与宏孔发育较弱。裂缝系统主要由割理裂缝和构造裂缝构成，但普遍被次生矿物充填，有效裂缝发育程度较低。孔—缝系统连通性差，储层渗透率普遍偏低，储层主要物性参数见表 1。综合分析表明，宜川井区煤岩气资源基础良好，但储层孔—缝系统结构复杂、渗流能力弱，需通过大规模压裂改造等工程措施改善储层渗流条件，提高资源动用效率，促进资源向产能的高效转化。
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表 1 宜川井区8号、5号煤岩储层特征参数表 Table 1 Reservoir characteristic parameters of coal seams No.8 and No.5 in Yichuan well area |
宜川井区前期共部署实施24口直丛井，实际生产中暴露出3类典型问题。一是单井产量差异大、整体偏低。初期日产气量分布在(0.1~2.2)×104m3之间，平均日产气量为0.8×104m3，其中日产气量低于1×104m3的井有17口，占比高达71%。二是采气工艺系统适应性差，难以保障排采连续性。受腐蚀、结垢、煤粉等问题影响，机采井故障率高，平均年故障率达1.72次/ 井。三是修井作业频繁，储层伤害问题突出。修井过程中压井、冲砂等作业易导致外来流体侵入低压煤岩储层，造成储层伤害[17]。修井后气井产量普遍表现为“阶梯式”下降（图 3）。整体来看，现有直丛井开发模式难以支撑宜川井区煤岩气资源的高效开发，亟须构建直丛井高效开发技术体系，实现对多套薄煤岩发育区煤岩气资源的高效动用。
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图 3 G10X6井生产动态曲线图 Fig. 3 Production curve of Well G10X6 |
直丛井产能形成机制复杂，受多种地质与工程因素协同影响，识别其主控因素对于提高气井产能具有重要意义。归纳来看，气井产能可抽象为资源丰度（Q）、井控面积（V）与采收率（ER）三大关键要素协同作用的结果（公式1）。其中，资源丰度主要受煤岩热演化程度、煤岩厚度、孔—缝系统发育程度与成藏组合特征等地质条件控制，反映资源的可动用潜力；井控面积取决于压裂改造效果，反映气井对资源的控制程度；采收率则主要受控于储层渗流与降压能力，决定煤岩气的解吸效率与动用程度。
| $ G_{\mathrm{p}}=Q \times V \times E_{\mathrm{R}} $ | (1) |
式中Gp——气井累计产气量，108m3；
Q——资源丰度，108m3/km2；
V——井控面积，km2；
ER——采收率，%。
本文以Q—V—ER三要素为逻辑主线，以大吉区块已投产的105口直丛井为研究对象，围绕地质条件、压裂改造、返排管理与排水降压4个关键环节，系统识别产能主控因素及其控制机制，在此基础上构建高产井培育路径，为宜川井区煤岩气资源的高效开发提供路径参考。
2.1 地质条件是气井高产的基础地质条件既决定资源丰度，也控制储层压裂响应能力，是气井产能形成的基础。在此聚焦资源丰度与储层可改造潜力，系统剖析地质条件对直丛井产能的影响。
2.1.1 高资源丰度奠定气井高产的物质基础大吉区块煤岩储层具备良好的富集成藏条件，资源丰度是直丛井高产的关键控制因素，高资源丰度区气井产量普遍偏高。区块煤岩热演化程度高，镜质组反射率集中在2.02%~3.03%，煤阶为贫煤至无烟煤，具备较强的生烃潜力与甲烷吸附能力，为煤岩气生成提供了丰富的物质基础[18]。煤岩储层孔—缝系统发育，微孔占主导，割理明显，并伴有一定规模的构造裂缝，具有典型双重介质储层特征，为煤岩气富集提供了有效的赋存空间[19-21]。区块构造稳定，煤岩顶底板以岩性致密的石灰岩和泥岩为主，封盖能力强，形成了“源—储—盖”一体化成藏体系，有效保障了煤岩气的封存与富集[22]。
统计分析表明，资源丰度与气井产量之间呈正相关关系（图 4）。因此在薄煤岩发育、单层资源丰度较低的区域，合层开发能有效提高气井产能。
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图 4 煤岩气资源丰度对日产气量影响关系图 Fig. 4 Relationship between coal-rock gas resource abundance and daily gas rate |
大吉区块煤岩储层渗透率极低，通常不具备自然产能，需通过大规模压裂改造以获得稳定工业气流。储层可改造潜力体现了地质属性对压裂裂缝扩展能力的影响，主要受煤层与围岩应力组合特征控制。区块煤层以原生结构煤为主，脆性强、弹性模量低，具备良好的改造基础。围岩多为石灰岩或泥岩，弹性模量高、断裂韧性强，表现出良好的塑性约束能力。煤层与围岩构成“柔性煤层—刚性围岩”的应力封闭结构，有利于压裂裂缝在煤层内部扩展。
在煤层与围岩应力组合下，压裂能量优先在煤层中释放，主裂缝易沿煤层启动并延展。当顶底板应力显著高于煤层时，可形成垂向应力封隔，有效限制缝高突破，促使裂缝横向扩展。当煤层内部水平主应力差较小时，裂缝扩展路径受控性减弱，更易在天然弱面或割理面附近发生偏折、分叉与剪切滑移，促使人工裂缝与天然裂缝系统实现耦合连通，构建结构复杂、连通性强的裂缝网络，从而显著提高储层渗流能力。
以G5-3X2井为例，8号煤、5号煤合层生产。8号煤最小水平主应力为41.1MPa，与顶底板隔层应力差分别为15.8MPa和5.9MPa，压裂施工中，前置液阶段压力迅速升至57.5MPa，裂缝净压力达18.8MPa，发生缝高突破，后续施工压力快速下降，稳定在28.5~35.7MPa，折算井底压力为35.6~42.7MPa，裂缝未能在煤层中有效扩展（图 5a），改造不充分。相比之下，5号煤最小水平主应力为36.6MPa，与顶底板隔层应力差分别为11.2MPa和10.0MPa，前置液阶段压力为39.6MPa，裂缝净压力10.7MPa，施工压力稳定在33.8~36.2MPa，折算井底压力为39.3~41.7MPa，裂缝在煤层中有效扩展（图 5b），改造充分。该井日产气量为0.5×104m3，显著低于合层生产井，与单层生产井产能水平一致，说明部分煤层未有效动用（图 6）。
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图 5 G5-3X2井压裂施工曲线图 Fig. 5 Fracturing construction curve of Well G5-3X2 |
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图 6 G5-3X2井生产动态曲线图 Fig. 6 Production curve of Well G5-3X2 |
工程实践表明煤层与围岩应力组合特征对压裂改造效果有重要影响。煤层与围岩隔层应力差大、煤层内部水平应力差小的区域更有利于形成缝高受控、分支发育的复杂裂缝网络，从而提升压裂改造效果。
2.2 压裂改造是气井高产的前提大吉区块煤岩气赋存特征相对一致，为工程参数对比分析提供了可靠的地质基础。对日产气量大于1×104m3的高产井进行统计分析发现，煤岩厚度主要集中在4.2~6.2m（图 7），未体现出明显的厚度优势。煤岩厚度虽构成气井高产的资源基础，但在厚度相对稳定的条件下，并非导致产能差异的直接因素，直丛井产能受工程因素影响显著。
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图 7 煤岩厚度对日产气量影响图 Fig. 7 Relationship between coal rock thickness and daily gas rate |
压裂规模是表征储层改造强度的综合性指标，直接影响改造体积与裂缝导流能力，进而决定气井有效井控面积。实践表明，压裂规模越大，改造强度越高，改造效果越好，井控面积越大，更易实现资源的有效动用，提高气井产能。
为明确压裂规模对直丛井产能的影响规律，开展主要压裂参数与产量之间的关联性分析。结果表明，日产气量大于1×104m3的高产井普遍具备以下压裂参数特征：施工总液量大于2898m3、施工总砂量大于383m3、施工排量大于13m3/min、平均砂比大于15%，施工压力大于38.9MPa（图 8），整体改造规模较大。相比之下，压裂参数低于阈值的井产量普遍偏低，反映出压裂规模对气井产能具有显著影响。
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图 8 压裂规模对日产气量影响关系图 Fig. 8 Relationship between fracturing scale and daily gas rate |
为排除煤岩厚度对压裂规模与产量关系的干扰，将施工总液量与施工总砂量按煤岩厚度进行归一化处理，分析其与单位煤岩厚度产气量之间的关系。结果显示，两者均呈现正相关关系（图 9），表明提高压裂规模能有效提升储层改造效果，实现资源的有效动用。
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图 9 单位厚度压裂规模对日产气量影响关系图 Fig. 9 Relationship between fracturing scale per unit coal rock thickness and daily gas rate |
大吉区块直丛井中，DJ55井为压裂规模最大的井，累计实施5轮压裂，施工总液量为15335.8m3，施工总砂量为1801.6m3 [23]。截至投产877天，累计产气量为2762×104m3，日产气量为2.78×104m3，展现出良好的储层改造效果。图 9显示，该井压裂规模与产量之间具有良好的对应关系，未表现出明显的产能平台期，表明压裂规模尚未达到储层响应上限。在经济性方面，预测DJ55井在全生命周期内累计税后净现金流为3849.08万元，投资回收期为3.03年，投资回报率为24.90%，显示出良好的经济回报能力。该井的技术与经济表现验证了在现有地质条件下，在DJ55井压裂规模基础上，继续提高压裂规模仍是一种兼具技术可行性与经济合理性的有效增产手段。受限于当前区块直丛井压裂规模分布相对集中，尚难建立压裂规模与单井EUR之间的稳定量化关系，仍需依托更多样本的系统积累与持续验证。
需要特别说明，本文为便于量化分析，采用日产气量为1×104m3作为产能分级参考标准。但该界限仅用于高产特征识别，并不代表产量目标止步于此。研究本质在于通过数据驱动提炼产能演化规律，探索突破当前产能瓶颈的技术路径。为后续开发对策制定提供科学依据与数据支持。
为系统识别产能主控因素，采用“满足参数阈值条件井中高产井占比”作为评估指标，以衡量不同参数组合对高产井的识别能力。高产井占比的提升，能够从统计层面间接反映所选参数体系对主控因素的覆盖程度与识别的完整性。分析结果显示，尽管各压裂参数与产量之间存在一定关联性，但关联度整体偏低，满足任一参数阈值的气井中，高产井占比仅为13.33%~19.61%，表明依赖单参数优化难以系统提升储层改造效果。进一步将5项压裂参数联合筛选后发现，满足全部压裂参数阈值的气井中，高产井占比显著提升至50%，表明通过多参数协同优化，能有效提高压裂规模，提升储层改造效果。
2.3 返排管理是气井高产的保障煤岩气开发中，关井时长控制策略是返排管理的关键环节，直接影响压后储层保护效果，进而影响储层渗流与降压能力。关井时长是指压裂结束后至气井投产前，气井处于关闭状态的累计时间总和，通常包括两个阶段：一是压裂结束后至返排前的主动焖井时间；二是返排结束后至气井投产前的被动关井时间。
2.3.1 适度焖井能提高裂缝导流能力，改善储层渗透性适度焖井既有利于压后裂缝内支撑剂稳定分布，同时也有利于压裂液在储层中产生应力诱导与渗吸置换作用，进一步改善储层渗透性。一方面，焖井期间，裂缝逐渐闭合，煤岩回弹促使支撑剂嵌入裂缝壁面，形成稳定支撑结构，防止过早返排引起的支撑剂回流与裂缝闭合，增强裂缝导流能力[24-25]。另一方面，焖井期间，压裂液在毛细管吸力与裂缝闭合压力的共同驱动下持续渗入煤岩基质，诱导压裂缝沿煤岩割理与构造裂缝方向进一步扩展，实现多尺度裂缝网络的协同连通与结构融合；同时，压裂液渗入孔隙后可置换吸附水、降低毛细管束缚压力，有利于吸附气的解吸动用[26-27]。
为降低地质条件与压裂规模差异对焖井时间与产量关系的干扰，选取煤岩厚度与压裂参数相对一致的样本井开展对比分析。具体包括：将煤岩厚度限定在4.0~6.0m范围内，单位施工液量与单位加砂量分别以500m3/m和80m3/m为基准，波动幅度控制在±10%以内，作为对比分析的前提条件。在此基础上，分析焖井时间与产量的对应关系（图 10）。结果显示，高产井主要集中在焖井时间为0.1~0.3天的区间，焖井时间超过0.3天或小于0.1天时均未见高产井分布。说明合理控制焖井时间有助于提高气井产能，呈现出“适度焖井”的窗口效应。
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图 10 焖井时间对日产气量影响关系图 Fig. 10 Relationship between post-fracturing well soaking time and daily gas rate |
缩短关井时长可有效降低压裂液滤失造成的储层伤害，提高储层渗流与降压能力。压裂结束后，在裂缝闭合压力驱动作用下，压裂液持续滤失渗入煤岩储层，滤失液量随时间延长而逐步增加[28]。煤岩储层普遍发育多尺度孔—缝系统，连通性差、束缚作用强，渗入液体易以束缚水形式滞留，难以返排。在水锁效应、压敏效应等机制共同作用下，储层渗透性持续下降，最终造成不可逆的储层伤害[29-31]。
缩短关井时长可从3个方面减少压裂液滤失、强化储层保护：一是，压裂后裂缝系统处于高压状态，及时泄压可迅速降低裂缝与基质之间的压力差，削弱压裂液持续渗入的驱动力；二是，压裂液残余压力能与游离气弹性能协同释放，增强返排驱动能力；三是，压裂后初期，裂缝尚未完全闭合，导流能力强，处于高渗窗口期，此时开井不仅有利于压裂液返排，还可建立稳定泄压通道，保障储层连续压降，有效减少压裂液的滤失滞留，提升储层保护效果。
已有研究表明，煤岩储层渗透性对有效应力高度敏感，渗透率与有效应力之间呈指数衰减关系（公式2）[32]。压裂液持续滤失导致裂缝内部压力降低，有效应力升高，从而引发渗透率下降、渗流能力削弱，造成地层流体返排受阻。
| $ K=K_0 \cdot \mathrm{e}^{-\alpha \Delta \sigma_{\mathrm{e}}} $ | (2) |
式中K——当前渗透率，mD；
K0——初始渗透率，mD；
α——应力敏感系数，MPa-1；
Δσe——有效应力，MPa。
大吉区块直丛井生产制度整体保持一致，气井普遍于投产首月进入稳产期，各项生产参数趋于稳定，具备良好的对比基础。基于此，选取投产首月末返排率作为表征指标，评估关井时长对地层返排能力的影响。统计结果表明，关井时长与投产首月末返排率之间呈负相关关系（图 11）。压裂后长时间关井将加剧压裂液在储层中滤失，导致返排率降低。由此可见，缩短关井时长有助于提高地层返排能力，减少压裂液在储层中滤失滞留。
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图 11 关井时长对投产首月末返排率影响图 Fig. 11 Relationship between well shut-in period and flowback rate at the end of the first month after put into production |
进一步对关井时长与产量进行相关性分析发现，二者呈明显负相关关系，整体趋势近似反比例函数（图 12）。日产气量大于1×104m3的高产井集中分布于关井时长小于33.3天的区间，随着关井时长增加，产量显著下降。该趋势表明，压裂液滤失进入煤岩储层后诱发储层伤害，削弱储层降压与产能释放能力。当关井时间超过33.3天后，气井产量降至1×104m3以下，且下降幅度逐渐减缓，表明煤岩储层已发生不可逆性损伤。分析结果提示，在工程实践中应尽可能缩短关井时长，以提升储层保护效果，是实现气井高产的有效措施。
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图 12 关井时长对日产气量影响关系图 Fig. 12 Relationship between well shut-in period and daily gas rate |
以G2-2井为例，该井单采8号煤，压裂液总用量为3242.7m3，关井时长达39天，投产首月末返排率仅为21.3%，首年返排率为52%。生产初期游离气快速产出，日产气量迅速上升至1.2×104m3。由于关井时长较长，压裂液滤失造成储层伤害，致使生产阶段难以有效降低储层压力，吸附气未能充分解吸动用完成产能接替，导致气井产量快速递减。修井资料显示，该井生产220天后，地层压力仅由21.55MPa降至18.55MPa，印证了“关井时长延长—滤失液量增加—储层伤害加剧—渗流能力降低—储层降压受阻—产能释放不足”的因果链条（图 13）。
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图 13 G2-2井生产动态曲线图 Fig. 13 Production curve of Well G2-2 |
关井时长作为单因子产量识别参数，对高产井表现出较强的识别能力。统计表明，关井时长小于33.3天的气井中，高产井占比为32.35%，显著高于液量、砂量等单一压裂参数，说明压裂后储层保护对气井产能具有重要影响。然而，相较于由液量、砂量、排量、砂比及施工压力联合构建的压裂规模参数，其独立识别能力仍显不足。进一步将关井时长与压裂规模参数联合筛选后发现，满足两类参数阈值条件的井中，高产井占比提升至73%，识别能力显著增强，间接反映出压裂规模与压裂后储层保护在产能形成过程中的协同作用。该结果从统计层面验证了关井时长作为产能影响因素的重要性，同时也提示当前参数体系尚存在解释盲区，约27%的井低产原因未被覆盖，需继续补充控制参数，以提升产能影响因素识别的系统性与完整性。
2.4 排水降压是气井高产的关键大吉区块煤岩储层富含游离气，生产过程中普遍无明显排水降压期，初期主要依靠高势能游离气弹性膨胀驱动地层流体产出，随着储层压力持续下降，吸附气逐步解吸实现产能接替[33]。
生产初期，即游离气主导产出阶段，能否快速建立有效的地层压力降，是启动吸附气解吸、实现产能平稳接替的前提。依据Langmuir等温吸附模型（公式3），吸附气含量与储层压力之间存在显著的非线性关系。在高压区，单位压力降对应解吸量较低；而在低压区，解吸量随压力下降大幅增加[34]。因此，在生产初期储层压力较高的条件下，需快速将压力降至一定阈值以下，吸附气才能大规模解吸，实现对产能的平稳接替，并为地层流体持续产出提供稳定驱动力，强化储层降压过程，形成“解吸—产出—降压—再解吸”的正向循环机制。
| $ V=\frac{V_{\mathrm{L}} \cdot p}{p_{\mathrm{L}}+p} $ | (3) |
式中V——当前压力p下的吸附气体积，m3/t；
VL——Langmuir体积，m3/t；
pL——Langmuir压力，MPa；
p——当前储层压力，MPa。
返排率作为衡量储层降压程度的重要指标，其高低直接影响吸附气解吸效率。统计表明，大吉区块日产气量大于1×104m3的高产井，进入稳产期时返排率普遍高于25%，且随着返排率提升，产量整体呈现上升趋势。当稳产期返排率低于25%时，产量整体偏低（图 14）。该趋势验证了返排率与储层降压程度之间的正相关关系，表明返排不足将限制储层压力有效释放，进而抑制吸附气解吸动用。因此，在生产初期，应快速将返排率提升至25%以上，以确保储层有效降压、吸附气顺利解吸，为气井持续稳产提供保障。
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图 14 稳产期返排率对日产气量影响关系图 Fig. 14 Relationship between flowback rate at the production plateau and daily gas rate |
然而，在压裂液注入量大、储层渗透率低的条件下，仅依靠地层能量自喷返排，返排率普遍偏低，平均仅为20%。为提升返排率，本文聚焦地层能量驱动返排的物理过程，剖析返排率受限的本质原因，并探讨人工辅助排液在提高返排率中的作用机制。
2.4.1 地层能量驱动返排能力评估与局限性分析大吉区块煤岩储层中游离气含量约为20%[5]，依靠游离气弹性势能驱动返排，效率偏低。游离气弹性膨胀能是驱动压后返排的主要动力，该能量通过在地层与井筒之间建立压力差，推动地层流体向井筒运移。然而，在储层渗透率低、压裂缝网结构复杂的条件下，能量在传递过程中耗散严重，能量转化利用率低，返排动力不足。
以DJ22井为例，分析游离气弹性势能释放量与地层液体产出量的对应关系。根据气井产量与套压变化特征，以井口套压9.3MPa为界，将气井生产过程划分为两个阶段（图 15）：第一阶段以游离气产出为主，生产表现为井口产量与套压同步升高，反映出游离气弹性势能处于集中释放期；第二阶段以吸附气产出为主，随着游离气能量逐渐衰竭，吸附气解吸接替，由于储层压降不足导致吸附气未能实现对产能的有效接替，生产表现为产量与套压同步下降（表 2）。
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图 15 DJ22井生产动态曲线图 Fig. 15 Production curve of Well DJ22 |
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表 2 DJ22井储层参数及生产数据表 Table 2 Reservoir characteristics and production data of Well DJ22 |
在热力学近似条件下，考虑地层温度基本恒定，游离气产出过程可近似视为等温膨胀。基于上述假设，采用气体等温膨胀模型（公式4），仅考虑始（地层）、末（井口）两状态，对游离气弹性膨胀释放能量进行计算。76×104m3游离气压力由21.38MPa降至9.3MPa，释放弹性势能约为70.1GJ。累计产出地层液体为286.5m3，折算驱动1m3液体运移至地面消耗游离气弹性势能约为244.7MJ。
按20%游离气含量计算，极端情况下由地层压力21.38 MPa降至管线压力3MPa，游离气理论最大可释放弹性势能约为165.38GJ，最多可驱动约675.8m3液体返排，仅相当于平均压裂液用量（约3000m3）的22.5%。结果表明，在大吉区块现有地质条件下，尽管地层具备一定能量基础，但其释放能力与转化效率难以支撑地层流体充分返排，自喷返排率偏低。因此，提高地层能量驱动效率的关键在于提高游离气弹性能向地层流体动能的转化效率，减少传输过程中的能量消耗。
| $ W=\int_{V_{\mathrm{i}}}^{V_{\mathrm{f}}} p \mathrm{~d} V=n Z R T \ln \left(\frac{p_1}{p_2}\right) $ | (4) |
式中W——游离气弹性势能，J；
Vi——初始状态体积，m3；
Vf——末状态体积，m3；
p——体积变化过程中瞬时压力，Pa；
n——气体摩尔数，mol；
Z——压缩因子，取0.88；
R——理想气体常数，取8.314J/(mol·K)；
T——地层温度，K；
p1——初始状态压力，Pa；
p2——末状态压力，Pa。
2.4.2 提高压后人工辅助排液量，能合理利用地层能量提高返排率自喷返排阶段，地层能量主要消耗在两方面：一是驱动地层流体运移至井底；二是克服井筒流体重力，将其举升至地面。提高压裂后人工辅助排液量，可降低地层能量在举升井筒流体过程中的消耗，使更多地层能量集中用于驱动地层流体运移，从而提高能量利用效率，加快储层降压，促进吸附气解吸动用，实现产能接替（图 16）。
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图 16 压后人工辅助排液对气井产能影响示意图 Fig. 16 Schematic influence of post-fracturing artificial assisted fluid flowback on well production capacity |
统计分析表明，提高压裂后高产水阶段的辅助排液量，有助于提高气井产能。大吉区块直丛井进入稳产期时最高返排率约为40%。为定量评估辅助排液对产能的影响，选取“前40%返排液体积中辅助排液量占比”作为辅助排液强度的归一化表征参数。分析结果显示，日产气量大于1×104m3的高产井，辅助排液量占比与产量之间存在正相关关系，决定系数（R2）为0.5206（图 17）。
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图 17 辅助排液量占比对日产气量影响关系图 Fig. 17 Relationship between post-fracturing assisted fluid flowback volume and daily gas rate |
图 17中部分气井虽具备较高的辅助排液量占比，但产量仍偏低，其主要受辅助排液介入时机滞后影响。返排初期地层流体产出量大，若辅助排液措施未能及时介入，将导致大量地层能量被消耗于举升井筒流体，对地层流体的驱动效率降低。受前期建产理念影响，区块绝大多数气井压裂后以自喷返排为主，辅助排液措施多于投产后介入，削弱了辅助排液量占比与产量之间的统计相关性。因此，为高效利用地层能量驱动地层流体运移至井底，应在返排初期快速开展辅助排液，降低地层能量在举升井筒流体过程中的能量消耗，提高地层能量驱动效率。
辅助排液量占比作为单因子产量识别参数，在实施辅助排液井中，高产井占比为19.45%。受当前绝大多数生产井辅助排液介入时机滞后影响，识别能力相对较弱。进一步将压裂规模、关井时长与辅助排液量占比3类参数联合筛选后发现，满足全部参数阈值条件的井中，高产井占比提升至92.86%。该结果从统计层面验证了当前产能影响因素识别体系的系统性与完整性。尽管仍存在少量未被完全解释的低产井个例，但整体识别准确率已达到较高水平，为后续高产主控因素的识别与工程参数优化提供了可靠的数据支撑与理论依据。
2.5 直丛井高产主控因素识别与培育路径构建前文系统分析了地质条件、压裂改造、返排管理与排水降压对直丛井产能的控制机制。其中，地质条件作为不可调控的客观因素，其技术应对策略主要为开发前期有利区优选，与工程类影响因素存在本质差异。为有效“培育”高产井，本文聚焦已识别的9项关键工程参数（表 3），依次开展产能影响因素敏感性分析与非线性耦合特征识别，构建一套可量化、可复制的直丛井高产培育路径。
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表 3 日产气量大于1×104m3的高产井产能影响工程参数及阈值表 Table 3 Engineering parameters and thresholds influencing production capacity of high-yield wells with a daily gas rate exceeding 1×104m3 |
为量化各参数对气井产能的相对贡献，构建基于多元线性回归的敏感性分析模型，通过回归系数归一化处理，建立参数敏感性权重序列。考虑到不同参数在量纲和数值尺度上的差异，采用“参数赋分—数据标准化—回归建模”3步流程，提高模型稳定性及结果可对比性。最终通过归一化回归系数，量化各参数对产能的相对影响权重，为高产井培育路径构建提供数据支撑。
分析结果表明，9项工程参数对产能影响敏感性由强到弱依次为：施工总砂量 > 平均砂比 > 关井时长 > 施工压力 > 辅助排液量占比 > 焖井时间 > 施工排量 > 施工总液量 > 稳产期返排率。
具体计算流程如下：采用线性赋分法对单井各参数（表 3）进行评分。实际值满足阈值时赋满分10分，不满足阈值时，则按其与阈值的偏差程度进行线性扣分，即偏离越大，得分越低，从而实现参数的无量纲化处理，并为后续工程效果评价提供参数依据与方法支撑。
为消除赋分参数间的数值尺度差异，提升回归模型的数值稳定性，对每项参数评分结果进行Z-score标准化处理（公式5）。
| $ S=\frac{x-\mu}{\sigma} $ | (5) |
式中S——标准化评分变量；
x——原始评分值；
μ——评分变量均值；
σ——评分变量标准差。
进行多元线性回归拟合（公式6），以日产气量Y为因变量，标准化评分变量S1, S2, …, S9为自变量，得出9项工程参数的回归系数。
| $ Y=\beta_0+\beta_1 S_1+\beta_2 S_2+\cdots+\beta_9 S_9+\varepsilon $ | (6) |
式中Y——日产气量，m3；
S1, S2…, S9——标准化评分变量；
β0——常数项；
β1, β2, …, β9——回归系数；
ε——随机误差项。
对回归系数进行绝对值归一化处理（公式7），得到9项工程参数的敏感性权重（表 4）。为增强模型结果的直观性与工程可用性，将其转换为百分制敏感性权重，据此建立单井加权评分体系。
| $ W_i=\frac{\left|\beta_i\right|}{\sum\nolimits_{j=1}^9\left|\beta_j\right|} \times 100 \% $ | (7) |
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表 4 多元线性回归模型结果与敏感性权重表 Table 4 Results of multivariate linear regression model and sensitivity weights |
式中Wi——第i项参数敏感性权重，%；
βi——第i项评分变量的回归系数；
为评估工程参数对气井产能影响的稳定性，采用Bootstrap重采样方法对多元线性回归模型结果进行不确定性分析。通过对样本集近1000次有放回抽样并重复建模，获取各参数回归系数均值及其95%置信区间（图 18、表 4）。
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图 18 工程参数对产能影响不确定性评估结果图 Fig. 18 Uncertainty assessment results of the influence of engineering parameters on production capacity |
结果表明，施工总砂量回归系数最高，95%置信区间完全位于正区间，作用方向明确，是当前样本条件下的首要主控参数。平均砂比与施工压力回归系数也为正，但置信区间下限接近零，提示其识别结果相对敏感，具备一定的正向影响能力。关井时长回归系数为负，95%置信区间完全位于负区间，表现出稳定的负向控制作用，是优化控制中的关键保护性参数。
相较而言，辅助排液量占比、施工排量、稳产期返排率、施工总液量与焖井时间的95%置信区间均跨越零轴，显示其对产能的影响方向存在不确定性。
综合不确定性评估结果，施工总砂量、平均砂比、施工压力与关井时长可视为当前区块直丛井产能主控因素，具备识别稳定性强、优化价值高的特征。
为验证单井加权评分体系的合理性，对比分析了加权前后评分结果在识别高产井方面的表现（图 19）。结果表明，引入敏感性权重后，评分区间收敛性增强，评分值对产量的区分能力显著提升，高产井识别准确率明显提高。说明该评分体系能够较为准确地反映各工程参数对产能的影响，特别是权重较高的参数，具备良好的工程应用价值。
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图 19 未加权与加权评分对高产井识别能力对比图 Fig. 19 Comparison of unweighted and weighted scoring methods for identifying high-yield wells |
需要指出的是，当前模型对气井产量拟合的决定系数（R2）仅为0.53，表明工程参数与气井产能之间存在明显的非线性关系。因此，本模型在实际工程应用中更适合作为工程参数敏感性排序和定性分析的工具，而不宜直接用于高精度的气井产量预测。
2.5.2 基于决策树模型的高产井最优工程参数组合识别为识别驱动气井高产的关键工程参数组合，弥补线性模型在揭示变量间非线性耦合关系方面的不足，引入基于决策树的非线性分类建模方法[35]，对气井产量分级结果开展分析，提取高产井对应的典型工程参数组合。
本研究采用CART（Classification and Regre-ssion Tree）算法[36]，以9项工程参数为输入变量，将日产气量划分为低产（小于0.5×104m3）、中产（0.5×104~1×104m3）和高产（大于1×104m3）3类，构建决策树分类模型（图 20）。通过递归评估各参数的分类能力，有效揭示多参数间的非线性耦合关系与交互特征，识别培育高产井所需的关键工程参数组合。
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图 20 工程参数对产能影响决策树模型图 Fig. 20 Decision tree model for evaluating the influence of engineering parameters on production capacity 颜色深浅表示样本纯净度，颜色越深代表纯净度越高 |
模型结果表明，当关井时长≤33.3d、施工总砂量＞383m3、施工压力＞38.9MPa 3项条件同时满足时，可准确识别为日产气量大于1×104m3的高产井，划分后样本纯净度达100%。该参数组合与前文敏感性分析中识别出的高权重主控因素高度一致。辅助排液量占比因相关样本数量有限，未在本轮划分中显著体现。
从作用机理来看，缩短关井时长有助于减少压裂液滤失，降低储层伤害；增大加砂规模可提高裂缝导流能力，提升储层改造效果；较高的施工压力有利于压裂缝网在煤岩储层中充分扩展，增大改造体积；提高压裂后辅助排液量则可提高返排率，加快储层降压。4项参数协同作用，共同构成直丛井高产的工程基础。
综上所述，施工总砂量、施工压力、关井时长与压裂后辅助排液量是影响直丛井产能的主控工程因素。识别结果为后续高产井培育路径的构建提供了关键参数支撑。
2.5.3 直丛井高产培育路径构建直丛井产能受地质条件与工程参数双重控制，围绕产能主控因素构建以“优部署—强改造—控伤害—提能效”为核心的直丛井高产培育路径：（1）优化地质—工程甜点识别，夯实资源丰度与储层可改造潜力；（2）增大压裂加砂规模，增强裂缝导流能力；（3）推行压裂后快速返排，强化储层保护；（4）加快辅助排液措施介入速度，提高储层降压效率（图 21）。
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图 21 直丛井高产培育路径图 Fig. 21 Cultivation pathway of high-yield clustered vertical-deviated wells |
该路径构建了从井位部署到产能释放的全过程控制框架，体现了地质—工程要素协同驱动下的参数优化逻辑。
3 直丛井高效开发技术体系构建及工程实践 3.1 直丛井高效开发技术体系构建为落实“优部署—强改造—控伤害—提能效”的高产井培育路径，实现各关键环节协同提效，构建了以地质—工程甜点区协同优选、大规模体积压裂改造、压裂后快速返排控滤失、多源能量耦合助排降压为核心的煤岩气直丛井高效开发技术体系。
3.1.1 地质—工程甜点区协同优选技术为实现煤岩气开发精准选区，构建了以“资源丰度+ 可改造潜力”评价为核心的地质—工程甜点区协同优选技术。该技术从生烃能力、储集能力、保存能力和可改造潜力4个维度开展系统分析，建立关键地质参数与产量间的定量关系。进一步融合多源地质参数，构建多因子耦合分析模型，实现对储层含气特征与压裂响应能力的协同评价。该技术重点强化了地质可采性与工程可动用性的匹配关系，为甜点区优选提供了定量支撑。
在此基础上，建立了适用于宜川井区的煤岩储层分类评价标准（表 5），将目标区划分为四类：Ⅰ类A区（地质与工程双优）、Ⅰ类B区（地质优、工程弱）、Ⅱ类A区（工程优、地质弱）和Ⅱ类B区（地质与工程双弱）。该成果为后续井位优选与工程设计优化提供了系统的地质依据。
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表 5 宜川井区煤岩储层地质—工程甜点区分类评价标准表 Table 5 Standard for geological-engineering sweet spot zone classification and evaluation of coal rock reservoirs in Yichuan well area |
宜川井区：Ⅰ类区面积为100.87km2，平均单井日产气量达1.3×104m3；Ⅱ类区面积为71.53km2，平均单井日产气量为0.7×104m3。生产情况与评价结果一致，验证了该技术在煤岩气甜点识别中的实用价值。
3.1.2 大规模体积压裂改造技术为在煤岩储层中构建高导流能力、复杂压裂缝网，建立了以“大规模造缝+ 高强度支撑+ 垂向控缝+ 转向增缝”为核心的大规模体积压裂改造技术。该技术通过优化压裂液体系，增强造缝及携砂能力，协同实施控缝与转向措施，有效增大压裂改造体积。
技术核心包括：（1）变黏滑溜水压裂液体系：采用黏度可调滑溜水体系，有效降低压裂过程中的沿程摩阻，注入排量可达16~18m3/min，有效提高了裂缝净压力，增大压裂改造规模。前置液阶段采用变黏滑溜水提高造缝效率、促进分支裂缝发育；携砂液阶段采用中黏滑溜水增强携砂能力、延长支撑剂运移距离，提升压裂改造效果。（2）控顶控底压裂工艺：针对顶底板隔层应力差小，裂缝垂向扩展风险高的井区（Ⅰ类B区、Ⅱ类B区），采用“停泵”控底与“气悬浮支撑剂+伴注液氮”控顶组合工艺，有效限制裂缝垂向扩展，保障压裂能量聚焦作用于煤岩储层，实现“缝控煤内、增产增效”的目标。（3）裂缝转向压裂工艺：压裂过程中通过注入转向剂，暂时封堵已形成的高导流裂缝，引导高能压裂液偏转至未改造区域，促使裂缝路径重新分布或多裂缝协同扩展，提高压裂缝网发育密度，增大储层改造体积。
该技术通过“控缝—扩缝—稳缝”三环联动机制，实现了压裂改造体积与裂缝导流能力双重提升，实现了对低渗煤岩储层的高效动用。工程实践中，大规模体积压裂改造技术已在大吉区块大规模推广应用，显著提升了储层改造效果，区块目前已建成年产200×104t油气当量的煤岩气田[1]。
3.1.3 压裂后快速返排控滤失技术为解决压裂液大量滤失，伤害储层的问题，建立了以“启动时机识别+ 分段控压返排”为核心的压裂后快速返排控滤失技术。该技术基于裂缝压力演化特征识别最佳返排启动时机，通过逐级提速返排，在保持压裂缝导流结构稳定的同时，有效降低压裂液滤失，实现压裂后储层保护。
技术核心包括：（1）裂缝闭合压力预测：压裂前开展地应力场分析，预测裂缝闭合压力区间，为判断返排启动时机提供地质力学基础。（2）裂缝压力演化监测：延长压裂后缝压监测时长，根据压降曲线变化特征，识别缝网耦合与渗吸置换终止点，判定最佳返排启动时机。（3）返排流程优化：强化压裂后工序衔接，确保达到最佳返排启动时机时可迅速开展自喷返排，缩短无效关井时长。（4）分段控压返排：实施“低排量启动—逐级提速”的返排策略，分阶段动态调控返排强度实现地层压力平稳释放，保障裂缝导流结构稳定性。
实践表明，该项技术显著降低压裂液滤失，有效保护储层渗透性，直丛井稳产期平均日产水量提升约20%。返排过程中未出现支撑剂返吐，裂缝导流能力保持良好，为产能平稳释放提供了有力保障。
3.1.4 多源能量耦合助排降压技术为合理利用地层能量，提高储层降压效率，建立了以“外源能量快速介入+ 控压助排”为核心的多源能量耦合助排降压技术。该技术通过在压裂结束后快速引入人工举升系统，实现外源能量与地层能量协同驱动返排，降低地层能量在举升井筒流体过程中的消耗，将更多地层能量用于将地层流体驱动运移至井底，进而提高储层降压效率。
技术核心包括：（1）举升工艺优选：根据气井全生命周期气、水产出特征，分阶段优选气举、泡排、机采等助排方式，兼顾设备稳定性、排液效率与经济效益，确保助排工艺与气、水产出特征动态匹配。（2）流程组织优化：以压裂后外源能量快速介入为流程核心，优化作业衔接，确保在压裂后高产水阶段人工举升系统能够快速安装运行，减少自喷返排时间，合理利用地层能量。（3）排采制度调控：结合煤岩储层气液两相渗流规律及应力敏感性特征，以控压生产为调控核心，分阶段优化排采制度，实现储层高效降压、吸附气持续解吸。
实践表明，采用该技术后，直丛井投产首月末返排率（自喷+ 助排）提升约47%；储层压力梯度建立充分，吸附气解吸效率明显提升，产量递减趋势得到有效缓解，有力支撑了气井中后期稳产运行。
3.2 直丛井高效开发工程实践聚焦关井时长与压裂后辅助排液量两个核心参数，重点讨论压裂后施工流程优化与人工举升系统组织策略，推动直丛井高产培育路径中“控伤害—提能效”环节落地实施。
传统煤岩气直丛井产能建设流程多按标准工序线性推进，流程分段清晰、环节独立（图 22）。然而，对照直丛井高产培育路径的工程要求，现行流程存在两项突出问题。
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图 22 直丛井传统产能建设流程示意图 Fig. 22 Schematic workflow of traditional capacity construction by clustered vertical-deviated wells |
一是压裂后返排阶段过度依赖地层能量，人工举升系统未能快速介入，导致返排率偏低、储层压降不足，进而限制了吸附气解吸动用与产能平稳释放。
二是整体施工周期偏长，从压裂结束到气井投产平均耗时达46天。其中，在完井作业与地面工程建设期间，气井长时间处于关井状态，压裂液持续滤失，储层伤害加剧，削弱了压裂改造效果。
为实现压裂后人工举升系统快速介入和缩短关井时长的目标，对传统产能建设流程进行系统优化，提出两项关键改进措施，以推动“压裂—返排—完井—建设—投产”全过程高效衔接。
措施1：优选气举排液工艺，实现压裂后人工举升系统快速介入。由地面压缩机驱动的气举排液工艺，具备可带压实施、系统简洁、响应迅速等优势，在不压井、不中断排液的条件下实现压裂后人工举升系统快速介入。相比与需压井作业、井下结构复杂、安装周期较长的其他排液方式，该工艺显著提升了人工举升系统介入的时效性，能够合理利用地层能量，提高返排率，加快储层降压，同时有效保障气井生产连续性，是当前压裂后返排阶段的首选举升工艺。
措施2：实施两阶段地面工程施工策略，提升多工序协同效率，缩短关井时长。将传统地面工程建设拆分为两个阶段：第一阶段优先完成压缩机气举系统的基础设施建设，使气井具备临时投产条件；第二阶段推进地面工程标准化建设，实现气井生产与地面建设同步推进。该策略打破了传统“完井—建设—投产”的串联模式，实现了多工序动态协同，显著缩短了压裂后关井时长。
具体施工流程如下：压裂结束后，迅速连接排液管线，达到最佳返排启动时机后立即开展自喷返排；同时实施带压完井作业，下放生产管柱，并同步推进第一阶段地面工程施工，完成压缩机气举系统基础设施建设。完井后，立即启动压缩机气举助排，气井临时投产。随后，在气井连续生产状态下推进第二阶段地面工程建设，待地面工程标准化建设完成后，气井转入正式生产阶段（图 23）。
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图 23 直丛井优化产能建设流程示意图 Fig. 23 Schematic workflow of optimized capacity construction by clustered vertical–deviated wells |
该施工组织策略实现了压裂后各环节并行协同与动态衔接，显著缩短了关井时长，并确保人工举升系统快速介入，为压裂后储层保护与提高返排率提供了坚实的工程保障。
4 现场应用及效果评价2024年，本文构建的煤岩气直丛井高效开发技术体系在宜川井区开展现场试验，累计对9口直丛井完成集成验证，涵盖地质—工程甜点区协同优选、大规模体积压裂改造、压裂后快速返排控滤失与多源能量耦合助排降压4项关键技术。全面覆盖直丛井从部署到排采的核心控制环节。
现场应用效果表明，该技术体系显著提升了直丛井整体开发水平：平均单井日产气量由0.8×104m3提升至1.8×104m3，增幅达125%；单井EUR达到2000×104m3；稳产期平均套压稳定在5MPa左右，排液效率大幅提高，稳产能力持续增强（图 24）。
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图 24 宜川井区高效开发技术体系下直丛井日产气量曲线图 Fig. 24 Daily gas production curves of clustered vertical-deviated wells using high-efficiency development technology system in Yichuan well area |
综合来看，该技术体系有效突破了煤岩气直丛井产量偏低的关键技术瓶颈，在宜川井区形成了可复制、可推广的开发模式，为后续区域规模化建产与技术集成推广提供了明确的技术路径与工程实践支撑。
5 结论本文立足鄂尔多斯盆地东缘大宁—吉县区块宜川井区，针对煤岩气直丛井开发中存在的产量偏低、排采不连续等关键问题，系统开展了高产主控因素识别、开发路径构建、配套技术集成与工艺流程优化研究。构建形成面向“部署—改造—返排—排采”全过程协同控制的高效开发模式，为破解煤岩气直丛井开发难题提供了系统解决方案。
研究集成单因素分析、多元线性回归与决策树模型，构建了用于直丛井产能形成机制解析的多参数主控因素识别体系，系统厘清了煤岩气直丛井高产主控因素及其耦合关系。结果表明，资源丰度与储层可改造潜力为直丛井产能地质主控因素，施工总砂量、施工压力、关井时长与压裂后辅助排液量为工程主控因素。由此提出并验证了以“优部署—强改造—控伤害—提能效”为核心的直丛井高产培育路径。依托该路径，形成了4项关键配套技术：（1）地质—工程甜点区协同优选技术；（2）大规模体积压裂改造技术；（3）压裂后快速返排控滤失技术；（4）多源能量耦合助排降压技术，建立了覆盖直丛井全生命周期的高效开发技术体系。
在此基础上，围绕压裂后阶段的工序协同优化，重构施工流程并创新组织方式，推动人工举升工艺前移与地面工程分段实施，实现了“返排—完井—建设—投产”多工序协同并行，显著缩短了关井时长，提高了返排率，有效保障直丛井高产培育路径落地实施。现场实践表明，应用该技术体系后，直丛井平均日产气量由0.8×104m3提升至1.8×104m3，开发效果显著提升。
研究成果为游离气含量高、储层可压裂性强、割理—裂缝系统发育的煤岩储层直丛井开发提供了系统化技术支撑，尤其在多套薄煤岩发育区的建产部署中展现出良好的工程适应性与推广潜力。后续研究将聚焦压裂规模与单井EUR间的定量分析，在既有高产主控因素识别与开发路径构建基础上，深化“压裂—产能—效益”联动机制研究，推动技术体系向效益导向型高质量开发模式持续演进。
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