20世纪80年代，美国率先实现煤层气商业化开发突破，20世纪90年代中国启动煤层气勘探评价，受传统地质理论限制，仅开发埋藏较浅的煤层气，总体发展缓慢^[1-2]。2005年，受页岩油气勘探成果启发，中国石油利用生储成藏机制将煤岩作为储层整体勘探，突破1500m深度禁区，在鄂尔多斯盆地东缘，开辟煤岩储层非常规天然气新领域，勘探开发方向转向深层煤岩气^[3-6]。

深层煤岩气压裂改造经历直井常规压裂、分层压裂、水平井水力喷射压裂、酸压等试验。2005年新疆油田首次开展直井深煤试气，埋深为2567~2583m，日产气7000m³；2016年华北油田开展高阶深煤直井压裂，试采3口，日产气3000m³，并在2018年开展首口深煤水平井，该井采用水力喷射压裂，日产气1.2×10⁴m³。2016年，煤层气公司针对大宁—吉县区块浅层煤层气井，采用套管固井完井+定向射孔+分段压裂工艺^[2]，试气稳产6000m³/d，但单井产量低，总体压裂规模小，难以充分释放产能，见气周期长，从完井到稳产耗时较长，尚未实现规模化或经济效益的实质性突破。2021年，中国首口深层煤岩气水平井吉深6-7平01井，采用大规模极限体积压裂施工，压裂试气后获得10×10⁴m³/d的工业气流，该井的成功试采为非常规天然气资源开发提供了新方向^[7]。自20世纪以来，煤岩气通过攻关试验与创新发展，工程技术以压裂工艺变革为突破口，实现了从直井小规模压裂到水平井大规模体积压裂的转变，单井产量持续提升，推动了煤岩气高效勘探开发。

相比浅层煤层气，深层煤岩气具有“基质致密、孤立孔占比高、割理裂隙发育、游离气—吸附气共存”的特征^[8-10]，其赋存模式表现为：煤岩既是储层，又通过自身生成气体或与其他气源运移气体混合共存，形成复合型天然气。随着煤岩埋深增大，游离气含量增多，填充在基质孔—裂隙—割理网络空间中，占比30%左右，游离气量与宏孔+裂缝体积呈正相关关系，随着宏孔+裂隙体积的增大，游离气量逐渐增大。吸附气赋存于基质孔隙，占比60%~70%。吸附气量与微孔比表面积、体积呈现正相关，微孔可提供大量吸附点位，是吸附态煤岩气赋存场所，甲烷逸出速度慢，1cm基质逸出甲烷需15年，需大规模改造加快甲烷逸出速度，改造后短期内即可实现工业气流。国内煤岩气勘探开发尚处于起步阶段，相关基础研究薄弱，浅层煤层气储层改造技术无法直接指导深层煤岩气开发。本文聚焦鄂尔多斯盆地深层煤岩，回顾浅层煤层气—深层煤岩气压裂改造历程，通过煤岩岩石力学特征、煤岩纵向扩展特征、裂缝扩展物理模拟、裂缝多级支撑与导流能力优化等室内实验与多参数地质工程甜点识别方法、差异化精细分段分簇布缝技术、不同类型储层差异化压裂等矿场试验相结合的方式，明确深层煤岩气经济规模压裂主体工艺技术，为深层煤岩气的效益开发提供技术支撑。

鄂尔多斯盆地煤岩气资源丰富，牛小兵等^[2]用体积法对鄂尔多斯盆地煤岩气资源量进行初步评价，埋深大于1500m叠合总面积为16.50×10⁴km²，估算资源量为22.38×10¹²m³，显示该盆地煤岩气资源潜力巨大。盆地内石炭系—二叠系煤层的广泛分布、强生烃能力及高热演化程度，共同构成了该区域煤岩气形成的核心资源基础，其中5号煤（山西组）和8号煤（本溪组）是煤岩气勘探开发的关键目标层系^[11]。相比于5号煤，8号煤资源量（17.47×10¹²m³）更丰富，厚度更大，主体开发以8号煤层为主。8号煤沉积与前石炭纪古地貌、本溪组沉积期地层具有较好继承性，在盆地中东部8号煤岩相以高位覆水森林沼泽为主，是有利煤岩相带。纵向一般发育3~5个沉积旋回，底部以潮湿森林沼泽相为主，中—上部以覆水草本沼泽相为主，煤岩品质优于底部。煤层构造西低东高，自西向东埋深变浅，煤岩厚度总体呈现西薄东厚的特征，由4m上升至16m，结构逐渐趋好（中东部以Ⅰ、Ⅱ分型为主）、含气量逐渐增加，由12~18m³/t增至18~25m³/t ^[12-15]。煤岩中发育1~2套夹矸层，利用沉积旋回对比可将8号煤层精细划分为Ⅰ分型、Ⅱ分型、Ⅲ分型煤层，平面上东部以Ⅰ分型和Ⅱ分型为主，并与上覆太原组形成煤泥、煤灰和煤砂3种储盖组合，其中煤灰、煤泥封隔性最好，顶底板遮挡性良好。盆地已形成两个具有千亿立方米储量的煤岩气产量基地，分别位于大宁—吉县和神府地区^[16-17]。

鄂尔多斯盆地煤岩气压裂改造始于20世纪90年代，历经30余年，结合对煤岩的地质认识和勘探开发进展，将石炭系—二叠系煤岩气压裂改造技术发展历程划分为3个阶段：浅层煤层气压裂阶段、深层煤岩气探索阶段、深层煤岩气风险勘探阶段。浅层煤层气压裂阶段，储层埋深为300~1500m，储层渗透率为0.10~42.86mD，平均含气量为13.3m³/t。钻井以二开五寸半直定向井为主，压裂主体采用活性水+瓜尔胶小规模压裂，排采以抽油机排水采气为主。针对大宁—吉县区块开辟3个试验井组^[18]（表 1），试验19口井，主体采用直井活性水+瓜尔胶单层压裂工艺，施工排量为4~5m³/min，单段液量为200~500m³，单段砂量为30~40m³，单井试气产量为50~2500m³/d。其初步认识为：浅层煤层气埋藏浅，煤体结构以原生结构半亮煤为主，含气量较低，见气周期长，以吸附气为主，同时含水量高，井底压力低，需排水采气生产，试气获工业气流井4口，浅层煤层气取得了突破。

表 1

表 1 大宁—吉县区块前期煤层试气情况表 Table 1 Early gas production test results of coal seams in Daning-Jixian block 对比参数 吉试井组（4口） 午试井组（11口） 宫试井组（4口) 埋深/m 1100 900 1000 煤层厚度/m 7.2 6.5 5.5 成熟度Ro/% 1.8 1.3 1.2 含气量/（m3·t-1） 17.4 10.2 11.2 单段液量/m3 375 350 350 单段砂量/m3 40 35 35 试验年份 2004 2005 2008 见气时间/d 8~16 35~65 46~52 返排率/% 61~113 42~285 40~65 测算井底压力/MPa 3.3~7.2 5.2~7.6 5.5~7.8 日产气/m3 2160 145 128

表 1 大宁—吉县区块前期煤层试气情况表 Table 1 Early gas production test results of coal seams in Daning-Jixian block

深层煤岩气探索阶段，储层埋深为1600~2400m，8号煤以中阶为主，成熟度R_o为1.2%~2.2%，煤体结构为原生结构光亮煤，压力系数为0.95，8号煤厚度为5.0~8.5m，储层渗透率为0.1~3.5mD，含气量为18~28m³/t ^[19-20]。钻井采用二开五寸半直定向井，压裂主体采用滑溜水+跨层体积压裂，排采采用抽油机控压排采。压裂主体以“提高裂缝长度、支撑剂运移距离”为目标，探索形成以“跨层压裂、小粒径支撑剂、复合压裂液体系”为核心的储层改造技术。2019年，在Y160井8号煤岩气开展直井跨层体积压裂试验，优选活性水+防水锁滑溜水复合压裂液体系，40~70目小粒径支撑剂，累计加砂45m³，施工排量为4~7m³/min，入地液量为984m³，该井最高日产气量达到1669m³，稳定日产气量为1100~1300m³，表明深层煤岩气存在高压力、高含气量、富含游离气、产水量少的特征。Y160井发现煤岩气巨大的勘探潜力，同时也提出了试气产量与压裂规模的关系、常规小规模压裂产量低的问题。

深层煤岩气风险勘探阶段，储层埋深为2000~3300m，储层特征表现为割理极其发育（5~11条/5cm）、基质十分致密（微达西级别）、游离—吸附接替产气、气液煤粉三相运移^[21]。钻井采用三开五寸半水平井，压裂主体采用大规模高强度体积压裂，排采以泡排、超长冲程机抽为主，以“打碎基质、沟通割理”为目标，优选NH1H井、Y160H井开展以“适度密切割+超大排量+高强度加砂+多尺度支撑”为主体的高强度体积压裂试验。平均水平段长度为1007m，排量为18~22m³/min，单段砂量为300~500m³，液量为2000~4000m³，裂缝特征为超大液量贯穿储集体，强加砂支撑人工裂缝。其中，NH1H井水平段长度为1500m，钻遇煤岩760m，煤岩钻遇率为50.67%，气测峰值为78.51%。采用前置酸，瓜尔胶加砂压裂，入地总液量为3.7×10⁴m³。采用光套管生产，累计生产841天，产气量为1867× 10⁴m³，初期日均产气量为5.0×10⁴m³（图 1），其启示为深层煤岩气源储一体，具备形成整装气田的条件，大规模高强度才能获得试气高产，但仍需探索压裂规模与单井最优产量的匹配关系，定型主体压裂技术。

图 1

图 1 鄂尔多斯盆地NH1H井排采曲线图 Fig. 1 Production curve of Well NH1H in Ordos Basin

结合深层煤岩气风险勘探阶段的认识，为保证试气效果，探索压裂规模与单井产量的最佳平衡点，针对煤岩塑性强、割理裂隙发育、游离气与吸附气共存的地质特征^[22-23]，笔者从强化煤岩岩石力学特征、煤岩纵向扩展特征、裂缝扩展物理模拟、裂缝多级支撑与导流能力优化、压裂增产关键技术来定型深层煤岩气经济规模压裂主体工艺技术。

鄂尔多斯盆地8号煤岩割理裂隙发育，一般为3~33条/5cm，平均为7~8条/5cm，呈线状、网状分布，储渗条件好^[24-25]。通过三轴力学压缩试验，对米脂区块8号煤岩的岩石力学性质进行评价，通过45组岩石力学与地应力测试，明确了煤岩塑性强、杨氏模量低（3.94~5.82GPa）、高泊松比（0.31~0.34），但力学强度低（抗压强度为40.87~ 51.76MPa）的岩石力学特征（表 2）。深层煤岩的破坏形式为剪切+滑移，破坏后形成复杂多缝形态，割理对强塑性煤岩形成复杂裂缝至关重要。8号煤岩杨氏模量平均为4.6MPa，泊松比平均为0.32，按岩石脆性与裂缝形态来看，属于两翼对称，不会形成复杂缝网，但根据岩石力学实验结果，试验后岩心形成复杂缝，说明煤岩多裂缝形成原因是自身割理微裂缝，而非煤岩自身的岩石力学性质。随着载荷的增加，煤体内部损伤继续演化，在应力应变曲线上容易形成“台阶”。其破坏特征可为压裂参数优化提供指导：高低黏交替注入，应力循环加载，小粒径支撑封堵，低净压力下形成复杂缝网。

表 2

表 2 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩的岩石力学测试表 Table 2 Rock mechanical test results of Benxi Formation coal rock No.8 in Ordos Basin 井号 组数/个 深度/m 杨氏模量/GPa 泊松比 抗压强度/MPa H10 20 2054 3.94 0.34 40.87 J26 15 2500 4.13 0.32 49.60 L133 10 3000 5.82 0.31 51.76

表 2 鄂尔多斯盆地本溪组8号煤岩的岩石力学测试表 Table 2 Rock mechanical test results of Benxi Formation coal rock No.8 in Ordos Basin

基于阵列声波地应力计算分析，盆地上古生界最大水平主应力近东西向，8号煤层水平两向应力差为1~4MPa，利于提高改造效果。顶板岩性以泥岩、石灰岩为主，顶板与煤岩最小水平主应力差介于4.5~19.2MPa，封盖性整体较好。煤岩底板多为泥岩，底板与煤岩最小水平主应力差介于4.1~15.8MPa，封盖性整体中等—较好。整体煤岩与顶底板应力差较大，利于控制压裂缝高。

为定性评价米脂区块8号煤岩顶板石灰岩、储层煤岩、底板泥岩的地应力特征，采用Kaiser测地应力方式对其评价，结果如表 3所示，其中σ_v为最大垂向主应力，σ_H为最大水平主应力，σ_h为最小水平主应力。8号煤岩主地应力方向为近东西向，与顶底板隔层应力差分别为12.0MPa、6.7MPa，顶底板封隔性好，煤岩水平两向应力差分布在1.3~4.2MPa之间，具备体积压裂形成复杂缝网条件。并通过采用MEYER软件模拟，在18~20m³/min排量下，裂缝有效延伸净压力仅需5~8MPa，裂缝高度分布在10~11.1m之间，裂缝在煤岩内扩展（图 2）。

表 3

表 3 米脂区块8号煤岩Kaiser测地应力结果表 Table 3 Kaiser field stress test results of coal rock No.8 in Mizhi block 岩性 井号 实验情况 深度/m σv/MPa σH/MPa σh/MPa 水平两向应力差/MPa 顶板石灰岩 ZT2H 6组 2655 58.2 54.5 48.1 12.0 煤岩 ZT2H 12组 2677 58.4 37.4 36.1 层内差1.3~4.2 底板泥岩 ZT2H 6组 2673 58.6 45.7 42.8 6.7

表 3 米脂区块8号煤岩Kaiser测地应力结果表 Table 3 Kaiser field stress test results of coal rock No.8 in Mizhi block

图 2

图 2 煤层裂缝纵向扩展模拟图(排量为18~20m3/min) Fig. 2 Simulation of coal seam fracture longitudinal propagation (a displacement range of 18-20 m3/min)

为明确深层煤岩气裂缝扩展规律，以更加贴近矿场实际的压裂参数，利用真三轴压裂模拟系统，采集天然露头，首次开展6组超大型物理模拟真三轴水力压裂矿场实验（2m×2m×1m），通过微地震、应力应变监测，研究不同泵注排量（12~18m³/min）、压裂液黏度（15~45mPa·s）条件下的裂缝扩展规律。研究表明：致密砂岩天然裂缝不发育，裂缝形态简单，主缝特征明显，分支缝较少（图 3a）。深层煤岩割理发育，裂缝呈现“横切主缝+纵向分支缝”多面立体相交的复杂缝网系统，裂缝空间展布不均匀，复杂程度远高于砂岩（图 3b）。深层煤岩面割理（水平方向）与端割理（垂直方向）先后开启，形成纵横交错的复杂裂缝网络，与致密砂岩比较裂缝密度上升4~6倍，大物理模拟实验证实8号煤层主缝特征不明显，裂缝形态复杂。

图 3

图 3 大物理模拟实验结果 Fig. 3 Large physical simulation experimental results （a）砂岩裂缝扩展形态；（b）煤岩裂缝扩展形态；（c）支撑剂团簇状铺置状态

通过大物理模拟试验，开展10%砂比支撑剂（70~140目）运移及铺置研究，实验表明，煤层裂缝壁面粗糙度高，低强度改造条件下难以实现缝网连续有效支撑；支撑剂在缝内呈团簇状分布、嵌入程度高，铺砂浓度由井筒向远端不断降低，超大物理模拟输砂铺置实验明确了煤岩非连续与多形态铺置状态（图 3c）。在高排低黏模式下，主裂缝快速突破岩样边界，裂缝以拉伸破坏为主，表明高排低黏条件下裂缝穿透能力强，裂缝形态相对简单，但波及缝长较长；在低排高黏模式下，净压力在近井筒快速聚集，裂缝受煤岩力学性质和割理结构的共同作用，形成复杂的剪切和拉伸破裂，但波及缝长较短。

煤岩储层塑性强，常规单一粒径组合支撑剂嵌入严重，组合粒径可有效降低嵌入程度，下降幅度可达到90%~94%。基于深层煤岩气储层特征，开展支撑剂运移铺置实验，明确支撑剂粒径对裂缝铺置面积的影响，实现优化缝内支撑剂铺置形态，采用“多级支撑”泵注模式实现多尺度裂缝流动能力匹配，提升裂缝有效性和长效性。多级裂缝支撑剂运移实验结果表明，压裂后5.0mm、2.5mm和1.0mm人工裂缝体积的占比为4∶5.5∶0.5，结合支撑剂运移规律优化粒径组合，70/140目∶40/70目∶30/50目的比例为4∶5.5∶0.5，可保障裂缝全域支撑（表 4）。

表 4

表 4 多级裂缝支撑剂运移实验结果表 Table 4 Experimental results of proppant migration in multi-scale fractures 粒径 占比/% 主缝占比/% 一级支缝占比/% 二级支缝占比/% 70/140目（0.11~0.21mm） 40 5 15 80 40/70目（0.21~0.42mm） 55 30 60 10 30/50目（0.3~0.6mm） 5 80 20 0

表 4 多级裂缝支撑剂运移实验结果表 Table 4 Experimental results of proppant migration in multi-scale fractures

结合现场实际需求，在储层有效闭合应力条件下，开展不同支撑剂类型（石英砂、陶粒）、支撑剂粒径及支撑剂组合比例（4∶5.5∶0.5）导流能力实验，阐明裂缝导流能力与支撑剂类型、粒径、组合的匹配关系。实验条件支撑剂粒径为70/140目、40/70目石英砂和30/50目陶粒，闭合压力为25MPa，在铺置浓度为0.5kg/m²、1.0kg/m²、2.0kg/m²、3.0kg/m²、4.0kg/m²、5.0kg/m²条件下，观察裂缝导流能力随时间的变化情况。图 4为不同铺砂浓度裂缝长期导流能力对比，通过裂缝长期导流能力对比实验表明，在铺砂浓度超过4kg/m²后导流能力增幅趋缓，折算出最优导流能力对应的加砂强度为4~6t/m。

图 4

图 4 不同铺砂浓度裂缝长期导流能力对比图 Fig. 4 Comparison of long-term fracture conductivity with different sand laying concentrations

在煤岩地质研究基础上，结合三维地震、总含气量模型、岩石力学模型等方法，刻画顶底板岩性特征、构建三维地应力场、裂缝展布特征，建立多参数甜点识别方法，精细刻画地质+工程“双甜点”，指导形成差异化压裂改造，建立多参数地质工程甜点识别方法，图 5为煤岩气压裂—地质模型建立。三维地震模型为基于三维地震精细解释成果、完钻井轨迹、分层、测井曲线、解释结论、岩相分析、电阻率成像等单井数据，采用地质工程一体化建模技术，建立的储层构造、岩石力学、地应力、天然裂缝等三维模型。总含气量模型基于煤岩总含气量实验分析数据与测井密度、声波时差、自然伽马、深电阻率的相关性分析，根据煤岩总含气量随垂深变化的规律，采用五元控制神经网络法建立总含气量模型。模型内总含气量主要分布在19~29m³/t，总体特征为东高西低。岩石力学模型利用声波时差、密度、岩石力学实验等数据，建立岩石力学评价模型，在岩相控制下，采用序贯指示+声波时差模型协同变换方法分别建立杨氏模量模型与泊松比模型。煤岩杨氏模量主要分布在3.2~5.6GPa，泊松比主要分布在0.35~0.48。

图 5

图 5 煤岩气压裂—地质模型建立图 Fig. 5 Fracturing-geological modeling of coal-rock gas reservoir

综合三维地震断裂和裂缝发育程度、蚂蚁体的精细刻画及地应力场特征等方面的认识，形成裂缝区密集布缝、断层带合理避让、裂缝欠发育区精准布缝的差异化分段分簇布缝策略，实现水平段充分有效动用，微幅度构造高点有利煤岩气的聚集，在西倾单斜背景下，正向微幅度构造对于煤岩气富集具有建设性作用。裂缝发育程度与8号煤岩含气量成正相关，裂缝发育区测试含气量为21.3~30.2m³/t，平均为24.0m³/t，较欠发育区为10.2m³/t。M172H井产气剖面与蚂蚁体裂缝预测模型如图 6所示，蚂蚁体显示第8段、12~14段天然裂缝发育，其相应的产气贡献率高，平均为9.87%。第7段、第9段天然裂缝发育差，触煤顶或暗色煤，其产气贡献率较低，平均为2.71%。

图 6

图 6 蚂蚁体裂缝预测模型与实际压裂参数分布图 Fig. 6 Comparison between ant body fracture prediction model and actual multi-stage fracturing parameters

鄂尔多斯盆地深层煤岩储层孔隙类型以植物组织孔（胞腔孔）、气泡孔等有机质孔为主，占比达90%以上，呈集群孤立式分布，割理裂隙发育，平均为7~8条/5cm，并具有哑铃型的双孔隙结构，微孔占比69.6%，宏孔占比22.0%；平均孔隙度为4.6%，渗透率为0.62mD，孔渗大小受割理裂隙发育影响大。8号煤岩总含气量为15~25m³/t，平均为21.7m³/t，平面上往东南方向呈增高趋势，游离气含量为3.0~18.3m³/t，平均为9.2m³/t，游离气占比为16%~58%，平均为30%，吸附气占比为60%~70%，赋存于基质孔隙，甲烷逸出速度慢。其独特的双孔结构和游离气—吸附气共存特征决定了压裂改造的目标是“释放微孔、连通宏孔，打开面割理、沟通端割理”，实现最大的人工裂缝连通体积，因此需大规模改造加快甲烷逸出速度。以“提高缝内净压力、增加裂缝长度、扩大缝控体积”为思路，创新形成聚能压裂设计理念，在改造强度为4~6t/m的基础上，形成以“段内少簇聚能量、交替注入扩带宽、组合加砂提导流”为核心的经济规模压裂技术。

（1）段内少簇聚能量：实现缝口聚能，开启割理裂隙，设计模式主要为段内少簇提高单孔流量（0.25m³/min上升至0.5m³/min）、提升净压力3~5MPa，增加缝长和运移距离。

（2）交替注入扩带宽：实现缝端聚能，构建复杂缝网，高低黏液体交替注入，低黏液扩缝、高黏液造缝、中黏液携砂。通过多频次交替注入，实现应力循环加载，促进割理裂缝持续开启、提高裂缝复杂程度。

（3）组合加砂提导流：实现多尺度裂缝有效支撑，单缝加砂强度4~6t/m，降低支撑剂嵌入，保持高导流能力。支撑剂平板实验表明，多粒径组合加砂模式可有效提高输送距离、降低支撑剂嵌入，实现多尺度裂缝有效支撑，保障裂缝导流能力。结合多尺度裂缝占比特征，优化70/140目∶40/70目∶30/40目比例为4∶5.5∶0.5。

通过M45-30YH5示踪剂产气剖面测试结果（图 7），不同类型储层产气量贡献差异大，在加砂强度相差不大的情况下，Ⅰ类储层产气贡献率为59.4%，为主要贡献段，Ⅱ类储层产气贡献率为20.5%，为次要贡献段，Ⅲ类储层产气贡献率仅为20.1%，贡献率最低。对比水平段长与产气贡献量占比（图 8）可得：Ⅰ+Ⅱ类储层水平段长度占比为62.2%，产气贡献率为79.9%，为主要贡献段；Ⅲ类储层水平段长度占比为37.8%，产气贡献率仅为20.1%，贡献程度较低，且产量与规模具有相关性。

图 7

图 7 示踪剂产气剖面测试结果图 Fig. 7 Gas production profile indicated by tracer test results

图 8

图 8 煤岩类型划分及产气贡献率分布图 Fig. 8 Classification of coal rock types and contribution rate of gas production

因此，需结合煤岩厚度、地层构造特征、测井、录井解释成果、储盖组合及岩石力学特征，细化不同类型储层差异化设计，实现Ⅰ+Ⅱ类储层密集布缝强化改造、Ⅲ类储层择优改造。Ⅰ、Ⅱ类储层煤层净厚度大于7m，平均含气量大于22m³/t，储盖组合为煤灰、煤泥组合，煤体展布构造平缓、裂缝发育。Ⅲ类储层，煤层净厚度为3~5m，平均含气量为16~19m³/t，发育煤砂、煤泥储盖组合，构造变化大，裂缝较发育。针对Ⅰ+Ⅱ类储层，采用密切割聚能压裂，缩小段间距，强化改造规模，增加缝长，发挥优势储层贡献，其主要技术参数：段内簇数为1~3簇，段间距为60~100m，加砂强度为5~6t/m，排量为12~16m³/min；针对Ⅲ类储层，采用择优选择优势段压裂，采用适度增大段间距+暂堵转向改造方式，实现提产和降本目标，其技术参数为：段内簇数3~4簇，段间距为100~120m，加砂强度为4~5t/m，排量为16~18m³/min。

在压裂增产技术研究的基础上，优选米脂—绥德区块的19口井开展现场试验，见到明显效果。平均加砂强度为4.6t/m，初期日产气为4.9×10⁴m³，对比前期大规模高强度压裂改造模式，实施效果基本稳定，压裂成本控降明显，单井压裂成本由2488万元下降至1793万元，EI值（EUR与井筒投资的比值）由1.56上升至1.62，EI值越高，规模开发的效益越高（图 9）。其中M125H井有效水平段长1215m，加砂强度为5.3t/m，入井液量为27232m³。初期排液效果好，日均产液228m³，返排率达28.9%；稳产能力强，目前排采90天，日产气5.4×10⁴m³，套压为11.7MPa，稳压段压降速率为0.029MPa/d，单位压降产气200×10⁴m³。其排采试气初步认识有：一是有效水平段长度是稳产能力的基础，选取3口工程参数相近的井进行对比，加砂强度为5.2~5.3t/m，用液强度为22~26m³/m，其中有效长度最长为1591m，排采90天日产气7.3×10⁴m³，水平段长度最短为1089m，排采90天日产气4.8×10⁴m³。二是压裂改造强度是提高产量的关键。选取3口有效水平段长度相近的井进行对比，加砂强度为4.3~6.0t/m，入井液量为（2.8~3.3)×10⁴m³，其中改造强度最大的井排采90天平均日产气5.9×10⁴m³，改造强度较小的井排采90天日产气4.4×10⁴m³。三是避免过早关井造成压裂液返排不足对储层造成伤害。在高压作用下压裂液会沿着微裂隙和割理渗透进煤层对储层造成伤害，对于初期返排率低的气井应确保连续生产、返排率达到40%以上，减轻储层伤害，提高气井EUR和采收率，其试气动态分析可以为8号煤后续改造提供借鉴。

图 9

图 9 深层煤岩气不同压裂工艺探索实施参数及效果对比图 Fig. 9 Comparison of various fracturing parameters and application results of deep coal-rock gas

（1）通过三轴力学压缩和地应力测试实验明确深层煤岩气低杨氏模量、高泊松比的岩石力学特征，其破坏形式为剪切+滑移，破坏后形成复杂多缝形态，割理对强塑性煤岩形成复杂裂缝至关重要，且整体煤岩与顶底板应力差较大，压裂形成的缝高在煤岩内扩展。

（2）通过超大型物理模拟真三轴水力压裂矿场实验和支撑剂运移铺置实验，明确深层煤岩裂缝扩展和支撑剂布置运移规律，高排低黏条件下裂缝穿透能力强，裂缝形态相对简单，但缝长较长；在低排高黏模式下，净压力在近井筒快速聚集，形成复杂的剪切和拉伸破裂，并通过支撑剂运移规律优化粒径组合，70/140目∶40/70目∶30/50目的比例为4∶5.5∶0.5，可保障裂缝全域支撑。

（3）通过室内实验与矿场试验相结合，明确深层煤岩压裂改造特征，形成“多段少簇、交替注入、多级加砂”为核心的经济规模压裂技术，其要点有：①段内少簇聚能量，实现缝口聚能，开启割理裂隙；②交替注入扩带宽，高低黏液体交替注入，低黏液扩缝、高黏液造缝、中黏液携砂，提高裂缝的复杂程度；③多级加砂提导流，实现多尺度裂缝有效支撑，多粒径组合支撑剂。

（4）矿场试验表明经济规模压裂技术其试气效果稳定，本文优选米脂—绥德区块的19口井开展现场试验，其平均加砂强度为4.6t/m，初期日产气4.9×10⁴m³，其试气效果与大规模高强度压裂改造模式相当，但压裂成本控降明显。