我国高阶煤层气资源量丰富，占煤层气资源量的1/3，普遍存在平均单井产量低、开发效益差的问题[1-2]。沁水盆地是我国最主要的高阶煤煤层气资源区，其中主力开发区樊庄区块处于稳定产气阶段，但仍存在近1/3的低效区;后续开发的郑庄区块，煤储层地质条件更为复杂，低效区范围更大，近2/3开发井属于低产井。因此，盘活低效区成为制约高煤阶煤层气实现效益开发的关键问题。

郑庄区块位于沁水盆地东南晋城斜坡带，2012年全面投入开发，目前主要开采煤层为3号煤，3号煤厚度为5.0～7.0 m，含气量为20.8～28.5 m3/t，含气饱和度大于90%，地层压力梯度为0.535～0.900 MPa/100 m，平均为0.71 MPa/100 m，破裂压力梯度为1.49～2.96 MPa/100 m，平均为2.01 MPa/100 m，地应力随着煤层埋藏深度的增大而增高，煤体结构以原生结构煤为主，局部区域发育碎裂、碎粒煤[3-4]，渗透率为0.01×10-15～0.15×10-15m2，具有低压、低渗、非均质性强的特征，开采难度较大;目前低产井比例高，日产气量小于600 m3的井高达708口，占总井数的68.7%，区块采气速度低;单井累积产气7.8×104～481×104m3，平均为67.7×104m3，从西南部向东北部单井产量逐渐降低，区块整体采出程度仅为5%，平面分布不均衡，开发效益低，亟需改善开发效果[5-6]。针对这一问题，笔者提出了低效产能带耦合盘活技术方案，通过几年实践验证取得较好的盘活增产效果，相关技术创新成果也为其他高阶煤层气低产低效区带盘活提供了借鉴。

1煤层气低效产能区原因分析

1.1改造方式不完全符合煤储层地质特性

我国高阶煤储层普遍具有低孔、低渗的特征，储层改造是煤层气开发必不可少的手段[7-8]。郑庄区块前期对煤储层的压裂改造主要借鉴常规油气藏的方式，采用活性水压裂改造，采取全段射孔、高前置液比例、压后焖井48 h的压裂工艺，现场应用效果不理想。

分析前期压裂效果不理想的原因，认为煤层气与常规天然气相比，其赋存的岩石类型、气体的储存特征、流体开发规律均不同[9-10]。第1，压裂是个升压的过程，而煤层气的开发是通过降压实现的，压裂工艺本身给煤层气的产出及流动带来了影响。第2，大多数煤层水是以束缚状态存在，而压裂由大量的水配制成入井液进入地层，给煤层气产出带来影响。第3，煤层是以有机质为骨架的储层，同砂岩储层有本质的区别，可压缩性强，压裂砂前缘形成煤层压实带，降低了煤层渗透率，影响了煤层气水渗流产出。与樊庄区块、保德区块相比，郑庄煤储层物性较差，属于低渗、特低渗储层，压裂造成的压裂砂前缘压实的影响加剧。第4，郑庄区块中部区域以碎粒煤为主，实施常规的压裂改造效果差。第5，受应力场的影响，从西南部向东北部，随着埋深增加，水平主应力差减小，导致压裂缝半长较小，采用常规压裂方式难以实现大面积改造，泄气范围有限。

因此，常规的储层改造方式不完全符合郑庄煤储层的特性，这是该区煤储层改造效果不理想的重要原因。

1.2井型井网部署不合理

(1)井型适应性差。

郑庄区块在建产的过程中，主要借用樊庄区块的开发技术政策，采用“平推式”开发布井，井型为直井，采用压裂的方式对储层进行改造[11]。

根据对该区地应力场的研究，从西南向东北方向，地应力随着煤层埋藏深度的增大而明显增高，呈线性关系[12-13]。根据水平应力差系数分析，水平应力差系数逐渐减小，即裂缝延伸方向性逐渐减弱，导致压裂逐渐由长缝转换为短缝，不利于直井的压裂改造。同时，根据岩心分析及储层预测的结果，郑庄区块总体上以原生煤和碎裂煤为主，但在区块中部，碎粒煤成片出现，直井压裂过程中施工压力持续上升，一直在压缩煤层，没有实现对储层的改造。

以Z1-274井为例，该井3号煤的含气量较高，为20 m3/t。根据该井测井曲线判断煤体结构类型[14-15]，3号煤密度为1.15～1.17 g/cm3、电阻率为577.8～863.7 Ω·m、声波时差为423.3～439.0 μs/m，综合分析认为该井煤体结构以碎粒煤为主，在压裂施工的过程中施工压力持续上升，无法达到压裂造缝的改造效果，投产后产量很低，峰值产量仅250 m3/d，累积产量为17×104m3(图1)。

图1 Z1-274井测井、压裂、排采综合曲线
Fig.1 Log curves,fracturing curves and production curves of Z1-274 well

因此，在郑庄区块的中部及东北部，由于受地层应力和煤体结构的影响，压裂改造范围小，控制储量小，直井相互之间压降感应差，泄压范围有限，生产井普遍低产低效，直井井型适应性差。

(2)井网井距适应性差。

根据郑试14井等14口井注入/压降法测试结果，该区主力产层3号煤层原始渗透率为0.01×10-15～0.15×10-15m2，渗透率中值仅0.04×10-15m2，属于低渗储层[16]。该区建产过程中，井网井距主要借鉴樊庄区块的布井形式，采用300 m井距三角型井网。樊庄区块储层物性比郑庄区块好，3号煤层原始渗透率平均为0.2×10-15m2，是郑庄区块渗透率的4倍左右，开发效果相对较好。对于郑庄而言300 m井距偏大，尤其是中部地区因为碎粒煤发育且水平主应力差减小导致压裂效果差，大井距难以实现井间协同降压，开发效果较差。

为此，2015年在郑庄区块西南部煤层渗透率相对较高地带(0.05×10-15～0.10×10-15m2)实施了4口加密井，周围老井已生产4 a，而加密井与周围老井的井距最小为100 m左右。实施效果显示，加密井地层压力仍然保持在原始储层压力水平，为6.5 MPa，解吸时间为74～124 d，与原井网老井基本相当，即原井网4 a后仍没有达到整体降压的效果。因此，原井网井距与地质条件的适应性差，井间难以实现协同降压，不利于提高单井产气量和累积产气量，实际有效动用储量低，资源利用率低。

1.3排采管控不科学

由于对高阶煤层气赋存、解吸和产气机理认识的不足，郑庄区块前期煤层气井主要采用“五段三压法”控制技术，即根据解吸压力、废弃压力和气量自然上升段3个指标，把单井生产历史划分为4大段5小段，分别定名为排水段、憋压控压段、高产稳产段和衰竭段。核心是3个压力，即井底流压、解吸压力和地层压力。沁水盆地高阶煤近5～10 a的排采实践证明，八字排采方针的控制技术排水期过长，对高阶煤煤层气的排采而言效率较低，多数气井2 a后保持相对稳定的低产气水平，抑制了煤层气产出，影响气井产气能力[17]，经济效益差，不能实现煤层气大规模效益开发。

分析认为，过去的排采方式存在三大问题:一是排采过于缓慢使得大多数煤粉在流体运动中沉淀下来而没有排出，初期水量太少而不能够起到疏通地层的效果;二是液面下降太慢，排采效率低下，初期按照1～3 m的液面下降速度控制，要1 a多的时间才能解吸，排采费用居高不下，严重影响了开发方案的执行;三是“三敏”控制不科学，严重夸大了速敏、水敏和压敏对地层的影响，使得排采管控受制于传统观念的束缚，严重影响了单井产气量的提高。

2煤层气低效产能区盘活技术策略

2.1适应性煤储层改造技术优化

综合考虑煤储层与常规天然气储层的差异，结合煤层气开发机理分析，明确了现有煤储层改造技术与煤层气之间存在的三大矛盾:一是压裂增压与煤层气降压开采的矛盾；二是压裂要求造长缝与煤层特征难造长缝的矛盾；三是开发要求保持高解吸压力而压裂水严重阻碍煤层气产出的矛盾。

针对上述三大矛盾，在进一步分析郑庄区块煤体结构平面分布规律，地应力场变化规律的基础上，筛选出适宜采用压裂方式改造的区域，分析改造技术与煤储层地质特性的匹配性，提出了高阶煤储层疏导式改造技术思路，即通过人工改造，沟通、启动各级裂隙，形成多级联动的缝网系统，引导高压液体和煤粉快速排出，使缝网系统清洁畅通，降低煤层气渗流阻力，提高单井的产气量。该技术思路内涵包括3个方面:第1，减少地层压力的抬升，最大限度降低压裂增压与煤层气降压排采的矛盾;第2，降低入井液量，减少注入水对煤层气产出的影响;第3，减少对煤储层的压实，有效提高煤层裂隙的导流能力。该技术要点包括4个方面:第1，纵向精确划分煤体结构，根据测井解释参数，优选井径、电阻率和声波进行综合评价，以查找煤储层中的结构优质层段;第2，选段射孔，即在原生煤层段中部(煤层上下各留0.5 m)进行射孔压裂，保证在原生煤中段实现造长缝，沟通各级割理裂隙;第3，压裂工艺的改进，即将前置液比例由原来的30%优化为6%～20%，压裂后进行快速返排，不再进行焖井憋压，使地层压力快速降至原始地层压力，以降低液体用量和扩压范围，引导高压液体和煤粉快速排出，保持裂缝清洁;第4，提高砂量，优化粒径组合，将压裂砂量由原来的30 m3/井提高为40～60 m3/井，并优化粒径组合为细-中-粗砂组合，以有效支撑各级裂隙，保持压裂裂缝畅通。

2.2井网部署方式优化

建立研究区煤储层综合模型，根据储层参数进行数值模拟，对合理井距进行研究(图2)。结果显示，采用300 m井距开发，投产15 a的解吸半径为80～100 m(图2(a))，生产井不能实现井间协同降压，泄压范围有限，导致单井产气量低，稳产最高气量仅为800 m3/d，15 a累积产气为280×104m3，采出程度仅为19%，300 m井距造成边部地区无法实现有效控制，地质储量利用率低;当采用150 m井距开发时，随着生产时间的延长，井间可实现协同降压(图2(b))，单井稳产气量为1 000 m3/d，15 a累积产气为300×104m3，采出程度高达71%，单井实际有效动用储量增加，地质储量利用率远远高于300 m井距开发(表1)。因此，郑庄区块采用小井距开发，有利于尽快形成面积降压，提高整体采气速度和采出程度[18-20]。

图2 300 m与150 m井距投产15 a解吸范围对比
Fig.2 Comparison of desorption ranges after 15 a production with 300 m spacing and 150 m spacing

表1 郑庄区块150m与300m井距生产效果对比
Table 1 Comparison of production effectiveness between 150 metres spacing and 300 metres spacing

模型井距/m厚度/m渗透率/10-15 m2含气量/(m3·t-1)平均单井控制储量/104m3稳定日产气/m315 a累积产气/104m315 a采出程度/%15050.04204241 0003007130050.04201 49280028019

基于以上认识，提出了在郑庄区块加密井网，实现协同降压的技术思路。利用该项技术，在缩小井距的同时，可以实现压裂裂缝的相互交错串接，使煤层裂隙间流场畅通，提高裂隙的导流能力，实现井间耦合降压，提高区域的储量动用程度。

2.3高效排采控制方式优化

(1)气水赋存机理认识的深化

高阶煤化学组成和大分子结构与石墨烯存在类似之处，官能团以芳香环为主，碳分子含量大于90%，因此，常用石墨烯来表征煤储层开展相关研究。本文用石墨烯建立分子模型来表征高阶煤储层煤层气赋存状态，采用狭缝+巨正则蒙特卡洛方法，压力的变化范围为0～20 MPa，温度为298 K，分别设计不同尺寸裂隙，分析甲烷吸附量的变化。分子模拟结果显示:无水时，甲烷赋存状态决定于孔裂隙的尺度，当孔裂隙小于0.6 nm时，受分子自由能的影响，甲烷无法在孔隙中存留(图3);含水量增加，甲烷的吸附量降低，在壁面和水的共同作用下，甲烷在固液界面自发积聚，且水呈团簇状，倾向于分布在孔隙中间，当增加甲烷饱和度时，水的吸附层被完全取代。

图3 不同孔裂隙尺度下甲烷的吸附量
Fig.3 Methane adsorption of different pore scales

(2)基于孔隙网络模型的煤层气气-水流动模型的建立

煤层纳米级孔隙导致达西定律不再适用，需考虑微尺度效应。因此，建立了考虑煤层气速度滑脱、表面扩散、吸附解吸、相态变化、水相滑移、煤层孔隙结构的煤层单相气、气水两相孔隙网络模型。实验研究认为，随着孔隙压力升高，吸附气表面扩散能力减弱，气相相对渗透率降低;随着孔隙尺寸减小，气相相对渗透率曲线抬升，水相相对渗透率曲线降低，水相截面占据比例减小，吸附气流动占据比例增加，表面扩散能力增强。

在以上研究的基础上，建立了两种微观裂隙气-水流动模型。模式1:压力平衡态，基质孔隙中甲烷以湍流态产出，壁面水膜在有效气体压力突破毛管力的驱动下产出。模式2:浓度平衡态，基质孔隙中甲烷以层流态产出，壁面水膜不能在气体压力驱动下产出，其残余厚度仅可由温度升高而降低。

(3)不同排采阶段的最优量化管控方法的建立

根据气水赋存机理及煤层中气-水流动模拟的研究，制定了不同排采阶段的最优化管控方案。管控思路为以提高最终采收率为核心，通过不同阶段排采制度的优化，有效控制渗透率降低速度，有效排水排气，扩大压降范围。排采管控方式包括3个阶段:第1，单相水流段采取“先快-后稳”的方式，即启抽压力在原始储层压力之上时，快速排水，快速排出压裂液及煤粉，疏通孔隙通道，当压力降至低于储层压力时，采取稳定排水的方式，最大限度扩大煤储层解吸的范围;第2，提产段采取“小幅多频”的方式，即从解吸压力到达产压力期间采取连续稳步提产的方式，保持流压降速小于等于0.05 MPa/d;第3，达产段采取“缓降地层压力”的方式，即从稳产点到产量递减点期间，产气量达到方案设计气量，采取流压降幅小于0.05 MPa/周的控制方式，延长稳产期。

2.4低效井耦合盘活工艺技术模型

基于以上单项技术优化分析，提出了郑庄区块低效产能带耦合盘活的整体工艺技术思路:以资源有效动用为核心，通过调整井网，采取疏导式储层改造技术和高效排采管控方式，实现低效区带整体协同降压，新井高效开发，老井稳定增产，达到区块整体盘活的效果。

(1)直井盘活工艺技术模型。

直井盘活工艺技术模型指在原井网内部署加密直井，实施疏导式压裂改造工艺，同时实行高效排采方式，实现面积协同降压(图4)。

图4 直井加密盘活老井模式1
Fig.4 Vertical well activating old wells model 1

该类模型主要适用于郑庄区块西南部。该区煤层埋深浅，渗透率较高，煤体结构简单，且地应力侧压系数大于1.0，水平应力起主导作用，压裂时容易压开水平缝，可以沟通更多的天然裂隙/割理，因此，该区利于直井的压裂改造。新井采取优势层段聚能射孔，低前置液快速返排(即压后直接返排，不再焖井48 h)，优化粒径组合的疏导式压裂工艺，有效改造储层，沟通各级裂隙，同时盘活周围低效直井，整体提高储量的动用程度和区块的采出程度。

(2)水平井盘活工艺技术模型。

根据郑庄区块地应力场和岩石力学性质对储层压裂改造的限制，设计了水平井盘活动用模型，包括L型水平井套管压裂加密(图5(a))和多分支水平井加密盘活老井(图5(b))两种模式。

图5 L型水平井和多分支水平井盘活老井模式示意
Fig.5 L type horizontal well casing fracturing and multi-branch horizontal well casing fracturing for activating old wells

水平井盘活模型(模式2和模式3)主要适用于煤体结构复杂和水平主应力差值小的郑庄区块中部和东北部，同时采用疏导式储层改造模式。水平井盘活模型主要有以下几方面的优势:① 水平段能直接穿透煤岩面割理，将裂缝系统有效沟通，可以消除地应力的不利影响，气产量高;② 长水平段盘活直井井数多，利于周围直井增产增效;③ 水平段有效沟通煤层裂缝系统，使渗流通道呈网状分布，突破了煤层非均质的局限性，增加了煤层气解吸范围。其中，模式二中水平井压裂是在直井疏导式储层改造的基础上，对合理压裂段间距进行合理优化，段间距缩小为100 m/段，以形成大范围有效沟通的人工缝网。

利用水平井盘活模式，在缩小井距的同时，可以实现水平井和直井裂缝相互交错串接，使煤层裂隙间畅通，提高裂隙的导流能力，提高单井产气量，提高区域的储量动用程度。

3低效产能区耦合盘活工艺技术应用效果

3.1直井盘活低效区

根据直井盘活模型，2017—2018年在郑庄区块西南部进行井网调整部署，截至目前投产直井共有达产井44口，均具有提产速度快、达产时间短，稳产气量高的特点。提产时间为4～6个月，新投产井的成功率为100%，投产较早的井稳产期已达12个月;单位压降下的提气量为1 605 m3/MPa，是周围老井的4倍;达产后日产气量为2 100～5 100 m3，平均单井日产气2 400 m3，是周围老井峰值气量的3.6倍;采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%(图6)。

图6 郑4-11-1直井和郑4-7-7直井生产曲线
Fig.6 Production curves of Zheng4-11-1 vertical well and Zheng4-7-7 vertical well

根据钻井投资及其他经济参数计算的百万投资日产气大于1 000 m3，内部收益率大于11%，完全可实现煤层气的效益开发。

3.2水平井盘活低效区

根据水平井盘活模型，2016—2018年在郑庄区块共部署水平井22口，增产效果显著，达产水平井日产气3 655～11 301 m3，平均单井日产气5 436 m3，是调整前水平井的4.2倍，同时周围低效直井受协同降压的影响，单井日产气量明显提高。

以郑庄区块中部低产低效区为例，2016年部署ZS1井组2口多分支水平井和直井进行耦合降压，采用疏导式工程改造工艺和高效排采管控制度，产气效果较好。截至2018年12月底，平均流压0.34 MPa，保持高产稳产，单井平均日产气5 425 m3，是原井组老井峰值气量的12倍(图7(a))。水平井周围共有6口直井产量上升，单井日产气量增加199～1 011m3，平均单井日增气量435 m3，井组日增气量2 611 m3(图7(b))。

图7 ZS1水平井和ZS1井组见效直井的生产曲线
Fig.7 Production curves of ZS1 horizontal well and of effective vertical well in ZS1 well group

综合盘活技术的应用，大大提高了郑庄区块单井产气量，总体产量有了大幅度的提升，区块日产气量由之前的45×104m3上升至目前的60×104m3，显著提高了区域的储量动用程度和采气速度，提高了区块的经济效益。根据该项技术思路，对郑庄区块低效区进行整体盘活方案部署，共部署直井166口，水平井44口，预计到2020年全区可以实现日产气量80×104m3。

4结 论

(1)认为造成我国高阶煤层气井低产低效的原因主要包括3个方面:一是储层改造方式不符合煤储层特性，造成改造范围小、导流能力差、储层污染抑制煤层气解吸等问题;二是井网部署不合理，井型和井网井距的地质适应性差，单井实际有效动用储量低;三是排采管控不科学，影响产气能力和稳产期。

(2)建立了由3方面技术构成的低产低效区整体耦合盘活技术系列，包括井型井网优化技术和水平井耦合降压盘活直井技术、适用于高阶煤储层的疏导式储层改造技术以及煤层气井高效排采管控技术。

(3)该项技术在郑庄区块开展现场试验，盘活效果显著。盘活试验直井日产气量达2 100～5 100 m3，平均单井日产气2 400 m3，是周围老井峰值气量的3.6倍，投产较早的井稳产期已达12个月;采气速度由调整前的1.8%提高为目前的7.6%，提高了区块储量动用程度和采气速度。盘活试验水平井产量是调整前的4.2倍，耦合降压使得周围低产直井平均单井日产气量平均提高了435 m3。

(4)基于耦合盘活技术对郑庄区块进行整体部署，预计2020年低效区可以有效盘活动用，全区实现日产气量80×104m3。

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