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曹运兴1,2，石 玢1,2，周 丹3，吴海明4，刘同吉5，田 林1，2，曹永恒3，贾 猛3
(1.河南理工大学 煤层气/瓦斯地质工程研究中心，河南 焦作 454000; 2.中原经济区煤层(页岩)气河南省协同创新中心，河南 焦作 454000; 3.河南方舟新能源股份有限公司，河南 焦作 454000;4河北华北石油天成实业集团有限公司，河北 任丘 062552; 5.山西潞安矿业(集团)有限责任公司，山西 长治 046200)
摘 要:我国煤层气储层地质条件复杂，低产煤层气井普遍存在。低产井增产改造是中国煤层气行业迫切需要破解的重大理论和瓶颈技术难题。本文所研究的低产井是指投产后经过一个时期排采生产，储层水和煤层气已经大量产出，气产量较低的生产井。这类低产井的一个重要储层属性是双低压特征，即低水压和低气压。针对这类双低压低产井，研究开发了高压氮气闷井储层保护型增产改造技术，并在潞安矿区余吾井田进行了工程试验，获得了预期增产效果。余吾井田山西组3号煤层区域上为低压低渗储层，煤层气井的产量普遍偏低。两口试验井LA-011和LA-016于2008年投产，经过4 a的排采生产，平均日产量只有31 m3/d和20 m3/d;两井各进行过一次水力压裂二次改造，增产效果仍不明显。两口井试验前的储层压力梯度只有1.0 kPa/m左右，具有典型的低压低产特征。高压氮气闷井增产改造试验于2012年10月进行，分别泵注高压氮气34 800 m3和44 960 m3，泵注结束后关井闷压92 h和112 h，在井口压力降低到1.0 MPa以下时开井排采。在高压氮气闷井期间，实时监测了试验井周边邻井的套压变化，分析高压氮气在煤层中的运移方向，试验结束后进行了1～3 a的排采生产。结果表明:① 在高压氮气泵注阶段，位于不同方向邻井的套压不同程度升高，这一方面表明高压氮气具有区域性面状穿透扩展和造缝现象，并清晰指示了高压氮气在煤层中的造缝穿透运移方向，而且高压氮气新生裂缝扩展方向不再受控于原始的区域地应力场方向，主要与排采后均化的局部地应力场有关。② 试验前后同一时间段的产量对比表明，氮气闷井改造具有“单井改造，多井增产”的区域性增产效果:即2井(LA-011和LA-016)改造，受到影响的5口井(LA-011,LA-016,LA-013,LA-014和LA-015)同时增产。③ 增产效果显著，两口试验井日产气增加1.2～8.9倍，3口邻井日产气增加1.4～3.7倍。高压氮气闷井技术是低压低产井改造增产的有效技术，对煤层气低压低产井增产改造具有推广应用价值。
关键词:煤层气;低产井;低压低渗;氮气闷井;增产改造;潞安矿区
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曹运兴，石玢，周丹,等.煤层气低产井高压氮气闷井增产改造技术与应用[J].煤炭学报,2019,44(8):2556-2565.doi:10.13225/j.cnki.jccs.KJ19.0552
CAO Yunxing，SHI Bin，ZHOU Dan,et al.Study and application of stimulation technology for low production CBM well through high pressure N2Injection-soak[J].Journal of China Coal Society,2019,44(8):2556-2565.doi:10.13225/j.cnki.jccs.KJ19.0552
中图分类号:P618.11
文献标志码:A
文章编号:0253-9993(2019)08-2556-10
收稿日期:2019-04-29
修回日期:2019-05-29
责任编辑:韩晋平
基金项目:山西省科技重大专项资助项目(20111101002)
作者简介:曹运兴(1955—)，男，河南鲁山人，教授，博士生导师。E-mail:yxcao17@126.com
CAO Yunxing1,2，SHI Bin1,2，ZHOU Dan3，WU Haiming4，LIU Tongji5，TIAN Lin1,2,CAO Yongheng3，JIA Meng3
(1.Gas Geology and Engineering Research Center,Henan Polytechnic University,Jiaozuo454000,China;2Collaborative Innovation Center of Coalbed Methane and Shale Gas for Central Plains Economic Region,Henan Province,Henan Polytechnic University,Jiaozuo454000,China; 3.Henan Arks New Energy Company Limited,Jiaozuo454000,China; 4.Hebei Huabei Petroleum Tian Cheng Industrial Group Co.Ltd.,Renqiu062552,China; 5.Shanxi Lu’an Mining Group Ltd.,Changzhi046200,China)
Abstract:In China,coal reservoirs are complex and under-performance CBM wells are widely distributed.To develop a novel theory and technology for stimulating these wells again for increasing gas rate is very important for CBM enterprises and the industry.After a long time water drainage and gas production,the reservoir is characterized as low gas pressure and low water pressure,even in dry condition.For re-stimulating these low productive CBM wells meanwhile protecting the sensitive low pressure or dry reservoir,a nitrogen ECBM technology named nitrogen injection-soak (NIS) was developed and tested in two CBM wells located in Yuwu coal mine of Luan mining area,Shanxi Province,China,and some desired results were obtained.The objective reservoir coal No.3 has low pressure and low permeability,and the gas production is generally low in the study area.The two experimental wells LA-011 and LA-016 started pump and production in 2008.Four years production result shown that the average gas rate was only 31 m3/d and 20 m3/d.The two wells have been re-stimulated with hydraulic fracturing in 2010,but no desired result reached.The reservoir pressure gradient of the two wells before the current experiment was only 1.0 kPa/m,which were two typical low pressure and low productivity wells.The stimulation trial of NIS was carried out in October 2012.The nitrogen amounted to 34 800 m3and 44 960 m3were pumped into LA-011 and LA-016,and shut-in times was 92 h and 112 h respectively,then the wells were opened for drainage when the wellhead pressure was lower than 1.0 MPa.During the period of NIS,the casing pressure of adjacent CBM wells was measured for monitoring the nitrogen migration direction in the coal seam.After the NIS experiment,the wells were continually in production for 1 to 3 years.The experiment result shown that:① The casing pressure increase of adjacent wells during injection stage indicates that NIS has a regional stimulation effectiveness,which clearly indicates the migration direction of high pressure nitrogen.The influenced area is mainly controlled by current in-situ stress that highly influenced by water drainage and gas production.② The NIS has regional production improvement,that is “one well stimulated,multiple wells improved”,or 2 wells stimulated and 5 wells improved.③ The gas rate of the 2 NIS wells increased 1.2-8.9 times,as well as 3 adjacent wells increased 1.4-3.7 times.It is concluded that N2ECBM is an advanced technology for improving gas rate in under-performance CBM wells,and can be applied in other CBM wells in China.
Key words:coalbed methane;low production wells;low pressure low permeability;N2injection-soak;ECBM;Lu’an mining area
煤层气低产井增产改造是中国煤层气行业面临的重大理论和技术难题。截止2017年底，全国完成煤层气生产井17 496口，年总产量49.59亿m3[1]。除了在山西沁水盆地南部晋城矿区和一些低煤阶盆地获得理想的开发产量以外[2-7]，大部分区块的煤层气开发效果不尽人意，主要表现在单井产量低，稳产时间短，总体开发效益差，煤层气开发可持续发展面临严峻挑战[8-9]。在煤层气赋存条件较好的沁水盆地丹朱岭以北的潞安、阳泉、西山、霍州以及汾西等矿区，近10 a的开发证明，单井产量普遍偏低，多数区域单井日产300 m3/d左右，一些区块日产只有100 m3/d左右，低产井增产改造是当前和今后产业发展面临的共性技术难题和生产瓶颈[9-10]。研究低产井成因机理、创新开发低产井增产改造技术，对我国煤层气产业发展、洁净能源开发和煤矿安全生产具有重大的理论和现实意义。
煤层气低产井有3种类型。第1类低产井是产量衰竭井，由于长期排采和大量产气，煤层气含量和压力降低到一定程度后，产气潜能大幅度降低，进入煤层气井的第3个生产阶段，即产量衰竭下降阶段[11]。第2类低产井是由于钻完井过程中储层污染[12]，排采控制不当等导致近井地带煤粉堵塞或其他原因所造成的低产水、低产气井[13]，这类井通过二次解堵，可以恢复产量如初，重新实现高产生产，改造和恢复产能比较容易实现[14-15]。第3类低产井是由煤储层本身地质条件差所造成的先天低产，这类储层在我国高瓦斯突出矿区广泛存在，定义为低产储层。必须指出，在目前技术条件下，该类先天低产储层区块一般不适宜于煤层气商业化开发;但是对于煤矿瓦斯治理防灾来说，这类低产储层区块却是必须进行瓦斯预抽治理。原因在于，越是瓦斯难抽采的区域，瓦斯灾害越是严重，只有通过强化抽采，才能从根本上治理瓦斯，实现安全生产，煤矿瓦斯治理没有选区的条件和可能性。研究表明，对于煤矿瓦斯治理和安全生产，地面抽采井的日产气量即使300 m3/d左右，在经济和安全上都是可行的。相对于高渗高产储层，这类低产储层更为脆弱，在钻井、压裂和排采阶段，发生任何工程问题，都有可能造成煤层气井的低产或停产状态。由于本身储层条件差，加上工程问题叠加效应，低产储层低产井的二次增产改造技术难度更大，方法少，效果难以达到预期目标。
经过一定时间(几年或十几年)排采生产的低产井，其储层基本处于低水压和低气压的双低压状态，煤层水已经大量产出，水压低至干储层状态，孔隙干涸;煤层气产出后，气体压力降低，煤基收缩，孔隙增加[16-17]。二次增产改造时储层保护极为重要，稍有不慎，必将造成储层严重污染。所以，低产井增产改造的关键，第1是深刻理解和认识双低压储层特征，第2是研发同时具有储层保护和增产效果的改造技术和方法。
我国现阶段的低产井增产改造技术主要是二次水力压裂，这对于第2类低产井是有效的[14-15]。但对于另外两类低产井增产改造效果欠佳。在理论上，水力压裂不适宜于双低压储层，从实践上[18]，加拿大马蹄谷组煤层气开发的前期探索性试验也证明了这一点[19]。
在国际上，关于这类双低压煤储层的高效增产有两种氮气改造技术，分别是美国的氮气驱替技术和加拿大的氮气压裂技术。美国圣胡安盆地是世界煤层气高产开发的代表性盆地，同时也成功试验了低产衰竭井氮气驱替增产改造技术[20]。在该盆地的Tiffany区，1983年投产34口煤层气井，经过14 a的排水采气，到1997年产量降低，进入了气产量衰竭期。当时的储层处于典型的双低压状态，即低水压和低气压。美国先进资源国际公司于1998—2002年对34口煤层气老井区进行氮气驱替增产试验，历时4 a。氮气驱替期间，34口井的日产气量和总产气量增加了5倍，试验获得了成功[21]。
加拿大煤层气产业的形成始于氮气压裂技术的成功开发和推广。在1980—2001年间的早期开发试验中，应用美国水力压裂技术，长期没能获得产量突破。研究发现，阿尔巴特省白垩系马蹄谷组的煤储很少产水或不产水，称之为干储层[22]，水力压裂技术无法实现这类干储层的成功改造和高效增产。2002年，加拿大能源公司开发出了连续油管氮气压裂增产技术，马蹄谷组煤层单井日产量达到了3 000～9 000 m3/d[19]。到2015年，在马蹄谷组已完成煤层气钻井15 000口，年产气量达到了68.5亿m3。实践证明，氮气压裂是干储层煤层气开发的有效技术[18,23]。
针对煤层气低产井的双低压特征，借鉴美国和加拿大煤层气的开发经验，在山西省“十二五”重大专项支持下，在潞安矿区余吾井田进行了两口低产井高压氮气闷井增产改造技术的研究和工程试验，获得了“单井改造，多井增产”技术和产量的重大突破，这是中国低产井增产改造技术领域的一项重大创新。笔者将详细介绍研究区的储层地质特征、试验井生产历史、高压氮气闷井核心技术、工程施工过程、增产效果分析，以及低产井区高压氮气闷井改造的增产机理和应用推广前景。
2.1.1含煤地层和地质构造
潞安矿区位于沁水盆地中南段，含煤岩系为石炭系太原组和二叠系山西组，含煤面积3 044.65 km2，预测煤层气资源量3 347亿m3，是我国大型煤层气田之一。煤系地层总厚平均为158.7 m，下部太原组平均厚103.6 m，上部山西组平均厚51.2 m，太原组15号煤层和山西组3号煤层为全区可采煤层(图1)。3号煤层平均厚6.0 m，埋深200～1 200 m，镜质组最大反射率2.01～2.94，为目前煤矿开采和煤层气开发的主力煤层，也是本文研究的对象。
图1 地层柱状
Fig.1 Coal bearing formation column
矿区构造整体上为一走向近于南北和北东、向西倾斜的大型单斜构造，构成沁水复向斜中南段的东翼，单斜宽缓，倾角5°～10°。自北而南，两组北东东向大型控制性正断层组，即北部的文王山地垒型正断层组和南部的二岗山地垒型正断层组，将矿区划分为北、中、南3个构造分区，造就了矿区的东西分带和南北分区的典型构造特征[24](图2)。
余吾井田位于文王山断层组和二岗山断层组之间的中段西侧深部，井田内次一级褶曲构造近南北走向，平行区域单斜走向，并呈背、向斜相间平行发育，如东部的屯留向斜，中西部的余吾向斜和余吾背斜。
图2 潞安矿区构造及矿井分布
Fig.2 Structure outline and coal mine distribution in Luan mining area
2.1.2研究区煤层气储层地质特征
余吾井田山西组3号煤层以原生结构煤为主，储层具有低渗、低压特征[25]。井田南采区6口参数井的平均埋深585.0 m，储层压力梯度为3.2～5.3 kPa/m，平均为4.0 kPa/m，属于典型的低压-超低压储层[24]，地层能量较低。储层渗透率变化在0.001×10-15～0.048×10-15m2，平均0.015×10-15m2，为超低渗储层。井田煤层气含量梯度为每百米3.0 m3/t，一般400 m以深的煤层气含量在8 m3/t以上，最高含量达到了25 m3/t。
潞安矿区煤层气开发始于1997年，中联煤层气公司在余吾井田完成了第1口参数测试井和生产试验，其后十多年间，潞安矿业集团进行了多轮资源评价和开发试验[26]。其中位于余吾井田南采区的LA-011～LA-020等10口井于2008年5月压裂改造，同年8月投产排采，至2012年10月，共排采51个月。试验井组为其中的6口井，其储层特征、排采生产历史和产水产气情况综合分析如下。
2.2.1试验井组储层特征
试验井组6口井的基本特征见表1。目标层3号煤的埋深为583.0～602.0 m，平均593.8 m，厚度5.43～7.63 m，平均6.14 m，初始储层压力2.39～2.64 MPa，平均2.50 MPa，储层压力梯度4.0～4.4 kPa/m，平均为4.2 kPa/m，气含量12～13 m3/t，渗透率0.015×10-15m2左右，属于超低压低渗储层。
表1 6口井基本储层参数
Table 1 Basic reservoir parameters of 6 wells
2.2.2试验井组生产历史
(1)试验井组压裂改造
试验井组6口井分别在2008年4—5月进行压裂增产改造，改造工艺为活性水、活性水氮气伴注液+石英砂3种压裂工艺。LA-011,LA-012和LA-013井采用活性水+石英砂工艺，平均压裂液548.0 m3，平均砂量40 m3，平均砂比9.6%。LA-014,LA-015和LA-016井采用活性水氮气伴注+石英砂工艺，平均压裂液537.1 m3，平均液氮量8.8 t，平均砂量41.7 m3，平均砂比10.2%。
在排采生产过程中，LA-011和LA-016井产气效果差，于2010年2月2—4日对两井分别进行了活性水解堵试验，单井注入1% KCl活性水90 m3，LA-011井施工排量和压力分别为27 m3/h和15～17 MPa，LA-016井施工排量和压力分别为36 m3/h和12～14 MPa。
(2)试验井组排采生产
试验井组6口井排采资料见表2。该井组于2008年8月开始排采，截止2012-10-25高压氮气闷井试验之前，单井累计产水5 427～14 431 m3，单井平均累计产水10 980 m3，平均日产水3.5～9.4 m3，单井平均日产水7.2 m3。6口井平均产气1 436 d，单井累计产气30 011～820 937 m3，单井平均累计产气297 326 m3，平均日产气20～554 m3，单井平均日产气204 m3，6口井合计平均日产气1 225 m3/d。
表2 6口井排采数据
Table 2 Production data of 6 wells
在6口井的排采生产历史上，LA-011和LA-016的总产气量和日产气量最低，实施二次解堵后，气产量并无明显改善。因此，选择这两口井进行高压氮气闷井试验。
LA-011井于2008-05-02压裂，2008-08-19起排，起始排采时井底静压力为2.45 MPa，压力梯度为4.2 kPa/m(表1)，为超低压煤储层，至2012-10-25累计产水7 180 m3，平均产水4.7 m3/d;累计产气41 538 m3，平均产气31 m3/d(表2)。
LA-016井于2008-04-23压裂，2008-08-19起排，起始排采时的井底静压力为2.40 MPa，压力梯度为4.0 kPa/m(表1)，为超低压储层，至2012-10-25累计产水5 427 m3，平均产水3.5 m3/d;累计产气30 011 m3，平均产气20 m3/d(表2)。
排采历史表明，两口井从2008年起始排采起就没有良好的产气表现，其后均进行了二次水力解堵增产试验，仍然没有获得较好增产效果。综合分析认为，除储层本身低渗因素外，排采期经常性停电、停排所造成的近井地带储层伤害和煤粉堵塞是两口井持续长期低产的两种主要原因[13]。经过4 a多的排采大量煤层水已产出，此时储层处于超低压或干层状态，不适宜第3次活性水压裂改造。根据国内外氮气在煤层气开发和煤矿井下瓦斯抽采方面的试验效果情况[19-21,27]，高压氮气闷井增产改造成为该类储层改造的优先选择技术。
余吾井田的原始煤层为低渗低压储层，排采几年以后的低产井，由于煤层中水、气的大量产出，一般都转化为双低压储层。首先是大量煤层水产出，使储层压力变得更低，试验井组的压力梯度由原来的4.0 kPa/m变为1.0 kPa/m以下。储层压力降低必然造成有效应力升高，进而引起孔-裂隙闭合以及储层渗透率的进一步降低。其次，对于那些前期大量产气的低产井，其产气造成的煤基质收缩增加割理开度和提高煤层渗透率;但是对于前期产气很少的本试验井组，基质收缩增渗效应是不存在的。综上所述，试验井组储层原本具有低渗低压特征，经过4 a多的产水、不产气或产气较少的排采生产，现阶段储层压力和渗透率更低，本试验井组实施前的储层状态是:低水压、低气压的干储层，与加拿大马蹄谷组煤储层的压力状态接近[18,22]。
对于这类储层，低渗透和干储层是影响增产改造技术设计的关键核心因素。要提高储层渗透性，可以通过强化造缝来实现，而“干储层”更是决定改造技术的核心属性。如果应用活性水压裂改造，相当于向干储层中灌入大量的外来水，储层伤害将十分严重，且造缝效果欠佳。
所以，研究和探索针对低产干储层条件下的有效增产改造技术，是本文的关键技术问题。其核心技术思路是结合储层的低渗特征，同时借鉴加拿大干储层的氮气压裂技术和美国圣胡安盆地老井改造的氮气驱替技术，研究高压氮气闷井增产改造的机理，开发变排量/变压力高压氮气闷井技术，实施工程试验，获得低产井的增产效果。
煤层气开发中的氮气强化增产改造理论与技术，在国际上已经有很长的研究历史和较为广泛的工业应用。关于煤层气开发的氮气增产理论和技术，主要集中在氮气的物理化学惰性特征，煤层的氮气、甲烷双组分吸附-解吸机理，氮气对低压储层的保护、增能和造缝增透效应等几个方面。
(1)具有良好的储层增能效应。氮气的黏度小，压缩系数大(与甲烷和二氧化碳相比)，弹性能量大，膨胀能力强，储存能量大。特别是，在高压氮气注入煤层后，储层压力升高，能量增加，在其后的扩散降压过程中，其高膨胀效应为驱动储层水、气的运移产出提供了新的能量。一般氮气改造可以提高储层压力10%～20%以上，利于后期排采产水和产气[28-29]。
(2)具有良好的造缝增透作用。煤层气井氮气改造的施工压力一般在10 MPa以上，大于煤层的破裂压力，理论上可以形成新生裂缝;但由于氮气的低黏度特征，高压氮气一般多打开煤层的先存微裂缝系统，具有所谓的先存微裂缝的重张和“疏通”作用，这对于低渗透储层，特别是排采后的低渗、干储层，微裂缝重张效应具有特殊的增透增产作用[29]。
另外，煤储层吸附氮气具有提高渗透性的作用，这是低渗透煤层进行氮气改造的理论依据。潞安矿区高阶煤氮气吸附时渗透率提高了20%左右[30-31]，美国圣胡安盆地低阶煤吸附氮气时渗透性明显增加[21,32]。在甲烷和氮气两相存在时，高压氮气在驱替甲烷产出的同时，煤层渗透性增加。也就是说，氮气改造具有提高储层渗透性的效应。
(3)氮气是低压和干储层最佳无污染改造流体。由于氮气的惰性特征，它不与煤层和煤层中各类矿物质发生物理和化学作用，是低压和干储层最好的储层保护流体。其不燃不爆特性也是保障煤层气井作业安全可靠的基础。
(4)高压氮气促进甲烷分压降低和快速产出。对于不饱和低解吸压力的煤储层，注入煤层的高压氮气将产生部分吸附，产生氮气吸附分压，同时降低甲烷吸附分压，并促进甲烷解吸和运移产出。
煤储层增产改造技术的开发决定于储层地质条件。对于加拿大马蹄谷组的中渗(一般0.1×10-15～10 ×10-15m2)干储层，采用的是氮气吞吐压裂技术，即对煤层先行泵注大排量高压氮气压裂煤层，然后及时放喷，部分高压氮气返排并带出部分煤屑，结束作业，尽快开始排采生产[19]。圣胡安盆地Tiffany工区的低产井是长期排采产气后的衰竭井，具有典型的高渗干储层特征，其改造技术是典型的氮气驱替。在长达4 a的时间内，实施低压氮气泵注煤层，实现了区域驱替增产效果[21]。
基于试验井组的低渗透、干储层特征，氮气无污染改造远比水力改造具有更大的技术优势和增产潜力。在保证储层不污染条件下，提高储层渗透性是本次增产改造的关键技术需求，为充分发挥高压氮气的造缝增透作用，试验采用“高压氮气注入、关井长期闷压”技术。综合高压氮气的造缝增渗、增压增能、扩散驱替的效应，最终实现增产效果。与高压氮气吞吐技术相比，高压氮气闷井具有形成更大范围的造缝增透效果;而氮气吞吐只是在近井地带的小范围增透，其长期生产主要依靠储层较好的原始渗透率，以实现大面积降压增产。与圣胡安Tiffany工区的长期注氮驱替技术相比，高压氮气闷井具有成本低、设备简单、施工管理周期短、见效快的优点。
低产井高压氮气闷井增产改造试验总体思路是:首先对试验井进行通洗井和煤层段补射作业，然后采用大排量氮气直接压裂煤层，压裂后进入关井闷井阶段，至井口氮气压力低于1.0 MPa时开井，下泵排采。
3.4.1试验过程
工程试验于2012-10-26—11-05进行实施，施工参数见表3，注入和闷井阶段两口试验井井口压力和温度监测曲线如图3所示。
表3 高压氮气闷井施工参数
Table 3 Stimulation parameters of high pressure N2Injection-soak
图3 两口试验井井口压力和温度曲线
Fig.3 Wellhead pressure and temperature of two test wells
LA-016井于2012-10-26—28进行通洗井和3号煤层段补射作业。10月29日进行氮气注入作业，注入排量483～656 m3/min，注入压力8.8～11.7 MPa，停泵压力10.4 MPa，累计注入氮气44 960 m3，注入时间80 min，闷井时间112 h，于11月3日井口压力下降至0.6 MPa时开井，下泵排采。
LA-011井于2012-10-30进行通洗井和3号煤层段补射作业。11月1日进行氮气注入作业，注入排量264～483 m3/min，注入压力9.1～15.5 MPa，停泵压力12.8 MPa，累计注入氮气34 800 m3，注入时间107 min，闷井时间92 h，于11月5日井口压力下降至0.8 MPa时开井，下泵排采。
3.4.2高压氮气运移规律监测与分析
在工程试验过程中，为研究高压氮气在煤层中的穿透和运移规律及其控制因素，对试验井邻井的套压进行了监测。
LA-016井工程试验时对其相邻的LA-012井、LA-013井、LA-015井和LA-026补井进行监测，结果表明，位于北东方向的LA-012井套压从0.14 MPa升至0.28 MPa;位于南东方向的LA-013井套压从0.28 MPa升至0.74 MPa;位于正北方向的LA-015井和南东方向的LA-026补井的套压也有升高。3口邻井井口套压短期升高是氮气压力造成的，这表明LA-016井注入的氮气分别沿正北、北东和南东方向运移至LA-015井、LA-012井、LA-013井和LA-026补井(图4)。
LA-011井工程试验时，位于南西方向的LA-015井套压从0.20 MPa升至0.47 MPa，并有大量黑色水体排出;位于北西方向的LA-014井套压从0 MPa升至0.45 MPa;位于正南方向的LA-012井套压没有发现明显变化。LA-014井和LA-015井井口套压的短期升高同样是LA-011井注入的氮气运移过来的结果(图4)。
两口试验井邻井套压的变化反映了高压氮气在煤层中面状穿透扩展的规律。高压氮气在煤层中的扩展方向主要受控于局部地应力场和煤层中已存裂缝(压裂裂缝或构造裂缝)方向，低产井经过首次压裂造缝和长时间排采后，局部地应力场得到均化[32]。初次压裂时裂缝监测结果表明，研究区原始最大水平主应力为北东方向，压裂裂缝沿北东和南西方向延伸。在本次高压氮气闷井时，高压氮气在煤层中不再沿原始最大主应力方向呈条带状运移扩展，而是沿正北、北东、南东、南西和北西方向呈面状向四周运移扩展，在扩展运移过程中如遇煤层中已存的裂缝，则沿已存裂缝向四周运移扩展。
图4 试验井组空间分布
Fig.4 Spatial distribution of test wells
高压氮气闷井工程试验结束后进入排采生产阶段，受高压氮气闷井试验影响的5口邻井，除LA-012井和LA-026补井外，LA-013,LA-014和LA-015井气产量均有明显增加，LA-012井试验后气产量没有增加，LA-026补井试验前后一直处于停抽状态。受工农关系和井下采掘活动影响，排采先后终止，单井排采生产时间为311～930 d，对比分析试验前后同一时间段长内单井平均气产量(表4和图5)，2口试验井日产气量分别增加1.2倍和8.9倍，3口邻井日产气量增加1.4～3.7倍，增产效果显著。
表4 高压氮气闷井试验前后产气量对比
Table 4 Comparison of gas production before and after high pressure N2injection-soak
图5 试验井组排采曲线
Fig.5 Production curves of test wells
LA-011井对比分析311 d，试验前平均产气103 m3/d，试验后平均产气122 m3/d，增加1.2倍;LA-016井对比分析526 d，试验前平均产气24 m3/d，试验后平均产气213 m3/d，增加8.9倍。
LA-013井对比分析686 d，试验前平均产气76 m3/d，试验后平均产气281 m3/d，增加3.7倍;LA-014井对比分析531 d，试验前平均产气195 m3/d，试验后平均产气267 m3/d，增加1.4倍;LA-015井对比分析930 d，试验前平均产气606 m3/d，试验后平均产气834 m3/d，增加1.4倍。
5口井试验前平均总日产气量1 004 m3/d，单井平均日产气量201 m3/d，试验后平均总日产气量1 717 m3/d，单井平均日产气量343 m3/d，总增产713 m3/d，相当于改造前3.5口井日产气量的总和，增产效应十分显著。
2口井高压氮气闷井增产改造试验，5口井同时增产，即“单井改造，多井增产”，高压氮气闷井技术具有大面积造缝和区域性增产效果，对于潞安矿区这类低渗低产储层和区块来说，高压氮气闷井增产效果是显著的。
本次试验表明，高压氮气闷井技术在余吾这类低水压储层改造增产中获得了成功。经过一段时间的排采生产，煤层水大量产出，储层压力大幅度降低，此技术是该类低产井二次增产改造的首选。对于一般的低产井，若原始储层压力状态接近于干储层[24]，该技术可能同样适用;对于原始压力较高的储层，或者排采后的压力仍然较高，高压氮气闷井技术的适应性和增产效果有待进一步研究，并需要通过工程试验验证。
(1)经过一定时间排采生产的煤层气低产井一般具有低水压、低气压的双低储层特征，而潞安矿区此类低产井具有低渗透、低水压、低气压的三低储层特征，储层保护和增加渗透性是开发增产改造技术的关键。
(2)低产井高压氮气闷井具有“单井改造，多井增产”的区域性增产效果，2口井试验，5口井同时增产，试验井日产气量增加1.2～8.9倍，邻井日产气量增加1.4～3.7倍，增产效果十分显著。
(3)发现了低产井高压氮气闷井期间高压氮气在煤层中的面状穿透扩展现象，这是造成氮气闷井区域性增产的直接控制因素;其面状扩展机理受控于排采后井区地应力场的各向均化状态:经过长时间的排采，低产井区地应力场得以均化，高压氮气在煤层中的扩展主要受井区均化的地应力场和煤层中已存裂缝(压裂裂缝或构造裂缝)方向的控制，原始地应力场影响程度大幅度降低。
(4)潞安矿区低产井高压氮气闷井增产改造试验表明，该技术对低水压低产井增产改造具有重要理论和现实意义，是煤层气低产井增产改造的创新性技术，值得进一步研究和应用推广。
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