我国高瓦斯突出煤层发育，煤矿瓦斯灾害严重。随着煤矿开采深度增加，地应力增高，渗透性降低，瓦斯含量和压力增高，瓦斯灾害威胁日益严重。高效抽采是治理瓦斯的根本性技术措施。地面井抽采瓦斯，是实现煤炭和煤层气协调开发利用综合技术经济目标的最佳技术选择，已经成为我国煤炭和新能源产业安全绿色发展的基本国策。开发高效抽采瓦斯技术，确保煤矿安全生产，是国家能源安全战略的重大需求。
我国地面井煤层气(瓦斯)抽采在山西晋城矿区部分区块获得了商业化开发效果，引领了我国煤层气产业和技术的发展方向[1-3]。但因我国煤储层地质条件复杂，低渗低压储层发育，单井产量普遍偏低[4]，大部分煤矿区的直井日产量长期处于300 m3左右，在晋城矿区的部分低渗低压区段，在沁水盆地北部的潞安、阳泉、西山、霍州和汾西等矿区，低产状况普遍存在，长期没有解决[5-10]。
晋城矿区大宁井田早期的地面井瓦斯抽采非常成功。奥瑞安公司于2004年11月在这里完成了我国第1口煤层气多分支水平井DNP02井，钻井进尺8 018 m，最高日产达到了35 000 m3，瓦斯抽采总量达到了1 700万 m3，成为我国地面瓦斯抽采历史上技术和产量的重大突破[11]。随后在DNP02井附近完成了5口多分支水平井，引领了我国煤矿瓦斯地面抽采的水平井技术方向[12-14]。2008年以后，在大宁井田两批次共完成地面直井260口，水平井6口。其中位于马寨中寨断层西北部的61口直井产量较好，高产期平均日产达到了1 500 m3。但是，在马寨中寨断层西南的邻寺头断层和南板桥断层区段，储层条件变差，多分支水平井日产800～1 500 m3，120口直井平均日产只有362 m3，这严重滞缓了高瓦斯煤矿地面瓦斯治理的进程。
创新研发高产开发集成技术、提高单井日产量，是当前煤矿安全和煤层气产业亟待解决的重大瓶颈技术难题，对我国煤矿安全低碳绿色高效发展具有重要意义和引领作用。在山西省“十二五”科技重大专项支持下，通过8 a的产学研攻关与现场工程试验，在大宁井田的低渗低压低产区段，成功开发了煤层气水平井密集多簇压裂高效开发技术，取得了长期稳产16 000 m3/d的生产效果。笔者就研究区储层地质特征、密集多簇压裂技术和工程试验等核心技术进行全面介绍，以期对我国类似储层条件的煤矿区瓦斯地面抽采和煤层气开发有所借鉴和裨益。
1 研究区储层地质特征
1.1 含煤地层
大宁井田位于沁水盆地南缘，井田面积38.8 km2，地层由老至新包括古生代奥陶系峰峰组、石炭系本溪组和太原组，二叠系山西组、石盒子组和石千峰组，新生代第四系，如图1所示。其中含煤岩系为石炭系太原组和二叠系山西组，太原组平均厚度79 m，山西组平均厚度45 m，总厚度平均124 m。太原组15号煤层和山西组3号煤层为全区稳定可采煤层。
图1 大宁井田地层柱状图
Fig.1 Coal bearing formation column of Daning coal mine
山西组3号煤层埋深210～630 m，厚度1.65～6.91 m，平均4.74 m，一般含2～4层夹矸，镜质组最大反射率2.95%～3.05%，煤质为无烟煤2号，为目前煤矿开采和煤层气开发的目标煤层，是本文的研究对象。
1.2 地质构造
大宁井田位于沁水复向斜南端，西部边界为寺头断层，地层总体上由南向北倾斜，倾角一般不超过10°，受构造影响局部达到20°。中部以近南北走向的马寨中寨正断层将井田分为东、西两个区域，西部受寺头断层影响，近东西向断层较发育;东部以北东向和南北向褶皱发育为主(图2)。
1.3 煤层气储层地质特征
山西组3号煤层的煤体结构具有上、下分层特征:煤层底板以上50～80 cm处普遍发育一层泥岩夹矸，夹矸以下的下分层煤遭受顺层剪切破坏，普遍发育碎裂和碎粒煤。上部分层4～5 m以原生结构为主，坚固性系数大于0.8，煤层层理稳定、割理发育。注入/压降实测储层压力0.67～3.19 MPa，平均1.62 MPa，储层压力梯度为1.5～8.2 kPa/m，平均4.3 kPa/m，属于典型的低压-超低压储层[15]。
3号煤储层渗透率在区域上变异性比较大，以马寨中寨断层为界，整体划分为3个区段(图2)，在马寨中寨断层以东，4口参数井实测平均渗透率0.490×10-15 m2;马寨中寨断层的西北部至寺头断层的西北区段，即61口直井区段，4口参数井实测平均渗透率2.436×10-15 m2;马寨中寨断层西南部至南板桥断层的西南区段，即试验井LDP-02所在的120口直井区段，6口参数井实测渗透率平均值为0.112×10-15 m2，属于低渗储层区段。实测储层温度15.15～30.77 ℃。煤层气含量8.54～13.86 m3/t，梯度为4.14 m3/(t·hm)，吸附时间为7.2 d。
图2 大宁井田构造纲要图及煤层气井分布
Fig.2 Structure outline map and CBM wells in Daning coal mine
2 水平井密集多簇压裂优化模拟
2.1 簇间距优化
2.1.1 簇间距研究现状
美国超低渗透页岩气的成功开发得益于水平井分段多簇水力压裂技术的形成和发展[16-17]，本研究拟引进这一技术，实现中国低渗低压低产煤储层煤层气开发瓶颈技术和产量的突破。簇间距是水平井密集多簇压裂改造的核心关键参数。水平井簇间距的研究，主要集中在不同储层条件下水力压裂导致的不同簇间距应力重新分布状态，该种状态下多簇裂缝发育规律，以及它们对产量的贡献效果[18-20]。美国页岩气水平井一般段间距为60～100 m，每段压裂5簇，簇间距一般10～15 m，最密为3～4 m;国内页岩气水平井水力压裂的簇间距一般为20～30 m，最小17.8 m，最大43 m，每段压裂2～4簇[21-24]。超低渗页岩气水平井的日产量一般随簇间距减小和加砂量增加而增高。
该试验井的主要目的是服务于井下安全生产，要求通过5 a左右的高产抽采把该井控制范围内的瓦斯含量降到《防治煤与瓦斯突出规定》规定的8 m3/t[25]，这是本井极限产能潜力挖掘和簇间距优化研究的主要原则。
参考国内外页岩气水平井的研究与应用成果，以瓦斯抽采效果为条件，应用COMET3软件在6种簇间距(15,20,25,30,35和40 m)基础上进行簇间距模拟优化。
2.1.2 地质模型
(1)网格模型。储层网格模型采用笛卡尔坐标系，50×100×1的网格分布，单井控制面积50 m×100 m(约为实际控制面积的1/10)，如图3所示，红色线条表示水平井眼轨迹,蓝色线条表示压裂支撑裂缝，A点位于两簇裂缝末端中部位置。
图3 水平井模型(簇间距15 m)
Fig.3 Horizontal well model(15 m cluster spacing)
(2)储层参数。根据LDP-02井3号煤层测试资料，煤层厚度6.0 m，储层压力1.97 MPa，储层压力梯度3.7 kPa/m，渗透率取水平井所在区段6口参数井的平均值0.112×10-15 m2，气含量为13.8 m3/t，温度22.5 ℃，吸附时间7.2 d，真密度1.5 m3/t，兰氏体积49.6 m3/t，兰氏压力3.18 MPa，有效支撑裂缝半长20 m，支撑裂缝渗透率45×10-15 m2，割理孔隙度取值1%，孔隙压缩系数和基质收缩系数参考国内外资料，分别取值4.35×10-2和4.35×10-4[26-27]。
2.1.3 模拟结果分析
利用以上地质模型，分别模拟了6种簇间距条件下，固定点A处的气含量随排采时间延长的变化规律。点A位于两簇裂缝末端的正中位置，模型中距水平井眼垂直距离20 m，与压裂支撑裂缝半长相等。模拟分析A点气含量降低到8 m3/t所需的排采时间，结果如表1和图4所示，图4中气含量单位为m3/m3，真密度为1.5 t/m3，气含量8 m3/t单位换算为12 m3/m3。
表1 A点气含量降低到8 m3/t时的簇间距优化结果
Table 1 Optimization results of cluster spacing when gas content dropped to 8 m3/t at point A
簇间距/m所需排采时间单位/d单位/a1514073.852017834.882521705.953025266.923528797.894031448.61
图4 A点气含量为8 m3/t时的不同簇间距气含量分布
Fig.4 Gas content distribution as gas content dropped to 8 m3/t at point A in different cluster spacing
当A点气含量降低到8 m3/t时，水平井控制范围内气含量分布情况如图4所示，不同簇间距所需的排采时间见表1。图4和表1表明，簇间距为15 m时，需排采1 407 d(3.85 a);簇间距20 m时，需排采1 783 d(4.88 a);簇间距25 m时，需排采2 170 d(5.95 a);簇间距30,35和40 m时，分别需排采2 526 d(6.92 a),2 879 d(7.89 a)和3 144 d(8.61 a)。
簇间距和所需排采时间成线性正相关关系，如图5所示。
图5 簇间距与所需排采天数拟合关系
Fig.5 Fitting relationship between cluster spacing and required production days
图5表明，在研究区储层地质和最终达标气含量要求条件下，随着簇间距的减小，A点气含量降低到8 m3/t所需的排采时间成线性降低。当簇间距为15～25 m时，所需排采时间为3.85～5.95 a，这与煤矿计划的5 a抽采达标比较吻合。所以，试验井LDP-02的合理簇间距为15～25 m左右，这是LDP-02井密集多簇压裂的技术依据。
随簇间距减小，势必增加水平井水力压裂工程的投资，而根据煤矿掘采计划适度增大簇间距和延长抽采时间，并合理降低压裂投入是可行的。如果抽采时间延长到8～10 a，簇间距可以增加到40 m左右。如果煤矿有更长的抽采时间，可以采取常规水力压裂的段间距80或100 m[28-29]，所需要的抽采达标时间分别为6 017 d(16.48 a)和7 426 d(20.34 a)，压裂成本大幅度降低，但井场和排采维护成本相应升高，成本收回时间延长。
2.2 多簇压裂施工参数和裂缝发育规律
利用FracproPT压裂数值模拟软件，采用定变量的方法，对密集多簇压裂不同总液(砂)量和施工排量条件下裂缝发育规律进行模拟优化。单段压裂4簇，簇间距为15 m，前置液占比30%，携砂液占比70%，模拟结果见表2。
表2 裂缝发育规律优化结果
Table 2 Optimization results of fracture propagation with different fluid volume and injection rate
优化参数裂缝半长/m裂缝支撑半长/m裂缝高度/m裂缝支撑高度/m裂缝宽度/cm铺砂质量浓度/(kg·m-3)800(40)62.962.932.85.40.7185.03总液(砂)量/m31000(50)64.164.137.56.81.0505.771200(60)71.071.039.814.41.0535.59(1000m3液)施工864.064.026.83.11.3758.20排量/(m3·min-1)1064.164.137.56.81.0505.771271.571.534.115.11.0055.67
2.2.1 总液(砂)量优化
施工排量定为10 m3/min，对800 m3液和40 m3砂、1 000 m3液和50 m3砂、1 200 m3液和60 m3砂3种施工规模条件下裂缝发育规律进行模拟优化。模拟结果表明，随着总液(砂)量的增加，裂缝半长、裂缝支撑半长、裂缝高度、裂缝支撑高度、裂缝宽度都逐渐增加，铺砂质量浓度有所不同，800 m3液和40 m3砂的铺砂质量浓度相对较低，这可能与总砂量较少有关，研究区煤层实测最大闭合压力为12.99 MPa，铺砂质量浓度为5 kg/m3时即可达到有效的支撑[30]，因此，3种施工规模铺砂质量浓度都满足要求。从裂缝支撑半长角度分析，1 200 m3液和60 m3砂裂缝支撑半长较另外两种大，但是其裂缝支撑高度远大于煤层厚度，800 m3液和40 m3砂、1 000 m3液和50 m3砂的施工规模支撑缝高与煤层厚度相当，且裂缝支撑半长比前者仅小7～8 m，因此，这两种施工规模更为合适。
2.2.2 施工排量优化
施工规模定为1 000 m3液和50 m3砂，对8,10和12 m3/min 三种施工排量条件下裂缝发育规律进行模拟优化。结果表明，随着施工排量的增加，裂缝半长、裂缝支撑半长、裂缝高度、裂缝支撑高度都逐渐增加，裂缝宽度和铺砂质量浓度逐渐降低，3种排量除支撑缝高以外，其他裂缝参数相差不大，排量为8或12 m3/min时，支撑裂缝高度远小于或远大于煤层厚度，排量为10 m3/min时裂缝支撑高度与煤层厚度相当，因此10 m3/min的排量是比较合适的。
研究结果表明，单段同时压裂4簇时，可以形成4簇有效支撑的裂缝，1 000 m3液和50 m3砂、10 m3/min的施工排量作为密集多簇压裂工程试验的施工参数，其裂缝分布规律如图6所示。
图6 1 000 m3液(50 m3砂)和10 m3/min 排量条件下裂缝发育规律剖面
Fig.6 Fracture propagation profile with 1 000 m3 fluid(50 m3 sand)and 10 m3/min injection rate
3 密集多簇压裂水平井工程试验和排采生产效果
3.1 LDP-02井钻完井
试验井LDP-02为一组U型水平井结构，由一口定向生产井LDP-02D和一口水平井LDP-02H连通而成，水平井眼走向北西70°，井身结构及主要参数如图7所示。
图7 LDP-02井组井身结构及压裂簇分布
Fig.7 Well structure and cluster distribution of LDP-02
LDP-02D井井身结构为二开套管完井，完井深度602 m，井底位于山西组3号煤层下60 m。斜井段长467.8 m，井底水平位移101.8 m，常规高密度水泥浆固井。煤层段533.19～539.67 m，厚度6.0 m，实测空气干燥基气含量13.8 m3/t，煤芯呈块状、短柱状，注入/压降测试渗透率0.033×10-15 m2，储层压力1.97 MPa，压力梯度3.7 kPa/m。
LDP-02H井身结构为三开套管完井，井深1 445.6 m，煤层段长920 m，全程固井完井。
3.2 LDP-02井密集多簇压裂
LDP-02井于2015年10～11月进行压裂，压裂液体系为氮气前置+活性水(清水+0.05%杀菌剂+0.05%助排剂+2% KCl)，支撑剂为兰州石英砂，粒径20～40目和30～50目。采用水力泵送桥塞射孔、光套管压裂工艺。根据水平井段地质条件优选压裂段长和射孔位置，920 m水平段分为10段压裂，段间距80～100 m;每段3～4簇，簇间距11～23 m，共38簇，整个水平段平均簇间距24 m，如图7所示。
单段施工流程为:首先小型压裂测试，然后进行纯氮气压裂前置，最后进行水力压裂。单段氮气注入量16 250～17 160 m3，全井10段共注入氮气165 870 m3;活性水施工排量8～10 m3/min，平均9.3 m3/min，共注入活性水9 030 m3;单段砂比5.6%～12.3%，平均砂比10.8%，累计加砂465 m3。压裂全程进行了微地震实时监测，结果表明，压裂主裂缝走向垂直井眼，分布在北东40°～75°。裂缝半长76～116 m，西北段裂缝较长，南东段较短，全部平均96 m(图8)。
图8 LDP-02井裂缝监测微地震事件分布示意
Fig.8 Micro-seismic monitoring profile of Well LDP-02
3.3 LDP-02井试验效果分析
LDP-02井于2016-12-18投产，采用螺杆泵排采，2017-07-12开始产气，9月23日产量突破10 000 m3/d，2个月后产量达到13 000 m3，稳产4个月后，水平井井眼发生堵塞，产量下降至8 000 m3/d。于2018-03-29—2018-04-15进行了修井解堵作业，产量逐渐恢复，2018-07-27产量突破16 000 m3/d，此时井底流压0.45 MPa，套压0.31 MPa，之后日产量持续稳定在16 000 m3左右(图9)。
图9 LDP-02井排采曲线
Fig.9 Production curve of Well LDP-02
截止2019-06-09，已排采生产893 d(不含修井18 d)，累计产水3 666 m3，平均日产水4.1 m3;产气687 d，累计产气890×104 m3，平均日产气12 955 m3。当前日产气15 570 m3，井底流压0.24 MPa，套压0.18 MPa。
LDP-02井煤层段长920 m，压裂裂缝半长取裂缝监测结果96 m，煤厚6.0 m，真密度1.5 t/m3，按照2.1节的模拟结果，预计经过3.85～5.95 a的抽采可解放煤炭储量约159万t。
LDP-02井所在的区段120口直井分别产气579～732 d，单井平均日产气量362 m3，LDP-02井周围的33口直井分别产气579～2 005 d，单井平均日产气量660 m3，与LDP-02D同井场的多分支水平井日产气量800～1 500 m3。日产量对比表明，LDP-02井的日产气量是直井的20～36倍，是多分支水平井气的10倍以上。密集多簇压裂技术增产效果明显优于直井和多分支水平井。
4 结 论
(1)LDP-02井是世界上第1口密集多簇水力压裂煤层气水平井，最小簇间距为11 m，平均簇间距24 m，完成了钻井、压裂、裂缝监测评价和排采生产的系统试验，并获得了长期稳产高产的试验结果，实现了低渗低压煤储层煤层气高效开发技术和产量的双重重大突破。
(2)簇间距是煤层气水平井密集多簇压裂开发效果的核心关键参数，它决定于储层渗透率和预期产能要求。在低渗低压储层条件下，密集多簇压裂十分必要。采用15～25 m的簇间距，经过3.85～5.95 a的抽采，解放煤炭储量约159万t，可以实现瓦斯地面井高产抽采和煤层瓦斯5 a抽采达标的安全生产任务。
(3)试验井LDP-02H采用三开井身结构水平段套管固井工艺，在920 m水平段，分10段完成了38簇密集多簇压裂工程试验，稳产16 000 m3，累计产气890×104 m3，平均日产气12 955 m3，气产量是同区段煤层气直井日产量的20～36倍，是多分支水平日产量的10倍以上。
(4)LDP-02井实现了低渗低压低产区高产开发的技术和产量的双重突破，为同类储层条件的煤层气抽采和煤矿区瓦斯治理提供了的先导试验和技术方向引领，值得进一步研究和推广应用。
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