目前，单井产量过低是制约煤层气发展的主要瓶颈，现有开采工艺难以有效降低煤层深部的流体压力，导致远离主井眼的煤层气解吸、扩散速度缓慢^[1]。径向水平井钻井工艺采用高压软管或连续油管、通过特殊的转向设备可以实现在主井眼内90°转向，利用高压水射流在储层的某一层位或多个层位沿径向钻出多个水平分支井眼^{[2, 3]}，为实现扩大单井控制面积提供了一种高效、经济的技术手段。该技术在常规油田开采中已进行过多次现场试验，取得了一定的增产效果^{[4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12]}，但从煤田区块的现场试验结果来看，增产效果并不理想^[13]，其主要原因在于井眼直径较小，煤岩的改造程度有限，无法有效沟通深部地层天然裂缝。为此，考虑将径向水平井与压裂工艺相结合，先在目标煤层钻成单层或多层径向水平井，然后进行水力压裂改造，称之为径向水平井压裂技术，在径向井眼周围形成缝网，扩大单井改造体积，使煤层深部的天然裂缝系统能够有效与径向井眼连通，加速煤层气解吸扩散速度，提高单井产能。

径向水平井压裂技术有如下亟待解决的问题：1)煤层气井采用径向水平井压裂可以形成哪些缝网形态；2)哪一种缝网形态可最大幅度提高单井产能。为此，笔者首先采用室内大型真三轴水力压裂物理模拟试验设备对煤岩径向水平井压裂进行了物理模拟，初步探索了径向水平井压裂可能形成的起裂模式与裂缝形态，分析了径向井眼参数对裂缝起裂和裂缝形态的影响规律；之后依据试验结果，采用ECLIPSE软件的煤层气模块建立了煤层气径向水平井压裂后的储层模型，通过对4种完井方式的产能对比，证实该工艺可有效提高煤层气单井产量，得出了最有利于煤层气生产的裂缝形态，并给出了工程设计建议。

采集同层连续位置的高阶露头煤岩制作试验用煤样，煤样表面需较为完整且无明显裂痕。模拟井筒用不锈钢制成，外径18.0 mm，井筒长190.0 mm，下端距离底部35.0 mm处开2个或4个直径为6.0 mm的孔眼，用于连接径向井眼。煤岩试样(结构见图1)的制作步骤为：

1) 将煤样加工成长、宽、高均为200.0 mm的立方体；

2) 在顶端中心沿垂直于层理方向钻一个直径为20.0 mm的孔作为主井眼，在侧面中心位置钻穿2个或4个直径为6.0 mm的孔眼与主井眼相交；

3) 将模拟井筒放入主井眼内，使模拟井筒上的孔眼与侧钻的孔眼对齐，用植筋胶将模拟井筒封置主井眼内；

4) 侧钻孔眼内部预留长70.0 mm的空间模拟径向水平井，外部用植筋胶密封；

5) 将煤岩试样用混凝土(水泥与细河砂体积比为1∶1)制成长、宽、高均为300.0 mm的立方体标准试样。

图1 Structural schematic of coal rock samples Fig.1 煤岩试样结构示意

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为分析不同分支井眼数和径向井眼方位对裂缝起裂与扩展的影响规律，共制作试样4块，见图2(σ_H为最大水平主应力，MPa；σ_h为最小水平主应力，MPa)：1号和2号试样为2分支径向井，1号井眼方位与水平应力方向成45°角，2号井眼方位平行于最小水平主应力方向；3号和4号试样为4分支径向井，3号试样井眼方位与水平应力方向成45°角，4号试样井眼方位与水平应力方向相同。

图2 4块岩样的径向孔眼设计 Fig.2 Radial hole design for 4 rock samples

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试验过程中，各试样的试验参数(地应力、压裂液黏度、排量)保持一致，加载的三向应力依据文献^[14]提供的回归公式，模拟井下约300 m深的地层，设计值：垂向应力σ_v=8 MPa，σ_H=6 MPa，σ_h=4 MPa。为防止压裂液黏度过低造成从径向井趾端的植筋胶中窜出，在清水中配入一定比例胍胶，以提高压裂液黏度，经测量为20 mPa·s；试验排量保持45 mL/min，加入绿色荧光粉作为示踪剂。

室内模拟试验总共得到3种裂缝形态：垂直起裂+T形缝、水平起裂沟通远端天然裂缝、水平起裂+主井眼多点起裂。

1) 垂直起裂+T形缝。4号试样在最大水平主应力方向设计了2条分支，受径向井引导和应力控制，沿这2个分支开启了一条垂直缝径直穿透整个煤块，在裂缝向上下扩展过程中遭遇了一条层理弱面之后形成了T形缝形态，没有形成裂缝网络；沿最小水平主应力的2个分支方向没有产生裂缝(如图3所示)。

图3 号试样压裂结果 Fig.3 Fracturing result of No.4 sample

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2) 水平起裂沟通远端天然裂缝。在压裂之前，

2号试样表面可以观察到较为清晰的天然裂缝(见图4(a))，压裂后这3条天然裂缝被径向水平井所在的水平裂缝沟通(见图4(b))，均未与主井眼相交，说明该试样是从径向井所在层理面起裂。

图4 2号试样压裂前后对比 Fig.4 Comparison of No.2 sample before and after fracturing

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从压裂曲线(见图5)也可以看出，2号试样在起裂之后经过了较长一段时间(10~16 min)才出现较大的压力波动，由此判断水平缝应当是从主井筒根部起裂，逐步向外扩展一段距离之后遭遇天然裂缝。由于试验加载垂向应力为最大主应力，因此水平缝扩展较为困难，延伸压力呈逐渐增加趋势。

3) 水平起裂+主井眼多点起裂。1号、3号试样的压裂结果如图6所示。从图6可以看出，1号、3号试样除径向水平井所在的层理面被开启之外，主井眼周围也产生多条垂直裂缝与主井眼相连，其中沿最大水平主应力方向有明显的垂直缝开启。

形成上述裂缝形态的可能原因包括：1)主井眼周围存在微环隙，压裂液进入微环隙产生多点起裂形成垂直缝，垂直缝沟通径向井所在层理面形成水平缝；2)径向井所在层理面率先破裂形成水平缝，在主井眼周围产生微环隙，压裂液进入微环隙之后在主井眼内憋压产生多点起裂。通过分析图5认为，第二个原因应为出现多裂缝形态的主要原因。首先，对比1号和2号试样的压裂曲线可以看出，两者起裂与延伸压力相似，1号试样起裂压力略高于2号，因此二者应当有近似的起裂模式；其次，从1号试样的压裂曲线可以看出，破裂点过后接连出现6次较明显的压力突降，而实际观测到的垂直裂缝有6条(下部转向裂缝可认为是2条)，与压裂曲线相吻合，故而判断1号试样实际的起裂形式应当为上述第二种情况；最后，从4号试样的压裂曲线可以看出，其延伸压力低于破裂压力，与文献^[15]中得到的T形缝压裂曲线规律一致，而1号、2号和3号试样的压裂曲线中裂缝延伸压力总体呈增大趋势，故而判断3号试样的起裂模式应当也是水平缝起裂沟通垂直天然裂缝。

图5 4块试样压裂曲线 Fig.5 Fracturing curves of 4 rock samples

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图6 1号、3号试样压裂结果 Fig.6 Fracturing results of No.1 and No.3 samples

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4块试样中有3块(1号、2号和3号试样)出现了沿径向井所在平面的水平缝起裂。分析其原因，一方面是因为在钻孔过程中，层理面作为煤岩的第一弱面容易遭到破坏形成微裂纹，压裂液易渗透进微裂纹并在尖端形成应力集中，试验中垂向应力虽然是最大主应力，但与水平应力的差别较小，因此当微裂纹尖端应力因子超过裂纹断裂韧性时容易发生失稳并沿层理面扩展；另一方面是因为井眼方位偏离最大水平主应力方向较远(45°和90°)，依据前人对定向射孔的研究结果^[16]，当孔眼方位偏离最大水平主应力方向较大时，裂缝沿孔眼方位开启垂直缝的概率降低。而4号试样的压裂结果显示，当径向孔眼方位与最大水平主应力方向平行时，径向井压裂沿孔眼方位垂直起裂。以上结果说明，试验条件下，当径向井眼偏离最大水平主应力方向较远时容易发生水平起裂，而当径向井眼与最大水平主应力方向平行或接近时，容易发生沿井眼方向的垂直起裂。

从压裂形成的垂直缝分布来看，1号和3号试样的垂直缝主要受应力控制，并未沿径向井方向开启，而2号试样的天然裂缝在压裂前即存在。由此可看出，当以水平缝起裂时，后续形成或沟通的垂直缝与径向井眼的布置无关。但从最后的压裂结果可以看出，水平缝的扩展并未因为有垂直缝的存在而停止，其扩展范围基本可覆盖以径向井长度为半径的一个圆形区域，并有向更远端发展的趋势。这主要是由于压裂液始终填充在径向井眼中，当裂缝扩展受阻时，井眼中的压力会继续升高打开新的破裂点，从而增大水平缝的扩展面积。

整体来看，1号、2号和3号试样均呈现“一平多纵”的缝网特征，压裂曲线总体呈上升趋势，但起裂与延伸压力略有不同，应当是受到井眼参数的影响。从起裂压力来看，1号和2号试样的起裂压力基本相同，而3号试样的起裂压力明显低于另外2块试样，说明径向分支井眼数对于起裂压力有较大影响，分支井眼数越多，起裂压力越低。前人对起裂压力的研究结果表明^{[17, 18]}，井内增压速率越低，起裂压力越低。增压速率与排量和滤失量有关，随着分支井眼数的增多，压裂液在井眼内的滤失量增大，相同排量的情况下，井眼内增压速率降低，因此起裂压力也随之降低。从裂缝延伸压力来看，1号试样(7 min以后)和2号试样(10 min以后)压裂曲线的波动幅度基本相同，而3号试样(14 min以后)压裂曲线的波动幅度要略小于另外2条曲线，说明随着径向分支眼数的增多，裂缝的延伸压力降低。这主要是由于径向水平井的存在增大了压裂液在层理面的流动空间，在裂缝中流动可以看作是间隙极小的平板间流动，而在井眼中的流动则属于常规管流，分支井眼数越多，管流面积越大，流动阻力降低，从而导致延伸压力降低。

上述室内试验共得到了3种裂缝形态，但起裂模式大致分为2类：沿最大水平主应力方向垂直起裂，沿径向井所在层理面水平起裂。前者可能伴随有T形缝生成，而后者可能伴随主井眼周围产生多点起裂。为了研究哪种起裂模式更有利于提高产能，笔者采用ECLIPSE软件的煤层气模块对以上2种裂缝形态进行建模。模型尺寸(长×宽×高)为600.0 m×600.0 m×15.0 m，主井眼位于模型中心，直径为152.4 mm，径向井眼直径为38.0 mm，长度为60.0 m。为简化计算，假设第一种起裂模式不产生T形缝，第二种起裂模式仅在主井眼处沿最大水平主应力方向开启垂直裂缝。由于ECLIPSE软件的煤层气模块采用双重孔隙介质模型模拟煤层气，将煤层分为基质与裂缝2套系统分别描述，因此笔者不再对天然裂缝进行显式建模，仅对水力裂缝进行局部网格加密处理，压裂后将距离水力裂缝5.0 m范围内的网格垂向渗透率增大10倍，以表示压裂对天然裂缝渗透率的影响(假设天然裂缝为垂直缝)。

为验证径向水平井压裂工艺是否可以有效提高单井产能，增加了与常规径向水平井完井和射孔压裂完井的产能对比，设计的4种完井方式其数值模型如图7所示。

图7 不同完井方式下的数值模型 Fig.7 Numerical model for different completion modes

图选项

完井方式1：3层4分支径向水平井完井，各层井眼沿对角线布置，层间距3.0 m。

完井方式2：直井射孔压裂完井，假设一条垂直单翼水力裂缝与主井眼相交，主井眼全井段射孔生产，裂缝半长60.0 m。

完井方式3：径向水平井压裂完井，形成沿最大水平主应力方向的垂直双翼水力裂缝与主井眼相交，裂缝半长60.0 m，径向井眼沿水平主应力方向布置，单层4分支。

完井方式4：径向水平井压裂完井，径向水平井所在层理水平起裂，同时伴有沿最大水平主应力方向的垂直裂缝与主井眼相交，两条裂缝半径均为60.0 m，径向井眼沿对角线布置，单层4分支。

对试验煤样取心并测量其渗透率值，垂直层理方向为0.02 mD，平行层理方向为0.60 mD，渗透率存在较大的各向异性。依据测量结果设置模型裂缝系统三向渗透率值，水力裂缝设为高导流裂缝(渗透率为10.0 D)，其余参数依照软件默认值。具体的模型参数见表1。

以定压方式生产，计算一年时间内4种完井方式下的总产气量，结果见图8。

图8 不同完井方式下的总产气量对比 Fig.8 Comparison of total gas production in different completion modes

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从图8可以看出：

1) 完井方式1尽管采用了12个分支的径向井进行完井，但由于没有高导流裂缝的存在，其产能比压裂完井要低得多，说明高导流裂缝的存在对于产能有很大影响，仅靠径向水平井增加与储层的接触面积，单井产量无法得到有效增加；

2) 完井方式3和完井方式2的裂缝形态相同，一年总产气量有所上升，但幅度不大，仅为10.6%，其增加的部分主要来自于沿最小水平主应力方向的2个径向分支井眼，由于高导流裂缝对于产能的贡献要远大于径向井眼的贡献，因此完井方式3形成的裂缝形态对于煤层气的增产幅度有限；

3) 完井方式4的水平水力裂缝与径向水平井处于同一个平面，4个分支的井眼均参与了生产，2条水力裂缝同时还提高了主井筒周围较大范围的天然裂缝渗透率，总产气量相较于射孔压裂工艺提升幅度达88.9%，增产效果优于完井方式3。

由产能分析可知，水平缝起裂形成“一平多纵”的缝网形态其增产效果要优于垂直起裂的裂缝形态。除产能优势以外，该起裂模式还可以有效解决传统射孔压裂近井地带容易造成砂堵的问题。前人对射孔压裂的试验研究表明^[16]，当射孔方位与最大水平主应力方向不相同时，易形成砂堵，可能出现的现象包括：沿孔眼方向起裂的裂缝在扩展过程中发生转向，支撑剂在转向处阻力升高导致砂堵；孔眼与水泥环和煤层间存在微环隙，压裂液进入微环隙后容易导致裂缝沿最大水平主应力方向起裂，而不是从孔眼方向起裂，支撑剂无法通过孔眼进入裂缝中，而是堆积在水泥环附近形成砂堵。在“一平多纵”的缝网形态中：1)层理面本身为平面，不会发生裂缝转向；2)压裂液始终充填在径向井眼当中，在径向水平井半径范围内，不会出现由于水平缝遭遇垂直裂缝而停止扩展的现象；3)水平缝连通了水泥环上各个孔眼，加砂过程中支撑剂可以通过径向井眼进入水平缝，微环隙不会造成任何影响。

综上所述，径向水平井压裂工艺应当以实现沿径向井眼所在层理面水平起裂为基础进行优化设计。为达到这一目的，需要满足以下条件：

1) 筛选合适的地层。尽量选取地层倾角相对平坦、上覆岩层压力略高于或低于最大水平主应力的地层进行压裂施工，以确保能够以水平缝起裂。我国煤层气储层构造应力普遍较大^{[15, 19, 20]}，逆断层结构普遍存在，地质条件有利于该工艺的实施。

2) 优选布孔方案。为尽量降低裂缝起裂与延伸压力，单层布孔方案应选择4分支90°相位布孔，孔眼与水平应力方向夹角为45°，该布孔方案可避免某一方位孔眼与最大水平主应力方向太接近而形成垂直起裂的情况

3) 根据煤层性质优选压裂方案。对于薄煤层，可采用单层布孔进行压裂；而对于厚煤层，则可以考虑布置多层径向水平井，配合封隔器进行多段压裂。

1) 试验条件下，径向水平井压裂在煤岩中形成了2种裂缝形态：一种是沿径向井眼方向垂直起裂，形成T形缝形态；另一种是沿层理水平起裂，形成“一平多纵”的缝网形态。

2) 沿层理水平起裂时，孔眼长度越长、分支井眼数越多，起裂压力和延伸压力越低。

3) 产能对比结果表明，径向水平井压裂可以有效提高单井产能，其中“一平多纵”的裂缝形态对产能提升幅度较大，应当作为径向井压裂的优化设计目标。

4) 选择地层倾角相对平坦且上覆岩层压力略高于或低于最大水平主应力的地层进行压裂施工，有利于形成“一平多纵”的缝网形态；单层建议以4分支90°相位布孔，孔眼与水平应力夹角为45°。