Пилотный эксперимент по освоению горизонтальных скважин на условном слое угля №8^# в составе группы Бэньси в районе Ичуань на юго-восточной окраине Ордо бассейна достиг прорыва, демонстрируя хорошие перспективы разработки. Однако существуют проблемы, такие как неясные главные факторы высокого дебита газовых скважин и необходимость оптимизации стратегий разработки. Исследование, основанное на статических и динамических данных горизонтальных скважин пилотного проекта, глубоко анализировало закономерности эксплуатации скважин и контролирующие факторы производительности, предлагая обоснованные меры разработки. Основные выводы исследования: ① длина горизонтального участка, проходящего через угленосную породу, является ключевым фактором для достижения высокого дебита и эффективной разработки скважины, при этом установлен нижний предел толщины пласта для размещения горизонтальных скважин в тонкопластных углях — 3,0 м, минимальная длина горизонтального участка — 1500 м. ② точное разделение горизонтального участка на кластеры является предпосылкой для полноценной стимуляции коллектора; участки, где расстояние от траектории скважины до верхней или нижней грани угленосной породы менее 2 м, были полноценно переработаны посредством направленного глубокого перфорационного проникновения, с вкладом в добычу, близким к горизонтальному участку прохождения скважины через пласт. ③ умеренный объем гидроразрыва обеспечивает баланс между эффективной стимуляцией и максимизацией экономической рентабельности, установлены параметры: разумная длина разрыва участка 60~90 м, длина кластера 15~25 м, интенсивность жидкости 28 м³/м, интенсивность песка 6,0 т/м. ④ первые 60 дней после гидроразрыва — золотое время эффективного откачивания жидкости, заметно повышающее производительность скважины, при этом установлен рациональный период выдержки после последнего этапа гидроразрыва — 19 ч, разработаны процедуры управления откачкой и стандарты откачки для типовой скважины. Сокращается период пассивной выдержки, направлена эффективная откачка. ⑤ давление сбора газа существенно влияет на стабильное выделение производительности скважины: при давлении сбора 2,0~3,5 МПа скважины длиной 1500 м сохраняют относительный стабильный период и период самодвижения не менее 3 лет, после остановки продуктивного фонтана своевременное применение низкого давления сбора 0,5~1,0 МПа может продлить период самодвижения свыше 5 лет. Результаты исследования обеспечивают техническую поддержку эффективной эксплуатации тонкопластных горизонтальных скважин района Ичуань и служат ориентиром для разработки аналогичных газоносных горизонтов в стране.

Ордо бассейн;глубокий угольный газ;уголь слоя 8^# группы Бэньси;тонкопластной уголь;горизонтальная скважина;основные факторы контроля производительности;стратегии разработки