CN117803366A

CN117803366A - 一种煤层气储层的压裂方法及其应用

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Publication number: CN117803366A
Application number: CN202410055755.5A
Authority: CN
Inventors: 司玉梅; 王孟江; 樊英凯; 李梦楠; 李志强; 郭琳琳
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp; Sinopec Henan Oilfield Branch Co
Priority date: 2024-01-15
Filing date: 2024-01-15
Publication date: 2024-04-02

Abstract

本发明涉及一种煤层气储层的压裂方法及其应用，属于煤层气开采技术领域。该压裂方法包括以下步骤：依次注入预处理液、前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一组合液和第二组合液；所述第一组合液包括前、后依次注入的高粘压裂液、低粘压裂液，其中高粘压裂液造主缝，所述低粘压裂液段塞式加砂堵塞煤岩微裂缝和割理并扩张裂缝网络；所述第二组合液包括为前、后依次注入的高粘压裂液、中粘压裂液，其中高粘压裂液造长裂缝，所述中粘压裂液连续式加砂形成网状支撑裂缝。本发明的方法能够压裂形成主缝+复杂缝网，提高裂缝复杂程度、增大裂缝波及范围、提高裂缝导流能力，从而提高煤层的产气量。

Description

一种煤层气储层的压裂方法及其应用

技术领域

本发明涉及一种煤层气储层的压裂方法及其应用，属于煤层气开采技术领域。

背景技术

随着常规油气资源日益减少，煤层气作为接替的清洁能源，得到了油气开采企业的重视。煤层气具有独特的成藏机制，煤是由植物遗体在特定的地质环境下生成的煤层岩石，煤层气是在压力作用下吸附在煤的微孔隙。在未降压解吸前，微孔隙中没有游离气体，只有当煤层压力下降到一定程度时，煤岩内的甲烷等天然气才能解吸出来，流经过裂缝割理，进入煤层孔隙网络，再经过孔隙网络流向井筒。

但是由于砂岩天然气与煤层气有很大的区别：储气方式、裂隙结构、岩石物理性质、压裂施工难度、产气量的生产曲线、储量估算方式等方面均存在很大差异，所以，开发深层砂岩天然气的方法不适用于煤层气开采。因此，开发出一套针对于煤层特质气体的开采方法来提高煤层气产出程度是至关重要的。

目前对煤层气井进行压裂增产作业的主要方式包括:冻胶压裂液、清洁压裂液、油基压裂和CO₂干法压裂液。上述这些方法在煤层气井压裂作业过程中主要存在以下技术难题：

冻胶压裂法在压裂过程中大量的冻胶残渣滞留在储层中导致储层污染较为严重；压裂完成后不易破胶，堵塞了储层水的返排通道，显著降低煤层气井的产气能力。油基和清洁压裂液法施工成本高、安全性低、破胶不易控制，导致其在煤层气井压裂中应用程度不高。CO₂干法压裂法对设备要求高、加砂能力差(CO₂存在密封罐内无法就行大量加砂)，不能实现对压裂过程中裂缝尺寸和形态进行有效调控。

发明内容

本发明的目的是提供一种煤层气储层的压裂方法，解决现有技术中储层污染较为严重、安全性低、对压裂过程中裂缝尺寸和形态不能有效调控的问题。

本发明的第二个目的是提供一种煤层气储层的压裂方法在煤层气开采中的应用，提高煤层气的产气能力。

为了实现以上目的，本发明的第一个技术方案为：

一种煤层气储层的压裂方法，包括以下步骤：依次注入预处理液、前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一组合液和第二组合液；所述第一组合液包括前、后依次注入的高粘压裂液、低粘压裂液，其中高粘压裂液造主缝，所述低粘压裂液段塞式加砂堵塞煤岩微裂缝和割理并扩张裂缝网络；

所述第二组合液包括为前、后依次注入的高粘压裂液、中粘压裂液，其中高粘压裂液造长裂缝，所述中粘压裂液连续式加砂形成网状支撑裂缝。

本发明的前置液利用高粘、低粘压裂液组合与高粘、中粘压裂液组合的工艺，形成主缝+复杂缝网，提高裂缝复杂程度、增大裂缝波及范围、提高裂缝导流能力，从而提高缝控储量和煤层的产气量。并且，本发明的压裂方法不会造成储层污染、安全性较高。

其中，预处理液可以解除近井地带污染、降低破裂压力。顶替液是为了将井筒内的前置酸液冲入地层内。携砂液是为了形成一条网络状裂缝中的“脉络”部分的主支撑裂缝。顶替液是为了使压裂液顶替到位、清替井筒。优选地，所述顶替液为低粘压裂液。

优选地，6mPa.s≤低粘压裂液的粘度为＜15mPa.s，15mPa.s≤中粘压裂液的粘度＜25mPa.s，25mPa.s≤高粘压裂液的粘度＜50mPa.s。

为了更好地造复杂的缝网，优选地，低粘压裂液中，所述段塞式加砂的砂液比逐步提升；中粘压裂液中，所述连续式加砂的砂液比逐步提升；所述段塞式加砂的最高砂液比不大于所述连续式加砂的最低砂液比。

优选地，所述段塞式加砂的砂液比5～11％；所述连续式加砂的砂液比13～21％。随着缝网数量的增多，所需支撑和堵塞缝网的沙量也越来越多。

优选地，所述段塞式加砂、所述连续式加砂所使用的支撑剂的目数为70/140目。

本发明的段塞式加砂为了使低粘压裂液携带小粒径支撑剂堵塞煤岩内的微小裂缝和割理，利于降低压裂液在裂缝中的滤失。连续式加砂为了使中粘压裂液携带小粒径支撑剂支撑煤岩内的割理和微裂缝，形成网络状缝中“网”部分的支撑裂缝，“网”部分的裂缝能够沟通煤层远端的裂缝，提高裂缝在煤层平面上的影响范围，有利于提高采气量。

为了使前置酸液完全冲入地层内，优选地，所述前置液还包括低粘压裂液。所述低粘压裂液在预处理液之后、第一组合液之前注入。

优选地，所述携砂液包括前、后依次注入的第一携砂液、第二携砂液，第一携砂液中支撑剂的粒径小于第二携砂液中支撑剂的粒径。携砂液先加入中粒径砂段塞，打充填段塞，再加入大粒径砂段塞，最终形成一条网络状裂缝中的“脉络”部分的主支撑裂缝。在煤层中形成一个高渗透性人工主裂缝，为煤层气提供流动通道。

优选地，所述第一携砂液的支撑剂目数为40/70目；所述第二携砂液的支撑剂目数为30/50目。为实现“有效支撑”和“远支撑”的理念，采用“40/70目支撑剂+30/50目支撑剂”组合支撑剂，中粒径支撑剂支撑主缝，提高不同尺度裂缝导流能力，尾追30/50目大粒径支撑剂提高近井地带支撑强度，同时防止支撑剂回流，增强缝口导流，并控制煤粉产出。

为了更好地支撑裂缝，优选地，第一携砂液的砂液比逐步提升，砂液比为10～20％；第二携砂液的砂液比逐步提升，砂液比为15～30％。

进一步优选地，优选地，所述携砂液为高粘压裂液。

优选地，前置液阶段变排量施工，施工排量逐渐升高；携砂液阶段恒定排量施工。排量越大，支撑剂输送的越远，同时水力切割煤块，释放其吸附气。本发明采用套管注入压裂方式提高施工排量。

进一步优选地，所述前置液阶段的总排量为250～400m³/min。大排量有效改变煤层应力场，改善孔渗性，推送支撑剂至储层深部。

其中，低粘压裂液的总排量为150～250m³/min；中粘压裂液的总排量为70～120m³/min。

优选地，所述携砂液的总排量为200～250m³/min。

本发明的第二个技术方案为：

一种上述煤层气储层的压裂方法在开采煤层气中的应用。

将本发明煤层气储层的压裂方法用于开采煤层气，可以有效解吸煤层中的天然气，提高煤层气的产气能力。

优选地，包括以下步骤：

(1)对煤层开展储层评价并获得评价参数；

(2)根据步骤(1)的分析结果，对煤层气藏开展压裂改造；

(3)压裂作业完毕后，按照生产参数开采煤层气。

附图说明

图1为本发明彭镇1井8#煤层岩心水敏感性评价曲线图；

图2为本发明彭镇1井8#煤层碱敏感性评价曲线图；

图3为本发明彭镇1井太原组测井曲线图；

图4为本发明实施例1的彭镇1井煤层压裂施工曲线图；

图5为本发明实施例2的彭镇1井煤层压裂施工曲线图；

图6为本发明实验例1的不同液量下缝长变化趋势图；

图7为本发明实验例1的不同砂量下地层导流能力变化趋势；

图8为本发明实验例1的液量3500m³，砂量300m³下的目的层压裂裂缝模拟形态图；

图9为本发明实验例1的液量3500m³，砂量350m³下的目的层压裂裂缝模拟形态图；

图10为本发明实验例1的液量3500m³，砂量400m³下的目的层压裂裂缝模拟形态图；

图11为本发明实验例2的段塞式加砂(加砂量为350m³)压裂裂缝模拟形态图；

图12为本发明实验例2的连续式加砂(加砂量为350m³)压裂裂缝模拟形态图；

图13为本发明实验例3的前置低粘液(粘度为6mPa.s)压裂裂缝模拟形态图；

图14为本发明实验例3的前置高粘液(粘度为42mPa.s)压裂裂缝模拟形态图液体；

图15为本发明实验例4的快速提排量(排量6-10-14-16-18-20m³/min)压裂裂缝模拟形态图；

图16为本发明实验例4的慢速提排量(排量6-8-10-12-14-16-18-20m³/min)压裂裂缝模拟形态图。

具体实施方式

煤层气具有独特的成藏机制，煤层气是在压力作用下吸附在煤的微孔隙，与深层砂岩天然气存在很大的区别：

(1)储气方式不同。由于常规的砂岩天然气宏观上以游离和溶解状态存在于岩石圈闭之中，而煤层气除了游离和溶解状态以外，95％以上的气体分子状态吸附在煤层表面上，以单分子层的形式在压力作用下吸附在微孔隙的内表面。在未降压解吸前，微孔隙中也几乎无游离气体，微孔隙中只有吸附气体，煤层通过吸附作用，比砂岩具有更高的储气能力。煤层与同体积的砂岩相比，储存天然气能力是砂岩的2-3倍。

(2)裂隙结构不同。与油田砂岩气相比，煤层具有割理、裂隙具有更为发育的特点，地面泵注的压裂液滤失大，加支撑剂易砂堵，加入煤层的支撑剂易嵌入煤层，造成支撑剂形成的裂隙空间减少，降低煤层气产量。

(3)岩石物理性质不同。煤层是植物、树木等有机质形成的岩石，砂岩岩石成分是石英、云母等矿物质，因此煤层其质地较砂岩软，压裂泵送的支撑剂容易嵌入煤岩，导致支撑剂形成的气体流动通道减小、甚至消失，影响产气量。压后排水采气过程中，由于煤质胶结松散，会携带一些煤粉至井筒，堵塞井筒。

(4)压裂施工难度大。深层煤层气和砂岩储层都需要压裂改造，才能释放岩层内的气体。但是深层的煤层与深层砂岩层相比，煤岩质地软、易碎、易受压、杨氏模量低，压裂时由于煤岩质地软，使得人工裂缝的缝宽宽、施工压力高，需要额外配备更多车组和配制化学液体，施工难度大。

(5)产气量的生产曲线不同。煤层气井首先产气量先上升，达到高峰后缓慢下降，然后长期保持均匀采气量。而砂岩天然气，天然气产量呈现出由高峰到枯竭的下降趋势的产气曲线。

(6)储量估算方式不同。砂岩的天然气储量估算使用孔隙体积法，因此其气体存储在岩石孔隙裂缝中，可以用孔隙度体积衡量天然气储量。煤层气的储量不能使用孔隙体积法计算，因为煤层气含量分为解吸气量、逸散气量和残余气量。常规做法是将煤块岩心提出到井口后，采用密封罐密封，在实验室内使用解吸仪，测定煤块中甲烷随时间的变化规律，求出解吸气量。根据提钻到采样过程中的煤样暴露时间计算逸散气量，然后把实验室内煤块粉碎，测定其残余气量。求解吸气量、残余气量与逸散气量之和，总计为煤层气的储量。

(7)煤对甲烷的吸附依靠范德华力，属于物理吸附，100％可逆的过程。在一定压力条件下，吸附的甲烷会与煤内表面脱离进入游离相，这是煤层气的解吸。煤层气的生产经历了3个阶段，其根本上，是煤层岩石内基质与井筒之间的压差，控制了煤层气的解吸与扩散。

(8)不合理工作制度影响煤层气稳定生产。地下固体颗粒(支撑剂、煤粉)在排采过程中由煤层进入到管柱之后，没有被携带至地面，而在泵筒之中沉淀、堆积、堵塞，造成泵漏失和卡泵等井下故障。一旦出现泵漏失和煤粉卡泵等问题后，降低生产效率，同时通过检泵措施恢复排采井生产，还将增加排采井的运行成本，更可能在检泵过程中对井造成不可逆的损伤。

因为常规的砂岩、页岩的天然气开采方式与煤层气开采方式存在差异，所以需要有一套针对煤层特质的生产方法提高煤层气产出程度。

以下实施例中涉及的彭镇1井概况：该勘探井位于旬宜地区，煤层的镜质组反射率为1.5％～2.0％，成分主要是由瘦煤和部分无烟煤组成，结构以原生+碎裂结构为主，具体的参数如表1所示。

表1彭镇1井区煤层气井概况参数

彭镇1井的岩石力学特征测试结果如表2所示。其中，煤层的弹性模量1.32-3.2GPa，泊松比0.232-0.258，表现出低弹性模量与高泊松比的塑性特征，易形成短宽缝。

表2彭镇1井岩石力学特征测试结果

彭镇1井压裂层中部储层温度65.9℃。压力梯度0.67-0.98MPa/100m，压力系数偏低。

彭镇1井煤层的水敏敏感性评价结果如图1所示。由图1可知，彭镇1井煤层的岩心水敏损害率为10％，属于弱水敏伤害。

彭镇1井煤层的水敏敏感性评价结果如图2所示。由图2可知，彭镇1井煤层具有中偏强的碱敏，应优化液体防膨性能，并控制压裂液pH值在7以内。

彭镇1井太原组的油气显示表如表3所示。

表3彭镇1井太原组油气显示表

井段/m	厚度/m	岩性	全烃/％
				2196.83-2197.38	0.55	黑色煤层	0.577↑1.416
2207.0-2209.0	2	黑色煤层	0.672↑23.367
				2220.0-2225.0	5	黑色煤层	1.227↑47.053
2239.94-2240.4	0.46	黑色煤层	1.905↑4.762
				2243.24-2243.7	0.46	黑色煤层	1.905↑3.680
2245.99-2247.83	1.84	黑色煤层	1.905↑10.063
				2259.1-2259.66	0.56	含砂岩浅灰色煤层	0.979↑2.128

彭镇1井太原组的测井解释成果如表4所示，测井曲线如图3所示。

表4彭镇1井太原组测井解释成果表

以下实施例中涉及的指标：

砂液比％＝砂量m³/净液量m³

砂浓度kg/m³＝砂液比％*砂密度(1.45-1.6kg/m³)*10

以下实施例中涉及的材料：

前置酸液配方：12％盐酸+3％氢氟酸+2.0％缓蚀剂+2％铁离子稳定剂+0.5％助排剂；

其中，盐酸为市售品，氢氟酸为市售品；

缓蚀剂为市售品，优选为：北京宝丰春石油技术有限公司所出售的酸化缓蚀剂；

铁离子稳定剂为市售品，优选为：北京宝丰春石油技术有限公司所出售的铁离子稳定剂；

助排剂为市售品，优选为：北京宝丰春石油技术有限公司所出售的酸化用助排剂。

低粘压裂液的粘度一般为大于等于6mPa.s小于15mPa.s，由以下质量百分比的组分组成：0.1％～0.15％稠化剂、0.2％～0.3％粘土稳定剂、0.2％～0.3％助排剂、0.005％～0.03％破胶剂；溶剂为水；其相关性能如表7所示；

中粘压裂液的粘度一般为大于等于15mPa.s小于25mPa.s，由以下质量百分比的组分组成：0.2％～0.25％稠化剂、0.2％～0.3％粘土稳定剂、0.2％～0.3％助排剂、0.005％～0.03％破胶剂；溶剂为水；其相关性能如表6所示；

高粘压裂液的粘度一般为大于等于25mPa.s小于50mPa.s，由以下质量百分比的组分组成：0.3％～0.45％稠化剂、0.2％～0.3％粘土稳定剂、0.2％～0.3％助排剂、0.005％～0.03％破胶剂；溶剂为水；其相关性能如表5所示。

表5高粘一体化压裂液性能表

表6中粘一体化压裂液性能表

表7低粘一体化压裂液性能表

其中，低、中、高粘压裂液的制备方法：施工现场使用泵将乳液抽吸进入泵车的搅拌缸内，并与清水以及粘土稳定剂、助排剂一起混配而成。该压裂液体系，与常规的瓜尔胶体系压裂液相比，具有溶解速度快，粘度可由稠化剂比例变化而变化，混配后pH为中性的优点。

具体地，稠化剂为市售品，为聚丙烯酰胺类白色乳液。稠化剂优选为：北京宝丰春石油技术有限公司所出售的速溶乳液降阻剂。

粘土稳定剂为市售品，优选为：北京宝丰春石油技术有限公司所出售的压裂用粘土稳定剂。

破胶剂为过硫酸铵，为工业市售品。

以下结合具体实施方式对本发明的技术方案作进一步的说明。

一、本发明的煤层气储层的压裂方法的具体实施例如下：

实施例1

本实施例的煤层气储层的压裂方法，是针对太原组射孔层段：2207.0-2209.0m进行的，其压裂泵注程序如表8和施工参数如图4所示，具体采用以下步骤：

表8彭镇1井煤层压裂泵注程序

实施例2

本实施例的煤层气储层的压裂方法，主要针对太原组射孔井段：2220.0-2225.0m进行，其压裂泵注程序如表9和施工参数如图5所示。

表9彭镇1井煤层压裂泵注程序

实施例3

本实施例的煤层气储层的压裂方法，主要针对太原组射孔井段：2259.1-2259.66m进行，其压裂泵注程序如表10所示。

表10彭镇1井煤层压裂泵注程序

二、本发明的煤层气储层的压裂方法在开采煤层气中的应用的具体实施方式如下：

实施例4

本实施例的煤层气储层的压裂方法在开采煤层气中的具体操作方法：

(1)对煤层开展储层评价并获得评价参数，包括储层敏感性分析、岩石力学性质、测井解释结果；

敏感性分析结果为：水敏临界矿化度为4000-5000ppm；无酸敏；碱敏临界pH值8.5～10；

岩石力学性质为：岩石泊松比为0.20～0.26，岩石密度1.2～1.4g/cm³；

测井解释结果：地层电阻率800-2000Ω·m，孔隙度10-30％，声波时差200-500μs/m。

(2)根据步骤(1)的分析结果，对煤层气藏开展压裂改造，具体操作采用实施例1-3的方式。

(3)压裂作业完毕后，按照生产参数开采煤层气。

开采煤层气的具体操作步骤为：

(1)上提泵挂：设计泵深从2100m上提至1400m，为煤粉、压裂砂提供沉降空间，避免堵塞管柱影响出液；

(2)长冲程低冲次：初期产液量30方/天下调至20方/天左右，辅助变频工艺调整冲次，避免激励地层出砂出煤；

(3)增加防砂功能：打孔筛管+绕丝筛管加装在气液分离器进口，绕丝筛管长20m、精度0.3mm，打孔筛管为2mm孔350个，辅助排气；

(4)实时井下压力监测：增加电子压力计测液面，钢管电缆传输信号，控制初期日压降0.5-0.6MPa，见气后日压降<0.05MPa，为煤层气排采制度确定提供依据；

(5)套管放气制度优化：套管憋压0.5-1MPa时放气，依靠油嘴及针型阀控制，逐级放大产量，保障井底流压缓慢下降(＜0.1MPa)。

三、实验例

实验例1实施例1的模拟过程说明

(1)注液及加砂规模优化

本实验例以彭镇1井地质参数为基础，使用Frapt压裂模拟软件，模拟不同液量下缝长、缝高的变化趋势，结果如图6所示。

由图6可知，注液的液量在3500m³时缝长基本达到最长220m，增加液量，缝长变化趋势较小，该液量指预处理+前置液+携砂液+顶替液总液量。

本实验例以彭镇1井地质参数为基础，还模拟了不同砂量下地层导流能力变化趋势，结果如图7所示，不同加砂规模下裂缝的模拟参数表如表11所示。

由图7所示，当砂量在350-400m³时，导流能力达到最佳导流能力，增加砂量，导流能力基本不变。

表11不同加砂规模下裂缝模拟参数表

本实验例还模拟了不同液量、不同砂量下的裂缝变化趋势，结果如图8-10所示。

从图8-10的模拟效果来看，加砂规模在350m³左右时导流能力基本达到最高，继续加砂无法提高导流能力的同时也增加了施工成本。因此本发明采取加砂规模为350m³左右，加砂规模具体为前置液与携砂液阶段的累计全部砂量。

(2)泵注模式优化

本实验例通过改变加砂方式模拟压裂裂缝，结果如图11、12所示。

将图11、12进行比较可知，连续式加砂裂缝导流能力明显要好于段塞式加砂。但为了提高施工成功率及制造复杂缝网，因此，前期前置段塞式加砂，水力切割煤层，中后期连续加砂，提高支撑剂铺置浓度，提高裂缝导流。

(3)前置液粘度优化

本实验例通过改变前置液粘度模拟压裂裂缝，结果如图13、14所示。

将图13、14进行比较可知，煤层前置高粘压裂液造缝可有效增加裂缝长度，而煤层割理发育，低粘压裂液滤失较大，无法有效深入储层远端。这与常规致密砂岩有所区别：致密砂岩压裂前置高粘造缝的缝高较大，缝长较短。

(4)排量提速优化

本实验例通过改变排量的提速速度模拟压裂裂缝，结果如图15、16所示。

由图15、16可知，快提与慢提排量对裂缝高度及长度影响不大。考虑造缝的充分性，本发明选择快提排量方式。

实验例2应用说明

本发明的压裂方法与常用的压裂采气方法在彭镇1井进行具体实施后的结果如表12所示。

表12本发明与常用压裂采气方法的效果比较

由表12可知，与常用的压裂采气方法相比，本发明的压裂方法的产气量大大提升，达到21052m³；连续产气时间为359天；见水时间为121天，是KCl溶液与瓜胶压裂液的2倍左右；并且KCl溶液与瓜胶压裂液在压裂后，井筒内容易被地层煤和支撑剂堵塞，而本发明的方法不易堵塞，取得了较好的效果。

Claims

1.一种煤层气储层的压裂方法，其特征在于，包括以下步骤：依次注入预处理液、前置液、携砂液和顶替液；所述前置液包括第一组合液和第二组合液；所述第一组合液包括前、后依次注入的高粘压裂液、低粘压裂液，其中高粘压裂液造主缝，所述低粘压裂液段塞式加砂堵塞煤岩微裂缝和割理并扩张裂缝网络；

2.根据权利要求1所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，低粘压裂液中，所述段塞式加砂的砂液比逐步提升；中粘压裂液中，所述连续式加砂的砂液比逐步提升；所述段塞式加砂的最高砂液比不大于所述连续式加砂的最低砂液比。

3.根据权利要求1或2所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，所述段塞式加砂的砂液比5～11％；所述连续式加砂的砂液比13～21％。

4.根据权利要求1或2所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，所述段塞式加砂、所述连续式加砂所使用的支撑剂的目数为70/140目。

5.根据权利要求1所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，所述携砂液包括前、后依次注入的第一携砂液、第二携砂液，第一携砂液中支撑剂的粒径小于第二携砂液中支撑剂的粒径。

6.根据权利要求5所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，所述第一携砂液的支撑剂目数为40/70目；所述第二携砂液的支撑剂目数为30/50目。

7.根据权利要求5或6所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，第一携砂液的砂液比逐步提升，砂液比为10～20％；第二携砂液的砂液比逐步提升，砂液比为15～30％。

8.根据权利要求1所述的煤层气储层的压裂方法，其特征在于，前置液阶段变排量施工，施工排量逐渐升高；携砂液阶段恒定排量施工。

9.一种如权利要求1-8任一项所述的煤层气储层的压裂方法在开采煤层气中的应用。