煤层气的认识

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1、压裂增产措施方面：由于煤储层具有松软、割理发育、表面积大、吸附性强、压力低等与油藏储层不同的特性，由此而引起的高注入压力、复杂的裂缝系统、砂堵、支撑剂的嵌入、压裂液的返排及煤粉堵塞等问题，使得煤层气井用压裂液与油气田压裂液存在着差异，主要表现在：（1）由于煤岩的表面积非常巨大，具有较强的吸附能力，要求压裂液同煤层及煤层流体完全配伍，不发生不良的吸附和反应；（2）煤层割理发育，要求压裂液本身清洁，除配液用水应符合低渗层注入水水质要求外，压裂液破胶残渣也应较低，以避免对煤层孔隙的堵塞；（3）压裂液应满足煤岩层防膨、降滤、返排、降阻、携砂等要求。对于交联冻胶压裂液，要求其快速彻底破煤层气压裂目前一般

2、不用冻胶，对地层的伤害较大，现在一般用活性水；油气井多用瓜胶水基压裂液。煤层气压裂支撑剂一般用石英砂；油气井支撑剂一般用陶粒。煤层气井的施工破裂压力远远低于一般的油气井。煤层气井的施工排量（山西8方/分）大，一般油气井的施工排量小，一般3-5方/分以上只是个人施工中的感受，请大家积极参与讨论煤层气与常规天然气开采相比主要异同如下：1、相同点气体成分大体相同：煤层气主要由95%以上的甲烷组成，另外5%的气体一般是C02或氮气，；而天然气成分也主要是甲烷，其余的成分变化较大。用途相同：两种气体均是优质能源和化工原料，可以混输混用。2、不同点煤层气基本不含碳二以上的重烃，产出时不含无机杂质，天然气一

3、般含有含碳二以上的重烃，产出时含无机杂质；在地下存在方式不同，煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中，而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中；生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力，使煤层气在煤层中解吸-扩散-流动采出地面，而天然气主要是靠自身的正压产出；煤层气初期产量低，但生产周期长，可达20-30年，天然气初期产量高，生产周期一般在8年左右；煤层气又称煤矿井斯，是煤矿生产安全的主要威胁，同时煤层气的资源量又直接与采煤相关，采煤之前如不先采气，随着采煤过程煤层气就排放到大气中，据有关统计，我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿m3以上，而天然气资源量受其他采矿活动

4、影响较小，可以有计划地控制。表格归纳如下：各项常规气藏煤层气储层1、埋深有深有浅，一般大于1500米一般小于1500米2、资源量计算不可靠较可靠3、勘探开发开发模式滚动勘探开发或先勘探后开发滚动勘探开发4、储气方式圈闭，游离气吸附于煤系地层中（大部分）5、气成分烃类气体，主要是C1C495%以上是甲烷6、储层孔隙结构多为单孔隙结构，双孔隙结构，微孔和裂隙发育7、渗透性渗透率较高，对应力不敏感渗透率较低，对应力敏感&开采范围在圈闭范围内大面积连片开采9、井距大，可采用单井，一般用少量生产井开采小，必须采用井网，井的数量较多10、储层压力超压或常压欠压或常压11、产出机理气体在自然压力下向井筒渗流

5、，井口压力大需要排水降压，气体在压力下降后解吸，在微孔中扩散，然后经裂隙渗流到井筒12、初期单井产量高低13、增产措施一般不需要一定需要14、钻井及生产工艺较简单较复杂，需要人工提升排水采气。2、我学过一下煤层气开采，但只干过天然气勘探生产，我想二者的相同点是都是勘探开发天然气，不同点如下：（1）勘探方面：油气的勘探程序是借助本区或邻区已取得的地质资料，新作少量的概查或详查地震，进行生储盖圈运保的评价论证，优选一个好的目标区块布一口探井，钻井时上综合录井队、测井、测试、试油等工作，最后证实是否有油气。而煤层气论证主要应到煤田地质队去收集煤层厚度、面积、煤阶、含瓦斯情况，气公司自已作一些煤的吸附

6、性、渗透性等研究，相对油气勘探应简单一些。油气勘探由于要求较高的保存条件，因此一般要求盆地较大，埋深相对深一些，初期勘探时一般勘探背斜，等资料多后再勘探岩性、地层等油气藏；而煤层气则很容易保存，背斜、向斜、斜坡都可以，特别是在山区，可能向斜区还更好些。（2）钻井方面：常规天然气勘探中，由于储层的渗透率比煤高得多（致密气层除外）、气层压力高，驱动力大，加上是弹性驱动，因此气体容易高采收率采出，又加上钻井成本高，因此天然气开发一般采稀井广探、稀井高产”的模式开采，即少打井，一般在高渗区布井。油田由于要用注水驱油，所以油井很密。不管是气井还是油井（常规的，不是致密储层或薄储层）用直井开发的较多，也有

7、钻水平井或丛式井的。煤由于渗透率低，单井产量低，因此比较适合用水平井、水平多分支井开采，但煤层钻井时易垮埸，也是一个大问题；如果不打水平井，打直井时必须用很密的井网。有的煤层气不用钻井，用报废煤井生产，但这不能普遍采用。（3）固井、完井方面：常规油气井用下套管固井后射孔、衬管、裸眼完井都可能，但对煤层气，固井射孔投资又大，又伤害储层，可能很少应用。（4）储层改造：煤层由于破裂压力低、井浅摩阻也小，因此施工压力低，主要要求排量大，相应的油管、套管、井口一般可用低压的，成本低得多。储层改造一般用清水或压裂液压裂。而常规油气井地层破裂压力高、地层压力高、井深摩阻大，因此施工压力很高，相应的油管、套管

8、、井口必须用中高压的，成本高得多；储层改造分两种，如果是碳酸盐岩，则用盐酸解堵酸化或压裂酸化都可选择；如果是砂岩多用加砂压裂，或土酸、盐酸解堵酸化。（5）煤层气的开发听说要先排水，而且单井产量低，有可能还要增压才能输送，如果距用户太远的话，成本是个大问题。天然气由于产量高、能自喷，因此在初期简单多了，但要考虑安全和提高采率、稳产等问题，生产后水淹、修井这些也麻烦得很。我是学煤层气的，懂得不多，说一下自己的认识，有不对的地方还望指正。钻井方面：煤储层与油气储层是完全不同的。煤岩中存在大致相互垂直的两组割理，即面割理和端割理，把煤体分割成一个个长斜方形的基岩块体，我国构造煤也比较发育，煤体破碎较为

9、严重，很容易受到钻井造成的伤害，所以煤层气钻井一般采用欠平衡钻井方式，钻井液采用清水（为了防膨可能会加kcl），密度控制在1.06以下，在晋城地区应用空气钻进的煤层气井也比较多；油气井一般较深，钻井液种类很多，针对不同地质情况、储层情况灵活选择。固井方面：煤储层压力较低，固井过程中水泥很容易侵入煤层，所以一定要控制好水泥浆密度，避免压裂煤层，可以采取一些特殊固井方式，比如绕煤层固井、分级注水泥固井等方式。油气井固井对密度要求可能低一些，主要是在防腐蚀性、抗高温能力等方面有特殊要求。完井：煤层气完井主要有射孔完井（分为套管射孔和尾管射孔两种）和裸眼完井（分先期裸眼和后期裸眼两种），而油气井还包括

10、割缝衬管完井、砾石充填完井、防砂管完井等方式。开采方式：煤层气在煤层中的存在状态有三种：吸附态、溶解态和游离态，其中吸附态所占比例最大，煤层气的产出机理即排水-降压-解析-扩散-渗流。现场一般用梁式抽油机排采井中的水，电潜泵和螺杆泵曾经试验过，因为其排量和寿命问题应用较少，煤层气从套管和油管环空产出；上述三种设备均可用于油气井排采生产，油气是从油管中产出。两者的排采控制要求也不尽相同，煤层气井主要通过控制产水量达到稳定降压目的，避免排采过快造成的裂缝闭合和出粉，油气井通过控制油嘴和产量达到控制压力的目的。增产措施：煤层气增产措施包括：压裂、洞穴完井和多分支水平井，压裂液主要用清水压裂，清洁压裂

11、液还处于试验阶段；油气井增产方式还包括酸化，其压裂液种类也非常的多。煤成气勘探区带选择的思路：煤成气勘探区带选择的关键是在烃源岩生烃潜力分析的基础上深入分析二次生烃期。众所周知,天然气的保存条件较之石油要苛刻得多，所以后期保存条件是煤成气研究的重要方面。目前煤成气勘探的首选类型是晚生晚成”即越晚生成的煤成气越有利于保存。由于烃源岩总的生烃潜力是一定的，因此现今能够聚集成藏的资源来取决于中生代已经生成的煤成气的数量。具体做法是：恢复中生界剥蚀厚度，将中生界原始沉积厚度与石炭-二叠系残留厚度叠加,得到中生代末期煤系烃源岩的埋深，根据古地温模拟该烃源岩的热演化程度，计算和该时期的二次生烃门限，埋深大

12、于该门限值的区域是该时期发生二次主生烃高峰的区域，由于生烃期较早，在期的构造运动中大部分散失，因而这些区域是现今煤成气部署利的区域。另一方面，研究第三系末-现今二次主生烃，用现今烃源岩的活化深度确定二次烃门限，在现今石炭-二叠系的埋深图上，圈定进入二次生烃的范围，在该范围内去掉中生代末期已进入生烃高峰的区域，则得到现今煤成气勘探的有利区带。煤层气的开采一般有两种方式：一是地面钻井开采；地面钻井开采的煤层气和抽放瓦斯都是可以利用的，通过地面开采和抽放后可以大大减少风排瓦斯的数量，降低了煤矿对通风的要求，改善了矿工的安全生产条件。地面钻井开采方式，国外已经使用，我国有些煤层透气性较差，地面开采有一

13、定困难，但若积极开发每年至少可采出50亿立方米；由于过去除了供暖外没有找到合理的利用手段，未能充分利用，所以，抽放瓦斯绝大部分仍然排入大气，花去了费用，浪费了资源，污染了环境。二是井下瓦斯抽放系统抽出。煤层气是一种生成储集都在煤层及其围岩中的煤层瓦斯气体，主要成份是甲烷。2006年，我国已探明储量36.81万亿立方米，相当于350万亿吨标准油，其中山西省占1/3，晋城市占山西省的2/3，储量达6.85万亿立方米，分布于550平方公里的范围内。19992001年，辽河石油勘探局井下压裂公司曾在东北煤田（阜新和抚顺）压裂6口井，累计11井层，其中阜新煤田压裂4口井，8井层；抚顺煤田压裂2口井，3井

14、层，平均压裂井深达到886.3m,平均压裂煤层厚度25.32m。经压裂措施改造后，煤气产量大幅度增加，每口井平均日产煤气在30003500m3之间，到目前已累计产煤气1000多万立方米，满足了抚顺和阜新煤田地区煤气供给，为两市区良性发展提供了充足的物质保障。煤层气成藏机理复杂，具有明显的低孔、低渗特点，煤岩较软且节理极其发育，煤层气主要以分子形态吸附在煤岩裂隙和基质内表面，按照常规天然气开采方法无法采出；另外，煤层是一个具有很强吸附能力的介质，极易受到伤害，吸附外来流体后会引起煤层孔隙的堵塞和基质的膨胀，严重时影响产气量。煤层气是存在于煤层及其围岩之中的一种自生自储式非常规天然气。煤层气以吸附

15、的形式存在于煤层的孔隙中，一般使用降压的方法开采。多数地区煤层的渗透率较低，通常小于1X10-3口2,我国煤层渗透率一般在,按油气藏渗透率划分储层的标准，煤层属于特低渗透或致密储层，所以煤层气井需要通过水力压裂进行增产改造。但煤层和普通油气藏的储层特点有较大的区别，煤岩是带有孔隙和裂缝的双重介质。我是一名研究生，研究方向就是煤层气开发与开采，我觉得煤层气开发与常规油气的不同主要有3方面：(1) 地质环境不同。煤层一般埋深较浅，煤层气处于三低”状态，即低压，低渗，低饱和，而这些特性决定了其布井方式，开采方法以及生产管理都与常规油气有很大不同。开采技术不同。这方面受到了地质环境和煤层气自身特性的影

16、响。比如由于煤层气必须在降压情况下才会从煤孔隙中解吸进而进入割理，所以必须要排水降压的过程(煤层中还有大量的地层水)；由于煤层具有软、脆，承压低和易受伤害等特点，所以在钻井时对钻压的控制和钻井液的使用要特别注意，一般煤层气井采用欠平衡钻井。另外，出于对开发煤层气资金回收期的考虑，煤层气开发一般采用洞穴完井技术和多分支水平井技术，增加其产量，且加大开采速度，提高采收率。(2) 投资回收期和效益不同。煤层气作为一种新型清洁能源(其甲烷含量达到96%以上)，目前在国内发展历史较短，市场不开阔，由于其经济效益较常规油气低和投资回收期长，所以开发煤层气风险较大，一般都要依靠政府支持才能进行真正意义上的开

17、发。在此，为了让大家更加明白煤层气开发的具体特征和过程，特附上几篇相关文献，加以说明：1. 煤层气试井和一般油气井试井的差别煤层气所针对的流体煤层气地层在初始打开时，由于地层压力一般高于临界解吸压力，常常不存在游离气(在美国的部分煤层气层中也有存在游离气的情况)。此时为了测试储层的渗透率，经常采用注入/压降试井方法。煤储层中裂隙等较大孔隙中的储层流体是水。煤储层压力表现为煤层水压力，被测井常常是水井，并按水井试井方法进行地层参数分析，而普通的试井分析的对象是油或气。2. 煤岩两重孔隙的结构，但试井时并不表现油气层中的双孔介质流动特征煤层气渗流又与开采过程分不开。煤层从被打开排水开始，到采气结束

18、，在流动上大致分为三个阶段，即单相水裂缝流动段，井附近局部解吸时的过渡流动段，全面解吸时的气水两相流动段。以上阶段，基本上延续数年以至长达数十年，而煤层气试井过程涵盖的时间就只有几天，或者是在排水阶段，或者是在部分解吸阶段，或者是在全面解吸阶段。一次试井的过程，不会同时出现在开采中的不同阶段。与此不同的是，普通天然气层开采过程中出现的裂缝流动段,从基质向裂缝的过渡流动段，总系统流动段，在一次完整的试井中会同时存在。且不但在开井压降过程中同时存在，在关井恢复过程中也会同时存在。早期测试时存在，过一段时间再测试时还会重复出现。这是与煤层气试井截然不同的，这也是煤层渗流与普通裂缝性天然气层渗流过程的

19、一个重大差别。3. 煤层气开采不同阶段具有不同的试井对象和分析方法在煤层气井打开初期，煤层裂缝中充满了水，这些水并不能进入煤基质，煤基质中的甲烷气在未进行降压解吸以前也不参与裂缝中的流动，因此试井是针对单相水的裂缝均质流”：4. 煤层气井开采期的试井是两相流试井，在煤层气井抽水降压后，煤层开始有甲烷气解吸进入裂缝,煤层中的流体为气、水混合物，此时裂缝中的水仍然不能进入煤基质；而从煤基质中解吸出来的气进入裂缝后，也很少有可能再返回到煤层基质中，因此关井测压力恢复时，实质上被测对象是均质地层的两相流；煤层的物理特性决定测试分析的差异这种取决于煤层物理特性测试分析的差异主要表现在以下几个方面：(1)

20、 描述煤层气渗流过程的微分方程与常规的天然气所依据的微分方程不同。甲烷气解吸使储层压缩系数中包含了解吸压缩系数，从而使其数量值提高了12个数量级；煤层一般都具有很低的渗透率，开采时都具有很低的储层压力；常常应用一些很简单的测试方法，例如水罐测试、段塞测试等。综上，煤层气井试井分析中与常规油气井的差别。主要包括：煤层气试井按水井试井方法进行地层参数分析；煤层气双重”的结构决定了它的渗流与普通天然气的双孔介质渗流不同；煤层气特殊的渗流机理又决定了它的三个开采阶段；每一个开采阶段又有不同的试井模型和不同的试井分析方法需要攻克的煤层气开发关键技术：开发工艺技术研究主要是解决开发项目在技术上的可能性”问

21、题。可用于煤层气开发的技术手段比较多，关键在于其适用性和经济性，结合煤矿区具体情况需要攻克煤层气开发关键技术：地面钻井开发与井下抽放相结合的一体化煤层气开发技术。如不同采煤规模和采气规模的采煤巷道设计与预定采煤区钻井井网设计、地面集气、储气、输气技术研究，以及煤层气产量预测。各部分工程的工艺方案选择和比较，以及最大限度地利用已有设备设施，以减少投资；不同地质条件下保护煤层的地面煤层气钻井模式和钻井技术研究；煤层气井增产及排采工艺技术研究。实施中要充分考虑低煤阶煤层较软，因地制宜选择钻完井和增产方式，有选择性地开展钻井增产一体化技术探索；探索适合煤矿区煤层地质条件的煤层气井下抽采技术，以期提高煤

22、层气抽采水平、质量和抽采率；我国煤矿每年有大量低浓度煤层气(6%25%)和超低浓度的煤层气无法利用。所以，有必要对不同规模、不同浓度的煤层气的利用技术进行研究，着重研究低浓度煤层气利用技术,包括低浓度煤层气变压吸附提纯技术、甲烷冰提纯技术，研制并推广低浓度煤层气发电机组、矿井乏风应用系统等，以期最大限度地利用资源，减少浪费和污染。摘要】本文提出了适宜煤层压裂改造的配套工艺技术，包括完井、压裂设计、压裂液研制、支撑剂优选、压裂施工、裂缝监测、压裂效果评价等技术。该技术完整、成熟、先进，居国内领先水平，现场应用15口井33层煤，效果良好，可推广应用。1引言煤层压裂改造可有效地将井孔与煤层天然裂隙连

23、通起来，从而在排水采气时，更广泛地分配井孔附近的压降，增加产能，增大气体解吸速率。因此，在煤层气勘探开发中，压裂改造作为一种重要的强化措施，已得到普遍应用。然而，由于我国煤层气勘探开发起步晚、技术落后，尤其压裂改造工艺技术还没有作系统研究，为此，我处经过四年科技攻关，研究成功了煤层压裂改造配套工艺技术，现场应用15口井33层煤，效果良好。2煤层压裂改造配套工艺技术2.1完井技术(1) 采用全井下139.7mm(177.8mm套管，低密度水泥浆固井工艺技术。采用高密度深穿透射孔工艺技术。用102枪102弹(127弹)，孔密1632孔/m,螺旋布孔，相位角90射开煤层或煤层和围岩，从而使射孔孔径超

24、过12mm,有效穿透距离超过500m。这种完井技术稳固了井身，减少了煤层污染，有利于煤层分层压裂改造，能满足排水采气需要，经济可行。2.2压裂设计技术研制成功了煤层气井三维压裂优化设计软件。该软件填补了国内空白，是国内第一套煤层气井压裂软件，达到国际先进水平。该软件在Windows环境下开发，采用VisualforWindows编程，模块化设计，算法先进可靠。它主要包含以下7个模型：(1) 产量动态预测模型(2) 经济评价模型(3) 裂缝三维延伸模型(4) 控制缝高模型(5) 支撑剂运移分布模型(6) 温度场模型(7) 优化设计模型运用该软件，可设计出最优压裂方案，达到最佳压裂效果。2.3压裂

25、液研制压裂液性能的好坏直接关系到压裂施工的成败及压后增产效果，根据煤层特性，研制出了适合煤层的压裂液系列。(1) 清水：其矿化度与煤层水接近，不伤害煤层；(2) 活性水：对煤层伤害轻微；低温冻胶压裂液：主要由瓜尔胶、KCL、杀菌剂、表面活性剂、助排剂、交联剂、破胶剂等组成。其技术指标居国内领先水平，破胶后水化液粘度(20C,24h)为1.00MPas,表面张力v30mN/m，界面张力v2mN/m，煤层伤害率v16%。2.4支撑剂优选煤层一般埋藏较浅，闭合压力低，选用天然石英砂(30MPa下破碎率v12%)既可满足支撑裂缝要求，又经济便宜。常用石英砂规格有4070目粉砂、2040目中砂和1220

26、目粗砂。压裂加砂组合方式有4种：粉砂+中砂+粗砂；粉砂+粗砂；中砂+粗砂；粗砂。粉砂加在前置液中，以减少压裂液滤失，利于造缝；中砂和粗砂支撑裂缝，改善煤层渗透性；尾注粗砂可提高裂缝入口导流能力；单纯加入粗砂施工难度大，但压裂效果较好，并可避免排采时粉砂返吐堵塞裂缝。石英砂规格及加砂量可由软件模拟确定。2.5压裂施工工艺技术(1) 采用光套管注入压裂，降低管壁摩阻，从而降低施工泵压；(2) 适当增大前置液注入量，以充分造缝，避免砂堵；增大泵的注排量，提高压裂液效率，对薄煤层适当减小泵的注排量，以防止裂缝高度延伸过高而缩短缝长；4)分段注砂，逐步提高砂化，增大支撑裂缝宽度，提高支撑裂缝导流能力；(

27、1) 适当减少顶替液量，确保裂缝入口的高导流能力；(2) 控制压裂液返排速度，保证裂缝充分闭合，防止砂粒和煤粉返吐；(3) 对多煤层井采用分层压裂改造，提高单煤层改造程度；(4) 加强裂缝监测，优选压裂施工参数，指导压裂施工；(5) 选用H-1000型压裂机组及配套设备、车辆，保证满足压裂施工需求。2.6酸化预处理工艺技术根据电测资料、录井资料和室内岩芯实验结果，综合研究确定用何种酸液。在压裂施工之前，对煤层射孔井段进行预处理，从而有效清除射孔孔眼堵塞，解除近井地带钻井泥浆、固井水泥的污染堵塞，为压裂施工创造有利条件，并有利于压裂施工完毕后冻胶压裂液彻底返排，提高压裂增产效果。2.7裂缝监测工

28、艺技术煤层压裂裂缝方位和几何尺寸，是指导制定压裂方案的重要依据，是评价压裂效果的重要手段，对优化井网布置具有重要意义。选用大地电位法(微地震法)测试和井温测试，可测试出压裂裂缝形态、高度、方位和延伸长度，测试成功率100%，结果准确可靠。微地震法测试对压裂施工进行同步裂缝监测，要求测试井周围必须有三口监测井，大地电位法测试要求在压裂液中加入2%5%KCL,使压裂液与围岩的电阻率差异在3080倍之间，并须测出压前及压后大地电位差。井温测试须测出压裂前后井温曲线，要求在测压前井温基线时，井筒内液体静止48h以上，压后井温曲线应在压后26h内测完。另外，根据压裂施工数据和压降数据，也可计算并推断出动

29、态裂缝几何尺寸、支撑裂缝几何尺寸和压裂液效率。要求测压降时间为泵注时间的2.5倍以上。2.8压裂效果评价技术(1) 注入/压降试井通过求出压裂前后的煤层渗透率、表皮系数、流体产量等参数评价压裂效果；(2) 生产评价根据排采数据评价压裂效果；(3) 经济评价评价压裂措施是否经济可行。3现场应用3.1概况煤层压裂改造配套工艺技术，已在现场进行了试验。应用于15口井33层煤，施工成功率100%，有效率100%，并创造了多项施工参数全国最高水平；单井加砂量83.66;单层加砂量41m3;加砂强度7.1m3/m:清水压裂排量7.9m3/min，混砂比17.1%，阶段最高混砂比25.6%。3.2实例3沁水

30、盆地A1井，钻井深450m，煤层埋深320420m,10m/2层，含气量18m/to1997年8月，采用该配套工艺技术，用139.7mm套管完井，比重为1.63的G级水泥浆固井，102枪102弹射开X1、X2煤层。酸化预处理后，选用低温冻胶压裂液对X1、X2煤层进行了分层压裂改造，共注入压裂液362m3,加石英砂46.8m3,平均混砂比22%,阶段最高混砂比36.3%。微地震法测试结果表明，X1煤层压裂裂缝为先水平缝后垂直缝，方位为N顺时针133,延伸长度103m；X2煤层压裂裂缝为垂直缝，方位为N顺时针175,延伸长度3379mo压后排采43天。产气量即超过3000m/d。目前，该井产气量仍稳定在3200m/d以上，经济效益显著。4结论(1) 对煤层进行压裂改造,可提高煤层气井产能,经济可行；(2) 煤层三维压裂优化设计软件和低温冻胶压裂液填补了国内空白,居国内领先水平；(3) 煤层压裂改造配套工艺技术完整、成熟、先进,适宜煤层压裂改造需要,现场应用效果良好,可推广应用。