徐鳳銀，閆 霞，林振盤，李曙光，熊先鉞，嚴(yán)德天，王虹雅，張雙源，徐博瑞，馬信緣，白 楠，梅永貴

(1.中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司，北京 100095；2.中石油煤層氣有限責(zé)任公司，北京 100028；3.中國地質(zhì)大學(xué)(武漢) 資源學(xué)院，湖北 武漢 430074；4.中國石油華北油田分公司，河北 任丘 062550)

我國煤層氣資源豐富[1-25]，全國39 個盆地埋深2 000 m 以淺煤層氣地質(zhì)資源量為30.05×1012m3，發(fā)展前景十分廣闊，其開發(fā)利用對增加清潔能源供應(yīng)、保障煤礦安全生產(chǎn)、減少溫室氣體排放具有重要意義。當(dāng)前，煤層氣高效開發(fā)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展面臨許多技術(shù)瓶頸。原因主要表現(xiàn)為：與國際上主要煤層氣開發(fā)國家相比，我國煤層氣地質(zhì)條件復(fù)雜，開發(fā)難度大；煤層氣資源條件研究精度不夠；技術(shù)適應(yīng)性不強(qiáng)；管理模式不適應(yīng)。

在“十二五”研究成果基礎(chǔ)上，經(jīng)過5 年的技術(shù)攻關(guān)，“十三五”期間在多方面取得了重要進(jìn)展，不僅為鄂爾多斯盆地和沁水盆地2 個國家級煤層氣示范區(qū)增儲上產(chǎn)發(fā)揮了重要支撐作用，在新疆、四川、貴州等地也取得技術(shù)突破，為“十四五”煤層氣產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展打下堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

煤層氣高效開發(fā)是一項(xiàng)復(fù)雜的系統(tǒng)工程，涉及到技術(shù)與管理不同層面的問題，面對“碳達(dá)峰碳中和”(以下簡稱雙碳)目標(biāo)下天然氣需求和發(fā)展背景，需要緊密圍繞“如何提高單井產(chǎn)量和整體采收率”價(jià)值鏈條，開展更加精細(xì)化的開發(fā)地質(zhì)研究和更有針對性的工程技術(shù)研發(fā)，強(qiáng)化地質(zhì)與工程技術(shù)一體化評價(jià)，堅(jiān)持煤系致密氣、頁巖氣和煤層氣三氣合采等技術(shù)攻關(guān)，集成和構(gòu)建科學(xué)的配套技術(shù)系列，“激活”低產(chǎn)區(qū)或不產(chǎn)氣井，提高“全生命周期的開發(fā)效益”，避免以往的大批量、同方案、同模式、同時(shí)上鉆方式。結(jié)合示范工程，充分試驗(yàn)應(yīng)用所取得的技術(shù)成果，實(shí)現(xiàn)技術(shù)產(chǎn)業(yè)化，達(dá)到有效提高煤層氣開發(fā)效益的目標(biāo)，推動我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展。筆者以“十三五”國家科技重大專項(xiàng)項(xiàng)目“煤層氣高效增產(chǎn)及排采關(guān)鍵技術(shù)研究”部分成果為主線，重點(diǎn)對“十三五”以來煤層氣勘探選區(qū)、高效增產(chǎn)和排采關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)展進(jìn)行梳理和闡述，并針對當(dāng)前“雙碳”目標(biāo)背景，提出下一步煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略、對應(yīng)技術(shù)發(fā)展方向與保障措施，以供讀者借鑒。

1 煤層氣勘探開發(fā)認(rèn)識和理念實(shí)現(xiàn)新轉(zhuǎn)變

1.1 勘探理念從尋找富集甜點(diǎn)區(qū)向高產(chǎn)甜點(diǎn)區(qū)轉(zhuǎn)變

經(jīng)過近40 年的勘探開發(fā)實(shí)踐，煤層氣單井產(chǎn)量普遍偏低。雖然煤層氣資源靜態(tài)評價(jià)較為成熟，但開發(fā)過程的動態(tài)認(rèn)識不足，煤層氣開發(fā)地質(zhì)研究仍然有待深入。將地質(zhì)研究與開發(fā)地質(zhì)變化有效結(jié)合起來，這一重要的“中間環(huán)節(jié)”長期受到了不應(yīng)有的忽視[8-9]。目前煤層氣開發(fā)生產(chǎn)現(xiàn)狀是對以前煤層氣甜點(diǎn)區(qū)評價(jià)參數(shù)或方法最直接的效果驗(yàn)證，已有不少失利案例，不得不重新對影響煤層氣高產(chǎn)主控因素或影響產(chǎn)能的原因進(jìn)行再認(rèn)識?！笆濉币詠?，三維地震資料、水平井技術(shù)的大量實(shí)際應(yīng)用，煤層氣勘探思路已逐漸由傳統(tǒng)的尋找“資源富集甜點(diǎn)區(qū)”向?qū)ふ摇案弋a(chǎn)甜點(diǎn)區(qū)”轉(zhuǎn)變，而且精準(zhǔn)程度明顯提高，這是非常關(guān)鍵的轉(zhuǎn)變。除了煤層厚度、含氣性等影響煤層氣資源的參數(shù)之外，煤層滲透率對煤層氣高產(chǎn)控制、特別是對煤層氣產(chǎn)能的影響非常重要，煤層高滲條件已成為制約煤層氣開發(fā)成敗的關(guān)鍵因素。

近年來，利用勘探開發(fā)工程實(shí)踐取得的生產(chǎn)數(shù)據(jù)和開發(fā)特征，反過來對地質(zhì)再認(rèn)識已有了不少報(bào)道，但更希望在未動用或少動用工程的前提下能夠預(yù)測煤層內(nèi)部滲透性的分布特征[8]。通常取心井比較少、通過巖心測試滲透率的樣品少，不能滿足對整個區(qū)域的滲透率精細(xì)化分布評價(jià)與預(yù)測；基于統(tǒng)計(jì)模型的測井方法評價(jià)滲透率，不同地區(qū)有不同的經(jīng)驗(yàn)解釋模型，在無樣品驗(yàn)證的地區(qū)，不能直接套用其他地區(qū)經(jīng)驗(yàn)?zāi)Ｐ停A(yù)測結(jié)果往往具有一定的不確定性，這兩種方法是目前常用滲透率預(yù)測方法。目前，利用微構(gòu)造相似性預(yù)測煤層高滲區(qū)域已發(fā)展成為一種新的實(shí)用方法。

中石油煤層氣有限責(zé)任公司[25]通過精細(xì)地質(zhì)研究和老區(qū)地震條件的再認(rèn)識，發(fā)現(xiàn)了微構(gòu)造對煤層氣開發(fā)效果的重要性，提出微構(gòu)造控藏機(jī)理，是微構(gòu)造特征對煤層氣賦存狀態(tài)與開發(fā)生產(chǎn)的各項(xiàng)參數(shù)，包括含氣性、局部水動力場、地應(yīng)力、煤巖破碎、滲透率、解吸后氣水分布及開發(fā)動態(tài)過程中解吸氣運(yùn)移等共同耦合作用，造就了不同微構(gòu)造部位產(chǎn)氣差異明顯。相對于煤層氣賦存狀態(tài)的影響，微構(gòu)造對煤層氣開發(fā)生產(chǎn)的影響更為重要，貫穿于煤層氣井開發(fā)整個生命周期。研究成果已取得了不同微構(gòu)造部位井的開發(fā)規(guī)律認(rèn)識，該理論指導(dǎo)了煤層氣開發(fā)有利區(qū)評價(jià)和井位部署、老井綜合治理、“一藏一策、一井一法”的生產(chǎn)井精細(xì)管理措施等。利用微構(gòu)造相似性，通過研究已知微構(gòu)造部位煤層氣井的生產(chǎn)特征，預(yù)測同區(qū)塊未開發(fā)區(qū)相似微構(gòu)造部位煤層氣井的產(chǎn)能和生產(chǎn)特征，從而預(yù)測區(qū)塊的整體開發(fā)規(guī)律?！笆濉逼陂g，該理論成功指導(dǎo)了保德區(qū)塊滾動開發(fā)Ⅰ期、Ⅱ期、國內(nèi)首個煤層氣大平臺保8 項(xiàng)目等4 期開發(fā)方案項(xiàng)目累計(jì)233 口井的部署和大寧-吉縣區(qū)塊埋深大于2 000 m 深部(層)煤層氣先導(dǎo)試驗(yàn)方案的編制與實(shí)施。保德區(qū)塊投產(chǎn)項(xiàng)目已展示出有利的正向微構(gòu)造產(chǎn)氣效果最好，排采1 a 的煤層氣井產(chǎn)量達(dá)到13 000 m3/d，再次印證理論的可靠性。

中石油華北油田提出了高階煤疏導(dǎo)式開發(fā)理念[4,12]，是以疏通滲透通道、保護(hù)或提高煤層滲透率為目的，以“疏導(dǎo)”為核心，形成了煤層氣疏導(dǎo)式工程改造技術(shù)系列和定量化疏導(dǎo)式排采控制技術(shù)，提出了低前置液-快速返排壓裂技術(shù)、見套壓前/后差異化排采控制方案等系列措施。在沁水盆地取得良好成效，實(shí)施新井平均單井產(chǎn)氣量大于2 000 m3/d，達(dá)到相鄰老井的4 倍。

1.2 開發(fā)部署由平鋪式到精細(xì)化轉(zhuǎn)變

長期以來，國內(nèi)不少學(xué)者存在“煤層資源富集，煤層氣就會高產(chǎn)”誤區(qū)，煤層氣早期勘探力度投入不夠，缺乏三維地震資料或二維地震測網(wǎng)密度過于稀疏，導(dǎo)致構(gòu)造研究不夠精細(xì)、斷裂或裂縫分布認(rèn)識較為粗淺。

在對國內(nèi)煤儲層復(fù)雜構(gòu)造條件認(rèn)識不夠深入的前提下，過于依賴國外規(guī)則井網(wǎng)的煤層氣開發(fā)部署方式，平鋪式部署了大批量、菱形或正方形等規(guī)則井網(wǎng)，同井距、同開發(fā)模式的煤層氣井網(wǎng)部署，也是導(dǎo)致煤層氣單井產(chǎn)量偏低的一個重要原因。實(shí)踐驗(yàn)證已有不少煤層氣井部署在斷層或構(gòu)造復(fù)雜區(qū)附近，加上煤層非均質(zhì)性較強(qiáng)，不同微構(gòu)造部位的應(yīng)力和滲透性變化較大，導(dǎo)致煤層氣井產(chǎn)氣效果存在明顯差異。因此，“十三五”期間，人們逐漸意識到這一不足后，開始避免大批量、同方案、同模式、同時(shí)上鉆，采用各種措施來“激活”低產(chǎn)區(qū)或不產(chǎn)氣井。中石油煤層氣公司先后在韓城、保德區(qū)塊都進(jìn)行了以井網(wǎng)調(diào)整為主體的綜合治理，取得明顯效果。

華北油田早期部署的許多煤層氣井后期表現(xiàn)為低產(chǎn)井，單井有效動用范圍過低。為了動用井間剩余資源、擴(kuò)大壓降波及面積，“十三五”期間針對已開發(fā)低效區(qū)井間未動用儲量開展剩余資源盤活研究，先導(dǎo)試驗(yàn)了魚骨刺水平井耦合降壓、井眼重入等盤活技術(shù)，聯(lián)合原來老井低效井，形成一套聯(lián)合井網(wǎng)[4]。在鄭莊區(qū)塊低效區(qū)已初見成效，其中，魚骨刺與井眼重入盤活技術(shù)單井平均日產(chǎn)氣量分別達(dá)到4 500 m3、4 000 m3。樊莊區(qū)塊在老區(qū)精細(xì)調(diào)整，在構(gòu)造落實(shí)程度低的空白區(qū)，新部署三維地震，落實(shí)區(qū)塊微幅構(gòu)造、刻畫斷裂及陷落柱構(gòu)造，預(yù)測煤體結(jié)構(gòu)分布，結(jié)合壓裂裂縫方向，在開發(fā)中期開展了差異化的井型(篩管或套管壓裂水平井等)及井網(wǎng)井距調(diào)整，開發(fā)調(diào)整井產(chǎn)量明顯提高，與相鄰老井在第330 天進(jìn)入穩(wěn)產(chǎn)階段的1 300 m3相比，開發(fā)調(diào)整的新井在第240 天日產(chǎn)氣量達(dá)到2 500 m3，產(chǎn)量明顯提高。

2 煤層氣高效增產(chǎn)技術(shù)新進(jìn)展

文獻(xiàn)[2]介紹了對“十三五”期間取得的煤層氣藏精細(xì)描述與產(chǎn)能評價(jià)技術(shù)、井網(wǎng)井距優(yōu)化技術(shù)、煤層氣定量化排采設(shè)計(jì)等穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)技術(shù)。一項(xiàng)工程技術(shù)并非具有普適性，對應(yīng)不同地質(zhì)條件應(yīng)該采取差異化的開發(fā)工程技術(shù)[4]，不能將某一項(xiàng)工程技術(shù)盲目推廣到不同的煤儲層條件。這里重點(diǎn)對“十三五”期間取得具有代表性的幾項(xiàng)針對不同煤層地質(zhì)條件的煤層氣高效增產(chǎn)技術(shù)[26-33]展開介紹，包括碎軟煤間接壓裂技術(shù)[34-38]、方解石填充深部(層)煤層的水平井少段多簇酸化壓裂技術(shù)、特低滲深部(層)煤層氣水平井超大規(guī)模極限壓裂技術(shù)、低階煤大傾角厚煤層高效分層壓裂技術(shù)等。

2.1 碎軟煤間接壓裂技術(shù)

由于構(gòu)造煤煤體結(jié)構(gòu)破碎，直接壓裂煤層，裂縫難以擴(kuò)展；構(gòu)造煤在壓裂中更易產(chǎn)生大量煤粉，使裂縫導(dǎo)流能力大幅下降，造成單井產(chǎn)量低，長期以來存在改造效果不理想的矛盾。在前期成果基礎(chǔ)上，“十三五”針對碎軟煤發(fā)育區(qū)進(jìn)行了大量試驗(yàn)，通過合理利用煤層頂板、夾矸巖石與煤層力學(xué)差異特征，重構(gòu)人工裂縫通道，建立頂板或夾層中穩(wěn)定的“高速通道”(圖1)，提高裂縫長度和改造范圍，減少煤粉產(chǎn)出，取得明顯成效和進(jìn)展。

圖1 碎軟煤間接壓裂技術(shù)Fig.1 Indirect fracturing technology of crushed soft coal

韓城區(qū)塊是構(gòu)造煤發(fā)育的典型區(qū)域。主力煤層為山西組5 號煤和太原組11 號煤，其碎裂煤和碎粒煤占比達(dá)80%以上。孔隙率和滲透率低，5 號煤孔隙率3.85%～6.26%，滲透率(0.02～3.50)×10-3μm2，11 號煤孔隙率2.34%～6.29%，滲透率(0.06～1.60)×10-3μm2。受煤體結(jié)構(gòu)影響，構(gòu)造煤泊松比高(0.25～0.32)、彈性模量低，機(jī)械強(qiáng)度低，壓裂改造施工壓力高，壓裂形成粗、短的裂縫，造縫范圍小于50 m，支撐劑在近井地帶大量堆積，不易形成高效的滲流通道，壓裂工藝適應(yīng)性差，導(dǎo)致開發(fā)效果差。煤巖物性差，孔隙率和滲透率低，儲層壓降困難。

針對碎軟煤煤層氣開發(fā)難題，進(jìn)行大量實(shí)踐后，提出并形成碎軟煤間接壓裂或頂板壓裂理念和技術(shù)[37]。自2013 年起開始在部分新層試驗(yàn)，2014-2015 年逐步擴(kuò)大試驗(yàn)范圍，2016 年大規(guī)模推廣；2019 年對基本頂壓裂，逐步形成了一套針對叢式井和水平井的頂板壓裂技術(shù)，其中煤層頂板水平井效果顯著。在韓城區(qū)塊實(shí)施煤層頂板試驗(yàn)水平井體積壓裂技術(shù)，精準(zhǔn)控制煤層頂板水平井井眼軌跡，確保距煤層頂面3 m 以內(nèi)；開展近煤層頂板水平井壓裂試驗(yàn)，形成頂板水平井少段多簇、密切割分段、控底體積壓裂工藝。碎軟煤間接壓裂技術(shù)的施工壓力較常規(guī)壓裂井壓力降低5～10 MPa，施工壓力平穩(wěn)，加砂順利。裂縫體積平均達(dá)到47.3×104m3，較常規(guī)煤層氣井壓裂裂縫體積提高了3～6 倍。

碎軟煤頂板壓裂技術(shù)在韓城區(qū)塊規(guī)模推廣應(yīng)用累計(jì)206 口井(老井170 口，新井36 口)，兩類井日增產(chǎn)氣量15.9×104m3，累計(jì)增產(chǎn)2.6×108m3。其中，老井平均單井日產(chǎn)氣量由措施前的280 m3提高到1 000 m3以上，平均單井增產(chǎn)73×104m3；新井平均單井日產(chǎn)氣量1 500 m3以上，新井累產(chǎn)已達(dá)到362×104m3。目前措施增產(chǎn)貢獻(xiàn)已超過5 900×104m3/a，提高采收率6%以上，應(yīng)用實(shí)效顯著。

2.2 方解石填充深部(層)煤層氣水平井少段多簇酸化壓裂技術(shù)

深部(層)煤儲層，因埋藏深度大、儲層滲透率低，常規(guī)壓裂不易形成體積縫網(wǎng)，難以形成大面積煤層氣有效解吸范圍，使得深部(層)煤層氣一直未能實(shí)現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)。針對大寧-吉縣區(qū)塊埋深大于2 000 m的深部(層)，煤層煤體結(jié)構(gòu)好、割理裂隙發(fā)育且多為方解石填充的特點(diǎn)(圖2)，研發(fā)酸化壓裂液體系，創(chuàng)建“剪切+溶蝕+支撐”組合體積酸化壓裂工藝(圖3)，擴(kuò)大深部(層)煤層氣有效泄流范圍，提高煤層氣單井產(chǎn)量。

圖2 裂隙多為方解石填充的深部(層)煤巖心Fig.2 Fractures of the deep coal core mostly filled with calcite

圖3 酸液浸泡深部(層)煤儲層巖心前后掃描電鏡結(jié)果Fig.3 Scanning results of electron microscope scanning before and after acid immersion of the deep coal core

巖心分析及注入壓降測試表明，大寧-吉縣深部(層)煤儲層的基質(zhì)滲透率僅(0.03～0.05)×10-3μm2，滲透性低于多數(shù)淺層煤層氣儲層。常規(guī)工藝無法滿足深部(層)煤儲層需求：割理發(fā)育，裂縫形態(tài)復(fù)雜，井深摩阻大，施工壓力高，加砂難度高?？紤]儲層需求及化學(xué)反應(yīng)對儲層的影響，不斷優(yōu)化液體體系及壓裂工藝，達(dá)到理想的改造效果。

1) 建立酸化壓裂液體系

針對深部(層)煤層氣地質(zhì)和工程難點(diǎn)，研發(fā)了低傷害滑溜水壓裂液、連續(xù)混配型清潔壓裂液及其配套的固體緩速酸，以滿足深部(層)煤層氣儲層改造特點(diǎn)。低傷害滑溜水壓裂液使摩阻降低75%，傷害率減少17.9%，解決了深部(層)壓裂施工壓力高的難題。連續(xù)混配型清潔壓裂液提高了壓裂液的攜砂性能，無需配液，施工工藝簡化。固體緩速酸減少了近井酸液消耗，通道提高了酸液作用距離。

2)建立“剪切+溶蝕+支撐”組合體積酸化壓裂工藝

根據(jù)煤巖反應(yīng)特征和生產(chǎn)效果，優(yōu)化形成“前置液造剪切縫+清潔液攜固體酸(溶蝕割理中的方解石形成微裂縫)+清潔液攜不同粒徑砂(支撐縫網(wǎng)體系)”的體積酸化壓裂工藝。綜合井溫、裂縫監(jiān)測、壓后評估等多種方法分析，平均裂縫長度大于300 m，裂縫寬度大于100 m，縫網(wǎng)總體積17×104m3，壓后滲透率(0.94～6.75)×10-3μm2，改造效果明顯。

該技術(shù)特點(diǎn)是通過構(gòu)建深部(層)煤層地質(zhì)模型，細(xì)化分段分簇，降低酸化壓裂液摩阻，大幅增加施工排量，以提高水平段縱橫向裂縫發(fā)育效果。通過裂縫監(jiān)測，相比常規(guī)分段方法，段長度提升53.4%，射孔簇?cái)?shù)提升108.7%，每百米改造成本降低38.8%，實(shí)現(xiàn)了深部(層)煤儲層水平井壓裂的降本增效。

2.3 特低滲深部(層)煤層氣水平井超大規(guī)模極限壓裂技術(shù)

中石油煤層氣公司針對大寧-吉縣區(qū)塊深部(層)特低滲煤層開展專項(xiàng)攻關(guān)試驗(yàn)，取得超大規(guī)模極限壓裂試驗(yàn)突破。在以往煤層氣井常規(guī)加砂規(guī)模小于50～60 m3的情況下，試驗(yàn)大規(guī)模極限壓裂直井或水平井單級的壓裂，加砂規(guī)模在200～300 m3以上(甚至更高)、單級總液量超過2 000 m3，取得成功。

大寧-吉縣區(qū)塊深部(層)煤層氣資源豐富，具有原生結(jié)構(gòu)煤優(yōu)勢和特低滲劣勢的雙重特點(diǎn)，滲透率一般小于0.05×10-3μm2。文獻(xiàn)[25]明確了微構(gòu)造、排量、加砂規(guī)模與深部(層)煤層氣開發(fā)效果具有明顯相關(guān)性。針對煤層微構(gòu)造平緩區(qū)，部署吉深6-7 平01 水平井，煤層垂深2 200 m，水平段長度1 000 m。試驗(yàn)了超大規(guī)模極限壓裂技術(shù)，壓裂11 級，單級總液量平均2 805 m3，單級加砂規(guī)模平均347.6 m3，壓裂后點(diǎn)火立即可燃，很短時(shí)間內(nèi)試氣，火焰達(dá)到7～8 m，投產(chǎn)后日產(chǎn)氣量突破100 000 m3，打破了國內(nèi)外長期認(rèn)為埋深大于2 000 m是煤層氣開發(fā)“禁區(qū)”的認(rèn)識。該井是大寧-吉縣區(qū)塊部署實(shí)施的首口施工規(guī)模最大、難度最高、配合單位最多的深部(層)煤層壓裂施工井。通過儲層精細(xì)研究，優(yōu)化地質(zhì)模型，強(qiáng)化地質(zhì)-工程一體化攻關(guān)，確定了地質(zhì)條件清楚、工程可實(shí)施性強(qiáng)的壓裂選段方案。壓裂井所屬煤儲層質(zhì)優(yōu)且厚度大，高含氣量、高含氣飽和度，試驗(yàn)歷時(shí)8 d，鉆井深度超3 600 m，為攻堅(jiān)深部(層)煤層氣高效開發(fā)、實(shí)現(xiàn)產(chǎn)量突破奠定堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)。

鄂爾多斯盆地東緣深部(層)煤層廣泛分布，大寧-吉縣地區(qū)更是煤層氣、致密氣、頁巖氣多層疊置區(qū)，具備綜合開發(fā)的有利條件。吉深6-7 平01 水平井的壓裂試驗(yàn)成功，為該地區(qū)動用千億方深部(層)煤層氣探明儲量這一戰(zhàn)略發(fā)展領(lǐng)域，積累了寶貴的技術(shù)和生產(chǎn)組織經(jīng)驗(yàn)。

2.4 低階煤大傾角、厚煤層高效分層壓裂技術(shù)

新疆地區(qū)大傾角煤層的上部裂縫支撐劑填充難、厚煤層充分改造難、多層多段填砂壓裂施工進(jìn)度慢，通過研發(fā)低傷害、低摩阻壓裂液體系，優(yōu)選支撐劑，提高了壓裂液的攜砂性能，支撐劑鋪砂能力保證壓裂裂縫有效支撐；形成層段優(yōu)選技術(shù)和層內(nèi)暫堵技術(shù)，實(shí)現(xiàn)厚煤層多個射孔段的充分改造；形成多種分層快速壓裂工藝技術(shù)，提高施工效率，縮短施工周期。

針對煤層埋深淺、溫度低的特點(diǎn)，形成低溫環(huán)境下鹽水/清水中可完全溶解，適用于不同尺寸套管、入井后保壓12～48 h 全可溶橋塞分層工藝，配合帶壓射孔實(shí)現(xiàn)多目的層段連續(xù)壓裂作業(yè)。對于厚煤層壓裂，采用控縫高壓裂工藝，控制裂縫上下延伸，促進(jìn)支撐劑縱向均衡鋪置；優(yōu)選暫堵壓裂工藝，促使層內(nèi)轉(zhuǎn)向，橫向均衡改造。

針對順煤層井分段壓裂，形成連續(xù)油管噴射+底封拖動+油套環(huán)空壓裂技術(shù)，結(jié)合性能增強(qiáng)型壓裂液配方，縮短分段壓裂周期。該技術(shù)卡封位置準(zhǔn)確、封隔效果好、施工周期短，可帶壓連續(xù)對多段目的層進(jìn)行壓裂。

在新疆地區(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)10 口井，其中8 口井為全可溶橋塞，2 口井為連續(xù)油管噴射+底封拖動，單層平均壓裂周期均達(dá)標(biāo)。與傳統(tǒng)技術(shù)相比，連續(xù)油管噴射+底封拖動的壓裂周期更短，全可溶橋塞的安全系數(shù)更高、壓裂規(guī)模(排量、液量、砂量)更大。

3 煤層氣排采關(guān)鍵技術(shù)新進(jìn)展

排水采氣是煤層氣開發(fā)最特殊也是最為重要的環(huán)節(jié)，同時(shí)排采技術(shù)與不同地質(zhì)條件的匹配性也是迄今為止公認(rèn)的影響單井產(chǎn)量的關(guān)鍵因素?！笆濉逼陂g，從理論、理念、技術(shù)和設(shè)備等多種角度對煤層氣排采環(huán)節(jié)進(jìn)行了系統(tǒng)性研究，進(jìn)展和成效也尤為突出[39-44]，使其逐步走向半定量、定量化，本文簡略介紹幾種排采技術(shù)新進(jìn)展及其相應(yīng)的實(shí)踐效果。

3.1 多目標(biāo)最優(yōu)化定量化排采技術(shù)

為實(shí)現(xiàn)煤層壓降傳播最快、滲透性降低最小、解吸面積最大、單井累計(jì)產(chǎn)量最大這一目標(biāo)(圖4)，建立考慮煤巖動態(tài)滲透率和氣水兩相滲流狀態(tài)的煤層氣井排采動態(tài)評價(jià)預(yù)測模型，求取煤層滲流參數(shù)，控制不同階段的井底流壓、套壓、產(chǎn)氣量、產(chǎn)水量，達(dá)到最佳的排采效果。這一技術(shù)初步解決了煤層氣排采制度定量化設(shè)計(jì)難題，推動了煤層氣排采控制由半定量向定量轉(zhuǎn)變。

圖4 多目標(biāo)最優(yōu)化定量化排采技術(shù)路線Fig.4 Technical roadmap of multi-objective optimization quantitative drainage and production

合理控制排采制度可進(jìn)一步實(shí)現(xiàn)煤層氣藏長期平穩(wěn)高效開發(fā)。優(yōu)化過程中存在多個控制參數(shù)和目標(biāo)，需協(xié)調(diào)綜合考慮。煤層氣井產(chǎn)水產(chǎn)氣動態(tài)機(jī)理模型包含：煤儲層動態(tài)滲透率模型、煤層氣井壓力傳播模型、煤層氣井產(chǎn)水產(chǎn)氣方程、煤層氣井物質(zhì)平衡方程、煤層氣井井筒壓力計(jì)算模型。基于這些模型，編制排采設(shè)計(jì)軟件，通過設(shè)定不同產(chǎn)水量和產(chǎn)氣量配套生產(chǎn)方案，對排采井的壓降傳播速度、解吸范圍和累積產(chǎn)量等指標(biāo)進(jìn)行測算，得到排采效果最佳的井底流壓路徑，指導(dǎo)實(shí)際排采工作。

應(yīng)用多目標(biāo)優(yōu)化控制矩陣，最終從井底流壓下降模型中設(shè)計(jì)出的不同降壓路徑方案中優(yōu)選出一組可讓所有目標(biāo)都較好的排采制度，基于此，設(shè)計(jì)出煤層氣定量化排采軟件的優(yōu)選模塊。多目標(biāo)優(yōu)化控制矩陣是通過調(diào)控直接控制參數(shù)與間接控制參數(shù)，使“早期壓力傳播速度、有效滲透率、解吸區(qū)擴(kuò)展范圍、累產(chǎn)氣量”4 個目標(biāo)函數(shù)組成的綜合目標(biāo)函數(shù)值最大，達(dá)到優(yōu)化最佳井底流壓下降路徑的目的。

利用研發(fā)的定量化排采軟件，在韓城區(qū)塊、保德區(qū)塊51 口煤層氣井應(yīng)用效果好，指導(dǎo)了30 口新投產(chǎn)井的排采方案設(shè)計(jì)，為煤層氣井定量化排采提供一種軟件控制方法。

3.2 負(fù)壓排采工藝技術(shù)

當(dāng)煤層氣老井或煤礦開采區(qū)進(jìn)入自然遞減階段后，排采井的套壓低于管網(wǎng)系統(tǒng)壓力(0.15～0.2 MPa)時(shí)，導(dǎo)致氣體不能進(jìn)入管網(wǎng)，外輸排采受阻。針對這一問題，采用負(fù)壓排采工藝技術(shù)，以進(jìn)一步提高單井產(chǎn)量。

煤層氣井負(fù)壓排采增產(chǎn)技術(shù)[42-44]是指在地面井口安裝負(fù)壓設(shè)備，將管桿壓力降成負(fù)壓，增大煤層與井筒內(nèi)生產(chǎn)壓差，在此環(huán)境下，煤層裂隙沿已有微觀裂隙走向發(fā)展，促使甲烷解吸，造成逸散面附近煤層中甲烷壓力降低，而且這種壓差逐漸由逸散面向煤層內(nèi)部擴(kuò)展，達(dá)到氣井增產(chǎn)目的。

針對不同井型，形成2 種工藝：單井負(fù)壓抽排工藝，采用水環(huán)壓縮機(jī)撬，最低進(jìn)口壓力可降至-0.1 MPa；叢式井組負(fù)壓抽排工藝，采用往復(fù)式壓縮機(jī)撬，最低進(jìn)口壓力可降至0.02 MPa。

該技術(shù)在保德區(qū)塊、臨汾區(qū)塊、韓城區(qū)塊推廣應(yīng)用，特別是對由于套壓過低導(dǎo)致煤層氣無法進(jìn)入管網(wǎng)系統(tǒng)的井，使零產(chǎn)氣量又恢復(fù)到原來產(chǎn)量。針對保德區(qū)塊2 個井臺7 口井開展負(fù)壓排采試驗(yàn)后，日產(chǎn)氣量由4 124 m3提高至5 383 m3，單井平均增產(chǎn)30.5%。

3.3 煤層氣井無桿舉升技術(shù)

1) 液壓多機(jī)聯(lián)動柱塞泵

針對我國煤層氣井井身結(jié)構(gòu)復(fù)雜、出水量小且不穩(wěn)定、采出液固相含量高的特點(diǎn)，研制設(shè)計(jì)了一種液壓驅(qū)動的無桿排采系統(tǒng)。設(shè)計(jì)多井聯(lián)動撬裝化液壓系統(tǒng)，研發(fā)控制軟件，實(shí)現(xiàn)了多機(jī)聯(lián)動、遠(yuǎn)程獨(dú)立調(diào)參，且占地少，解決了煤層氣井臺大范圍頻繁調(diào)參和桿管偏磨的難題。從根本上解決了三抽排采系統(tǒng)桿管偏磨問題，而且具有調(diào)參方便、調(diào)參范圍大的優(yōu)點(diǎn)。煤層氣開發(fā)井場平臺上往往是多井聯(lián)合排采，該排采系統(tǒng)通過設(shè)計(jì)液壓控制系統(tǒng)，可以實(shí)現(xiàn)同一平臺多機(jī)聯(lián)動，而且互不干擾，大大節(jié)約了排采成本。

對保德區(qū)塊3 口井開展現(xiàn)場試驗(yàn)，取得了良好效果。保1-4 向2 井檢泵周期延長11.6 個月，日產(chǎn)氣量由781 m3提升至3 070 m3(圖5)。

圖5 液壓多機(jī)聯(lián)動柱塞泵排采設(shè)備應(yīng)用效果Fig.5 Application effect of hydraulic multi-machine linkage plunger pump drainage and production equipment

2) 多相混抽泵

“十二五”期間，針對含水量大、氣液固混采的煤層氣井，設(shè)計(jì)了新型排采泵-煤層氣井新型電潛軸流式多相混抽泵，試驗(yàn)效果良好，但也出現(xiàn)多次故障。研究發(fā)現(xiàn)：制約煤層氣多相混抽泵排采連續(xù)性的主要原因，是原粉碎式分離器對井下大粒徑固體雜質(zhì)的適應(yīng)性較差。為了減少停機(jī)次數(shù)和故障發(fā)生，提高排采系統(tǒng)的效率，保證煤層氣井排采的連續(xù)性，“十三五”期間，從3 個方面對多相混抽泵排采系統(tǒng)進(jìn)行優(yōu)化：①吸液口增加篩管初步過濾，減少大顆粒固體進(jìn)入排采系統(tǒng)；② 對粉碎分離器進(jìn)行結(jié)構(gòu)改進(jìn)和材料優(yōu)選，延長使用壽命；③優(yōu)化井下機(jī)組合理配型方案，解決煤粉含量高、腐蝕嚴(yán)重井的排采難題。

該排采設(shè)備在保德區(qū)塊保1-03 向2 井進(jìn)行現(xiàn)場試驗(yàn)，連續(xù)運(yùn)行235 d，檢泵周期延長4 個月。

3) 集成式一機(jī)多井水力管式泵

該排采設(shè)備適用于煤層氣L 型水平井的水力管式泵無桿舉升工藝，優(yōu)化設(shè)計(jì)井筒排采管柱，使L 型水平井排采穩(wěn)定運(yùn)行，極大降低水平井的故障率，滿足水平井的穩(wěn)定排采。集成地面設(shè)備為一機(jī)四井，一套設(shè)備最多可管控4 口單井，節(jié)約占地和投資，方便管理，為叢式井工廠化作業(yè)提供可靠的排采技術(shù)裝備。水力管式泵舉升工藝由井下泵組、油管和中心管、地面動力系統(tǒng)及控制系統(tǒng)組成。

相對于傳統(tǒng)設(shè)備來說，這一技術(shù)優(yōu)化了地面液壓換向系統(tǒng)和液壓缸幾何尺寸設(shè)計(jì)，減少了設(shè)備換向震動，提升了設(shè)備穩(wěn)定性。實(shí)現(xiàn)一機(jī)多井、占地少、互不干擾；可自清洗，解決了大井叢集成化排采和水平井下傾排采的問題。

在鄭莊區(qū)塊鄭131 井組等4 個井場12 口井安裝使用，排采穩(wěn)定，平均排采時(shí)率達(dá)到97.5%，達(dá)到預(yù)期效果。

3.4 大直徑水平井應(yīng)力釋放采氣技術(shù)

該項(xiàng)技術(shù)原理是在低滲低產(chǎn)區(qū)的壓裂直井周邊，沿著最大主應(yīng)力方向，部署大直徑水平井，模擬煤礦巷道應(yīng)力釋放，改善煤層滲透性，提高單井產(chǎn)量。

“十三五”期間試驗(yàn)3 種水力噴射造穴大直徑水平井成井工藝：①定向篩管噴射造穴，形成直徑2 m左右的連續(xù)水平井眼；② 扇形噴嘴定向噴射造穴，引入了水力定向噴射方案；③大直徑雙眼噴槍造穴，噴嘴直徑14 mm，增加噴射破煤距離。

在鄭莊區(qū)塊鄭試34 平5 造穴試驗(yàn)：3 號煤層，造穴長度207.9 m，高密度造穴施工60 次，壓裂3 次(間歇實(shí)施)，累計(jì)返煤9 m3，實(shí)際造穴半徑0.40～0.49 m。最終效果還在進(jìn)一步觀察。

3.5 可控溫注氮驅(qū)替增產(chǎn)技術(shù)

該項(xiàng)技術(shù)原理是向煤層注入高溫氮?dú)?，利用氮?dú)鈱γ簩蛹淄榈尿?qū)替作用、置換作用和促進(jìn)解吸作用，實(shí)現(xiàn)煤層氣井長期穩(wěn)產(chǎn)，提高采收率。目的是解決煤層氣井二次采氣采收率提高的難題。

形成高溫/可控溫注氣工藝。采用立式四級風(fēng)冷往復(fù)活塞壓縮機(jī)，實(shí)現(xiàn)了注氣溫度在20～130℃之間的可控溫調(diào)節(jié)；通過地面管線保溫、隔熱油管等措施，綜合傳熱系數(shù)控制在0.01～0.08 W/m2/℃，千米溫降小于8℃。

在樊莊區(qū)塊開展“兩注十采、協(xié)同驅(qū)替”增產(chǎn)試驗(yàn)，年遞減率由15%降至0，采收率提高5.4%，顯示出很好的推廣前景。

3.6 智能化排采技術(shù)

傳統(tǒng)煤層氣井的管理模式以“人工駐井+巡井”為主，存在一系列問題：①數(shù)據(jù)采集和制度調(diào)整不及時(shí)；② 停電、設(shè)備故障停機(jī)等異常情況無法及時(shí)發(fā)現(xiàn)和處理，響應(yīng)時(shí)間較長；③隨著停機(jī)時(shí)間延長，煤粉在井筒和泵內(nèi)沉積卡泵風(fēng)險(xiǎn)明顯增大；④ 野外值班、山區(qū)行車安全風(fēng)險(xiǎn)及人工成本較高。

智能化排采技術(shù)是以智能排采為核心，集安防、巡井、供電于一體的排采綜合管理系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)無人值守的生產(chǎn)管理模式，最終實(shí)現(xiàn)減員增效降風(fēng)險(xiǎn)、提高生產(chǎn)連續(xù)性和單井產(chǎn)量。其特點(diǎn)是實(shí)現(xiàn)以光纖為信息傳輸載體、排采井遠(yuǎn)程啟停機(jī)、遠(yuǎn)程調(diào)整產(chǎn)氣閥門開度和設(shè)備運(yùn)行轉(zhuǎn)速(或沖次)、異常情況報(bào)警、一鍵生成多種格式報(bào)表曲線等主要功能，各項(xiàng)基本操作均可遠(yuǎn)程調(diào)控，實(shí)現(xiàn)無人值守目標(biāo)。最為關(guān)鍵的是可以通過設(shè)定排采控制程序和智能算法實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)程智能排采控制，實(shí)現(xiàn)生產(chǎn)制度的智能調(diào)控和批量管理，大大降低了監(jiān)控人員的工作強(qiáng)度和人為帶來的操作失誤。

中石油煤層氣公司和奧瑞安公司聯(lián)合開發(fā)智能化排采管理系統(tǒng)，在三交區(qū)塊投運(yùn)后，排采井現(xiàn)場生產(chǎn)管理模式得到大幅度優(yōu)化。實(shí)現(xiàn)了排采井無人值守的生產(chǎn)運(yùn)行管理模式，一線巡駐井人員由49 人精簡為15 人，6 名監(jiān)控人員可滿足200 口井的現(xiàn)場管理，生產(chǎn)時(shí)率由87.8%提升至93.7%，同時(shí)現(xiàn)場安全管理風(fēng)險(xiǎn)大大降低，氣井生產(chǎn)連續(xù)性明顯提升，檢泵周期由1 100 d 延長至1 600 d 以上。

4 產(chǎn)業(yè)需求與技術(shù)發(fā)展方向

4.1 “雙碳”目標(biāo)背景和產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略

國外，開發(fā)煤層氣的煤層埋深主要在800 m 以淺，地質(zhì)條件和滲透性整體較高，1/3 的井無需進(jìn)行壓裂改造，即便需要改造時(shí)，一般是加砂規(guī)模在40 m3左右，對應(yīng)的壓裂和排采技術(shù)相對較為簡單。

國內(nèi)，煤層氣資源豐富，煤層成藏環(huán)境、賦存地質(zhì)條件復(fù)雜、煤巖品質(zhì)較差，多屬于難采資源。各區(qū)塊地質(zhì)條件差異巨大，已形成的成熟技術(shù)無法照搬，這也是煤層氣單井產(chǎn)量、采收率普遍較低的重要原因。面對地質(zhì)條件復(fù)雜、但分布廣闊的煤層氣資源，普遍認(rèn)為煤層氣產(chǎn)業(yè)只處于“爬坡期”，加上“雙碳”目標(biāo)背景，更有利于煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展，需要在人、財(cái)、物、政策等多方面給予持續(xù)支持，也需要幾代人的不懈奮斗。

4.1.1 “雙碳”目標(biāo)背景

“雙碳”目標(biāo)是指“二氧化碳排放力爭于2030 年前達(dá)到峰值，爭取在2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和”。中國2020 年碳排放量為98.99×108t，占全球322×108t 的30.7%(美國占13.9%)，預(yù)計(jì)2030 年碳達(dá)峰時(shí)，碳排放量為116×108t，2060 年碳中和時(shí)也并非是“零碳”排放?！半p碳”目標(biāo)有助于我國擺脫資源和能源匱乏局面，克服對能源進(jìn)口依賴。它不僅是能源與環(huán)境問題，而且是一場廣泛而深刻、牽動全局的經(jīng)濟(jì)社會大變革。全球已經(jīng)形成能源及產(chǎn)業(yè)發(fā)展低碳化趨勢，能源結(jié)構(gòu)由高碳向低碳甚至無碳轉(zhuǎn)變。

我國“雙碳”目標(biāo)下的能源革命必將以煤炭、石油、天然氣等化石能源為主，轉(zhuǎn)變?yōu)橐蕴柲?、風(fēng)能、水能、地?zé)崮艿瓤稍偕茉礊橹鲗?dǎo)、多能互補(bǔ)的能源格局?？傮w趨勢呈現(xiàn)為煤炭減量、石油放緩、清潔能源(天然氣和非化石能源)快速增加。途徑是以CCUS 的技術(shù)創(chuàng)新引領(lǐng)低碳發(fā)展，降低二氧化碳排放，促進(jìn)二氧化碳吸收。

“十三五”期間，我國天然氣消費(fèi)持續(xù)快速增長，從2015 年的1 948×108m3增長至2020 年的3 163×108m3，年均10.2%。預(yù)計(jì)2025 年，天然氣消費(fèi)將達(dá)到4 300 ×108m3，2030 年達(dá)5 500×108m3以上，2040年需求達(dá)峰值近6 500×108m3，2060 年下降到5 200×108m3；產(chǎn)量方面，預(yù)計(jì)2025 年，將達(dá)到2 300×108m3，2030 年突破3 000×108m3，2060 年3 500×108m3。由此可見，無論哪個階段，產(chǎn)量與需求量相比都有較大缺口。而且，同等熱值下，煤炭、石油、天然氣價(jià)格比為1∶7∶3，使用天然氣更為經(jīng)濟(jì)。可見，未來相當(dāng)一段時(shí)間內(nèi)，天然氣(煤層氣)仍將在能源消費(fèi)中發(fā)揮重要作用。

從產(chǎn)業(yè)效益和生態(tài)環(huán)境保護(hù)來看，開發(fā)煤層氣不僅可以有效防治煤礦瓦斯事故，提供優(yōu)質(zhì)清潔能源，更為重要的是，煤炭和煤層氣資源主要分布于晉陜兩地，開發(fā)煤層氣能夠大大降低煤炭開發(fā)過程中的甲烷排放，而甲烷溫室效應(yīng)是CO2的20 多倍。對落實(shí)習(xí)近平總書記關(guān)于黃河流域生態(tài)治理指示具有更為重要的意義。雖然煤層氣產(chǎn)業(yè)“規(guī)?！倍唐趦?nèi)無法與其他常規(guī)和非常規(guī)天然氣資源相比，但對煤層氣開發(fā)的支持力度需要持續(xù)不斷地予以加強(qiáng)?！半p碳”背景下天然氣(煤層氣)仍然具有廣闊的發(fā)展前景。

4.1.2 產(chǎn)業(yè)發(fā)展戰(zhàn)略與需求

圍繞“雙碳”目標(biāo)背景，系統(tǒng)梳理煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀，找準(zhǔn)問題，分析原因，筆者提出“兩步走”發(fā)展戰(zhàn)略：第一步，到2025 年實(shí)現(xiàn)理論與技術(shù)新突破，達(dá)到國家“十四五”規(guī)劃目標(biāo)100×108m3目標(biāo)，堅(jiān)定產(chǎn)業(yè)發(fā)展信心；第二步，到2030 年形成針對我國大部分不同地質(zhì)條件的適用性技術(shù)，達(dá)到300×108m3目標(biāo)，成為天然氣總量中不可或缺的重要組成部分。

相應(yīng)對策和保障措施是：從技術(shù)和管理2 個維度，按照資源、技術(shù)、人才、政策和投資等五大要素，遵循“技術(shù)突破為核心、五位一體、協(xié)同創(chuàng)新”原則，研究制定并落實(shí)配套對策和保障措施。其中，資源是基礎(chǔ)，技術(shù)是關(guān)鍵，人才是根本，政策是導(dǎo)向，投資是保障，五大要素互為關(guān)聯(lián)、相互影響、相互促進(jìn)，缺一不可，其綜合作用的根本目標(biāo)和落腳點(diǎn)仍然是實(shí)現(xiàn)理論與技術(shù)的協(xié)同創(chuàng)新與突破。

4.2 技術(shù)發(fā)展方向

“十三五”之前，煤層氣資源和地質(zhì)條件研究相對較為深入，開發(fā)效果已經(jīng)顯現(xiàn)。目前亟需深入研究的是，充分利用現(xiàn)有產(chǎn)氣效果，倒推煤層氣“高產(chǎn)”主控因素“真正”有哪些，透徹分析低產(chǎn)原因，進(jìn)一步明確“地質(zhì)-工程”開發(fā)綜合甜點(diǎn)評價(jià)優(yōu)選、排采和儲層增產(chǎn)改造理論與技術(shù)的不斷完善與進(jìn)步，以便真正提高煤層氣單井產(chǎn)量。

針對地質(zhì)-工程雙甜點(diǎn)“可采性”的開發(fā)有利區(qū)綜合評價(jià)，從中淺層向深部(層)煤層氣開發(fā)轉(zhuǎn)變[23-25]、地質(zhì)-工程一體化[45-48]和經(jīng)濟(jì)-技術(shù)一體化高效開發(fā)技術(shù)、煤系三氣合采[49-56](煤層氣、煤系致密氣、頁巖氣)開發(fā)、注CO2驅(qū)替提高煤層氣采收率與CCUS 等將成為未來攻關(guān)重點(diǎn)，這些將對煤層氣高效開發(fā)配套的排采理論與增產(chǎn)技術(shù)提出更高要求。

4.2.1 基礎(chǔ)理論

1) 煤層氣高產(chǎn)模式和“地質(zhì)-工程”一體化甜點(diǎn)評價(jià)研究

以往把煤層氣井產(chǎn)量低的關(guān)注點(diǎn)更多放在煤儲層富集規(guī)律研究，而煤層氣“可采性”的開發(fā)有利區(qū)評價(jià)與有利目標(biāo)優(yōu)選恰恰是提高煤層氣單井產(chǎn)量和開發(fā)效益的關(guān)鍵，可從根本上解決煤層氣的開發(fā)技術(shù)和發(fā)展戰(zhàn)略。因此，需要強(qiáng)化煤層氣高產(chǎn)模式和“地質(zhì)-工程”一體化綜合甜點(diǎn)評價(jià)研究。

研究內(nèi)容包括影響煤層氣高產(chǎn)主控因素再認(rèn)識和高產(chǎn)模式；煤層氣、煤系氣“可開發(fā)性”的有利區(qū)/段綜合評價(jià)與目標(biāo)優(yōu)選；地質(zhì)甜點(diǎn)、工程甜點(diǎn)綜合評價(jià)，聚焦“地質(zhì)-工程”雙甜點(diǎn)可開發(fā)性的評價(jià)體系；“地質(zhì)-工程”甜點(diǎn)區(qū)最大化動用資源的優(yōu)化部署策略研究。

2) 深部(層)煤層氣開發(fā)機(jī)理及能量調(diào)控下的排采機(jī)制研究

深部(層)煤層氣賦存機(jī)理、產(chǎn)氣機(jī)理及全生命周期的開發(fā)規(guī)律與中淺層存在明顯差異，將制約著深部(層)煤層氣井的后期排采及生產(chǎn)制度的確定，甚至將影響深部(層)煤層氣能否規(guī)模開發(fā)[23-25]。

研究內(nèi)容主要包括：深部(層)煤層氣賦存機(jī)理及開發(fā)甜點(diǎn)預(yù)測評價(jià)；深部(層)煤層氣解吸機(jī)理、裂隙發(fā)育控制因素及游離氣占比研究(開始解吸時(shí)的參數(shù)表征)；深部(層)煤層氣資源潛力評價(jià)方法；深部(層)煤層氣儲層能量(氣體膨脹能、基質(zhì)壓縮能、流體壓強(qiáng)能)構(gòu)成體系；深部(層)煤層氣開發(fā)技術(shù)原理與創(chuàng)新研究(除傳統(tǒng)排水降壓機(jī)制外的能量調(diào)節(jié))；深部(層)煤層氣全生命周期開發(fā)規(guī)律研究；深部(層)煤層氣開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化研究。

3) 煤層氣產(chǎn)出過程動態(tài)平衡原理和滲流機(jī)理研究

煤層氣產(chǎn)出受控于地質(zhì)條件和產(chǎn)出強(qiáng)度的儲層孔滲動態(tài)變化，為保證不同類型的煤層氣藏孔滲有序正向變化，須對產(chǎn)出方式和產(chǎn)出強(qiáng)度提出相應(yīng)要求，開發(fā)過程中煤巖性質(zhì)、滲透率、應(yīng)力方向等都可能發(fā)生改變，目前這些機(jī)理仍然不十分清楚，有待進(jìn)一步加強(qiáng)研究。

研究內(nèi)容包括煤層氣產(chǎn)出時(shí)煤儲層孔滲動態(tài)變化過程的地質(zhì)和物理化學(xué)特征；煤儲層損傷機(jī)理；煤儲層滲流規(guī)律與滲流理論，基于煤儲層“固氣”與“固液”雙狀態(tài)協(xié)同吸附/解吸理論，建立考慮儲層“氣孔/分子孔”-“原生孔/粒間孔”-割理/人工裂縫復(fù)雜連通的多相多尺度耦合滲流模型；煤層氣藏地應(yīng)力與滲流耦合數(shù)值模擬技術(shù)；煤層氣開發(fā)過程中的地質(zhì)控制機(jī)理；煤層氣產(chǎn)出過程的宏觀-微觀控制機(jī)理[57-58]；提高單井EUR 的排采制度優(yōu)化研究。

4.2.2 工程技術(shù)

1) 深部(層)煤層氣高效排采技術(shù)

深部(層)煤層氣產(chǎn)液量低，氣液比高、泵效低，能耗高，氣鎖現(xiàn)象嚴(yán)重；地層礦化度高，結(jié)垢卡泵現(xiàn)象突出。需要開展針對性的高效排采技術(shù)。

研究內(nèi)容包括：深部(層)煤層氣同心管一體化攜液管柱設(shè)計(jì)研究，利用鄰井產(chǎn)氣實(shí)現(xiàn)本井的產(chǎn)液，根據(jù)本井產(chǎn)量變化情況，按需氣舉；深部(層)煤層氣一機(jī)多井智能化氣舉排液系統(tǒng)研制，實(shí)現(xiàn)一臺壓縮機(jī)控制同井臺數(shù)口井的氣舉工作，單井運(yùn)維成本降低50%以上；研制煤層氣自適應(yīng)排采裝備，探索煤層氣井下原位氣水分離排采技術(shù)。

2) 煤系氣立體開發(fā)技術(shù)

煤系可包含煤層氣、頁巖氣及致密氣多套含氣地層，多層系同時(shí)開發(fā)有利于降低單層系開發(fā)成本，提高單井產(chǎn)量，但也面臨著層間干擾難題。煤系“三氣”合采機(jī)理尚不明確，開發(fā)技術(shù)不成熟。針對煤系“三氣”共生區(qū)塊，如何才能真正實(shí)現(xiàn)更安全、高效、科學(xué)的“協(xié)同開發(fā)”，將是持續(xù)研究的重點(diǎn)。

以現(xiàn)有鄂爾多斯盆地東緣、沁水盆地和我國南方煤系為基礎(chǔ)，開發(fā)區(qū)煤系氣立體開發(fā)研究重點(diǎn)包括：煤系氣耦合成藏有效配置；煤系“三氣”合采兼容性評價(jià)指標(biāo)體系和方法；煤系氣產(chǎn)層組合及改造技術(shù)；煤系氣合采產(chǎn)能動態(tài)及產(chǎn)層貢獻(xiàn)；煤系氣合采儲層滲透率動態(tài)及排采控制；不同類型煤系儲層合層排采制度的科學(xué)確定；不同壓力系數(shù)的多含氣系統(tǒng)有效排采技術(shù)、煤系全井段立體排采技術(shù)；煤系天然氣綜合效益開發(fā)技術(shù)研究。

3) 煤層氣技術(shù)-經(jīng)濟(jì)一體化高效開發(fā)技術(shù)

煤層氣地質(zhì)-工程一體化、技術(shù)-經(jīng)濟(jì)一體化開發(fā)，將是未來煤層氣經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)的必由之路。四川、貴州等地中淺層煤層氣尚未系統(tǒng)開展高效開發(fā)技術(shù)適應(yīng)性評價(jià)，圍繞“價(jià)值鏈條為本”的中淺層煤層氣提質(zhì)增效理論、地質(zhì)-工程一體化評價(jià)的排采模式、技術(shù)-經(jīng)濟(jì)一體化開發(fā)技術(shù)研究將變得非常必要。

包括現(xiàn)行煤層氣開發(fā)技術(shù)適用性評價(jià)；煤層氣二次甚至三次開發(fā)相應(yīng)的地質(zhì)-工程-排采一體化開發(fā)技術(shù)；儲層二次改造及強(qiáng)化排采技術(shù)；構(gòu)造煤煤層氣含氣系統(tǒng)特征及高效開發(fā)技術(shù)；煤層氣開發(fā)全生命周期預(yù)測理論與評價(jià)；基于地質(zhì)-工程一體化評價(jià)的排采模式總結(jié)與優(yōu)化；煤層氣技術(shù)-經(jīng)濟(jì)一體化工程技術(shù)；基于大數(shù)據(jù)、物聯(lián)網(wǎng)、人工智能的煤層氣智能排采及信息化技術(shù)。

4) 深部(層)煤層氣低成本超大規(guī)模高效儲層體積改造技術(shù)

目前形成的深部(層)煤儲層改造技術(shù)作業(yè)成本仍然很高；對比投入，產(chǎn)氣量仍然較低；儲層物性條件差，滲透率低，有效縫網(wǎng)體積還有極大提升空間；壓裂液體系不滿足低傷害且規(guī)模改造的需求，需要開展進(jìn)一步的技術(shù)攻關(guān)。

該技術(shù)包括：深部(層)煤層可壓性綜合評價(jià)技術(shù)，水平段簇間距優(yōu)化技術(shù)，縫網(wǎng)體積表征技術(shù)，低成本暫堵轉(zhuǎn)向劑，提升單段改造效果；地質(zhì)-工程一體化建模和施工工藝優(yōu)化技術(shù)，優(yōu)化注入排量、砂比、液體黏度隨注入時(shí)機(jī)的調(diào)整等參數(shù)；可實(shí)現(xiàn)返排液100%重復(fù)利用的低成本、低傷害、可變黏、可重復(fù)利用壓裂液體系，滿足大砂量攜砂和低前置液比造縫等需求。

5) 煤儲層原位改造及提高采收率技術(shù)

煤作為“有機(jī)巖”具有能源、儲集層、工業(yè)原料三大屬性，但儲集屬性至今未被利用，煤巖吸附能力、儲集空間和高礦化度地層水是CO2長期封存的良好條件。部分煤層氣開發(fā)區(qū)塊已進(jìn)入開發(fā)中后期，地層能量不足導(dǎo)致產(chǎn)量遞減，采用以“能量補(bǔ)充為供給側(cè)”的注CO2增能方式提高煤層氣采收率，應(yīng)成為下一步攻關(guān)方向。深部(層)煤層具有吸附能力強(qiáng)、封蓋能力好、甲烷含量高、含水飽和度低、面積大的有利條件，為實(shí)現(xiàn)“碳中和”愿景，有必要充分利用煤巖儲集特征開展CO2封存、儲氣庫相關(guān)技術(shù)攻關(guān)，以實(shí)現(xiàn)顛覆性儲層改造為代表的煤層氣高效開發(fā)、二氧化碳捕集封存、零排放發(fā)電和碳資源化利用。

包括煤層高能物理激光原位改造技術(shù)，高聚能重復(fù)強(qiáng)脈沖波煤層增滲技術(shù)[59]，煤層二氧化碳封存技術(shù)，儲氣庫技術(shù)，煤炭地下氣化(UCG)技術(shù)[60-63]，高壓氮?dú)鈵灳霎a(chǎn)技術(shù)[64]，注二氧化碳煤層有利區(qū)優(yōu)選，二氧化碳集輸工藝，甲烷置換機(jī)理，注入井和產(chǎn)出井監(jiān)測技術(shù)，微生物菌培養(yǎng)與驅(qū)替機(jī)理，微生物注入工藝等。

6) 低階煤煤層氣高效開發(fā)技術(shù)

我國低階煤發(fā)育廣泛，煤層厚度大，含氣量低，煤層氣資源量約占1/3，但煤層滲透率相比國外低得多。實(shí)現(xiàn)充分開發(fā)仍需解決以下兩方面難題：①厚煤層的充分改造，保證煤層氣資源的充分動用；② 低階煤煤層氣生產(chǎn)特征與排采控制。低階煤普遍含有游離氣，其生產(chǎn)特征和產(chǎn)氣機(jī)理與中高階煤煤層氣明顯不同，如何實(shí)現(xiàn)高效開發(fā)，需要在排采控制方法上進(jìn)行研究。

以新疆、內(nèi)蒙古等地區(qū)煤層氣資源地質(zhì)條件為基礎(chǔ)，研究內(nèi)容包括：低階煤煤層氣儲層特征與產(chǎn)出機(jī)理，厚煤層高效壓裂工藝技術(shù)，低階煤煤層氣生產(chǎn)特征與控制方法，低階煤、多煤層煤層氣合采評價(jià)與合采工藝技術(shù)等。

5 結(jié) 論

a.“十三五”期間以沁水盆地和鄂爾多斯盆地東緣為主戰(zhàn)場，以區(qū)內(nèi)煤層氣與煤系天然氣資源為基礎(chǔ)，以提高單井產(chǎn)量、降低開發(fā)成本為目標(biāo)，從地質(zhì)評價(jià)、鉆完井、增產(chǎn)改造、排采工藝等方面開展了技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn)，形成一系列高效開發(fā)的儲層改造及排采關(guān)鍵技術(shù)，為推動我國煤層氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展起到了重要示范作用。

b.煤層氣資源靜態(tài)評價(jià)較為成熟，但開發(fā)過程的動態(tài)認(rèn)識不足，煤層氣開發(fā)地質(zhì)研究有待獲得突破。“十三五”期間，在二維地震向三維地震、直井(叢式井)向水平井拓展等技術(shù)進(jìn)展的基礎(chǔ)上，煤層氣勘探開發(fā)認(rèn)識和理念發(fā)生了明顯轉(zhuǎn)變，勘探理念從尋找富集甜點(diǎn)區(qū)向高產(chǎn)甜點(diǎn)區(qū)轉(zhuǎn)變、開發(fā)部署由平鋪式到精細(xì)化調(diào)整轉(zhuǎn)變，成為促進(jìn)煤層氣走向高效開發(fā)的良好開端。

c.結(jié)合煤層氣生產(chǎn)區(qū)塊一直存在的構(gòu)造煤造縫難度大、深部(層)煤層氣未取得突破、厚煤層壓裂工藝效率低等難題，提出了與地質(zhì)條件相適應(yīng)的系列壓裂增產(chǎn)技術(shù)，包括碎軟煤間接壓裂、方解石填充深部(層)煤層氣水平井少段多簇酸化壓裂、特低滲深部(層)煤層氣水平井超大規(guī)模極限壓裂等技術(shù)，提高了煤層氣的增產(chǎn)效果。開展了相應(yīng)的排采技術(shù)研究、設(shè)備研制和現(xiàn)場試驗(yàn)。研制出多目標(biāo)最優(yōu)化定量化排采技術(shù)、負(fù)壓排采、多機(jī)聯(lián)動柱塞泵、多相混抽泵等排采設(shè)備，并在現(xiàn)場開展應(yīng)用，有效解決了煤層氣井排采過程中管桿偏磨、降液面困難等問題，有效提高了煤層氣排采連續(xù)性和單井產(chǎn)量。

d.面對“雙碳”目標(biāo)背景，我國煤層氣產(chǎn)業(yè)具有廣闊的發(fā)展前景。根據(jù)煤層氣資源與產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀，提出“兩步走”發(fā)展戰(zhàn)略：到2025 年實(shí)現(xiàn)理論與技術(shù)新突破，達(dá)到國家“十四五”規(guī)劃目標(biāo)100 ×108m3，堅(jiān)定產(chǎn)業(yè)發(fā)展信心；到2030 年形成針對我國不同地質(zhì)條件的適用性技術(shù)，達(dá)到300 ×108m3目標(biāo)，成為天然氣總量中不可或缺的重要組成部分。從技術(shù)和管理2 個維度，按照資源、技術(shù)、人才、政策和投資等五大要素，遵循“技術(shù)突破為核心、五位一體、協(xié)同創(chuàng)新”原則，研究制定并落實(shí)配套保障措施。

e.煤層氣開發(fā)理論和技術(shù)本身仍然面臨極大的挑戰(zhàn)性。應(yīng)持續(xù)加強(qiáng)針對不同地質(zhì)條件的適應(yīng)性高效開發(fā)、排采理論和關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，理論上強(qiáng)化煤層氣高產(chǎn)模式和“地質(zhì)-工程”一體化甜點(diǎn)評價(jià)、深部(層)煤層氣開發(fā)機(jī)理及能量調(diào)控下的排采機(jī)制、產(chǎn)出過程的動態(tài)平衡原理和滲流機(jī)理研究；工程技術(shù)上應(yīng)開展深部(層)煤層氣高效排采、煤系氣立體開發(fā)、煤層氣技術(shù)-經(jīng)濟(jì)一體化高效開發(fā)、深部(層)煤層氣低成本超大規(guī)模高效體積改造、煤儲層原位改造及采收率提高、低階煤煤層氣高效開發(fā)等技術(shù)攻關(guān)，達(dá)到提高單井產(chǎn)量和高效開發(fā)的目的。同時(shí)，應(yīng)加大新疆、內(nèi)蒙古、南方等地區(qū)勘探開發(fā)力度，進(jìn)一步完善煤層氣開發(fā)理論和煤系氣勘探開發(fā)技術(shù)系列。

致謝：本文部分成果來源于“十三五”國家科技重大專項(xiàng)“煤層氣高效增產(chǎn)及排采關(guān)鍵技術(shù)研究”項(xiàng)目和中國石油科技項(xiàng)目“深部(層)煤層氣富集成藏與高產(chǎn)基礎(chǔ)理論研究”，參加研究工作的有中石油煤層氣有限責(zé)任公司、中聯(lián)煤層氣國家工程研究中心有限責(zé)任公司、中石油華北油田、中國石油大學(xué)(北京)、中國地質(zhì)大學(xué)(北京)、中國石油大學(xué)(華東)等單位300多位同志，他們付出了大量辛勤勞動，為本文撰寫提供了大量基礎(chǔ)資料，限于篇幅，不一一列出，在此表示衷心感謝!