煤层气水平井开发的理论技术初探——兼论煤层气和页岩气开发条件对比

王红岩，段瑶瑶，刘洪林，赵 群，陈尚斌，卢海兵，施振生，孙钦平，陈振宏，周尚文，杨明伟，王 聪

(1.中国石油国家卓越工程师学院，北京 102200；2.国家能源页岩气研发(实验)中心，北京 100083；3.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；4.中国矿业大学 资源与地球科学学院，江苏 徐州 221008)

我国煤层气资源丰富，埋深2 000 m 以浅的煤层气地质资源量约为30.05×1012m3，可采资源量12.5×1012m3；对于2 000 m 以深的煤层气地质资源还没有开展系统评价，初步评估在20×1012m3以上[1-3]。我国煤层气储层具有低地层压力、低渗透率、低含气饱和度与强非均质性等基本特征，储层改造难度较大，制约了煤层气单井产量和采收率的提高[4-6]。自20 世纪90 年代开始，中浅层煤层气勘探开发技术逐步成熟，形成了一批基于直井开发的特色技术，产量初具规模，到“十三五”末，全国煤层气年产量接近100×108m3，但是面临着“单井产量低、投资回报率低、产量增长缓慢”的现状，产业发展总体低于预期。水平井钻完井技术是集煤层气钻完井与增产于一体的集成技术，最早在页岩气开发中不断升级并获得大规模应用[7-8]，该技术最大限度打造人工气藏，并沟通人造和天然裂缝系统，增加排水泄压面积，降低裂隙内气液两相流的流动阻力，大幅提高单井产量，这对煤层气开发具有借鉴意义[9-10]。国内煤层气水平井主要在山西沁水盆地、鄂尔多斯盆地东缘(简称鄂东)高-中阶煤层气开发中取得了较好的效果[11-14]，特别是大宁-吉县深部煤层气效果凸显，水平井经过体积改造后均获高产，呈现“返排即见气，投产即高产”生产特征。煤层气储层特征、成藏规律与页岩气差别较大，水平井分段体积改造技术需要结合煤层气自身特点。国内外学者对水平井的井型与井身结构、井壁稳定、漏失封堵、轨迹控制与完井增产方式等应用技术开展了大量研究[12-19]，取得了重大进展，也形成了以水平井为主的开发技术体系。但面对多种煤层气藏类型和差异化的煤储层类型划分，水平井技术应用理论基础、技术适应性、适用范围还有待于进一步深化拓展。

1 我国煤层气水平井开发现状

为缓解我国能源供需矛盾，解决煤炭安全开采等问题，20 世纪90 年代，我国开始启动煤层气开发探索，2004 年进入商业性开发，先后建成沁水、鄂东等煤层气开发产业基地。

我国煤层气勘探开发可以分为3 个阶段：(1) 中浅层勘探发现阶段(1990-2006 年)：20 世纪90 年代初启动勘探评价，主要采用直井钻探和试气，经过16 a 的勘探评价工作，发现并探明了沁水、鄂东煤层气田，并初步掌握了煤层气勘探、钻井、压裂和试采等技术。(2) 中浅层规模开发阶段(2007-2018 年)：成功开发沁水、鄂东中浅层，准噶尔等开展勘探评价，钻井工作量、煤层气储量、产量均较快增加，煤层气井平均6～10 个月见气，1～2 a 达产，稳产一般超过5 a。(3) 深层勘探评价(2019 年至今)：鄂东深层、河北大城勘探评价获得重大突破。2016-2018 年中国石油华北油田在河北大城2 000 m 深度水平井大平7 井获得1.2×104m3日产气量。2019 年以来，中国石油加大鄂尔多斯盆地深层煤层气评价，采用水平井分段体积改造技术，施工排量、加砂量与压裂液总量都不断提高，经历了常规压裂(砂量30～70 m3/段、排量7～12 m3/min)、大规模压裂(砂量170～300 m3/段、排量8～14 m3/min)和超大规模极限体积压裂(砂量300～450 m3/段、排量14～18 m3/min)，大幅增加深层煤层气单井产气量。鄂东主力区块35 口水平井平均水平段长1 261 m，煤层钻遇率97.2%，其中20 口井钻遇率100%。投产23 口井平均单井初期日产气11×104m3，是中浅层水平井的10～20 倍。

煤层气开发从最初直井起步，经历了L 型水平井到多分支水平井和丛式水平井 (图1)。L型水平井水平段轨迹方向基本与煤层平行，与直井相比，水平井对储层控制面积大、单井产量相对较高，钻井存在一定难度，需采用随钻地质导向技术，精准控制井眼轨迹，提高煤储层钻遇率与中靶率。

图1 我国煤层气开发井型发展历程Fig.1 History of well types for CBM production in China

多分支水平井一般由一个主支和多个分支或多个主支和多个分支组成，每口井的单井控制面积大，为直井的5～10 倍、L型井的2～3 倍，但该型井存在钻井费用高、井壁稳定性差、后期井壁垮塌等问题。

丛式水平井适合山区、丘陵等地表条件复杂、钻井平台选址困难的地区，利用一个井场或平台钻出若干个定向井沟通储层。通过批量钻井可有效节约占地面积、提高设备利用率、缩短施工周期。

2 煤和页岩储层特征对比

煤是一种有机岩，在储层特征和煤层气成藏特征方面与页岩气具有较大差异。需要从沉积环境、矿物组成、孔隙类型、孔渗特征、含气性和岩石力学等方面对煤层与页岩储层进行对比(表1)。

表1 煤层气与页岩气储层特征对比Table 1 Comparison between coalbed methane reservoirs and shale gas reservoirs

2.1 沉积环境差异

煤层沉积环境复杂多样，总体沉积水体相对较浅。煤层通常发育于克拉通内部盆地、陆内断陷盆地和裂谷型盆地，成煤沉积体系有浅海-障壁海岸、浅海-无障壁海岸、三角洲、河流、湖泊和冲积扇等。

页岩通常发育于三角洲相、滨岸相、陆棚相和重力流等4 类沉积环境，但目前全球已成功实现工业化开发的页岩气储层以海相深水陆棚相沉积为主[20-21]，沉积水体深度较大，沉积环境较为稳定，页岩大面积连续分布，面积达(1～10)×104km2。富有机质黑色页岩沉积通常与全球性生物灭绝事件相关，如扬子地区龙马溪组底部黑色富有机质页岩与奥陶纪末赫南特期生物大灭绝相关。

2.2 储层矿物组成

煤层主要形成于沼泽化环境，有机质较页岩更为富集。煤中有机碳含量除受原始沉积因素影响外，还与煤中有机质成熟度有关，成熟度越高有机碳富集程度也相应增高[22-24]。煤中碳质量分数随煤化作用的增高由泥炭的20%左右上升到无烟煤的80%～90%，有机质类型以Ⅲ型为主。沁水盆地及鄂东已开发煤储层，有机质体积分数86%～93%，无机矿物体积分数仅7%～14%，以黏土及碳酸盐岩为主。

页岩储层中无机矿物体积分数超过90%，有机组分仅占3%～5%，一般不超过10%，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主，属于分散有机质，按形态分为有形态组分和无形态组分。页岩储层以石英、黏土等无机矿物为主，不同页岩组分差异较大。川南龙马溪组底部黑色页岩有机质体积分数约5%，石英、黏土和碳酸盐岩矿物体积分数分别占56%、33%和5%；川东北大安寨组页岩有机质体积分数约3%，石英、黏土和碳酸盐岩体积分数占24%、53%和20%(图2)。与页岩储层相比，煤储层有机质含量更高，是有机质含量超高的特殊沉积岩。

图2 典型地区煤与页岩矿物组成对比Fig.2 Comparison of mineral composition between coals and shales in typical areas

2.3 孔裂隙特征

煤储层具有 “双重孔隙”结构，包括基质孔隙和裂隙[25]。基质孔隙为煤层气赋存空间，具有很大的比表面积，吸附能力强，是主要的储气空间。裂隙是煤层气运移通道。低阶煤孔隙率平均为12%，大孔、中孔、过渡孔的孔容均较大，尤以过渡孔为主，孔隙连通性较好；高阶煤的孔隙率平均值为7%，以大孔孔容最大，过渡孔、微孔的孔容次之，比表面积均以过渡孔、微孔为主。

页岩储层以微观孔隙为主，宏观裂缝发育程度与后期构造改造程度有关[26]，孔隙率一般3%～8%。孔隙包括有机质孔、矿物粒内孔、晶间孔、溶蚀孔和有机质与矿物间的孔隙(图3)。孔隙直径主体范围80～300 nm，也有认为2～40 nm。川南龙马溪组底部页岩有机质孔占70%以上，100 nm 以下有机质孔占95%。同时页岩层理发育，局部受构造改造影响，发育大量构造裂缝。总体来看，煤储层孔隙体积约是页岩的2 倍，宏观裂缝比页岩更发育。

图3 典型地区煤与页岩储层孔隙对比Fig.3 Comparison of pores in coal reservoirs and shale reservoirs in typical areas

2.4 渗透性特征

煤储层裂缝发育，渗透率受地应力、煤体结构、构造史、宏/微观割理/裂隙的张开程度、充填情况等影响[27]。煤变质程度较高并叠加了一定程度构造变形的煤储层和中等变质程度较弱变形的煤储层，渗透性得到改善，煤层气可采性好。但总体上煤储层渗透率变化较大，在(0.1～5.0)×10-3μm2。

页岩平均喉道半径不到0.005 μm，属特低渗储层，页岩基质渗透率一般小于0.01×10-3μm2。受页岩层理发育程度影响，渗透率具有较强的各向异性。川南龙马溪组底部富有机质页岩渗透率总体小于0.006×10-3μm2，顺层理方向渗透率是垂直层理方向渗透率的4.2 倍。川南威001-2 井测井解释结果显示，筇竹寺组页岩渗透率在(0.001～0.110)×10-3μm2，平均为0.019×10-3μm2。与页岩相比，煤储层渗透率较高，总体是页岩的10～500 倍。

2.5 含气性特征

煤储层以有机质为主体，生气能力强，受保存及孔隙等因素影响含气量变化较大，低阶煤含气量一般2～5 m3/t，中高阶煤含气量可达10～30 m3/t(图4)。煤储层微孔极其发育，热演化过程中生成的甲烷等气体自生自储于微观孔隙内，以吸附态为主；在有利的保存条件下，深部煤层气宏观裂缝内存在一定量的游离气。通常情况下，中浅部煤层气吸附气占比接近100%。深部煤层受保存及温度等条件影响，游离气占比5%～35%，不同地区气体赋存状态有所差别(图5)。

图4 典型地区煤与页岩含气量对比Fig.4 Comparison of gas content between coals and shales in typical areas

图5 煤与页岩中吸附气与游离气占比Fig.5 Proportions of adsorbed and free gases in coals and shales

页岩储层中的I 型和Ⅱ型有机质在成熟过程中，先生油，然后油再裂解成气[28]。镜质体随机反射率Rran为1.0%～1.6%的页岩既有油又有气，当Rran＞1.6%后以含气为主。以川南龙马溪组海相页岩为例，其Rran总体高于2.5%，以干气为主，甲烷体积分数超过95%；目前已开发的页岩储层多为超压(压力系数1.6～2.2)，页岩含气量一般3～12 m3/t，游离气占比60%～80%。与海相页岩储层相比，煤储层含气量比页岩高2～3 倍，但游离气占比低于页岩储层。

2.6 岩石力学特征

煤储层以有机质为主的特征，决定其具有低密度、低力学强度、低弹性模量和高泊松比等岩石力学特征。煤的密度一般随着煤阶增高而增大，褐煤的真密度为1.30～1.4 g/cm3，烟煤为1.27～1.33 g/cm3，无烟煤为1.40～1.80 g/cm3。煤的抗压强度一般在2.4～20.3 MPa(平均10.0 MPa)、弹性模量0.5～20.0 GPa(平均5.08 GPa)、泊松比0.14～0.47(平均0.28)。随着煤阶的增高，煤的力学性能参数总体趋于增高。

页岩储层以无机矿物为主，石英、黏土、长石和碳酸盐岩等矿物含量不同，其岩石力学性质存在一定差异。川南龙马溪组底部页岩总有机碳含量(TOC)3%～5%，密度2.5～2.6 g/cm3，其石英、黏土、碳酸盐岩和长石等矿物体积分数分别为55%～70%、12%～25%、8%～13%和2%～5%。页岩样品单轴抗压强度70～100 MPa，弹性模量31～50 GPa、泊松比0.20～0.26。在围压荷载、温度等相同条件时，随着页岩含水饱和度增加，页岩强度和黏聚力均降低，黏聚力减小速度更显著。与页岩储层相比，煤储层的抗压强度和弹性模量分别是页岩的1/5 和1/8 左右，泊松比比页岩高约20%。因此，压裂过程中煤层裂缝更容易开启，但受强塑性等力学特征影响，不易形成复杂缝网体系。

3 煤和页岩储层水平井分段压裂技术对比

3.1 北美技术简述

北美水平井分段压裂技术发展历史及理念是伴随着非常规油气开发的过程，通过不断尝试探索及技术革命性进步应运而生的。

2002 年以来，北美越来越多水平井应用于低渗透油气藏，2007 年以后，针对页岩气、致密气等非常规天然气地质特点逐步发展形成快钻桥塞分段压裂、裸眼封隔器分段压裂等水平井压裂主体技术。同时试验两井同步压裂技术，或拉链式压裂技术，“工厂化”压裂作业模式大大降低了作业成本。

2009 年，Barnett 页岩气井总数达13 740 口，其中新钻井3 694 口，水平井超过95%。2022 年北美水平井压裂井数已超20 万口，水平井多段压裂技术总体上已趋于成熟，同时10 a 内单平台布井从8～16 口上升到24～40 口，二叠系盆地单平台最多部署64 口。

目前北美每年1～3 万口井进行压裂，改造深度从1 500～4 000 m 均有分布，总体上，水平段长度从2008 年的1 000 m 增长到2019 年3 000 m 以上，分簇数量由80 簇增长到300 簇(表2，图6)，有持续增多的趋势。

表2 北美非常规典型压裂技术参数Table 2 Typical technical parameters for fracturing of unconventional reservoirs in North America

图6 Haynesville 页岩某区块水平井段长年度变化Fig.6 Annual variations in horizontal well section length in a certain block of the Haynesville Shale

3.2 技术特征

如前所述，煤储层与页岩储层在气体赋存形式、储层渗透性、储层岩石力学性质等方面都有较大差异，这些地质差异决定了煤储层和页岩储层对人工裂缝的需求不同，实现与储层相匹配的人工裂缝的工程技术手段也不同。

页岩储层游离气含量高于煤储层，且渗透率极低，流体的有效渗流距离短。因此，储量动用对人工裂缝的导流能力需求不高，但对人工裂缝的密度要求较高。需要通过水平井体积改造形成人工裂缝网络，实现裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大，储集层流体从基质流至裂缝的距离最短，基质中流体向裂缝渗流所需压差最小，进而提高储量动用程度，提高页岩气的单井产量和单井最终可采储量(EUR)。

页岩储层普遍含有一定量的脆性矿物，整体上具有较好的脆性和可压性，且层理发育，压裂工艺主要采用大段多簇射孔、全程滑溜水和低砂比的小粒径石英砂，并配合缝口和缝内的暂堵转向施工工艺，以提高缝内净压力，激活储层内大量的天然结构面，并提高多簇裂缝的开启程度和远端裂缝的转向延伸，从而提高人工裂缝的复杂程度，实现体积改造(图7a)。

图7 煤层与页岩气压裂波及范围对比Fig.7 Comparison of fracturing ranges between coal and shale gas reservoirs

与页岩相比，煤储层的吸附气含量较高，中浅部煤层气吸附气占比接近100%，深部煤层气吸附气占比67%～95%。煤储层的渗透性总体上好于页岩储层，宏观裂缝比页岩更发育。特别是我国中浅部煤层气，大多属于低含水煤层，煤层气的开采需要通过长期、连续、稳定的排水降压使吸附在煤层中的甲烷解吸。因此，储层动用对人工裂缝的导流能力需求相对较高，而对人工裂缝的密度要求相对较低。

煤储层塑性较强，层理和割理发育，压裂过程中层理和割理滤失较高，净压力提升困难，一般横向延伸距离小于页岩(图7b、图7c)。煤层压裂巷道挖掘矿场试验和室内活性水压裂煤层的大型压裂物理模拟实验表明，浅部煤层气活性水压裂，层理缝对裂缝高度控制作用也较为明显(图8a、图8b)，采用黏性压裂液可有效缓解裂缝复杂及层理缝扩展等问题(图8c)。同时，为提高裂缝导流能力，降低塑性地层支撑剂嵌入影响，与页岩储层压裂相比，通常采用更高粒径支撑剂、更高砂比和更大单段砂量施工。

图8 煤层气裂缝形态巷道挖掘试验及室内物理实验模拟效果Fig.8 Results of roadway tunning tests and indoor physical experiments for fracture morphologies in coal seams

4 煤层气水平井分段压裂技术

水平井具有投资成本高、钻完井技术难度大等特点，水平井段长度优化、人工裂缝簇间距优化、液体性质和支撑剂选择、单井最终可采储量EUR 预测、排采工艺优选等开发技术对策是提高煤层气产量的关键[29-35]。

4.1 水平井段长度优化

水平井长度优化要因地制宜，地质工程一体化统筹考虑，煤层地质特征如构造形态、地应力状态、储层物性、含气性、煤岩力学、煤体结构等决定了工程技术的选择。

有研究表明[36-37]，由于存在井筒摩阻，水平段长度超过800 m 后，长度每增加100 m，产气量将降低10%左右。水平段过长钻遇复杂地层的风险加大，完钻周期增加，已钻井眼在泥浆浸泡时间延长，井壁容易垮塌，较长水平井段造成更多煤粉迁移及排除增加了难度。

综上考虑，可根据储量丰度、单井井控储量和投资之间的关系开展水平井段长度优化，鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气井水平段长1 000 m 左右为宜(图9)。

图9 煤层气井的水平段长度对累产气量影响Fig.9 Effects of horizontal section length on cumulative gas production for a coalbed methane well

4.2 簇间距优化

合理的簇间距设计对储层压裂改造效果十分关键。簇间距过大影响煤层气采收率和施工效率，簇间距过小出现应力干扰现象，部分压裂缝对煤层气产能贡献率较小。通过调整分段数和簇间距，诱导同一水平井相邻段之间以及相邻水平井压裂主干裂缝延伸方向的井间干扰，从而形成贯通整个煤层的裂缝网络，使煤层气的排采阶段更容易形成体积压降，从而大幅提高煤层气产量。2023 年，李鹏钺[36]考虑水力裂缝沟通范围和施工作业成本因素，针对陕西韩城区块煤层气研究发现优选簇间距为30 m 时碎软煤储层改造效果最佳。2022 年，郭志企[37]采用ANSYS 分析了压裂过程中煤层压裂区压力场和应力场的扰动分布规律，模拟分析优化分段多簇密集压裂水平井簇间距，发现簇间距15～25 m 时水力压裂缝在煤储层中展布较好。

4.3 压裂液优选

煤层表面有机官能团较多，活性高，导致煤层对黏性压裂液中的高分子有机物吸附性较强，常用的滑溜水、胍胶、清洁压裂液等高分子压裂液体系如果破胶不彻底或不能尽快破胶，极易吸附在煤表面形成残胶或残渣伤害(图10)。埋深300～1 500 m 的煤层气地层温度一般较低(<50℃)，压裂通常采用成本较低的活性水压裂液或超低浓度胍胶压裂液，对于水敏储层可考虑用氮气/CO2泡沫压裂液。

图10 高分子压裂液伤害过的煤表面电镜照片Fig.10 A scanning electron microscope image of coal surface damaged by polymer fracturing fluids

对埋深2 000～3 400 m 深部煤层压裂改造时，其地层温度略高(53～77℃)，压裂液的破胶及降解问题并不突出，目前常采用变黏滑溜水大规模改造模式(单段液量2 200～4 098 m3)，大规模压裂液入井造成近井的温度较低，难以尽快破胶。室内试验表明，加入一定浓度的低温辅助破胶剂可实现近井压裂液在较低温度下的彻底破胶(图11)，破胶剂加量超过0.3‰，破胶时间大幅度缩短。

图11 20℃时低温破胶辅助胍胶曲线Fig.11 Curves of low-temperature gel breaking-assisted guanidine gum at 20℃

华北油田安泽区块(煤层埋深930～1 320 m)4 口井胍胶压裂使用低温破胶剂，压后17 d 压裂液返排率达到26.4%～29.0%(邻井达到该返排率平均需36 d 以上)，返排液黏度1～3 mPa·s，压裂液破胶效率明显提高，因此建议，深部煤层气压裂液加入滑溜水破胶剂及少量低温辅助破胶剂。

4.4 支撑剂优选

由于煤层密度较低，水力压裂裂缝中作用在支撑剂上的有效应力也较小，浅部煤储层为6～16 MPa，深部煤(如大宁-吉县8 号煤)储层12～37 MPa。根据现行支撑剂行业标准，35 MPa 下石英砂破碎率及导流能力均能达到煤层裂缝支撑需求。结合低成本开发目标，一般选用石英砂支撑剂。

由于煤层弹性模量较低，浅部煤储层为0.22～0.60 GPa，深部煤储层为0.40～0.83 GPa，泊松比为0.29～0.40，造成压裂支撑剂嵌入严重(图12)。实验表明浅部煤的裂缝导流由于支撑剂嵌入损失可达40%，浅部煤层压裂可采用0.482～1.062 mm(16/30 目)、0.425～0.850 mm(20/40 目)、0.340～0.482 mm(30/50 目)、0.243～0.425 mm(40/70 目)石英砂。

图12 煤层裂缝表面支撑剂嵌入痕迹Fig.12 Proppant embedding traces on a coal-seam crack surface

目前深部煤层气压裂多以超大加砂强度(6.3～8.9 t/m)为主，砂粒径以70/140 目∶40/70 目∶30/50 目=6∶3∶1 为主。深部煤储层由于闭合压力更高(8 号煤闭合压力42 MPa 左右)，嵌入损失更严重，可达62%(图13)。

图13 煤层水力裂缝石英砂嵌入损失的导流能力Fig.13 Conductivity loss caused by the embedding of quartz sands in hydraulic fractures of coal seams

可在保证导流需求的前提下提高砂粒径适当降低加砂强度，从而降低施工成本。临兴区块的深部煤层气采用3.4 t/m 加砂强度，70/140 目∶40/70 目∶20/40 目=2∶2∶1 砂粒径条件下，8 段压裂施工实现单井6.2×104m3/d 测试产量。因此，深部煤层压裂支撑剂优选时可加入20/40 目大粒径支撑剂，并提高大粒径砂的比例。

4.5 煤层气水平井压裂液返排率

深部煤层气水平井压裂液返排特征、达到最高日产气时的压裂液返排率，均与页岩气相近，而与中浅部煤层气不同。

深部煤层气水平井压裂液返排后快速见气，返排结束后以较高产量生产。大宁-吉县深部煤层气水平井投产时压裂液返排率14.98%～28.14%，平均20.44%；达到最高日产气时压裂液的返排率22.70%～37.35%，平均28.27%。长宁页岩气达到最高日产气量时压裂液返排率10%～30%，威远页岩气达到最高日产气量时压裂液返排率23.1%～31.7%。

深部煤层气达到最高日产气时压裂液返排率为23%～37%(图14)，主要原因在于深部煤层含有一定比例游离气，地层能量和渗流能力获得明显提升。

图14 典型区块达到最高日产气量的压裂液返排率Fig.14 Flowback rates of fracturing fluids in typical blocks under the maximum daily gas production

4.6 煤层气水平井EUR 特征

深部煤层气还在先导试验期，投资和EUR 关系尚不明显[38-42]。川南页岩气经过长达10 a 开发，EUR 特征已经相对明确[43]。根据统计，威远页岩气井EUR 主要分布在(0.4～1.4)×108m3，424 口井平均EUR 为0.90×108m3(图15a)。威远页岩气田平均压裂水平段长度1 600 m，水平井间距300 m，每口井动用面积0.48 km2，动用储量2.5×108m3，20 a 平均EUR 为0.9×108m3，采出程度36%(图15b)。

图15 典型地区煤层气与页岩气工程技术参数对比Fig.15 Comparison of engineering technical parameters for coalbed methane and shale gas in typical areas

鄂尔多斯盆地东缘深部煤层气采用超大规模压裂，预计EUR 为(2 500～5 500)×104m3，相当于页岩气1/2～1/3，但用液强度是页岩气的1.5 倍左右，加砂强度是页岩气的2 倍(图15c、图15d)，单井投资(4 300～6 500) 万元。煤层气单位投资EUR 偏低，开发效率及经济效益仍有待提高。

5 煤层气水平井开发对策

煤层气开发效果受地质特征和开发工程技术协同控制，地质是基础，工程技术是手段，地质工程一体化统筹考虑，需结合煤层气地质特征和生产特征，从井型选择、钻完井技术配套、压后排采制度优化及生产制度优化等方面，做好各环节工作，以达到最好开发效果[44-50]。

5.1 针对煤储层地质特征，进一步优化煤层气水平井开发工艺

针对富含有机质煤储层特征，水平井开发工艺需要因地制宜制定方案，并推进煤层气水平井地质工程一体化。水平井高效PDC 钻头+伽马导向工具，实现水平段一趟钻钻井技术，提高煤层钻遇率。鄂尔多斯盆地地层平缓，煤层厚度大，地应力状态稳定，富含游离气，主力煤层8 号煤以大型丛式L 型水平井完井、增能增渗改造技术为主、筛管水平井补充。准噶尔盆地地层倾角大，地层压力高，煤层厚度大，以L 型顺煤层走向水平井与沿煤层倾向水平井，水力压裂改造及复合筛管完井技术为主(表3)。

表3 煤层气不同井型工艺适用技术对策Table 3 Technical countermeasures for different types of coalbed methane wells

5.2 针对单井钻完井成本问题，优化完善水平井钻完井与配套技术

深部煤层气采用水平井开发处于发展初期，水平井开发技术潜力还远没有充分发挥出来。中浅部煤层气经历了直井、定向井、羽状井、U 型井，历时20 a 发展到L 型水平井、分段压裂与筛管完井动力洗井增产，深部煤层气仅开展了直井压裂与L 型水平井分段压裂增产。只有多种方案对比优化与试验，才能得出最优方案。从目前开发成本统计来看，压裂成本相对于钻井成本偏高，有必要升级水平井钻完井与配套增产技术。

5.3 针对煤粉迁移规律，采取适用的煤层气水平井控粉返排技术

煤粉迁移是煤层气水平井开发重要技术难题也是制约煤层气连续稳定排采的关键因素之一。煤粉是必然产物，贯穿于排采全周期，有流体产出就有煤粉排出。探究煤粉由静止开始运动的临界流速，为制定合理排采制度提供理论依据。做好井筒内煤粉快速诊断是煤粉防治的必要措施。下入煤粉检测仪器，随时检测煤粉浓度，从油管外注入水稀释煤粉，并控制流压，实现有序排出煤粉。储层压裂注意射孔密度和方位，避免压裂缝走向沟通软煤层。筛管水平井改变筛管孔眼分布与直径，有利于煤粉排出。选择一些对煤粉耐受性强的无杆泵排采，煤粉对低产水的井影响较大，可以采用多通道、多级隔膜泵排采。

5.4 依据游离气与吸附气赋存比例，优化生产控制技术提升单井EUR

深部煤层气初期游离气占比较大，递减快，解吸气快速上升后形成相对稳产，一般生产120 d 后缓慢递减。游离气为单相稳定渗流，渗流阻力小。游离气有效动用范围是吸附气的2 倍，游离气产出带动吸附气解吸。需要做好压力管控，制定合理的排采制度，降低速敏伤害减少流动阻力、保持吸附气和游离气平衡和接替产出。生产动态分析中进一步区分气-水渗流强弱，平衡地下气水比，保持气水连续产出，促进降压解吸。利用高精度电子压力计监测井底流压与套压，优化煤层气井排采制度，延长生产时间，进一步提升单井EUR。

6 结论

a.对比了煤层和页岩储层的差异性，明确了煤层气水平井开发技术方向。与页岩相比，煤层具有“有机质含量更高、但矿物含量更低，孔隙体积和渗透率更高，含气量更高、但游离气占比更低，低力学强度、低弹性模量和高泊松比”的特征，这些地质差异性导致煤和页岩储层对人工裂缝的需求及对应的工程技术手段也不同。

b.分析了煤层气水平井开发技术经济政策，并建议：煤层气水平段长度一般不超过1 000 m、簇间距15～30 m 储层改造效果较好；深部煤层气压裂液可加入滑溜水破胶剂及少量低温辅助破胶剂提高破胶效率；深部煤层气压裂支撑剂优选时可提高20/40 目大粒径比例；煤层气单井EUR 低，应提高煤层气开发效率及经济效益等。

c.提出下步煤层气水平井开发的对策，并指出：需针对煤储层地质特征，进一步优化煤层气水平井开发工艺；完善水平井钻完井与配套技术，降低单井钻完井成本；依据煤粉迁移规律，实现煤层气水平井控粉有序返排，提高排采效果；依据游离与吸附气赋存比例，优化生产控制技术提升单井EUR。

致谢：本文撰写过程中，得到了中国石油勘探开发研究院朱庆忠教授级高级工程师、中国石油国家卓越工程师学院孙金声院士、河南理工大学鲜保安教授的悉心指导，并得到中国石油国家卓越工程师学院和中国石油勘探开发研究院同事的大力支持，在此谨表谢意。